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摘要:以天然气为代表的低碳清洁能源是当前世界能源行业关注的热点。第27届世界天然气大会(WGC)于2018年6月25—29日在美国首都华盛顿召开,本次会议对过去3年世界天然气业务的发展进行了系统回顾、展望了发展前景,并达成了以下共识:①天然气是低碳、清洁、绿色、多元的“三可”(可靠的、可承受的、可持续的)能源;②全球天然气产业快速发展,市场呈现出相对宽松的态势;③LNG是目前世界天然气发展的重点;④甲烷泄漏与排放已成为公众关注的焦点;⑤天然气的灵活性、碳捕集封存技术和碳排放定价机制成为天然气与可再生能源组成“互补搭档”的推手;⑥提高天然气自给度是平抑区域性价格差异和决定定价话语权的有力手段;⑦争取政府对天然气产业的支持,重视公众的关注和参与。基于在本次大会上所取得的认识与收获,对中国天然气业务下一步的发展提出了如下建议:①进一步加大对国内常规和非常规天然气的勘探开发力度;②重点补齐工程技术等制约天然气业务发展的关键核心技术短板;③统筹考虑天然气上下游业务;④加强全业务链甲烷泄漏管控;⑤统筹制定天然气进口贸易对策。
摘要:在我国加快能源转型和生态文明建设的新形势下,研究我国煤层气勘探开发面临的挑战与机遇意义重大。为此,在介绍我国煤层气勘探开发现状的基础上,分析总结新形势下我国煤层气产业面临的3大挑战和3大机遇,3大挑战是:①煤层气开发成本高、低气价下企业效益较差导致企业信心不足、投资积极性不高;②煤层气资源赋存条件复杂、现有开发技术不能有效推广是制约产业快速发展的内在因素;③现有煤层气产业管理体制、机制和政策不能与煤层气产业的特点相适应是影响产业发展的外部因素。3大机遇是:①生态文明建设高质量发展对于煤层气开发产业是千载难逢的发展机遇;②煤层气资源认识、技术攻关和开发经验等方面具备了较好的产业发展基础条件;③正在制定和部分已出台的油气体制改革政策将有利于促进煤层气产业的健康发展。在此基础上,提出了“多措并举、综合施策”的工作建议:①以沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大产业基地为重点实现煤层气快速上产;②加强深层和新区煤层气的勘查开发力度,实现全国范围内的开发试验区建设合理布局;③加强以“提高单井产气量”为目标的科技攻关与质量管理;④探索与煤层气勘探开发一体化特点相适应的管理机制。
摘要:滇东北地区镇雄—威信煤田上二叠统赋存丰富的煤炭及煤层气资源,具有良好的煤层气勘探开发前景。为了加快对该区煤层气资源的勘探开发步伐,通过调研前期煤田勘查及煤层气地质勘探资料,从含气性、煤层分布、煤岩煤质、含煤岩系岩性组合等方面研究了煤层含气量、甲烷浓度与煤层厚度、埋藏深度、煤岩煤质及顶底板岩性等参数之间的关系,分析影响煤层气富集成藏的主要因素,在此基础上建立了基于多层次模糊数学的煤层气选区评价模型,并对该区进行了煤层气有利区评价。结果表明:①煤层气富集主控因素为煤层厚度、煤层埋深和顶底板保存条件;②优选出资源潜力、储层性能、保存条件和开发条件等4个方面共计11项三级评价参数作为煤层气勘探目标评价的指标;③煤层气选区评价模型的评价结果显示,新庄矿区的煤层气勘探开发潜力为最好,洛旺、牛场—以古、马河次之。结论认为,该研究成果可为滇东北地区下一步的煤层气勘探开发工作提供地质依据。
摘要:目前,被普遍接受的煤层气工作流体储层伤害评价指标是渗透率变化值,其常用的渗透率测试方法多达6种,尚未见到采用实际测量方法对比研究6种测试方法适用性的成果报道。为此,在实验室内采用恒压法、恒流量法、岩屑脉冲衰减法、柱塞脉冲衰减法、压力振荡法和核磁共振法等6种方法,随机选取3组沁水盆地15号煤平行样品,对其在钻井液和压裂液伤害前后的渗透率进行测定,计算储层伤害前后的渗透率平均值和绝对储层伤害、相对储层伤害数据,进而采用简单排序法、一阶减元等序统计算法和测试原理分析法处理分析上述数据,通过绝对储层伤害和相对储层伤害排位的稳定性筛选适用的测试方法。研究结果表明:①恒压法和恒流量法实测的绝对储层伤害结果偏大,岩屑脉冲衰减法、柱塞脉冲衰减法和压力振荡法实测的结果偏小,核磁共振法实测的结果居中;②6种方法实测的相对储层伤害分布无明显规律;③在煤层气储层伤害评价时,渗透率测试方法优先选择顺序为:岩屑脉冲衰减法>恒流量法>核磁共振法>柱塞脉冲衰减法=压力振荡法=恒压法,这是由各种方法的测试机理所决定的。结论认为:①岩屑脉冲衰减法最适合用于测试煤层气储层基质的伤害程度,恒流量法最适合测量整体的伤害程度;②煤层气工作流体储层渗透率伤害程度室内评价适宜并行使用岩屑脉冲衰减法和恒流量法。
