煤層氣水平井開發的理論技術初探
——兼論煤層氣和頁巖氣開發條件對比

王紅巖，段瑤瑤，劉洪林，趙 群，陳尚斌，盧海兵，施振生，孫欽平，陳振宏，周尚文，楊明偉，王 聰

(1.中國石油國家卓越工程師學院，北京 102200；2.國家能源頁巖氣研發(實驗)中心，北京 100083；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；4.中國礦業大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221008)

我國煤層氣資源豐富，埋深2 000 m 以淺的煤層氣地質資源量約為30.05×1012m3，可采資源量12.5×1012m3；對于2 000 m 以深的煤層氣地質資源還沒有開展系統評價，初步評估在20×1012m3以上[1-3]。我國煤層氣儲層具有低地層壓力、低滲透率、低含氣飽和度與強非均質性等基本特征，儲層改造難度較大，制約了煤層氣單井產量和采收率的提高[4-6]。自20 世紀90 年代開始，中淺層煤層氣勘探開發技術逐步成熟，形成了一批基于直井開發的特色技術，產量初具規模，到“十三五”末，全國煤層氣年產量接近100×108m3，但是面臨著“單井產量低、投資回報率低、產量增長緩慢”的現狀，產業發展總體低于預期。水平井鉆完井技術是集煤層氣鉆完井與增產于一體的集成技術，最早在頁巖氣開發中不斷升級并獲得大規模應用[7-8]，該技術最大限度打造人工氣藏，并溝通人造和天然裂縫系統，增加排水泄壓面積，降低裂隙內氣液兩相流的流動阻力，大幅提高單井產量，這對煤層氣開發具有借鑒意義[9-10]。國內煤層氣水平井主要在山西沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣(簡稱鄂東)高-中階煤層氣開發中取得了較好的效果[11-14]，特別是大寧-吉縣深部煤層氣效果凸顯，水平井經過體積改造后均獲高產，呈現“返排即見氣，投產即高產”生產特征。煤層氣儲層特征、成藏規律與頁巖氣差別較大，水平井分段體積改造技術需要結合煤層氣自身特點。國內外學者對水平井的井型與井身結構、井壁穩定、漏失封堵、軌跡控制與完井增產方式等應用技術開展了大量研究[12-19]，取得了重大進展，也形成了以水平井為主的開發技術體系。但面對多種煤層氣藏類型和差異化的煤儲層類型劃分，水平井技術應用理論基礎、技術適應性、適用范圍還有待于進一步深化拓展。

1 我國煤層氣水平井開發現狀

為緩解我國能源供需矛盾，解決煤炭安全開采等問題，20 世紀90 年代，我國開始啟動煤層氣開發探索，2004 年進入商業性開發，先后建成沁水、鄂東等煤層氣開發產業基地。

我國煤層氣勘探開發可以分為3 個階段：(1) 中淺層勘探發現階段(1990-2006 年)：20 世紀90 年代初啟動勘探評價，主要采用直井鉆探和試氣，經過16 a 的勘探評價工作，發現并探明了沁水、鄂東煤層氣田，并初步掌握了煤層氣勘探、鉆井、壓裂和試采等技術。(2) 中淺層規模開發階段(2007-2018 年)：成功開發沁水、鄂東中淺層，準噶爾等開展勘探評價，鉆井工作量、煤層氣儲量、產量均較快增加，煤層氣井平均6～10 個月見氣，1～2 a 達產，穩產一般超過5 a。(3) 深層勘探評價(2019 年至今)：鄂東深層、河北大城勘探評價獲得重大突破。2016-2018 年中國石油華北油田在河北大城2 000 m 深度水平井大平7 井獲得1.2×104m3日產氣量。2019 年以來，中國石油加大鄂爾多斯盆地深層煤層氣評價，采用水平井分段體積改造技術，施工排量、加砂量與壓裂液總量都不斷提高，經歷了常規壓裂(砂量30～70 m3/段、排量7～12 m3/min)、大規模壓裂(砂量170～300 m3/段、排量8～14 m3/min)和超大規模極限體積壓裂(砂量300～450 m3/段、排量14～18 m3/min)，大幅增加深層煤層氣單井產氣量。鄂東主力區塊35 口水平井平均水平段長1 261 m，煤層鉆遇率97.2%，其中20 口井鉆遇率100%。投產23 口井平均單井初期日產氣11×104m3，是中淺層水平井的10～20 倍。

