連續油管壓裂工藝介紹(中國煤層氣產業發展現狀與技術對策)

水平井分段壓裂改造技術

王培義李宗田蘇建政孫良田

（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）

摘要 水平井技術于1928 年提出，20 世紀40 年代付諸實施，20世紀80年代相繼在美國、加拿大、法國等國家得到廣泛工業化應用，并由此形成了一個研究和應用水平井技術的新高潮。本文闡述了國內外水平井分段壓裂工藝技術及其應用效果，傳統的填砂打液體膠塞及封隔器分隔壓裂技術勞動強度大，作業周期長，水力噴射壓裂是水平井分段壓裂發展的方向。

關鍵詞 水平井 分段壓裂 應用效果

Staged Hydraulic Fracturing Proceeding of Horizontal Well

WANG Pei-yi，LI Zong-tian，SU Jian-zheng，Sun Liang-tian

（Exploration and Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract The horizontal well technology was proposed in 1928，brought into operation in 1940s，and successively widely instrialized used in U.S.A，Canada，France in 1980s.So a new meridian was developed that time.This paper gives an overall description the staged hydraulic fracturing proceeding of horizontal well in domestic and abroad，and introces its field application.Traditional liquid cement isolation and packer isolation in hydraulic fracturing proceeding makes labour intensity raised and leads working cycle longer.Hydrojet fracturing proceeding is a trend in staged hydraulic fracturing proceeding.

Key words horizontal well staged hydraulic fracturing field application

水平井通過擴大油層泄油面積提高油井產量，提高油田經濟效益，目前已經成為油氣田開發的一種有效手段，特別對于低滲油氣藏效果更加顯著。為了充分發揮水平井優勢，提高低滲透油田開發效益，水力壓裂改造成為儲層增產的重要措施。

國內外于20世紀80年代開始研究水平井的壓裂增產改造技術，在水力裂縫的起裂、延伸、壓后產量預測和分段壓裂施工工藝技術等方面取得了一定進展，但總體來講不配套、不完善，特別是水平井分段壓裂改造工藝技術與實際生產需求還存在較大的差距，有待進一步開展攻關研究。本文主要介紹目前國內外常用的幾種水平井分段壓裂工藝技術［1～3］。

1 水平井分段壓裂改造技術

1.1 液體膠塞隔離分段壓裂技術（化學隔離技術）

國內外在20世紀90年代初采用該技術，主要用于套管井。其基本做法是：①射開第一段，油管壓裂；②用液體膠塞和砂子隔離已壓裂井段；③射開第二段，通過油管壓裂該段，再用液體膠塞和砂子隔離；④采用這種辦法，依次壓開所需改造的井段；⑤施工結束后沖砂沖膠塞合層排液求產。該方法的優點是施工安全系數高。缺點是：①所使用的液體膠塞濃度高，對所隔離的層段傷害大；②由于壓后排液之前要沖開膠塞和砂子，沖砂過程中對上下儲層均會造成傷害；③施工工序繁雜，作業周期長；④綜合成本高。因此，該技術方法20世紀90年代初發展起來后沒有得到進一步發展與推廣應用。

1.2 水平井雙卡上提壓裂多段技術

此項技術可以一次性射開所有待改造層段，壓裂時利用導壓噴砂封隔器的節流壓差壓裂管柱，采用上提的方式，一趟管柱完成各層的壓裂（圖1）。優點：①分層改造目的性強；②井筒隔離效果好。缺點：容易砂卡封隔器，造成井下事故。需進一步攻關研究。

圖1 雙封分層壓裂管柱示意圖

1.3 封隔器+機械橋塞分段壓裂技術

該技術為：射開第一段，油管壓裂，機械橋塞座封封堵；再射開第二段，油管壓裂，機械橋塞座封封堵，按照該方法依次壓開所需改造的井段，打撈橋塞，合層排液求產（圖2）。優點：①具備雙封分壓的特點；②砂卡時處理事故比雙封管柱容易。缺點：①作業周期長；②砂卡風險大［4，5］。

圖2 水平井機械隔離分段壓裂管柱示意圖

1.4 環空封隔器分段壓裂技術

環空封隔器分段壓裂，首先把封隔器下到設計位置，從油管內加一定壓力坐封環空壓裂封隔器，從油套環空完成壓裂施工，解封時從油管加壓至一定壓力剪斷解封銷釘，同時打開洗井通道閥，洗井正常后起出壓裂管柱，重復作業過程，實現分射分壓（圖3）。

圖3 環空分層壓裂管柱示意圖

1.5 限流分層壓裂技術

限流法分層壓裂是一種完井壓裂技術，它主要用于未射孔的新井。限流壓裂技術機理是在壓裂過程中，當壓裂液高速通過射孔孔眼進入儲層時會產生孔眼摩阻且隨泵注排量的增加而增大，帶動井底壓力的上升，井底壓力一旦超過多個壓裂層段的破裂壓力，即在每一個層段上壓開裂縫。如果層多、層薄，物性差異大，那么就會導致各裂縫啟裂和延伸不均衡，影響增產效果（圖4）。

圖4 限流分層壓裂管柱示意圖

1.6 水力噴射加砂分段壓裂技術

水力噴射分段壓裂技術就是將水力噴射技術和壓裂技術相結合，其技術原理是根據伯努利方程，將壓力能轉換為動能，在地層中射流成縫，通過環空注入液體使井底壓力剛好控制在裂縫延伸壓力以下，環空泵注的液體在壓差作用下進入射流區，與噴嘴噴射出的液體一起被吸入地層，驅使裂縫向前延伸，因井底壓力剛好控制在裂縫延伸壓力以下，壓裂下一層段時，已壓開層段不再延伸，因此，不用封隔器與橋塞等隔離工具，實現自動封隔。通過拖動管柱，將噴嘴放到下一個需要改造的層段，可依次壓開所需改造井段（圖5）。

水力噴射壓裂技術可以在裸眼、篩管完井的水平井中進行加砂壓裂，也可以在套管井上進行，施工安全性高，可以用一趟管柱在水平井中快速、準確地壓開多條裂縫，水力噴射工具可以與常規油管相連接入井，也可以與大直徑連續油管（ϕ60.3mm）相結合，使施工更快捷，國內外已有數百口井用此技術進行過酸壓或加砂壓裂處理［6～8］。

圖5 噴射壓裂技術示意圖

2 現場應用效果

吉林油田，由于井比較淺，大部分水平井采用環空分段壓裂技術，用該工藝壓裂投產的水平井，壓后初期產量為10.8～14.2m3/d，穩定產量是周圍直井產量的3～5倍。

長慶油田自1993年在安塞油田第一口水平井——塞平1井成功實施分段壓裂以來，已利用填砂打膠塞分段壓裂技術改造了7口井17層段。長慶油田在2005年引進哈里伯頓公司水力噴射分段壓裂技術基礎上，2006年在4口井實施了水力噴射分段壓裂，其中莊平7井投產后日產油7t，取得了較好的改造效果。

大慶油田在葡萄花油田實施8 口水平井限流壓裂，投產2 口井，平均日產量達到43.7t，未壓裂水平井日產為9.7t，壓裂增產3.4倍。2007年封隔器分段壓裂占水平井壓裂總井數的75.6%，增產效果是直井壓裂的4.5倍，是水平井限流壓裂的1.4～2.5倍。將分段壓裂與限流壓裂相結合，開展水平井分段限流工藝研究，試驗8口井，降低了施工成本與風險，并取得了較好的增產效果。

勝利油田套管限流分層壓裂實施了高89-平1井、史127-平1井、商75-平1井3口井的分段壓裂，其中史127-平1井水平段長351.3m，實施限流改造井段3488.5～3646.5m，長度為 158.0m，壓后初期日產液 20.3m3，日產油 11.5m3，穩定日產油6.45m3，含水量為7%。

3 結論

（1）水平井的增產措施是低滲透水平井長期高效開發的重要手段，應加大水平井的分段壓裂措施的現場實施研究力度。

（2）水平井開發經過十余年的科技攻關，取得了很多成果，但在水平井分層壓裂工藝配套等許多方面有待于進一步提高。

參考文獻

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連續油管拖動壓裂最大排量的原因

有高強度水力噴射工具

根據查詢相關資料信息顯示，實現連續油管帶底封拖動壓裂最大排量的關鍵原因是：可重復多次的坐封工具、可控制回壓的節流管匯、高強度的水力噴射工具

連續油管壓裂技術在對作業層位的準確定位，多層次壓裂作業和漏掉層位增產壓裂等方面，相對傳統的常規工藝都有了很大提升

非常規油氣勘探開發關鍵技術

非常規油氣特殊的形成機制與賦存狀態，需要針對性的特色勘探開發技術。提高儲層預測精度和油氣單井產能是技術攻關的重點。國內、外長期針對致密砂巖油氣、頁巖氣、煤層氣等的勘探開發實踐，形成了一套較為成熟有效的核心技術，這些技術各展所能、相映成彰，推進了非常規油氣資源的勘探開發進程。本節簡要介紹地震疊前儲層預測、水平井鉆井、大型壓裂、微地震檢測、縫洞儲層定量雕刻等5項核心技術。

一、地震疊前儲層預測技術

近年來，油氣勘探開發對地下儲層預測和油氣分布的成像精度要求越來越高，因此地震疊前預測技術受到各大油公司的高度重視，國內、外均投入很大的力量進行相關領域新技術的研發及應用研究。目前，地震疊前儲層預測技術已進入大規模工業化應用階段。

國外地震疊前儲層預測技術發展迅速，方法類型多樣，并推出了功能齊全、特色各異、綜合性強的商用軟件。國內隨著勘探開發對象由中高滲碎屑巖常規儲層向致密砂巖、縫洞型碳酸鹽巖等非常規儲層轉變，中國石油天然氣集團公司組織開展了地震疊前儲層預測技術研究，形成了以面向地震疊前反演的保真精細處理、基于巖石物理分析的敏感因子優選、層序格架約束下的層位精細解釋、AVO屬性分析、彈性阻抗反演、AVO反演等技術為核心的非均質儲層地震疊前預測、流體檢測配套技術系列。同時，強化應用基礎研究，探索了巖性阻抗反演、流體阻抗反演、彈性阻抗系數反演、疊前同步反演、波動方程疊前彈性參數反演、多波波動方程同時反演、PGT含氣飽和度定量預測等疊前儲層預測、流體檢測新技術，為進一步提高非均質儲層預測精度奠定了基礎。

近年中國石油天然氣集團公司還開展了全數字三維地震采集處理、高密度地震采集處理等配套技術攻關，使得地震疊前道集數據的分辨率、保真度有了較大幅度提高，地震面元的方位角、炮檢距、覆蓋次數等屬性分布更加均勻，為進一步提高地震疊前儲層預測技術應用效果提供了保障。

