中国深部煤层气资源丰富,是煤层气下步勘探开发的重要领域,但深部煤层气资源地质条件更加复杂,工程配套难度大,实现高效开发极具挑战性,攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈,对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。以延川南深部煤层气开发调整实践为例,系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战：①储层非均质性强,富集高产主控因素不明;②立体资源未能有效动用,储量动用程度低;③开发井网部署模式单一,高应力低渗区单井控制面积小;④深层煤层气储层可改造性差,早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑;⑤传统排采制度达产周期长,经济效益差。在此基础上,经过反复探索实践,通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术：①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变;②开发层系从单层向合层开发转变;③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变;④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变;⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。立足于“五个转变”,现场生产实践显示新井产建效益显著提升,直井产量由1 800 m³/d提升至10 000 m³/d,水平井产量由10 000 m³/d提升至20 000~50 000 m³/d,取得了较好的开发效果,延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。

为研究低阶煤中凝胶化组分（镜煤）与丝炭化组分（暗煤）对甲烷的吸附/解吸差异,采集民和盆地海石湾煤矿2号煤作为研究对象,分别对等温吸附/解吸实验数据进行Langmuir拟合与双位Langmuir拟合,计算等量吸附热,分析不同逸度环境的吸附热力学特征,探讨煤岩组分差异对煤层气产出的影响。结果表明：①煤中凝胶化组分与丝炭化组分对甲烷的吸附均符合Langmuir方程,凝胶化组分的吸附量远高于丝炭化组分;②同一温度点下,无论是粒煤还是柱煤,均存在解吸滞后现象,这是由于吸附热差异导致,而粒煤实验拟合结果的a、b值均大于块煤实验结果的a、b值;③等量吸附热随逸度的增大而变大,随温度的升高而降低,吸附相密度对等量吸附热的影响大于温度,导致在煤表面吸附动能更大的甲烷分子,其等量吸附热整体随温度升高呈下降趋势;④煤的不同宏观组分吸附能力差异较大,镜煤含量较大区应为煤层气井井位部署的首选。

原始煤储层压力是煤层气储量和产能评价中一个非常重要的参数,对煤层气开采具有指导作用,准确计算原始煤储层压力具有重大意义。因此,基于渗流力学理论压力势叠加原理,建立了压裂过程中和压裂后关井过程中压力势模型,并分忽略与考虑煤储层压裂过程中和压裂后裂缝网络渗透率变化两种情况,提出了利用水力压裂煤层气井关井阶段井口压力降落数据反演原始煤储层压力的方法,并进行了实例应用。从实例井拟合结果可以看出,忽略与考虑煤储层裂缝网络渗透率变化的原始地层压力方法线性关系都很明显,说明建立的方法有效。从解释精度的角度来看,考虑煤储层压裂后裂缝网络渗透率变化的方法参与拟合的数据点更多,且压裂过程和压裂后煤储层裂缝网络渗透率变化是不争的事实,解释结果更加可靠。如果忽略压后关井期间煤层裂缝网络渗透率的变化过程,评价的裂缝网络稳定的渗透率及原始煤储层压力会偏高。该方法在确定原始煤储层压力的同时,还可以确定煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率并评价裂缝网络渗透率变化趋势,为煤层气藏类型划分、煤层气储量计算、压裂效果评价和排采制度优化设计提供依据。

