鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣排采工藝技術進展與啟示

曾雯婷，徐鳳銀，張 雷，孫薇薇，王 倩，劉印華，余莉珠，季 亮，曾泉樹，張 康

(1.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；2.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；3.中國石油學會，北京 100724；4.中國石油大學(北京)，北京 102299)

國外煤層氣儲層具有埋藏淺、厚度大、滲透率高等特征，煤層氣開發主要采用直井和多分支水平井，舉升工藝主體為螺桿泵和抽油機有桿泵，煤層氣開發策略主要是“先排水，再產氣”，開采深度一般在1 000 m 以內[1-3]。國內煤層氣成藏條件復雜，煤儲層品質差、滲透率較低，井型以直井為主、水平井為輔，舉升工藝主體為抽油機有桿泵，水力無桿泵、電潛螺桿泵等主要用于水平井舉升，開采深度一般在1 500 m 以內[4]，排采理念為“緩慢、穩定、連續、長期”，根據臨界解吸壓力不同，煤層氣井在產氣前一般存在3 個月至1 年的排水期。經調研，煤層埋深大于2 000 m 的煤層氣勘探開發，21 世紀初，除美國在彼森斯(Piceance)盆地開展深部煤層氣與致密砂巖氣共采試驗[5]并取得成功外，國內外再無其他勘探開發成功案例。埋深大于2 000 m 的深部煤層氣(以下深部煤層氣均指煤層埋深大于2 000 m 的煤層氣)排采技術尚未完全形成，無成熟經驗可借鑒。

2019 年，中石油煤層氣有限責任公司在鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊深部煤層氣取得了勘探突破，成功探明了我國首個煤層埋深超2 000 m 的煤層氣田，探明煤層氣地質儲量超1 000 億m3[6]。該區先導試驗已投產的30 口水平井，初期平均日產氣量達到10 萬m3，部分井初期日產氣量超過了16 萬m3，展現出良好的潛力，近期國內在準噶爾、吐哈等盆地也相繼取得了深部煤層氣的勘探突破。

深部煤層氣生產過程中表現出“初期游離氣占比高、見氣早、上產快、投產即高產、地層能量高、氣液比高、自噴攜液”的特點，無單相流排水期，與中淺部煤層氣的生產規律存在較大差異，中淺部煤層氣形成的排采理念和技術并不完全適用。在先導試驗區水平井試采過程中，逐步轉變了“長期緩慢排水降壓”的排采理念，生產方式也從以抽油機有桿泵為主的“排水降壓采氣”向“自噴生產+無桿舉升”排采工藝轉變[7]。筆者結合鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊(以下簡稱大吉區塊)深部煤層氣生產實踐，分析深部煤層氣與中淺部煤層氣煤儲層的差異性以及排采影響因素，總結深部煤層氣的排采工藝技術難點及現階段應對措施，并提出下一步研究方向。

1 煤儲層地質特征

鄂爾多斯盆地東緣深部煤層埋深主要在2 000～2 600 m，全區連片展布，煤層厚度為4～12 m，平均7.8 m，提供了有利的煤層氣生成的資源條件。大吉區塊整體呈寬緩的西傾單斜，地層傾角0.3°～2.5°，斷層不發育，為深部煤層氣提供了有利的富集條件[8]。從沉積特征來看，深部8 號煤層主要形成于潟湖–潮坪沉積環境，大面積穩定分布，成煤環境為強還原條件下的富營養覆水森林沼澤相，為有利的聚煤環境。深部8 號煤熱演化程度高，鏡質組含量高，生氣能力強，以亮煤、半亮煤為主，煤體結構以原生結構煤為主，割理、裂隙發育；頂底板封蓋條件好，頂板灰巖厚度5～14 m，底板泥巖厚度4～15 m，頂底板裂隙不發育，水動力條件弱，利于煤層氣的保存。通過保壓取心與鉆桿取心測試，煤層含氣量為17.5～30 m3/t，平均24.3 m3/t，含氣飽和度為74.7%～153.8%，平均96%，以飽和-過飽和賦存狀態為主，具有吸附氣和游離氣共存的賦存模式，游離氣含量占比13%～28%。

