深部煤层气资源潜力大,是我国煤层气勘探开发的一个重要领域。历经十多年的攻关探索,中国石化华东油气分公司在深部煤层气地质理论研究以及低成本勘探开发产能实践方面取得了积极进展,建成了国内首个投入商业开发的延川南深部煤层气田,建立了深部煤层气富集高产的“五要素”协同控制地质理论,制定了深部煤层气精细化的排采制度,集成了深部煤层气低成本工程工艺技术,建立了深部煤层气气藏动态评价分区管理技术等多项煤层气低成本勘探开发技术,基本形成了深部煤层气开发技术策略,探索出了一条经济有效的勘探开发模式,实现了深部煤层气的效益开发。但我国深部煤层气勘探开发尚处于起步和探索阶段,延川南深部煤层气勘探开发实践中仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战：①深部煤层气地质非均质性强、开发工程技术不完全适应于特有的地质特征变化;②部分气井稳产期较短、递减较快,长期低效生产;③纵向资源有待进一步评价,气田储量动用程度不充分。针对以上难题提出了3点对策：①创新适用于深部煤层高应力低渗地质条件下的有效规模压裂改造工艺技术研究,实现增产、降本、增效;②深化低效主因分析,以解堵、疏导为治理方向;③加强深部煤层气资源潜力评价以及适用性的开发工艺技术,提高储量动用保持气田活力。

为查明红果区块煤层气勘探潜力,利用煤炭钻孔及煤层气井资料,从地质背景、煤岩煤质、储层物性、含气性和保存条件等入手,系统分析了煤层气富集的基本地质条件,初步评价了煤层气的资源潜力,并对有利富气区进行综合评价与优选。结果认为：红果区块煤储层具有埋深适中（500~1 200 m）、累厚大（10.3~25.8 m）、热演化程度中等（0.9 %~2.0 %）、含气量高（10.8~26.3 m ³/t）等特征,煤层气成藏地质条件优越。综合评价煤层气有利区面积260 km ²,资源量422×10 ⁸m ³,其中I₁类有利区位于向斜东部,演化程度高、割理裂隙发育、压力系数高、保存条件优越,是下一步勘探评价的重点目标区。

为研究不同煤阶CH₄吸附/解吸特征差异及解吸滞后效应,采集低、中、高煤阶样品,进行显微组分测定、液氮吸附、等温吸附/解吸等实验,系统分析不同煤阶样品物质成分、孔隙结构、吸附/解吸特征差异及解吸滞后效应,结合甲烷吸附热计算结果,从能量角度探讨煤层气解吸滞后机理。结果表明：①煤样的镜质组反射率R_o,max分别为0.43 %、1.26 %、3.27 %,低阶煤样品镜质组含量低、惰质组含量高、挥发分高和固定碳高,中、高阶样品则反之;煤变质程度增高,孔隙度、BET比表面积、BJH总孔容、分形维数D₂呈“V”型变化,D₁呈倒“V”型变化;②温度相同时,煤阶越高,残余吸附量越大,解吸难度增加。温度升高,残余吸附量呈先上升后下降的趋势,以40 ℃为拐点,温度对气体分子活化程度和煤的孔隙结构均有影响;③压力相同,煤阶越高,甲烷吸附速率越快,低压阶段（p<4 MPa）,吸附量增加快,高压阶段（p>4 MPa）,吸附量增加不明显;④DFS4 ^#、SGZ11 ^#、SH3 ^#三个煤样解吸过程中等量吸附热均大于吸附过程中的等量吸附热,表明解吸过程需要持续从体系外吸收热量,而处于吸附态的甲烷由于解吸需要的等量吸附热大于吸附时的等量吸附热需要从外界环境吸取能量,吸附和解吸过程的能量差异会导致解吸滞后;处于游离态的甲烷,由于高压作用下进入微小孔,致使煤基质膨胀变形,孔隙结构改变,导致甲烷解吸受限,造成解吸滞后。

