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煤层气水平井无导眼地质导向钻进技术作者：陈洲来源：《中国化工贸易·上旬刊》2020年第04期摘要：随着煤炭资源需求不断增加，在煤炭开采过程中，使用传统的开采技术会存在较多的问题，会使煤炭开采工作效率降低，使施工质量得不到有效保证。
因此就需要对煤炭开采技术进行创新，加强对施工技术的深入研究，推动煤炭企业得到更好的发展。
本文就煤层气水平井开采中所使用的无导眼地质导向技术进行了分析研究。
关键词：煤层气水平井;无导眼;地质导向钻进技术0 引言在当前阶段对煤炭资源进行开采工作时，在一些松软煤层水平段中成孔较为困难，煤层钻遇率较低，在造斜段钻进过程中还需要进行导眼井施工等问题，对开采工作造成了严重的影响。
因此开始在开采工作中将地质导向与几何导向相结合，并将其在井身结构优化、钻进参数优选、防塌钻进、水平段井眼轨迹精细化控制等方面进行了相关的研究。
通过对该模式的应用，使煤层气水平井钻完井工艺得到了相应的完善，也为煤层气低投入、高开发的钻井施工提供了相应的技术参考。
1 煤层气水平井1.1 煤层气水平井概念随着煤层气开发的发展，利用水平井开展开发工作已经成为了普遍趋势，也成为了重要的开发手段。
煤层气水平井相较于直井与普通定向井来说，可以更有效的导通煤储层的裂隙，使井内的气、水导流能力得到显著增强，还可以使单井产量得到提升，使煤层气的采收率得到提升，还可以使投资回收周期得到缩短，减少煤层气开采所需成本，减少在钻前工程以及井场占地等相关费用。
通过对水平井的合理应用，还可以对沟谷纵横等地形条件较为复杂的区域的煤层气进行有效开发。
1.2 煤层气水平井钻进过程中存在的问题利用煤层气水平井有着良好的优势，但是在煤层气水平井的应用过程中还存在着一些问题。
利用水平井对造斜段进行钻进时，为了明确目标煤层的顶底界面深度，通常需要施工200m左右的导眼，从而方便水平井造斜段的轨道设计工作，而这一工作内容属于无效工程量。
在松软煤层中，水平井井壁的稳定性较差，在钻完井过程中，很容易出现井壁坍塌问题，从而造成卡钻、埋钻等事故，导致其成孔难度增加，影响施工进度。
中国煤层气井钻进技术综述X张 晋,张泽宇(中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 100000) 摘 要:中国煤层气的开采已经进入初步商业化生产的阶段,煤层气钻进中遇到的许多问题需要将钻井的先进技术与煤储层特征相结合,而不能照搬常规油气田钻井技术。
本文从煤层气井钻进的特殊性、多分支水平井技术、欠平衡钻井技术和煤层气钻井液技术四个方面介绍煤层气钻进过程中的技术。
关键词:煤层气;多分支水平井;欠平衡钻井;钻井液 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0078—02 我国是世界上第一煤炭生产大国,煤炭资源量巨大,同时我国的煤层气资源也十分丰富,2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”,预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中,在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×1012m 3,与我国陆上天然气资源量相当,位居世界第三位。
现在煤层气开采已经初步进入商业生产的阶段,煤层气井的钻进技术在这其中起着重要的作用。
1 煤层气井钻进的特殊性煤层气井钻进的特殊性是由煤储层区别于常规油气储层的特征所带来的。
1.1 储层保护问题突出中国煤层气储层具有独特性,由于成煤期后构造破坏强烈,构造煤发育,所以具有煤层气储层低含气饱和度、低渗透率以及低压力的“三低”特性,煤层钻进的过程中要特别注意储层保护问题。
