叶建平，侯淞译，张守仁

(1.中国海洋石油有限公司，北京 100010；2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100029；3.中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

“十三五”期间是煤层气产业发展的转折期，各大油公司/国家能源局积极贯彻中央关于加大油气勘探开发力度、保障国家能源安全指示，制定了油气增储上产“七年行动计划”，加大投入，煤层气迎来了发展良机。这期间，发现了多个大型煤层气田；新建了规模产能的煤层气田；低阶煤煤层气实现小规模生产；深层煤层气勘探取得重大突破；国家科技重大专项成果丰硕，新技术支撑了煤层气新领域的开拓和储量产量的增长。尽管如此，“十三五”期间煤层气产业发展仍然存在许多难题，低产井比例较高，产能到位率低，上规模的大型气田少，煤层气产量增长缓慢，勘探开发充满困难。笔者通过梳理煤层气勘探开发项目进展、煤层气田生产现状、重大科研项目技术成果，讨论了老气田稳产、低产井提产综合治理技术措施、煤层气水平井+技术组合体系的新概念、深层煤层气形成条件，指出深层煤层气将是下一步煤层气勘探重点方向和新的领域，低阶煤仍是煤层气重要勘探开发领域。

1 我国煤层气勘探开发进展

1.1 煤层气勘探进展

据自然资源部统计数据[1]，“十三五”期间，全国煤层气勘探井、开发井钻井工作量连年攀升(图1)，2020年钻井数达到888 口，较2016 年增长3.8 倍，2019 年高峰为1 222 口。新增煤层气探明储量5 年合计1 555×108m3，新增探明储量主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，南方四川盆地筠连气田、贵州文家坝气田也取得勘探突破。发现多个大型煤层气田，如安泽-马必东、石楼北等大型煤层气田，新增煤层气探明储量673×108m3。安泽-马必东气田代表了深部煤层气勘探开发领域，其有效的勘探突破意义重大，表明沁水盆地深部煤层气勘探开发具有广阔前景。

图1 “十三五”时期全国历年煤层气储量、产量、钻井和投资变化Fig.1 Changes in coalbed methane reserves,production,drilling and investment in China during the 13th Five-Year Plan period

1.2 煤层气开发进展

“十三五”期间煤层气产量稳步增长，投资大幅增加。据自然资源部统计数据[1]，2020 年全国煤层气产量达到57.67×108m3，5 年中产量增长29.33%，年度产量增长率5.2%～8.7%。煤层气勘探开发投资5 年中大幅增长，5 年增幅达到172%，年度增长率为22.7%～38.2%。我国煤层气正步入上升周期，迎来难得的发展机遇。

煤层气产量主要集中在沁水盆地。2019 年沁水盆地煤层气产量占71%，其次，鄂尔多斯盆地占24%。新疆、四川成为增量区，分别占1.2%、2.3%，其他1.5%。

沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘新建煤层气田的投产，保障了产能持续增长。准噶尔盆地南缘煤层气田的建成，开拓了新的煤层气产业基地。这些新气田如鄂尔多斯盆地大宁-吉县煤层气田，沁水盆地马必东气田、郑庄气田，古交气田，准噶尔盆地南缘阜康气田。马必东气田示范工程钻井228 口，井深平均1 200 m，2020 年单井平均日产气量直井1 340 m3、水平井6 500 m3，产能2.07×108m3，产能到位率70%；郑庄气田示范工程钻井193 口，投产193 口，井深600～850 m，2020 年单井平均日产气量直井1 800 m3、水平井7 000 m3，新建产能1.51×108m3，产能到位率97%。新气田建成投产，提振了对沁水盆地深部煤层气开发的信心。

2 老气田稳产提产技术4 种类型

老气田稳产提产综合治理成效明显，开发技术不断创新。据不完全统计，我国煤层气田大部分单井产量低、低产井的比例较大。为此相关企业开展了低产井提产专项治理，国家科技重大专项也单独立项支持低产井提产技术研发试验。通过不断技术探索，老气田稳产治理类型可以归结为以下4 种：①增加新层，如潘河、韩城气田；② 调整开发方案，扩大产量规模，如潘庄气田；③水平井嵌入加密井网，如郑庄、韩城、柿庄南气田；④ 老井增产改造，如柿庄南、保德、延川南、郑庄等气田。

