当前国际能源供需矛盾突出，能源安全日益成为各国关注的焦点，煤层气勘探开发聚焦了世界的目光。主要大国出于经济和政治利益的考虑，加大了对煤层气的投入。煤层气在采矿业被看作是危险的因素，但作为一种储量丰富的清洁能源，煤层气有巨大的发展潜力。发达国家煤层气勘探开发技术日趋成熟，通过对世界煤层气资源勘探开发现状的研究，实现煤层气资源的优化利用，改善勘探开发效果。最近的一些技术新进展正在成为我们开发这一非常规资源的得力助手。其中有些方法源于对常规油气作业中所使用的技术方法的改进，有些则是针对煤炭的独有特征而专门设计的新型技术方法。

    1. 煤层气新型压裂液技术

    水力压裂是煤层气增产的首选方法，美国2/3 以上的煤层气井采取水力压裂技术进行改造，以提高产量。传统压裂液能够改变煤层基质的润湿性，不利于煤层脱水。斯伦贝谢公司新型CoalFRAC 压裂液技术，添加专为煤层气生产开发的CBMA 添加剂，能够加强煤层脱水。这种添加剂不仅能够保持煤层表面的润湿性，还能减少微粒运移。添加到常规增产液的表面活性剂会改变地层流体性质，并影响对启动煤层气生产至关重要的脱水过程。斯伦贝谢公司针对煤层气储层开发的CBMA 添加剂可以优化脱水，并有助于控制生产过程中的微粒。微粒会降低产液量，堵塞井筒，损坏生产设备。黑勇士（Black Warrior）盆地的煤层气井在开始脱水后不久就显示出CoalFRAC压裂液的增产效果—比周围那些用其他压裂液处理的井产量高38%。

    2. 注CO2 提高煤层气产量技术

    注气开采煤层气就是向储层注入N2、CO2、烟道气等气体，其实质是向煤层注入能量,改变压力传导特性和增大或保持扩散速率不变,从而达到提高产量和采收率的目的。煤基质表面对气体分子的吸附能力是一定的,向煤层中注入氮气、二氧化碳气,其气体分子会在一定程度上置换甲烷分子,使甲烷分子脱离煤基质束缚而进入游离状态,混入流动的气流中,从而达到提高煤层气产量的目的。

    西南地区碳封存合作伙伴（SWP）在美国新墨西哥州北部圣胡安盆地Pump Canyon地区进行先导试验，将CO2注入到难以采掘的深煤层进行埋存，同时提高煤层气的产量（ECBM），目的是为了测试CO2 提高煤层气产量以及埋存的效果。试验由康菲石油公司实施，在一个现有的煤层气开采井网中，新钻了一口CO2 注入井，深度达到白垩纪晚期Fruitland 煤层。康菲公司在井中部署了各种监测、验证和计算（MVA）设备，用来跟踪CO2 的运移轨迹，并实施了一个详细的地质描述和油藏模拟方案，用来再现和理解地层状况。实践证明Pump Canyon 的CO2-ECBM 先导试验是成功的。到2009 年6 月，注入了3 亿立方英尺的CO2，注入速度高达350 万立方英尺/日。MVA 程序正在收集有价值的数据，MVA 方法可以很好地识别CO2 羽状流，能够对产出气体CO2 成分进行有效监测，是一个优良的CO2 先导试验监测方法。CO2 传感器也被用来动态监测CO2 突破。

    3. 预测产气量的煤层模拟技术

    要对煤层气储层进行正确适当的评价需要很多数据，包括含气量、气体吸附能力、渗透率、储层压力、储层几何形状和煤的化学特征等。模拟分析程序根据煤层厚度和展布面积计算煤的体积，然后利用软件通过岩心数据和测井数据外插估算煤层气的地质储量。
 
    澳大利亚一家煤层气作业公司面临如下挑战，即为一个液化气厂提供12 年的煤层气，需要根据已知供气量规划所需的新井数，同时还要制定最佳钻井和开采计划。分析人员利用Petrel 地震模拟程序建立了本地区的三维地质模型，提供了一个三维生产层图像。工程师把Petrel 模型合并到ECLIPSE 储层模拟程序中。根据500 多个控制点的生产历史和标准曲线确定了储层的生产潜力。研究区内生产井呈现出三种不同的状态，分别反映了低、中、高三种生产动态。根据输入值范围，工程师利用蒙特卡罗模拟程序估算了各种结果。利用已确定的压力梯度计算出了压力分布。然后在已确定的输入值范围内随意选择一组数据，创建了单井生产趋势，利用12000 个这样的单井生产趋势对产量进行了预测。随后他们着手解决需要多少口井的问题。首先设计了气田开发模型，并建立了作业计划，该计划大大提高了设备利用率，并将井位确定在生产能力最高的区域。综合考虑了各种限制因素后，工程师借助模型，预测出大约需要800 口井才能满足液化气厂的要求。