由于低压和丰富的割理存在,钻井液、完井液和水泥浆很容易造成储层的污染。
1.2 井壁稳定性问题煤层气井钻井中经常会遇到井壁稳定性差的问题,这是由于煤的岩石力学特征造成的。
煤的机械强度低,杨氏模量小,一般在2.1×104kg /cm 3,泊松比值一般在之间0.2～0.3,煤比岩石易压缩,当煤层被破碎后,煤层难以支撑上覆地层的压力易于坍塌,钻开后的煤层,浸泡时间越长,煤层垮塌更厉害。
煤层孔隙和割理发育,煤的孔隙体积一般占总体积的60%,割理也相当发育,钻开后滤失量大,易吸水垮塌产生漏失。
《煤层气定向羽状水平井开采数值模拟方法研究》篇一一、引言随着能源需求的增长和传统能源资源的日益枯竭，煤层气作为一种清洁、高效的能源资源，其开采技术的研究与开发显得尤为重要。
煤层气定向羽状水平井开采技术是近年来发展起来的一种新型开采技术，其具有开采效率高、成本低、对环境影响小等优点。
然而，由于煤层气赋存条件的复杂性和非均质性，如何有效进行煤层气开采成为了一个难题。
因此，本研究旨在通过数值模拟方法，对煤层气定向羽状水平井开采过程进行深入研究，为煤层气的有效开采提供理论依据和技术支持。
二、煤层气基本特性及赋存条件煤层气是一种以甲烷为主要成分的天然气，主要赋存于煤层中。
煤层气的赋存条件受到地质构造、煤层厚度、煤质、地下水活动等多种因素的影响。
煤层气的开采难度较大，需要采用合适的开采技术和方法。
三、定向羽状水平井开采技术定向羽状水平井开采技术是一种新型的煤层气开采技术，其基本思想是在煤层中布置一系列的定向羽状水平井，通过这些井的联合作用，实现煤层气的有效开采。
该技术具有开采效率高、成本低、对环境影响小等优点。
四、数值模拟方法本研究采用数值模拟方法，对煤层气定向羽状水平井开采过程进行深入研究。
具体方法包括建立地质模型、设定边界条件和初始条件、选择合适的数值模型和算法等。
在建立地质模型时，需要考虑煤层气的赋存条件、煤层厚度、地质构造等因素。
在设定边界条件和初始条件时，需要考虑地下水的活动、井的布置和参数等因素。
在选择数值模型和算法时，需要考虑到煤层气的流动规律、井的产气规律等因素。
五、模拟结果与分析通过数值模拟，我们可以得到煤层气定向羽状水平井开采过程中的压力分布、流量变化等信息。
通过对模拟结果的分析，我们可以得到以下结论：1. 定向羽状水平井的布置对煤层气的开采效率有重要影响。
合理的井的布置可以有效地提高煤层气的开采效率。
2. 煤层气的赋存条件和流动规律对开采过程有重要影响。
需要对煤层气的赋存条件和流动规律进行深入研究，以制定合理的开采方案。
煤层气多分支水平井技术及现场应用李兵摘抄多分支水平井是指在主水平井眼的两侧不同位置分别侧钻出多个水平分支井眼，也可以在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，国外也将其称为羽状水平井[1]等。
多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体，是开发低压、低渗煤层的主要手段。
煤层气多分支水平井工艺集成了煤层造洞穴、两井对接、随钻地质导向、钻水平分支井眼、欠平衡等多项先进的钻井技术，具有技术含量高和钻井风险大的特点。
目前美国、加拿大、澳大利亚等国应用多分支水平井开采煤层气已取得了非常好的效益[2]，而我国处于刚刚起步阶段。
2005年廊坊分院组织施工的武M1－1羽状水平井顺利完钻，该井垂深达900m，是世界最深的一口煤层气羽状水平井。
2005年底山西晋城大宁煤矿完成DNP01、DNP02两口羽状水平井，每口井的日产气量约为2～3万方。
2006年2月中联煤公司完成了DS－01井的钻井施工，目前该井处于排水阶段。
与此同时，华北与CDX、长庆、辽河、远东能源等国内外企业都已启动了羽状水平井开发煤层气的项目。