针对煤层气井产量差异大、储量动用程度不均衡的问题,基于延川南煤层气田生产数据及开发成果,综合考虑煤层气吸附解吸以及煤储层基质收缩效应,采用修正后的现代产量递减分析法以及煤层气数值模拟法对气井储量动用情况、剩余气分布规律以及开发潜力开展了研究。结果表明,300 m×350 m井网不能有效动用煤层气储量,平面上动用程度差异较大,研究区西北部动用程度较低,平均泄流半径仅为78 m,较低于东南部开发动用,数值模拟研究表明西北部面积2.8 km ²剩余气地质储量达2.53×10 ⁸m ³,采出程度仅为4.2 %;从影响因素上来看,研究区剩余气类型主要为井控未动型、井网不完善型两种类型,针对井控未动型可采用加密井网或重复压裂增效,数模显示采出程度可提高9.6 %,而井网不完善型则需进一步完善井网促进面积降压。该研究成果为气田后期开发调整部署及措施挖潜提供了依据。

针对延川南深层煤层气田低产低效井占比高,低产原因复杂,难以达到预期开发效果的问题,以延川南煤层气田低产低效井为研究对象,通过开展地质工程一体化研究分析,结合煤层气开发实践经验,认为排采速度不合理导致煤储层渗流通道堵塞,储层改造不到位导致泄流面积小,低压区地层能量不足导致煤层气解吸受限这三大问题是延川南低效井低产的主要原因。针对低效原因分别开展了可控强脉冲解堵、体积压裂实现裂缝转向、氮气扰动疏通促解吸等增产措施。现场应用评价结果显示,这些措施均能实现不同程度的增产,其中体积压裂可以达到有效改善储层物性的目的,单井日增产气1 000~4 000 m ³,增产效果显著,是延川南煤层气田目前最为有效的增产措施。

为探究支撑剂沉降对煤层裂缝中铺砂形态的影响,在前人研究的基础上,通过物理模拟来探究支撑剂的沉降运移规律。利用可视化支撑剂输送物理模拟装置,直观便捷地模拟压裂过程中支撑剂在裂缝内的铺置形态。在充分考虑压裂施工实际和雷诺数相似的基础上,设计单因素变化对支撑剂铺砂形态的影响实验,采用平衡高度和平衡时间作为表征参数,前期利用单缝定量分析不同泵注排量、砂比和支撑剂粒径的支撑剂沉降运移规律,后期添加一条分支缝,分析不同支撑剂粒径在主缝和分支缝中的支撑剂沉降运移规律。结果表明,泵注排量越小,砂比越大,粒径越大,砂堤的平衡高度越高;排量越小,砂比越小,粒径越小,平衡时间越长;分支缝与主裂缝分布规律相似,且平衡高度比主裂缝低,平衡时间也更长。

为了阐明地应力非均质性和割理角度对煤层井壁稳定的影响,参考某地区基础物性、煤岩力学参数、割理宏微观结构及地应力状态,基于离散元数值模拟手段并结合最大位移和归一化塑性区域半径两种评价方法综合评价分析了地应力非均质性和割理角度对煤层井壁稳定的影响。数值模拟研究结果显示,在各向同性地应力条件下,割理角度对煤岩井壁稳定性的影响不大,随着地应力非均质性增大,割理角度对煤岩井壁稳定性的影响逐渐明显。随着割理角度的增加,井周最大位移有先增加后减小趋势。随着地应力非均质性的增加,由割理角度的变化产生的井周塑性区域半径各向异性越明显。因此在地应力差异较大的煤岩地层,不可忽视割理角度对井壁稳定的影响。研究成果可为研究区煤层直井及水平井的钻井方案设计提供参考。

煤层气的SEC储量评估难点是：①煤层气的产量变化有其不同于常规油气的特点;②不同煤阶煤层气的开发规律存在差异。研究表明：深层高阶煤层气与浅层低阶煤层气在评估参数上差异很大。粉河盆地浅层低阶煤层气在评估参数上表现出上产快、峰值产量高和递减大的特点,而延川南深层、高阶煤层气则表现为排水达产时间较长、峰值产量较低和递减小的特点。总结出“三段式”产量预测模式的3种类型和4个亚类。对于I类,采取完整三段式预测,上产时间为28个月,稳产气产量850 m ³/d,稳产期一年,递减率25 %。对于IIa亚类,产量已超过封顶产量,目前产量稳定,采取两段式预测,稳产期半年,递减率25 %;对于IIb亚类,排采时间长,目前产量稳定,虽未达到封顶产量,采取两段式预测,稳产期半年,递减率25 %。对于IIIa亚类,产量已超过封顶产量,目前产量在下降,采取一段式预测,递减率25 %;对于IIIb亚类,整体上产量在上升,但在评估基准日前产量出现下降,采取一段式预测,递减率25 %。利用该方法和评估参数进行的自评估结果与外方评估结果误差在±10 %,证明该方法和评估参数适用于延川南深层、高阶煤层气SEC储量评估。