为了揭示不同宏观煤岩组分CH₄-煤吸附/解吸过程中煤体视电阻率的变化规律,以彬长矿区大佛寺煤矿侏罗系延安组4号煤层为研究对象,通过工业分析及不同煤样（暗煤、镜煤和原煤样）、含水率（空气干燥基样、自然吸水样和通风干燥箱温度为378.15 K的干燥样）视电阻率测试实验,分析了煤体视电阻率、甲烷吸附量和平衡压力之间的关系。研究发现,暗煤的固定碳含量高于镜煤,灰分、水分低于镜煤,暗煤干燥样（通风干燥箱温度为378.15 K）初始视电阻率最大。甲烷的吸附对煤体视电阻率的影响表现为随着甲烷吸附量增加,煤体视电阻率明显降低,升压（吸附）过程,煤体视电阻率与压力、吸附量呈二次函数关系,其主要原因是甲烷吸附放热、煤体膨胀以及水在孔喉内壁的铺展导致视电阻率降低。由于甲烷吸附导致煤基质表面发生气-水置换,游离水使得可溶矿物质溶解,离子浓度提高,煤体导电由电子导电变为离子导电为主辅以电子导电的混合导电,因此升压（吸附）过程,煤体视电阻率降低,但由于可溶矿物质的有限性以及煤的疏水性,使得吸附后期煤体视电阻率趋于稳定。降压（解吸）过程,由于煤基质膨胀后的收缩是不可逆（形变）,煤体视电阻率不能恢复到初始值。相较暗煤,镜煤孔隙连通性差,但孔喉曲率较大,此时双电层带电粒子数量多,成堆聚集,最终导致相同条件下镜煤的导电性能好于暗煤,即镜煤的煤体视电阻率小于暗煤的煤体视电阻率。

岩石对流体的润湿性决定了孔隙中流体的分布特征,多孔介质中的小孔隙优先被润湿相流体占据。基于这一原理,分析了目前煤岩润湿性实验与煤层气赋存状态的矛盾,从煤岩润湿性的角度,提出了两种可能的煤层气宏观赋存模式。如果煤岩亲气,甲烷在毛管压力的作用下,可以被割理中的水封闭在煤基质中。由于煤基质和割理界面处的毛管压力,煤层气的吸附是平衡的,但赋存可以出现欠饱和状态,这也是排采过程中出现临界解吸现象的原因。当煤岩水相润湿时,水相需要占据煤岩中的小孔隙（基质）,甲烷可以通过液相吸附的形态储存在基质中。液相吸附中,排采过程的临界解吸源自欠饱和的煤层气溶解状态。通过煤层气液相吸附的验证实验,也表明甲烷可以通过液相吸附的形式大量赋存于煤层中。

为了探讨欠饱和煤层气藏临界解吸压力的物理意义,基于煤层气藏赋存状态,介绍了目前已有的传统临界解吸压力计算方法、液相吸附理论的计算方法以及矿场统计算法,讨论了在煤岩气相湿润前提下的“欠饱和”现象的来源。在修正的气相吸附基础上,解释了临界解吸压力与基质孔隙毛管压力的关系,得到了新的临界解吸压力计算方法。通过对比4种方法在误差分析、理论完备性以及可操作性的优缺点,认为提出的新计算方法理论较为完备、可操作性强、计算简便,并在实例计算中得出了合乎实际生产范围内的结果。由此可得到在煤岩气相润湿前提下,煤层气吸附平衡且临界解吸现象可解释为储层压力与毛管压力之间作用的结果,改进的气相吸附理论与临界解吸压力新计算方法值得进一步研究。

中国低煤阶煤层气资源丰富,且煤层气作为一种清洁能源,其开发和利用可有效地缓解我国天然气资源短缺问题,但是商业化规模开发稍显不足,亟需系统研究。煤层气高效开发的前提是有利区优选,但目前煤层气开发选区评价均涉及一定的主观人为因素,会间接影响或干扰预测效果。将黄陇煤田彬长矿区大佛寺井田低煤阶作为研究对象,以生产实际数据为基础,采用机器学习中的随机森林算法对该区煤层气开发选区做出预测。结果表明：①Pearson关联系数（PCC）分析表明含气量、灰分、煤层净厚度、构造位置、顶板厚度、渗透率、储层压力和埋深这8个煤层气产出相关参数相互独立,可用于模型建立;②随机森林算法将煤层气开发选区划分为5类不同程度的区域,其中Ⅰ类（极高）和Ⅱ类（高有利）区占整个研究区域的13.88 %,主要分布在井田的中部,西部存在Ⅱ类（高有利区）分布,后续开发部署井位也可着重考虑,而井田的东南部不适于后续部署井位;③由接受者操作特征曲线（ROC）可知,一般成功率曲线与预测率曲线下的面积值（AUC）为0.961,表明随机森林模型预测精度较高,结果可靠。通过机器学习算法对煤层气开发选区进行综合预测,可规避传统算法中的人为主观因素,且具有较高的精度,可为后续非常规油气开发选区提供一定的理论参考依据。