多分支水平井是煤层气高效开发方式的发展趋势，该技术的普遍应用必将为煤层气的勘探开发带来突破性进展，在我国掀起开发煤层气的热潮。
1煤层气多分支水平井钻井技术难点分析煤层气多分支水平井工艺集成了水平井与洞穴井的连通、钻分支井眼、充气欠平衡钻井和地质导向技术等，这是一项技术性强、施工难度高的系统工程。
同时为了保持煤层的井壁稳定，煤层段一般采用小井眼钻进（φ152.4mm井眼），因而对钻井工具、测量仪器和设备性能等方面都提出了新的要求。
煤层气多分支水平井面临的主要难点可概括为如下几点：（1）煤层比较脆，而且存在着互相垂直的天然裂缝，而这种脆性地层中钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故，甚至井眼报废。
(2）煤层易受污染，储层保护的难度大，一般需采用充气钻井液、泡沫或清水等作为煤层不受污染的钻井液体系。
（3）由于煤层埋藏比较浅，同时井眼的曲率较大，钻压难以满足要求，同时钻水平分支井眼时钻柱易发生疲劳破坏，导致井下复杂。
《煤层气定向羽状水平井开采数值模拟方法研究》篇一一、引言随着对清洁能源需求的增长，煤层气（CNG）作为一种重要的能源资源，其开采技术的研究与开发显得尤为重要。
煤层气定向羽状水平井技术是近年来发展起来的一种新型开采技术，具有开采效率高、储层破坏小等优点。
然而，由于其地质条件的复杂性及开采过程中的多种因素影响，对煤层气开采的数值模拟研究成为提高开采效率和保证安全生产的关键。
本文旨在研究煤层气定向羽状水平井开采的数值模拟方法，为煤层气的有效开采提供理论支持。
二、煤层气基本特性及开采现状煤层气是一种蕴藏在煤层中的天然气资源，其成分以甲烷为主。
我国煤层气资源丰富，但由于地质条件复杂、技术限制等因素，目前开采率相对较低。
传统的直井开采方式在面对复杂地质条件时往往效果不佳，而定向羽状水平井技术因其独特的设计和工艺，可以更好地适应复杂地质条件，提高煤层气的开采效率。
三、煤层气定向羽状水平井技术煤层气定向羽状水平井技术是一种新型的开采技术，其核心在于通过精确的地质导向和工程控制，将多口井以一定角度和间距排列形成羽状井网，进而达到提高煤层气开采效率的目的。
该技术能够有效地解决传统直井开采中遇到的地质难题，同时减少了储层的破坏。
四、数值模拟方法研究（一）模型建立在煤层气定向羽状水平井的数值模拟中，需要建立合理的地质模型和工程模型。
地质模型应充分考虑煤层的厚度、渗透率、孔隙度等地质参数；工程模型则需要考虑井网的布局、生产制度等因素。
通过建立合理的模型，可以更准确地模拟煤层气的开采过程。
（二）数值方法选择在数值模拟中，需要选择合适的数值方法。
目前常用的数值方法包括有限差分法、有限元法、离散元法等。
针对煤层气开采的特点，有限差分法因其计算速度快、稳定性好而成为首选的数值方法。
（三）模拟过程与结果分析在模拟过程中，需要设定合理的初始条件和边界条件，然后通过数值计算得到煤层气的压力分布、流量变化等数据。
通过对这些数据进行分析，可以了解煤层气的开采过程、影响因素及优化措施。
定向羽状水平井钻井工艺定向羽状水平井技术适合于开采低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体。
其主要机理在于多分支井眼在煤层中形成网状通道,促进微裂隙的扩展,又能连通微裂隙和裂缝系统,提高单位面积内的气液两相流的导流能力,大幅度提高了井眼波及面积,降低煤层气和游离水的渗流阻力,提高气液两相流的流动速度,进而提高煤层气产量和采出程度。
一、钻井设备：1.钻机、钻塔、钻铤和钻具。
2.造斜工具中、长半径造斜工具（包括P5LZ165、PSLZ197、P5LZ120三种尺寸系列、多种结构规格的固定弯壳体造斜马达）和短半径造斜工具。
3.水平井测井仪器。
包括钻杆输送式、泵送式两种测井仪器和下井工具,以及湿式接头和锁紧装置等。
4.射孔工具。
