1、勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变

经过近40年的勘探开发实践，煤层气单井产量普遍偏低。虽然煤层气资源静态评价较为成熟，但开发过程的动态认识不足，煤层气开发地质研究仍然有待深入。将地质研究与开发地质变化有效结合起来，这一重要的“中间环节”长期受到了不应有的忽视。目前煤层气开发生产现状是对以前煤层气甜点区评价参数或方法最直接的效果验证，已有不少失利案例，不得不重新对影响煤层气高产主控因素或影响产能的原因进行再认识。“十三五”以来，三维地震资料、水平井技术的大量实际应用，煤层气勘探思路已逐渐由传统的寻找“资源富集甜点区”向寻找“高产甜点区”转变，而且精准程度明显提高，这是非常关键的转变。除了煤层厚度、含气性等影响煤层气资源的参数之外，煤层渗透率对煤层气高产控制、特别是对煤层气产能的影响非常重要，煤层高渗条件已成为制约煤层气开发成败的关键因素。

近年来，利用勘探开发工程实践取得的生产数据和开发特征，反过来对地质再认识已有了不少报道，但更希望在未动用或少动用工程的前提下能够预测煤层内部渗透性的分布特征。通常取心井比较少、通过岩心测试渗透率的样品少，不能满足对整个区域的渗透率精细化分布评价与预测；基于统计模型的测井方法评价渗透率，不同地区有不同的经验解释模型，在无样品验证的地区，不能直接套用其他地区经验模型，预测结果往往具有一定的不确定性，这两种方法是目前常用渗透率预测方法。目前，利用微构造相似性预测煤层高渗区域已发展成为一种新的实用方法。

中石油煤层气有限责任公司通过精细地质研究和老区地震条件的再认识，发现了微构造对煤层气开发效果的重要性，提出微构造控藏机理，是微构造特征对煤层气赋存状态与开发生产的各项参数，包括含气性、局部水动力场、地应力、煤岩破碎、渗透率、解吸后气水分布及开发动态过程中解吸气运移等共同耦合作用，造就了不同微构造部位产气差异明显。相对煤层气赋存状态的影响，微构造对煤层气开发生产的影响更为重要，贯穿于煤层气井开发整个生命周期。

研究成果已取得了不同微构造部位井的开发规律认识，该理论指导了煤层气开发有利区评价和井位部署、老井综合治理、“一藏一策、一井一法”的生产井精细管理措施等。利用微构造相似性，通过研究已知微构造部位煤层气井的生产特征，预测同区块未开发区相似微构造部位煤层气井的产能和生产特征，从而预测区块的整体开发规律。“十三五”期间，该理论成功指导了保德区块滚动开发Ⅰ期、Ⅱ期、国内首个煤层气大平台保8项目等4期开发方案项目累计233口井的部署和大宁–吉县区块埋深大于2000m深部(层)煤层气先导试验方案的编制与实施。保德区块投产项目已展示出有利的正向微构造产气效果最好，排采1a的煤层气井产量达到13000m³/d，再次印证理论的可靠性。

华北油田提出了高阶煤疏导式开发理念，是以疏通渗透通道、保护或提高煤层渗透率为目的，以“疏导”为核心，形成了煤层气疏导式工程改造技术系列和定量化疏导式排采控制技术，提出了低前置液–快速返排压裂技术、见套压前/后差异化排采控制方案等系列措施。在沁水盆地取得良好成效，实施新井平均单井产气量大于2000m³/d，达到相邻老井的4倍。

2、开发部署由平铺式到精细化转变

长期以来，国内不少学者存在“煤层资源富集，煤层气就会高产”误区，煤层气早期勘探力度投入不够，缺乏三维地震资料或二维地震测网密度过于稀疏，导致构造研究不够精细、断裂或裂缝分布认识较为粗浅。

在对国内煤储层复杂构造条件认识不够深入的前提下，过于依赖国外规则井网的煤层气开发部署方式，平铺式部署了大批量、菱形或正方形等规则井网，同井距、同开发模式的煤层气井网部署，也是导致煤层气单井产量偏低的一个重要原因。实践验证已有不少煤层气井部署在断层或构造复杂区附近，加上煤层非均质性较强，不同微构造部位的应力和渗透性变化较大，导致煤层气井产气效果存在明显差异。因此，“十三五”期间，人们逐渐意识到这一不足后，开始避免大批量、同方案、同模式、同时上钻，采用各种措施来“激活”低产区或不产气井。中石油煤层气公司先后在韩城、保德区块都进行了以井网调整为主体的综合治理，取得明显效果。

