深层煤岩气压裂研究进展与展望

深层煤岩气压裂研究进展与展望

李小刚¹ 唐 政¹ 朱静怡¹ 杨兆中¹

李 扬² 谢 鹏³ 廖 宇¹

1. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学

2. 成都北方石油探勘开发技术有限公司

中国煤层气资源丰富，埋深在2000m 以浅的煤层气资源量约为30.05×10¹²m³，而埋深在2000 m 以深的煤层气资源量约为40.71×10¹² m³，勘探开发潜力巨大^[1-3]。自20 世纪90 年代到21 世纪前10 年，中国煤层气勘探开发深度大多集中在1000m以浅^[4]。近年来，1 000 m 以深的煤层气开发取得显著进展^[5-7]。

1.1 深层煤岩气的界定

学者们对深层煤岩气的深度界限有不同的见解^[10-14]。从煤炭采掘的角度，有学者将埋深大于800 m 认为是深层煤层，超过800 m 埋深的煤层气则对应为深层煤岩气；从三向地应力（水平最大主应力、水平最小主应力、垂向主应力）大小的角度， 有学者建议将1 000 m 以深的煤层气视为深层煤岩气；不少学者发现，煤层在达到某一埋深时，吸附气含量、地应力状态等会发生转变，并将这一深度称为“临界深度”，且将“临界深度”以深的煤层气定义为深层煤岩气。从申建等^[15] 总结的相关表述可见，前人认为“深层煤岩气”的最浅埋深在750 m ～ 4 000 m 不等。安琦等^[16] 认为，“深层” 不是对应一个纯粹的煤层埋藏深度，而是一种由地应力和地层温度共同控制的煤层状态，这种状态导致深层煤岩的含气性、储层物性及开发地质条件与浅层煤层显著不同。笔者认为深层与浅层是相对的概念，与埋深相对较浅的煤层相比，如果埋藏更深的煤层存在储层应力、渗流条件和天然气赋存状态的明显差异，则都可以称为深层煤岩。为此， 笔者讨论的深层煤岩气主要涉及目前投入规模开发的鄂尔多斯盆地埋深超过2000m的煤岩气，个别案例涉及沁水盆地等埋深在1000 ～ 2000 m 的煤岩气。

1.2 深层煤岩、中深层页岩和低渗透致密砂岩地质特征对比

煤岩是一种有机岩。笔者从孔渗性质、含气性、岩石力学性质等方面，对比了深层煤岩、中深层页岩、低渗透致密砂岩3 种储层的特征，如表1 所示。从表中可知，鄂尔多斯盆地的深层煤岩具有低孔低渗、高吸附气量、高弹性模量、低泊松比的特征。

表1 鄂尔多斯盆地煤岩、页岩和低渗透致密砂岩储层特征对比表

1.2.1 沉积环境特征

深层煤岩、中深层页岩和低渗透致密砂岩均可在湖泊、河流、三角洲等沉积体系中形成^[17-19]，但存在一定的差异。煤岩主要形成于低能陆地环境，如沼泽、泥炭地和三角洲平原等典型的湿润、缺氧环境。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块8 号煤层为例， 煤岩主要沉积环境为开阔水域沼泽相和湿地森林沼泽相^[20]。页岩形成于低能静水环境，包括湖泊、浅海和海陆过渡相沉积环境^[21]。致密砂岩形成于河流、三角洲和浅海等高能环境，具有较强的水动力或风动力，对砂体改造作用较强^[22]。

1.2.2 孔渗特征

深层煤岩具有双重孔隙结构，包括基质孔隙和割理裂隙网络。以鄂尔多斯盆地神木地区延安组为例，煤岩孔隙度为1.95%～13.22%，存在少量微裂缝，有利于煤岩气解吸后的扩散^[23]。中深层页岩具有复杂的孔隙、裂缝网络和层理结构。以鄂尔多斯盆地东南部延长组为例，页岩有效孔隙度为2%～12%，而渗透率仅为0.000872～0.200mD^[24]，储集物性差。低渗透致密砂岩储层主要发育微孔隙，孔隙度为4% ～ 10%，渗透率为0.1～1.0 mD，总体上孔隙度和渗透率呈弱相关关系^[25]。

