全球非常规天然气探明可采储量达331×10¹² m³，其中煤层气占11%^[1]。我国煤层气地质资源总量约为80×10¹² m³，其中陆地埋深2 000 m以内的煤层气资源量为30.05×10¹² m³、埋深超过2 000 m的煤层气资源量为40.47×10¹² m³、近海海域煤层气资源量介于7.0×10¹²～11.5×10¹² m³，开发潜力较大^[2-4]。同时，我国油气供需缺口日益增大，2020年天然气消费量位居世界第4位，对外依存度超过了43%^[5]。在“碳达峰碳中和”战略目标（以下简称“双碳”目标）的推动下，我国能源低碳绿色转型对煤层气高效开发提出了重大需求。2018年，全球煤层气产量为839×10⁸ m³，其中美国289×10⁸ m³、澳大利亚445×10⁸ m³、中国53.5×10⁸ m³。由此可见，我国煤层气产量明显较低^[6]，未来有可能具有较大的增长空间和发展潜力。

自从1999年美国CDX公司开始利用多分支水平井技术开发低渗透储层的煤层气获得成功之后，多分支水平井已成为低渗透煤层开发煤层气的重要技术之一（图1）。多分支水平井直井与水平井相距约100 m，两井在煤层连通后，直井作为生产井下入割缝筛管以保持井眼稳定。该技术在美国阿巴拉契亚、俄克拉荷马、伊利诺斯和西弗吉尼亚等州的煤层气开发中发挥了积极作用，其中在阿巴拉契亚盆地，多分支水平井井组控制面积达4.8 km²，相当于16口直井，日产气量介于3.0×10⁴～5.6×10⁴ m³, 是直井产量的10倍以上^[7-8]；西弗吉尼亚州煤层的渗透率介于1.8～5.0 mD，在美国属于低渗透煤层，CDX公司钻成了69口煤层气多分支水平井，全部裸眼完井，单井储层控制面积约4.0 km²，投产后日产气量介于3.40×10⁴～5.66×10⁴ m^3[9]。加拿大阿尔伯塔盆地结合多分支水平井技术与欠平衡钻井技术后，煤层气单井日产量提高到0.85×10⁴～1.15×10⁴ m^{3 [9]}；连续管钻井技术、氮气泡沫压裂技术与多分支水平井技术助推了该盆地煤层气产业的快速发展^[10]，2009年煤层气产量达到90×10⁸ m³，到2018年减产至51×10⁸ m³左右^[11-12]。澳大利亚的Bowen盆地煤层具有含气量高、含水饱和度变化大及高地应力等特点，煤层气开发主要采用中半径水平井和超短半径水平井工艺技术^[13]。水平井高压水射流改造技术使Bowen盆地煤层气开发取得重大突破，2006年澳大利亚全国煤层气钻井1 100口，合计产量达到18×10⁸ m^3[14]。自2004年Bowen 盆地采用SIS（Surface Into Seam）水平井开发中煤阶储层的煤层气（图2），SIS水平井组以1口直井为排水采气生产井，2口水平井从远端地面钻进贯穿煤层，在水平段末端与同1口直井连通，两口水平井呈“V”形，夹角为 30°～60°，水平段长度在 1 000 m 左右，水平井段可下入割缝塑料筛管完井^[15-18]。2018 年，澳大利亚煤层气产量高达393×10⁸ m³，已取代美国成为全球最大的煤层气生产国。

较之于美国、澳大利亚、加拿大等国家，我国的煤层气藏具有低地层压力、低渗透率、低含气饱和度与强非均质性等基本特征，增加了储层改造的难度，制约了煤层气单井产量与采收率的提高。煤层的高吸附特性、高应力敏感性与多尺寸孔隙特征是煤层气生产所面临的技术难点；复杂地质构造与破碎的煤体结构有可能降低井壁的稳定性，增加钻进过程中煤层漏失与坍塌的风险，甚至导致卡钻事故或井眼报废。煤层地质条件的显著差异，决定了中国煤层气开发不能照搬国外的现成模式。在借鉴国外煤层气开发相关经验的同时，我国的相关学者与科技人员不断探索适合中国煤层气高效开发的工程模式及其工艺技术。在2004 年之前，煤层气开发以直井水力压裂模式为主，产量增长缓慢；2004 年， 国内完成了第一口煤层气多分支水平井——DNP02 井，以平均产量2×10⁴ m³/d 稳定生产4 年，开启了中国高煤阶煤层气藏的水平井开发模式。此后，笔者团队^[19] 对煤层气多分支水平井增产机理进行了研究， 分析了该技术在国内煤层的适用性。国内外学者开展了煤层气水平井地质适应性研究^[20-22]，煤层气水平井钻井与完井技术取得了一定的发展，主要内容包括：从多分支水平井到“U”形、单支及径向等水平井；从裸眼完井到筛管、套管固井及定向射孔等完井；从清水钻井液到聚合物、绒囊及可降解等钻井液；从单点定向到无线随钻定向、地质导向及近钻头地质导向等定向钻井技术；从常规固井到双级、半程及泡沫等固井技术。