华北油田早期部署的许多煤层气井后期表现为低产井，单井有效动用范围过低。为了动用井间剩余资源、扩大压降波及面积，“十三五”期间针对已开发低效区井间未动用储量开展剩余资源盘活研究，先导试验了鱼骨刺水平井耦合降压、井眼重入等盘活技术，联合原来老井低效井，形成一套联合井网。在郑庄区块低效区已初见成效，其中，鱼骨刺与井眼重入盘活技术单井平均日产气量分别达到4500m³、4000m³。

樊庄区块在老区精细调整，在构造落实程度低的空白区，新部署三维地震，落实区块微幅构造、刻画断裂及陷落柱构造，预测煤体结构分布，结合压裂裂缝方向，在开发中期开展了差异化的井型(筛管或套管压裂水平井等)及井网井距调整，开发调整井产量明显提高，与相邻老井在第330天进入稳产阶段的1300m³相比，开发调整的新井在第240天日产气量达到2500m³，产量明显提高。

文献介绍了对“十三五”期间取得的煤层气藏精细描述与产能评价技术、井网井距优化技术、煤层气定量化排采设计等稳产、增产技术。一项工程技术并非具有普适性，对应不同地质条件应该采取差异化的开发工程技术，不能将某一项工程技术盲目推广到不同的煤储层条件。这里重点对“十三五”期间取得具有代表性的几项针对不同煤层地质条件的煤层气高效增产技术展开介绍，包括碎软煤间接压裂技术、方解石填充深部(层)煤层的水平井少段多簇酸化压裂技术、特低渗深部(层)煤层水平井超大规模极限压裂技术、低阶煤大倾角厚煤层高效分层压裂技术等。

1、碎软煤间接压裂技术

由于构造煤煤体结构破碎，直接压裂煤层，裂缝难以扩展；构造煤在压裂中更易产生大量煤粉，使裂缝导流能力大幅下降，造成单井产量低，长期以来存在改造效果不理想的矛盾。在前期成果基础上，“十三五”针对碎软煤发育区进行了大量试验，通过合理利用煤层顶板、夹矸岩石与煤层力学差异特征，重构人工裂缝通道，建立顶板或夹层中稳定的“高速通道”(图1)，提高裂缝长度和改造范围，减少煤粉产出，取得明显成效和进展。

韩城区块是构造煤发育的典型区域。主力煤层为山西组5号煤层和太原组11号煤层，其碎裂煤和碎粒煤占比达80%以上。孔隙率和渗透率低，5号煤孔隙率3.85%~6.26%，渗透率(0.02~3.5)×10-³μ㎡，11号煤孔隙率2.34%~6.29%，渗透率(0.06~1.6)×1010-³μ㎡。受煤体结构影响，构造煤泊松比高(0.25~0.32)、弹性模量低，机械强度低，压裂改造施工压力高，压裂形成粗、短的裂缝，造缝范围小于50m，支撑剂在近井地带大量堆积，不易形成高效的渗流通道，压裂工艺适应性差，导致开发效果差。煤岩物性差，孔隙率和渗透率低，储层压降困难。

图1  碎软煤间接压裂技术

针对碎软煤煤层气开发难题，进行大量实践后，提出并形成碎软煤间接压裂或顶板压裂理念和技术。自2013年起开始在部分新层试验，2014—2015年逐步扩大试验范围，2016年大规模推广；2019年对基本顶压裂，逐步形成了一套针对丛式井和水平井的顶板压裂技术，其中煤层顶板水平井效果显著。在韩城区块实施煤层顶板试验水平井体积压裂技术，精准控制煤层顶板水平井井眼轨迹，确保距煤层顶面3m以内；开展近煤层顶板水平井压裂试验，形成顶板水平井少段多簇、密切割分段、控底体积压裂工艺。碎软煤间接压裂技术的施工压力较常规压裂井压力降低5~10MPa，施工压力平稳，加砂顺利。裂缝体积平均达到47.3×10⁴m³，较常规煤层气井压裂裂缝体积提高了3~6倍。

碎软煤顶板压裂技术在韩城区块规模推广应用累计206口井(老井170口，新井36口)，两类井日增产气量15.9×10⁴m³，累计增产2.6×10⁸m³。其中，老井平均单井日产气量由措施前的280m³提高到1000m³以上，平均单井增产73×10⁴m³；新井平均单井日产气量1500m³以上，新井累产已达到362×10⁴m³。目前措施增产贡献已超过5900×10⁴m³/a，提高采收率6%以上，应用实效显著。