與國內外典型區塊煤層氣藏相比(表1)，大吉區塊深部煤層埋深、儲層溫度是國內外其他煤層氣藏的2 倍以上，壓力系數較高，游離氣占比是其他煤層氣藏的4 倍，煤體結構較好，礦化度是其他煤層氣藏的7～30 倍，CO2含量遠高于其他煤層氣藏[9]。由于大吉區塊深部煤層氣具有 “高壓、高含氣、高飽和、煤體結構好、箱式封存、富含游離氣、高礦化度水、高CO2”的地質特征，決定了其開發政策與中淺部不同，給煤層氣排采制度制定、舉升工藝選擇帶來了挑戰。

表1 國內外典型煤層氣藏特征參數對比Table 1 Comparison of the characteristics parameters of typical coalbed methane reservoirs in China and abroad

2 排采影響因素

為實現煤層氣高效排采、單井EUR 最大化，需在排采過程中維護儲層滲透性，促進壓降漏斗大范圍擴展。通過機理研究，結合生產實踐分析多種物理效應對煤層滲透性的影響，與中淺部煤層氣相比，深部煤層氣同樣受到應力敏感性、速度敏感性、賈敏效應等影響，但影響程度不同。除此之外，深部煤層氣還受結垢堵塞、游離氣含量的影響，而中淺部煤層氣排采過程中的煤粉堵塞問題，對深部影響程度較小。

2.1 應力敏感性

深部煤層氣吸附與解吸特性受地層壓力與溫度的控制更為明顯，地應力狀態隨埋深變化而發生轉換，而有效應力與地層溫度又存在相應的耦合作用，導致煤儲層出現應力敏感性[10]。根據大吉區塊深部8 號煤取心測試結果(圖1)，深部煤層具備明顯的應力敏感性，當生產壓差超過某一臨界值時滲透率明顯下降，發生不可逆的損失。通過對同一區塊6 組煤心進行測試，深部8 號煤層滲透率損失達97%～99%，而中淺部只有86%～92%，由此表明，深部煤儲層應力敏感性更強。因此，為了制定深部煤層氣排采過程中各階段合理的井底壓力下降速度，應充分考慮應力敏感性的影響，避免因生產壓差快速增大而造成儲層滲透率(尤其是近井區域)的傷害。

圖1 深部8 號煤心應力敏感性測試結果Fig.1 Stress sensitivity test results for deep No.8 coal core

2.2 速度敏感性

速度敏感性是指一定流速作用下，儲層內部微粒運移狀況及滲透性的損害程度[11]。深部煤儲層通過大規模壓裂獲得高產工業氣流，加砂量是中淺部的10 倍左右。在產液量和產氣量同時較高的情況下，煤儲層內部微粒和支撐劑更易因高速流體流動而發生運移，速度敏感性較強。依據生產實踐可知深部煤層氣井普遍存在壓裂砂返吐現象。統計已實施修井作業的30 口井，井筒出砂井占57%，出砂周期一般在1～11 個月。分析認為，支撐劑在高速流體拖曳力作用下，一方面，在裂縫內回流導致裂縫閉合，降低局部裂縫導流能力；另一方面，近井區域支撐劑充填結構失穩后會運移進入井筒，導致井筒內發生砂卡、砂埋等。深部煤層裂縫內支撐劑回流速度測試實驗結果表明，隨著流速增大，支撐劑累計回流量顯著增加，整體呈線性趨勢(圖2)。同時，由不同縫寬條件下支撐劑臨界回流速度的測試結果也表明，支撐劑臨界回流速度隨壓裂裂縫寬度增大而明顯下降，在近井地帶裂縫寬度較大，區域支撐劑臨界回流速度最低，發生回流的概率最大。因此，應通過制定合理排采制度，控制排采強度，避免深部流體流速過高，抑制支撐劑回流，進而提高單井EUR。