从2008 年底至2020 年底，全国煤层气井完成数量从2 796 口增长至19 540 口，其中水平井从72 口增长至1 677 口^[23-24]。尽管煤层气水平井钻井数量显著增加，但是煤层气丛式井技术仍然主导着我国煤层气开发。同时，煤层气水平井钻井与完井技术主要在山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘高—中煤阶煤层气开发中取得了较好的效果，面对中国丰富的煤层气藏类型，其适用范围还有待于拓展。国内外学者对水平井的井型与井身结构、井壁稳定、漏失封堵、轨迹控制与完井增产方式等开展了大量研究，并取得了丰硕成果。为了给中国煤层气水平井工程技术发展提供借鉴与支持，综述了国内外煤层气水平井钻井与完井相关技术进展，介绍了中国煤层气水平井钻井与完井技术进展，分析了相关技术的适应性， 探讨了薄、破碎、深部及高陡构造等复杂煤层气储层的开发模式，以期有助于推动难开采煤层气资源的高效绿色开发。

2 　井型与井身结构优化

中国煤盆地的变形演化历史复杂，盆地原形及构造样式多变，煤层多阶段演化和多热源叠加变质作用明显，使得煤层气藏在储层物性、含气保存与开采条件等方面都具有其明显的特殊性^[25]。针对不同区块的地层条件、煤层特征与地表环境进行井型优化设计，可以有效增加水平井对煤层气藏的控制面积， 有利于大幅度提高煤层气单井产量与采收率，同时降低煤层气开发成本^[25]。我国煤层气藏地层条件与煤岩结构差异性较大，井身结构设计需要综合考虑地质构造与地应力特征、地层压力、煤质与煤体结构、煤层深度与厚度等多种因素，尤其是钻遇严重漏失的地层，需要通过井身结构特殊设计加以封固，以保持井眼的稳定性。

2.1 　多分支水平井

多分支水平井是集煤层气钻完井与增产于一体的集成技术，能够最大限度地沟通煤层割理（微裂隙） 和裂缝系统，增加排水泄压面积，降低煤层裂隙内气液两相流的流动阻力，大幅度提高单井产量，减少井数^[26]。笔者团队^[27] 根据流体管路串联和并联原理， 建立了多分支井身结构设计的理论基础，根据不同的煤层地质条件设计出5 类多分支井身结构模型，对煤层气多分支水平井结构设计与优化具有指导作用。崔树青等^[28-29] 综合考虑地质工程、气藏工程和钻井工程等因素对多分支水平井进行多目标优化，对沁水盆地煤层气多分支井身剖面和结构设计具有指导意义。煤层气多分支水平井主要采用对接井组设计， 煤层气多分支水平井的井型如图3 所示，水平井与直井洞穴的距离介于200 ～ 300 m，通过直井内均匀充气以降低井筒压力。借助于泡沫钻井液或钻井液内充气可以实现煤层欠平衡钻井，减少对煤储层的伤害。对接水平井采用三开井身结构设计，表层套管下至基岩，第二次开钻套管下至目的煤层顶板，第三次开钻采用裸眼完井；直井采用二开井身结构设计， 表层套管下至基岩，生产套管下至目的煤层底板以下60 m 左右，目的煤层段采用玻璃钢套管并进行扩眼作业以提高对接水平井连通成功率。水平井轨迹呈现整体上翘趋势，倾角一般介于3°～ 5°，有利于后期排水和产气。随着煤层钻井液技术的研究与发展， 井壁失稳与储层保护问题得以有效控制。同时，无杆泵设备与举升工艺解决了水平井排采难题，由此，对接多分支水平井组发展为单主井筒多分支水平井模式，节省了1口直井的工程与开发成本，如图4所示。多分支水平井适用于煤层原生裂隙发育、厚度较大、地层稳定、构造简单及煤岩结构完整的区块，如沁水盆地南部及鄂尔多斯盆地东缘的三交、柳林等区块^[26]。