煤層氣開發從最初直井起步，經歷了L 型水平井到多分支水平井和叢式水平井 (圖1)。L型水平井水平段軌跡方向基本與煤層平行，與直井相比，水平井對儲層控制面積大、單井產量相對較高，鉆井存在一定難度，需采用隨鉆地質導向技術，精準控制井眼軌跡，提高煤儲層鉆遇率與中靶率。

圖1 我國煤層氣開發井型發展歷程Fig.1 History of well types for CBM production in China

多分支水平井一般由一個主支和多個分支或多個主支和多個分支組成，每口井的單井控制面積大，為直井的5～10 倍、L型井的2～3 倍，但該型井存在鉆井費用高、井壁穩定性差、后期井壁垮塌等問題。

叢式水平井適合山區、丘陵等地表條件復雜、鉆井平臺選址困難的地區，利用一個井場或平臺鉆出若干個定向井溝通儲層。通過批量鉆井可有效節約占地面積、提高設備利用率、縮短施工周期。

2 煤和頁巖儲層特征對比

煤是一種有機巖，在儲層特征和煤層氣成藏特征方面與頁巖氣具有較大差異。需要從沉積環境、礦物組成、孔隙類型、孔滲特征、含氣性和巖石力學等方面對煤層與頁巖儲層進行對比(表1)。

表1 煤層氣與頁巖氣儲層特征對比Table 1 Comparison between coalbed methane reservoirs and shale gas reservoirs

2.1 沉積環境差異

煤層沉積環境復雜多樣，總體沉積水體相對較淺。煤層通常發育于克拉通內部盆地、陸內斷陷盆地和裂谷型盆地，成煤沉積體系有淺海-障壁海岸、淺海-無障壁海岸、三角洲、河流、湖泊和沖積扇等。

頁巖通常發育于三角洲相、濱岸相、陸棚相和重力流等4 類沉積環境，但目前全球已成功實現工業化開發的頁巖氣儲層以海相深水陸棚相沉積為主[20-21]，沉積水體深度較大，沉積環境較為穩定，頁巖大面積連續分布，面積達(1～10)×104km2。富有機質黑色頁巖沉積通常與全球性生物滅絕事件相關，如揚子地區龍馬溪組底部黑色富有機質頁巖與奧陶紀末赫南特期生物大滅絕相關。

2.2 儲層礦物組成

煤層主要形成于沼澤化環境，有機質較頁巖更為富集。煤中有機碳含量除受原始沉積因素影響外，還與煤中有機質成熟度有關，成熟度越高有機碳富集程度也相應增高[22-24]。煤中碳質量分數隨煤化作用的增高由泥炭的20%左右上升到無煙煤的80%～90%，有機質類型以Ⅲ型為主。沁水盆地及鄂東已開發煤儲層，有機質體積分數86%～93%，無機礦物體積分數僅7%～14%，以黏土及碳酸鹽巖為主。

頁巖儲層中無機礦物體積分數超過90%，有機組分僅占3%～5%，一般不超過10%，有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主，屬于分散有機質，按形態分為有形態組分和無形態組分。頁巖儲層以石英、黏土等無機礦物為主，不同頁巖組分差異較大。川南龍馬溪組底部黑色頁巖有機質體積分數約5%，石英、黏土和碳酸鹽巖礦物體積分數分別占56%、33%和5%；川東北大安寨組頁巖有機質體積分數約3%，石英、黏土和碳酸鹽巖體積分數占24%、53%和20%(圖2)。與頁巖儲層相比，煤儲層有機質含量更高，是有機質含量超高的特殊沉積巖。

圖2 典型地區煤與頁巖礦物組成對比Fig.2 Comparison of mineral composition between coals and shales in typical areas

