□本报记者 沈志军 通讯员 郭 涛 刘尽贤

    煤层气作为赋存于煤系地层中的非常规天然气，凭借高热值、低碳排放的优势，成为优质清洁能源的重要组成部分。华东油气聚焦煤储层开发难题，持续推进技术迭代升级，在华北、南方两大聚煤区攻坚克难，实现了煤层气老区稳产、新区突破，2025年提交煤层气三级储量360亿立方米，延川南煤层气田实现连续8年稳产上产，走出了一条独具特色的效益开发之路，为保障能源安全与能源绿色转型注入强劲动力。

    破解塑性煤层改造世界性难题

    华东油气煤层气工区主要位于鄂尔多斯盆地延川南、沁水盆地晋中、黔中隆起周缘等区域，涵盖华北、南方两大聚煤区。

    这些区域资源潜力巨大，但地质条件极为复杂，面临“煤层厚度薄、压力系数低”的共性难题，且埋深超过1500米的深层煤层气资源占比高达68%，加之煤储层“塑性强、滤失大、割理裂隙发育”的独特特征，人工裂缝难以长距离延伸，支撑剂易嵌入，传统储层改造技术“水土不服”，成为制约煤层气效益开发的核心瓶颈。

    破解开发难题，技术创新是关键。技术攻关团队以“造长缝、远支撑”为核心，持续攻关迭代有效支撑储层改造技术，通过早期44口老井重复储层改造先导试验，明确“提排量、扩规模”的攻关方向。近5年经过3轮次新井试验，逐步提升排量、加大液量与砂量，实现储层改造支撑半缝长从30米延长至192米、泄流半径从60米扩展至300米，导流能力大幅提升。该技术推广应用后，定向井日均产量从0.1万立方米提升至1万立方米，水平井日均产量从0.6万立方米提升至2.5万立方米，单井平均产量较早期提升5~10倍，成功破解了塑性煤层改造的世界性难题。

    持续拓展技术应用边界

    围绕钻井提速降本与全生命周期效益开发，技术攻关团队持续拓展技术应用边界。

    针对黄土塬平台选址成本高、搬迁难度大等痛点，华东油气引进模块化单根钻机并配套攻关钻井技术，依托其小型便捷、快速作业的优势，使井场面积减少51%，设备搬迁车次减少52%，钻井人员减少13人，钻井提速61%，大幅降低了施工成本与安全风险。

    在开发生产中，华东油气建立“三阶段”排采管理模式，针对气井“初期液量大、见气快、低压生产周期长”的特征，优化各阶段排采策略，完善修井检泵周期规律，使气井生产时率从89.6%提升至93.3%，递减率从15.5%降至13%，实现了气井全生命周期稳定生产。

    技术差异化应用推动产量持续跃升

    华东油气通过分区分类开发与技术差异化应用，推动煤层气产量持续跃升。

    在延川南老区，他们创新深薄煤层动用技术，针对10号煤薄煤层、构造起伏的特点，优化水平段轨迹，结合有效支撑储层改造技术实施水平井15口，测试日产气1.5万~6万立方米，提交10号煤控制储量251亿立方米；采用“定向井侧钻+水平井完善井网”“分压合采+贯通式储层改造”等措施，单井控制储量提高39%，推动老区实现效益稳产。其中，延3-P11井累计产量突破4500万立方米，成为国内深层煤层气效益开发典范，延川南气田更成为中国石化首个深层煤层气商业开发的煤层气田，年产煤层气4亿立方米，累计产气突破36亿立方米。

    在新区，他们打破技术壁垒，实现多点突破。针对沁水盆地、黔中地区多薄煤层的地质特点，探索井组贯通储层改造技术，在晋2井组开展试验实现井组整体改造，在织金区块采用“首轮造缝+轮次加砂”模式，结合三维地质建模等动态监测手段，推动浅层多薄煤层开发取得新进展，其中，织18井创下日7500立方米贵州浅层煤层气高产纪录。