0 引言
据国际能源机构(IEA)估计，全球煤层气资源量达263.8万亿m3，30多个主要采煤国家均开展了煤层气的开发利用，其中美国、加拿大、澳大利亚以地面开发为主，德国、英国等欧洲国家以井下抽采为主，均已实现商业开发。2018年全球煤层气产量839亿m3，其中美国289亿m3、加拿大51亿m3、澳大利亚445亿m3，都已成为这些国家重要的补充能源。我国煤炭及煤层气资源丰富，埋深在2 000 m以浅的煤炭资源总量为5.9万亿t[1]，根据国土资源部第4次资源评价结果，我国煤层气地质资源量30.05万亿m3，可采资源量12.5万亿m3，居世界第3位。随着煤矿安全生产的要求越来越高，监管越来越严，国家高度重视煤层气的开发利用，陆续出台了一系列扶持政策，促进了我国煤层气产业的快速发展，2018年全国煤层气产量达到53.5亿m3。截至2018年底，全国累计探明煤层气地质储量7 425亿m3，完成各类煤层气钻井1.8万余口，累计建设煤层气产能90亿m3/a。“十一五”以来，在国家相关政策扶持下，依托国家科技重大专项，根据我国煤层气地质和工程特点，从地质评价、钻完井、增产改造、排采工艺、地面集输、经济评价等方面持续开展煤层气勘探开发技术攻关，不断优化和完善配套技术，创新形成不同煤阶煤层气勘探开发基础理论和技术系列[2-5]，但是国内对煤层气开采理论还需要进一步深入研究，特别是对于煤层气的解吸-扩散-渗流机理等方面的认识与实际情况仍存在较大偏差。
笔者系统梳理了目前我国煤层气开发的理论进展和技术现状，重点介绍基于对煤层气煤化过程的研究成果。煤层气的成藏以及生成甲烷的过程中会产生大量的水，这些水会以束缚水和毛细水的形式赋存于基质孔隙中，将严重影响现有煤层气解吸-扩散-渗流机理。煤层气的吸附气应当属于固-液界面吸附的研究范畴，气体吸附量与溶液的浓度有关，而对环境压力不敏感，其特征显著区别于国内外普遍使用的固-气界面吸附理论。而且，根据Fick扩散定律，以浓度差为驱动力的扩散仅发生在单相流体中，由于基质孔隙中水的存在，解吸气从基质向割理的运移不满足这种条件。
煤层气开发技术、理论的创新为我国煤层气产业的快速发展奠定了基础，同时也为保障煤矿安全生产，增加清洁能源供应，保护生态环境做出了重要贡献。
1 煤层气开发理论新进展
实践表明，煤层气井排采过程中呈现出气水流动的复杂状态，煤层气井压力传播特征及动态变化规律研究一直是个重大理论难题。“十一五”以来，根据我国煤层气地质特点，已经形成中低阶煤层气“多源共生”富集地质理论和中低阶煤多层均衡降压开发理论，在此基础上，经过近10年的研究，针对气水两相流条件下地层水对产气干扰、临界解吸压力及压力传播特征，开展一系列的模拟试验研究，建立了煤层气藏渗流与压力耦合模型，在压力传播、流体渗流规律及其对产气影响的理论认识方面取得重要突破，新认识丰富了煤层气开发的储层渗流理论，为煤层气井产能评价奠定了新的理论基础。
1)煤岩干酪根热演化生烃成孔特征显著影响储层的气水赋存方式。煤的孔隙按成因类型划分可分为4大类：原生孔、变质孔、外生孔及矿物质孔[6-7]，煤中变质孔隙有多种称谓[8-9]，即煤变质过程中由生气和聚气作用形成的孔隙，是煤岩变质过程中最为重要的孔隙之一，是煤热解、变质、生气的直接证明。基质孔隙内赋存着沉积水或生成水，其形成的极性孔隙壁易吸附水分子，这直接决定了储层的气水赋存方式。
大量试验表明：煤岩干酪根在不同热演化阶段(镜质体反射率R0值不同)，煤岩有机质孔隙形态变化复杂[10]，原生及次生孔隙类型、形状、尺寸、数量均不同，煤岩孔隙内产生的流体与固体产物不同[11-15]，孔隙壁的极性和润湿性存在较大差异(表1)，会显著影响煤岩孔隙内气水分布的特征。中低阶煤孔隙壁极性分子多于高阶煤，原生孔隙含水较多[16-17]。随着煤岩热演化程度的增加，原生孔隙被压实，孔隙发生变形、缩小、闭合乃至消失，孔隙内壁上赋存的气分子逐渐减少，含水性逐渐减弱。