1.2.3 含气性特征

煤岩气主要储存在孔隙和裂隙中，赋存形式以吸附态为主，含气量一般较高。以鄂尔多斯盆地太原组和本溪组为例，8+9 号煤层含气量为8.00～27.00 m³/t^[26]。页岩气主要储存在有机质孔隙中，游离气占比高达60%，鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩储层含气量为1.95～2.40 m³/t^[27]。致密砂岩气通常以游离气为主，储存在微小孔隙和裂隙中，由于致密砂岩的孔隙度和渗透率较低，含气性较差，仅可在有利的构造位置上形成较高的含气区^[28]。因此，相比于中深层页岩和低渗透致密砂岩，深层煤岩具有含气性高的特征， 这为深层煤岩气压裂改造开发提供了有利条件。

1.2.4 岩石力学性质

深层煤岩、中深层页岩和低渗透致密砂岩在岩石力学性质、脆性方面有显著差异^[29]。鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深层煤岩弹性模量为25 ～ 60 GPa， 抗压强度为21.0 ～ 78.0 MPa，泊松比为0.20 ～ 0.22。相比之下，中深层页岩具有更高的弹性模量、抗压强度和泊松比，分别为24.9 ～ 30.9 GPa、50.0 ～ 143.6 MPa 和0.21 ～ 0.40。中深层页岩由于其脆性明显， 容易破裂^[30-31]。低渗透致密砂岩通常表现出比页岩低的弹性模量和抗压强度，但比页岩脆性更高。岩石力学性质的差异使得煤岩、页岩和致密砂岩在水力压裂过程中表现出不同的响应特性^[32-33]。相比于中深层页岩和低渗透致密砂岩，深层煤岩由于其非脆性特性需要更高的水马力才能产生有效的裂缝网络。

1.3 不同埋深煤层地质特征对比

1.3.1 孔渗特征

深层煤岩由于埋深大、孔隙受压闭合，属于典型的低孔低渗储层。以鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地南部、准噶尔盆地彩南地区深层煤岩气为例，随埋深增加，微孔（小于10 nm）占比显著增加，而中孔（10 ～ 1 000 nm）和大孔（大于1 000 nm）占比减少^[34-38]，2 000 m 以深的煤岩微孔占比达90%（图1）， 表明深层煤岩孔隙分布以纳米级为主。渗透率试井资料显示，渗透率与埋深呈负相关关系，1 500 m 以深的煤岩渗透率多分布在0.1 mD 以下^[39-42]，属于低渗储层^[43]。整体上，深层煤岩微孔发育，孔隙连通性差， 不利于气体运移和产出，必须依赖有效的压裂改造实现高产。

图1 煤层孔渗参数随埋深变化关系图

（资料来源：本文参考文献[34-42]）

1.3.2 煤体结构

煤体结构决定煤层压裂裂缝形态及延伸规律^[44-45]， 影响压裂改造效果。相对于浅层煤层，深层煤岩煤体结构更完整。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块为例^[46-47]，中浅层8+9 号煤层以碎裂、碎粒结构的构造煤为主，分布多条高角度缝和水平缝，而深层8+9 号煤层以柱状、块状的原生结构为主，割理裂隙发育， 矿物充填比例较高。浅层煤层的煤体结构特征使得裂缝在较低压力下能快速起裂、扩展并形成多条相互交织的复杂裂缝网络，但存在裂缝稳定性差的问题；深层煤岩原生结构占比较高，煤体破碎程度小、结构完整、强度高，压裂改造过程裂缝起裂所需压力高， 裂缝扩展更容易受到控制，采用大规模体积缝网压裂技术有利于形成预期的裂缝网络^{[45, 48]}。

