尽管我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等煤层气主力区块的开发中取得重大突破，但是单井产量低一直是制约我国煤层气高效开发的重大难题。例如，日产量低于500m³/d的低效井在沁水、鄂东占比约50%。我国2020年天然气总产量为1876.44亿m³，其中煤层气（地面井）产量为57.67亿m³，仅占当年全国天然气总产量的3.07%，距离大规模开发仍有一定距离。与常规天然气和页岩气相比，煤层气的储量未开发率较高，累计地质储量、累计技术可采储量、累计经济可采储量的未开发率都高达80%。造成煤层气单井产量低的主要原因有：

第一，复杂的地质条件，我国煤层普遍具有“三低一高”的特征，即低饱和度、低渗透性、低储层压力和高变质程度，含煤地层和不同煤层（甚至是同一煤层）纵、横向非均质性强。此类条件下的煤层气开发是世界性难题，难以照搬国外规模化开发模式。

第二，煤层气赋存特点的理论认识仍存在很大缺陷。特别是对深部煤层气、低阶煤煤层气的赋存状态缺乏认识，对煤系地层煤层气成藏特点缺乏研究，影响了对优质储层勘探开发的预测和对煤层地质甜点层段的优选。

第三，不同地质条件下煤层气开发技术通用性差，在部分区块成功应用的技术难以移植到其他区块，即尚未形成针对我国不同煤层地质条件的适用性技术。当前与地质条件相适应的勘探开发井型、井网部署带有一定盲目性，与不同煤层气地质条件相适应的工程技术尚未完全形成。

第四，不同技术的增产机理缺乏成熟的理论认识。特别是针对复杂地质条件的煤层气开发尚未突破，如构造煤、深部煤、多煤层、低阶煤、煤系气的增产改造，仍然存在着重大技术瓶颈。

第五，地质-工程一体化理论与技术尚不成熟。“地质-工程”双甜点综合评价体系及协同工作模式缺乏。地质-工程一体化是煤层气降本增效开发的有效手段：以地质特征为基础、以工程改造为重点，采用多理论、多学科、多技术交叉融通，将地质甜点与工程甜点协同考虑，建立闭环优化设计模式。地质-工程一体化在保德、潘庄煤层气田已成功开展实践，取得了可观的经济和社会效益。但是，目前仍然需要在煤层气开发的整体设计和各个阶段持续推进地质-工程一体化理论与技术的研究，建立适用于我国复杂煤层地质条件下的开采模式。

针对上述煤层气开发的“卡脖子”问题，亟需按照“特定条件+适应性关键技术”的总体思路，加强对不同区块煤层气富集成藏、渗流机理、生产特征和配套工程技术研究攻关，鼓励多气合采、煤气共采，以期建立适用于我国煤层气低本高效的开发模式。

降本增效、绿色开采是煤层气产业可持续发展的关键。针对现阶段煤层气开发面临的难题和挑战，本文提出了几项储备型技术和发展展望。

1、煤层气开采储备型技术

（1）深部煤层超临界CO2聚能压裂

深部煤层是我国未来勘探开发的重要领域和CO2地质埋存的重要场所，具有广阔的开发前景。目前，我国深部煤层气开发尚处于试验阶段，仅在沁水盆地郑庄、柿庄、武乡区块，准噶尔盆地白家海凸起，鄂尔多斯盆地大宁-吉县、延川南等区块开展了深部煤层气勘探开发先导试验，部分煤层气井产量高达几千甚至几万方。深部煤层具有“高地应力、中高温度、特低渗透、高饱和性”的特点，常规水力压裂在深部煤层开发时面临起裂压力高、闭合应力大、支撑剂嵌入等难题。笔者团队提出超临界CO2聚能压裂结合径向井技术改造深部煤层的新思路：利用地面泵车向带有井下聚能工具的压裂管柱内持续泵注液态CO2，当管柱内压力超过工程设计压力时，聚能工具泄流通道自动打开，高压超临界CO2冲击波迅速致裂煤体，形成多条不受地应力干扰的辐射状裂缝。如图5所示，水平井侧钻径向分支井以扩大煤层的动用体积，充分结合径向井体积造缝、超临界CO2独特物性和高压气体动态致裂的三重优势，达到一层多孔、定向诱导、立体卸压的效果。此外，CO2注入煤层可与煤层CH4竞争吸附，同时实现CO2地质埋存。该技术有望为我国深部煤层气增产改造—CCUS一体化提供有效技术手段。