2.1 潘河气田15 号煤层建产，实现层间接替，稳产近10 年，成为国家高技术产业化示范工程的典范

潘河气田2005 年完成一期先导试验工程建设，2009 年二期全面投产，生产目的层3 号煤层，直井井型，投产井205 口，2012 年高峰产量62×104m3/d，到2017 年产量递减20%以上。2017 年开始采用单支水平井（即L 型水平井）技术，开发下部太原组15 号煤煤层气，也是落实原开发方案制定的产能接替策略，取得良好效果。15 号煤层水平井投产83 口，日产51.81×104m3，其产气量占气田总产量的61%，2021 年6 月，3 号、15 号煤两层日产气合计85.11×104m3。也就是说，到2021 年，3 号煤煤层气产量比高峰时递减了一半，但15 号煤煤层气开发投产使气田产量超过了以前峰值产量，保证了潘河气田年产气量稳定在2×108m3以上，如图2 所示。

图2 潘河气田3 号、15 号煤层层间接替产量Fig.2 Replacement production of No.3,No.15 coal seams in Panhe gas field

2021 年进一步开展山西组和太原组的薄煤层煤层气开发试验，经过试采，取得了高产，从而将进一步提高该气田的产能。

潘河气田采用层间接替方式稳定产能，采用直井完井+套管压裂改造和水平井完井相结合的技术，稳产近10 年，成为国家级高技术产业化示范工程的典范。

2.2 潘庄气田调整开发方案，增加钻井，提高气田储量动用程度，不断扩大产能规模

潘庄气田从2006 年开始产能建设，以每年滚动钻井方式建产。到2015 年累计钻井100 口，达到设计产量5×108m3。之后调整策略，扩大产能规模。2017 年开始每年钻井51～62 口，年均增加产量1.08×108m3，到2020 年产量翻倍，达到9.67×108m3，累计投产井367 口。

潘庄气田采取滚动开发方式接替产能，技术上从多分支水平井到单支水平井、从单层开发到多层开发，提高投入产出比，其开发模式具有很好的借鉴意义。

2.3 柿庄南气田、郑庄气田水平井嵌入加密井网，技术效果明显

在直井井网中嵌入水平井加密井网，改善老井导流能力，提高井网产量，最早在柿庄南区块枣园区试验成功。

柿庄南气田以低产井提产为中心，井型、井网、排采管理等综合措施治理，提高气田产量。柿庄南2 区从2019 年开始在直井中嵌入单支水平井(即L 型水平井)(图3)，加密井网，实现面积降压，加快井间干扰。同时相邻的直井渗透性得到改善，降压半径扩展，产量得到提升。到2021 年6 月共有15 口水平井，日产量4.36×104m3，占气田总产量的11%，产气量2 000 m3/d以上的井占大部分，在气田稳产增产中提供了有效的技术。

图3 柿庄南老井井网中嵌入水平井部署与TS-707H1 煤层气水平井轨迹剖面图Fig.3 Trajectory profile of the TS-707H1 coalbed methane horizontal well

水平井嵌入加密井网技术措施在郑庄气田取得显著增产效果[2-4]。在韩城气田也得到良好的应用。

柿庄南气田低产井治理还进行了其他多种技术试验。相对有效的技术包括直井加密井网(不同开发单元井距加密到220～150 m)、裂缝暂堵转向二次压裂、储层-井筒-井口一体化动压调节增产等。

2.4 韩城气田老井补层、井网加密完善实现稳产

韩城气田煤层气产量最高为52×104m3/d，之后产量递减到35×104m3/d，递减率33%。通过综合治理产量恢复到38×104m3/d。综合治理措施主要为：①划分气藏单元并进行区域分类，因地施策，综合治理，提高产量；②老井补层、加密完善井网；③施行直井顶板压裂技术和煤层顶板水平井完井压裂技术。试验认为，在发育次级背斜构造、顶板厚度大、煤层厚、深度较浅、煤体结构较完整的一类气藏直井顶板压裂技术增效明显。煤层顶板水平井完井压裂技术在构造煤发育的煤层中行之有效[5]。通过综合治理，韩城气田产量综合递减率由16%下降到2.7%，其中，上述这些施行综合治理技术的井增产产量占一半份额。

2.5 保德气田综合治理成效明显，实现气田稳产

保德气田实施井筒治理、设备更换、煤层解堵、煤层解封、压裂改造等综合治理技术措施，2020 年累计增加产量580×104m3。2016 年至今，稳产在(5.2～5.4)×108m3。

2.6 延川南气田针对性措施提产效果明显

按产能主控因素，细分高渗高产区、高应力特低渗区、弱保存区、水侵区等分区。通过针对性实施冲击波解堵、氮气扰动、氮气泡沫压裂、提液降压等措施，措施有效率93%，有效控制了老井递减，实现煤层气效益提产。延川南气田保持3×108m3以上稳产。