2.3 孔裂隙特征

煤儲層具有 “雙重孔隙”結構，包括基質孔隙和裂隙[25]。基質孔隙為煤層氣賦存空間，具有很大的比表面積，吸附能力強，是主要的儲氣空間。裂隙是煤層氣運移通道。低階煤孔隙率平均為12%，大孔、中孔、過渡孔的孔容均較大，尤以過渡孔為主，孔隙連通性較好；高階煤的孔隙率平均值為7%，以大孔孔容最大，過渡孔、微孔的孔容次之，比表面積均以過渡孔、微孔為主。

頁巖儲層以微觀孔隙為主，宏觀裂縫發育程度與后期構造改造程度有關[26]，孔隙率一般3%～8%。孔隙包括有機質孔、礦物粒內孔、晶間孔、溶蝕孔和有機質與礦物間的孔隙(圖3)。孔隙直徑主體范圍80～300 nm，也有認為2～40 nm。川南龍馬溪組底部頁巖有機質孔占70%以上，100 nm 以下有機質孔占95%。同時頁巖層理發育，局部受構造改造影響，發育大量構造裂縫。總體來看，煤儲層孔隙體積約是頁巖的2 倍，宏觀裂縫比頁巖更發育。

圖3 典型地區煤與頁巖儲層孔隙對比Fig.3 Comparison of pores in coal reservoirs and shale reservoirs in typical areas

2.4 滲透性特征

煤儲層裂縫發育，滲透率受地應力、煤體結構、構造史、宏/微觀割理/裂隙的張開程度、充填情況等影響[27]。煤變質程度較高并疊加了一定程度構造變形的煤儲層和中等變質程度較弱變形的煤儲層，滲透性得到改善，煤層氣可采性好。但總體上煤儲層滲透率變化較大，在(0.1～5.0)×10-3μm2。

頁巖平均喉道半徑不到0.005 μm，屬特低滲儲層，頁巖基質滲透率一般小于0.01×10-3μm2。受頁巖層理發育程度影響，滲透率具有較強的各向異性。川南龍馬溪組底部富有機質頁巖滲透率總體小于0.006×10-3μm2，順層理方向滲透率是垂直層理方向滲透率的4.2 倍。川南威001-2 井測井解釋結果顯示，筇竹寺組頁巖滲透率在(0.001～0.110)×10-3μm2，平均為0.019×10-3μm2。與頁巖相比，煤儲層滲透率較高，總體是頁巖的10～500 倍。

2.5 含氣性特征

煤儲層以有機質為主體，生氣能力強，受保存及孔隙等因素影響含氣量變化較大，低階煤含氣量一般2～5 m3/t，中高階煤含氣量可達10～30 m3/t(圖4)。煤儲層微孔極其發育，熱演化過程中生成的甲烷等氣體自生自儲于微觀孔隙內，以吸附態為主；在有利的保存條件下，深部煤層氣宏觀裂縫內存在一定量的游離氣。通常情況下，中淺部煤層氣吸附氣占比接近100%。深部煤層受保存及溫度等條件影響，游離氣占比5%～35%，不同地區氣體賦存狀態有所差別(圖5)。

圖4 典型地區煤與頁巖含氣量對比Fig.4 Comparison of gas content between coals and shales in typical areas

圖5 煤與頁巖中吸附氣與游離氣占比Fig.5 Proportions of adsorbed and free gases in coals and shales

頁巖儲層中的I 型和Ⅱ型有機質在成熟過程中，先生油，然后油再裂解成氣[28]。鏡質體隨機反射率Rran為1.0%～1.6%的頁巖既有油又有氣，當Rran＞1.6%后以含氣為主。以川南龍馬溪組海相頁巖為例，其Rran總體高于2.5%，以干氣為主，甲烷體積分數超過95%；目前已開發的頁巖儲層多為超壓(壓力系數1.6～2.2)，頁巖含氣量一般3～12 m3/t，游離氣占比60%～80%。與海相頁巖儲層相比，煤儲層含氣量比頁巖高2～3 倍，但游離氣占比低于頁巖儲層。

