武力超，朱玉双，刘艳侠，周兆华，何东博

（1.大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系；3.中国石油长庆油田公司气田开发处；4.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心；5.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；6.中国石油勘探开发研究院）

矿权叠置区内多层系致密气藏开发技术探讨
——以鄂尔多斯盆地神木气田为例

武力超1,2,3，朱玉双1,2，刘艳侠4,5，周兆华6，何东博6

（1.大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系；3.中国石油长庆油田公司气田开发处；4.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心；5.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；6.中国石油勘探开发研究院）

以煤炭和天然气矿权完全叠置的鄂尔多斯盆地神木气田为例，分析煤炭和天然气协同开发的难点，制定协同开发技术对策。在研究上、下古生界气藏有利区展布主控因素和规律的基础上，结合井型井网论证、配套高效钻采和地面集输工艺优化出不同区域技术政策。结果表明：矿权叠置区内煤炭和天然气可以协同开发；多层系致密气藏有效储集层平面上可划分为上古生界砂体多边式叠合区、上古生界砂体多层式叠合区、上古生界砂体孤立式发育区、上下古生界有效储集层叠合发育区；9井丛井组为最优井网模式；储集层不同分区需用不同井型组合；集群化丛式井组部署、优化钻采工艺和配套地面集输新工艺，可缩短气藏建设和开发周期。实践证明，在矿权叠置区内煤炭和天然气协同开发的同时，也实现了上、下古生界多层系致密气藏的立体开发。图3表2参13

神木气田；矿权叠置区；煤层；致密气藏；协同开发；井型井网；配套工艺

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国重要的能源基地，盆地内石油、天然气、煤炭和砂岩型铀矿等具有共同的有机物质基础，基底断裂、构造运动和沉积环境的变迁等共同控制了它们的形成、运移、聚集、保存、分布和可采性[1]。煤炭与天然气在纵向上层位叠置，平面上也相互交叉[1-2]。因矿权分置立法制度下的矿业权设置机制，

不可避免地出现矿权叠置，两个开采主体相互制约，目前仅限于协同勘探[2]，研究也主要集中于机制体制的剖析[3]。虽然通过建立“三交模式”（在矿权叠置区内不同的开采主体相互配合，采取联合勘探、联合开发、联合利用等方式各取其利）可有效解决矿权重叠区相邻层位煤层气和煤炭开采的矛盾[4]，但对非相邻开采层位的煤炭和天然气协同开发尚无好的技术政策。统计表明，鄂尔多斯盆地内煤炭与天然气矿权叠置区面积超过1×104km2，直接影响近1×1012m3探明（含基本探明）天然气地质储量的动用，主要集中在内蒙古自治区和陕西省境内，造成合法资源无法开采，且存在巨大安全隐患。为此，笔者以煤炭和天然气矿权完全叠置的神木气田作为研究对象，梳理协同开发难点，分析上、下古生界气藏有利区展布主控因素和规律，结合井型井网论证，配套高效钻采和地面集输工艺优化出不同区域技术政策，以减少天然气开发对煤炭资源的影响，缩短气藏建设和开发周期。

1 研究区概况

位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部的神木气田本部矿权范围内共分布47家煤炭企业。该气田与煤炭开采区、煤炭勘查区、煤炭勘查规划区的矿权叠置率为100%。气田本部探明储量近1 000×108m3，气田东侧与煤炭叠置矿权区已探明的储量超过2 300×108m3。

该气田主要发育上古生界石盒子组、山西组、太原组、本溪组及下古生界马家沟组等多套含气层系，气藏埋深1 530～2 500 m。鄂尔多斯盆地晚石炭世末隆升剥蚀，形成9#煤层底界区域沉积间断后，在海平面上升和构造沉降作用下，海水再次由东南方向侵入鄂尔多斯盆地，伴随海侵与海退，神木气田发育4套灰岩。太原组沉积期从太22段到太21段，海水总体向北推进，从三角洲平原向前缘过渡；到太原组沉积晚期，海侵规模减小，海水开始退缩，太1段发育三角洲平原与前缘亚相[5]。山2段沉积期，海水已经基本从鄂尔多斯盆地退出，盆地主体进入陆相演化阶段，自北向南依次发育三角洲平原、三角洲前缘亚相，研究区主要处于三角洲平原亚相。盒8段沉积期，在缓坡三角洲沉积模式下，主要发育冲积平原、三角洲平原和三角洲前缘沉积亚相。下古生界马家沟组气藏位于靖边古岩溶缓坡边缘环带上，有利沉积微相是碳酸盐岩局限台地相潮坪亚相下硬石膏结核云坪及含硬石膏结核云坪等沉积微相。钻探资料显示，神木气田单井钻遇气层个数多，主要集中在8～14个。有效储集层整体表现为平面非均质性强，主控因素复杂[6]，单个层系规模有限，单井产量较低。