2、方解石填充深部(层)煤层水平井少段多簇酸化压裂技术

深部(层)煤储层，因埋藏深度大、储层渗透率低，常规压裂不易形成体积缝网，难以形成大面积煤层气有效解吸范围，使得深部(层)煤层气一直未能实现规模有效开发。针对大宁–吉县区块埋深大于2000m的深部(层)，煤层煤体结构好、割理裂隙发育且多为方解石填充的特点(图2)，研发酸化压裂液体系，创建“剪切+溶蚀+支撑”组合体积酸化压裂工艺(图3)，扩大深部(层)煤层气有效泄流范围，提高煤层气单井产量。

图2  裂隙多为方解石填充的深部（层）煤岩心

图3  酸液浸泡深部（层）煤储层岩心前后电镜扫描结果

质渗透性仅(0.03~0.05)×10-³μm²，渗透性低于多数浅层煤层气储层。常规工艺无法满足深部(层)煤储层需求：割理发育，裂缝形态复杂，井深摩阻大，施工压力高，加砂难度高。考虑储层需求及化学反应对储层的影响，不断优化液体体系及压裂工艺，达到理想的改造效果。

（1）建立酸化压裂液体系

针对深部(层)煤层气地质和工程难点，研发了低伤害滑溜水压裂液、连续混配型清洁压裂液及其配套的固体缓速酸，以满足深部(层)煤层气储层改造特点。低伤害滑溜水压裂液使摩阻降低75%，伤害率减少17.9%，解决了深部(层)压裂施工压力高的难题。连续混配型清洁压裂液提高了压裂液的携砂性能，无需配液，施工工艺简化。固体缓速酸减少了近井酸液消耗，通道提高了酸液作用距离。

（2）建立“剪切+溶蚀+支撑”组合体积酸化压裂工艺

根据煤岩反应特征和生产效果，优化形成“前置液造剪切缝+清洁液携固体酸(溶蚀割理中的方解石形成微裂缝)+清洁液携不同粒径砂(支撑缝网体系)”的体积酸化压裂工艺。综合井温、裂缝监测、压后评估等多种方法分析，平均裂缝长度大于300m，裂缝宽度大于100m，缝网总体积17×10⁴m³，压后渗透率(0.94~6.75)×10-³μm²，改造效果明显。

该技术特点是通过构建深部(层)煤层地质模型，细化分段分簇，降低酸化压裂液摩阻，大幅增加施工排量，以提高水平段纵横向裂缝发育效果。通过裂缝监测，相比常规分段方法，段长度提升53.4%，射孔簇数提升108.7%，每百米改造成本降低38.8%，实现了深部(层)煤储层水平井压裂的降本增效。

3、特低渗深部(层)煤层水平井超大规模极限压裂技术

中石油煤层气公司针对大宁–吉县区块深部(层)特低渗煤层开展专项攻关试验，取得超大规模极限压裂试验突破。在以往煤层气井常规加砂规模小于50~60m³的情况下，试验大规模极限压裂直井或水平井单级的压裂，加砂规模在200~300m³以上(甚至更高)、单级总液量超过2000m³，取得成功。

大宁–吉县区块深部(层)煤层气资源丰富，具有原生结构煤优势和特低渗劣势的双重特点，渗透率一般小于0.05×10-³μm²。文献明确了微构造、排量、加砂规模与深部(层)煤层气开发效果具有明显相关性。针对煤层微构造平缓区，部署吉深6-7平01水平井，煤层垂深2200m，水平段长度1000m。

试验了超大规模极限压裂技术，压裂11级，单级总液量平均2805m³，单级加砂规模平均347.6m³，压裂后点火立即可燃，很短时间内试气，火焰达到7~8m，投产后日产气量突破100000m³，打破了国内外长期认为埋深大于2000m是煤层气开发“禁区”的认识。该井是大宁–吉县区块部署实施的首口施工规模最大、难度最高、配合单位最多的深部(层)煤层压裂施工井。通过储层精细研究，优化地质模型，强化地质–工程一体化攻关，确定了地质条件清楚、工程可实施性强的压裂选段方案。压裂井所属煤储层质优且厚度大，高含气、高饱和度，试验历时8d，钻井深度超3600m，为中石油煤层气公司攻坚深部(层)煤层气高效开发、实现产量突破奠定坚实基础。

鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层广泛分布，大宁–吉县地区更是煤层气、致密气、页岩气多层叠置区，具备综合开发的有利条件。吉深6-7平01水平井的压裂试验成功，为该地区动用千亿方深部(层)煤层气探明储量这一战略发展领域，积累了宝贵的技术和生产组织经验。