煤岩储层完井液伤害与水平井眼易坍塌是限制沁水地区煤层气水平井产量的主要因素,针对煤储层伤害与坍塌导致煤层气水平井低产、减产问题,利用双管柱筛管完井增产一体化技术,解决了煤层气水平井完井液对煤层伤害以及煤层裸眼井壁失稳问题。实现完井洗井作业一趟钻,提高煤层气单井产量,延长煤层气井稳产周期。煤层气水平井双管柱完井结构由外层筛管系统和内层冲管系统组成,外层筛系统可以实现长期支撑井壁,防止井筒坍塌,内部冲管系统可建立完井液循环通道,实现水力喷射、消除污染、冲砂洗井功能,降低筛管下入遇阻风险,提高筛管一次性下入成功率。该工艺发展为沁水煤层气区块水平井开发主要完井方式,已开发外径?73 mm、?89 mm与?110 mm等系列的筛管及配套工具,该技术现已推广应用331口煤层气水平井,相比2014年之前的裸眼水平井,筛管完井水平井稳产周期提高5倍以上,15#煤层水平井单井日产气量超过1 000 m ³,从根本上解决了15#煤层气开发的技术难题,形成了适合沁水煤层气区块水平井高效开发新模式。

煤层气井压裂增产改造效果会受到多方面因素综合制约,如煤储层地质特征、水力压裂施工参数等,故分析各因素的显著性,明确影响煤层气井压裂效果的主控因素具有重要的研究意义。基于国内Z气田区块的压裂施工数据,利用Apriori关联规则分析法对压裂效果主控因素进行追踪,并结合灰色关联度分析,形成了一套新的压裂措施效果主控因素识别方法,同时判断出影响该区块压裂效果的8个主控因素依次为：最大施工排量>平均砂比>含气饱和度>含气量>支撑剂施工总量>压裂液施工总量>携砂液量>前置液量,在压裂设计时可基于该方法,参照关联度大小优先调节不同的主控因素以控制压裂效果,进而为现场施工提供理论依据。

我国煤层气开发以高阶煤为主,高阶煤脆性较大,在钻井、压裂工程中以及排采过程中易破碎产生煤粉。生产过程中,煤粉被水流搬运从而参与流动。随着产水递减,储层中煤粉的沉降会导致流动通道的堵塞,使得煤储层的渗透率大幅度降低。当煤粉进入气井井筒后,井底的煤粉可能使泵吸入口堵塞,造成卡泵、埋泵等事故,使得气井停产修井。综述了煤层气生产过程中煤粉产生的机理、运移规律以及目前主要的控粉措施,分别论述了煤粉产生的力学模型、水动力学模型,在储层以及井筒中运移机制的研究进展,将煤粉的运移全过程总结为剥蚀产生、流化启动、悬浮运移以及沉降堵塞四个阶段。我国的煤田地质构造复杂,部分含煤盆地的后期改造作用强烈,破碎的煤体加剧了煤粉产出和运移问题,而煤层气井的控粉工艺多借鉴油藏防砂技术,尚未形成针对煤粉特点以及煤层气排采特征的煤层气井防粉控粉技术。

为了定量评价电脉冲水力压裂煤岩体致裂效果,确定该技术适用于工程实践中的电压及水压的加载量,设计了电脉冲水压致裂超声波检测试验方案,并通过数值计算从损伤变量、裂缝扩展宽度两个评价指标定量表征该技术在不同加载条件下对煤岩体的致裂效果,及相较于单纯静水压力压裂的优越性。实验结果表明：①由于加载液电压力存在的波动性,其损伤程度在钻孔周围破坏最严重,随着波动压力的减弱,煤岩体损伤程度逐渐降低;②损伤变量及裂缝宽度与加载电压之间呈正相关关系,均随着电压的增加而增加;③通过损伤变量、裂缝宽度这两个指标定量分析了电脉冲水压致裂煤体效果,可为煤层气开采提供参考。