二、水平井鉆井技術

水平井鉆井技術是利用特殊的井底動力工具與隨鉆測量儀器，鉆成井斜角大于86°，并保持這一角度鉆進一定長度井段的定向鉆井技術，是頁巖氣、致密砂巖氣、煤層氣等非常規油氣低成本高效開發的關鍵技術。與直井相比，水平井具有泄油氣面積大、單井產量高、穿透度大、儲量動用程度高、節約土地占用、避開障礙物和環境惡劣地帶等優點。

水平井技術近年來在國內、外發展迅速，在提高單井產量和采收率方面發揮了重要作用。美國在致密氣、頁巖氣開發上積累了豐富的經驗，形成了叢式水平井、批鉆、快速鉆井以及長水平段水平井等提高單井產量、降低鉆完井成本的主體技術，實現了致密氣、頁巖氣等低品位儲量的有效開發。目前，全球水平井井數約5萬口，主要分布在美國和加拿大。2002年以后，水平井的大量應用直接推動了美國頁巖氣的快速發展。

美國水平井鉆井數從2000年的1144口增長到2010年的9800口，增長了8.6倍。水平井比例從2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井應用的主要對象是頁巖氣，其中2008年美國鉆頁巖氣水平井7282口，其中Bar買粉絲t頁巖中水平井比例已占90%以上。

國內水平井鉆井技術日益受到重視，近年來在鄂爾多斯盆地蘇里格與長北、塔中、松遼盆地深層火山巖等氣田勘探開發中取得了進展，成效顯著。如在長慶鄂爾多斯蘇里格致密砂巖氣區、長北低滲透砂巖氣田，通過長期的探索和攻關，逐步形成了以水平井、長水平段叢式分支井等為主的開發技術，為今后大規模致密氣田、頁巖氣的開發積累了經驗。在致密砂巖、頁巖氣開發時一定要轉變傳統的觀念，破除低效儲量不能用高新技術的落后觀念，樹立水平井打快、打好、打長的意識。在水平井打長方面，要求水平段至少在1000m以上。

當前，水平井鉆井技術正在向集成系統發展，即結合地質、地球物理、油層物理和工程技術，開發大位移鉆井、側鉆水平井鉆井、分支井、徑向水平井、欠平衡鉆井、連續油管等技術，并研制技術含量高的隨鉆測量(MWD)、隨鉆測井(LWD)等設備。

三、大型壓裂技術

大型壓裂技術是提高非常規致密儲層滲流能力的關鍵技術。大型壓裂技術突破了常規壓裂理論的束縛，主要采用大排量、大砂量在地層中造出超過常規壓裂長、寬、高的裂縫，擴大泄油氣半徑，創造“人造滲透率”，提高單井產量，大幅增加了非常規油氣儲量的動用程度。水平井分段壓裂、直井分層壓裂等核心技術已經成為美國非常規氣的有效開發的核心。2003年，以水平井多段壓裂技術取得突破為標志，實現了Bar買粉絲t頁巖氣的快速發展，也加快了頁巖氣領域從發現到開發的節奏。

近年來，中國石油天然氣集團公司進一步加大了直井分層壓裂、水平井分段壓裂關鍵技術引進和攻關的力度，取得了長足的進步和明顯的生產效益。如分層壓裂技術在蘇里格東區、川中須家河組儲層取得了明顯效果，蘇里格東區分壓4層是合層壓裂產量的1.7倍，川中須家河分層壓裂產量是合層壓裂的1.6倍。蘇里格氣田通過實施水平井分段壓裂，水平井初期平均單井日產氣達到7.8×104m3，可保持日產氣5×104m3穩定生產，增產效果明顯。

直井分層壓裂技術一般包括封隔器+滑套投球分層壓裂、連續管噴砂射孔、環空加砂分層壓裂、TAP套管滑套閥分層壓裂等。封隔器+滑套投球分層壓裂技術已在蘇里格氣田應用2000口以上，在川中須家河應用110口以上，已成為蘇里格氣區、川中須家河組直井分層壓裂的主體技術。長慶油田引進的Schlumberger公司TAP套管滑套閥分層壓裂技術，在蘇里格氣田和盆地東部完成了4口井現場試驗，取得了明顯效果。如2010年長慶油田在米37井2402.8～2845.0m井段，采用TAP工藝在國內第一次成功進行連續9層分壓，注入總液量1672.0m3，加砂量126.4m3，創造了該技術在國內分壓層數的新紀錄。同時成功實施了鉆飛鏢作業和關閉產水層作業，實現了個別產水層TAP閥的成功關閉，有效降低了產水層對試氣產量的影響。米37井關閉主要產水層山2和盒7段滑套后，試氣井口產量從1.89×104m3/d上升到5.70×104m3/d，產水量從16.7m3/d下降到3.6m3/d，大大降低了產水層對試氣產量的影響。

水平井分段壓裂技術包括裸眼封隔器+滑套投球分段壓裂、水力噴射分段壓裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段壓裂技術在蘇里格已累計應用57口井，主體為分壓4～5段。川慶鉆探等單位已實現了工具國產化，并從分壓4～5段發展到11段。國產化裸眼封隔器、滑套投球分段壓裂工具在蘇里格已入井18口，最多分壓10段。

吉林油田長深登平2井，是中國石油天然氣集團公司目前水平井分段壓裂規模最大的井，創造了目前中國石油天然氣集團公司水平井壓裂級數最多、單井壓裂規模最大、單級壓裂規模最大3項記錄，推動了松遼盆地長嶺凹陷致密砂巖氣田的規模有效開發。長深登平2井水平段長837m，鉆遇氣層厚度為755m，分10段壓裂，泵入總液量4610m3，加砂838m3。通過采用大規模分段壓裂，10mm油嘴測試日產氣35.8×104m3(油壓22.8MPa)，目前該井穩定產量17×104m3/d(油壓18.5MPa)，進一步拓寬了松遼盆地致密氣藏有效開發的技術思路。

四、微地震檢測技術

微地震又稱無源地震或被動地震，在油藏壓裂、注水開采等生產活動中，地下油氣藏一般會伴生類似天然地震、烈度很低的微地震現象。產生微地震的位置可以根據反射器的類型確定，根據采樣密度和縱波來計算確定。

微地震技術可以用來檢測油氣生產層內流體的流動情況，以及裂縫的活動情況，可以用來研究在斷層帶附近發生的自然地震。微地震在油氣勘探開發中常用來監測油藏生產、作業效果，為優化油氣藏管理、致密儲層勘探開發提供了決策依據。

目前，微地震技術在國外油藏監測以及國內礦山開采監測等生產領域，已是一門較成熟的技術，也是近年來國外頁巖氣勘探開發過程中，改進頁巖氣增產效果的一項必不可少的專項技術。

頁巖氣的開發主要依賴于通過大型壓裂，建立一種長而寬的人造裂縫通道，將大量的非常復雜的裂縫網絡連通，從而增大泄壓面積。微地震監測技術是了解人造裂縫的幾何形態、改進增產措施或加密井效果的關鍵。頁巖氣開發過程中的微地震壓裂監測技術，是將檢波器放置在距壓裂井小于600m的觀測井中(一般是直井)，對壓裂井在壓裂過程中誘發的微地震波進行持續的監測，動態地描述壓裂過程中裂縫生長的幾何形狀和空間展布形態。

微地震分析能夠及時了解人造裂縫產生的方向、延伸長度等信息，還可實時監測控制壓裂的過程，提供壓裂增產期間關于多次壓裂深度和寬度的寶貴信息，做到對壓裂方案進行優化選擇。如利用實時裂縫監測資料，可確定裂縫尺寸的異常變化，從而使分級壓裂方案得到及時調整，并分析該調整方案對整體壓裂方案產生的影響;同時，可確定裂縫是否偏離設計層位，確定封隔方法的效果達到了何種程度。在分級壓裂過程中，如果確定某層位得到了重復壓裂，可終止當前壓裂措施并開始下級壓裂;如果確定目前施工層位正在產生多條裂縫，根據壓裂液與支撐劑的剩余量，適當延長該層位的壓裂時間;如果確定裂縫遇到了斷層，立即停止壓裂施工。裂縫監測在頁巖氣壓裂中占有很重要地位，通過裂縫監測，確定裂縫方位和展布，計算改造體積，為產量預測、新井布井、壓裂設計提供依據。此外，利用微地震檢測技術還可以對頁巖壓裂前后的滲透率進行估算。

我國在塔里木、華北、長慶等油田曾利用微地震技術進行過油藏監測方面的先導性試驗，在注水前緣監測、區域天然裂縫預測和剩余油分布識別等方面，取得了一定效果。但在頁巖氣勘探開發中的應用還處于初期探索階段。

五、縫洞儲層定量雕刻技術

縫洞型儲層具有大規模層狀與準層狀分布特征，部分連通型縫洞可以形成連續型油氣藏，是碳酸鹽巖的重要油氣勘探開發領域。碳酸鹽巖縫洞型儲集空間一般肉眼可見，包括溶蝕孔、洞、縫及大型洞穴、裂縫等，具有極強的非均質性。

縫洞型儲層前期研究主要是利用地震剖面“相面法”進行定性識別目標，如“羊肉串”模式，但是由于受深層地震資料信噪比低的影響，縫洞難以精確成像。21世紀以來，中國石油、中國石化等公司組織了縫洞儲層定量雕刻技術攻關，初步實現了復雜縫洞性儲層的雕刻與定量化評價，已在塔里木盆地奧陶系、鄂爾多斯盆地奧陶系等縫洞型油氣勘探發現中發揮了關鍵作用。

鉆前縫洞型儲層定量雕刻主要依靠地震資料，以高保真地震成像處理為前提，以模型正演和巖石物理分析為基礎，通過“三定法”，實現縫洞型儲層或油氣藏的定量化預測。“三定”是指:①定位置，利用高精度三維地震和各向異性偏移技術，實現地震信息的高精度成像;②定形態，利用振幅雕刻技術(洞穴)和方位各向異性技術(裂縫)，實現縫洞體系立體描述;③定規模，利用巖石物理分析和正演模擬技術，實現儲集空間定量化預測。如在塔里木盆地塔北和塔中地區，應用縫洞體系立體描述技術，縫洞儲層鉆遇率達到100%。應用PG剖面、流體因子等多屬性融合技術，縫洞儲層流體預測符合率達到80%以上。