鄂尔多斯盆地自下而上发育石炭-二叠系、三叠系和侏罗系3套含煤岩系。主要含煤组有石炭-二叠系的本溪组、太原组、山西组，三叠系的瓦窑堡组和侏罗系的延安组及直罗组。矿权重叠区内煤炭开采的层位为侏罗系延安组煤层，埋深100～400 m，进行探矿的深度不超过600 m。

2 协同开发的难点与规划

2.1 协同开发的难点

鄂尔多斯盆地内多种能源矿产同盆共生，是造成矿权叠置的自然物质基础，矿产资源法中规定的矿权的排他性、资源利益分配、矿业权设置方式的单一性和管理体制是问题产生的主要原因。在开采阶段，开采主体间的主要矛盾是地表土地使用权冲突、地下通过权冲突、安全问题冲突[3]。因能源开采活动从地表逐步深人地下，下层矿权必须在上层矿权区内开凿井孔或隧道等来实现其通过，必然引发矛盾。在天然气和煤炭资源共同作业区安全隐患突出，主要是采煤工作面开采后采用垮落法处理顶板产生的应力释放导致正在生产的气井管柱断裂；煤炭开采引起地表岩层下沉，可能引发爆炸、透水、冒顶等安全事故影响天然气管网运行；煤炭采空区钻井发生井漏及次生灾害。地表土地使用权冲突造成区块开发井网混乱，不利于区块整体开发，单井产量和采收率偏低。此外，多层系致密气藏开发难度大，更增加了矿权叠置区能源开发的难度。

2.2 协同开发规划

只有解决好地表土地使用权和地下通过权冲突，并避免出现安全隐患，才能实现矿权叠置区内资源开采的互利双赢。按照“时间错开、空间划开、安全第一、相互协调、急需先上”的原则，运用集群化丛式井组部署、“工厂化”作业配套工艺和地面管网一体化优化等技术，分区分批实现多种矿产资源立体化、工厂化协同开发。依靠“大井丛、多层系、多井型、上下古生界气藏立体开发”，整体动用完煤炭中、远开采区内的气藏资源；在煤炭资源首采区，天然气井口位置和地面管网依据煤矿巷道走向等优化部署，通过“工厂化”作业，减少地表占地并提高作业效率，利用时效性减少矛盾冲突；天然气地面管网采用井间串接、场站一体化、管理数字化，可减少对煤炭资源地表设施的影响；分区优化技术对策可缩短天然气藏建设和

开发周期。

3 协同开发技术对策

3.1 集群化丛式井组部署

集群化丛式井组部署是煤炭与天然气协同开发的关键技术，其核心是评价出研究区上、下古生界气藏发育的有利区，进而开展储集层分级构型分析，在此基础上合理优化井网井型，实现集群化井位组合最优化，在转变传统开发方式的同时可有效提高单井产量和采收率，实现研究区内煤炭与天然气资源规模效益开发。

3.1.1 上古生界气藏有利区评价

神木气田储集层致密，岩性主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，低孔低渗特征明显。压实和压溶作用是导致神木气田含气层段原始孔隙度损失的主要原因。岩样分析表明，储集空间主要为溶孔，太原组、山2段、山1段、盒8段溶孔分别占95.0%、64.1%、63.0%、69.3%。储集层孔喉中值半径大，排驱压力低，分选中等，石英砂岩最好，岩屑石英砂岩次之，岩屑砂岩最差。岩心、薄片、分析化验资料研究表明，太原组沉积期潮坪和三角洲体系发育，呈现出海陆过渡带型的沉积体系组合；山西组沉积期沉积环境由海相演变为陆相，发育河流-三角洲沉积体系。太原组有利的沉积微相类型包括分流河道、河口坝等；山西组有利的沉积微相类型主要为分流河道。运用地震、测井、地质多种方法，对主力层段有效砂体进行工业化制图，结果显示，太原组、山22段、山1段及盒8段河道总体呈近南北向展布，太原组及山2段发育3条南北向主砂带，盒8段发育2条南北向主砂带。太原组砂体最为发育，厚度大（10～25 m），分布稳定。山1段、山2段砂体厚度在10～20 m。

综合研究成果，从宏观与微观两个方面定性、定量评价储集层，建立了神木气田上古生界气藏储集层评价标准（见表1）。评价结果表明，太原组发育Ⅰ类有利区8个，Ⅱ类有利区3个，含气面积579.5 km2；山西组山2段发育Ⅰ类有利区6个，Ⅱ类有利区4个，含气面积243.1 km2，山1段Ⅰ类有利区2个，Ⅱ类有利区2个，含气面积137.0 km2；叠合含气面积833.6 km2。