摘要:含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:①长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9 m3/t,具备较高的产气潜力;②研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;③FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:①研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;②优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。
摘要:现有的致密气和煤层气联合开发选区评价方法存在着方法通用性不强、储量与储层物性等参数不能反映两气联采产量差异等问题。为此,以建立致密气和煤层气两气联采通用量化评价指标体系为目的,定义了两气联采有利区综合评价系数,以两气联采产量为评价目标,采用正交设计结合数值模拟手段,确定影响联采产量的关键参数及其对产量的影响程度,建立了两气联采开发选区量化评价新方法,并将新方法应用于鄂尔多斯盆地东缘KNW矿区的两气联采开发选区评价实践中。结果表明:①新方法建立和确定了两气地质赋存模式、关键评价参数及正交试验方案设计、评价参数对产量的影响程度、两气联采有利区综合评价系数等;②采用优选出的12个关键参数对KNW矿区两气联采开发选区的量化评价结果显示,该矿区南部、北部KNW-37井区为单采煤层气有利区,矿区内的KNW-10、KNW-33、KNW-9井区为单采致密气有利区,矿区中部和西南部为两气联采有利区。结论认为,所提出的致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法具有通用性,对两气联采开发选区具有参考意义。
摘要:2018年8月21—23日,由低渗透油气田勘探开发国家工程实验室与中国石油学会非常规油气专业委员会联合主办,中国石油长庆油田公司和中国石油川庆钻探工程公司承办的低渗透—致密油气田勘探开发技术国际研讨会在西安召开。本次会议的目的是:进一步总结低渗透—致密油气田勘探开发理论与技术创新成果,推动油气勘探开发实现新发展。本次会议得到了业界各级领导和专家的高度重视,有8位两院院士到会,参会代表逾500人。到会的嘉宾包括:中国石油天然气股份有限公司副总裁、中国工程院孙龙德院士,中国石油大学(华东)校长、中国科学院郝芳院士,中国石油大学(北京)副校长、中国工程院李根生院士,中国科学院戴金星院士、张国伟院士、贾承造院士、王铁冠院士,中国工程院苏义脑院士,西安石油大学校长李天太教授、中国石油咨询中心吴奇教授级高级工程师、中国石油集团工程技术研究院石林教授级高级工程师等。斯伦贝谢公司的Phillipe Enkababian先生,DNV GL USA,Inc.的Gerry Koch先生,壳牌中国勘探与生产有限公司的Curtis Lynn先生,美国Welldog公司的James Robert Walker先生等作了大会主题报告。孙龙德院士做了题为《中国致密油气的阶段和地位》的报告,介绍了致密油气的发展历史、新进展、中美对比和发展方向,进而指出,致密油气是支撑全球油气革命的重要力量。贾承造院士做了题为《我国石油工业上游面临的挑战与未来技术发展方向》的报告,他指出:非常规油气的成功开发使得油气资源大幅度增加,对全球能源经济和石油工业产生了深远影响,包括从资源竞争转向技术竞争、从产能竞争转向成本竞争、从劳动力成本竞争转向劳动生产率竞争;同时也产生了新的长期技术需求,将促进勘探开发技术、工程技术�
摘要:2018年9月5日,亚洲最大深水油气平台调整项目——荔湾3-1一期后期项目顺利通过机械完工验收。荔湾3-1是我国自主研发、亚洲最大的深海油气平台,荔湾3-1一期工程于2014年4月投产。为满足气藏降压生产的需要,荔湾3-1一期后期项目启动,为该平台增加湿气压缩机组、凝析油外输泵及配套设施。复杂的设计工况、与已有设施和未来二期设施的兼容性设计、在生产高压气田平台施工改造、吊装2 500 t模块等对该项目高质量安全的实施提出了极大的挑战。为推进项目安全高效实施,中海石油(中国)有限公司深圳分公司深水工程建设中心进行了多项技术创新与实践。设计方面,项目组精准分析需求,优化设备数量和实施方案,节省投资3.77亿元,节约能耗4.45×108 kW·h。技术方面,项目组首次采用新型高压水冲洗工艺,实现了有限空间内大尺寸管道的一次性清洁,发明并采用新型夹板式管道封堵装置实现了工艺管道安全高效的切割与更换,创新精就位导向防碰装置实现2 500 t模块多点精就位安装。与此同时,在生产高压气田平台的海上改造施工过程中,未发生一起可记录安全事件、未造成生产计划外关停。这为同类工程项目,尤其是深水多气田多工况接入提供了新的思路和良好的示范。
摘要:2018年8月8日,晋煤集团所属柳林县石西煤层气区块1号勘探井点火成功。这是山西省2017年首批公开出让的10个煤层气勘探区块中,首个勘查施工点火的区块。作为国家和山西省煤层气开发重点区块,此次点火标志着山西省煤层气勘探开发取得重大突破。2018年8月22日,阳煤集团神堂嘴煤层气电站余热发电项目正式并网发电。该项目利用煤层气电站机组烟气余热发电,年发电效益在1 000万元以上,降本增效效果明显,既达到了节能减排目的,又提高了能源利用率。近年来,山西省煤层气产业发展迅速,开发利用规模稳步增长。2017年,煤层气及煤矿瓦斯抽采量为120×10^8 m^3,其中煤层气抽采量为56×10^8 m^3,利用50×10^8 m^3;瓦斯抽采量为64×10^8 m^3,利用25×10^8 m^3。沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地初步建成,形成了阳泉、晋城、西山、柳林、潞安等5个年瓦斯抽采量超过1×10^8 m^3的矿区。榆社—武乡煤层气页岩气调查项目取得重大突破,预测资源总量超过5 000×10^8 m^3,属超大型气田,具备建设大型煤层气产业基地的资源基础。管道沿线地区供气保障能力不断增强,现已形成贯穿全省的“三纵十一横”煤层气(天然气)输气管网系统。截至2017年底,全省输气管道总长已达8 000 km,实现了全省11个设区市全覆盖,110余个县和部分重点镇实现管网全覆盖,燃气使用人口达到2 000万人。
摘要:“国内的天然气需求量将在未来13年持续增长,到2030年中国的天然气年需求量有望突破6 000×10^8 m^3。”2018年9月7日,在西安召开的以“推动天然气交通应用,打赢蓝天保卫战”为主题的中国—欧洲国际交通走廊天然气发动机燃料论坛上,国家发展和改革委员会能源研究所研究员刘小丽表示,继去年天然气消费量增至2 386×10^8 m^3以后,国内的天然气需求量将在2030年前持续增长,并在2020年达到3 000×10^8 m^3,天然气将逐渐成为中国的主体能源之一。“2017年国内天然气消费量是自2004年以来增长最为迅速的一年。”刘小丽在论坛上说,以2004年中石油建成的西气东输第一条管道为标志,中国的天然气发展正式进入黄金时期,2015年和2016年略有停滞,但从2017年开始进入再次快速发展时期,增速达到两位数。近14年来,国产天然气量由2004年的414.6×10^8 m^3增至2017年的1 480.3×10^8 m^3,同比增长了3.6倍。其中常规气去年产量达到1 338.7×10^8 m^3,增长3.3倍。中国石油经济技术研究院的研究人员在论坛上表示:“较之于城镇燃气,天然气作为工业燃料的消费量将在未来明显增长,有望接近于城镇燃气的比例”。