2)煤储层基质中流体运移方式为渗流而不是扩散。传统的煤层气渗流模型认为基质中甲烷以吸附态为主，裂隙/割理中甲烷以游离态为主。在开发过程中，煤基质中甲烷解吸后扩散进入裂隙/割理，满足Fick扩散定律，气体在裂隙(割理)中渗流到井筒，满足达西渗流定律[18],如图1所示。
通过系列研究认为，扩散的本质是浓度差，煤基质中甲烷为单相，不存在浓度差，仅存在压差，气体从基质孔隙进入割理系统的过程属于压差驱动范畴，不能由Fick扩散定律描述，运移方式应为渗流而不是扩散。因此，煤基质中单组分甲烷不满足扩散理论基础假设[19-20]。
表1 煤岩有机质各热演化阶段变质孔隙特征及其形成机理
Table 1 Pore characteristics and formation mechanisms in each thermal evolution stage of coal organic matter
热演化阶段Ro/%温度/℃孔隙类型孔隙壁组成孔隙形成机理低成熟阶段0.5～0.8<300亚显微组分分子间孔大部分有机质骨架各种官能团和侧链在热作用下开始降解中成熟阶段0.8～1.3高成熟阶段1.3～2.0300～550300～550脂族分子间孔、油孔有机质芳族骨架大量脂肪侧链断裂形成烃类气孔沥青芳族骨架芳核上的脂肪族取代基逐渐脱落、液态烃及剩余有机质裂解为甲烷过成熟阶段>2.0>550芳族分子间孔、气孔残碳残渣芳核上的侧链及官能团大部分脱落
a—基质块边长；b—割理宽度
图1 煤储层基质中甲烷运移方式[21]
Fig.1 Methane migration mode in coal reservoir matrix
3)煤岩含水饱和度影响煤层气解吸产出。通过开展甲烷在干燥/含水煤岩样品上的室内吸附试验，研究了不同含水率下甲烷在煤岩上绝对吸附量的变化规律。随着煤岩含水率的增加，H2O分子占据了更多的吸附位，导致CH4分子可以占据的吸附位数量减少，CH4分子在煤岩上的绝对吸附量明显降低[22]。极性基团会率先吸附H2O分子而不是CH4分子，水分的存在明显降低了煤岩中甲烷的吸附能力。
相对湿度分别为0、10%、75%、94%及98%时(温度为298 K、压力为15 MPa)，与相同条件下的干燥煤样(相对湿度0)相比，甲烷在含水煤样上的吸附量分别减少了39.1%、50%、67.4%和84.3%(图2)。
通过建立数学模型评价煤层气解吸机理认为，在液态水环境中含水饱和度越高，煤层气解吸滞后现象越明显(图3)。基质孔隙越小，解吸段解吸量减少，解吸滞后段变长，煤层气解吸滞后现象越明显[23-25](图4)。
图2 不同含水条件下甲烷在煤岩样品上的吸附曲线
Fig.2 Adsorption curves of methane on coal samples with different water content
图3 液态水环境下的解吸曲线[25]
Fig.3 Desorption curves in liquid water environment
r—孔隙半径
图4 孔隙尺度对解吸的影响[25]
Fig.4 Effect of pore size on desorption
4)储层微观气水赋存与产出存在2种不同的模式。①传统理论认为：煤基质储渗系统只有一种模式，称为“固气系统”，其满足Langmuir等温吸附理论(图5、图6)，该系统为固体与气体2种介质，在干燥条件下，气体分子单层吸附在固态表面，吸附表面是均匀的，吸附平衡时气体分子吸附速度与脱附相等，甲烷的吸附过程与解吸过程是基本可逆的。实际的煤岩储层是普遍含水的，且水的存在会滞后甲烷气体的解吸过程，然而常规固-气界面的Langmuir理论难以体现这一特征。②通过系统研究认为：煤基质储渗系统应充分考虑水的影响，除固气系统外，还存在另一种系统，称为“固液系统”，“固气系统”与“固液系统”协同吸附。固液系统满足Langmuir另一种等温吸附理论模式(图7、图8)，在煤基质含水条件下，甲烷的解吸过程与吸附过程为2个不同的平衡体系，吸附多，解吸少，吸附与解吸基本不可逆[21,25]。