圖2 深部煤層裂縫支撐劑回流速度測試結果Fig.2 Test results of proppant backflow velocities in fractures of deep coal seams

2.3 結垢堵塞

深部煤儲層地層水礦化度一般為(7.2～38.0)×104mg/L，其中鈣離子約占10%，極易形成鹽垢堵塞油管、射孔炮眼，甚至堵塞儲層內壓裂產生的滲流通道，不僅影響排采連續性，還影響到深部煤層氣長期穩產?，F場實踐表明，大吉區塊深部煤層氣水平井作業過程中，80%的井出現生產管柱嚴重結垢問題，導致管柱卡堵。通過對不同地質單元井筒生成垢樣進行化驗分析，主要成分均為CaCO3，其主要原因為地層水中的Ca2+與產出氣中的CO2在高溫高壓作用下形成碳酸氫鈣溶于水，隨著壓力降低，水中釋放出二氧化碳、pH 值升高，導致結垢傾向增加[12]。由于壓力降低溶液中釋放出的氣體，導致相分離過程中出現多個兩相流界面，為CaCO3成核和晶體生長創造了適宜條件[13]，隨著壓力降低及產出氣體中CO2濃度的不斷升高，結垢風險逐步增大。因此，考慮到壓降速度對結垢的影響，在高礦化度水、高CO2條件下，深部煤層氣井排采過程需保持一定的壓力穩定生產，以減少結垢。

2.4 賈敏效應

賈敏效應是指當液珠/氣泡通過煤儲層狹小孔道時，由于其直徑大于孔道直徑，遇到阻力后產生變形，產生毛細管效應附加阻力的現象[14]。深部煤儲層隨埋深增大，煤儲層比孔容積減小、微孔增多[15-16]，測試結果表明，深部煤儲層微孔平均占比為95%，介孔、宏孔占比極低，煤儲層滲透性差，平均滲透率約為0.016×10-3μm2，僅為中淺部的6%，較低滲透率導致深部煤儲層賈敏效應更強。當排采中斷重新啟動后，受賈敏效應影響極易在孔喉處形成“水鎖”“氣鎖”，阻礙煤層氣產出?，F場實際表明，排采不連續極易產生賈敏效應，加重儲層內的微粒如煤粉、支撐劑沉積，增大滲流通道堵塞風險，90%的井停機或修井后產量難以恢復至停機前水平。因此，需通過提高舉升工藝的適應性和穩定性，保持排采過程連續，避免因排采中斷發生賈敏效應，而影響煤儲層滲透性，進而導致氣井產能下降。

2.5 游離氣占比

與國內外典型區塊頁巖氣和致密砂巖氣相比(表2)，深部煤層氣中游離氣占比明顯低于頁巖氣和致密砂巖氣，而水氣比分別為頁巖氣和致密砂巖氣的3 倍和20 倍。通過生產數據統計，大吉區塊深部煤層氣水平井自主攜液生產周期為3～5 個月，明顯短于頁巖氣的1～1.5 a、致密砂巖氣的2～3 a；采取泡排等輔助排水采氣措施排液周期為7～9 個月，此后無法自噴生產，需介入人工舉升工藝進行排采，人工舉升階段預計占深部煤層氣井全生命周期的80%以上。

表2 國內外典型非常規氣藏特征參數對比Table 2 Comparison of the characteristic parameters of typical unconventional gas reservoirs in China

“低游離氣、高水氣比”造成深部煤層氣自噴能力相比頁巖氣和致密砂巖氣較弱，且自噴周期相對較短，無法完全借鑒頁巖氣和致密砂巖氣的排采制度和舉升工藝。區塊內不同開發單元地層壓力系數和含氣飽和度存在差異，游離氣占比不同，生產規律和舉升工藝存在較大差異。游離氣占比高的區域，投產初期可自噴；游離氣占比較低的區域，投產后即不具備自噴能力，需采用氣舉等措施進行誘噴或采用人工舉升工藝，以維持穩定生產。因此，深部煤層氣井游離氣占比對舉升工藝的選擇具有較大影響。