为解决延川南区块煤层气井煤粉堵塞、产气量低等问题,开展了可控冲击波解堵增透技术的应用试验。选取4口典型井,进行了施工过程中的地质和工程参数分析,及实施前后产气量、产水量的对比分析。结果表明,可控冲击波解堵增透技术应用于煤层气井中可以提高液体流动性,促进气体解吸扩散,并且可以解堵煤储层。可控冲击波解堵增透技术的选井标准是煤层破裂压力较低、压裂改造效果好、含有夹矸、煤层含气性好和地层压力系数相对较高等。该技术具有造缝与解堵作用,可提高地层液体流动性,清除地层污染,在延川南煤层气井近井地带解堵、提升产量方面也有较好的实施效果和应用前景,并且有望成为低产、低效井的一项新型增产技术。

延川南煤层气井采用清水石英砂压裂,前期的生产效果显示压裂产生的支撑缝缝长有限,导致施工的加砂难度大,同时,后期的采气效果也不理想。针对此问题,通过室内实验研究,对比评价了常规石英砂支撑剂与低密度坚果壳支撑剂在不同闭合压力下的破碎以及裂缝导流能力。实验结果显示：两者的破碎率均能满足工程要求,在较高闭合应力（35 MPa）条件下,拥有相类似的裂缝导流能力,但低密度坚果壳支撑剂相较于传统石英砂支撑剂价格更加低廉,因此,更能够满足降本增产的目的。该工艺现场试验取得了良好的应用效果。

延川南煤层气田经过数年的开发后,部分井已进入递减期,大部分井日产液量逐渐减少,面临间抽对产能和生产管理带来的影响,通过对煤层气渗流机理的研究,对于不同井况的低产液井采用无损智能间抽技术,综合考虑井下压力计、市电的峰谷电价、井下口袋的深度、远程启动抽油机安全风险等因素,在不影响气井稳产的情况下实施无人值守的间抽,减轻了排采井管理强度,提高了精细管理的效率,有一定的推广价值。

阐明碳酸盐胶结物的形成机制及对储层物性的影响具有重要意义,综合通过岩矿学、地球化学方法,分析了准噶尔盆地车拐斜坡区储层碳酸盐胶结物的赋存特征及形成机制,结果表明：δ ¹³C_PDB值为-29.6 ‰~6.7 ‰,δ ¹⁸O_PDB值为-19.2 ‰~-12.5 ‰,跨度较大,说明碳酸盐胶结物形成的物质来源及水岩相互作用的复杂性。δ ¹³C_PDB和δ ¹⁸O_PDB值分别较典型的海相或湖相的碳酸盐呈正偏移和负偏移,δ ¹³C_PDB正偏移主要受到混合热液流体碳同位素分馏和少量沉积碳酸盐溶解的共同作用,δ ¹⁸O_PDB值负偏移则可能是大气降水、深部热液等多种流体混合作用和成岩温度升高的影响造成的。车拐斜坡区碳酸盐胶结物的物质来源与有机酸脱羧产生的CO₂、黏土矿物压实排水作用、长石碎屑溶蚀及黏土矿物相互转换释放大量的Ca ²⁺、Fe ³⁺和Mg ²⁺等离子有关,镜下观察发现研究区碳酸盐胶结物交代碎屑颗粒且伴随出现沥青质现象,以粉晶—粗晶形式赋存于排列紧密的碎屑颗粒之间,为成岩晚期产物,对储层物性起破坏作用。

凝析气藏的高效开发需要准确的流体相态性质数据,其中准确预测露点压力是凝析气藏开发过程中的重要问题。针对凝析气藏露点压力传统预测方法精度较低的问题,基于最优化理论和应用统计分析,通过实测数据资料拟合,提出了一种利用交替条件期望变换方法（ACE）确定的凝析气藏露点压力非参数回归模型,获取了具有统计意义的凝析气藏露点压力显式关联式。在皮尔逊（Pearson）关联性分析基础上,该模型自变量选取气藏温度、（C₁、C₂-C₆、C₇₊）摩尔分数、C₇₊相对分子质量、C₇₊相对密度。采用公开发表的27组露点压力数据探索自变量和因变量之间的潜在函数关系,并对9组TLM油田实测露点压力数据进行预测。结果表明：该模型精度较高,具有良好的泛化能力,模型回归的平均绝对相对误差（AARD）为2.16 %,模型预测AARD仅为4.8 %,其中最大绝对相对误差（ARD）为9.21 %,最小ARD为0.34 %,本研究为凝析气藏露点压力预测提供了一种参考方法。