图5 常规固气系统Langmuir吸附曲线
Fig.5 Langmuir adsorption curve of conventional solid-gas system
图6 固-气界面解吸示意
Fig.6 Schematic diagram of solid-gas interface desorption
图7 固液系统下甲烷气体的吸附曲线
Fig.7 Adsorption curve of methane in solid-liquid system
图8 固-液界面解吸示意
Fig.8 Schematic diagram of desorption at solid-liquid interface
通过“固气”和“固液”2种不同系统的气体解析过程对比，储层基质孔隙水对气体解吸-传输具有重要影响，特别是对“纳米级”基质孔隙影响更明显[25-26]。
2 煤层气勘探开发技术现状
近10年来，根据煤层气地质和工程特点，在沁水、鄂尔多斯盆地东缘开展了一系列技术攻关与试验，形成不同煤阶煤层气勘探开发技术系列。随着煤层气产业的快速发展，勘探开发技术也在不断地更新和完善，特别是在钻完井技术[27-31]、储层改造技术[32-33]、排采关键技术、已开发气田稳产增产方面取得明显的创新和突破[34-42]，有效降低了开发成本，提高了单井产量。
2.1 钻完井技术
2.1.1 建立煤层气丛式井工厂化作业、一体化管理体系
1)集群化建井、批量化实施、流水线作业，大幅缩短了钻井周期。采用机械钻机，配备滑轨式移动装置，表层套管批量钻井+套管的新方法(图9)，搬家安装时间缩短，加快了钻井进程，有效降低了工程成本。
2)提出新的轨迹优化设计方法与井身质量控制标准，减少管杆偏磨。原则采用三段制，避免反向弯曲段产生，施工中加密轨迹参数监测，确保井身质量。
2.1.2 深层煤层气水平井钻完井技术日趋成熟
2011年以来，在鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县煤层气区块分步实施了10口水平井，从最初的U型井到现在的L型水平井，研究试验了煤层气水平井优化布署、钻完井新工艺新方法，形成了水平井套管固井完井+定向射孔+分段压裂工艺技术，取得良好效果。2015年底实施的3口L型水平井，目前日合计产气量超过2.5万m3，产气趋势良好(图10)。为下一步有效开发鄂尔多斯盆地东缘1 000 m以深的煤层气资源，提供了可靠的技术依据。
图9 丛式井工厂化作业一体化管理示意
Fig.9 Schematic diagram of integrated management of cluster well factory operation
图10 3口L型水平井排采曲线
Fig.10 Drainage curves of three L-shaped horizontal wells
2.1.3 深层煤层气小曲率半径定向井技术
针对深层煤层渗透性差、煤系地层砂岩储层分布变化大等难题，将小曲率半径定向井的技术方法与鄂东地区地质特点相结合，创新提出了煤层气小曲率半径定向井优化设计理念。对入靶井斜角、造斜率和煤层进尺等关键轨迹参数进行优化设计，形成了煤层气小曲率半径定向井的设计方法和井型井网设计技术。距煤层(砂岩层)处造斜，以大井斜角入层，增加煤层内有效进尺(图11)，有利于煤层气排采过程中，在井网控制范围内降压面积的迅速扩展，增加解吸体积，有利于提高单井产量。
图11 煤层气小曲率半径定向井示意