碳酸鹽巖縫洞體系地震定量雕刻技術系列包括4項核心技術:①井控地震保真處理技術，能夠促進地震剖面串珠反射更加清晰、數量明顯增多;②疊前地震偏移技術與各向異性處理技術，能夠精細刻畫不同級別的斷裂系統;③溶洞模型正演技術，能夠建立縫洞大小、填充與地震響應量版;④三維可視化雕刻技術，能夠對裂縫、溶洞進行獨立雕刻和融合研究，分析縫洞系統的連通性，精細描述縫洞的空間關系。

鉆后縫洞型儲層定量評價，主要依靠微電阻率掃描成像測井技術。目前已形成了以電成像測井為主導的有效儲層識別及縫洞儲層參數定量評價技術，建立了多種較為有效的流體識別方法圖版，顯著提高了此類儲層的測井評價能力。另外，開發的遠探測聲波反射波成像測井新技術，使得探測距離由3m拓展到10m，有利于發現鄰近分布的隱蔽縫洞，提高評價精度。

酸壓技術在塔河3號、4號油田的應用

楊蘭田

（西北石油局規劃設計研究院烏魯木齊市830011）

摘要根據塔河油田奧陶系儲層特征，確立了酸壓施工的目標，分析了酸壓的技術難點，介紹了塔河油田所采用的酸液體系、酸壓工藝類型、工藝技術措施、酸后工藝、酸化管柱及具體施工參數。通過不同階段增產效果對比與原油產量增加數據說明了酸壓對于塔河油田開發具有的積極意義，并對塔河油田酸壓中的問題進行了討論。

關鍵詞塔河油田酸壓工藝類型酸液類型酸壓管柱殘酸返排

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲層存在嚴重的不均一性，由于受碳酸鹽巖儲集空間類型、發育程度和分布規律制約，各井間的物性及產能差異很大。酸化壓裂作為碳酸鹽巖類儲層有效的改造手段，以沙23井成功為標志，已在該油田廣泛、深入開展起來。開展初期由于對儲層認識不足，未重視選層、控水問題，采取長裸眼“籠統酸壓”的方式施工，參數較小，施工有效率低，而且產生出水問題。在總結經驗、教訓的基礎上，西北石油局加深了對儲層的認識，加強避水控縫、選層封隔、深度酸壓等工藝技術的探索。裸眼回填、5＂尾管射孔完井、封隔器裸眼分層技術、前置液酸壓、多級交替注入酸壓等工藝技術先后在該油田得到應用，取得了豐碩成果。現階段又進一步提出“大酸量、大排量、降濾、緩速、深穿透”的技術方針，使得酸液類型及處理液體系、工藝技術體系的研究與應用逐步深化并日趨完善。酸壓不僅作為一種儲層改造工藝，更作為一項完井作業的內容，為塔河油田的開發發揮著積極作用。

1儲層特征

1.1儲層地質特征

塔河油田奧陶系儲層埋藏深（5300 m以下），地層溫度高（124℃），巖性為微晶灰巖、（含）顆粒微晶灰巖、亮晶顆粒灰巖、微晶顆粒灰巖、含云質灰巖、礫屑灰巖和巖溶巖。巖石的礦物成分主要為方解石，大多數樣品的方解石含量高達99％以上；其次分布相對較廣的礦物有黃鐵礦、硅質和白云質等，但含量多＜1％，個別樣品的白云質含量達25％。巖石的化學成分主要是碳酸鈣，含量在80％以上，碳酸鹽總含量平均在90％以上。

該儲層屬于潛山碳酸鹽巖儲層類型，儲集空間屬于成巖后生與表生作用形成的次生孔、洞、縫類型，其基本特征是：

（1）基質孔隙度很低，滲透性能較差。

（2）次生裂縫和溶蝕孔洞發育程度決定了儲集性能的好壞。

（3）儲集空間縱橫非均質性強，其分布情況在2個油田間、井間、層間差異很大。

塔河油田奧陶系可分為裂縫型、裂縫－孔洞型、裂縫－溶洞型3種儲集類型。巖心物性分析（小樣品）發現孔隙度分布區間為0.1％～4.8％,＜1％的占81.75％，平均孔隙度為0.8％；滲透率分布在＜0.1×10-3～252×10-3μm2,＜1×10-3μm2的占91.69％，平均滲透率＜0.1×10-3μm2，溶洞發育段不能在巖心中反映，要用測井解釋孔隙度。裂縫是塔河油田下奧陶系儲層最發育、巖心中最常見的孔隙空間，其中又以垂直或中—高角度、張開度＜0.1mm的裂縫為主。

1.2儲層的傷害

塔河油田地層壓力當量密度為1.08～1.10g/cm3，鉆進過程中使用鉀基聚合物或聚磺泥漿體系，密度一般在1.13～1.16 g/cm3，在壓差作用下，鉆井液（完井液）濾液和固相顆粒進入地層，形成顆粒堵塞、乳狀液封堵、水鎖效應、儲層潤濕性反轉等，對儲層造成傷害；儲層物性好的井不同程度存在漏失問題，對地層造成更為嚴重污染；油氣層浸泡時間較長（12天以上），增加了儲層傷害的程度。

塔河3號、4號油田原油總餾量較低，膠質、瀝青質及石蠟含量相對較高。如塔河3號油田S47井總餾量為52％～67％；塔河4號油田T401井總餾量18.5％～27.5％。鉆井、完井過程中，地層溫度、壓力的波動會使儲層中原油分解出膠質、瀝青及石蠟，堵塞油氣孔道，極大地降低儲層滲流能力。

1.3儲層敏感性分析

經室內巖心實驗，得出儲層敏感性分析結果。

水敏性：弱。主要因為地層水敏性粘土礦物含量少。

酸敏性：弱—中。主要由于酸溶蝕造成微粒的運移引起。

堿敏性：中。是由燧石遇強堿形成的硅酸鹽溶液的不穩定性引起的。

速敏性：弱。3號構造的臨界速度為0.75ml/min,4號構造的臨界速度為1.5ml/min。由于酸壓過程中的流速遠小于0.75ml/min，因此，不會引起速敏傷害。

2酸壓工藝

2.1施工目標與技術難點

酸化壓裂可以通過酸液的溶蝕和剝蝕作用解除近井地帶堵塞，改善儲層儲集、滲透性能。同時，酸壓形成的裂縫可以延伸、穿過近井地帶的低滲透區，形成穿透較長距離、具有高導流能力的溶蝕通道，若與裂縫發育的高滲透區相通，可以獲得理想的增產效果。

要獲得理想的酸壓效果，應充分考慮井位、層位因素，分析、解決施工難點，制定施工目標，合理選擇酸液體系、工藝類型、技術參數。

結合塔河油田奧陶系酸壓改造目標，根據儲層特征，對技術難點進行分析，得出如下結果：

（1）天然裂縫發育且以垂直或中—高角度縫為主的地層，酸壓降濾失技術、垂直控制縫高的技術是其難點。

（2）儲層埋藏深，管串長度增加，管道摩阻勢必增加，進而限制了注入流量的提高，不利于酸液有效作用距離的提高。

（3）溫度是影響酸巖反應速度的重要因素，井溫高，酸巖反應速度快，酸液有效作用時間將縮短。

（4）碳酸鹽巖含量高、溶蝕率高是選擇酸壓改造的重要條件，同時，溶蝕速度快，勢必增加近井消耗，不利于深穿透。

（5）稠油膠質、瀝青質含量高，一方面容易形成酸渣，另一方面容易與殘酸形成乳化液，對儲層造成二次傷害；稠油相對密度高、粘度大也不利于殘酸返排。

（6）地層壓力低，不利于排液。

2.2酸液類型

2.2.1酸液的基本要求

（1）酸液要與待處理儲層巖石、流體相匹配，耐溫性能要好。

分析、掌握儲層巖石和流體物理、化學性質，通過實驗進行處理劑篩選，確定酸液體系配方。

（2）增大酸液的有效作用距離，確保儲層改造的深度、力度。

酸液的濾失、酸巖反應速度是影響酸液有效作用距離的重要因素，可采取如下措施以降低這兩項性能指標。

①理選擇酸液（HC1）濃度。

②高酸液的粘度，如使用膠凝劑、乳化劑配制成高粘度的膠凝酸、乳化酸。

③使用降濾失劑、緩速劑。

（3）降低酸液對油、套管的腐蝕。

使用緩蝕劑以達到減緩酸液對油、套管腐蝕的作用。

（4）有效解除地層堵塞，避免二次傷害。

①有效預防二次沉淀和酸渣的形成。

使用防膨劑，預防地層中粘土礦物膨脹、運移；使用防酸渣劑，預防酸液與稠油作用可能生成的酸渣沉淀；使用鐵離子穩定劑，預防酸液由地層、油（套）管中溶解、生成的鐵離子在地層中沉淀。

②具備一定懸浮能力，能將不溶于酸的惰性顆粒和酸巖反應的沉淀物攜帶返排出井筒。

③有效防止殘酸乳化并使已生成的乳化液破乳，以利于返排，避免形成新的堵塞。

④能夠迅速、及時返排殘酸。

使用助排劑，降低殘酸表面張力，提高排液效果。

2.2.2酸液配方與性能

根據巖心酸巖反應試驗及酸壓基礎理論，鹽酸（HCl）濃度選用20％的。

塔河油田酸壓所使用的酸液配方與性能見表1。

稠化（膠凝）酸體系具有一定的粘度，可以大大減小酸液的濾失，大大減小酸液向裂縫表面的傳質速度，降低酸巖反應速度，提高酸液的有效作用距離，同時該體系可減小管路摩阻，提高井底作用壓力，因此，該體系造縫能力強于常規緩速酸體系。

塔河油田僅在前期使用了常規緩速酸體系，現主要使用稠化（膠凝）酸體系。

2.3酸壓工藝類型

（1）常規緩速酸酸壓

表1酸液類型、配方與性能Table1The types,買粉絲ponents and performances of acidizing fluid

即使用常規緩速酸進行酸化壓裂的工藝類型。塔河油田僅在初期階段采用了該酸壓工藝類型，如沙23井。

（2）稠化（膠凝）酸酸壓

即使用稠化（膠凝）酸進行酸化壓裂的工藝類型。是塔河油田采用的主要酸壓工藝類型之一。如TK408井、TK409井。

（3）前置（壓裂）液＋酸液交替注入酸壓

即先行注入高粘前置（壓裂）液壓開儲層或延伸儲層中原有裂縫，后注入酸液，多次重復上述注入過程的酸壓工藝。

前置（壓裂）液降低了裂縫溫度和后續酸液的濾失，改善了裂縫的幾何形狀，通過粘性指進使酸液在裂縫面上產生不均勻侵蝕，增強穿透距離，提高裂縫的導流能力。交替注入前置（壓裂）液和酸液有利于進一步擴張并加寬裂縫，增加酸液侵入深度，提高酸液利用率。前置（壓裂）液＋酸液交替注入酸壓是一種造縫能力較強的工藝類型。