2.2 　U型水平井组

U型水平井组由一口直井（或定向井）与一口或多口水平井组成，生产直井位于煤层低部位，水平井整体下倾钻进并与直井连通。在华北地区U型水平井组与多分支水平井相辅相成，促进了煤层气的整体开发。U型水平井技术发展初期采用裸眼完井（图5-a），在生产中出现水平段裸眼井壁坍塌和煤粉产出，导致直井修井频繁、产量下降等。为了解决上述问题，在水平井下入筛管支撑井壁和控制煤粉产出^[30]（图5-b）。我国低煤阶煤层气资源量为15.13×10¹² m³，占埋深 2 000 m以内煤层气总资源量的41.1%，渗透率一般小于1.0 mD^[31-32]。目前，U型水平井压裂改造是低煤阶、低渗透煤层提高单井煤层气产量的重要技术手段。水平井下入套管固井后采用定向射孔方式完井，如图5-c所示；部分水平井下入套管后采用水力喷射压裂改造煤层，如图5-d所示。笔者团队论证了U型水平井钻井与完井技术在我国新疆、东北和西南等高陡构造地区的适用性，其井身结构如图5-e所示。在不存在层间干扰的煤系地层，U 型水平井适用于多层煤系气合采，井身结构如图5-f 所示^[33]。在延川南地区试验了V 型水平井组与2 口水平井共采模式，以降低开发成本，井身结构如图5-g 所示。在韩城、焦作、淮北等地区试验了煤层顶板U 型水平井， 采用定向射孔与压裂技术开发碎软储层煤层气，解决了碎软煤层成孔难题^[34-38]，井身结构如图5-h 所示。

U 型水平井组中水平井多为三开井身结构，表层套管下至基岩，第二次开钻套管下至目的煤层顶板， 第三次开钻完井方式主要为裸眼完井、筛管完井或套管射孔完井；直井采用二开井身结构设计，表层套管下至基岩，生产套管下至目的煤层底板以下60 m左右，煤层气储层目标井段采用玻璃钢套管，并进行扩眼作业，以提高水平井连通成功率。

2.3 　单支水平井

沁水盆地南部多分支水平井裸眼井眼垮塌严重、无法重入管柱作业等问题，严重影响了煤层气的稳定连续生产。单支水平井（又称L型水平井）套管射孔完井或筛管完井在支撑井壁以维持流体产出通道的同时，满足了增产与修井作业条件。图6-a所示单支水平井采用三开井身结构，第三次开钻在煤层段下入筛管并悬挂于技术套管内壁，筛管用于保持井壁稳定并控制煤粉产出，为煤层气生产提供了稳定的通道^[39-40]。图6-b为二开结构单分支水平井，第二次开钻完井管柱安装分级箍和管外封隔器，进行半程固井，水泥封固煤层上部地层，煤层段为筛管完井，该技术已应用于沁水盆地郑庄地区^[41]。图6-c为三开井身结构的单支水平井，第三次开钻井眼下入套管后固井，采用定向射孔分段压裂技术对低渗透煤层进行增产改造。针对碎软煤层水平井眼易垮塌、成孔难度大、后期煤粉大量产出等问题，张群、巫修平等^[36-37]提出在煤层顶板钻单支水平井，通过定向射孔与分段压裂技术开采碎软煤层中的煤层气，可以避免煤粉大量产出影响煤层气连续稳定生产，如图6-d所示。单支水平井更适合于水平井“井工厂”模式，在沁水盆地南部单个井场可以部署单支水平井数量介于5～7口，最多可达18口。

3 　煤层气定向钻井技术进展

3.1 　井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制技术是直接关系到煤层气水平井煤层钻遇率与工程质量的关键核心技术之一^[42-43]。煤储层具有埋深浅、夹矸层发育、同层煤岩结构差异性大等特征，水平井钻进需要地质导向技术控制钻头钻遇地质“甜点”区并避开风险地层；高陡构造煤层与薄煤层需要配备近钻头地质导向仪器，进行井身轨迹控制以保证煤层钻遇率；煤层顶板水平井钻进过程中需要严格控制水平井眼与煤层间距，对井眼轨迹控制提出了更高的要求；同时，磁导向钻井技术是煤层气水平井与直井洞穴精准对接连通的必要技术保障。

地质导向技术综合分析综合录井地质参数、自然伽马曲线及实钻工程参数，实时更新地质模型并建立新的预测模型，给地质导向提供决策参考，调控目标煤层中的实钻井眼轨迹，提高煤层钻遇率并且保证安全快速钻进。随钻方位伽马测量仪器是提高水平井煤层钻遇率的关键仪器，分为旋转测量与滑动测量两种模式，无论钻头钻出煤层进入顶板或底板，伽马值都会升高，但顶板与底板伽马值的升高次序与幅值有所区别^[44-45]。目前国内煤层气水平井使用的随钻测量仪器主要为EM-MWD 和MWD，前者为电磁波传输方式，后者为钻井液脉冲传输方式。钻井液脉冲测量仪器适用于含砂量不超过4%、含气量不超过7% 的钻井液环境，不适用于空气、泡沫等欠平衡或严重漏失井段的钻进。电磁波传输速度快， 不受钻井液介质的影响，但对地层电阻率反应敏感， 在低电阻率地层其信号衰减较快甚至不能穿透，难以适用于深井^[46-47]。