Fig.11 Schematic diagram of CBM directional well with small curvature radius
在韩城区块成功试验2口小曲率半径定向井，2口井在煤层以上100 m左右造斜，入层井斜角达84°～88°，煤层进尺由常规定向井的6 m左右增加到90～100 m，大幅增加了煤层的泄压面积，产气量明显提高。
2.2 水平井分段压裂技术
在前人对水平井的压裂工艺研究基础上[43-45]，创新煤层气水平井“连续油管+定向喷砂射孔+带底封拖动”的分级压裂工艺[46]，在鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块取得良好的试验效果，研制了连续油管带底封拖动的3种连续油管专用喷砂器，采用连续油管传输、提放管柱坐封、水力喷砂射孔、油套同注压裂，拖动管柱自下而上逐段分段体积压裂施工。
该技术能够达到压裂与周边低产老井沟通，同时避免与高产老井直接沟通，结合压裂液性能、井眼轨迹和水平段间距，确定射孔方向和施工规模。该工艺使射孔压裂一体化，作业效率高，遇井下复杂情况可及时反洗处理。
2.3 排采控制关键技术
经过多年技术攻关和生产实践表明，煤层气井排采具有排水期长、上产慢、稳产期长、修井后恢复慢的特点。遵循“连续、缓慢、稳定、长期”的排采原则，在“双控制逐级排采区域降压”排采技术的基础上，创新形成“定量化排采多目标优化控制”排采法，优化配套工艺技术。
2.3.1 双控制逐级排采区域降压技术
针对煤储层特性和地层供液能力，制订与储层条件相适应的排采工作制度，特别是控制产水量和产气量，实现对压力和煤粉的双控制，以达到保护储层、扩大泄压面积和提高单井产量的目的。
该技术主要针对见套压前、憋套压、初始产气和产气上升等4个重点阶段(图12)，提出降液面速度、憋套压时间、放产平均套压、平均产气增速4个关键参数的控制方法。
图12 排采阶段控制示意
Fig.12 Schematic diagram of drainage stage control
2.3.2 定量化排采多目标优化控制技术
首次提出了以压力传播最快、渗透率伤害最低、解吸区范围最大、最终累产气最大为目标，建立定量化排采数学模型，求取煤层渗流参数，控制不同排采阶段的井底流压，达到最佳排采效果(图13)。利用研发的定量化排采软件，综合分析排采过程中的压力动态变化和渗透率变化，在韩城区块18口井和保德区块33口井应用效果好，符合实际的煤层气井排采动态特征。
P0—原始地层压力；P1—解吸压力；t1—压力传至边界所需时间；t2—全区解吸所需时间；t3—井的生命周期
图13 定量化排采井底流压控制示意
Fig.13 Flow pressure control sketch for quantitative drainage wells
2.3.3 排采配套工艺技术
1)防煤粉技术：随着排采阶段的递进，煤粉产出强度有一定程度变化，分别采用控煤粉、挡煤粉、排煤粉的方法达到防煤粉的效果。
2)防偏磨技术：采用尼龙插接式扶正器、改性超高分子聚乙烯合金材料、外包覆抽油杆等技术，有效延长检泵周期。
3)防气体影响技术：采用气锚解决抽油泵气锁问题，利用“管柱吸入口气液分离”与“抽油泵内部气液分离”2种思路，改造杆式泵结构，达到降低冲次、缓解管杆偏磨的目的。
4)高效修井技术：根据生产井的具体情况，可采用欠平衡多级压井修井或者杆式泵不压井修井2种不同的方法，达到高效修井的目的。
通过优化抽油杆、管、泵结构设计，积极使用新工艺和新材料，不断完善排采配套工艺技术，修井和恢复周期明显缩短。
2.4 已开发气田稳产、增产技术
2.4.1 气藏精细描述与产能评价技术