2.6 巖石力學特征

煤儲層以有機質為主的特征，決定其具有低密度、低力學強度、低彈性模量和高泊松比等巖石力學特征。煤的密度一般隨著煤階增高而增大，褐煤的真密度為1.30～1.4 g/cm3，煙煤為1.27～1.33 g/cm3，無煙煤為1.40～1.80 g/cm3。煤的抗壓強度一般在2.4～20.3 MPa(平均10.0 MPa)、彈性模量0.5～20.0 GPa(平均5.08 GPa)、泊松比0.14～0.47(平均0.28)。隨著煤階的增高，煤的力學性能參數總體趨于增高。

頁巖儲層以無機礦物為主，石英、黏土、長石和碳酸鹽巖等礦物含量不同，其巖石力學性質存在一定差異。川南龍馬溪組底部頁巖總有機碳含量(TOC)3%～5%，密度2.5～2.6 g/cm3，其石英、黏土、碳酸鹽巖和長石等礦物體積分數分別為55%～70%、12%～25%、8%～13%和2%～5%。頁巖樣品單軸抗壓強度70～100 MPa，彈性模量31～50 GPa、泊松比0.20～0.26。在圍壓荷載、溫度等相同條件時，隨著頁巖含水飽和度增加，頁巖強度和黏聚力均降低，黏聚力減小速度更顯著。與頁巖儲層相比，煤儲層的抗壓強度和彈性模量分別是頁巖的1/5 和1/8 左右，泊松比比頁巖高約20%。因此，壓裂過程中煤層裂縫更容易開啟，但受強塑性等力學特征影響，不易形成復雜縫網體系。

3 煤和頁巖儲層水平井分段壓裂技術對比

3.1 北美技術簡述

北美水平井分段壓裂技術發展歷史及理念是伴隨著非常規油氣開發的過程，通過不斷嘗試探索及技術革命性進步應運而生的。

2002 年以來，北美越來越多水平井應用于低滲透油氣藏，2007 年以后，針對頁巖氣、致密氣等非常規天然氣地質特點逐步發展形成快鉆橋塞分段壓裂、裸眼封隔器分段壓裂等水平井壓裂主體技術。同時試驗兩井同步壓裂技術，或拉鏈式壓裂技術，“工廠化”壓裂作業模式大大降低了作業成本。

2009 年，Barnett 頁巖氣井總數達13 740 口，其中新鉆井3 694 口，水平井超過95%。2022 年北美水平井壓裂井數已超20 萬口，水平井多段壓裂技術總體上已趨于成熟，同時10 a 內單平臺布井從8～16 口上升到24～40 口，二疊系盆地單平臺最多部署64 口。

目前北美每年1～3 萬口井進行壓裂，改造深度從1 500～4 000 m 均有分布，總體上，水平段長度從2008 年的1 000 m 增長到2019 年3 000 m 以上，分簇數量由80 簇增長到300 簇(表2，圖6)，有持續增多的趨勢。

表2 北美非常規典型壓裂技術參數Table 2 Typical technical parameters for fracturing of unconventional reservoirs in North America

圖6 Haynesville 頁巖某區塊水平井段長年度變化Fig.6 Annual variations in horizontal well section length in a certain block of the Haynesville Shale

3.2 技術特征

如前所述，煤儲層與頁巖儲層在氣體賦存形式、儲層滲透性、儲層巖石力學性質等方面都有較大差異，這些地質差異決定了煤儲層和頁巖儲層對人工裂縫的需求不同，實現與儲層相匹配的人工裂縫的工程技術手段也不同。

頁巖儲層游離氣含量高于煤儲層，且滲透率極低，流體的有效滲流距離短。因此，儲量動用對人工裂縫的導流能力需求不高，但對人工裂縫的密度要求較高。需要通過水平井體積改造形成人工裂縫網絡，實現裂縫壁面與儲集層基質的接觸面積最大，儲集層流體從基質流至裂縫的距離最短，基質中流體向裂縫滲流所需壓差最小，進而提高儲量動用程度，提高頁巖氣的單井產量和單井最終可采儲量(EUR)。