塔河油田一般采取2～3級注入，選取前置（壓裂）液＋稠化酸的類型組合，所用稠化酸配方見表1中稠化酸（3）。根據前置（壓裂）液的類型與性能，可分為兩種類型：

①同性壓裂液交替注入酸壓

即壓裂液類型與性能相同，在施工過程中不發生改變。如T403井（第2次）、TK404井。

塔河油田前置（壓裂）液粘度為70mPa·s左右（剪切速率為170s-1），與酸液粘度比3左右。

配方組成：5%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169。

②異性壓裂液交替注入酸壓

即壓裂液類型或性能不同，或在施工過程中會發生改變。如TK411井。

塔河油田采用該工藝類型施工順序為：

線性壓裂液＋凍膠壓裂液＋稠化酸＋凍膠壓裂液＋稠化酸＋……。

壓裂液配方組成：

基液：6%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169；

交聯液：1%BCL-6(A)+0.5%BC1-6(B）；

破膠劑：0.5％破膠劑。

基液在170s-1剪切速率下粘度為69～73mPa.s；成膠液在90℃、1708-1剪切速率下，90min粘度為600～210mPa.s,120min后破膠，破膠液粘度為6mPa.s。

2.4工藝技術措施

（1）采取有效措施，提高酸壓的針對性，確保選定改造層位的處理力度。

①長裸眼回填

風化殼溶蝕孔洞、裂縫發育帶是塔河油田奧陶系油藏主要的儲層，對于采用裸眼完井方式的井，采取打水泥塞或填砂回填原井眼的方式，將裸露井段縮短至100 m以內，提高酸壓針對性，減小與下部水層連通的可能性。塔河油田裸眼完井的井多采取這種方法。

②改變完井方式

采用5＂尾管完井方式，選層射孔，進行酸化壓裂施工。TK404井是塔河油田第一口采用5＂尾管完井方式、酸壓獲高產的井。

對于套管射孔完井方式，固井質量是保證層間有效封隔的關鍵。塔河油田5＂尾管固井存在井深、井段短、管徑小、間隙小與地層易漏失等問題，固井施工有一定的難度，應加強水泥漿體系與施工工藝研究與應用工作，提高5＂尾管固井質量，為后續施工提供必要的保證。

③裸眼封隔器分層酸壓

裸眼封隔器分層酸壓存在一定風險，如封隔器上下可能竄封、可能發生井壁失穩等，應嚴格選擇座封位置，并制定相應的安全措施。

a．裸眼雙封分層

塔河油田TK304X井采用雙裸眼封隔器分層酸壓工藝，封隔器選擇45/8＂膨脹式封隔器，采取正打壓方式座封。

b．裸眼單封分層

塔河油田TK413井采用單裸眼封隔器分層酸壓工藝，封隔器類型、座封方式同上。

（2）在進行酸壓處理前，先注入清除液，解除有機質堵塞，提高酸處理效果，同時，有利于減少或避免酸渣的生成。

塔河油田使用的清除液配方與所配合的酸液體系見表2。

（3）頂替液充分考慮清洗、返排、降溫和與地層及其他處理液配伍性等因素，并與工藝類型、施工要求相配合。

塔河油田使用的頂替液配方與所配合的酸液體系見表2。

（4）提高注入排量是提高酸液有效作用距離的重要措施。

注入排量是影響酸液有效作用距離的重要因素，提高注入排量，增加酸液在裂縫中的流動速度，雖然會引起酸巖反應速度的增加，但是能使酸液在地層深處保持一定的活性，從而提高酸的穿透距離，使酸化后形成的酸蝕裂縫具有較高的導流能力。塔河油田酸壓初期階段注入排量1.5m3/min，數值偏低，后在綜合分析施工曲線、施工效果與層間連通（水層）可能性的基礎上，將注入排量提高至2.5～3.5m3/min，收到了良好的施工效果。

表2輔助處理液配方與酸液配合關系Table2The ralationship between auxiliary treatment fluid and acidzing fluid

當然不能盲目追求提高注入排量，注入排量提高到一定程度時，酸穿透距離的增長幅度會變小，而垂向縫高的增長幅度有可能增大。因此，應視井的具體情況，綜合考慮技術、經濟因素對注入排量進行確定。

2.5酸后工藝

2.5.1關井反應

頂替液擠完后，關井候酸反應。塔河油田初期酸壓關井反應時間為60～120min，現階段則采取縮短關井反應時間，盡快排液的措施，關井反應時間控制在30min以內。

2.5.2排液工藝

開井后，對殘酸迅速實施返排，返排率要求不低于70％。返排時，通過油嘴對排液實施控制，油嘴直徑視井口壓力而定，排液油嘴制度見表3。

表3排液油嘴制度Table3The choke systems when resial add returning

排液工藝采取層內助排與人工排液相結合的方式，以提高排液速度與返排率。

（1）層內助排

①使用助排劑

在酸液中加入助排劑，降低酸液的表面張力，改變巖石的潤濕性，增大酸液與巖石的接觸角，從而降低巖體的毛細管阻力，提高殘酸的返排量，達到層內助排的目的。塔河油田酸液中使用的助排劑有ZP-1、ZA-5等。

②混注液氮

注酸時在酸液中混注液氮，酸壓后井口卸壓，注入氮氣膨脹增能，可以加快自噴排液速度，提高返排效果，另外，酸液中混注液氮還可以減緩酸巖反應速度，降低酸液濾失，增大酸作用距離。塔河油田液氮混注量為20～30 m3，具體視施工情況而定。

（2）人工排液

若油井不能自噴或停噴，為防止殘酸形成二次污染，應迅速采取人工排液的措施。塔河油田初期采取抽汲的方式，因其效果不佳，現多采用連續油管車和液氮泵車聯合氣舉排液的方式，該方式有如下優點：實現管內排液，封隔器不解封，殘酸不能進入環空，保護套管；氮氣利用率高，排液速度快，施工安全；氣舉深度可達4500m。

2.6酸化管柱

2.6.1油管方案

采取

組合油管方案。

長度2000～3500 m，具體視施工要求與井的具體情況而定。

2.6.2封隔器方案

出于保護套管和井口、保證施工安全的目的以及特殊的施工要求（如裸眼卡封），塔河油田酸壓均使用封隔器。根據完井方式與卡封位置的不同，封隔器方案可分為如下幾種：

（1）裸眼完井

①裸眼酸壓

采用7＂可回收式封隔器，采取打壓或旋轉座封方式，7＂套管內座封。

管串組合方案：

喇叭口＋油管＋7＂封隔器＋7＂水力錨＋油管＋循環閥＋壓井閥＋油管串組合。

②裸眼雙封分層酸壓

酸壓層位上、下使用兩個

膨脹式封隔器，采用正打壓座封方式，裸眼內選層座封。

管串組合方案：

盲接頭＋

封隔器（下）＋油管＋壓控循環閥＋伸縮接頭＋

封隔器（上）＋伸縮接頭＋油管＋循環閥＋壓井閥＋油管串組合。

③裸眼單封分層酸壓

使用

膨脹式封隔器，采取正打壓座封方式，裸眼內選層座封。

管串組合方案：

底堵＋油管＋

封隔器＋壓井閥＋油管＋7＂水力錨＋伸縮接頭＋油管串組合。

（2)5＂尾管射孔完井

可根據井眼情況，采取5＂可回收式封隔器，5＂尾管內座封方式。

管串組合方案：

喇叭口＋油管＋5＂封隔器＋5＂水力錨＋油管＋循環閥＋壓井閥＋油管串組合。

2.7施工情況

酸液與處理液類型、用量、配比關系和施工參數無疑是影響酸壓施工效果的重要參數，表4集中反映了塔河油田使用各種不同工藝技術手段時的各項參數。

塔河油田初期酸壓未采取封堵回填措施，采取常規緩速酸酸壓、稠化酸酸壓兩種工藝類型，酸液使用量小（折算為每米酸量），裸眼段長，施工參數小，施工效果不甚理想。隨著認識的加深，優化施工工藝，提高了各項參數指標，收到了很好的效果（見表4）。

表4施工數據Table4The data of acid fracturing jobs

3酸壓效果

塔河油田已進行酸壓作業的井除T302井外，酸壓前均未生產，部分井進行過測試，但結果均不甚理想，經酸壓使一大批井獲得了產能，甚至高產。塔河油田酸壓效果綜合分析見表5。

表5塔河油田酸壓效果綜合分析Table5Comprehensive analysis of acid fracturing effictiveness

塔河油田1998年底施工的沙23井效果較好，1999年1、2季度酸壓施工增產效果不理想，由表5可以看出這期間酸壓增產原油日均值偏低，產能貢獻有限。具體表現為：投產井數少、單井產量低、衰減快、有效期短。究其原因，除井位、層位與酸壓選擇方面的因素外，還包括施工井次少、工藝與措施存在不足、施工參數偏低、壓后出水等。這期間施工7井次，增產4井次，為1999年全年增加了1.9383×104t的原油產量，占1999年全年酸壓累計增加產油量的8.1％，占西北石油局1999年原油總產量的1.69％，每井次增產原油為0.2769×104t，僅沙23井一直保持正常生產，TK405井、T302井、沙64井均在1999年11月以前停噴。1999年3、4季度隨著認識的進步，工藝的改進，措施的完善，酸壓在塔河油田更加廣泛、深入開展起來，這期間共計施工17口井，18井次，增產11井次，為1999年全年增加了21.9979×104t的原油產量，占1999年全年酸壓累計增加產油量的91.9％，占西北石油局1999年原油總產量的19.22％，每井次增產原油為1.2221×104t，各項指標與前期相比都有大幅度提高，產生了一批高產井，如沙65井、沙67井、TK404井、TK408井、TK409井、TK410井、TK411井等，其中TK404井產量達555.70 t/d(1999年12月，11mm油嘴）；第一次酸壓無效的T403井經二次改造獲得高產（136.81t/d1999年12月，7mm油嘴）。

1999年塔河油田酸壓累計增產原油為23.9362×104t（探井7.6919×104t，開發井16.2443×104t）。西北石油局1999年全年生產原油為114.4249×104t（單井計量），酸壓增產占全年原油總產量的20.9％。