基于相场法理论建立了多孔弹性地层中压裂裂缝延伸模型,在该模型中,流体流动遵循达西定律,岩石的渗透率各向异性,且是岩石最大主应变的函数。通过3个不同时间步长算例验证了模型的收敛性,并基于建立的模型,研究了原地应力差、相交角、注入速率和压裂液黏度对水力裂缝与天然裂缝相交后延伸轨迹的影响。研究表明：①水力裂缝只能开启天然裂缝的一翼;②相交角和原地应力差越小,水力裂缝越容易开启天然裂缝;③提高注入速率有利于完全开启天然裂缝,因此,压裂施工过程中,在井口装备和地下管柱强度允许的条件下应尽量提高施工排量;④注入压力随注入速率和流体黏度的增加而增加。最后通过将研究模型模拟结果和前人物理模拟实验结果进行对比,验证了模型的可靠性。

注热增产技术是除水力压裂外另一种有效的煤层气增产方法,适用于含水率低和降压解吸困难的煤层。通过国内外文献调研,阐述了煤层气注热的增产机理,分析了注热升温对煤层吸附/解吸和渗透率的影响,总结了热采煤层气过程中的热—流—固耦合关系,介绍了注热蒸汽法、注热CO₂法、微波注热法以及火烧煤层法4种注热增产的方法,综述了4种方法的技术原理、技术特点以及目前国内外的研究进展。研究表明注热方法可促进煤层气的解吸,提高游离态煤层气含量,达到煤层气增产的目的。同时注热导致的热致裂和煤热解可以改善煤层孔隙结构,沟通和增大煤层裂缝网络,有利于煤层气的扩散和渗流。煤层气的注热增产技术能有效解决煤层气含水率低、降压解吸困难、强水敏等问题,是可替代水力压裂的另一种极具潜力的增产方法。

延川南煤层气田部分井在生产过程中出现产气、产液异常快速递减的堵塞型生产特征。为了分析堵塞产生的原因,基于气井产液、水质、检泵等生产动态信息的变化,明确了堵塞主因包括结垢和煤粉两个方面,在分析结垢和煤粉堵塞形成机理的基础上开展了针对性预防和治理措施。针对结垢堵塞井形成常态化阻垢剂防垢与多级脉冲冲击波解堵相结合的防治措施,16口井增产效果较好,平均单井累计增产30.11×10⁴ m³。针对煤粉堵塞井形成自循环和空心杆洗井携煤粉工艺及氮气泡沫洗井解堵治理措施,洗井携煤粉工艺可有效缓解煤粉堵泵等导致的检泵,气井免修期延长60 %;氮气泡沫解堵应用4口井均取得显著增产效果,平均单井增产1.25×10⁴ m³/d。成果认识为堵塞型煤层气井原因分析和治理对策提供了借鉴。

新疆阜康矿区煤储层具有煤层倾角大、厚度大、煤层多、构造复杂等特征,矿区煤层气规模开发进展缓慢,亟需寻找合适的煤层气地质工程一体化开发技术,为新疆煤层气开发提供有力支撑。双管柱筛管完井技术集完井增产一体化,已在沁水盆地推广应用超过400口煤层气水平井。双管柱筛管完井技术从水力冲击作用、清除煤粉、钻井液化学破胶、应力增渗等4个方面对煤层气水平井进行增产改造,助力阜康矿区煤层气高效开发。基于双管柱筛管完井技术特点,从储层煤体结构优势、储层渗透率恢复优势、储层孔裂隙拓展优势、储层构造优势4个方面论述了该技术对于阜康矿区煤层气开发的适用性与应用机理,对新疆类似储层地质条件下的煤层气高效开发具有指导和借鉴意义。