包括旋转弹架和旋转枪身等2种高强度定向射孔枪和传爆接头。
5.完井工具。
包括金属棉筛管、新型套管扶正器及其它9种完井工具6.铰接式钻具羽状分支水平井的井眼轨迹是空间弯曲线,既有井斜的变化又有方位的变化,通常需要在钻铤或钻杆连接处加装一个具有柔性连接的铰接式接头。
这种接头具有万向节的功能,在一定角锥度范围内可以任意方向转动,同时具有密封功能。
此外,采用铰接式钻具组合,最大限度降低扭矩、摩阻和弯曲应力。
7.可回收式裸眼封隔器/斜向器斜向器是分支井钻井的关键技术工具,对分支井的钻井起着至关重要的作用,它在分支点处引导钻头偏离原井眼按预定方向进行分支井眼的钻进。
煤层气钻进中的斜向器是可回收式带裸眼封隔器的,它由斜向器和封隔器两部分组成,斜向器的斜面上开有送入和回收的孔眼,用于施工作业中送入和回收斜向器,可膨胀式封隔器用于固定和支撑斜向器。
8.井眼轨道控制由于煤层可钻性好,钻速快,单层厚度薄(3～6m),井眼轨迹控制难度大。
为将井眼轨迹控制在煤层内,可采用“LWD+泥浆动力马达”或地质导向钻井技术。
实现连续控制,滑动钻进,提高轨迹控制精度,加快钻进速度。
同时要避免井眼轨迹出现较大的曲率波动。
武M1-1煤层气多分支水平井钻井工艺分析研究乔磊申瑞臣黄洪春鲜保安庄晓谦鲍清英（中国石油勘探开发研究院廊坊分院完井所河北廊坊 065007）摘要：武M1-1井是中石油第一口煤层气多分支水平井，它的成功完钻为煤层气的高效开发闯出了一条新路子。
以武M1-1井的实钻工程资料和现场施工经验为基础，结合有关的理论进行了总结与分析，全面概括了武M1-1井钻井工艺的特点和成功的经验，深入剖析了钻井工艺中的不足之处。
本文的主要内容包括井身剖面设计与轨迹控制、井下摩阻/扭矩预测与控制、水平井与洞穴井对接、煤层井壁稳定性分析和井眼清洁等工艺。
武M1-1井的钻井工艺不仅具有科学的理论依据，而且经过了现场的应用，证明其具有一定的参考价值和指导作用。
主题词：煤层气多分支水平井欠平衡摩阻分析地质导向煤层气是煤层中自生自储的一种清洁、高效的非常规天然气资源，又称为甲烷、瓦斯。
我国煤层气的储量与常规天然气资源相当[1]，预测储量为31*1012m3。
但是我国煤层普遍存在低压、特低渗和气饱和等特性，利用现有的直井射孔压裂常规技术开采单井产量低，效益差。
为了寻求煤层气的高效开发方式，2005年中国石油集团首次在山西宁武盆地部署了一口多分支水平井，探讨这一煤层气新技术的工程可行性。
历时3个多月，在15家单位的共同努力下武M1-1井于05年10上旬顺利完钻，填补了中石油钻井史上的一项空白。
武M1-1井设计有十个分支，主井眼每侧各5个分支，垂深为900米，总进尺达7993米。
一、武M1-1井钻井工艺概况武M1-1井多分支水平井工艺集成了充气欠平衡、地质导向技术等许多现代先进钻井技术，是一项技术含量高、涉及专业广和服务队伍多的系统工程。
整个施工过程中动用了许多新式的工具和仪器，例如用于两井连通的电磁测量装置、小尺寸的地质导向工具、高效减阻短节（AG-itator）和欠平衡相关装备等。
武M1-1井组由两口井组成，即洞穴井和多分支水平井。
该井的施工顺序为：首先钻洞穴井并在其井底煤层段造一符合现场要求的洞穴，接着开始多分支水平井的钻进，采用近钻头电磁测距的方法将两井连通，最后完成煤层中的主水平井眼和多个分支井眼。
由于煤层比较脆，而且武M1-1井比较深，所以整个施工过程中的防塌任务比较突出。
同时煤层也容易污染并导致产量急剧下降，井底欠压值的控制就成为了至关重要的因素。
二、井身剖面与结构设计宁武盆地9＃煤层顶板深度为882.06m，煤厚11m，煤层倾角7°左右，同时水平井与洞穴井的连通距离仅200m，这些因素都给井眼剖面的设计带来了困难。
设计人员最终采用了“能消耗较少垂深而得到较大位移”的理念进行井身剖面设计，所选定的井身剖面“直－增－稳”三段制，从而达到了更大的水垂比，使井眼轨迹顺利着陆。