1.3.3 地应力特征

地应力特征是影响煤层压裂改造起裂压力、控制压裂裂缝形态及空间展布规律的重要因素^[49-50]。以鄂尔多斯盆地临兴区块深层煤岩气为例，三向地应力大小整体上与煤层埋深呈正相关关系^[51]。同时，三向地应力存在地应力状态转换的临界深度^[52]，即在临界深度以浅，水平主应力占主导地位；在临界深度以深，垂向主应力占主导地位，如图2 所示。整体上， 煤层地应力场垂向分布特征符合以下规律：浅层以走滑断层类型为主，中深层以走滑断层、正断层交替共存的过渡型地应力场为主，深层以正断层类型为主。因此，深层煤岩水力压裂裂缝以垂直缝为主，沿最大水平地应力方向扩展，且在深层高地应力条件下， 起裂压力更高，需调整压裂施工参数，以确保裂缝的有效扩展。

图2 煤层地应力随埋深变化关系图

（资料来源：本文参考文献[53]）

1.3.4 储层力学性质

自深层煤岩气压裂试验开展以来，中国在借鉴深层页岩、低渗透致密砂岩的压裂理念基础上，逐步探索并开发出适用于深层煤岩的裂缝扩展理论、压裂材料以及配套工艺技术，取得了初步成效。

2.1 深层煤岩气压裂裂缝扩展规律

深层煤岩天然裂隙发育，目前多采用水平井压裂沟通其天然裂隙，形成复杂缝网来提高产量^[60-61]。据统计，不同区块深层煤岩水平井产气量是直井的5 ～ 10 倍^[62-63]，但不同区块煤岩的地质特征差异较大， 难以形成一套通用的压裂工艺体系来指导深层煤岩的压裂改造，需根据区块的具体地质特征探究其裂缝扩展规律，进而指导压裂作业。

针对深层煤岩裂缝扩展的数值模拟研究，主要采用有限元法、位移不连续法和有限差分法等方法^[64]。徐洲等^[65] 采用有限元法研究了不同角度天然裂缝对水力裂缝扩展的影响，发现深层煤岩的水力裂缝长度、宽度和破裂压力随施工排量的增加而增大， 然而随压裂液黏度的增大，水力裂缝扩展形成复杂缝网的难度增加。深层煤岩发育割理系统，水力裂缝会沿着割理面扩展（图3），相比之下位移不连续法在处理裂缝扩展的非连续性和割理发育煤层中的水力裂缝扩展具有优势。安琦等^[16] 采用位移不连续法模拟了鄂尔多斯盆地神府区块的裂缝扩展，并结合微地震监测结果，验证了模拟结果的精度与可靠性，误差小于15%。然而，该方法在处理复杂地层分布时（如煤岩、泥岩和灰岩叠置层）仍需要预设裂缝扩展步长， 这增加了计算时间成本，难以满足大尺度工况的高效模拟需求。为了进一步提升模拟效率与精度，杨兆中等^[64] 采用有限元数值离散法和Newton-Raphson （NR）迭代法建立了裂缝扩展数值模型，该方法基于损伤力学模型，不需要预设裂缝延伸方向和相交准则，能实现水力裂缝在不同储层界面之间的扩展模拟。然而，该方法在小尺度割理模拟中的精度尚需验证，特别是如何精确捕捉割理裂隙在矿场尺度模拟中的影响仍是技术难点。