查明煤层气开发区的水文地质条件及其控气作用能为进一步开发井位部署提供依据。以寿阳地区松塔区块的15号煤层为研究对象,对11口煤层气井的产出水进行常规离子测试,得出了产出水的矿化度、离子分布特征;参考苏林分类法划分了产出水的类型;根据煤层气井排采初期的动液面高度,结合煤层底板标高,计算出各口煤层气井的等折算水位;在此基础上划分出滞流区、弱径流区和径流区。从水化学和水动力角度,分析了水文地质条件对15号煤层含气量的控制作用。结果表明：研究区水质类型主要为NaHCO₃型和CaCl₂型;自北向南可分为径流区、弱径流区和滞流区;当钠氯系数小于1.04,脱硫系数小于0.12,碳酸盐平衡系数小于10.39时,煤层气含气量大于12 m³/t,为煤层气的富集区;水动力封闭型、水动力封堵型的地下水动力条件有利于煤层气的富集;水动力逸散型则导致煤层气含气量降低。该研究结果为研究区煤层气富集区优选及勘探开发提供了参考。

煤层气开发在排水采气过程中由于压降作用易产生煤粉及带入压裂砂,目前煤粉产出及压裂砂沉积已经成为制约煤层气连续稳定排采的关键性因素。以延川南煤层气田为研究区块,该区块因煤粉、砂沉积泵堵和卡泵造成的检泵作业比例较高。为了有效减少该类作业发生,延长气井免修期,保证气井生产连续性,降低运行成本,研制了循环洗井装置并制定了配套工艺。经过现场实际检验,明确了自动循环洗井工艺可有效降低气井检泵次数,空心杆自动循环洗井工艺可有效延长气井免修期,泵下洗井工艺可有效提高泵效,增加气井日产液量。应用结果表明,煤层气循环洗井装置和配套工艺矿场应用情况良好,可有效提高油管内的液流速度,将油管内的砂和煤粉携至地面,解决了泵卡、泵堵、泵漏,为现场控制煤粉提供了新的思路。

双层或多层合采是提高煤层气单井产量的重要途径。为了提高沁水盆地南部郑庄区块合采井排采效率,基于郑庄西南部现场排采数据和排采试验结果,分别提出了通过动液面降至15号煤后产量变化趋势实时判断15号煤产气能力和通过地质工程关键参数、解吸初期排采参数预测15号煤产气能力方法,同时提出了“变速排采、控压放气、高压快提、高压稳产”的双层合采井排采管控方法并在沁水盆地郑庄西南部开展了现场试验。结果表明：动液面降至15号煤后如果产量持续上升,则15号煤产气效果较好;如果产气量趋于平稳,则表明15号煤产气量较低;15号煤深测向电阻率小于1 000 Ω·m,或施工压力相对较低的井产气能力差;利用煤层气井见套压后15号煤层底的流体压力与套压数据预测各层产气能力的方法,预测结果精确度较高;新排采方法效果较好,20口试验井平均达产周期由180 d下降至140 d,缩短了22.2 %,平均单层产量由1 000 m³升至1 200 m³,提高了20 %。但试验井井间开发效果差异大,产气能力强的井稳产气量高、稳产时间长。产能预测方法和排采方法对双层合采井充分释放单井产能具有借鉴意义。

针对A区沙三段3亚段V油组低渗油藏优质储层预测难点,首先开展了叠前道集资料剩余速度分析、拉平处理及去噪等优化处理工作,提升了资料的品质;随后开展了测井地层评价、岩石物理建模和弹性曲线正演,优选出岩性、物性敏感参数,明确了联合应用纵横波速度比（V_p/V_s）和纵波阻抗（C_PIMP）两种弹性参数可对优质储层进行识别;再开展了叠前反演数据准备、相控方案设计、无井模拟定变差和变程优化等工作,建立了一套基于相控叠前地质统计学反演的低渗油藏优质储层综合预测方法。该方法得到的反演结果不但提高了储层预测精度,而且更加符合地质规律。预测结果能够有效地反映低渗油藏优质储层的展布,部署水平井2口,取得了较好的应用效果。