为深入分析油藏注空气过程中原油的氧化热行为,进一步发展注空气提高原油采收率技术,采用热重/微商热重—差热联用（TG/DTG-DTA）分析手段进行研究,并基于经典的Arrhenius动力学模型定量地表征原油化学组成和储层岩石对氧化活性影响的大小。原油在整个升温过程中经历了三个化学机理完全不同的反应：低温氧化、燃料沉积和高温氧化。在低温度区间原油氧化表现出一定的吸热现象。由于不同的碳烃组成,三组原油在各个反应区域表现出不同的质量损失速率,与单独原油相比,储层岩石的加入降低了原油低温和高温氧化活化能。研究表明：重质组分含量越高,原油低温氧化反应速率越大,所沉积的燃料越多,高温氧化阶段燃烧释放的热量越强;原油在高温阶段的活化能大于低温阶段,高含量的重质组分使氧化反应活化能增大;储层岩石的催化特性和比表面积作用降低原油氧化活化能,起到非均相催化氧化的效果。

渤海LD5-2稠油油藏非均质性较强、岩石胶结强度较低,长期注水开发已经形成了优势通道。目前,单一调剖、调驱或驱油措施很难满足大幅度提高采收率的要求,将调剖、调驱和驱油等措施联合使用成为解决这一瓶颈的新思路。为满足LD5-2油藏的实际需求,该实验利用纵向三层非均质岩心及“分注分采”新型模型,借助电极测量等手段,开展了“调剖+调驱+驱油”复合调驱室内实验研究。结果表明,与直井井网相比较,水平井井网调剖后中低渗透层吸液压差较大,扩大波及体积效果较好,采收率增幅28.50 %。对于非均质岩心,调驱后剩余油纵向上主要分布在中低渗透层。平面上,直井井网主要分布在远离主流线的两翼部位,水平井井网油水界面则平行于井眼轨迹。“复合凝胶+微球/高效驱油剂”段塞组合中,复合凝胶在高渗透层内滞留作用较强,液流转向效果较好,使得后续“微球/高效驱油剂”2者之间的协同效应得以较好发挥,这兼顾了扩大波及体积和提高洗油效率技术需求,因而增油降水效果明显,采收率增幅26.50 %。复合调驱是大幅度提高采收率的关键。

针对目前元坝气田汽提塔脱硫效率低、正压汽提技术表现出局限性、存在极大优化空间的现象,开展了负压汽提脱硫新工艺现场试验,并对汽提效率影响因素进行深入分析研究。通过参数优化,得到最优进液pH值控制在4.0 ~ 5.0,推荐汽提塔塔压控制在-30 ~ -25 kPa,最优气液比为8 ~ 12,汽提进液量为7 ~ 9 m ³/h,有利于提高汽提效率。现场应用表明,优化后负压汽提效率达到96.28 %,比正压汽提提高19.68 %,年节约成本约180.86万元,降本增效效果显著。负压汽提脱硫新工艺表现出明显的技术优势和良好的应用前景,也为同类海相高含硫气田的现场应用提供一定的参考。

金马—鸭子河地区位于龙门山褶皱冲断带与四川台坳（盆地）的交界处,依据三维地震资料对断裂特征及构造演化过程进行分析可知,关口断裂下盘发育的白鹿场断裂可视作其先存断裂,形成的构造楔造成关口断裂下盘地层局部增厚。关口断裂南东方向收缩程度渐小,总体表现出双滑脱层控制的分层滑脱断层垂向叠加构造组合。彭县断裂为多条断裂构成的断裂带,中段断距较大,可以作为局部构造应力转换或集中的指示。金马—鸭子河地区主要断裂活动起始于印支早期,在印支运动晚期持续变形,强烈活动于燕山期,关口断裂、彭县断裂于燕山期发生强烈逆冲,与喜马拉雅期至新构造期持续变形,发生走滑并影响至地表。构造活动与油气成藏具有密切联系,对于构造圈闭形成、储层改造、油气运移和聚集均有贡献。