4、低阶煤大倾角、厚煤层高效分层压裂技术

新疆地区大倾角煤层的上部裂缝支撑剂填充难、厚煤层充分改造难、多层多段填砂压裂施工进度慢，通过研发低伤害、低摩阻压裂液体系，优选支撑剂，提高了压裂液的携砂性能，支撑剂铺砂能力保证压裂裂缝有效支撑；形成层段优选技术和层内暂堵技术，实现厚煤层多射孔段的充分改造；形成多种分层快速压裂工艺技术，提高施工效率，缩短施工周期。

针对煤层埋深浅、温度低的特点，形成低温环境下盐水/清水中可完全溶解，适用于不同尺寸套管、入井后保压12~48h全可溶桥塞分层工艺，配合带压射孔实现多目的层段连续压裂作业。对于厚煤层压裂，采用控缝高压裂工艺，控制裂缝上下延伸，促进支撑剂纵向均衡铺置；优选暂堵压裂工艺，促使层内转向，横向均衡改造。

针对顺煤层井分段压裂，形成连续油管喷射+底封拖动+油套环空压裂技术，结合性能增强型压裂液配方，缩短分段压裂周期。该技术卡封位置准确、封隔效果好、施工周期短，可带压连续对多段目的层进行压裂。

在新疆地区现场试验10口井，其中8口井为全可溶桥塞，2口井为连续油管喷射+底封拖动，单层平均压裂周期均达标。与传统技术相比，连续油管喷射+底封拖动的压裂周期更短，全可溶桥塞的安全系数更高、压裂规模(排量、液量、砂量)更大。

排水采气是煤层气开发最特殊也是最为重要的环节，同时排采技术与不同地质条件的匹配性也是迄今为止公认的影响单井产量的关键因素。“十三五”期间，从理论、理念、技术和设备等多种角度对煤层气排采环节进行了系统性研究，进展和成效也尤为突出，使其逐步走向半定量、定量化，本文简略介绍几种排采技术新进展及其相应的实践效果。

1、多目标最优化定量化排采技术

为实现煤层压降传播最快、渗透性降低最小、解吸面积最大、单井累积产量最大这一目标(图4)，建立考虑煤岩动态渗透率和气水两相渗流状态的煤层气井排采动态评价预测模型，求取煤层渗流参数，控制不同阶段的井底流压、套压、产气量、产水量，达到最佳的排采效果。这一技术初步解决了煤层气排采制度定量化设计难题，推动了煤层气排采控制由半定量向定量转变。

图4  多目标最优化定量化排采技术路线

合理控制排采制度可进一步实现煤层气藏长期平稳高效开发。优化过程中存在多个控制参数和目标，需协调综合考虑。煤层气井产水产气动态机理模型包含：煤储层动态渗透率模型、煤层气井压力传播模型、煤层气井产水产气方程、煤层气井物质平衡方程、煤层气井井筒压力计算模型。基于这些模型，编制排采设计软件，通过设定不同产水量和产气量配产方案，对排采井的压降传播速度、解吸范围和累积产量等指标进行测算，得到排采效果最佳的井底流压路径，指导实际排采工作。

应用多目标优化控制矩阵，最终从井底流压下降模型中设计出的不同降压路径方案中优选出一组可让所有目标都较好的排采制度，基于此，设计出煤层气定量化排采软件的优选模块。多目标优化控制矩阵是通过调控直接控制参数与间接控制参数，使“早期压力传播速度、有效渗透率、解吸区扩展范围、累产气量”4个目标函数组成的综合目标函数值最大，达到优化最佳井底流压下降路径的目的。

利用研发的定量化排采软件，在韩城区块、保德区块51口煤层气井应用效果好，指导了30口新投产井的排采方案设计，为煤层气井定量化排采提供一种软件控制方法。

2、 负压排采工艺技术

当煤层气老井或煤矿开采区进入自然递减阶段后，排采井的套压会低于管网系统压力(0.15~0.2MPa)时，导致气体不能进入管网，外输排采受阻。针对这一问题，采用负压排采工艺技术，以进一步提高单井产量。

煤层气井负压排采增产技术是指在地面井口安装负压设备，将管杆压力降成负压，增大煤层与井筒内生产压差，在此环境下，煤层裂隙沿已有微观裂隙走向发展，促使甲烷解吸，造成逸散面附近煤层中甲烷压力降低，而且这种压差逐渐由逸散面向煤层内部扩展，达到气井增产目的。

针对不同井型，形成2种工艺：单井负压抽排工艺，采用水环压缩机撬，最低进口压力可降至-0.1MPa；丛式井组负压抽排工艺，采用往复式压缩机撬，最低进口压力可降至0.02MPa。

该技术在保德区块、临汾区块、韩城区块推广应用，特别是对由于套压过低导致煤层气无法进入管网系统的井，使零产气量又恢复到原来产量。针对保德区块2个井台7口井开展负压排采试验后，日产气量由4124m³提高至5383m³，单井平均增产30.5%。