该技术可配合“聚能冲击+油套同注”等工艺实现高压超临界CO2多次、长时间持续注入，克服传统水力压裂准静态加载裂缝单一、高能气体压裂动态加载裂缝规模小等缺点，使储层产生一定规模且不受地应力控制的复杂裂缝网络。该技术背后的关键科学问题是：①超临界CO2能量释放特性及调控机制；②超临界CO2聚能压裂裂缝起裂扩展力学机制；③深部煤层CO2封存多相流体与地质体的长时耦合机制。

（2）氮-氮气复合/循环压裂

针对粘度矿物含量高、外来液相侵入易发生“水锁”效应的煤层，除了采用上述超临界CO2聚能压裂外，笔者团队还提出了“液氮-氮气”复合压裂方法和液氮循环压裂方法。“液氮-氮气”复合压裂的技术原理是：采用液氮压裂含水煤层形成复杂裂缝，同时冻结裂缝周围煤层；注入氮气进行二次压裂，提高压裂裂缝的长度和复杂度；注入携砂液，携带支撑剂充填裂缝。该方法可以提高裂缝的长度和复杂度，减少水体进入煤层，克服煤岩吸水膨胀、降低孔渗的弊端；其次，液氮在压裂过程中将裂隙水冻结，可有效解决压裂液在煤层中易滤失的难题。此外，液氮和氮气可以补充地层能量，克服压裂液不易返排的弊端。

该技术可配合“聚能冲击+油套同注”等工艺实现高压超临界CO2多次、长时间持续注入，克服传统水力压裂准静态加载裂缝单一、高能气体压裂动态加载裂缝规模小等缺点，使储层产生一定规模且不受地应力控制的复杂裂缝网络。该技术背后的关键科学问题是：①超临界CO2能量释放特性及调控机制；②超临界CO2聚能压裂裂缝起裂扩展力学机制；③深部煤层CO2封存多相流体与地质体的长时耦合机制。

（2）液氮-氮气复合/循环压裂

针对粘度矿物含量高、外来液相侵入易发生“水锁”效应的煤层，除了采用上述超临界CO2聚能压裂外，笔者团队还提出了“液氮-氮气”复合压裂方法和液氮循环压裂方法。“液氮-氮气”复合压裂的技术原理是：采用液氮压裂含水煤层形成复杂裂缝，同时冻结裂缝周围煤层；注入氮气进行二次压裂，提高压裂裂缝的长度和复杂度；注入携砂液，携带支撑剂充填裂缝。该方法可以提高裂缝的长度和复杂度，减少水体进入煤层，克服煤岩吸水膨胀、降低孔渗的弊端；其次，液氮在压裂过程中将裂隙水冻结，可有效解决压裂液在煤层中易滤失的难题。此外，液氮和氮气可以补充地层能量，克服压裂液不易返排的弊端。

尽管液氮压裂技术具有突出的技术优势和广阔的应用前景，但针对不同煤层地质条件的适应性研究较少，需要结合不同的储层特征，开展以“液氮造缝+不同压裂液介质携砂”为主体的新型无水压裂技术攻关。目前该技术背后亟待解决的关键科学问题是：①多场耦合作用下液氮压裂不同类型煤岩的造缝机理；②煤层粗糙裂缝面内不同压裂液介质携砂能力影响机制。