3 深部煤層氣排采技術難點

3.1 生產參數變化大，游離氣與解吸氣轉化界限不明

與中淺部煤層氣井相比，深部煤層氣井生產初期無較長的排水階段，壓裂液返排階段可自噴，點火即可燃。將研究區內21 口水平井的排采曲線進行歸一化處理(圖3) 可以看出，整體產氣、產水、套壓變化較大。投產初期為游離氣為主的自噴階段，日產氣量在7 萬～15 萬m3，日產液量(水)在200～500 m3；排采1 個月后日產氣量變化不大，產液量逐步下降至50 m3以下；排采3～5 個月后，隨著地層能量減弱，日產氣量下降，需采取泡排等輔助排水采氣措施排液；排采1 年后，日產氣量下降至2 萬～4 萬m3，日產液量從50 m3下降至5 m3，自噴能力明顯減弱，直至無法自噴生產。無法自噴后需采用人工舉升方式保持連續排采，若排采中斷時，則產液中斷，產氣量下降，此時出現類似于中淺部煤層氣井的排采特點。研究認為，在整個排采過程中，存在以游離氣為主向解吸氣為主的轉化階段，但轉化時限緩慢過渡，主控因素及其機理復雜，目前尚不明確。

圖3 水平井歸一化曲線Fig.3 Normalized curves of horizontal wells

深部煤層氣井生產參數變化范圍大，排采主體工藝技術邊界寬，一套工藝難以滿足全生命周期的需求，存在自噴與人工舉升間的工藝轉化，不同階段應采取不同排采制度和排采工藝技術。

3.2 腐蝕與結垢帶來檢泵周期和舉升工藝優選雙重挑戰

深部煤層氣采出水為CaCl2水型，礦化度一般為(7.2～38)×104mg/L，平均11×104mg/L，是中淺部的7～30 倍；采出氣中CO2占比較高，一般為2%～5%，平均3.65%，礦化度和CO2含量隨生產時間的延長均呈增加趨勢。此工況條件下，二氧化碳分壓為0.21～0.80 MPa，根據API 二氧化碳分壓腐蝕標準，屬于可發生中度至高度腐蝕范圍，鈣離子與CO2易形成CaCO3結垢。統計深部煤層氣井修井原因，目前主要為管桿泵腐蝕和結垢，區內氣井的平均檢泵周期為395 d，為中淺部煤層氣井平均檢泵周期的47%，其中礦化度高于30×104mg/L 的區域平均檢泵周期僅50 d。頻繁修井作業導致的氣井產量和壓力下降難以恢復，由此造成產氣量損失達5%～25%，嚴重影響單井的EUR。同時，深部煤層氣井高礦化度水及CO2的復雜工況環境下，還需針對“防腐蝕、防結垢” 嚴重程度優選舉升工藝及其配套工藝，以盡量延長氣井檢泵周期。

3.3 有桿泵工藝難以滿足水平井連續生產需求

目前，深部煤層氣主體開發井型為水平井。大平臺水平井主要采取“直-增-穩-增-穩”五段制三維井眼軌跡，如此復雜的井眼軌跡，通常采用的抽油機有桿泵舉升工藝極易發生偏磨問題，且腐蝕工況加速偏磨，致使平均檢泵周期僅180 d，工藝適應性較差。與此同時，有桿泵工藝泵掛深度受井斜、狗腿度限制，一般適合最大井斜約70°井段。據統計，區內水平井的實際下泵深度僅為井斜40°～ 62°井段，距離水平井A靶點的垂直距離為40～160 m，由此導致排采后期剩余0.4～1.6 MPa的井底壓力難以降低，影響氣井潛能釋放。根據等溫吸附曲線估算，這部分未解吸的剩余氣量占總氣量的14%～42%。因此，中淺部煤層氣主要采用的有桿泵排采工藝不適用于深部煤層氣開發的水平井[17]，水平井舉升工藝應探索較為適合的無桿舉升系統，以滿足最大限度降低井底壓力的排采需求。

