我国煤层气资源丰富，至2015年年底，全国累计钻各类煤层气井1.6万口，年产量只有40多万立方米，各开发区块均呈现单井产量低、低产井比例高的特点，如何提高单井产量，已成为制约我国煤层气产业发展的关键问题之一。在近日中国石油和化工自动化应用协会组织召开的科技成果鉴定会上，华北油田山西煤层气分公司完成的《高煤阶煤层气低产井增产技术研究与应用》总体技术达到了国际先进水平，受到了评审专家组的一致认可，通过了科技成果鉴定。
目前，华北油田山西煤层气分公司有投产井2250口，其中直井2145口，水平井105口，已建产能年20亿立方米，日产气量达到218万立方米。根据生产情况，分公司将投产井按照ABC管理法分为三类，开发效益差的680口低产井占总井数的30%，日产气量仅有14万立方米，缺乏有效增产技术，长期排采产量不能自然增长。如何通过措施改造提高单井气量？如何使低产井改造技术成为增产的关键、新的效益增长点？自规模投产以来，山西煤层气分公司打破常规，迈开脚步，围绕提高理论认识和关键开发技术，开展了多项科研攻关，深化了基础地质、煤层气开发机理、配套工艺等多方面认识，努力破解瓶颈，创新增产技术，加强技术试验并在生产中大力推广应用，迎来了一个个令人惊喜的成果。
煤层气产出是一个“降压—解吸—扩散—渗流”的过程，而位于沁水盆地南部的该分公司樊庄-郑庄区块具有高煤阶渗透率低的特点。同时，煤层气排采过程中会因应力闭合或煤粉堵塞裂缝通道，造成渗流能力下降，使产量降低。技术人员意识到由资源品质决定的解吸能力高低，是单井产量的基础。而改造效果是人工裂缝在煤层中的延伸范围，决定着渗流能力，是单井产量的关键，排采管控又保障储层在排采过程中少受伤害。因此，技术人员建立出一套由资源品质、改造效果、排采管控三要素评价低产原因判别方法。
基于上述认识，在一次改造形成初步裂缝的基础上，该分公司针对低产主因实施二次改造，消除或减少不利因素，疏通原裂缝通道或建立新裂缝通道，增强降压渗流能力，从而提高单井产量。
针对不同原因的低产直井，山西煤层气分公司制订有针对性的增产技术措施，提高单井产量。比如，针对排采过程中频繁停井，造成大量煤粉沉降后堆积堵塞渗流通道的问题，选择现场70口煤层气井，采用“中(小)规模、快提排量”压裂工艺，冲洗通道，疏通堵塞的方法，达到见效率85%，单井日增产620立方米的效果。三年来，通过应用解堵性二次压裂、多段加砂压裂、复合造穴压裂、顶板压裂、转向压裂、化学解堵等新技术，分公司共实施直井措施井210口，已见效井170井，见效率80%，日产气量由措施前的12万立方米上升至目前的24万立方米，平均单井增产600立方米，直井措施增产效果明显。
针对煤粉堵塞井眼、井眼垮塌、分支下倾、筛管完井的L型井等不同原因的低产水平井，基于裸眼多分支井疏导模式，分公司采用氮气泡沫解堵、井眼重入、耦合降压、氮气扩孔等新技术，共实施措施井20口，见效井13口，见效率60%，日产气量由措施前的3.8万立方米上升至目前的6.8万立方米，单井平均日增气量1600立方米。
三年来，山西煤层气分公司通过对230口低产井实施二次改造，日产气量增加15万立方米以上，使低产井生产由亏损向效益开发转变，累计增产气量已达1.08亿立方米，实现经济效益1.75亿元。