（3）水平井水力喷射分段造穴

针对弹性模量低、泊松比高、压裂改造效果欠佳或无法实现分支井眼重入的碎软煤层，笔者团队提出“水平井水力喷射分段造穴”卸压增透开采煤层气的新思路，通过构建“大直径水平井”模拟煤矿巷道，实现煤层大范围应力释放，改善煤层孔隙度和渗透性，降低储层压力，促进甲烷解吸产出。其技术原理是：采用磨料射流进行水力喷射定向造穴，通过优化喷嘴结构、排布、喷射参数等，在三维空间上达到“网格式”切割破碎煤岩的效果，并激活天然裂缝，形成洞穴效应；在水平段逐级喷射造穴，形成多段立体卸压空间，打破原始地应力后应力持续重分布并引起损伤破裂、增渗，从而提高单井产量。在沁水盆地郑庄区块开展了现场试验，试验结果表明：改造后稳定日产气量达到1万m³/d，是相邻压裂水平井日产气量的4倍。因此，水平井水力喷射分段造穴储层改造技术在煤层气开发领域具有工程可行性和广阔的应用前景。

此外，为助力“双碳”目标、发挥CO2竞争吸附在煤层中的优势，笔者团队在水力喷射造穴的基础上，进一步提出了“超临界CO2旋转磨料射流喷射诱导煤层气水平井造穴”的新方法，有望大范围释放应力、提高煤层气井产能，同时实现CO2封存，达到碳中和及构建“绿色地球”的长远目标。

尽管水平井水力喷射分段造穴在煤层气开采中取得产量突破，但是由于基础理论研究不足，完井参数设计尚停留在经验基础上。目前该技术背后亟待解决的关键科学问题主要为：①水平井造穴诱导煤层应力演化机理；②煤层渗透率对造穴诱导应力重构的响应机制；③水平井洞穴完井气、水流动规律与产出特征。

（4）煤层气智能完井与排采决策

人工智能是“十四五”煤层气开发科技创新的重要趋势，笔者团队提出了压裂参数智能优化、缝网参数智能反演、产能智能预测和智能排采控制等方面的思路。前三者主要针对压裂设计，其思路可应用于其它完井方式。

传统的煤层气压裂设计多依赖现场经验，对储层的适应性考虑不足。笔者团队提出“以产能最大、成本最低”为多目标的水力压裂参数智能设计方法。该方法包括以下步骤：①采集储层地质特征数据、已压裂井施工设计和生产数据，建立地质-工程一体化数据库；②采用特征工程技术挖掘数据间的关系，确定煤层气产能的主控因素；③采用机器学习、深度学习技术，以地质-工程一体化数据集作为输入，以产能作为输出，建立煤层气产能智能预测模型；④计算压裂材料和工具的费用；⑤采用多目标优化算法，以储层特征数据为物理约束，以产能最大、成本最低为多目标优化压裂施工参数，从而指导现场施工。以储层特征数据做物理约束能够提升压裂参数设计与储层条件的适配性，同时多目标优化算法能增强模型的全局搜索能力。该方法可为优化煤层气井压裂施工、提高储层改造效果、提升煤层气田经济效益提供理论依据和方法支撑。

针对煤层复杂裂缝网络刻画难、数值模拟网格剖分难度大、历史拟合耗时长等问题，采用机器学习和优化算法，建立一套以复杂缝网参数和储层特征参数为反演目标的智能反演工作流。工作流的核心内容为煤层复杂缝网显式表征、产能智能代理模型建立、自动历史拟合和产能长期预测。思路为：采用嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model，简称EDFM）建立煤层气井复杂缝网气水两相流动数值模型；采用K邻近算法（K Nearest Neighbor，简称KNN）、SVM、RF、深度神经网络（Deep Neural Networks，简称DNN）等人工智能算法，构建油藏数值模型的代理模型；通过遗传算法实现自动历史拟合；最后，采用反演的缝网参数及储层特征参数进行长期产能预测，从而评价煤层气开发方案效果。

产能智能预测方面，采用门控循环神经网络（Gated Recurrent Unit，GRU）和多层感知机（MLP）叠加的人工神经网络模型，建立“物理约束-数据驱动”的煤层气产能智能动态预测模型，通过带精英策略的非支配排序遗传算法（Non-dominated Sorting Genetic Algorithms，NSGAII）实现神经网络超参数的自动优化。通过引入物理约束部分，增强模型对产量峰值和长期生产的预测能力，提高煤层气产量预测的准确性、稳定性、可靠性、普适性和高效性。应用于临汾区块和大宁井田的煤层气多级压裂水平井产能预测，发现模型准确性高，泛化能力强。

