煤层气与致密气共采技术研究 ### A 级深度技术调研报告　报告编号：OGD-A-012

编制单位：北京经纬智汇信息咨询有限公司　｜　报告级别：A 级（深度技术咨询） 主题领域：非常规油气 · 煤系气（煤层气 + 致密气）合采/共采工程技术 · 降本与装备国产化 成稿日期：2026 年 7 月

摘要

本报告聚焦煤层气（CBM）与致密（砂岩）气在煤系地层中叠置共生条件下的合采/共采工程技术。研究表明，共采的技术本质是叠置含气系统的兼容性管理——其成败不取决于打开层数多少，而取决于压力系统匹配度与储层物性差异。中国已在鄂尔多斯盆地东缘（临兴、大宁—吉县、神府、大牛地）和黔西—滇东（松河、织金）形成一批示范工程，但"1+n<1"（合采产量低于预期）现象仍普遍存在，是当前最大技术痛点。驱动力已从"浅层煤层气合采增效"转向"深层煤岩气 + 致密气叠合区规模开发"。报告最终给出"地质选区—兼容性评价—分压合采工艺—智能排采—装备国产化"五位一体的技术链条与分阶段行动建议。

一、原理剖析：为什么共采既有价值又有矛盾

1.1 两类气的产出机理本质差异

煤层气（CBM）与致密气（tight gas）虽在煤系地层中垂向叠置共生，但产出机理截然不同：

煤层气典型产出经历"排水—产气—稳产—递减"三段式（USGS 经典曲线：dewatering / stable production / decline stage）。深层煤岩气则呈现"游离气为主的高产期→游离气与吸附气共同产出的稳产及递减期→吸附气为主的低产期"三段式。二者动用节奏、压力需求根本不同，同井筒合采必然存在排采制度的协调难题。

*图 1　煤层气 vs 致密气产出机理与产量曲线对比图*

1.2 叠置含气系统与共采兼容性理论

秦勇、申建、沈玉林在《叠置含气系统共采兼容性——煤系"三气"及深部煤层气开采中的共性地质问题》（《煤炭学报》2016, 41(1): 14-23）中系统提出：煤系"三气"共采兼容性由两方面核心地质条件控制——一是流体能量差异影响含气系统之间的兼容性；二是不同储层力学性质与孔渗条件差异影响系统内部共采兼容性。层序地层格架、流体能量系统、岩石力学性质是影响叠置含气系统兼容性的三大关键地质要素。

申建等（《煤炭学报》2018）对临兴区块的研究显示：基于地层压力梯度差异，目标层段至少存在 7 套独立含气系统；综合甲烷同位素、生产曲线差异，将研究区自上而下划分为多套独立含气系统，兼容性最佳分类数为 5~6 类，其中千 5 段、盒 1~4 段、盒 5~8 段三套叠置含气系统合采兼容性较好。临兴地区砂岩孔隙度平均 6.2%、渗透率平均 0.14×10⁻³ μm²（属致密砂岩范畴），煤系气共生组合模式有 4 种。

1.3 层间干扰、产能贡献与"1+n<1"难题

合采产层贡献存在三类典型情况： - 同一含气系统、物性相近：层间干扰微弱，可充分释放产能（理想）； - 同一含气系统、物性差异大：能量兼容但物性矛盾客观存在，影响效果； - 分属不同含气系统：兼容性恶化，某些产层产能遭强烈抑制。

由此产生煤系气开发中"1+n<1"（合采总产量低于单采之和，甚至低于单层）的普遍现象。秦勇（《煤炭学报》2021, 46(8): 2387-2399）明确指出："煤系气合采井产气量并非随产（储）层组的层数增多、累计厚度增大而增高，'1+n'<n 乃至<1 的产气效果较为普遍"，覆盖黔西—滇东、鄂东缘、沁南等区。

层间窜流、水锁与储层伤害机理：合采时不同压力系统间存在层间窜流；高压层向低压层倒灌；压裂液滞留造成水锁；煤粉运移、速敏、应力敏感造成储层伤害。松河井田研究（胡海洋等《矿业安全与环保》2020, 47(2): 99-103）专门分析了多煤层合采储层伤害特征（该井田煤层气资源丰度 2.09×10⁸ m³/km²）。

临兴地区的耦合传质研究进一步揭示"互层连通、近距耦合和远距扰动"三重耦合作用——耦合作用降低了煤层气和致密气合采初期效果，但有利于长期稳产。

1.4 合采井筒流动与举升机理

合采井筒内存在气水两相逆流/顺流复杂流动。澳大利亚苏拉特盆地经验显示，常规模拟器只能处理井筒内顺流两相流，逆流两相流（gas-water counter-current）的数学建模仍是难题（Towler et al., 2016, Journal of Natural Gas Science and Engineering）。中国学者基于等值渗流理论（电路并联原理）建立了煤层气和致密气合采产能方程（《煤炭学报》2018），求取排水期与气水同产期合理生产压差。

二、核心技术与关键工艺

2.1 井身结构与完井方式

技术演进路径：直井/定向井 → L 型水平井 → 水平井丛式井组（一个井台部署 2~8 口水平井）。井身结构由三级优化为二级，一开套管下深增加、封隔易漏失层位，钻井周期缩短 30%~39%（大宁—吉县缩短逾 30%）。深层煤层气水平段长度平均超 1261 m，煤层钻遇率 97.2%~100%。

