一、研究背景

国外因深层煤岩气尚未进入规模化开发阶段，暂无成熟排采技术体系可借鉴；国内基于深层煤岩气“游离气与吸附气共存、高压环境、应力敏感强”的赋存特征，已形成以“焖井+溢流+排采”为核心的技术雏形，部分区块配套压力动态监测优化排采制度，但受储层特性与技术适配性限制，整体排采效率仍未达预期，主要表现在：一是排液工艺与深层井筒条件适配性差。深层煤岩气水平井井斜普遍超80°，常规有杆泵受管杆偏磨影响下深受限，难以触及近煤层段积液，同时部分区块采出水矿化度高，易引发井下设备腐蚀、结垢，导致排采中断。二是“压-采”参数协同匹配度低。深层煤岩具有“慢渗吸、缓置换”的流体运移特性，而当前排采制度多沿用浅层经验，未与压裂裂缝分布动态联动，压裂后若排采降压速率过快，易导致人工裂缝因应力释放闭合，若降压过慢，则游离气难以快速产出，吸附气解吸效率降低。三是采收率提升受限于排采调控精度。深层煤岩临储比高，压力波动对储层伤害不可逆，常规排采因缺乏精准控压手段，导致吸附气解吸不充分。

二、研究内容

（1）深层煤岩气储层特征及气水流动规律研究

针对深层煤岩气煤储层孔渗特性随温度压力变化显著、渗透率敏感性强、气水流动规律复杂，且缺乏适配性基础数据 支撑排采设计的问题，结合深层煤岩气参数井钻探、测井、试井资料，辅以钻孔煤心及煤矿井下采样的液氮吸附、覆压孔渗、低场核磁、渗透率敏感性、气水两相渗流等专门测试，分析深层煤岩气储层孔渗特征与温压响应规律，明确排采过程中储层渗透率演化机制，揭示气水两相流动规律，为深层煤岩气井排采模拟与管控技术开发提供储层基础理论依据。

（2）深层煤岩气井排采气水产出特征及模拟优化研究

针对深层煤岩气井排采气水产出表现受地质与工程多因素协同影响，且产能预测与排采制度优化缺乏系统方法的问题，通过地质工程一体化分析，结合历史排采数据拟合、工程尺度煤储层地质建模及储层数值模拟，查明影响气水产出效率与单井EUR的主控因素，阐明不同地质-工程条件下的排采特征，构建动态产能预测评价方法，优化排采制度方向，为精细化排采管控提供模拟支撑。

（3）深层煤岩气井精细化排采管控技术研究

针对深层煤岩气井排采阶段划分模糊、管控参数缺乏针对性，排采过程中易引发储层水锁、压力、速敏敏感伤害等问题，基于储层动态分析与排采规律总结，合理划分排采阶段，分阶段确定排采管控原则、关键控制参数与具体控制措施，形成适配鄂尔多斯盆地东缘典型深层煤岩气地质条件与储层压裂改造效果的精细化排采管控技术，平衡储层保护与产能释放的关系，指导深层煤岩气井现场排采作业。

（4）深层煤岩气井排采智能调控技术研究

针对传统排采依赖“经验决策+人工调整”、排采管控参数响应滞后，难以适应深层煤岩气井动态变化的问题，基于井底压力、气水产出量、流体地球化学特征等多源排采过程监测数据，结合短时储层动态分析与人工智能算法，构建排采管控参数自主动态调优底层逻辑；开发智能化排采算法，建立“数据采集-智能分析-参数优化-决策执行”闭环体系，推动排采管控从“经验驱动”向“预测式智能决策”转变，实现深层煤岩气井全生命周期排采参数自主优化，降低储层伤害风险，提升排采效率与长期稳产能力。

三、预期技术指标

（1）短期（6个月内）单井产能预测符合率≥85%，长期（24个月内）单井产能预测符合率≥80%；

（2）深层煤岩气井排采制度优化方案与现场实施效果的匹配度≥90%；

    （3）单井稳产期较常规排采延长≥15%，单井日产气量、流压井底流压波动幅度≤10%（稳产期内）。