煤层气井排采参数智能决策方面，基于强化学习，提出一种煤层气井排采参数智能决策系统。该系统包括数据采集和存储（测量终端）、分析决策（智能体）、执行控制（执行终端）和生产现场（环境）四个子系统。四个子系统间的交互过程包括以下步骤：①通过数据采集和存储系统实现煤层气生产过程的实时监测，包括地面测量数据（产气量、产水量、流压、动液面等）和井下监测数据（温度、压力、入流剖面等），建立生产状态集；②通过分析决策系统实现煤层气生产动态分析，预测气液流量；采用多目标优化算法，以储层动态特征为约束，以最大产气量为目标，优化排采参数并发出动作指令；③控制执行机构接受动作指令并实时响应，完成生产调节；④数据采集系统实时采集现场数据，反馈优化后的生产结果并继续监测生产过程。该系统会随着生产数据的积累以及智能体和生产现场之间的交互式学习，不断优化智能体，提升产量预测精度。然而，该系统对井下监测系统、地面-井下双向信息实时传输和控制执行机构等硬件设置有着较高要求，需要软硬件协同发展。

（5）煤矿区煤层气“四区联动”井上下联合抽采模式

我国能源结构以煤为主，煤层气开发必须坚持矿井、地面抽采“两条腿”走路的方针。针对未经过采矿扰动的地区，利用地面井技术进行开采；针对采煤扰动区，采用矿井与地面井结合的方式进行抽采。笔者团队依托煤与煤层气共采国家重点实验室，结合高瓦斯矿区煤层气与煤炭两种资源协调开发的生产实际，提出了全矿区、全层位、全时段煤与煤层气共采“四区”（规划区、准备区、生产区、采空区）联动井上下联合抽采模式及技术体系。煤与煤层气共采“四区”联动抽采技术体系包括规划区地面超前预抽、煤矿准备区井上下联合抽采、生产区精准卸压抽采和煤炭采空区地面钻采。

煤矿采前地面预抽井技术在晋城寺河矿实现了煤层瓦斯含气量平均每年降低1.36～2.4m³/t，东五盘区采煤速度提高1倍以上，煤炭资源回采率提高10%以上，在晋城成庄矿实现了煤层瓦斯含气量最高每年降低1m³/t，建成了山西省煤与瓦斯共采绿色开采示范矿井，标志着煤与瓦斯共采技术取得重大突破。

煤矿准备区井上下联合抽采属加速抽采，通过井下定向长钻孔与地面井压裂影响区沟通，实现井上下联合抽采，提高了地面煤层气抽采量，缓解了矿井生产掘进困难和生产衔接紧张等局面，实现了准备区煤炭与煤层气协调开发。生产区卸压抽采技术是结合井下工作面回采对煤储层扰动的影响，充分利用地面采动井组或L型井，对工作面回采过程中释放的瓦斯进行及时有效地抽采，以保障上隅角瓦斯不超限。此技术在晋城矿区、大同矿区、阳泉矿区、西山矿区均进行了推广应用，取得良好抽采效果。采空区地面抽采技术不仅在以晋城、西山、阳泉矿区为代表的高瓦斯矿井得到应用推广，在大同矿区为代表的低瓦斯矿井也得到了应用推广。目前，采用地面钻井排采、地面与井下联合抽采以及本煤层钻孔抽采等不同的技术措施已初步实现了煤矿区煤炭与煤层气两种资源安全高效协调开发。未来“四区联动”的区域递进式立体抽采模式将会进一步解决煤层气开发与煤炭开采的时空矛盾，提高煤炭资源回收率，实现煤层气地面开采和井下抽采两个独立产业模式的有效衔接，保障煤矿安全、绿色发展，实现煤炭清洁、高效利用。