3、煤层气井无杆举升技术

（1）液压多机联动柱塞泵

针对我国煤层气井井身结构复杂、出水量小且不稳定、采出液固相含量高的特点，研制设计了一种液压驱动的无杆排采系统。设计多井联动撬装化液压系统，研发控制软件，实现了多机联动、远程独立调参，且占地少，解决了煤层气井台大范围频繁调参和杆管偏磨的难题。从根本上解决了三抽排采系统杆管偏磨问题，而且具有调参方便，调参范围大的优点。煤层气开发井场平台上往往是多井联合排采，该排采系统通过设计液压控制系统，可以实现同一平台多机联动，而且互不干扰，大大节约了排采成本。

对保德区块3口井开展现场试验，取得了良好效果。保1-4向2井检泵周期延长11.6个月，日产气量由781m³提升至3070m³(图5)。

图5  液压多机联动柱塞泵排采设备应用效果

（2）多相混抽泵

“十二五”期间，针对含水量大、气液固混采的煤层气井，设计了新型排采泵——煤层气井新型电潜轴流式多相混抽泵，试验效果良好，但也出现多次故障。研究发现：制约煤层气多相混抽泵排采连续性的主要原因，是原粉碎式分离器对井下大粒径固体杂质的适应性较差。为了减少停机次数和故障发生，提高排采系统的效率，保证煤层气井排采的连续性，“十三五”期间，从3个方面对多相混抽泵排采系统进行优化：①吸液口增加筛管初步过滤，减少大颗粒固体进入排采系统；②对粉碎分离器进行结构改进和材料优选，延长使用寿命；③优化井下机组合理配型方案，解决煤粉含量高、腐蚀严重井的排采难题。

该排采设备在保德区块保1-03向2井进行现场试验，连续运行235d，检泵周期延长4个月。

（3）集成式一机多井水力管式泵

该排采设备适用于煤层气L型水平井的水力管式泵无杆举升工艺，优化设计井筒排采管柱，使L型水平井排采稳定运行，极大降低水平井的故障率，满足水平井的稳定排采。集成地面设备为一机四井，一套设备最多可管控4口单井，节约占地和投资，方便管理，为丛式井工厂化作业提供可靠的排采技术装备。水力管式泵举升工艺由井下泵组、油管和中心管、地面动力系统及控制系统组成。

相对于传统设备来说，这一技术优化了地面液压换向系统和液压缸几何尺寸设计，减少了设备换向震动，提升了设备稳定性。实现一机多井、占地少、互不干扰；可自清洗，解决了大井丛集成化排采和水平井下倾排采的问题。

在郑庄区块郑131井组等4个井场12口井安装使用，排采稳定，平均排采时率达到97.5%，达到预期效果。

4、大直径水平井应力释放采气技术

该项技术原理是在低渗低产区的压裂直井周边，沿着最大主应力方向，部署大直径水平井，模拟煤矿巷道产生应力释放，改善煤层渗透性，提高单井产量。

“十三五”期间试验3种水力喷射造穴大直径水平井成井工艺：①定向筛管喷射造穴，形成直径2m左右的连续水平井眼；②扇形喷嘴定向喷射造穴，引入了水力定向喷射方案；③大直径双眼喷枪造穴，喷嘴直径14mm，增加喷射破煤距离。

在郑庄区块郑试34平5造穴试验：3号煤层，造穴长度207.9m，高密度造穴施工60次，压裂3次(间歇实施)，累计返煤9m³，实际造穴半径0.4~0.49m。最终效果还在进一步观察。

5、可控温注氮驱替增产技术

该项技术原理是向煤层注入高温氮气，利用氮气对煤层甲烷的驱替作用、置换作用和促进解吸作用，实现煤层气井长期稳产，提高采收率。目的是解决煤层气井二次采气采收率提高的难题。

形成高温/可控温注气工艺。采用立式四级风冷往复活塞压缩机，实现了注气温度在20~130℃之间的可控温调节；通过地面管线保温、隔热油管等措施，综合传热系数控制在0.01~0.08W/㎡/℃，千米温降小于8℃。

在樊庄区块开展“两注十采、协同驱替”增产试验，年递减率由15%降至0，采收率提高5.4%，显示出很好的推广前景。

6、 智能化排采技术

传统煤层气井的管理模式以“人工驻井+巡井”为主，存在一系列问题：①数据采集和制度调整不及时；②停电、设备故障停机等异常情况无法及时发现和处理，响应时间较长；③随着停机时间延长，煤粉在井筒和泵内沉积卡泵风险明显增大；④野外值班、山区行车安全风险及人工成本较高。