武M1-1井的造斜点在712米，着陆点在942m，造斜段造斜率为10º/30m。
水平井的井身结构为：φ244.5mm表层套管×51m＋φ177.8mm技术套管×949m＋Φ152.4mm主水平井眼（裸眼完井）×2000m＋Φ152.4mm分支水平井眼（10个分支）×（300～600m）。
洞穴井的井身结构为：φ244.5mm表层套管×60m＋φ177.8mm技术套管×950m，其中878～883m处为裸眼洞穴。
洞穴井着陆点图1 武M1-1井眼轨迹垂直投影图三、井下摩阻、扭矩预测与控制钻柱的井下摩阻、扭矩分析是煤层气多分支水平井井眼轨迹设计的基础，是确定分支井在煤层控制区域大小的关键参数。
另外摩阻、扭矩分析也是钻机选型、轨迹优化的依据。
武M1-1水平井选择的钻机为ZJ30B，配有250t的顶驱。
武M1-1井煤层段的钻进使用了Andergauge公司的AG-itator新型减阻器，有效降低了摩阻，使管柱受力合理，避免了钻柱的螺旋屈曲。
井眼轨迹的设计采用了最小曲率法，并假定两测点间的管柱形状与井段形状一致，同时采用了Landmark软件中的软杆模型进行了摩阻、扭矩的分析与预测。
四、井眼轨迹的导向控制武M1-1多分支水平井的井眼轨迹控制模式可以概括为：（1）井下导向马达的滑动钻进实现方位和井斜的改变；（2）井下导向马达的复合钻井实现稳斜；（3）LWD的应用实现了地质导向。
水平井上部的直井段采用了塔式钻具组合和钟摆钻具组合，重点控制井斜。
造斜段为的井深712m～942m，采用单弯可调螺杆钻具（1.76º）完成了0～83º的造斜，具体钻具组合为：216mm钻头＋螺杆钻具＋169mm无磁钻挺×1根＋MWD＋165mm无磁钻挺×1根＋127mm加重钻杆×7根＋159mm震击器＋127mm 钻杆。
施工过程中要确保工具的造斜率能够达到设计要求，使井眼轨迹在煤层中顺利着陆。
主水平井眼及十个分支均采用了地质导向钻具组合钻进，具体钻具组合为：Φ152.4mm钻头(Ms1354Mss,W12×W12×W13)×0.22m＋Φ120mm马达×6.76m(1.5º)＋Φ120mm无磁钻挺×2.91m＋Φ120mmLWD×10.81m＋Φ120mm无磁钻挺×8.64m＋Φ120mm浮阀×0.3m＋Φ89mm加重钻杆(3柱)＋Agitator(2.57m)＋振击器(2.55m)＋Φ89mm加重钻杆(3柱)＋Φ89mm钻杆(3柱)＋Φ89mm加重钻杆(8柱)＋Φ89mm普通钻杆。
裸眼侧钻是武M1-1井的难点，由于煤层易坍塌，侧钻过程采取滑动钻进的方式，同时必须严格控制排量和机械钻速。
侧钻时钻压为0～50KN，排量为15L/s。
五、水平井与洞穴井连通工艺武M1-1水平井和洞穴井的连通过程中采用了RMR技术。
RMR技术的核心是电磁测距，主要用来测量目标井（通常为直井）和实钻井的直线距离，它必须与螺杆钻具和MWD配合使用，目前RMR在CBM 井、SAGD、控制井喷等领域得到了广泛应用[2]。
RMR技术的硬件构成包括永磁短节和强磁计或探管。
永磁短节用来提供一个恒定的待测磁场，电磁信号的有效距离为40m，探管可采集永磁短节产生的磁场强度信号，最后通过采集软件可准确计算两井间的距离和当前钻头的位置。
连通过程的钻具组合为：Φ152.4mm钻头＋Φ125永磁短节×0.39m＋马达(1.5º)＋Φ120mm无磁钻挺＋MWD＋Φ120mm无磁钻挺＋Φ89mm钻杆。
起点测点洞穴六、井壁稳定与井眼清洁宁武盆地9＃煤比较稳定，但是如何保持煤层井壁稳定，仍是贯穿钻完井过程的一个核心问题。
煤层的井壁稳定涉及地应力、岩石强度、地层压力、井内液柱压力和钻井液化学成份等多方面的因素，如果设计或施工中出现一些漏洞，那么在这种疏松地层中钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故[3]。