2、地质-工程一体化适配性技术探索

地质-工程一体化的核心是地质参数和工程参数的动态优化与实时匹配，其目标是最大程度发挥储层改造的增产和稳产潜力，实现降本增效和单井高产。其主要内容是地质-油藏-方案研究一体化，钻井和完井设计-施工工艺一体化，质量-安全-环保-评价全过程管理一体化。具体开展：地质特征精细刻画与建模、工程技术适用性评价、地质-工程数据库建立、配套开发模式集成等。首先，对目标区块进行精细化地质建模，“透明”呈现煤层复杂地质结构，表征甜点分布，优选有利开发层位。其次，结合不同的煤层地质特点，采用不同的配套开采技术。例如，煤矿区煤层气采用地面预抽和“四区联动”井上下联合抽采模式，原生结构煤采用复杂缝网改造技术、丛式井技术、多分支水平井技术等；构造煤采用顶底板间接压裂或水平井造穴卸压增透技术等；深部煤采用复杂缝网改造技术、水平井造穴、煤炭地下气化技术等；多/薄煤层及煤系气储层采用立体改造或穿层压裂技术等；以生物气为气源的低阶煤采用微生物驱替、井下生物工程等。综合考虑地质-工程“双甜点”,通过“一井一策、一层一策”建立与地层特征相匹配的工程技术与工艺。

然后，搭建地质-工程一体化动态数据平台，以经济成本、单井产量、投入产出比等为目标，采用大数据和人工智能算法对地质、工程多参数进行多目标优化。再次，根据现场施工数据、试气试采数据反演储层地质参数、工程改造参数（如裂缝参数）等，实时优化施工方案和参数，并校正地质模型，形成闭环调控。

最后，在投产阶段，采用“物理约束-数据驱动”或机理-数据双驱动的人工智能算法实时预测单井日产量，以单井产量最大、开发成本最小为多目标，实时调整生产动态管理制度。最终目标是达到智能化、低碳化、配套化、经济化和可持续化发展。

3、双碳目标背景下煤层气高效开发展望

碳达峰不是能源达峰，碳中和不是零碳，油气发展与“双碳”目标并行不悖。“双碳”目标下的油气发展战略是“稳油、增气、保供”。“稳油”指2060年碳中和后油气需求仍有2.3~3亿吨、4千亿方，“双碳”目标下油气供需矛盾依然突出。“增气”指天然气将在能源转型中起到桥梁作用。保障能源安全，促进能源结构转型，化石能源清洁低碳化，天然气是现实选择。努力实现原油稳产2亿吨/年，天然气产量2.6～3千亿方/年，满足社会主义现代化油气需求。“保供”指加大油气勘探开发力度，保障油气长期供应安全。

非常规油气是未来国内油气增储上产的战略接替领域，也是增储上产的主力军。煤层气高效开发肩负着保障煤矿安全生产、减少瓦斯事故的责任以及清洁能源供应、助力实现“双碳”目标的使命。“双碳”目标背景下煤层气产业的“爬坡期”也是产业发展的“机遇期”，清洁低碳能源替代高碳能源是我国能源结构调整的必然选择。因而，煤层气产业应抓住历史机遇。一方面，继续扩大勘探开发力度，向“煤系气、深部煤、低阶煤”领域进军，突破我国煤层气“储量多、产量低”的困境。另一方面，重点推进CO2-ECBM技术，发挥深部不可采煤层高产CH4和封存CO2的独特优势，助力“双碳”目标实现。

在碳中和的背景下，结合我国煤层气开采现状、能源需求与资源分布、煤层气发展方向，参考近年来与煤层气高效开发相关的研究报告、油气重大专项项目成果报告、中国工程院战略研究与咨询项目研究报告等资料，总结了我国煤层气2020-2035年技术发展方向。煤层气钻完井技术方面，稳定高效低成本的井身结构、基于储层保护的钻井液体系、长水平段水平井钻井技术、大平台丛式井“工厂化”钻完井作业模式、连续管钻完井智能化技术、地质-工程-钻采一体化钻井技术是重要的发展方向。煤层气储层改造将向着自动化、流程化、标准化、工厂化方向发展；压裂工具向全通径、可溶解、无限级方向发展；压裂监测与诊断向精细化、实时可视化方向发展；压裂设计向地质-油藏-工程一体化方向发展；压裂液向高导流能力、高支撑剂悬浮性能、无伤害、无水方向发展；支撑剂向低成本、高强度、超低密度、用途多样化方向发展。煤层气排采技术将向基于人工智能和大数据平台的智能排采、生产动态实时监测、生产制度优化管理与决策、智能预警的方向发展。以上技术瓶颈背后的核心科学问题主要有：煤-液相互作用机制及对井壁稳定性的影响、碎软煤层破裂及裂缝扩展机理、天然裂缝（层理、割理、节理等结构弱面）与水力裂缝的相互作用机理、多层/薄层/岩性叠置储层裂缝纵向穿层扩展机理与控制方法、多甜点精准/靶向压裂机理、低压/常压储层低伤害高效增能机理与实施方法、深部煤层高温高应力岩石破裂及缝网形成机理与控制方法、深部煤层原位流态化开采下的岩体应力场-裂隙场-渗流场的多物理场耦合理论等。