根据煤层气地质特征和煤层气藏的开发特点，建立煤层气藏描述指标体系，包括静态和动态两大类参数，在此基础上，结合地质特征和工程因素，综合考虑地表条件，对研究区进行开发单元的划分，分析影响单井产能的主要因素，形成有效的产能评价方法，分析井间干扰规律，合理评价井网井距，预测开发关键指标，优化合理采气速度，为制定煤层气藏稳产方案和改进措施提供依据，有效指导气田生产，如图14所示。
2.4.2 井网井距优化技术
对于已开发气田，根据煤层气排水降压-解吸-产气特点，综合采用储层非均质性研究、动态分析、数值模拟和经济评价法，优化评价井网井距。
以煤岩学理论为指导，基于测井解释和物理模拟试验方法，分析不同煤岩类型煤储层的非均质性，建立煤储层地质模型，不同宏观煤岩类型煤储层的空间构成差异，直接影响了压裂裂缝的扩展和煤层气的解吸-扩散-渗流，导致煤储层内部压降范围和泄气半径的差异性。采用动态分析法，建立不同相态下的煤层气渗流数学模型，运用反褶积试井解释软件，计算煤层渗透率和压降半径，评价井网井距的合理性。同时采用数值模拟和经济评价法，针对不同渗透率和不同井距，进行采收率对比分析和经济评价，综合对比分析后确定合理井距，如图15所示。
图14 煤层气藏精细描述与产能评价技术路线流程
Fig.14 Flow chart of technical route for fine description and productivity evaluation of CBM reservoirs
图15 煤层气井网井距优化评价方法流程
Fig.15 Flow chart of CBM well pattern and well spacing optimization evaluation method
2.4.3 间接压裂适应性评价及工艺优化技术
间接压裂技术，即同时射开煤层和顶板压裂，使压裂裂缝在顶板和煤层中同时延伸形成顶板“高速通道”，提高裂缝长度和延伸范围。
间接压裂技术是在北美的间接垂直压裂技术基础上发展了而来的[47]，适用于大于3 m的中厚煤层、构造煤(以碎粒煤为主)以及较高应力区域等更为复杂的地质条件。与直接射孔压裂煤层相比，本方法能大幅提高在构造煤中的裂缝规模，降低对煤储层的伤害，控制煤层气井排采阶段煤粉、煤泥的产出[48-49]，显著增大压降面积，从而确保煤层气井高产稳产。
间接压裂技术的关键就是对井区内地质和工程进行适应性评价，优选潜力井和优化压裂工艺(图16)。类似韩城区块这种碎粒煤在压裂过程中易产生煤粉和煤泥，改造效果不理想的状况，开辟了一种新的压裂技术途径，应用前景十分广泛。
图16 间接压裂技术流程及渗流模型
Fig.16 Indirect fracturing technology and percolation model
2.4.4 负压排采增产技术
负压排采技术是通过在地面井口安装负压设备，进一步降低套管压力，增大煤层与井筒内生产压差，达到气井增产目的。煤层气井废弃压力一般为0.2 MPa，使用负压增产技术后，能够使废弃压力大幅降低。适用于资源潜力较高的低产低效井和受煤矿开采影响面临关停井。该技术根据区块生产井特点，研发了不同类型的负压排采增产设备。单井一般用水环压缩机撬，丛式井组采用往复式压缩机撬。
利用该技术在鄂尔多斯盆地东缘保德区块王家岭煤矿附近的保4-08井组开展试验，该井组位于煤矿回采面附近，产气量呈明显衰减趋势。安装负压排采设备并开始试验30 d后，井组日产气量由2 640 m3上升至3 578 m3，单井产量提高30%以上，目前稳定在3 100 m3。试验效果明显，正逐步推广至鄂尔多斯盆地东缘其他区块。
3 存在的问题
1)资源总体探明率低，优质资源严重不足。目前，我国煤层气资源探明率仅为2.4%，远低于天然气的15%。全国煤层气主要集中分布在9个大型聚煤盆地，但实现规模开发的仅有沁水和鄂尔多斯盆地2个，可供规模开发的优质资源比例小，勘探开发程度极不均衡，急需寻找后备接替区。高、中、低阶煤煤层气资源占比分别为21%、39%和40%，资源占比最高的低阶煤还未实现规模商业开发，函待新区开发取得规模性突破。