3 煤层气水平井+技术体系的形成和推广应用

我国煤层气水平井钻完井技术经历了引进、模仿、创新3 个阶段。2000 年前后开始学习引进国外公司的多分支水平井、U 型对接水平井技术，之后逐渐结合国内地质储层条件，形成了现今经济适用的单支水平井技术(即L 型水平井)，在钻井液、完井结构和完井方式、压裂液、压裂工艺参数和压裂方式等方面全方位自主创新，尤其是在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的组合上，强调相互匹配、相互优化，形成了一个水平井技术组合体系，本文称之为“煤层气水平井+技术体系”，即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术体系。煤层气水平井+技术体系推陈出新，凸显科技生产力的威力，可谓之煤层气的“黑科技”。

华北油田在“十三五”国家科技重大专项研发试验中，形成了新型煤层气L 型水平井钻完井技术，采用二开全通径井身结构设计、漂浮下套管及配套工具、近钻头导向等工艺，实现技术优化升级。采用水平井分段压裂增产改造技术，即水平井底封拖动分段改造、扩径喷枪一体化分段压裂工艺、优质储层段集中射孔压裂技术、低前置液-快速返排压裂技术，扩大了裂缝网络、减少了储层伤害、提高时效降低作业成本。采用高效智能化无杆举升排采工艺技术，包括定量化排采控制模式、水平井无杆举升工艺系列、智慧分析决策系统。

创新了钻井液、压裂液材料和性能。钻井液采用专用可降解清洁聚膜钻井液体系，实现成膜封堵和仿生固壁，煤储层渗透率恢复率高，钻井事故复杂率下降。压裂液采用复合压裂液、滑溜水+清洁压裂液，或活性水+低浓度胍胶压裂液。

华北油田在郑庄气田郑4-76 井组试验了大位移水平井技术，水平段进尺比一般水平井增加了2 倍，钻井周期缩短，井组控制面积同比提高近1 倍，3 口水平井平均日产1×104m3。在马必东气田和郑庄气田建设中，大量使用了水平井+技术体系，使开发项目产能到位率分别提高到70%和97%。

中石油煤层气公司在大宁-吉县区块5 号煤层试验了6 口L 型水平井，每口井7-15 段共56 段压裂改造。采用大液量、大砂量、高砂比工艺，进行体积压裂，形成良好的缝网，单井产量3 300～12 000 m3/d。

中联煤层气公司在潘河气田15 号煤层试验的L型水平井钻完井技术，不同于上述地区。针对该区井浅、煤体结构好、渗透性较高储层条件，采用三开井身结构，一开钻井液采用坂土泥浆，二开钻井液采用高分子聚合物钻井液，三开钻井液采用胍胶钻井液；水平段完井方式为筛管完井，无压裂作业；排采为螺杆泵工艺生产。单井产量平均达到1×104m3/d。

煤层气水平井+技术体系的应用，使煤层气单井产量提升、产能到位率提高，使800 m 以深的深部煤层气、2 000 m 左右深度的深层煤层气的开发成为可能。或者说，由于钻井液、压裂液的改进创新，分段压裂、体积压裂的优化应用，无杆泵排采设备和工艺的突破，使L 型水平井能够在煤层气勘探开发中有效使用。

4 深层煤层气形成条件和勘探突破

本文所谓深层煤层气是指2 000 m 左右深度甚至更深深度，含气饱和度达到饱和或超饱和的煤层气储层，储层内一般存在游离气，饱和储层出现的临界深度受地温和地层压力的控制。深层煤层气勘探近几年取得了重大突破，成为我国煤层气勘探开发标志性的新领域，其气藏形成机理、成藏模式初步的研究和认识，展示出深层煤层气资源开发广阔的前景。

4.1 深层煤层气勘探突破

深层煤层气勘探已在鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块、准噶尔盆地东部白家海凸起和绥德河底区块取得突破。这些勘探区块具有一些共同特点：煤层埋藏深度大，1 500～2 800 m；含气饱和度高，煤储层存在游离气；煤体结构完整，裂缝系统完好；压裂返排过程中出现自喷。排采产量较高。背斜构造部位有利于高产。基本情况见表1[6-8]。