4 排采理論與舉升工藝及其應用效果

4.1 排采理論與技術

深部煤層氣排采全過程的理論研究目前還不夠深入，本文僅對排采階段劃分、排采制度建立和泡排技術進行了研究，對現階段的理論認識和應用情況進行分析。

4.1.1 排采階段劃分

基于對深部煤層氣解吸–滲流機理研究，結合生產規律，本文將氣井的全生命周期初步劃分為返排、上產、穩產、遞減和低產5 個階段，繪制出“五段式”生產規律曲線(圖4)。分析認為，返排階段主要為液體產出階段，上產和穩產階段前期為游離氣主控階段，穩產階段后期為游離氣與解吸氣的過渡階段，遞減階段及低產階段為解吸氣的主控階段。

圖4 深部煤層氣生產階段劃分Fig.4 Production stages of deep coalbed methane

各階段邊界劃分及其產氣規律決定著排采制度的確定。返排階段邊界主要考慮壓力、產液量變化以及返排率；上產階段邊界主要考慮產氣量上升至最高；穩產階段主要考慮產氣量較為平穩后、出現明顯波動時的下降點，此時產出氣主要為游離氣為主向解吸氣為主的過渡。

解吸氣主控階段邊界的劃分主要基于等溫吸附曲線的解吸特征。參照孟艷軍等[18]提出的煤層氣解吸過程劃分方法，以大吉區塊北部3-4 井的等溫吸附曲線為例，其解吸過程劃分為低效解吸、緩慢解吸、快速解吸與敏感解吸4 個階段(圖5)。將等溫吸附曲線的斜率定義為解吸效率，通過解吸效率曲率算出轉折壓力為6.00 MPa。低于6 MPa 后，隨著壓力降低，解吸效率明顯增大，進入快速解吸階段；求取解吸效率二階導數，分別算出啟動壓力為9.05 MPa、敏感壓力為2.7 MPa。低于敏感壓力之后，解吸效率快速升高，進入敏感解吸階段。

圖5 基于3-4 井等溫吸附曲線深部煤層氣解吸過程劃分[18]Fig.5 Desorption stages of deep coalbed methane based on the adsorption isotherms of the No.3-4 well[18]

利用啟動、轉折、敏感3 個壓力為參照邊界，初步劃分了大吉區塊深部煤層氣解吸氣產出的低效解吸、緩慢解吸、快速解吸、敏感解吸階段，各階段分別對應于生產規律曲線的穩產階段前期、穩產階段后期、遞減階段及低產階段。

針對應力敏感性、速度敏感性、結垢堵塞等因素對各階段排采制度的影響，建立了“高效多排液、精細控壓降、有效控遞減、擴大壓降面、增大解吸量、保障高EUR”的排采原則，在不同開發單元、不同排采階段制定合理的壓降速率。同時根據研究認識，明確了投產即下入生產管柱、盡早由環空轉油管自噴生產，盡早介入人工舉升的技術路線，保障壓降速率的有效精細控制。