图3 煤层水力裂缝扩展规律示意图

（资料来源：本文参考文献[66]，有修改）

2.2 深层煤岩气压裂材料

2.2.1 压裂液

活性水压裂液因其成本低、伤害小、返排快等优点^[67-68]，广泛应用于我国大多数煤层气井，然而黏度低、携砂性差等缺点使其难以实现深层煤岩“远端支撑”的目标。变黏压裂液能够通过动态调节黏度提高携砂性能^[69]，但在压裂液返排过程中易造成煤粉运移堵塞。李斌等^[70] 进一步通过支撑剂铺设规律的模拟优化，提出可变黏滑溜水交替注入，以改善深层煤岩缝内支撑剂的铺置效果。通过在压裂后期提高压裂液黏度，有效提升了将支撑剂携带至裂缝远端的能力，并减少了煤粉堵塞，促进了“远支撑” 目标的实现。

2021 年前，鄂尔多斯盆地临兴、神府、延川南深层煤岩气区块采用活性水压裂液体系，直/ 丛式井日产气量小于500 m^{3 [70]}。2022 年，一体化变黏滑溜水体系在鄂尔多斯盆地临兴、神府区块成功应用72 井次，大幅提高整体产能，其中直井和水平井最高日产气量分别达4 050 m³ 和1.8×10⁴ m³，现场应用效果表明该压裂液体系可以提高改造体积^[70-71]，充分激活煤层的米级割理裂隙系统，为水力裂缝提供扩展通道，促进复杂缝网的形成，实现深层煤岩气的缝网体积压裂改造目标。

2.2.2 支撑剂

支撑剂在裂缝中的导流能力决定了煤层压裂改造的效果。陶粒因其强度高和抗压性良好主要应用于深层页岩中。相比目前主要开发的川南和渝西深层页岩，鄂尔多斯盆地的深层煤岩气埋深更浅，闭合应力更低，石英砂常作为主要支撑剂^[72]。为了解决远缝内距离输送难题，姚红生等^[73] 开展核桃砂、自悬浮支撑剂等低密度支撑剂试验，以达到深层煤岩主裂缝充分铺砂、次级裂缝有效充填的“远支撑”目标（图4）。实现“远支撑”目标还需解决缝内支撑剂回流问题， 陈忠辉^[74] 等提出煤层纤维压裂防砂工艺，将人造纤维混在携砂液中与石英砂形成复合性压裂砂支撑剂， 以降低压裂砂返吐程度。因此，未来深层煤岩的支撑剂研究应着重于提高远端支撑效果与防止支撑剂返吐，优化储层改造，实现更高的裂缝导流能力。

图4 深层煤岩“远支撑”铺砂方式示意图

2019 年，鄂尔多斯盆地东缘某煤岩气井曾采用陶粒作为深层煤岩压裂的支撑剂^[69]，采用“前期细粒径陶粒、中期中粒径陶粒、后期粗粒径陶粒”的加砂方式，平均砂比14.3%。2021 年，延川南区块开展全悬浮、自悬浮、纤维压裂砂等支撑剂试验8 井次^[73]，单井日产气量增加900 ～ 1 600 m³，表明降低支撑剂密度可以实现裂缝延伸并提高产能。2022 年，神府区块8+9 号煤层优化了支撑剂多粒径组合方式，将425 ～ 850 μm 大粒径石英砂支撑剂比例由6% 提升至15%，产能提高约30%^[70]。在深层煤岩高闭合应力条件下，粒径较小的支撑剂破碎率较低，有利于保持稳产。然而，在前期铺砂浓度不足的情况下， 粒径较大的支撑剂能够弥补小粒径支撑剂未能满足的导流能力需求。因此，采用多种粒径的组合可以使深层煤岩压裂裂缝得到有效充填从而实现稳产。

2.2.3 暂堵剂

针对段内多簇压裂，暂堵转向工艺可以进一步提升压裂改造体积。深层页岩压裂改造一般选用暂堵球作为暂堵剂材料^[72]。然而，在压裂施工过程中射孔孔眼在支撑剂冲刷作用下发生变形，导致暂堵球难以完全封堵不规则孔眼，且封堵位置及厚度难以确定。相比于暂堵球，绳结暂堵剂可在井底压差作用下发生弹性变形，自适应封堵不同尺寸和形态的孔眼，降低暂堵转向工艺施工中封堵失败的风险。