合采模式分为：笼统合采（同井筒同压合采）与分层合采/分压合采（借助封隔工具实现层间分隔、分别控制）。

2.2 分层压裂与储层改造

• 深层煤岩气：形成"密切割+大排量+组合支撑剂+前置酸+变黏滑溜水"极限体积水平井分段压裂技术体系。吉深 6-7 平 01 井：埋深 2400 m，水平段 1000 m，分 11 段压裂，液量超 3×10⁴ m³、砂量近 4000 m³、排量 18 m³/min，测试日产气最高 10×10⁴ m³（大宁—吉县，2021）。
• 薄煤层/多煤层（潘河气田）：直井多层压裂，判别指标——层间距 24 m 以上分别压裂；层间存在石灰岩或距已压裂层近时投球分层压裂；层间无石灰岩或距远时合层压裂；"厚层兼顾薄层，多层优于少层"原则；累计建井 200 余口，单井平均日产超 2500 m³。
• 黔西丛式井组（松河）："小层射孔、组段压裂、合层排采"工艺，每井压裂 3~4 段、产层跨度约 200 m、每段约 20 m。
• 纯液压裂新方向：长庆油田在陕西米脂煤岩气现场首次实施"零支撑剂"压裂，实现由"液砂混合"到"纯液"的转变。

2.3 防止层间干扰的封隔与分采工具

封隔器是分采分压的核心井下工具：压缩式（Y211/Y441 型，耐压 35 MPa）、扩张式（K341/344 型）、自膨胀式、组合式。前沿趋势是智能电动坐封多级分注（辽河油田 2025 年在前 24-233 井完成 10 级 10 层现场作业，管柱密封合格率由第三代桥式分注的 85% 提升至 98% 以上，洗井通道面积提升 2.67 倍）。国际上 Bakken、Niobrara、Permian、加拿大 Duvernay 已实现 40~60 段乃至 60~100 段分层压裂。

2.4 产层组合优化"三步法"（黔西松河验证）

杨兆彪、秦勇等（《石油勘探与开发》2018, 45(2): 297-304，国家科技重大专项 2016ZX05044-002）建立产层组合优化"三步法"：

• 主力产层优选指数 δ（耦合煤厚 H、含气量 V、渗透率 K、储层压力 p、煤体结构系数 S；S=1 为原生/碎裂结构煤，S=0 为碎粒/糜棱煤即予以剔除）；
• 主力产层扩展组合指数 Ω（Ω>1 扩展、Ω<1 不扩展，要求层间储层压力梯度差 <0.1 MPa/100 m）；
• 产能贡献指数 η：主力产层产能贡献指数须 >30%，其他产层贡献指数须 >10%，方能确保经济效益。

经济基准（黔西 <1000 m 深度）：压裂 2~3 层约需人民币 300 万元，每增加一层约 40 万元，气价 1.8 元/m³ + 0.3 元/m³ 补贴，回收期 8 年，商业气流门限 1000 m³/d（约每层需贡献 100 m³/d，即商业标准的 10%）。

松河 GP 井组验证了该方法：GP 井打开 11 层（跨度 267.66 m、净煤 18.38 m）反不如 GP-X 井打开 8 层（跨度 138.5 m、净煤 11.6 m）——最高日产气量 GP-X 井 1802 m³、GP 井 1200 m³，后期 GP-X 井稳产约 500 m³/d、GP 井仅约 400 m³/d，主力层 29-1/29-2/29-3 未贡献气量，证明层数并非越多越好，"在开发层位减少的情况下却获得了更好的开发效果"。

2.5 排采制度与智能排采

深层煤层具有压力高、气液比高、产出液矿化度高特点，传统举升工具（潜油电泵、螺杆泵、有杆泵）普遍存在腐蚀、偏磨、结晶、气锁问题（《中国石油勘探》2024）。气举同井合采工艺（《煤炭科学技术》2019）利用上部高压致密气能量举升下部煤层气井液，可实现"山 2 段致密气 + 太 2 段煤层气 + 本 2 段致密气"合采。井下直驱螺杆泵无杆举升技术（《石油勘探与开发》2019）采用永磁同步低速大转矩电机（50~500 r/min 无级调速），可消除杆管偏磨、节电 30% 以上，适用日产液 5~50 m³ 井；中联煤层气（中海油）采购水力射流泵解决大水量煤层气井排采难题。

2.6 数值模拟与产能预测

煤系气合采产出数值模拟（《煤炭学报》2018）可实现气井产能劈分，明确不同层位气水产出贡献；典型井例累产气曲线中砂岩气累产气量占 73%，煤层气产能后期方释放。研究表明"煤层与砂岩之间压力系统越相近，合采效果越好；改善压裂效果可短期提高产气能力，但对总产气量影响不大"。AI 方法（BP 神经网络、随机森林、循环神经网络、深度神经网络）已应用于产能预测，机器学习模型标定煤层气单井产能平均决定系数 0.828，深度神经网络最高达 0.923，动态参数与静态参数贡献度分别为 48% 和 52%（宋洪庆等《工程科学学报》）。