4.1.2 排采制度建立

在上述階段劃分研究基礎上，開展不同排采制度的建立與對比試驗，分析不同排采制度對穩產能力和單井EUR 的影響。水平井6-1 井投產后未進行控壓生產，平均井底流壓降速為0.07 MPa/d，初期日產氣量為10 萬m3，轉為人工舉升工藝前，日產氣量基本穩定至2 萬～3 萬m3，日產液量為5.2 m3，計算單位壓降產氣量為91 萬m3/MPa，預測單井EUR 為4 100 萬m3(圖6a)。水平井7-1 井通過優化排采制度，井底流壓降速控制至0.01 MPa/d 以內，初期日產氣量為8 萬m3，后期日產氣量穩定在5 萬m3左右，日產液量為7.5 m3，計算單位壓降產氣量為209 萬m3/MPa，預測單井EUR 為6 900 萬m3(圖6b)。對比得出，采用合理排采制度控制井底流壓緩慢下降的7-1 井，較6-1 井產氣量遞減更緩慢、穩產能力更強，預測單井EUR 增加了2 800 萬m3。因此，深部煤層氣生產中，建立合理的排采制度對構建最優的單井EUR 發揮著重要作用。

圖6 深部煤層典型井排采曲線Fig.6 Production curves of the typical deep coalbed methane wells

4.1.3 泡排技術

泡排技術為目前深部煤層氣自噴生產階段的主要排采措施，應用比例約為60%，一般采用泡排加注撬進行自動連續注入。通過室內實驗評價，優選出耐鹽性能較好的起泡劑，并優化形成合理的加注濃度和工作制度?，F場應用效果表明，雖然泡排技術能夠提高自噴階段的攜液效率，但由于深部煤層氣井解吸氣主控階段無法自噴，其適用范圍較窄，適用周期較短。實際應用中存在兩方面問題：一是由于水平井自噴階段日產液量較高，一般為30～100 m3，按照0.3%～0.5%的加注濃度，起泡劑、消泡劑使用量較大，致使藥劑整體費用較高，約為1 500 元/d；二是高流速造成大量泡沫液快速流過消泡裝置，無法有效破泡，易引起管線二次起泡問題，導致對下游設備故障。由此，泡排技術僅適用于自噴生產階段，不適合深部煤層氣全生命周期排采。

4.2 舉升工藝

通過對成熟舉升工藝的對比優選，目前深部煤層氣井普遍應用的舉升工藝有壓縮機氣舉、抽油機有桿泵和水力射流泵3 種。

4.2.1 壓縮機氣舉

壓縮機氣舉工藝特點是井下無工作部件，能快速排出積液恢復生產，不易出現井下故障?，F場應用效果表明，壓縮機氣舉工藝適應排量范圍一般為0.1～100 m3/d，下入深度不受井斜限制，適應于高礦化度水及CO2復雜工況，排采連續性較好。

其不足是，對深部煤層氣井適用范圍較窄，在低壓階段由于對儲層產生回壓，當注氣回壓與儲層壓力相近時，難以繼續降壓排采[19]。當生產通道液柱壓力超過地層壓力時，氣舉注入氣易將積液壓入地層造成無法排液，且導致水鎖等儲層傷害。

以水平井7 井為例，氣舉前油套壓差為2.34 MPa，產液量為0，日產氣量為9 901 m3，通過15 h 連續氣舉并未出液，而氣舉返出氣量320 m3/h，明顯低于注入氣量1 140 m3/h，說明氣舉過程中注入氣把積液壓入地層，無法排液且傷害儲層，氣舉后日產氣量下降至7 000 m3。由此說明，壓縮機氣舉工藝不適合深部煤層氣低壓階段，且應用成本較高，更適合于短期措施復產，不宜作為長期舉升工藝，無法實現全生命周期一體化排采。

4.2.2 抽油機有桿泵

抽油機有桿泵工藝易維護、成本低，是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣主體舉升工藝[20-21]，中淺部占比高達99%，深部直井占比75%，平均檢泵周期超過800 d?，F場應用情況表明，抽油機有桿泵工藝適用礦化度較低區域，一般低于10×104mg/L，能夠穩定降低井底壓力滿足排采制度調控需求，連續性較好；產液量范圍一般在0.2～40 m3/d。

其不足是，排采過程中存在泵漏、油管漏、垢卡、桿斷等問題，井下故障較多；存在因高壓、高氣液比引起油管大量出氣、井口盤根漏氣等安全風險；不適用于高礦化度水及高CO2的直井和大斜度井、水平井；難以實現全生命周期一體化排采。