流变测试手段的进步推进了研究人员在较广的测试区间内对黏弹性流体的认识。驱油用聚合物溶液呈现“三段式”的流变曲线特征（零剪切段、剪切变稀、极限剪切段）,极其需要一个更为准确的描述模型和限定条件。以部分水解聚丙烯酰胺和疏水缔合聚合物为研究对象,通过分析较广范围（0.01~10 000 s^-1）的流变曲线,结合黏弹性模量变化进行研究。结果表明：在实验条件下,两种聚合物的流变曲线可以用Carreau流变模型进行描述;疏水缔合作用形成的结构黏度,大幅度增强了溶液的弹性作用,使聚合物溶液AP-P4的弹性模量占据主导。考虑弹性特征对流变曲线的影响,应用小幅振荡实验数据推导的松弛时间谱,限制特征松弛时间（λ）的取值范围,最后通过Carreau流变模型的非线性回归拟合曲线高度匹配了实验数据。研究黏弹性溶液流变本构方程时,需充分考虑溶液特性,搭建不同测试参数间的相互关系,建立合理的限制条件,是优化和改进黏弹性流体流变本构方程的有效手段。

东营凹陷沙四段页岩油,具有资源量大、储层厚、地层压力系数高、天然裂缝和微裂隙发育等有利条件,但受埋藏深、断层发育、地层温度高等不利因素影响,施工成本高,递减快,经济效益差。为了克服常规缝网压裂技术在陆相页岩油储层的施工过程中遇到的压裂缝宽过窄、加砂困难等问题,促进沙四段页岩油的增产稳产,利用自悬浮支撑剂的自悬浮和自降阻性能,结合复杂缝网压裂工艺在牛庄洼陷G17-X10井进行了矿场试验,结果表明：与邻井GX26井相比,该井不仅施工难度降低,砂比提高一倍,用液减少30 %,而且自喷采油期长达520 d,是GX26井的436 %,自喷期累计产油2 482 t,是GX26井722 t的344 %。这一成果验证了自悬浮支撑剂压裂在提高压裂缝的有效支撑和增加页岩油井渗流体积方面的独特优势,不仅成功探索了新型压裂增产工艺,也拓宽了页岩油效益开发的技术思路。

牟页1井和郑东页2井太原组泥页岩试气突破,证实了南华北区域上古生界海陆过渡相页岩气具深挖资源潜力。结合通许3井、通许4井最新资料,综合分析南华北盆地通许地区上古生界太原组与山西组泥页岩地球化学、岩石学、储集空间、物性特征以及含气性等,结果表明：①太原组与山西组泥页岩有机质来源于高等植物,属Ⅲ型干酪根;TOC（总有机碳）值介于1.0 %~4.5 %,属于好的烃源岩;R_o（镜质体反射率）值为2.4 %~3.4 %,处于过成熟阶段;泥页岩储层脆性矿物含量较高,有利于后期压裂改造。②储集空间以裂缝和微裂缝为主,无机孔次之,有机质孔发育较少,且呈孤立状分布;整体孔渗值较低,微裂缝对渗透率有明显改善作用。③综合对比已有试气成果及页岩气评价参数,太原组页岩气资源潜力明显优于山西组,是南华北盆地海陆过渡相页岩气勘探研究的重点层位。

针对东胜气田盒1段底水气藏压裂裂缝易沟通下部水层,导致底水快速锥进,水淹气井后无产能,有效建产难度大的技术瓶颈。将遇水固结型支撑剂和二次加砂压裂技术结合应用,在压裂缝底部形成人工遮挡层,在控制裂缝高度的同时有效阻挡气水界面上升,提高气水渗透率比率,降低裂缝内水流阻力,延缓气井见水周期,实现致密低渗底水气藏经济有效开发。控水二次加砂压裂技术东胜气田盒1段底水气藏累计试验应用10口井,施工有效率达90 %,相比邻井常规压裂工艺产气量提高60 %,液气比降低31.7 %,其中JP58-A井测试无阻流量达20.4×10⁴ m³/d,在实现压裂增产的同时取得较好控水效果。