頁巖儲層普遍含有一定量的脆性礦物，整體上具有較好的脆性和可壓性，且層理發育，壓裂工藝主要采用大段多簇射孔、全程滑溜水和低砂比的小粒徑石英砂，并配合縫口和縫內的暫堵轉向施工工藝，以提高縫內凈壓力，激活儲層內大量的天然結構面，并提高多簇裂縫的開啟程度和遠端裂縫的轉向延伸，從而提高人工裂縫的復雜程度，實現體積改造(圖7a)。

圖7 煤層與頁巖氣壓裂波及范圍對比Fig.7 Comparison of fracturing ranges between coal and shale gas reservoirs

與頁巖相比，煤儲層的吸附氣含量較高，中淺部煤層氣吸附氣占比接近100%，深部煤層氣吸附氣占比67%～95%。煤儲層的滲透性總體上好于頁巖儲層，宏觀裂縫比頁巖更發育。特別是我國中淺部煤層氣，大多屬于低含水煤層，煤層氣的開采需要通過長期、連續、穩定的排水降壓使吸附在煤層中的甲烷解吸。因此，儲層動用對人工裂縫的導流能力需求相對較高，而對人工裂縫的密度要求相對較低。

煤儲層塑性較強，層理和割理發育，壓裂過程中層理和割理濾失較高，凈壓力提升困難，一般橫向延伸距離小于頁巖(圖7b、圖7c)。煤層壓裂巷道挖掘礦場試驗和室內活性水壓裂煤層的大型壓裂物理模擬實驗表明，淺部煤層氣活性水壓裂，層理縫對裂縫高度控制作用也較為明顯(圖8a、圖8b)，采用黏性壓裂液可有效緩解裂縫復雜及層理縫擴展等問題(圖8c)。同時，為提高裂縫導流能力，降低塑性地層支撐劑嵌入影響，與頁巖儲層壓裂相比，通常采用更高粒徑支撐劑、更高砂比和更大單段砂量施工。

圖8 煤層氣裂縫形態巷道挖掘試驗及室內物理實驗模擬效果Fig.8 Results of roadway tunning tests and indoor physical experiments for fracture morphologies in coal seams

4 煤層氣水平井分段壓裂技術

水平井具有投資成本高、鉆完井技術難度大等特點，水平井段長度優化、人工裂縫簇間距優化、液體性質和支撐劑選擇、單井最終可采儲量EUR 預測、排采工藝優選等開發技術對策是提高煤層氣產量的關鍵[29-35]。

4.1 水平井段長度優化

水平井長度優化要因地制宜，地質工程一體化統籌考慮，煤層地質特征如構造形態、地應力狀態、儲層物性、含氣性、煤巖力學、煤體結構等決定了工程技術的選擇。

有研究表明[36-37]，由于存在井筒摩阻，水平段長度超過800 m 后，長度每增加100 m，產氣量將降低10%左右。水平段過長鉆遇復雜地層的風險加大，完鉆周期增加，已鉆井眼在泥漿浸泡時間延長，井壁容易垮塌，較長水平井段造成更多煤粉遷移及排除增加了難度。

綜上考慮，可根據儲量豐度、單井井控儲量和投資之間的關系開展水平井段長度優化，鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣井水平段長1 000 m 左右為宜(圖9)。

圖9 煤層氣井的水平段長度對累產氣量影響Fig.9 Effects of horizontal section length on cumulative gas production for a coalbed methane well