由表5中可見塔河油田酸壓有10井次施工無效，占總施工井次的40％，究其原因有：①塔河油田奧陶系儲層非均質性強，溶蝕孔洞、裂縫發育帶橫向展布規律很難掌握，受儲層本身的發育特征、各井在構造上的位置等客觀因素的制約，很多井未達到與油氣富集、物性發育的地帶連通的目的。②施工方案是否合理，技術措施是否完善，施工力度是否足夠直接影響施工的最后效果。酸壓力度不足與酸壓后出水是個別井酸壓無效的原因，如T403井第1次、TK405井第2次酸壓。③對個別井重復酸壓的無效，增加了無效次數，如TK406井。

4問題與討論

（1）酸壓出水與酸壓裂縫縫高

塔河油田奧陶系儲層非均質性強，裂縫較為發育，其中以垂直或中—高角度、張開度小于0.1mm的裂縫為主。酸壓裂縫勢必受到儲層裂縫發育特征與走向的影響，在提高酸壓裂縫水平延伸的同時，控制垂直方向縫高的發展，避免與奧陶系水層連通，對于塔河油田是一個非常重要的課題。出水直接影響到原油開采，影響到酸壓效果的評價和進一步措施的制訂與實施。因此，在加強理論研究的同時，應采取工程技術手段，對裸眼井吸酸層位、裂縫高度等進行測定，進而提高對奧陶系儲層酸壓機理的認識，指導酸壓方案的制定與施工。根據塔河油田技術現狀，可采用如下方法：

①利用電測曲線

利用綜合測井（全部或部分項目）曲線、六電極側向曲線、流體電阻和井溫測井曲線，對酸壓前后電測曲線分析、對比。

②進行生產測井

通過旋轉流量計測井、溫度測井、放射性示蹤測井、噪聲測井測量流動剖面，測量裂縫高度，掌握各層段產能貢獻，進行酸壓改造效果評價。

（2）重復酸壓與效果

針對長裸眼“籠統”酸壓存在的弊端，造成的結果，西北石油局選擇初期酸壓的幾口井，采取打水泥塞回填的方法縮短裸眼段長度，進行了重復酸壓改造。根據首次酸壓結果，重復酸壓的4口井可分為兩類：一類是首次酸壓后產水的井，如TK405井、T302井；另一類是首次酸壓后不出的井，如TK406、T403井。重復酸壓后1302井（2次）、TK406井（3次）不出液，TK405(2次）出水，T403井（2次）獲高產。

分析認為：

①儲層本身的發育特征是酸壓能否獲得產能的根本原因，對于低孔、低滲，孔、洞、縫不發育的儲層，酸壓雖可以穿透較長距離，但如不足以連通油氣富集、物性發育地帶，則不能獲得理想的改造效果。

②重復酸壓用酸強度、規模以及施工參數均應大于前次酸壓，應選擇造縫能力較強的工藝類型。

③前次酸壓出水將大大增加以后的處理難度，因裂縫可能在層內延伸、連通，打水泥不能保證有效充填，重復酸壓并不能保證有良好的效果。類似這樣的井，應具體分析區別對待。

④水源在井眼下部奧陶系地層，采取打水泥塞回填井眼的方法可以減小或避免連通水層，加強酸壓的針對性。

（3）殘酸返排中的問題

奧陶系地層壓力低（密度為1.08～1.10 g/cm3），排液的水樣分析數據表明奧陶系地層水礦化度高，密度接近甚至高于奧陶系地層壓力當量密度值，酸壓后出水量大或含水率高將抑制地層自噴排液的能力，對返排殘酸造成極為不利的影響。如酸壓未實現與油氣富集、物性發育帶的連通，未根本改善井底能量供應，殘酸返排難度將變大，殘酸返排不出會對儲層造成二次傷害。因此必須加強科學選井、選層工作，加強殘酸助排工藝的研究和應用工作。

塔河4號油田原油總餾量低，粘度高，油流在井筒中的壓力損失大，應開展塔河4號油田原油流動特性及井筒降粘技術研究和應用工作，提高油井排液能力。

（4）施工參數優選

注入量、注入速度等施工參數的選擇，一方面要考慮到實際施工能力、井內安全和施工對改造力度、深度的要求；另一方面也要考慮到垂直方向裂縫發育情況與應力變化情況，對已酸壓的井應利用電測井、生產測井、試井分析等方法進行酸壓效果綜合評價，加強對奧陶系酸壓裂縫擴展范圍和走向的認識，建立適合塔河油田奧陶系儲層特點的模型，科學計算、合理選擇注入量、注入速度等施工參數。

（5）酸壓方案的優化

塔河油田奧陶系儲層非均質性強，對于低孔、低滲、低產層，是否達到與油氣富集、物性發育地帶連通的目的決定了酸壓的最后效果，盡可能提高酸液的穿透距離至關重要。應從分層、控縫、緩速、降濾等多方面入手，如使用多級酸、調整各級前置（壓裂）液與各級酸液的液量、性能配比關系等，進一步優化工藝方案，提高酸壓效果。

Application of acid fracturing technology in Tahe oil field

Yang Lantian

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)

Abstract:By the analysis of reservoir characteristics of Ordovician in Tahe oil field,we defines the targets of acid fracturing,Analyzes systems of acidizing fluid,Types of acid fracturing technology, technology after acidizing,acid fracturing pipe assembly and parameters ring the job being used in Tahe oil field.By the 買粉絲parison of crude oil increasing effictiveness and data ring the different periods,introces the significance using acid fracturing technology.Finally discusses the problems existing acid fracturing job in Tahe oilfield.

Key words:Tahe oilfieldTypes of acid fracturing technologysystems of acidizing fluidacid fracturing pipe assemblyresial acid returns

中國煤層氣產業發展現狀與技術對策

王一兵1楊焦生1王金友2周元剛2鮑清英1

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院廊坊065007;2.中國石油渤海鉆探公司第二錄井公司天津300457)

摘要:本文通過分析我國煤層氣發展歷程和現狀，總結了我國從上世紀80年代以來煤層氣發展經歷了“前期評價、勘探選區、開發試驗、規模開發”四個階段。在分析我國煤層氣地質條件基礎上，認為已發現的煤層氣田(富集區)煤層普遍演化程度高、滲透率低;總結了適合我國復雜地質條件的煤層氣配套開發技術，包括鉆井完井、儲層保護、水力壓裂、排采控制等，并分析了各種技術的應用效果，認為我國1000m以淺中高煤階煤層氣開發技術基本成熟。在此基礎上預測了我國提高煤層氣開發效果的技術發展方向。

關鍵詞:煤層氣 開發技術 壓裂 排采

基金項目: 國家 973 項目 ( 2009CB219607) 、國家科技重大專項 “大型油氣田及煤層氣開發”課題 33，43( 2011ZX05033 001''，2011ZX05043) 。

作者介紹: 王一兵，男，1966 年 6 月生，2008 年獲中國地質大學 ( 北京) 博士學位，高級工程師，多年從事煤層氣勘探開發綜合研究工作。E mail: wybmcq69@ petro買粉絲. 買粉絲. 買粉絲

The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Instry

WANG Yibing1YANG Jiaosheng1WANG Jinyou2ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1

( 1. Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina， Langfang 065007，China; 2. The se買粉絲nd logging 買粉絲pany of bohai drilling and exploration 買粉絲pany，Petro買粉絲，Tianjin 300457，China)

Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China，this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's，which can be called“earlier period's appraisal，ex- plores and region optimization，development experiments，scale development”. Based on the analysis of the geolog- ical 買粉絲nditions ，it is revealed that CBM fields founded already are 買粉絲monly characterized with high evolution de- gree，low permeability. Simultaneously，the 買粉絲rollary CBM development technologies suitable for China's 買粉絲plex geological 買粉絲nditions are summarized，including drilling / 買粉絲pletion，買粉絲al-bed protection，hydraulic fracturing and dewatering 買粉絲ntrol，also all technologies’application effect are evaluated. In general，it can be believed that the CBMdevelopmenttechnologiesinmiddleandhighrank買粉絲al-bedshallowerthan1000mhavebeenbasicallyma- tured.Finally，thedirectionofdevelopmenttechnologiesisforecasted.

Keywords:CBM;developmenttechnologies;hydraulicfracturing;dewatering

我國煤層氣資源豐富，預測 2000 m 以淺煤層氣資源量 36. 8 萬億 m3( 國土資源部，2006) ，可采資源量約 11 萬億 m3，僅次于俄羅斯和加拿大，超過美國，居世界第三位。規模開發國內豐富的煤層氣資源，可在一定程度上減輕我國對進口石油天然氣的依賴，同時對實現我國能源戰略接替和可持續發展、降低煤礦瓦斯含量和瓦斯排放、減少煤礦瓦斯災害、保護大氣環境具有重要意義。

1 煤層氣規模開發已經起步，初步具備產業雛形

自上世紀 80 年代后期以來，國內石油、煤炭、地礦系統的企業和科研單位，以及一些外國公司，對全國 30 多個含煤區進行了勘探、開發和技術試驗，在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣韓城、大寧—吉縣、柳林—興縣地區、安徽淮北煤田、遼寧阜新煤田等試驗井都獲得了較高的產氣量。截至 2010 年底，全國已累計探明煤層氣地質儲量 3311 億 m3，并針對不同煤階的煤層氣特點，掌握了實驗室分析化驗和地質評價技術，直井/叢式井鉆井完井、多分支水平井鉆井技術，空氣/泡沫鉆井及水平井注氣保壓欠平衡儲層保護技術，注入/壓降試井技術，壓裂增產和排采等技術系列，在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地南部、阜新煤田、鐵法煤田、淮南淮北等地分別獲得了具有經濟價值的穩定氣流，為規模開發準備了可靠的資源、技術條件。

近年國內天然氣市場的快速發展，天然氣基礎管網逐步完善，煤層氣開發迎來前所未有的機遇。特別是 2007 年政府出臺了煤層氣開發補貼政策，極大地調動了相關企業投資煤層氣產業的積極性，促進了煤層氣產業的快速發展，近年全國煤層氣開發井由不足百口增加到 5240 余口 ( 含水平井約 100 口) ，建成煤層氣產能約 30 億 m3/ 年，年產氣量超過15 億 m3( 圖 1) ，形成沁南、鄂東 2 大煤層氣區為重點的產業格局。預測到 “十二五”期間，全國地面鉆井開發的煤層氣產量可以達到 100 億 m3以上。

我國煤層氣發展，主要經歷了四個發展階段 ( 圖 2) 。

圖 1 中國歷年煤層氣開發井數與產量圖

圖 2 中國煤層氣發展階段劃分

80年代前期評價階段:在全國30多個煤層氣目標區開展了前期地質評價研究;