摘要:从中国石油西南油气田公司天然气研究院获悉,随着最后一张标准物质证书的出具,该院完成了又一批次的国家一级气体标准物质的制备并提供给中石油东部管道有限公司使用。本次国家一级气体标准物质组分涵盖天然气分析所需的全部组分,不确定度水平为全国最高。标准物质是一种已经确定了具有一个或多个足够均匀的特性值的物质或材料,是分析测量行业中的量具,在校准测量仪器和装置、评价测量分析方法等领域发挥着不可或缺的作用。国家一级气体标准物质,是该项参数的国家最高水平的计量载体。中石油东部管道有限公司采用该国家一级气体标准物质,将有效降低天然气组成分析过程中,由于标准物质导致的分析数据、天然气计量以及质量指标的不确定度,特别是作为天然气最重要质量参数的发热量,其不确定度水平将随着国家一级气体标准物质的使用而大幅度降低。本次标准物质以基准标准物质称量装置为载体,以高纯的纯物质为原料,使用气体标准物质制备绝对方法称量法制备,最终超标准完成标注物质的制备和供给。基于这些装置和技术,该院除本次生产的国家一级气体标准物质外,还具备生产另外4种国家一级气体标准物质的能力。由此基本上覆盖了现有天然气质量监控所需要的组分及硫化合物分析需求。此次标准物质的制备和供给,将提高我国对国家一级气体标准物质的认知程度,扩大其使用范围。同时也标志着,针对即将到来的天然气计量方式转变形式,该院已提前完成了计量标准物质的技术储备。
摘要:继2018年8月5日中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在苏东南区G11-4井场经水力喷射8段压裂改造,连获2口日产超100×10^4 m^3的高产气井后,8月28日,长庆油田采气一厂又在靖65-37H2井经水力喷射9段压裂改造后,获日产103.283 1×10^4 m^3高产工业气流。长庆油田仅在8月份,就一举获得3口高产气井。伴随国家提出“加快天然气开发”和下游用户对天然气的旺盛需求,天然气的勘探开发已成为关系国计民生的关键,对改善国家能源消费结构、保护生态环境起着不可替代的重要作用。长庆油田承担着向京津冀等地近百座大中城市的供气重任,惠及民众4亿多人。据悉,长庆油田天然气产量约占全国总产量的1/4,在全国天然气生产中占有举足轻重的地位。2018年年初以来,长庆油田及时确立了“稳油增气”的战略目标,并将年产天然气目标追加到380×10^8 m^3的历史最高点。为确保这一目标的实现,长庆油田将今年的天然气产能建设任务提高到100×10^8 m^3目标,创年度天然气产能建设总量单位历史之最。负责靖边、榆林、苏里格、子洲、神木、米脂、庆阳、宜黄八大气区九大气田开发的各采气厂,面对产建任务工作量大、外部环境复杂、老井稳产难等多种不利因素,持续加大科技创新力度,靠深化改革解决发展中遇到的问题,立足年度产气目标,夺得了一个个气田勘探开发及稳产上产的主动权。
摘要:将美国、澳大利亚等煤层气生产大国的开发经验简单套用于我国的煤层气开发存在着明显的不适应性。随着以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气主力产区为代表的中高煤阶煤层相继投入煤层气规模开发,总结我国煤层气的开发实践对于规避开发风险和提高开发再实践水平都具有重要的意义。为此,在研究我国煤层气资源特征的基础上,归纳了开发实践所取得的进展和效果,进而对煤层气开发前期评价、地质与气藏工程研究、工程技术的选择等3个方面提出了具体建议。研究结果表明:①我国煤层气具有资源量大、类型多、储层条件较差、单井产量较低、产量爬坡期较长的特征;②重视开发前期评价、开发方案与调整方案的编制、开发理论与技术的创新,以及工程施工的过程管理是煤层气成功开发的保障;③开发前期评价工作内容与节奏的合理设置是煤层气成功开发的基础,针对不同的地质条件应有所区别;④储层评价、动态跟踪评价、井网与井型的优选、多层合采的选择是编制煤层气合理开发方案的核心;⑤储层保护与改造、排采管控技术和低成本战略是工程技术的发展重点。结论认为,做好开发前期评价、地质与气藏工程研究、工程技术创新等3个方面的工作是成功开发煤层气的前提和关键。