沁水盆地作为中国煤层气开发的标志性示范区， 2014 年之前主要以山西组3 号煤层为主要开发目的层系，煤体结构完整，煤层厚度介于3 ～ 6 m，常规的地质导向测量系统能够保证水平井煤层轨迹控制的精度要求。然而，2014 年之后逐步开发太原组15 号煤层，其厚度仅为1 ～ 3 m，部分地区煤层厚度甚至不足1 m，煤层气水平井轨迹控制作业面临极大的挑战。常规的地质导向仪器测量工具距离钻头8 ～ 12 m， 当水平井井眼钻出煤层时难以及时监测而导致频繁侧钻，增加了钻井工程的成本及风险。同时，重庆、贵州、四川等地区多煤层、薄煤层、高陡构造煤层等增加了煤层气水平井轨迹控制的技术难度。煤层气近钻头地质导向系统^[48-49] 由伽马工具短节BITEye、NBS 近钻头仪器、螺杆钻具、信号接收短节、MWD 底部连接总成、MWD 系统和地面系统等构成，测斜探管及伽马探管与钻头的距离在0.45 m 左右，针对薄煤层、地质构造复杂地层水平井施工可以及时调整井身轨迹。近钻头测量参数包括方位伽马、井斜和工况监控等参数，可以根据地质要求在现场修改伽马更新频率。2018 年，在沁水盆地樊庄区块太原组15 号煤层试验了7 口水平井的近钻头导向技术，不仅使得煤层钻遇率达到了98%，而且还大大缩短了该煤层的导向钻进时间。

磁导向钻井技术是导向钻井技术的重要组成部分，是U 型水平井对接、煤层顶板水平井眼轨迹控制、水平井组随钻防碰等导向钻井的重要技术支撑^[50-51]。磁导向钻井系统包括井下磁信标、微弱磁场高精度探测仪、测控算法及软件系统等软硬件，笔者团队在18 年前（2004 年）就启动了相关研究，发明了新型近钻头磁短节工具、旋转磁场高精度探测仪、随钻测控算法等关键技术，成功研发了U 型水平井远端对接仪器与成套软硬件，解决了水平井距离和方位的精确探测与导向钻井控制难题，为煤层气田复杂结构井高效开发工程提供了核心技术支撑，并在复杂结构井工程中获得了现场验证与良好的应用实效^[52-53]。

3.2 　井壁稳定技术

井壁失稳一直是煤层气钻井遇到的技术难题之一，更是煤层水平井眼安全钻进的关键所在。煤岩具有脆性大、强度低等特点，煤岩密布的割理、裂隙结构决定了其各向异性与非连续性比较强。基于连续介质力学的井壁稳定模型不适用于煤层，屈平等人分析了地应力和裂纹应力对近井壁煤样的影响， 结合裂缝尖端应力场、应力强度因子、断裂韧性及D-P 准则等形成了节理煤层井壁稳定评价模型，结合实例评价了煤储层水平井的井壁稳定性^[54]。陈勉等人基于煤层非连续介质特点，建立了煤层坍塌压力的离散元模型，并定义井壁稳定系数，其取值的正负性决定了井眼压力与井壁稳定性的关系^[55]。上述研究成果对于确定煤层气储层安全钻井液密度窗口起到了指导作用，但煤层气钻井过程中井壁不稳定性是受多因素综合影响的结果，其影响因素主要包括煤层地质构造、地应力、地层压力及黏土矿物水化效应等^[56]，仅依靠调整钻井液密度难以满足煤层井壁稳定性的要求，有必要对煤层井壁进行封堵与强化。实验研究结果表明，绒囊钻井液通过黏结地层并改变岩石力学特性，有利于控制井壁的不稳定性， 并获得良好的应用实效^[57]。

3.3 　储层保护钻井技术

煤岩割理与节理发育，双孔隙结构增加了煤岩的吸附能力，使煤岩具有很强的水敏性与压敏性，特别是欠压实煤层在钻进过程中容易发生漏失。因此， 煤层更易受到钻井液伤害，由此直接影响到了煤层气的解吸、扩散、运移及后期排采等技术效果。煤层气钻井过程中钻井液与完井液不可避免地对煤层气储层造成伤害，钻井液固相颗粒堵塞煤岩裂缝通道，钻井液流体侵入煤岩引起黏土矿物水化膨胀堵塞孔隙，高分子材料吸附煤层或堵塞裂缝，钻井液液柱压力对煤层气储层造成伤害。为了减少对煤岩储层造成的伤害，相关专家学者从力学、化学等角度， 对于煤层气储层保护做了大量的研究工作并取得了不少成果。