4.2 簇間距優化

合理的簇間距設計對儲層壓裂改造效果十分關鍵。簇間距過大影響煤層氣采收率和施工效率，簇間距過小出現應力干擾現象，部分壓裂縫對煤層氣產能貢獻率較小。通過調整分段數和簇間距，誘導同一水平井相鄰段之間以及相鄰水平井壓裂主干裂縫延伸方向的井間干擾，從而形成貫通整個煤層的裂縫網絡，使煤層氣的排采階段更容易形成體積壓降，從而大幅提高煤層氣產量。2023 年，李鵬鉞[36]考慮水力裂縫溝通范圍和施工作業成本因素，針對陜西韓城區塊煤層氣研究發現優選簇間距為30 m 時碎軟煤儲層改造效果最佳。2022 年，郭志企[37]采用ANSYS 分析了壓裂過程中煤層壓裂區壓力場和應力場的擾動分布規律，模擬分析優化分段多簇密集壓裂水平井簇間距，發現簇間距15～25 m 時水力壓裂縫在煤儲層中展布較好。

4.3 壓裂液優選

煤層表面有機官能團較多，活性高，導致煤層對黏性壓裂液中的高分子有機物吸附性較強，常用的滑溜水、胍膠、清潔壓裂液等高分子壓裂液體系如果破膠不徹底或不能盡快破膠，極易吸附在煤表面形成殘膠或殘渣傷害(圖10)。埋深300～1 500 m 的煤層氣地層溫度一般較低(<50℃)，壓裂通常采用成本較低的活性水壓裂液或超低濃度胍膠壓裂液，對于水敏儲層可考慮用氮氣/CO2泡沫壓裂液。

圖10 高分子壓裂液傷害過的煤表面電鏡照片Fig.10 A scanning electron microscope image of coal surface damaged by polymer fracturing fluids

對埋深2 000～3 400 m 深部煤層壓裂改造時，其地層溫度略高(53～77℃)，壓裂液的破膠及降解問題并不突出，目前常采用變黏滑溜水大規模改造模式(單段液量2 200～4 098 m3)，大規模壓裂液入井造成近井的溫度較低，難以盡快破膠。室內試驗表明，加入一定濃度的低溫輔助破膠劑可實現近井壓裂液在較低溫度下的徹底破膠(圖11)，破膠劑加量超過0.3‰，破膠時間大幅度縮短。

圖11 20℃時低溫破膠輔助胍膠曲線Fig.11 Curves of low-temperature gel breaking-assisted guanidine gum at 20℃

華北油田安澤區塊(煤層埋深930～1 320 m)4 口井胍膠壓裂使用低溫破膠劑，壓后17 d 壓裂液返排率達到26.4%～29.0%(鄰井達到該返排率平均需36 d 以上)，返排液黏度1～3 mPa·s，壓裂液破膠效率明顯提高，因此建議，深部煤層氣壓裂液加入滑溜水破膠劑及少量低溫輔助破膠劑。

4.4 支撐劑優選

由于煤層密度較低，水力壓裂裂縫中作用在支撐劑上的有效應力也較小，淺部煤儲層為6～16 MPa，深部煤(如大寧-吉縣8 號煤)儲層12～37 MPa。根據現行支撐劑行業標準，35 MPa 下石英砂破碎率及導流能力均能達到煤層裂縫支撐需求。結合低成本開發目標，一般選用石英砂支撐劑。

由于煤層彈性模量較低，淺部煤儲層為0.22～0.60 GPa，深部煤儲層為0.40～0.83 GPa，泊松比為0.29～0.40，造成壓裂支撐劑嵌入嚴重(圖12)。實驗表明淺部煤的裂縫導流由于支撐劑嵌入損失可達40%，淺部煤層壓裂可采用0.482～1.062 mm(16/30 目)、0.425～0.850 mm(20/40 目)、0.340～0.482 mm(30/50 目)、0.243～0.425 mm(40/70 目)石英砂。

圖12 煤層裂縫表面支撐劑嵌入痕跡Fig.12 Proppant embedding traces on a coal-seam crack surface

目前深部煤層氣壓裂多以超大加砂強度(6.3～8.9 t/m)為主，砂粒徑以70/140 目∶40/70 目∶30/50 目=6∶3∶1 為主。深部煤儲層由于閉合壓力更高(8 號煤閉合壓力42 MPa 左右)，嵌入損失更嚴重，可達62%(圖13)。

圖13 煤層水力裂縫石英砂嵌入損失的導流能力Fig.13 Conductivity loss caused by the embedding of quartz sands in hydraulic fractures of coal seams