1992～2000年勘探選區階段:在江西豐城、湖南冷水江、山西柳林、晉城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陜西韓城等地鉆探煤層氣井，柳林、晉城、阜新開展小井組試驗;

2000～2005年開發試驗階段:在山西沁水、陜西韓城、遼寧阜新開展了開發先導試驗工作;

2006年至今規模開發階段:沁水煤層氣田、鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林區塊、遼寧阜新、鐵法等地煤層氣地面開發初步形成規模并進入商業開發階段，特別是2007年國家出臺采政補貼政策，每生產1方煤層氣國家補貼0.2元，極大地調動了生產企業的積極性，紛紛加大投入，煤層氣產業進入快速發展階段。2010年全國煤層氣產量達到15億方。

2 煤層氣開發技術現狀

在多年的勘探開發實踐中，針對我國煤層氣地質特點，逐步探索出適合我國配套工藝技術，如鉆井完井、地面建設、集輸處理等，形成了以中國石油、中聯煤層氣、晉煤集團等大型國有煤業集團、有實力的大型國際能源公司為代表的煤層氣開發實體，以及煤層氣鉆井完井、地面建設、壓縮運輸等煤層氣技術服務隊伍，總體已經具備1000m以淺煤層氣資源開發和產業化發展的條件。

不同演化程度的煤層煤巖性質不同，主要表現在煤巖的壓實程度、機械強度、吸附能力等方面，其含氣性、滲透性、井壁穩定性有很大差別(王一兵等，2006)，因此不同煤階的煤層氣資源要求采用相應的技術手段來開發。經過多年的探索與發展，國內已初步形成針對不同地質條件和煤巖演化程度的煤層氣開發鉆井完井、壓裂改造、排采技術系列。

2.1 鉆井完井技術

2.1.1 中低煤階高滲區空氣鉆井裸眼/洞穴完井開采煤層氣技術

國內低煤階區煤層滲透率一般大于10mD，中煤階高滲區煤層滲透率也能大于5mD，對于此類高滲煤層的煤層氣開采，一般不需壓裂改造(低煤階煤層機械強度低，壓裂易形成大量煤粉堵塞割理)，可對煤層段裸眼下篩管完井或采用洞穴完井方式，根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴，擴大煤層裸露面積，提高單井產量;鉆井施工時采用空氣/泡沫鉆井，既可提高鉆速，又可有效減小煤層污染。

裸眼洞穴完井在國外如美國圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了良好效果(趙慶波等，1997，1999)，特別是在高滲、超壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。

常采用的井身結構有兩種:

(1)造洞穴后不下套管，適用于穩定性較好的煤儲層，是目前普遍采用的井身結構;

(2)造洞穴后下入篩管，可適用于穩定性較差的儲層。

這一技術在國內鄂爾多斯盆地東緣中煤階、湖南冷水江、新疆準噶爾南部進行試驗，效果都不理想，需要進一步探索、完善。

2.1.2 中高煤階中滲區大井組直井壓裂開采煤層氣技術

中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5～5mD，采用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在于鉆大井組壓裂后長期、連續抽排，實現大面積降壓后，煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。這一技術在國內應用最廣泛，技術最成熟。沁水盆地南部、鄂爾多斯東緣韓城、三交、柳林地區，遼寧阜新含煤區劉家區塊等大多數深度小于1000m的煤層氣井采用這一技術效果好，多數井獲得了單井日產2000～10000m3/d的穩定氣流，數百口井已穩產5～10年。

2.1.3 中高煤階低滲區多分支水平井開采煤層氣技術

該技術主要適用于機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區，通過鉆多分支井增加煤層裸露面積，溝通天然割理、裂隙，提高單井產量和采收率，效果相當顯著。同時，對于低滲(<0.5mD)薄煤層(<2m)地區，也是解決單井產量低、經濟效益差的主要技術手段。

目前我國在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地等煤層埋深300～800m的地區已完成多分支水平井100余口，沁水盆地南部單井日產量達到0.8萬～5.5萬m3，最高日產可達到10萬m3，比直井壓裂方法單井產量提高4～10倍。

2.2 儲層保護技術

2.2.1 煤層氣空氣鉆井技術

主要有空氣鉆井和泡沫鉆井技術，主要優點是可實現欠平衡鉆井，煤層損害小、鉆速快、鉆井周期短，綜合鉆井成本低。但空氣/泡沫鉆井也存在局限性，并不是任何地層都適用。由于空氣/泡沫不能攜帶保持井眼穩定的添加劑，所以不能直接用空氣鉆穿不穩定地層。當鉆遇含水層時，巖屑及更細的粉塵會變為段塞。由于液體在環空中出現，會潤濕水敏性頁巖，這會導致井塌而卡鉆。而且濕巖屑會粘附在一起，在鉆桿外壁上形成泥餅環，不能被空氣從環空中帶上來，當填充環空時，阻止了空氣流動并產生卡鉆。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移，它們會堵塞地面設備并且對井壁產生不穩定性效應。因此，空氣鉆井的關鍵在于保持井壁的穩定性。

2.2.2 水平井注氣保壓欠平衡保護技術

多分支水平井主井眼與洞穴井連通后，在水平井眼鉆進過程中，在洞穴直井下入油管，洞穴之上下入封隔器，然后通過油管向洞穴直井注氣，從水平井環空排氣的鉆井液充氣方式，保持水平井眼環空壓力，保證井眼穩定性(圖3)。

圖3 欠平衡鉆井剖面示意圖

空氣壓縮機將空氣從直井注入，壓縮空氣、煤屑與清水鉆井液在高速上返過程中充分混合，形成氣、液、固相三相環空流動。原則上返出混合流體經旋轉頭側流口進入液氣分離器進行分離，混合液流從液體出口流入振動篩，氣體夾雜煤粉從氣流管線進入燃燒管線排放。在燃燒管線出口處，有大排量風機，將排出的氣體盡快吹散。

如果三相分離器分離返出混合流體不明顯，液體為霧狀水滴時將分離器液流管線關閉，從分離器底部沉砂口進行煤屑和廢水的收集和處理，氣體夾雜煤粉從氣體管線進入燃燒管線排放。如果分離器處理能力有限或燃燒管線堵塞，可臨時使用節流管線應急排放混合物。在施工過程中要求地面管線暢通，各種閥門靈活可靠。

2.3 煤層氣井水力壓裂工藝技術

2.3.1 針對煤儲層特征的壓裂液

壓裂液是煤層水力壓裂改造的關鍵性環節，其主要作用是在目的層張開裂縫并沿裂縫輸送支撐劑，因此著重考慮流體的粘度性質，不僅在裂縫的起裂時，具有較高的粘度，而且在壓裂流體返排時具快速降低的性能。然而，成功的水力壓裂改造技術還要求流體具有其他的性質。除了在裂縫中具有合適的粘度外，在泵送時還應具有低的摩擦阻力，能很好地控制流體濾失，快速破膠，施工結束后迅速返排出來等性能，同時應在經濟上可行。

壓裂液選擇的基本依據是:對煤層氣藏的適應性強，減少壓裂液對儲層的傷害;滿足壓裂工藝的要求，達到盡可能高的支撐裂縫導流能力。根據目前煤層氣井儲層的特點，壓裂液研究應著重考慮以下幾個方面:

儲層溫度25～50℃，井深300～1000m，屬低溫淺井范疇。因此，要求壓裂液易于低溫破膠返排，滿足低溫壓裂液體系的要求，并且也考慮壓裂液的降摩阻問題;煤層氣屬于低孔隙度、低滲特低滲透率儲層，要求壓裂液具有好的助排能力，并且壓裂液徹底破膠;儲層粘土礦物含量小，水敏弱，水化膨脹不是壓裂液的主要問題，但儲層低滲、低孔、壓裂液的破膠返排、降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題;要求壓裂液濾失低，提高壓裂液效率。

為了滿足煤層壓裂大排量、高砂比的施工要求，壓裂液在一定溫度下要具有良好的耐溫、耐剪切性能，以滿足造縫和攜砂的要求;同時提高壓裂液效率，控制濾失量。考慮較低的摩阻壓力損耗，要求壓裂液具有合適的交聯時間，以保證盡可能低的施工泵壓和較大的施工排量;采用適當的破膠劑類型及施工方案，在不影響壓裂液造縫和攜砂能力的條件下，滿足壓后快速破膠返排的需要，以降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害;要求壓裂液具有較低的表面張力，破乳性能好，有利于壓裂液返排;壓裂液在現場應具有可操作性強、使用簡便、經濟有效、施工安全、滿足環保等要求。

2.3.2 煤層壓裂方案優化

針對一個區塊的壓裂方案，優化研究的總體思路是:在目標區塊壓裂地質特點分析的基礎上，針對該區塊主要的地質特點進行各工藝參數的優化研究。首先針對目標區塊的物性特征確定優化的縫長和導流能力，然后逐一優化各施工參數，包括排量、規模、砂比、前置液百分數等，并且研究提出一系列協助實現優化縫長和導流能力，并保證支撐剖面盡可能實現最優的配套技術措施。

壓裂施工參數的優化是指以優化縫長和導流能力為目標函數，通過三維壓裂分析與設計軟件，優化壓裂施工參數。

前置液量決定了在支撐劑達到端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。合理的前置液量是優化設計的基礎和保證施工成功的前提。前置液用量的設計目標有兩個:一是造出足夠的縫長，二是造出足夠寬度的裂縫，保證支撐劑能夠進入，并保證足夠的支撐寬度，滿足地層對導流能力的需求。

排量的優化對壓裂設計至關重要。研究試驗發現，變排量施工可以對實現預期的縫長和裂縫高度有很好的控制。另一個重要作用是抑制多裂縫的產生，減少近井摩阻，有最新文獻資料表明，通過先進的裂縫實時監測工具的反應，當排量超過一定值時，多裂縫的條數與排量呈正比關系。煤層易產生多裂縫的儲層尤其應該嘗試采取該項技術。

加砂規模優化包括平均砂液比的優化和加砂程序優化。平均砂液比的優化從施工安全角度，即從濾失系數和近井筒摩阻兩個方面考慮，借鑒國內外施工經驗，在煤層可能的濾失系數范圍內，平均砂比20%～25%施工風險低。加砂程序優化必須將壓裂設計研究中所有考慮因素和技術細節充分地體現出來。第一段砂液量的設計至關重要。如起步砂液比過高(或混砂車砂液比計量有誤差)，因開始加砂時可能造縫寬度不足，或起步砂液量過早濾失脫砂，會造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之，如起步砂液比過低，可能造成停泵后第一批支撐劑還未脫砂，使停泵后裂縫仍有繼續延伸的可能，使裂縫的支撐剖面更不合理。同時，濾失傷害也會增大。因此，起步砂液比的設計很重要。而從施工安全角度考慮，一般的做法是讓第一段支撐劑進入裂縫后先觀察一段時間，如壓力無異常情況，再考慮提高階段砂液比。