煤层气水平井在第二次开钻井眼中完钻后，采用双层技术套管固井，钻井过程中通过钻柱建立钻井液循环，同时一部分钻井液从外层套管与内层套管的环空注入，经射流发生器发生转向，进入钻具与内层套管的环空，与原有的钻井液混合在一起，以提高内部环空的钻井液排量、改善井眼清洁效果、减少固相含量对煤层的伤害。该技术在沁水盆地2口多分支水平井进行了储层保护成井技术现场试验，在稳定成井的同时，有效保护了煤储层，解决了多分支水平井成井过程中储层保护和井壁稳定的问题^[58]。

针对我国煤层低压力、低孔隙度、低渗透率及易受钻井污染、储层保护难度大等一系列问题，在煤层气多分支水平井充气欠平衡钻井中通常采用双井筒结构注气，气体进入直井洞穴后与钻井液混合成为气液两相流，并由水平井返出，降低水平井环空液柱压力，减少对煤储层的钻井污染，以达到保护煤储层的技术要求^[59-60]。在双井筒钻井结构早期，通常采用洞穴井原井筒注气法，尽管工艺简单、成本低，但是洞穴井井筒容积较大，当注气量较低时，难以形成稳定均匀的气液两相流，欠平衡钻井工艺效果很差。后期采用直井油管注气法，在洞穴直井完钻后，下入专用的注气油管和井下封隔器（图7）^[23]，当水平井与洞穴直井连通以后，通过直井注气油管将压缩气体注入水平井的环空，其注气量波动小、易于控制，在煤层气多分支水平井欠平衡钻井中得到了推广应用^[61-63]。

双壁钻杆控压（ReelWell Drilling Method，简称RDM）钻井系统由双壁钻杆、滑动活塞、双浮动阀等组成，钻井液从双壁钻杆外环空泵入井内，从钻杆中心孔眼返回，能够实现钻井液的闭路循环及对井底压力的精准控制，以达到有效保护储层的技术效果^[64-65]。活塞式双壁钻杆钻井技术可以实现双梯度钻井，配备钻井遥测系统（Remote Testing System, 简称RTS），为井下MWD/LWD工具提供了2条高速数据传输通道，RTS系统使得双壁钻杆同时作为电力传输线路和数据传输通道，在多种工况下均可进行数据传输，为双壁钻杆钻井技术应用于定向井与水平井提供了井眼轨迹控制系统^[66]。双壁钻杆钻井技术应用于水平井钻进中，可以精准控制钻井液当量密度，以解决水平井钻井安全密度窗口狭窄与欠压储层伤害等问题，在加拿大阿尔伯塔省试验了1口浅层水平井，在目标地层实际垂深介于450～470 m 的黏土岩层中，完钻井深超过1 500 m^[67]。笔者团队开展了页岩双通道钻杆水平井大位移钻井技术研究，通过双通道钻杆消除钻井液当量密度对地层破裂压力的影响，增加大位移钻井延伸极限长度并减轻储层伤害^[68]。目前，尽管双壁钻杆控压钻井在水平井的应用技术尚未完全成熟，但对于煤层气水平井钻井储层保护与井壁稳定却具有借鉴意义。

低固相/ 无固相聚合物钻井液体系^[69-71] 具有密度低、黏度低与滤失量低等特点，采用低密度聚磺钻井液、低固相双聚钻井液等体系，有利于解决煤层垮塌、快速取心等技术问题。无固相聚合物钻井液具有低密度、高剪切的特点，有利于提高环空流体携岩效率和改善井眼清洁效果。尽管低固相/ 无固相钻井液可以减少固相颗粒对储层的伤害，但是其中的聚合物进入煤层后却难以降解，有可能造成储层污染。

泡沫钻井液^[72-73] 是气体介质分散在液体中，并配以发泡剂、稳泡剂或黏土形成的分散体系。它具有密度低、携岩能力强、对煤层伤害小的特点，常用于低压煤层钻进。室内评价实验结果表明，纳米材料稳定的微泡沫钻井液密度（0.7 ～ 1.0 g/cm³）与黏度指标可控，煤心气测渗透率恢复率超过90%，可以保证煤层稳定并且降低对煤储层的伤害。受煤层气开发成本的限制，该技术尚未在煤层气水平井中广泛应用。

绒囊钻井液^[74-76] 是一种低密度（0.85 g/cm³）高效封堵稳定体系，可以暂时封堵地层以降低滤失量， 完井后可自动解堵，减少钻井液对煤层的污染。现场通过井下循环实现“充气成囊”，施工工艺简单，可多井次循环利用，有利于降低钻井成本。绒囊钻井液体系在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等煤层气丛式井、水平井等钻井中解决了煤层井漏、井壁坍塌等井下复杂问题，有效保护了煤储层，获得了良好的应用效果。