2022 年，鄂尔多斯盆地神府区块深层煤岩气井借鉴深层页岩的压裂工艺理念，初期采用相同或更高的暂堵球投球数量^[70]，暂堵后施工压力明显上涨， 实现暂堵目标。2024 年，神府区块后续现场试验采用暂堵球和绳结暂堵剂，其中不断优化暂堵球投球数量，孔眼设计封堵率从80% ～ 100% 降低至40%^[71]， 实现了降本增效。王鹏等^[72] 在神府区块某平台的深层煤岩气井开展暂堵压裂现场试验，结果表明绳结暂堵剂相比于暂堵球，实现储层均匀改造的效果更好。

2.3 深层煤岩气主体压裂工艺优化

自深层煤岩气进入开发试验阶段以来，主体压裂工艺实现了从活性水压裂向水力波及压裂、氮气泡沫压裂、大规模体积压裂等压裂工艺技术的转变（图5），逐步形成更具特色的深层煤岩气主体压裂技术体系。

2.3.1 活性水压裂

活性水压裂由于其成本低、污染少、返排快等优点^[73-74]，成为我国大多数煤层气井采用的压裂改造主体技术。2013 年，活性水压裂技术在沁水盆地柿庄北区块深层煤岩应用10 余井次，前置液比30% ～ 40%，施工排量为6 ～ 8 m³/min，产气量为610 ～ 1 000 m³/d^[75]。由于深层煤岩割理裂隙发育、煤粉易产出，活性水压裂施工排量高可能会导致施工摩阻高、煤粉运移堵塞、水锁伤害等问题^[73]，难以控制压裂裂缝形态，压裂改造效果不理想。

图5 中国煤层气产量变化及深层煤岩压裂主体技术阶段划分图

（资料来源：本文参考文献[75]，有修改）

2.3.2 水力波及压裂

水力波及压裂技术通过对两口或多口相邻煤岩气直井同步进行压裂^[76]，能够充分沟通煤岩天然裂缝，促使裂缝网络的形成，增大波及改造体积，适合于深层煤岩气直井压裂的开发。2017 年沁水盆地南部柿庄北区块5 口深层煤岩直井同步进行了水力波及压裂先导性试验，前置液比45%，施工排量为8 m³/min，日产气量稳定在1 200 m³ 以上^[77]，获得了较好的应用效果。相比于活性水压裂，水力波及压裂日产气量更高，实现了深层煤岩从“压得开”向“压得碎”的转变。但水力波及压裂技术对井距、井组等井网参数要求高，工艺技术复杂，难以实现推广。

2.3.3 氮气泡沫压裂

氮气泡沫压裂技术以“气体内相、液体外相” 的组合方式形成具有高黏性和低密度的泡沫流体，能够有效携带支撑剂进入煤层裂缝，同时减少压裂液用量，降低对储层的伤害^[78]，特别适用于深层煤岩。2016年，氮气泡沫压裂技术在沁水盆地深层煤岩气井中得到应用，平均砂比为14.38%，压裂液总量为456m³，氮用量为36m³，在排采9天时日产气量达到2000 m^3[79]。相比于使用活性水压裂的煤岩气直井，氮气泡沫压裂明显降低了见气时间，提高了煤岩气井的产量。

2.3.4 水平井超大规模极限体积压裂

随着对深层煤岩气地质工程认识的不断深入， 通过借鉴深层页岩开发先例，发展形成了大规模体积缝网压裂理论。2021 年，鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块开展了大规模极限体积缝网压裂先导性试验， 砂比12.9%，总用液量16 533 m³，最高日产气量达10.1×10⁴ m³，这标志着深层煤岩气勘探开发的重大突破^{[46, 80]}。2022 年，鄂尔多斯盆地东缘神府地区深层煤岩气重构压裂思路，采用超大规模体积压裂技术，单井最高日产气量达2.6×10⁴ m³，实现“储量变产量”的目标^[81]。大规模体积缝网压裂试验的成功标志着深层煤岩气进入了商业化开发阶段。但目前煤岩体积压裂缝网延伸机理尚不清晰，非均质地质条件的差异可能会导致压裂规模与水平井段长、簇数等参数不匹配，难以实现“低成本、稳产量”的目标。