智能化排采技术是以智能排采为核心，集安防、巡井、供电于一体的排采综合管理系统，实现无人值守的生产管理模式，最终实现减员增效降风险、提高生产连续性和单井产量。其特点是实现以光纤为信息传输载体、排采井远程启停机、远程调整产气阀门开度和设备运行转速(或冲次)、异常情况报警、一键生成多种格式报表曲线等主要功能，各项基本操作均可远程调控，实现无人值守目标。最为关键的是可以通过设定排采控制程序和智能算法实现远程智能排采控制，实现生产制度的智能调控和批量管理，大大降低了监控人员的工作强度和人为带来的操作失误。

中石油煤层气公司和奥瑞安公司联合开发智能化排采管理系统并在三交区块投运后，排采井现场生产管理模式得到大幅度优化。实现了排采井无人值守的生产运行管理模式，一线巡驻井人员由49人精简为15人，6名监控人员可满足200口井的现场管理，生产时率由87.8%提升至93.7%，同时现场安全管理风险大大降低，气井生产连续性明显提升，检泵周期由1100d延长至1600d以上。

1、  “双碳”目标背景和产业发展战略

国外，开发煤层气的煤层埋深主要在800m以浅，地质条件和渗透性整体较高，1/3的井无需进行压裂改造，即便需要改造时，一般是加砂规模在40m³左右，对应的压裂和排采技术相对较为简单。

国内，煤层气资源丰富，煤层成藏环境、赋存地质条件复杂、煤岩品质较差，多属于难采资源。各区块地质条件差异巨大，已形成的成熟技术无法照搬，这也是煤层气单井产量、采收率普遍较低的重要原因。面对地质条件复杂、但分布广阔的煤层气资源，普遍认为煤层气产业只处于“爬坡期”，加上“双碳”目标背景，更有利于煤层气产业发展，需要在人、财、物、政策等多方面给予持续支持，也需要几代人的不懈奋斗。

（1）  “双碳”目标背景

“双碳”目标是指“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和”。中国2020年碳排放量为98.99×10⁸t，占全球322×10⁸t的30.7％(美国占13.9%)，预计2030年碳达峰时，碳排放量为116×10⁸t，2060年碳中和时也并非是“零碳”排放。“双碳”目标有助于我国摆脱资源和能源匮乏局面，克服对能源进口依赖。它不仅是能源与环境问题，而且是一场广泛而深刻、牵动全局的经济社会大变革。全球已经形成能源及产业发展低碳化趋势，能源结构由高碳向低碳甚至无碳转变。

我国“双碳”目标下的能源革命必将以煤炭、石油、天然气等化石能源为主，转变为以太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源为主导、多能互补的能源格局。总体趋势呈现为煤炭减量、石油放缓、清洁能源(天然气和非化石能源)快速增加。途径是以CCUS的技术创新引领低碳发展，降低二氧化碳排放，促进二氧化碳吸收。

“十三五”期间，我国天然气消费持续快速增长，从2015年的1948×10⁸m³增长至2020年的3163×10⁸m³，年均10.2%。预计2025年，天然气消费将达到4300×10⁸m³，2030年达5500×10⁸m³以上，2040年需求达峰值近6500×10⁸m³，2060年下降到5200×10⁸m³；产量方面，预计2025年，将达到2300×10⁸m³，2030年突破3000×10⁸m³，2060年3500×10⁸m³。由此可见，无论哪个阶段，产量与需求量相比都有较大缺口。而且，同等热值下，煤炭、石油、天然气比价为1∶7∶3，使用天然气更为经济。可见，未来相当一段时间内，天然气(煤层气)仍将在能源消费中发挥重要作用。

从产业效益和生态环境保护来看，开发煤层气不仅可以有效防治煤矿瓦斯事故，提供优质清洁能源，更为重要的是，煤炭和煤层气资源主要分布于晋陕两地，开发煤层气能够大大降低煤炭开发过程中的甲烷排放，而甲烷温室效应是CO2的20多倍。对落实习近平总书记关于黄河流域生态治理指示具有更为重要的意义。虽然煤层气产业“规模”短期内无法与其他常规和非常规天然气资源相比，但对煤层气开发的支持力度需要持续不断地予以加强。“双碳”背景下天然气(煤层气)仍然具有广阔的发展前景。

