这是中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室吴财芳教授研究团队的成果。第一作者为团队的刘小磊。研究的创新点为研究了现有煤层气技术的适应性，在现有开发技术的基础上，结合不同区块的地质条件，分析了煤层气开发技术趋势。

　　研究认为，我国煤层气勘探开发将逐渐向黔西滇东、准噶尔盆地南部和豫西等地延伸；煤层气开发对象将由浅层、中高煤级、单一煤层和煤层气单采逐渐向深部、低煤级、多煤层和煤系气发展，相应的开发技术也逐渐向自动化和多样性方向发展。

　　目前，我国煤层气产量主要依靠鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地；黔西作为我国煤层气开发的后续建设基地，近几年通过转变思路，取得了一定突破；准噶尔盆地南部作为低煤阶煤层气资源的代表，其煤层气开发刚起步，并在阜康地区取得了较好效果；河南在我国构造煤煤层气资源中占有重要地位，2014年，在鹤壁地区构造煤中煤层气开发取得了一定突破。

　　沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘—原生结构煤发育及煤系气

　　这2大盆地煤体结构相对简单，根据各种开发技术的适用条件，可以考虑在现有垂直井钻井、套管完井和活性水压裂基础上，重点尝试多分支水平井钻井、分段压裂和氮气助排等开发技术。在水力压裂中，研究认为以水为主导，砂所起作用并不大，因此，在压裂时可考虑降低砂比。

　　华北油田针对多分支裸眼水平井成井后井眼易坍塌、不能维护作业等不足，在安泽地区开展了“L”形单支水平井试验，成功钻探安平1井。并总结出4点创新：地质设计创新，钻井完井工艺创新、简单、可控，排采工艺创新和投资控制创新。储层改造中采用“低前置液+快速返排”工艺，既有效改造了煤层，又实现水最低限度滞留煤层，产气水平优于常规压裂井。

　　针对低产井和不产气井，可尝试液氮泡沫解堵、直井重复压裂和高聚能重复电脉冲强冲击波煤层改造技术，进而提高煤层气采收率。

　　在这2大盆地，特别是鄂尔多斯盆地东缘，煤系气资源丰富，在开发煤层气时，应同时考虑煤系气的开采，首先需要研究各层气体之间的相互联系，分清含气系统，在煤层气开发时，可在每层含气系统中布置一组多分支水平井，但在排采时要制定详细的排采计划，研究不同含气系统对煤层气产能的贡献，若不同含气系统间相互抑制则单独排采。

　　黔西滇东—构造煤、原生结构煤及多煤层发育

　　黔西地区煤储层地质条件具有“一弱、两多、三高和四大”的特点。

　　黔西地区整体上以六盘水煤田和织纳煤田为主，六盘水煤田构造煤发育，织纳煤田大部分地区煤体结构相对较好。针对以上情况，在煤层气开发模式上，织纳煤田可以“晋城模式”为指导；六盘水煤田可以“淮南模式”为指导；在开发井型上，重点发展丛式井技术，由于目前丛式井开发方式并不完全适合我国煤层气的地质条件，因此需要针对黔西地区的特殊地形，结合水平井特点，对丛式井不断改进，使其适应黔西的煤层气地质条件。

　　在黔西地区，应扩大煤层气的开发范围，以煤系气为联合开发对象。在提出的多层叠置独立含煤层气系统基础上，研究层间干扰，结合虚拟储层技术，采用“三明治”式的开发方式，将煤层顶底板岩层也包括煤层气开发范围，对其进行增产改造。

　　准噶尔盆地南缘—阜康低煤阶、大倾角煤层区

　　针对该地区煤层倾角大的问题，在进行煤层气开发时，可考虑沿煤层顶底板钻进，并对煤储层进行改造。排采时，应考虑到大倾角煤层与近水平煤层排采的差异，大倾角煤层的开发和近水平煤层最大的区别在于气水分离对煤层流体运移和压力传递的影响。在大倾角煤层中，浮力和重力的作用更加明显，当重力与浮力的作用超过井底压差时，将有可能形成气水分异，给煤层气生产带来不利影响。

　　豫西—构造煤发育区

　　河南作为我国典型的构造煤发育区，经过多年的煤层气勘探开发，2014年8月28日，河南省煤层气开发利用有限公司鹤壁项目部钻探的2号井，地面排采的煤层气日产气量突破3 100 m3，创全国构造软煤地区煤层气单井日产量最高纪录。该井井深860 m，采用顶板水平井技术，为防止井壁坍塌，采用了护壁技术，在煤层气储层改造中，使用了高压水射流和掏煤卸压技术。目前，鹤壁煤层气地面抽采项目日产气量稳定在5 000 m3以上，河南省第1个地面抽采井口撬装站已投入运营。此外，在平顶山十三矿，采用氮气助排技术，3口氮气助排井单井产量大于1 700 m3，稳定在1 000 ～1 100 m3。山西潞安也进行了氮气助排试验，10多口注氮煤层气井，日产气量均在1 000～2 000 m3。

　　该项研究得到了国家科技重大专项及国家自然科学基金项目的资金支持。

　　文章来源：刘小磊，吴财芳，秦勇，等.我国煤层气开发技术适应性及趋势分析[J].煤炭科学技术，2016，44(10)：58-64.