4.2.3 水力射流泵

水力射流泵以高壓水為動力液，由井口通過?48 mm 油管注入井下射流泵工作筒，通過在噴嘴喉管之間形成負壓，將地層流體通過?48 mm 油管和?73 或者?89 mm 油管之間的環空舉升至地面[22-23]?，F場應用效果表明，水力射流泵工藝適應排量范圍一般為0.1～200 m3/d，應用于深部煤層氣井舉升具有兩方面優勢：一是水力射流泵工藝下入深度不受井斜限制，可下至水平段，能夠最大限度降低井底壓力；二是水力射流泵工藝對高礦化度水及CO2復雜工況具有良好的適應性，排采舉升連續性較好，檢泵周期長。

以水平井01 井為例，在應用水力射流泵后，由于動力液介入，產出水礦化度由應用前的17.0×104mg/L 下降至10.1×104mg/L；且通過在動力液中加注緩蝕阻垢劑等措施，射流泵泵芯離座壓力從3～5 MPa 降低至1～1.5 MPa，明顯減低了結垢速率。水平井01 井應用水力射流泵后連續生產347 d 未進行修井作業，與前期應用抽油機有桿泵工藝對比，連續生產時間延長了122%。由此可見，水力射流泵排量范圍較大，具備實現全生命周期一體化排采的可行性。

4.2.4 技術與工藝效果分析

通過對上述3 項舉升工藝進行對比分析(表3)，綜合考慮排量、井深、井型、氣液比、工況適應性、經濟性等因素，水力射流泵雖一次性投入略高于抽油機有桿泵工藝，維護費用和能耗相對較高，但在“防砂、防垢、防磨、防腐”等“四防”方面優勢明顯，檢泵周期較長，適用于高礦化度井，可滿足深部煤層氣井各階段排采需求，且具備全生命周期一體化排采的可行性。因此，水力射流泵是目前最為適合水平井生產且經濟效益最佳的舉升工藝；抽油機有桿泵舉升工藝可作為低礦化度直井的主體舉升工藝；泡排技術和氣舉工藝可作為階段性舉升措施應用。

表3 三種舉升工藝對比Table 3 Comparison of three lifting technologies

5 下一步攻關研究方向

5.1 加強地質工程一體化研究

為實現深部煤層氣排采過程中供給側與采出側的動態協調，需加強地質工程一體化研究，精細認識煤儲層非均質性、物性、介質特性，強化研究儲層壓力、水場、氣場分布及變化規律，充分有效改造儲層，構建充分彌合的縫網系統，提高儲層滲透率；同時，應進一步優化壓裂液體系；壓裂階段應考慮少液，減少出砂，減少結垢、水鎖，促進解吸、減少傷害等問題[24-25]；探索在壓裂液體系中加入助排劑、促解吸劑、緩釋阻垢劑，以便從供給側根源解決采出側遞減快、積液、結垢、出砂等問題。

5.2 建立深部煤層氣高效排采控制方法

以充分利用地層能量、構建理想流態為本質目標，針對深部煤層氣產出機理和流動規律認識不清問題，研究基質-裂縫-井筒-地面整體流動過程，包括基質尺度的解吸、滲流，裂隙、裂縫尺度的滲流，井筒尺度的管流等，進一步探索深部煤層氣井氣水兩相多尺度耦合流動規律。研究建立深部煤層氣人造氣藏排采流動仿真模型，動態模擬不同排采階段井底流壓梯度變化的對單井EUR 的影響，建立深部煤層氣定量化高效排采控制方法，形成不同開發單元標準生產曲線以及配套排采工藝。同時，識別流動變換邊界條件，建立自噴攜液與人工舉升變換的臨界參數模型；通過調整排采制度及工藝配套轉換，促使解吸體積充分擴展，達到提高EUR 的目的；進一步從機理上深化理論認識，指導優化排采制度。