表1 深层煤层气勘探基本情况Table 1 Basic information of deep CBM exploration projects

4.2 深层煤层气饱和储层的形成条件

深层煤层气储层中甲烷赋存状态与经典煤层气吸附理论显然不同。由于深层地层温度较高，导致煤层对甲烷的吸附能力降低，一部分气体转变为游离状态。秦勇等[9-10]研究认为，深层煤储层中总含气量包括吸附态含气量和一部分由吸附态甲烷转化而成的游离态含气量。随着温度增高，不仅煤层甲烷的吸附能力降低，而且吸附量递减率将增大。从30℃到70℃，10 MPa时甲烷吸附体积减少46%，到100℃时减少63%～51%[11]。深层煤储层状态由地应力和地层温度共同控制，导致煤层气地质条件发生“转换”。埋藏超过一定深度，煤的吸附能力将随埋深的继续增加而降低，达到吸附饱和后，出现原地游离气并形成饱和、超饱和煤层气。由于地温梯度和压力梯度的不同，不同盆地“超饱和”煤层气出现的临界深度不同，异常高压和异常高热流可以降低深层“超饱和”煤层气形成的临界深度[10,12]。地层温度梯度和压力影响临界深度[13-14]。游离气量在深部低阶煤储层含气量中占有重要比例[7]。什么深度、什么条件下吸附气转变为游离气？饱和或超饱和储层临界深度何时出现？这些科学问题有待进一步研究。

最新研究认为[8]，准噶尔盆地深层煤层气具有常规储层和非常规储层共存、游离气和吸附气共生、自源气和他源气互补聚集、有序分布的特征，因此命名为“煤岩气”，煤岩气是介于常规气和煤层气之间的一种新的天然气资源类型。

总之，深层饱和储层的形成，地层封闭性是基础条件，吸附性是本质条件，地层温度和压力(深度)是吸附性决定条件。地质构造是成藏条件。游离气是储层气饱和的关键要素。

4.3 深层煤层气成藏模式

前人研究表明，深层煤层气成藏模式在准噶尔盆地和鄂尔多斯盆地表现出不同的模式。

准噶尔盆地白家海凸起侏罗系西山窑组顶板湖泊相泥岩和八道湾组上部广泛发育的前三角洲泥岩，封盖性好。煤层气在构造高部位聚集。煤层作为烃源岩生气储存外，部分深部烃源岩生产的气体沿断层和不整合面运移至煤层存储，西山窑组形成以自生自储为主、下生上储为辅的游离气为主的煤层气系统成藏模式。八道湾组顶底板砂岩发育，煤层与顶底板砂体构成同一含气系统，形成了“煤型气、深部油型气双气源+煤层、砂岩双储层”吸附、游离共生气藏[15]。

通过研究对比白家海凸起常规气、煤层气和煤岩气成藏的共性和各自的特殊性，构建了煤岩气成藏模式，即“常规储层和非常规储层共存，游离气和吸附气共生，自源气和他源气互补聚集，有序分布，断裂穿层输导，缝孔甜点富集，大面积成藏”[8]。

鄂尔多斯盆地东缘晚古生代煤层以深成变质为主，随深度增加变质程度增高。煤层气含量随煤级而变化，从东向西增大。自生自储、内生外储两种成藏类型。煤层气在向斜构造部位富集，产水量也较大；在背斜构造和鼻状构造部位易高产，存在游离气[16]。

5 下一步煤层气勘探方向

煤层气勘探应以寻找大型煤层气田为目标，要有一定的储量规模。总结油气和煤层气富集规律、高产条件、成藏模式，煤层气勘探地区首选大型克拉通盆地，油气、煤炭共生的大型盆地。只有在稳定的地质构造背景下，才能有利于天然气、煤层气的生烃、富集、运移和保存。我国煤层气勘探开发是在“吸附-解吸-扩散-渗流”经典煤层气理论指导下，首先在沁水盆地高阶煤中取得成功，而后在鄂尔多斯盆地东缘中阶煤和高阶煤进一步建立了煤层气产业基地。如何突破固有勘探理论，如何在新区新领域建立新的煤层气勘探思想，指导勘探，是摆在勘探家面前的重大课题。笔者以为，深层煤层气领域、低阶煤领域是下一步煤层气寻求规模发展的两个最重要的勘探领域。

5.1 深层煤层气

如上所述，深层煤层气的显著特点是储层内出现一定比例的游离气。其有别于以往所述的以吸附气为主的深部煤层气，尽管深部煤层气(指800 m 以深的煤层气[17]，以吸附气为主，遵循经典煤层气“吸附-解吸-扩散-渗流”理论)和深层煤层气难用某一临界深度截然划分，但随着勘探和研究工作的深入，将会建立起深层煤层气储层识别参数体系，指导深层煤层气有利区优选。

初步研究和勘探实践表明，鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地是深层煤层气勘探的有利盆地。

据预测，准噶尔盆地煤层埋深1 200～3 000 m，深层煤层气总资源量约4.57×1012m3[18]；1 500～2 000 m煤层气资源量1.57×1012m3[19]。要寻找气源充足、空间和构造有很好配置关系的高含气、高饱和度煤层气藏进行煤层气勘探[15]，准噶尔盆地东部和南部是最有利的勘探区[20-21]。