（2）产业发展战略与需求

围绕“双碳”目标背景，系统梳理煤层气产业发展现状，找准问题，分析原因，笔者提出“两步走”发展战略：第一步，到2025年实现理论与技术新突破，达到国家“十四五”规划目标100×10⁸m³目标，坚定产业发展信心；第二步，到2030年形成针对我国大部分不同地质条件的适用性技术，达到300×10⁸m³目标，成为天然气总量中不可或缺的重要组成部分。相应对策和保障措施是：从技术和管理2个维度，按照资源、技术、人才、政策和投资等五大要素，遵循“技术突破为核心、五位一体、协同创新”原则，研究制定并落实配套对策和保障措施。其中，资源是基础，技术是关键，人才是根本，政策是导向，投资是保障，五大要素互为关联、相互影响、相互促进，缺一不可，其综合作用的根本目标和落脚点仍然是实现理论与技术的协同创新与突破。

2、技术发展方向

“十三五”之前，煤层气资源和地质条件研究相对较为深入，开发效果已经显现。目前亟需深入研究的是，充分利用现有产气效果，倒推煤层气“高产”主控因素“真正”有哪些，透彻分析低产原因，进一步明确“地质–工程”开发综合甜点评价优选、排采和储层增产改造理论与技术的不断完善与进步，以便真正提高煤层气单井产量。

针对地质–工程双甜点“可采性”的开发有利区综合评价，从中浅层向深部(层)煤层气开发转变、地质–工程一体化和经济-技术一体化高效开发技术、煤系三气合采(煤层气、煤系致密气、页岩气)开发、注CO2驱替提高煤层气采收率与CCUS等将成为未来攻关重点，这些将对煤层气高效开发配套的排采理论与增产技术提出更高要求。

（1）基础理论

1)    煤层气高产模式和“地质–工程”一体化甜点评价研究

以往把煤层气井产量低的关注点更多放在煤储层富集规律研究，而煤层气“可采性”的开发有利区评价与有利目标优选恰恰是提高煤层气单井产量和开发效益的关键，可从根本上解决煤层气的开发技术和发展战略。因此，需要强化煤层气高产模式和“地质–工程”一体化综合甜点评价研究。

研究内容包括影响煤层气高产主控因素再认识和高产模式；煤层气、煤系气“可开发性”的有利区/段综合评价与目标优选；地质甜点、工程甜点综合评价，聚焦“地质–工程”双甜点可开发性的评价体系；“地质–工程”甜点区最大化动用资源的优化部署策略研究。

2）深部(层)煤层气开发机理及能量调控下的排采机制研究

深部(层)煤层气赋存机理、产气机理及全生命周期的开发规律与中浅层存在明显差异，将制约着深部(层)煤层气井的后期排采及生产制度的确定，甚至将影响深部(层)煤层气能否规模开发。

研究内容主要包括：深部(层)煤层气赋存机理及开发甜点预测评价；深部(层)煤层气解吸机理、裂隙发育控制因素及游离气占比研究(开始解吸时的参数表征)；深部(层)煤层气资源潜力评价方法；深部(层)煤层气储层能量(气体膨胀能、基质压缩能、流体压强能)构成体系；深部(层)煤层气开发技术原理与创新研究(除传统排水降压机制外的能量调节)；深部(层)煤层气全生命周期开发规律研究；深部(层)煤层气开发技术政策优化研究。

3）煤层气产出过程动态平衡原理和渗流机理研究

煤层气产出受控于地质条件和产出强度的储层孔渗动态变化，为保证不同类型的煤层气藏孔渗有序正向变化，须对产出方式和产出强度提出相应要求，开发过程中煤岩性质、渗透率、应力方向等都可能发生改变，目前这些机理仍然不十分清楚，有待进一步加强研究。

研究内容包括煤层气产出时煤储层孔渗动态变化过程的地质和物理化学特征；煤储层损伤机理；煤储层渗流规律与渗流理论，基于煤储层“固气”与“固液”双状态协同吸附/解吸理论，建立考虑储层“气孔/分子孔”–“原生孔/粒间孔”–割理/人工裂缝复杂连通的多相多尺度耦合渗流模型；煤层气藏地应力与渗流耦合数值模拟技术；煤层气开发过程中的地质控制机理；煤层气产出过程的宏观–微观控制机理；提高单井EUR的排采制度优化研究。

（2）工程技术

1）深部(层)煤层气高效排采技术

深部(层)煤层气产液量低，气液比高、泵效低，能耗高，气锁现象严重；地层矿化度高，结垢卡泵现象突出。需要开展针对性的高效排采技术。

研究内容包括：深部(层)煤层气同心管一体化携液管柱设计研究，利用邻井产气实现本井的产液，根据本井产量变化情况，按需气举；深部(层)煤层气一机多井智能化气举排液系统研制，实现一台压缩机控制同井台数口井的气举工作，单井运维成本降低50%以上；研制煤层气自适应排采装备，探索煤层气井下原位气水分离排采技术。