5.3 探索全生命周期一體化排采和舉升工藝

5.3.1 完善水力射流泵主體工藝，開展一體化完井試驗

完善水力射流泵智能化排采，建立一機多井流程建設，試驗全封閉循環裝置并配置分離器進行氣體回收，優化完善射流泵主體工藝。通過遠程遙控，對地面柱塞泵運行頻率、能耗、緩蝕阻垢劑加注量、套壓或產氣量等全部實現自動監測或控制，完善一對多調參(注入流程分配)問題，以滿足深部煤層氣水平井連續智能排采需求。

為實現自噴(自主攜液)-自噴助排-人工舉升3個階段采用一種工藝連續排采，減少轉化過程作業，提高氣井EUR，開展射流泵全生命周期一體化完井工藝試驗。設計工藝思路(表4)為：投產時帶壓作業下入射流泵工作泵及泵芯，采用油套環空自噴；根據氣井積液情況，采用間開制度啟動射流泵輔助排液；在人工舉升階段進行連續排采(圖7)，實現全生命周期一體化排采。同時，將配套的防腐防垢工作液注入動力液，保障一體化管柱長期有效。

5.3.2 開展氣體射流泵舉升工藝攻關

為簡化井場設備、節能降耗，結合深部煤層氣排采特點和舉升需求，著重攻關氣體射流泵。氣體射流泵具備水力射流泵和氣舉優勢，可實現氣體射流井下增壓舉升(圖8)，避免對儲層形成回壓。與水力射流泵相比，氣體射流泵地面維護工作量較小，地面設備連續性好，能量轉換效率高，適合于全生命周期一體化排采。強化研究氣體射流井下管柱結構設計，攻關優化井下工具和地面設備，提高攜液效率，降低成本，研究建立適合氣體射流噴嘴喉管匹配選型的數學模型和設計方法。

圖8 氣體射流泵舉升工藝Fig.8 Lifting technique of a gas jet pump

5.4 逐步實現綠色智慧氣田開發

生產過程中可采用分布式及集中式光伏發電為排采設備提供動力。推進遠程監控與智能分析平臺建設，集成數據采集、控制設備，物聯網設備，視頻圖像，實現數據遠程監控和分析，建立對工況、生產制度、風險等智能分析、問題判識、預警及特殊情況緊急處理的智慧氣田管理模式。逐步將數字孿生技術植入智慧氣田建設，在遠程感知、遠程控制、AI 監測、仿真模型支撐下，在數字世界推演各數據隨參數調整變化情況，智能決策分析后，對物理世界參數進行同步調整。

6 結論

a.影響深部煤層氣排采的主要因素有應力敏感性、速度敏感性、結垢堵塞、賈敏效應、游離氣占比等，與中淺部煤層氣既相似、又有差異，其對深部煤層氣排采都有影響，但針對不同井的地質條件和儲層特點，影響程度不同。

b.深部煤層氣井全生命周期排采過程中存在生產參數變化大的一系列排采技術與工藝難題，主要包括游離氣與解吸氣轉化時限不明、高礦化度水及CO2造成腐蝕和結垢問題突出、水平井檢泵周期短等。

c.根據生產規律將排采和生產階段劃分為返排、上產、穩產、遞減和低產5 個階段，形成“五段式”生產規律曲線，根據各階段的主控因素，已設計不同階段排采制度并在現場開展了對比試驗。

d.對比認為適合水平井生產且經濟效益最佳的舉升工藝應是水力射流泵。為最大限度降低井底壓力、促進煤層氣解吸、提高單井EUR，在建立深部煤層氣高效排采制度的同時，需持續開展射流泵、氣體射流及其他新型排采設備等全生命周期一體化舉升工藝的探索和試驗。

e.加強地質工程一體化研究，探索全生命周期一體化排采和舉升工藝，將數字孿生技術植入智慧氣田建設，最終實現綠色智慧氣田管理。