可降解钻井液体系^[77-79] 兼有井壁稳定和储层保护的双重优点，生物酶在煤层自身温度条件下快速高效破胶，清除聚合物对煤层的伤害，恢复煤层渗透性。这种钻井液的降解性能够人为可控，施工工艺简单， 解决了碎软储层煤层气水平井钻完井作业中井壁稳定与储层保护的矛盾问题。可降解钻井液体系匹配双管柱筛管完井与洗井增产技术，可以消除水平井壁煤岩深层伤害并恢复煤层渗透率，进而大幅度提高单井产量。

4 　煤层气水平井完井技术进展

煤层气水平井完井主要分为多分支裸眼完井、筛管完井、套管固井射孔完井与套管定向射孔完井等方式，而煤层地应力、煤体结构及物性特征等因素， 也决定了煤层气水平井需要采用不同的完井方式。煤层气水平井完井方式与工艺的优化设计，直接影响到单井煤层气产量与采收率。因此，综合考虑煤层气水平井开发地面条件与储层特征，精细化完井工艺技术，能够有效提高单井产量与采收率、降低综合开发成本。

4.1 　煤层气水平井固井技术

煤储层具有埋藏浅、低地层压力、低渗透率、低强度和双孔隙等地质特点，煤层气水平井固井水泥浆体系和固井工艺，既要保证固井质量与施工安全， 又要减少固井水泥浆向煤层漏失，以减少对煤储层的伤害^[80-81]。

煤层气水平井煤层段采用常规密度（1.80 ～ 1.90 g/cm³）水泥浆体系封固，煤层上部井段采用综合性能好的低密度（1.45～1.55 g/cm³）水泥浆体系固井^[82-83]， 采用增强材料与减轻材料（漂珠）改善低密度水泥浆体系的综合性能，采用降失水剂配合早强剂降低水泥浆体系的失水量、缩短水泥浆稠化时间、提高水泥石的早期强度^[84-85]。

沁水盆地樊庄、郑庄等区块部分水平井主要采取半程固井技术^[86]，优选免钻塞半程固井工具。完井管串下至设计位置后，依靠液压依次打开封隔器、固井分级箍后进行固井作业，水泥封固煤层上部地层与套管环空，煤层段采用筛管或尾管完井。注完水泥浆后下入专用工具打捞出封隔器内部的堵塞器， 以保持生产套管内井筒通畅。

泡沫固井水泥浆^[87-90] 分为机械充气（N₂ 或空气） 泡沫固井水泥浆与化学充氮泡沫水泥浆两类，前者通过泡沫发生器与稳泡剂使均匀气泡稳定分散于水泥浆体系，后者通过低温发泡剂在水泥浆中产生氮气实现化学充氮，添加蛋白质复合类高效稳泡剂、磺化醛酮类分散剂、非离子聚乙烯类降失水剂和复合钾盐类早强剂进一步调节水泥浆流变性能、失水量和稠化时间等工程性能。机械充气法工艺复杂，成本较高，在国外应用较多。化学充氮法工艺简单，成本相对较低， 适合煤层气井固井。针对煤层气井储层压力低、易漏失、易坍塌的特点，研发了泡沫水泥浆固井技术，化学充氮泡沫水泥浆体系密度介于0.95 ～ 1.20 g/cm³、水泥石强度高，暂堵型前置液体系具有良好的流变性能，对煤层具有良好的堵漏能力。该技术现场试验30余口井，对沁水盆地煤储层具有优良的防漏堵漏效果。

4.2 　煤层气井完井技术

多分支水平井大多采用裸眼完井^[91]，主支煤层进尺介于800～1 000 m；分支段煤层进尺介于350～650 m，夹角介于15°～30°，分支间距介于100～150 m。其优点是煤储层控制面积大、煤层气理论产量高，最高日产量可以超过6×10⁴ m^3[22]。由于采用裸眼完井，水平井眼缺乏有效支撑，难以实施水力压裂等增产改造作业，适用于地质构造简单、煤岩结构完整且渗透率较高（0.1～5.0 mD）的区块，不适用于低渗透、易坍塌煤层。目前应用于沁水盆地南部大宁、潘庄、樊庄等区块的浅部高渗透局部区域煤层中取得了成功。

澳大利亚在煤层气水平井中下入塑料筛管，解决了Bowen盆地煤层易垮塌、煤粉产出严重的问题 ^[92]。沁水盆地部分多分支水平井裸眼完井在初期有很高的产量，但是在煤层气的采出过程中出现裸眼井筒坍塌、堵塞，造成煤层气井大幅度减产或停产。申瑞臣等 ^[93-95]提出了塑料筛管泵送下入方案（图8），研制配套塑料筛管完井装备及下入工艺，通过钻杆内部向水平井内下入直径为50 mm的塑料筛管。该技术对易于垮塌的松软煤层具有支撑作用，在沁水盆地的多分支水平井主井眼与U型水平井开展试验成功后，在保德、寿阳、柳林等地区相继开展了现场推广应用。