2）煤系气立体开发技术

煤系具有煤层气、页岩气及致密气多套含气地层，多层系同时开发有利于降低单层系开发成本，提高单井产量，但也面临着层间干扰难题。煤系“三气”合采机理尚不明确，开发技术不成熟。针对煤系“三气”共生区块，如何才能真正实现更安全、高效、科学的“协同开发”，将是持续研究的重点。

以现有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地和我国南方煤系为基础，开发区煤系气立体开发研究重点包括：煤系气耦合成藏有效配置；煤系“三气”合采兼容性评价指标体系和方法；煤系气产层组合及改造技术；煤系气合采产能动态及产层贡献；煤系气合采储渗动态及排采控制；不同类型煤系储层合层排采制度的科学确定；不同压力系数的多含气系统有效排采技术、煤系全井段立体排采技术；煤系天然气综合效益开发技术研究。

3）煤层气技术–经济一体化高效开发技术

煤层气地质–工程一体化、技术–经济一体化开发，将是未来煤层气经济高效开发的必由之路。四川、贵州等地中浅层煤层气尚未系统开展高效开发技术适应性评价，围绕“价值链条为本”的中浅层煤层气提质增效理论、地质–工程一体化评价的排采模式、技术–经济一体化开发技术研究将变得非常必要。

包括现行煤层气开发技术适用性评价；煤层气二次甚至三次开发相应的地质–工程–排采一体化开发技术；储层二次改造及强化排采技术；构造煤煤层气含气系统特征及高效开发技术；煤层气开发全生命周期预测理论与评价；基于地质–工程一体化评价的排采模式总结与优化；煤层气技术–经济一体化工程技术；基于大数据、物联网、人工智能的煤层气智能排采及信息化技术。

4）深部(层)煤层气低成本超大规模高效储层体积改造技术

目前形成的深部(层)煤储层改造技术作业成本仍然很高；对比投入，产气量仍然较低；储层物性条件差，渗透率低，有效缝网体积还有极大提升空间；压裂液体系不满足低伤害且规模改造的需求，需要开展进一步的技术攻关。

该技术包括：深部(层)煤层可压性综合评价技术，水平段簇间距优化技术，缝网体积表征技术，低成本暂堵转向剂，提升单段改造效果；地质–工程一体化建模和施工工艺优化技术，优化注入排量、砂比、液体黏度随注入时机的调整等参数；可实现返排液100%重复利用的低成本、低伤害、可变黏、可重复利用压裂液体系，满足大砂量携砂和低前置液比造缝等需求。

5）煤储层原位改造及提高采收率技术

煤作为“有机岩”具有能源、储集层、工业原料三大属性，但储集属性至今未被利用，煤岩吸附能力、储集空间和高矿化度地层水是CO2长期封存的良好条件。部分煤层气开发区块已进入开发中后期，地层能量不足导致产量递减，采用以“能量补充为供给侧”的注CO2增能方式提高煤层气采收率，应成为下一步攻关方向。深部(层)煤层具有吸附能力强、封盖能力好、甲烷含量高、含水饱和度低、面积大的有利条件，为实现“碳中和”愿景，有必要充分利用煤岩储集特征开展CO2封存、储气库相关技术攻关，以实现颠覆性储层改造为代表的煤层气高效开发、二氧化碳捕集封存、零排放发电和碳资源化利用。

包括煤层高能物理激光原位改造技术，高聚能重复强脉冲波煤层增渗技术，煤层二氧化碳封存技术，储气库技术，煤炭地下气化(UCG)技术，高压氮气闷井增产技术，注二氧化碳煤层有利区优选，二氧化碳集输工艺，甲烷置换机理，注入井和产出井监测技术，微生物菌培养与驱替机理，微生物注入工艺等。

6)低阶煤煤层气高效开发技术

我国低阶煤发育广泛，煤层厚度大，含气量低，煤层气资源量约占1/3，但煤层渗透率相比国外低得多。实现充分开发仍需解决以下两方面难题：①厚煤层的充分改造，保证煤层气资源的充分动用；②低阶煤煤层气生产特征与排采控制。低阶煤普遍含有游离气，其生产特征和产气机理方面与中高阶煤煤层气明显不同，如何实现高效开发，需要在排采控制方法上进行研究。

以新疆、内蒙古等地区煤层气资源地质条件为基础，研究内容包括：低阶煤煤层气储层特征与产出机理，厚煤层高效压裂工艺技术，低阶煤煤层气生产特征与控制方法，低阶煤、多煤层煤层气合采评价与合采工艺技术等。