2.4 煤層氣井抽排采氣技術

煤層氣以吸附狀態為主，煤層氣的產出機理主要包括脫附、擴散、滲流三個階段(趙慶波等，2001)，煤層氣井產氣需要解決的關鍵問題是:

(1)降低煤層壓力至臨界解吸壓力以下;

(2)保持煤層水力裂縫及天然割理系統內不至于壓力下降過快、過低而致使其滲透率急劇下降;

(3)有一定長的降壓時間。

因此，煤層氣采氣工程應結合不同煤巖特性和室內研究工作，合理確定排采設備，控制動態參數，發揮煤層產氣能力，同時在排采中要控制煤粉產生，減少煤儲層應力敏感性對滲透性的不利影響。

煤層氣井開采中煤粉遷移是普遍存在的現象。為了減少煤粉遷移對排采的影響，排采初期應保持液面緩慢穩定下降，生產階段應避免液面的突然升降和井底壓力激動，控制煤粉爆發，使之均勻產出并保持流動狀態，防止堵塞煤層滲流通道和排采管柱。

煤層具有較強的塑性變形能力，應力敏感性強，在強抽排條件下會引起滲透性下降。為了促使煤層氣井的高效排采(李安啟等，1999)，應保證煤層內流體壓力持續穩定下降，避免由于下降過快導致煤層割理和裂縫閉合引起煤層滲透性的急劇下降。不同煤層具不同的敏感性，需通過實驗和模擬確定最佳的降液速率。如:數值模擬確定晉試7井解吸壓力以上每天降液速度不超過30m，解吸壓力以下每天降液速度不超過10m;井底流壓不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超過10m，越接近煤層，降液速度越慢，當液面降至煤層以上20～30m時，穩定液面排采，進入穩定產氣階段后根據實際情況再適當降低液面深度。

3 煤層氣開發技術發展趨勢

與美國、加拿大、澳大利亞等煤層氣工業發展較快的國家相比，我國煤層氣地質條件復雜，主要表現在成煤期早、成煤期多，大部分煤田都經歷多期次構造運動，煤層生氣、運移、保存和成藏規律都很復雜。多年的勘探開發試驗證實，煤層氣富集區分布、高滲區分布都具有很強的不均一性，多數煤層氣富集區滲透率都很低，導致大多數探井試采效果差，勘探成功率低。針對國內煤層氣特點，提高我國煤層氣開采效率的煤層氣開發技術研究應包括以下幾個方向。

3.1 高豐度煤層氣富集區地質評價技術

高豐度煤層氣富集區預測一般是通過地質學、沉積學、構造動力學、地球物理學、地下水動力學、地球化學等多學科聯合研究，結合地震處理與解釋方法，尋找煤層發育、蓋層穩定、成煤期、生氣期與構造運動期次相匹配的適合煤層氣聚集的煤層氣富集區。隨著各地區勘探程度和地質認識程度的提高，一些開發區塊或即將進入開發的區塊，通過二維、三維地震儲層反演與屬性提取方法，在煤層氣富集區預測孔隙、裂縫發育的高滲區，優化開發井網和井位部署，可有效指導煤層氣高效開發。

3.2 提高煤層氣開采效率的技術基礎研究

以高豐度煤層氣富集區為主要研究對象，以煤層氣富集區形成機理和分布規律、開采過程中煤層氣儲層變化、流體相態轉換、滲流和理論相應為重點研究內容，通過化學動力學、滲流力學等多學科聯合與交叉研究，宏觀研究與微觀研究相結合，開展系統的野外工作、測試分析和理論研究。以煤層氣井底壓力響應為主要研究對象，利用多井試井技術和數值模擬技術，從靜態和動態兩個方面開展煤層氣開發井間干擾機理與開發方式優選研究。研究適合我國地質條件的提高煤層氣開采效率的儲層改造基礎理論，將有效指導煤層氣開發技術的進步。

3.3 煤層氣低成本高效鉆井技術研究

針對當前300～1000m深度為主的煤層氣資源，開展空氣鉆井技術攻關，發展車載輕型空氣鉆機。采用巖心實驗、理論分析與生產動態分析相結合的方法，總結以往煤層氣鉆井設計方法和施工工藝，跟蹤國內外多分支水平井、U型井、小井眼短半徑水力噴射鉆井、連續油管鉆井等先進鉆井技術，分析增產效果，優選適用技術。同時，還要考慮超過1000m深度的煤層氣資源的開發技術。

3.4 煤層高效改造技術研究

通過煤層及頂底板力學實驗與壓裂液配伍性實驗數據，分析煤層傷害的主要機理，研發出適合不同地質條件下煤層壓裂的新型壓裂液體系。結合典型含煤盆地煤層的地質特點，探索適合煤層氣壓裂改造的工藝技術。

參考文獻

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李五忠，王一兵，田文廣等.2006.沁水盆地南部煤層氣可采性評價及有利區塊優選.天然氣，3(5):62～64

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王一兵，田文廣，李五忠等.2006.我國煤層氣選區評價標準探討.地質通報，25(9～10):1104～1107

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趙慶波等.1997.煤層氣勘探開發技術.北京:石油工業出版社

趙慶波等.2001.中國煤層氣勘探.北京:石油工業出版社

我系石油工程的學生,欲上中國地質大學北京或者武漢的相關方向研究生,有高手能推薦或者介紹一下么?

中國地質大學（北京）能源學院創建于1952年建校之初，歷經礦產地質及勘探系、可燃礦產地質及勘探系、能源地質系、能源學院等演變，由石油天然氣地質及勘探、煤田地質及勘探二個專業發展而來。在能源學院的建設歷程中，曾經涌現了一批享有盛譽的專家學者，如提出“陸相生油”理論的中國石油地質專業主要創始人潘鐘祥教授、我國第一個煤田地質專業的創建者楊起院士等。在半個多世紀的發展中，能源學院積極開展高素質、有特色的人才培養，逐漸形成了重視地質理論基礎、強化實際動手能力的人才培養特色，為中國能源工業培養和輸送了大批品學兼優的科技人才和管理骨干，由能源學院培養的三名中國科學院院士傅家謨、殷鴻福、張彭熹是其中的杰出代表。

能源學院目前由石油地質、石油工程、能源與環境三個教研室組成，有教職員工50人，包括中國科學院院士1人、教授15人（博導13人）、副教授（高級工程師）14人，另有退休后返聘的教授（博導）6人和兼職教授4人。在人才隊伍中，中青年教師是教學與科研的中堅力量，他們多數擁有博士學位并曾在美國、英國、加拿大、德國、荷蘭等科學技術先進的國家留學或進修過，有獲全國青年地質科技銀錘獎2人，教育部“優秀青年教師獎”1人，北京市優秀青年教師2人，進入原地質礦產部跨世紀人才計劃的1人。

在學科結構上，能源學院設有“礦產普查與勘探學”博士后流動站、“礦產普查與勘探”、“油氣田開發工程”及“能源地質工程”三個二級學科的博士學位和碩士學位授予點、“油氣井工程”碩士學位授予點，在“石油與天然氣工程”領域招收工程碩士研究生，在“石油工程”和“資源勘查工程”二個專業招收本科生。其中，“礦產普查與勘探”和“油氣田開發工程”分別為國家重點學科和省級重點學科，“資源勘探工程”為國家重點專業，資源勘查工程專業（油氣地質方向）被確定為我校工科教學基地。學院每年招收博士研究生100余名、碩士研究生70余名、工程碩士研究生100余名、本科生180余名，現有各類學生1208名，研究生與本科生的比例接近1:1。

能源學院擁有較雄厚的科研實力，不斷追蹤世界學科發展動態，立足于學科發展前緣。圍繞著含油氣盆地地質及勘探開發，形成了多個特色明顯、處于領先地位的研究領域，如沉積學、層序地層學、含油氣盆地分析、油氣成藏動力學、儲層地質學、有機地球化學、天然氣地質學、油氣田開發地質學、油氣井動態分析、油藏工程、油藏數值模擬等。在長期的科研活動中，能源學院與中國石油、中國石化、中海油等集團公司及國土資源部等部門開展了廣泛的合作，研究領域涉及到松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、準噶爾盆地、柴達木盆地、二連盆地、東海海域、南海海域以及國外等含油氣盆地。先后承擔了國家重點科技攻關項目、國家攀登項目、國家重大基礎研究973項目、國家自然科學基金重點項目和面上項目，以及橫向合作項目120多項，2004年科研經費增長至1500萬元。許多項目獲得了國內領先和國際先進的評價，先后有17項科研成果獲省部級獎勵，出版專著11部，發表論文440多篇，其中，進入SCI、EI及ISIP三大檢索系的論文40多篇。

能源學院實驗室建設快步發展，儀器設備性能優良，實驗教學條件良好。下設能源基礎室、有機地化室、沉積巖石學室、油氣田開發室、油層物理室、數值模擬室和能源信息分析室。

能源學院依托國有大型石油企業和科研院所（勝利油田、遼河油田、中原油田、大慶油田、中石油勘探開發研究院廊坊，通過多年的建設與完善，建成了多個具有多層次（本科、碩士、博士和工程碩士）、多功能（本科生產實習、研究生論文基地、工程碩士辦學點和教師科研基地）特色的“產－學－研實習基地”。

另外，我院資源勘查工程專業（油氣地質方向）已被確定為我校工科教學基地。

能源學院一直奉行以科研促教學的辦學思想，提出了“科研成果進課堂，科研參與促成長，科研經費助教學，科研協作搭橋梁”的科研促教學辦學模式。在長期的教學實踐中，積極開展高素質、有特色的人才培養，形成了重視地質理論基礎、重視實際動手能力、重視創新意識的人才培養特色，著力打造具有地質大學特色的實踐教學模式。學生傳統就業率多年來一直居全校之首。

新世紀的能源學院正以高昂的姿態、百倍的信心闊步前進。

科研方向

層序地層學

層序地層學雖屬于現代地層學的范疇，但從學科所依據的理論基礎和研究內容來看，已遠遠超過了地層學所涉及的范疇。層序地層學將年代地層學與現代沉積學、全球海平面升降結合起來, 通過等時地層格架的建立，在時間地層單元內進行地層充填結構和展布樣式的研究，在盆地油氣勘探和開發領域，包括盆地沉積演化史分析、地層與儲層預測、隱蔽油氣藏的勘探、及至油氣藏描述等方面，均取得了成功。因而層序地層學不僅變革了傳統地層學和沉積學的理論，而且已成為一門能夠指導油氣勘探的應用科學。在石油和天然氣工業強大生產力的推動下層序地層學作為地層學的新的分支學科正在不斷發展、完善。