    4. 煤层气电潜泵新技术
 
    在粉河盆地，主要是在怀俄明州，必须大量排水来减小地层压力，使气体从煤层中释放出来，这也是煤层气田普遍面临的挑战。最实用和经济的煤层气井脱水方法是通过使用电潜泵，但是电潜泵伴随着一些典型的问题，包括：出砂和煤粉、气锁、腐蚀等。

    煤层气井出砂可以导致泵腐蚀或堵塞，Global 公司在泵上方安装一个叠片筛网或防砂罩，有效地保持砂和煤粉不进入泵，防止元器件堵塞或腐蚀。煤层气气锁影响了80％的安井，Global 公司通过在泵上游安装先进的离心机气体分离器来处理这个问题，将气体分离进入油套环空，并从环空流到地面。腐蚀通常与CO2或H2S 的存在有关，使用涂层泵部件或制造出耐腐蚀合金的叶轮和扩散器可以耐腐蚀。在俄克拉荷马州，生产商选择了Global 公司在10～20 口煤层气井中安装电潜泵，同时安装泵监视器来避免附带损害。这样，只要泵出现将要发生问题的迹象，如电机绕线温度过高或者过度振动，它都可以在严重损害发生之前自动关闭或报警。对未损坏的泵进行改造的费用平均约为600 美元，而换泵每次需要花费数千美元的成本。作业公司已经看到单井产气量由原来的5 万立方英尺/天，上升到45 万立方英尺/天，同时产液量由400 桶/天增加到1200 桶/天。到目前为止，在安装新装备的井中，产气量已经提高了400%，同时产水量下降了57%。

    5. 降低煤层气开采成本的最优化自喷设备

    马拉松石油公司成功地投入了一种新工具, 改变了煤层气机械排水生产的方法，可以代替煤气井内的容积泵和电潜泵。该方法由于去掉了井下泵抽吸装置, 使各种租借矿区操作费用大幅度下降, 从每月875 美元降到每月15 美元。每套组合工具和安装服务费用大约是6000 美元，考虑安装成本,新工具大约在7 个月内即可收回投资,以前使用的人工举升设备可以在其他的煤气井上使用或作为废品出售。气体携带水最终将水排出, 可以保证煤层气持续、平稳的生产,避免了产量损失。粉河盆地内的大多数煤层都含有大量的水。所以, 在开采煤层气之前, 需要先排水。新工具可以直接启动而无需排去井底的水。在任何情况下, 工具安装后关井一夜即可建立起压力体系, 开启油管使低压表面分离器开始工作。该工具平稳的操作运行以及水进入水收集系统使泵气锁消除,避免了产量损失, 确保了煤层气持续、平稳的生产。在两个应用实例中, 由于消除了设备检修停产时间, 估计单井每年可实现增产217×106 立方英尺气, 收益达10000 美元, 足以支付井下工具的安装费用。

    6. 煤层气产出水处理技术

    Big Cat 能源公司生产的ARID 含水层回注系统，是煤层气产出水处理的新技术，每桶水的处理成本只有0.03 美元。Big Cat 能源公司正和煤层气井开发商一起工作，帮助他们实施最经济有效的、对环境最友好的方法来处理产出水。Big Cat 能源公司的ARID 井内含水层回注系统和服务，可以使煤层气生产商通过将煤层气井产出水回注来节约大量的资金，消除地面排放，为未来的需求保持有用的水资源。

    Big Cat 目前正和澳大利亚的一个业务供应商进行商讨评价，将ARID 井内含水层回注系统用于澳大利亚的煤层气产出水处理。Big Cat 目前正在研究煤层气这一新市场的潜力，相信对Big Cat 来说，在澳大利亚有一个较大的机会，这里的煤层气生产商正在寻找经济可行且不伤害环境的方法来进行产出水处理。