摘要:煤岩储层物理增产难,利用强氧化剂的氧化作用改造煤岩储层可以提高煤层气采收率,但目前基于煤层气领域的氧化研究却相对较少,系统评价氧化作用对煤岩储层渗流能力影响的实验研究则更为鲜见。为此,选取新疆托克逊黑山矿区侏罗系西山窑组煤样,分别开展了柱状煤样和粉状煤样与过氧化氢作用实验,测试了柱状煤样渗透率、粉状煤样溶蚀率和浸泡液性能参数等,并借助X射线衍射、扫描电镜、红外光谱及润湿角测量等手段,分析煤岩与过氧化氢的反应机制和改善煤岩渗流能力的机理,进而对比氧化作用与酸化作用的改造效果。研究结果表明:①煤岩氧化后渗透率明显提高,为初始渗透率的1.4~3.2倍;②氧化后煤岩产生大量微裂隙和溶蚀孔,可显著改善孔隙连通性,煤岩表面缔合态羟基和羧基增多,表面水湿性变弱;③有机质、黄铁矿等组分易被氧化消耗,同时产生的H+、小分子脂肪酸等又进一步溶蚀无机矿物组分;④氧化作用兼具酸化作用溶解无机矿物的优势,产生煤粉程度较弱、可控。结论认为,强氧化剂作用于煤岩储层具有成为一种新的煤岩储层增产改造技术的潜力。
摘要:煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层“有气难出”的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:①顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;②水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;③形成了“优质、快速、安全”钻井技术,深穿透定向射孔技术,“大排量、大规模、高前置液比、中砂比”活性水压裂技术等3项关键技术;④工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。
摘要:目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:①煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;②研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;③通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。
摘要:我国滇东黔西地区煤层气储层割理、裂缝发育,破裂压力低,固井水泥浆(以下简称水泥浆)容易侵入煤层气储层,造成储层伤害以及储层改造破裂压力异常升高等现象。为了揭示水泥浆伤害该类煤储层的机理,在分析煤岩的理化性能和潜在伤害方式的基础上,通过CT扫描、电镜扫描等技术手段,直观分析煤心内部污染前后裂缝、孔隙结构发育情况与水泥浆在裂缝、孔隙中的侵入、堵塞情况,进而计算得到水泥浆和裂缝在煤心中的体积占比关系,建立了水泥浆伤害煤储层的定量评价方法。研究结果表明:①水泥浆及其滤液在压差作用下沿煤储层的裂缝侵入储层内部,其侵入程度随裂缝、孔隙发育程度变化,裂缝、孔隙越发育,侵入程度越高;②侵入储层内部的水泥浆经胶结固化后,形成的水泥产物在裂缝、孔隙中致密填充,并致密覆盖煤心表面,严重堵塞煤层气流通通道,表现出固化后的水泥产物使煤心渗透率降低、煤岩抗压强度升高,使后续压裂破裂压力异常升高,影响压裂改造效果;③水泥浆滤液对煤岩的碱敏、速敏影响程度远小于水泥浆侵入对煤岩的伤害程度。结论认为,所建立的水泥浆污染煤储层的定量评价方法对提高煤储层固井质量、保证煤层气高效开发等都具有指导作用。
摘要:针对煤层气钻采过程中普遍存在的储层伤害解除不彻底的问题,提出了有助于解堵和增产的径向井复合脉动水力压裂技术思路:水力喷射多分支径向井,利用高导流径向孔眼进行适度的脉动水力压裂改造,从而在主井筒附近一定区域内最大限度地冲击、破碎煤层,形成高导流通道与裂缝网络相结合的大范围卸压增透区。为了验证其技术原理,设计并开展了径向井复合脉动水力压裂室内实验,采用声发射仪与脉冲伺服疲劳试验机等实验装置,围绕径向水平井复合压裂形成裂缝时的声发射响应特征与煤岩的破裂程度、宏观裂缝形态之间的关系开展了室内研究。结果表明:①实验条件下,径向水平井复合脉动水力压裂达到常规压裂峰值压力的1/3~1/4下即可起裂,声发射事件数是常规压裂的1.38~7.07倍;②径向水平井复合脉动水力压裂中获得强烈的声发射信号响应,产生宏观破裂的峰值压力较低,相同条件下更易获得较大范围的缝网;③径向井分支数、井眼长度、动载频率及振幅等参数是影响径向水平井复合脉动水力压裂效果的重要因素。结论认为,径向水平井复合脉动水力压裂方法提供了一种煤层气解除储层堵塞和高效开发的新思路,可实现煤层气井的有效解堵和增产。