为了有效支撑煤层水平井眼并防止煤粉堵塞井筒，2014年在寿阳地区太原组15号煤层现场试验了双管柱筛管完井与洗井增产技术，由外层玻璃钢筛管与内层冲管组成双层管柱系统，并通过悬挂器与上部钻杆连接（图9）；使用钻杆将完井管柱送至煤层水平段，实现了筛管下入与洗井增产作业一趟钻，缩短了完井周期，消除了钻井液对煤层的伤害。2015年，将该技术应用于沁水盆地南部3号煤层水平井新井完井，以及樊庄、郑庄地区的多分支水平井老井眼筛管重入与洗井增产作业，恢复了老井的煤层气产量^[39]。自2014 年开始，潘河煤层气田3 号煤层产量持续下降趋势明显，15 号煤层亟需开发，2015 年投产的一批试验井采用直井、定向井套管固井后压裂增产模式开发，试验井平均日产气量为306 m³，效果不理想^[96]。2016 年开始将双管柱筛管完井与洗井一体化技术应用于沁水盆地太原组15 号煤层气开发，配合低温可降解清洁钻井液体系，使该盆地15 号煤水平井平均单井日产气量达到1.0×10⁴ ～ 1.2×10⁴ m³，最高单井日产气量超过4.0×10⁴ m³（图10），为煤层气高效开发开辟了一条新的技术途径^[97-98]。

水平井分段压裂是低渗透储层煤层气开发的有效增产措施之一，射孔完井技术是水平井分段压裂的前期必备措施。由于煤层低强度、易破碎的基本特征，采用常规螺旋射孔后进行水力压裂，射孔震动、压裂液高压高速突进、支撑剂打磨等易引起顶部煤层垮塌和大量煤粉产出。煤粉会堵塞天然裂缝或支撑剂充填孔隙，导致煤层渗透率降低，还有可能导致卡泵故障和频繁的检泵作业^[99]。

水力喷砂射孔技术利用喷射器的喷嘴高速射出含有磨料的流体，高速冲蚀和磨削套管形成一定规格的孔眼，解除井筒周围储层的污染、增强储层与井筒渗流能力、实现储层解堵，提高了煤储层渗流能力^[100-101]。该技术于2017 年在鄂尔多斯盆地东缘煤层气田进行了4 口井51 级的射孔压裂现场试验，单井最多12 级， 取得了良好的现场试验效果，破解了煤层气开发在储层改造方面的难题^[102]。

定向分簇射孔技术解决了射孔器360°范围任意相位定向、簇间密封、点火信号簇间动态导通等难题， 压裂破裂压力和摩阻比采用螺旋射孔的水平井更小， 压裂施工泵压更低，减少了煤粉产出和支撑剂返吐^[99]。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、新疆阜康盆地等区块进行现场应用，取得了良好的效果。

水力喷射径向水平井钻井技术是一种成熟的完井增产措施，是指在垂直井眼内沿径向以水力喷射方式钻出呈辐射状分布的一口或多口水平井眼，穿透井筒周围污染带、增大与储层接触面积、建立高导流通道，以达到减少储层伤害与增产的目的。水力喷射径向水平井技术与水力压裂技术联合作业，在辽宁阜新盆地刘家区块低煤阶煤层展开试验，径向水平井直径约为50 mm，单支长度达到100 m，煤层气增产效果显著^[103]。该技术先后在沁水盆地南部、古交、寿阳等地进行现场试验，未见显著增产效果。相关学者^[104-105]提出采用径向井复合脉动水力压裂技术，缓解传统水力压裂过程中高压引起的应力敏感性损伤和降低煤岩水力裂缝曲折度，以达到煤层气增产的目的。受限于水力喷射径向水平井的井眼尺寸与曲率半径限制，目前均为裸眼完井。同时，水力压裂后的径向水平井眼稳定性与连通性难以保证。

近几年，以柔性钻井系统为核心的径向水平井采用旋转钻进方式，侧钻窗口长度仅20 cm，曲率半径介于2.0～5.0 m，适用于管径为139.7 mm、244.5 mm等尺寸的套管，水平井眼外径分别为114 mm和142 mm。在临兴—神府气田试验成功了国内第一口深部煤层气T型水平井，2个煤层内各部署3个分支，目的煤层埋深约1 900 m，煤层累计水平进尺为478 m，单分支水平进尺达到100 m^[106]。大井眼的径向水平井有利于下入柔性完井管柱，笔者团队提出的径向水平井柔性筛管泵送技术^[107]，为径向水平井筛管完井工艺提供了理论指导，有利于径向水平井的井眼稳定与煤粉控制。