我院層序地層學研究方面實力雄厚，擁有一批國內外知名的專家、教授，在國內外多個盆地和地區的研究中取得了豐碩成果。目前主要研究領域有：層序地層與隱蔽圈閉預測研究、陸相斷陷湖盆層序地層研究、河流相層序地層研究、前陸盆地層序地層研究、高分辨率層序地層在油藏描述中的應用等。

沉積學與油氣儲層

沉積學是對沉積物的來源、沉積巖的描述和分類以及沉積物形成過程進行研究的學科，其研究內容廣泛，包括沉積巖、沉積環境、沉積相、沉積過程及沉積礦產等多個方面。沉積相的研究貫穿于油氣勘探開發的全過程，主要研究烴源巖、儲集層和蓋層的沉積條件及有利相帶分布、以及地層、巖性圈閉形成條件的分析。油氣儲層研究是利用地質、地震、測并、試井等資料和各種儲層測試手段，以沉積學原理為指導，研究和解釋油氣儲集體所形成的沉積環境、成巖作用及其形成機制，分析與確定儲層的地質信息及不同層次的非均質性特征．提高油氣勘探與開發效果。

該研究方向為我院的傳統優勢學科之一，研究實力雄厚，目前主要研究領域有：沉積相與油氣、油氣儲層綜合預測、儲層成巖作用、油氣儲層表征與建模等。

油氣地球化學與油氣成藏

油氣地球化學與油氣成藏主要研究油氣的成因、運移、聚集、演化和分布規律。油氣地球化學主要研究油氣的成因，包括有機質豐度、類型、油源對比等；油氣成藏主要研究油氣成藏條件、成藏作用、成藏過程及成藏動力學系統等。

該研究方向為我院的傳統優勢學科之一，研究實力雄厚。目前主要研究領域有成藏動力學系統與含油氣系統、油氣運移、油氣地球化學、油藏及開發地球化學、根緣氣及天然氣成藏序列等。

含油氣盆地分析

盆地分析是地質學中多學科交叉的重要學科領域，它圍繞著沉積盆地的形成、演化、沉積充填、后期改造及礦產資源分布規律等問題開展綜合研究。含油氣盆地分析注重研究盆地的形成、演化、改造過程以及它們與油氣資源分布、油氣成藏作用的關系，主要內容包括含油氣盆地構造學分析、地層學與沉積學分析、沉降史和熱史分析、石油地質學分析等。

該研究方向為我院的傳統優勢學科之一，研究實力雄厚。

石油構造分析

石油構造分析是構造地質學與石油地質學相結合的產物，包括石油構造分析的理論基礎、石油構造分析的實例以及與油氣形成和分布有關的構造作用、構造樣式及構造規律性等。其主要研究對象是含油氣盆地內的構造作用和構造樣式，不僅要研究含油氣區大地構造、區域構造和盆地構造分析，而且還要研究盆地內各次級構造單元（坳陷、隆起、凹陷、凸起、二級構造帶（油氣聚集帶）、油氣構造圈閉）的石油構造地質條件。

該研究方向為我院的傳統優勢學科之一，研究實力雄厚。

煤層氣地質與開發工程

在煤層氣生成、聚散及成藏的地質過程分析、煤層氣生儲過程演化與成藏配置關系、煤儲層物性及其控制機理、煤儲層氣-水兩相滲流機制、煤層氣驅動運移機制、氣-固-流耦合作用對煤層氣產出的影響以及煤儲層傷害等方面開展了卓有成效的研究，構建了煤層氣吸附-解吸-擴散-滲流的地質模型。以煤層氣富集性與可采性為切入點，探討煤層氣有利區塊的判識標準，建立符合煤層氣地質特點和產業發展要求的資源評價體系，通過煤層氣地質調查圈定有利區帶并作出準確地質評價。開展注氣提高煤層甲烷采收率和在深部煤層中進行CO2埋存等方面的相關研究。

能源利用與環境工程

包括潔凈能源研究、含能源盆地分析與計算機模擬、環境地球化學與環境保護、應用有機地球化學等。

潔凈能源研究：研究潔凈能源的天然產出與人工潔凈化方法，能源利用對環境的影響及其對策。含能源盆地分析與計算機模擬：結合地質學的方法和現代計算機的模擬技術分析盆地的形成、演化和煤油氣的聚集規律。環境地球化學與環境保護：用環境地球化學的理論和方法研究影響現代環境的各種地質因素和與之相關的人為因素及其對策。應用有機地球化學：用有機地球化學的理論和分析測試技術研究黑色頁巖及其伴生礦產(包括部分貴金屬礦產和煤油氣)的形成、演化和富集規律。

油氣田開發理論與方法

主要包括二次采油方法、提高采收率理論與方法、油氣井動態分析、調剖堵水方法、壓裂酸化優化設計、井網優化等研究方向。

我校在油氣藏開發工程方面取得了一些有特色的結果，承擔973項目及省部級重點科技攻關項目，與國內大油氣田有廣泛合作。

油氣開采工程

油氣開采工程理論與技術是綜合運用數學、固體力學、流體力學、滲流力學、物理、化學、地質、熱力學、電子、機械、生物等理論和技術，經濟、快速、安全、有效地開采石油天然氣的一個理論與技術相結合的學科方向。

近年來，水平技術、大位移井技術、化學提高采油率技術、生物采油技術、物理采油技術、稠油熱采技術、煤層氣開采技術、連續油管技術的出現和發展，使得采油采氣工程理論與技術成為理論研究活躍、應用前景廣泛、經濟效益巨大的一門科學。

該研究方向主要研究采油采氣工藝、采油機械、修井、測井，增產措施等，是油氣田開發的最重要環節。

油氣藏工程

油氣藏工程是油田科學開發的基礎，是油田開發過程中至始至終都需要深入研究的課題。主要研究的內容包括油氣井的產能評價、油氣藏的開發井網設計、油氣藏的動態分析與動態預測、合理井網調整與加密、剩余油分布預測等，油氣藏工程理論研究與應用是我院的特色和強項之一，目前與全國各大油田都有業務聯系。

油氣滲流理論與應用

油氣滲流力學是整個油氣田開發工程的基礎，它源于十九世紀五十年代法國的水力學，興于二十世紀三十年代，盛于二十世紀中葉，目前發展有所減緩。礦場工程師們利用滲流力學理論和方法，探索油氣開發過程中發生的油、氣、水等地下流體流動所遵循的規律，制定正確的油氣田開發方案和開發調整方案、評價油氣儲層、分析區塊開發動態、有效地控制和調整開發過程。現代油氣田開發越來越注重科學地認識和改造油氣藏，尊重客觀規律，以最低成本獲得最多的油氣，滲流力學是認識油氣藏、高效開發油氣藏以及改造油氣藏的科學基礎和重要工具。我院教師在非線性滲流、煤層氣滲流、水平井滲流、垂直裂縫井滲流和氣體滲流以及相應的工程應用方法研究亦取得了一些有特色的結果。目前的研究方向有：

（1）多相流體滲流研究

以巖心流動實驗為基礎，油藏地質建模和油藏數值模擬相結合，進一步探索多相流體滲流規律，精細描述開發中后期油層滲流場特征；

（2）壓力敏感介質滲流研究

以高溫高壓油氣田開發為背景，通過室內實驗研究開發過程中由于壓力變化而導致的儲層敏感效應，研究孔隙度、滲透率等儲層物性參數變化規律，通過數學建模研究儲層壓力敏感效應對可采儲量的影響;

（3）低滲透介質滲流研究

通過室內實驗研究油氣在低滲透介質中的滲流規律，并結合油氣井壓裂、酸化、打水平井等增產措施，研究垂直裂縫井、水平井多維滲流問題，形成垂直裂縫井、水平井不穩定壓力分析系列方法;

（4）煤層氣滲流研究

根據煤層氣開采特點，研究多重介質中有吸附和解吸發生的煤層氣不穩定滲流問題，給出煤層氣開采動態分析和預測方法;

（5）非牛頓流體滲流研究

研究聚合物、完井液、堵水劑等非牛頓流體在地層中的滲流行為，分析儲層損害、堵水效果等。

儲層建模與數值模擬

我校在此領域內有著突出的優勢，在與國內主要油田的合作研究中，形成了以巖心、測井和地震多資料相結合的、以儲層精細劃分與對比為基礎的、以建立油藏地質模型為核心的理論體系與技術體系，并在生產實踐中取得了良好的成效。以巖心、測井、三維地震資料為基礎，運用高分辨率層序地層學的理論與技術，建立精細等時地層對比格架及油氣田開發的地質模型。在精細、等時的地層單元內開展儲層，隔層預測與評價研究，能大大提高地層預測的準確性，為油田開發中注、采井布署提供科學依據，為流體流動最佳數值模擬提供巖石物理模型。

油藏模擬是油藏管理內容的一部分，其目的是針對某一油藏，以最小的資本投入和操作費用獲得最大的油氣采收率。油田管理研究的主要目的是確定從油藏現狀出發，以最小的投入獲取最大采收率所需要的最佳技術。而油藏模擬是獲得這一目標最高級的方法。

現代油藏經營管理

油藏經營管理是油藏區塊作為對象,根據開發的各個不同階段,以油藏管理部門為核心,組織物探、地質、油藏工程、采油工藝、地面建設、經濟分析等人員成立項目小組,確定分工與合作,共同協調管理。是以確定的目標情況下，各部分協同完成目標，達到獲取最大經濟效益，達到科學開發油氣田的目的，現代油藏經營管理在我國的研究才起步，目前還不能完成照搬國外的模式，需要結合我國的國情進行現代油藏經理模式的研究。

師資隊伍

能源學院現有中科院院士1名

楊 起

能源學院在職教授（排名不分先后順序）

樊太亮（博導）、鄧宏文（博導）、李治平（博導）、侯讀杰（博導）、湯達禎（博導）、

李寶芳（博導）、林暢松（博導）、陳開遠（博導）、姜在興（博導）、于興河（博導）、

劉大錳（博導）、黃海平（教授）、黃文輝（教授）、肖建新（教授）、唐書恒（教授）、

張金川（教授）、何登發（教授）、郭少斌(教授）、王曉冬（教授）

能源學院現有副教授（排名不分先后順序）

陳昭年、陳 程、王紅亮、毛小平、劉景彥、陳永進、丁文龍、劉鵬程、王宏語、李勝利

地大能源學院網站：上面有任何一個導師的聯系方式。

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