可在保證導流需求的前提下提高砂粒徑適當降低加砂強度，從而降低施工成本。臨興區塊的深部煤層氣采用3.4 t/m 加砂強度，70/140 目∶40/70 目∶20/40 目=2∶2∶1 砂粒徑條件下，8 段壓裂施工實現單井6.2×104m3/d 測試產量。因此，深部煤層壓裂支撐劑優選時可加入20/40 目大粒徑支撐劑，并提高大粒徑砂的比例。

4.5 煤層氣水平井壓裂液返排率

深部煤層氣水平井壓裂液返排特征、達到最高日產氣時的壓裂液返排率，均與頁巖氣相近，而與中淺部煤層氣不同。

深部煤層氣水平井壓裂液返排后快速見氣，返排結束后以較高產量生產。大寧-吉縣深部煤層氣水平井投產時壓裂液返排率14.98%～28.14%，平均20.44%；達到最高日產氣時壓裂液的返排率22.70%～37.35%，平均28.27%。長寧頁巖氣達到最高日產氣量時壓裂液返排率10%～30%，威遠頁巖氣達到最高日產氣量時壓裂液返排率23.1%～31.7%。

深部煤層氣達到最高日產氣時壓裂液返排率為23%～37%(圖14)，主要原因在于深部煤層含有一定比例游離氣，地層能量和滲流能力獲得明顯提升。

圖14 典型區塊達到最高日產氣量的壓裂液返排率Fig.14 Flowback rates of fracturing fluids in typical blocks under the maximum daily gas production

4.6 煤層氣水平井EUR 特征

深部煤層氣還在先導試驗期，投資和EUR 關系尚不明顯[38-42]。川南頁巖氣經過長達10 a 開發，EUR 特征已經相對明確[43]。根據統計，威遠頁巖氣井EUR 主要分布在(0.4～1.4)×108m3，424 口井平均EUR 為0.90×108m3(圖15a)。威遠頁巖氣田平均壓裂水平段長度1 600 m，水平井間距300 m，每口井動用面積0.48 km2，動用儲量2.5×108m3，20 a 平均EUR 為0.9×108m3，采出程度36%(圖15b)。

圖15 典型地區煤層氣與頁巖氣工程技術參數對比Fig.15 Comparison of engineering technical parameters for coalbed methane and shale gas in typical areas

鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣采用超大規模壓裂，預計EUR 為(2 500～5 500)×104m3，相當于頁巖氣1/2～1/3，但用液強度是頁巖氣的1.5 倍左右，加砂強度是頁巖氣的2 倍(圖15c、圖15d)，單井投資(4 300～6 500) 萬元。煤層氣單位投資EUR 偏低，開發效率及經濟效益仍有待提高。

5 煤層氣水平井開發對策

煤層氣開發效果受地質特征和開發工程技術協同控制，地質是基礎，工程技術是手段，地質工程一體化統籌考慮，需結合煤層氣地質特征和生產特征，從井型選擇、鉆完井技術配套、壓后排采制度優化及生產制度優化等方面，做好各環節工作，以達到最好開發效果[44-50]。

5.1 針對煤儲層地質特征，進一步優化煤層氣水平井開發工藝

針對富含有機質煤儲層特征，水平井開發工藝需要因地制宜制定方案，并推進煤層氣水平井地質工程一體化。水平井高效PDC 鉆頭+伽馬導向工具，實現水平段一趟鉆鉆井技術，提高煤層鉆遇率。鄂爾多斯盆地地層平緩，煤層厚度大，地應力狀態穩定，富含游離氣，主力煤層8 號煤以大型叢式L 型水平井完井、增能增滲改造技術為主、篩管水平井補充。準噶爾盆地地層傾角大，地層壓力高，煤層厚度大，以L 型順煤層走向水平井與沿煤層傾向水平井，水力壓裂改造及復合篩管完井技術為主(表3)。

表3 煤層氣不同井型工藝適用技術對策Table 3 Technical countermeasures for different types of coalbed methane wells