2.3.5 水平井“疏导式”压裂

针对煤岩气水平井大规模体积缝网压裂技术适应性不明、压裂改造效果评价手段欠缺等问题，朱庆忠在2022 年提出了煤岩气“疏导式”压裂改造理念^[82]。“疏导式”压裂技术核心要求为“集中射孔造长缝、低排量起泵、逐级疏通天然裂隙通道、变黏压裂液和小粒径支撑剂组合”。2023 年该技术在沁水盆地南部高阶煤层取得了显著成效^[83]，煤层埋深为1250m，施工排量为7 ～ 12 m³/min，日产气量达7000 ～ 8000 m³，实现“疏导式”压裂改造施工目标。

2.3.6 多轮次转向缝网弥合压裂

大规模极限体积压裂盲目追求高排量，导致施工成本居高不下。熊先钺等^[84] 在2023 年提出了深层煤岩气多轮次转向缝网弥合压裂理念，该技术避免了大规模体积压裂过程中储层欠改造或过度改造的问题，实现了压裂裂缝向井筒两侧的均匀扩展。2023 年， 多轮次转向压裂技术在鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块进行了现场试验，加砂强度达到5.92 t/m，稳定日产气量超过35 000 m³，技术适应性较好。但多轮次转向压裂工艺技术需要多次停泵操作，由此带来了施工成本高、效率低等问题，降本增效仍是多轮次转向压裂技术的重要研究方向。

现有压裂工程技术主要借鉴页岩气水平井压裂理念，特点是“大液量、大排量、大砂量”。但是深层煤岩与中深层页岩、低渗致密砂岩储层在压裂地质特征上有明显差异，因此深层煤岩气存在压裂施工成本高、技术适应性不明确的局限。

前人在深层煤岩气地质特征、压裂工程技术等方面的研究取得了一定进展，但仍然存在压裂地质特征认识不足、压裂工程参数主控因素不明等局限。为了实现深层煤岩气的高效开发，笔者剖析了深层煤岩气压裂地质特征、压裂工程技术的局限及其形成原因，提出下一步攻关建议。

3.1 压裂地质特征

鄂尔多斯、沁水、准噶尔、四川等不同含煤盆地具有不同的煤阶，且不同盆地深层煤岩气的临界深度界定存在差异，由此带来3 方面挑战：①不同含煤盆地地质特征差异大。由于不同盆地在煤阶、沉积环境、成煤历史等方面存在差异，孔渗性、含气性、岩石力学性质等地质特征不尽相同，这使得标准化的开发模式难以实施。②深部环境地应力场复杂。与浅层煤层相比，深层煤岩高温、高压和复杂的地应力场对压裂技术的实施提出了更高的要求， 无法完全照搬深层页岩和低渗透致密砂岩的压裂模式，需要针对深层煤岩割理裂隙发育的特点，设计有针对性的压裂方案。③地质—工程甜点预测难度大。深层煤岩地质条件与工程参数之间的耦合关系复杂， 现有的传统甜点预测模型大多基于线性假设和经验公式^[85]，往往无法考虑深层煤岩复杂变化的应力场、温度场和流体场条件。