基于以上技术方向和拟解决的关键科学问题，结合我国“十四五”现代能源体系规划纲要，提出了2020—2035年煤层气开发发展路线展望图。以“实现智能化、低碳化、配套化、经济化、可持续化发展”为基本理念，以“研发智能勘探-钻采-生产管控技术装备、建设智慧能源平台和数据中心”为目标任务，以原创性、引领性、颠覆性技术体系如固态流态化开采、水平井水力喷射分段造穴、超临界CO2聚能压裂与CCUS一体化、煤炭地下气化-煤系气联采等为关键手段，构建智慧煤层气田，实现单井日产量和采收率的突破。

1、煤炭是我国能源安全稳定供应的“兜底保障”。作为煤炭开采的伴生产物，煤层气是优质高效、绿色清洁的低碳能源，加快煤层气开发利用，是我国推进能源生产和消费革命的重要途径，也是国家能源安全保障的基石之一。目前，我国煤层气在钻井、完井、压裂、排采、提高采收率及人工智能方面均取得了较大突破。钻井方面，井型设计、钻井工艺和钻井液体系不断丰富与完善，但仍需结合煤层特性，保障经济、高效、安全、稳定成井；完井方面，主要形成了洞穴完井、筛管完井和套管完井技术及配套井下工具，井筒与储层之间的连接逐渐增强；压裂方面，主要形成了碎软煤层间接压裂、分段/分层压裂、无水/少水压裂等，压裂规模和效果不断提升；排采方面，针对不同区块形成了配套的多种排采技术，逐步实现了自动化、智能化排采；提高采收率方面，从基础理论到现场工程示范已不断取得进展，CO2-ECBM将成为煤层气绿色低碳开发的重要趋势；人工智能方面，主要集中于地质探测与评价、产量预测和排采优化三个方向，智能化识别、动态预测和优化水平不断提高。

2、我国的煤层气勘探开发逐步向煤系地层、深部煤、低阶煤等领域迈进。但受限于复杂的储层地质条件，缺乏与不同储层相适应的钻井、完井、压裂、排采配套技术体系，“单井产量低”长期难以改变。“地质-工程一体化”是解决当前复杂煤层开发困难的有效手段，需要在煤层气开发的整体设计和各个阶段实现地质参数和工程参数的动态优化与实时匹配，从而最大程度发挥储层改造的增产和稳产潜力，形成适用于我国复杂煤层地质条件的高效开发技术体系。笔者团队提出了煤层气高效开采的总体思路为：特定条件+适应性关键技术，鼓励多气合采、煤气共采，并提出几项具体的储备型技术，包括深部煤层超临界CO2径向井注入-聚能压裂-CCUS一体化、液氮-氮气复合/循环压裂、水平井水力喷射分段造穴、煤层气智能完井与排采决策系统、煤矿区煤层气“四区联动”井上下联合抽采模式等。

3、在“碳达峰、碳中和”的目标导向下，煤层气产业需加强规划、突出重点，为国家“双碳”目标做出贡献。一方面，继续扩大勘探开发力度，强化煤层气开发基础研究，实施先导性示范工程，推动原创性、引领性、颠覆性技术研发，突破我国煤层气“储量多、产量低”的困境，建立适用于我国煤层气低本高效的开发模式。另一方面，以“地质-工程一体化”一体化为核心，不断推进智能化、低碳化、配套化、经济化和可持续化发展的开采技术，构建能源大数据平台与智慧煤层气田，推动“低碳”能源供应。