5.2 針對單井鉆完井成本問題，優化完善水平井鉆完井與配套技術

深部煤層氣采用水平井開發處于發展初期，水平井開發技術潛力還遠沒有充分發揮出來。中淺部煤層氣經歷了直井、定向井、羽狀井、U 型井，歷時20 a 發展到L 型水平井、分段壓裂與篩管完井動力洗井增產，深部煤層氣僅開展了直井壓裂與L 型水平井分段壓裂增產。只有多種方案對比優化與試驗，才能得出最優方案。從目前開發成本統計來看，壓裂成本相對于鉆井成本偏高，有必要升級水平井鉆完井與配套增產技術。

5.3 針對煤粉遷移規律，采取適用的煤層氣水平井控粉返排技術

煤粉遷移是煤層氣水平井開發重要技術難題也是制約煤層氣連續穩定排采的關鍵因素之一。煤粉是必然產物，貫穿于排采全周期，有流體產出就有煤粉排出。探究煤粉由靜止開始運動的臨界流速，為制定合理排采制度提供理論依據。做好井筒內煤粉快速診斷是煤粉防治的必要措施。下入煤粉檢測儀器，隨時檢測煤粉濃度，從油管外注入水稀釋煤粉，并控制流壓，實現有序排出煤粉。儲層壓裂注意射孔密度和方位，避免壓裂縫走向溝通軟煤層。篩管水平井改變篩管孔眼分布與直徑，有利于煤粉排出。選擇一些對煤粉耐受性強的無桿泵排采，煤粉對低產水的井影響較大，可以采用多通道、多級隔膜泵排采。

5.4 依據游離氣與吸附氣賦存比例，優化生產控制技術提升單井EUR

深部煤層氣初期游離氣占比較大，遞減快，解吸氣快速上升后形成相對穩產，一般生產120 d 后緩慢遞減。游離氣為單相穩定滲流，滲流阻力小。游離氣有效動用范圍是吸附氣的2 倍，游離氣產出帶動吸附氣解吸。需要做好壓力管控，制定合理的排采制度，降低速敏傷害減少流動阻力、保持吸附氣和游離氣平衡和接替產出。生產動態分析中進一步區分氣-水滲流強弱，平衡地下氣水比，保持氣水連續產出，促進降壓解吸。利用高精度電子壓力計監測井底流壓與套壓，優化煤層氣井排采制度，延長生產時間，進一步提升單井EUR。

6 結論

a.對比了煤層和頁巖儲層的差異性，明確了煤層氣水平井開發技術方向。與頁巖相比，煤層具有“有機質含量更高、但礦物含量更低，孔隙體積和滲透率更高，含氣量更高、但游離氣占比更低，低力學強度、低彈性模量和高泊松比”的特征，這些地質差異性導致煤和頁巖儲層對人工裂縫的需求及對應的工程技術手段也不同。

b.分析了煤層氣水平井開發技術經濟政策，并建議：煤層氣水平段長度一般不超過1 000 m、簇間距15～30 m 儲層改造效果較好；深部煤層氣壓裂液可加入滑溜水破膠劑及少量低溫輔助破膠劑提高破膠效率；深部煤層氣壓裂支撐劑優選時可提高20/40 目大粒徑比例；煤層氣單井EUR 低，應提高煤層氣開發效率及經濟效益等。

c.提出下步煤層氣水平井開發的對策，并指出：需針對煤儲層地質特征，進一步優化煤層氣水平井開發工藝；完善水平井鉆完井與配套技術，降低單井鉆完井成本；依據煤粉遷移規律，實現煤層氣水平井控粉有序返排，提高排采效果；依據游離與吸附氣賦存比例，優化生產控制技術提升單井EUR。

致謝：本文撰寫過程中，得到了中國石油勘探開發研究院朱慶忠教授級高級工程師、中國石油國家卓越工程師學院孫金聲院士、河南理工大學鮮保安教授的悉心指導，并得到中國石油國家卓越工程師學院和中國石油勘探開發研究院同事的大力支持，在此謹表謝意。