基于深层煤岩气压裂地质特征的复杂性，未来研究需围绕深层次科学问题，系统性解决高效开发的难题。为此，笔者提出3 个研究方向：①多尺度耦合模型的建立与应用。深层煤岩气的微观孔隙结构、裂缝网络与宏观地应力场密切相关。未来需整合多尺度模拟技术，构建综合模型，以实现储层改造的精细预测与优化。②智能化压裂大数据构建。借助人工智能模型、大数据和自动化技术，建立智能化压裂参数优化系统，通过实时数据采集与深度学习分析， 在复杂地质条件下动态调整压裂方案，确保储层改造的高效性和可控性。③多变量和非线性耦合的甜点预测模型。深层煤岩气储层条件复杂，未来应结合地质大数据和人工智能模型，通过多源数据与多维建模，提升甜点预测模型的精度，确保资源的精准开发和优化。

3.2 压裂工程技术

3.2.1 深层煤岩气水力裂缝扩展模拟技术

由于深层煤岩与中深层页岩、低渗致密砂岩在岩石力学性质方面存在差异，已有研究对裂缝扩展规律的认识还不够深入，主要存在以下问题：①均质模型难以反映深层煤岩力学演化规律。目前深层煤岩的裂缝扩展数值模拟研究主要采用有限元法和位移不连续法，且多使用均质模型，与深层煤岩的非均质性差异较大，这使得不同模型的裂缝扩展结果会因模型假设和参数选择的不同而产生较大差异。②裂缝扩展机制不明确。尽管已有研究探讨了裂缝在不同地应力环境下的扩展行为，但深层煤岩特有的双重孔隙结构和高塑性使得其裂缝扩展机制与深层页岩、致密砂岩存在显著差异，特别是裂缝在高塑性煤岩中的自封效应和复杂的力学响应，增加了裂缝扩展机制的复杂程度。③深层煤岩天然裂缝分布复杂。目前深层煤岩的压裂改造以体积压裂为主， 通过沟通煤岩的天然裂缝形成复杂缝网来提高产量， 但天然裂缝的分布较为复杂，实际天然裂缝与水力裂缝的相互作用认识不足。

当前深层煤岩气压裂裂缝扩展模拟技术面临煤岩非均质性、裂缝扩展机制不明确及天然裂缝分布复杂等挑战。基于深层煤岩气的地质与力学特性，笔者提出3 个研究方向：①建立深层煤岩气裂缝扩展的多尺度综合模拟体系。整合多尺度建模技术，将微观孔隙演化、裂缝网络生成与宏观应力场变化相结合，开发动态综合模型，以优化裂缝扩展过程，提升储层改造效果。②智能化与动态监测技术的融合。通过人工智能模型和大数据，实时采集现场数据，结合微地震监测、声发射和地面位移测量，实现裂缝扩展的动态模拟与反馈调整，提升压裂作业精准度。③针对不同地质条件的场景化压裂模型开发。开发适应不同地质条件的场景化模型，基于储层特征和应力场实时调整压裂方案，确保在不同煤层环境下实现最优裂缝控制与资源开发效率。

3.2.2 深层煤岩气压裂材料

深层煤岩气压裂材料种类趋于多样化，但仍存在以下问题：①压裂液携砂过程易发生煤粉运移堵塞。压裂液黏度对支撑剂的携带和铺置效果有重要影响。低黏度的活性水压裂液虽然成本低，但携砂性能较差；高黏度压裂液虽然能够改善携砂性能， 但容易导致煤粉堵塞裂缝，影响裂缝导流能力。②煤岩吸附现象削弱压裂液性能。相比于页岩和致密砂岩，煤岩独有的大分子结构更容易吸附聚合物，导致压裂液中的高分子降阻剂或稠化剂更易对煤岩造成伤害。③支撑剂的高性能和低成本难以兼顾。石英砂支撑剂由于成本低而被广泛采用，但其密度大、强度低，难以实现裂缝在高闭合应力下的有效支撑， 且存在压裂砂返吐的问题；陶粒支撑剂具有较高的抗压强度，但成本较高。总体而言，深层煤岩气压裂材料的性能提升和成本控制是当前技术应用的瓶颈。