武M1-1井600～900米处的地层压力系数约为1～1.12，通过综合考虑以上影响因素，确定的泥浆密度为1.08，然后通过注气将ECD降低到0.96左右，以实现近平衡钻井。
该井三开的钻井液体系为甲基无固相钻井液，添加剂包括坂土、石墨固体润滑剂、液体润滑剂、超细石灰石（CaCO3）、防塌剂等，具体的钻井液性能为：密度1.08g/cm3，粘度42s，失水5mL。
由于煤层段的钻速可达到3m/min，武M1-1井采取了完善的井眼清洁措施。
每钻完一柱后，至少充分循环一周并严格监视振动筛，同时每钻进30m 至60m泵入CMC高粘度泥浆（70S）1～2m3。
但是通过完井后的生产情况看，该井的钻井液配方不合理，最终导致煤层受到了伤害。
由于煤层对油具有吸附性，钻井液中的油基润滑剂会吸附在煤层的孔隙内，从而降低了煤层的渗透率并会影响煤层气的解析。
另外钻井液中的坂土等颗粒性物体也会对煤层造成一定的伤害。
通过近期几口煤层气井的实践和总结，适合煤层气开发的最佳钻井液为清水和空气，既可以实现煤储层的最有效保护，又可以达到低成本开发的目的。
七、充空气欠平衡工艺宁武盆地的煤层具有低压、低渗、出水多的特点，为了保护储层，不宜采用常规的过平衡钻井技术。
经过多方的论证，武M1-1井采用了充气欠平衡技术以消除泥浆对煤层的伤害。
充空气钻井液是将空气注入钻井液内形成以气体为离散相，液体为连续相的充气钻井液体系。
它主要适合于地层压力系数为0.7～1.0g/cm3之间的储层，而且不受地层大量出水的影响[4]。
利用武M1-1洞穴井将压缩空气注入到水平井的环空，以减少泥浆的当量密度，从而降低液柱对井底的压力，最后达到在井底形成负压差以实现欠平衡钻井。
洞穴井井筒注气法工艺简单，成本低，适用于浅层煤层气的开发。
武M1-1井采用的欠平衡装备包括：美国Grant旋转控制头，可控制回压：3-5Mpa；安瑞科双箭牌压缩机3台，注气流量为10M3，转速1330r/min。
充气钻井的具体施工参数为：泥浆泵排量为15－16L/S，注气量为7m3/min，泥浆密度为1.07－1.08g/cm3，洞穴井井口压力为6.8-9.1Mpa。
但是由于武M1-1洞穴井井筒体积较大，小的注气量难以形成稳定的气液两相流，最后导致水平井环空中形成极不均匀的气液两相流，在气体返出口间隔2个小时才有气体返出，而且气体返出量瞬间很大，容易诱发井喷、地层坍塌等事故，同时处于过平衡钻井的时间占绝对比例，这样对煤层伤害也很大。
图2是在10月5号下午3：45－7：15技术人员现场记录的洞穴井井口压力数据，下午3：55－4：15分水平井的排气口有气体返出，持续了20分钟，井口压力维持在6.8MPa左右。
然后在4：15－4：21时间段停止注气，接单根，井口压力略微上升至7.2Mpa。
4：21开始注气，注气压力从7.2MPa持续上升。
4：21－6：38阶段排气口一直没有气体返出，持续了2小时17分，直到6：38气体返出，注气压力从9.1MPa开始降低6.5Mpa。
经不完全统计，井底欠平衡的时间仅占全井钻井时间的20％，对储层造成了严重的伤害，这是武M1-1井最终没有实现预计产能的一个重要原因。
图3 注气压力变化图八、结论通过充分论证和精心设计的武M1－1井在钻完井工艺上达到了目的，并且创下了最深的煤层气多分支水平井世界记录，施工过程中动用了煤层造洞穴、两井连通、随钻地质导向、钻水平多分支、充气欠平衡等多项世界先进钻井技术。
武M1－1井的成功完钻证明了多分支水平井开采煤层气的工程可行性，为煤层气的开发创出了一条新路子，同时也标志着国内运用多分支水平井技术开发煤层气进入了商业化开发阶段。
作为一口试验井，武M1-1井有其不足之处，尤其是没有实现预期的产气量给我们留下了深刻的教训，并且留给了我们工程技术人员许多启发和经验：（1）必须制定并严格执行合理的煤层保护措施和方案，尽量采用清水和空气等无污染钻井液。