鄂尔多斯盆地1 500～2 000 m 埋深的煤层气地质资源量为4.13×1012m3[19]，占全盆地煤层气总资源量的41.92%。而2 000 m 以深的煤层气资源蕴藏量巨大。在鄂尔多斯盆地乌审旗和榆林横山一带存在一个煤层气超饱和区域[22]，含气饱和度最高可达130%，最佳有利区含气面积为6 500 km2，预测煤层气资源量为2.275×1012m3。煤层不仅成为砂岩气的源岩，煤层本身成为有利的储集层。这一区域也就是苏里格气田-榆林气田区域内，将是深层煤层气的首选目标区。

在鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块、石楼区块、三交北区块、临兴区块、神府区块等深部，都具有饱和、超饱和煤储层的潜力，是最现实的深层煤层气勘探方向[23-24]。

5.2 低阶煤煤层气

鄂尔多斯盆地中生代侏罗纪煤层气资源丰富，变质程度低，埋深小于2 000 m 的含煤面积8.35×104km2，煤层气总资源量5.28×1012m3[19]到8.08×1012m3[25]，占全盆地煤层气总资源量一半以上。盆地南部彬县、长武、陇东、黄陵、焦坪，北部乌审旗、正宁，煤层含气量较高，2.2～6.7 m3/t，煤层厚度大，如乌审旗煤层总厚度10～35 m，为煤层气勘探开发有利区[25-26]。彬长地区已进入小规模开发利用。

内蒙古海拉尔盆地群、二连盆地群是低阶煤煤层气勘探开发潜力区，煤层气资源丰富，煤层厚度大，渗透性好，开采条件佳。这两个盆地群含煤面积47 839 km2，2 000 m 以浅煤层气资源量达到4.18×1012m3，占全国低阶煤煤层气总量的35%[19]。“十三五”期间，累计施工了50 多口煤层气井。在海拉尔盆地牙克石-五九煤田、拉布达林盆地得尔布煤田、二连盆地白音华煤田开展了煤层气预探工作。在二连盆地吉尔嘎朗图区块建立了煤层气先导试验区。在低阶巨厚煤储层煤层气勘探开发、低阶中深部煤层气勘探开发、薄互层煤系气综合勘探开发等方面取得了初步的研究成果。随着吉尔格朗图区块的勘探成功[27-28]，表明该区低阶煤煤层气具有良好的勘探前景。

低阶煤煤层气盆地由于地质时代较新，煤层厚-巨厚，煤层和砂岩、砂质泥岩互层形成煤层组，形成气源丰富的煤系气，不仅煤层气资源富集、资源丰度高，而且煤砂泥互层组合有利于压裂和气体渗流，开采条件得到改善，勘探开发条件相对良好。

6 结 论

a.老气田稳产、低产井提产综合治理技术措施大致有4 种类型：增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术，其中，老井增产改造技术包括井筒治理、提液降压、设备更换、冲击波解堵等煤层解堵、氮气扰动、氮气泡沫压裂、裂缝暂堵转向二次压裂、储层-井筒-井口一体化动压调节增产等系列技术措施。最重要的一点是重视对开发单元的地质研究，结合地质储层条件，采用与地质储层条件适应性的工程改造技术。

b.总结提出了“煤层气水平井+技术体系”概念，即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术体系。在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的组合上，强调相互匹配，形成组合技术体系。正是在煤层气水平井的钻井液、完井结构和完井方式、压裂液、分段压裂工艺参数、压裂规模、排采设备和工艺等方面做了全方位自主创新，提高了钻进效率；形成了体积压裂、提高了排采效率和技术性价比；新技术支撑了L 型煤层气水平井的推广应用，成为当前经济高效可行的技术。

c.随着鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块、准噶尔盆地东部等深层煤层气勘探成功突破，深层煤层气成为我国煤层气勘探开发标志性的新进展，其气藏形成机理、成藏模式等初步的研究和认识，展示出广阔的资源开发前景。本文界定了深层煤层气涵义，深层煤储层一般存在游离气，临界深度受地层温度梯度和压力影响。

d.深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气重点勘探方向。煤层气勘探要以寻找大型整装煤层气田为目标。鄂尔多斯盆地东缘、鄂尔多斯盆地乌审旗-榆林地区、准噶尔盆地东部、准噶尔盆地南部是深层煤层气有利勘探区。同时，鄂尔多斯盆地侏罗系、二连盆地群下白垩统、海拉尔盆地群下白垩统是低阶煤煤层气有利勘探层系。