2)已开发区低产井占比大，产能到位率低。截至2018年，沁水、鄂尔多斯盆地东缘已建产能规模约90亿m3/a，产能到位率仅为59.4%，低品位储量动用难，日产量低于500 m3的井数占总生产井数的56%，未能实现效益开发。原因在于开发技术适应性不强，排采过程中介质运动与产气关系的规律还不十分清楚，应对措施还不到位。亟需攻关低产低效井增产核心技术，提高储量动用率，有效提高单井产量。
3)缺乏信心和动力，总体投资不足。煤层气产业抗风险能力弱，短期投资回报率低，单纯从效益角度衡量，难以达到国企考核标准，没有从全生命周期和综合社会效益系统评估。合作项目摇摆不定，作业者不够稳定。从事煤层气勘探开发业务人员逐年减少，研究力量严重不足，科研成果水平和质量不高。
4 技术发展方向
4.1 深部煤层气与煤系地层天然气综合开发技术
实践证实煤系地层具有多套含气地层叠置赋存的特征，要加大深部煤层气[50]、致密气及页岩气综合勘探开发力度，重点开展煤层气与煤系地层天然气综合开发地质评价技术、增产改造工艺、采气工艺、地面配套工艺等攻关，形成配套技术体系，提高煤系气资源利用效率和效益，推动煤层气产业可持续发展。
4.2 有效提高采收率技术
针对已开发区低产井占比大、产能到位率偏低的问题，重点开展气藏工程优化、低渗透煤储层有效改造、低产低效井综合治理等技术攻关，试验高压注氮、生物菌培育、微生物注入工艺等，不断改善开发效果，提高单井产量，提高开发效益。
4.3 煤层气田智能信息技术
与常规气田相比，煤层气井多，开发周期长，煤层气开发管理更加复杂，造成人工和管理成本较高，生产效率降低，开发管理水平远低于常规气田。持续创新开发管理模式，重点攻关大数据智能预测甜点区技术、智能型煤层气压裂工作平台、智能化排采控制技术，形成统一的模拟分析及辅助决策一体化平台，提高开发生产智能化水平，实现降本增效。
4.4 探索煤炭地下气化技术
煤炭地下气化(UCG)是将地下煤炭进行有效控制的燃烧，通过对煤的热作用及化学作用产生可燃气体，综合开发清洁能源与生产化工原料的新技术[51-53]。石油工程技术的进步，尤其是煤层水平井和连续油管技术的进步促进了深层UCG技术的发展。UCG变物理采煤为化学采煤产气，能有效改善安全和生态环境问题，快速增加天然气供给，是深层煤炭清洁高效利用的发展方向。
4.5 尝试高能物理激光技术
以问题为导向，聚焦技术瓶颈，将高能物理激光技术与煤层气开发进行有机融合[54]，通过对国内外激光破岩技术的调研和室内试验，为后续开展现场科学试验提供理论、数据和试验支撑。激光技术在煤层气开发中的应用将会革新煤层压裂和排采技术，有效提高单井产气量，为煤层气高效开发提供一种全新的思路和方法。
5 结论
1)针对中国复杂的煤层气地质和资源条件，现有的煤层气开发理论和技术在提高煤层气单井产量和整体开发效益中起着至关重要的作用，同时也面临着资源探明率低，低产井占比大，单井平均产量低，开发技术适应性不强等客观问题。
2)目前学术界普遍认可煤层气的解吸-扩散-渗流产出机理，未考虑真实煤岩基质孔中赋存水的影响，是现有理论模型始终与煤层气井实际产出表现存在较大差异的原因。由于基质孔中水的存在，“固气系统”吸附理论应由“固气系统”与“固液系统”协同吸附理论替代，扩散理论应由渗流理论替代。煤层气开发应继续加强以排采为核心的理论和关键技术攻关，达到提高单井产量和高效开发的目的。
3)实践表明煤层气开发具有投入大，回报周期长的特点。我国煤层气资源丰富，发展潜力大，需要国家加大政策支持力度，进一步消化和吸收国外成熟技术，加强对新型工艺技术的研发和创新，以更好地推动煤层气产业的快速发展。
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