5 　地下“井工厂”绿色开发模式探讨

我国煤层气开发目前主要针对埋深1 000 m以浅的煤层，中—深部煤层开发尚处在探索阶段。煤矿采掘深度越大，其地质条件越复杂，安全风险与经济成本越高。煤矿采掘达到的深度多在1 000 m左右，超过此深度的煤矿很少被开采。同时，受煤层气地面开发技术限制，仅能采出煤层中的一部分煤层气，仍有剩余气吸附于煤储层中。如何提高煤层气单井产量与最终采收率？如何实现深地煤矿绿色高效开发？仍是煤层气与煤炭资源一体化绿色高效开发转型面临的重大理论与技术难题。

面向我国能源低碳绿色转型的重大战略需求与“双碳”目标要求，笔者团队提出地下“井工厂”与深地煤矿绿色高效开发之道，以期通过理论创新与技术突破，最终达成深地煤层气与煤炭一体化绿色高效开发的理想目标。地下埋深超过1 000 m甚至数千米的深地煤矿，人员下去采掘作业的危险性和成本都很高，甚至已经变得不可能，所以要在地下开设“工厂”，类似建在地面的煤制气、煤制油等化工厂——主要可以依靠定向钻完井技术来建设这样的“工厂”。这类通过定向钻掘建在地下深处的“工厂”显然有别于地面上设计建设的化工厂，可以称之为地下“井工厂”。借助于油气领域的多井型丛式井定向钻完井技术^[108]，地下“井工厂”所需的井眼（管道）、洞室（反应室）等地下功能设施都可以按需钻完井建设而成。

笔者在此提出一套概念设计（图11）：首先在煤层顶部沿水平方向钻一口几百米（或近千米）的生产井，并进行适当的增产改造，配套各种设施和功能。在煤层底部钻水平井，并在井下水平段按预定设计配套加热井网，进行煤岩加热转化。因为大量的煤层气会吸附在煤基质孔隙里，给煤层气开采造成困难，如果在煤层底部加热，则这些煤层气就会快速解吸出来，并最终进入生产井，可以使得煤层气的产量增加，进而提高采收率。在煤层气采集完成的基础上，可对地下“井工厂”进行适当改造，以便将剩下的煤炭原位转化成H₂、CH₄、CO等气态能源，进行绿色开发利用。可以利用风能、太阳能等可再生能源电力为地下“井工厂”电加热设备供电，可以助推深地煤矿原位转化开发工程，实现节能减排与降本增效的目标。地下“井工厂”与可再生能源电力相结合，应注意因地制宜。

推动实现“双碳”目标是一项关系到我国未来数十年发展的战略性举措，这不仅是履行我国的国际义务与责任，而且也是实现发展方式转变的必然选择。既要实现“双碳”目标，又要保障国家能源安全，是我国面临的重大需求与挑战。根据我国能源矿产资源的禀赋情况，地下“井工厂”与深地能矿绿色高效开发利用之道，应该成为我国实现“双碳”目标和保障国家能源安全的重大战略举措之一。特别是面对大量埋深超过1 000 m的深地煤层气与煤炭资源一体化绿色高效开发难题，这样的战略举措很有可能是必由之路，其潜在的经济与社会价值不可估量。另外，通过实施如此重大的战略举措，有望建立跨行业交叉融合与协同创新发展典范，同时在深地能矿原位转化与绿色高效开发领域形成新的学科与产业布局。

6 　结论与建议

1）水平井钻井与完井技术逐渐成为中国煤层气开发的主流技术。沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘的高煤阶煤层气田开发逐步向以丛式水平井为基本特征的“井工厂”工程模式转变，以大幅度提高煤层气开发综合效益；新疆准噶尔盆地阜康等低煤阶煤层气田开发将水平井钻完井与分级压裂技术相结合， 在现场应用也取得了良好的成果，有力地推动了低煤阶煤层气的高效开发进程。

2）随着对国内煤岩煤体结构、地质构造等研究的不断深入，与之相适应的水平井钻井与完井技术逐渐成熟，地质导向技术提高了水平井轨迹控制精度， 清洁可降解钻井液有效解决了井壁稳定与储层保护这对矛盾，双管柱筛管完井技术实现了完井与洗井增产一体化作业，分段射孔压裂改造提高了煤层渗透性与单井产量，径向水平井技术实现了对老井侧钻与重复完井增产等。

3）持续加强煤层气水平井钻井与完井技术适应性研究与试验，以便从沁水盆地和鄂东盆地东缘向高陡构造、深部高地应力等新区煤层推进，从厚煤层、单煤层开采向着多煤层、薄煤层与其他含气储层等复杂煤储层综合开发转变，从结构稳定的煤层向结构破碎煤层延伸，从浅部煤层向深部探索攻关等。

4）根据我国能源矿产资源的禀赋情况，应积极探索地下“井工厂”与深地煤矿绿色高效开发之道， 创新驱动能源低碳绿色转型，既要保障国家能源安全，又要落实“双碳”目标任务。