深层煤岩气压裂材料研究应立足于深层煤岩气的特殊地质条件和复杂的压裂环境，为此，笔者提出以下重要研究方向：①CO₂ 泡沫压裂液体系的优化。针对深层煤岩复杂裂隙导致滤失严重的问题，CO₂ 压裂液依靠低滤失性和高渗透性优势，可有效改善携砂性能。未来应优化CO₂ 泡沫压裂液的稳定性与携砂效果，结合智能监测技术，动态调控注入参数，提升裂缝网络的形成效率与产量。②煤粉控制与携带技术的突破。开发煤粉抑制剂和携带剂，优化压裂液配方，有效包裹并携带煤粉，防止堵塞，同时结合暂堵剂阻挡煤粉运移，确保裂缝流道通畅，提升煤岩气采收率。③压裂材料与煤岩地质特征的智能匹配。利用数值模拟和智能监测，动态优化压裂材料，使其与复杂地质条件匹配，减少材料失效和堵塞， 形成稳定的裂缝网络。

3.2.3 深层煤岩气压裂主体技术

深层煤岩气在一定程度上借鉴深层页岩气大规模体积压裂工艺技术理念，实现了勘探开发突破，但仍存在一些局限：①压裂工程手段与地质特征的匹配性不足。鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深层煤岩气依靠大规模体积压裂技术取得了初步成效，但存在压裂改造目的不明确，压裂工程参数优化认识不足， 难以维持高产的问题。②水资源供给与压裂工艺需求不匹配。中国深层煤岩气主要地处鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等水资源短缺地区，而现有主流压裂改造技术为大规模体积压裂，以“大排量、大液量、大砂量”方式施工，对水资源依赖大，水资源的调配无形中增加了压裂施工的成本。

基于深层煤岩气水力压裂技术存在的瓶颈，对比了深层煤岩、中深层页岩和低渗致密砂岩以及不同埋深煤层的地质特征，探讨了深层煤岩气压裂工程技术的现状及其发展趋势。针对不同类型的压裂地质特征及工程技术挑战，提出了可行的解决方案。得到以下认识：

1）深层煤岩具有复杂的割理裂隙网络系统，特征为低孔低渗、煤体结构完整、高地应力、高弹性模量、低泊松比，压裂改造技术应充分考虑割理裂隙对造缝和导流的影响。

2）现有压裂改造理念主要借鉴页岩大规模体积压裂理念，建议针对深层煤岩特点，进一步强化水平井“疏导式”压裂技术和多轮次转向压裂技术适应性验证。

3）完善多尺度地质特征模型、强化压裂工程技术适应性验证是下一步攻关方向；发展环境友好型的无水/ 少水压裂是可以探索的深层煤岩气压裂技术方向。

论文原载于《天然气工业》2024年第10期

基金项目：中国工程院战略研究与咨询项目“我国煤层气有效开发战略研究”（编号：2021-XY-24）、四川省自然科学基金项目“深煤层碳封存中超临界CO₂ 动态作用下微观润湿机理及流体运移规律研究”（编号：2023NSFSC0941）。

本文引用著录格式：

李小刚, 唐政, 朱静怡, 等. 深层煤岩气压裂研究进展与展望[J]. 天然气工业, 2024, 44(10): 126-139.

LI Xiaogang, TANG Zheng, ZHU Jingyi, et al. Research progress and prospect of deep coalrock fracturing[J]. Natural Gas Industry,2024, 44(10): 126-139.

作者简介：李小刚，1981 年生，教授，博士，本刊青年编委；主要从事油气增产、非常规天然气产业发展等领域的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8 号。

ORCID: 0000-0002-5875-883X。

E-mail: swpuadam@126.com

通信作者：朱静怡，女，1991 年生，副研究员，博士；主要从事非常规油气资源的增产改造技术研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8 号。

ORCID: 0000-0003-1973-5632。

E-mail: zhujingyizoe@163.com