表1 神木气田上古生界气藏储集层分类评价参数表

3.1.2 上古生界储集层分级构型描述

受沉积相、古地貌、河道纵向下切与横向侧积作用控制，砂体发育多种形态，精细刻画单砂体及复合砂体的形态与规模是制定合理开发对策的基础。自Miall[7]提出河流相砂体构型概念以来，国内外学者[8]通过沉积露头和现代沉积特征的研究，依据垂向叠置和侧向叠置作用程度的强弱将河道砂岩的叠置模式划分成孤立式、多层式、多边式、多层多边式。河道下切作用易形成孤立式和多层式两种砂体叠置模式，河道侧积作用易形成多边式砂体叠置模式。通过精细解剖各小层砂体构型，发现太1段和山22段砂体以多边式叠置为主，太21段、山23段、盒8下段砂体以多层式叠置为主，太22段以多边式和多边多层式叠置为主，山21段以孤立式和多边多层式叠置为主，盒8上段以孤立式和多层式为主。实钻资料显示，神木气田太原组、山2段、山1段及盒8段单砂体厚度相当，主要集中于2～6 m；各层单砂体规模相当，宽度300～600 m，长度600～2 100 m；复合砂体宽度600～1 200 m，复合砂体长度1 500～2 500 m。以“层次分析”为核心进行的储集层构型分析表明，神木气田可以划分为：上古生界砂体多边式叠合区（主要分布在气田北部）；上古生界砂体多层式叠合区（主要分布在气田中部）；上古生界砂体孤立式发育区（主要分布在气田南部）。

3.1.3 下古生界气藏有利区评价

神木气田下古生界主要发育马家沟组碳酸盐岩气藏，碳酸盐岩储集层成因复杂，沉积成岩环境控制碳酸盐岩储集层类型和分布特征，是造成复杂孔渗关系的最根本原因[9]。孔隙度、渗透率、含气饱和度、声波

时差等是描述碳酸盐岩储集层非均质性最有效的参数。进行多参数回归分析，建立了神木气田下古生界气藏储集层分类评价标准（见表2）。

表2 神木气田下古生界气藏储集层分类评价参数表

因神木气田下古生界气藏的实钻井资料较少，所以单井产量与有效厚度、地层系数、储能系数等单一参数相关性的代表性不强，因此采用产能指数法进行综合评价。产能指数法将储集层厚度、气层厚度、风化壳残余厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度和泥质含量等参数分别进行归一化，然后加权平均得到产能指数。产能指数大于等于45为Ⅰ类储集层；40～45为Ⅱ类储集层；小于等于40为Ⅲ类储集层。评价结果表明，神木气田马五1+2段Ⅰ+Ⅱ类有利区面积为284 km2。

3.1.4 多层系致密气藏有利区平面分布特征

神木气田纵向发育多套含气层系，平面分布差异性较大，必须分区制定合理的开发方式。神木气田有利区平面上可以划分为4种（见图1）：上古生界砂体多边式叠合区（主要分布在气田北部）；上古生界砂体多层式叠合区（主要分布在气田中部）；上古生界砂体孤立式发育区（主要分布在气田南部）；上、下古生界气藏叠合发育区（主要分布在气田北部偏西方向）。

3.1.5 多层系致密气藏井网井型合理优化

3.1.5.1 多层系致密气藏井网优化

神木气田上古生界砂体规模与苏里格气田砂体规模相当，可以借鉴苏里格气田井网优化方法[10]。经计算，神木气田经济极限井网密度为4.16口/km2。数值模拟显示，上古生界气藏适合采用平行四边形井网，井排距为600 m×800 m，水平段长度1 200～1 700 m，水平井开发层段经济极限储量丰度需大于0.7×108m3/km2；下古生界气藏适合采用正方形井网，井排距为1 200 m×1 200 m；上、下古生界气层合采井的井层间基本互不干扰，上古生界气层贡献率34.7%，下古生界气层贡献率65.3%，各小层生产能力能得到充分发挥。因此，设计3井丛到10井丛8种布井模式（见图2）。钻井成本资料分析结果表明，1个井场井数越少，平均水平位移小，定向钻井费用低，但土地、搬家、管线及管理等成本提高；1个井场井数越多，则井眼越长，施工难度越大，轨迹控制越困难，井间防碰问题越突出，定向费用越高。以经济评价为主，结合钻井工艺与采气工艺，对8种布井模式进行优化，9井丛布井模式最佳，综合节约费用最高。

图1 神木气田有利区平面分布图

3.1.5.2 多层系气藏井型优化

在神木气田北部三维地质模型中截取井网密度大的区域（面积45 km2），经过粗化后初步开展数值模拟研究，通过对比克里金方法、高斯随机函数、最近个体法和序贯高斯方法4种岩石物理参数模拟方法，最终选取序贯高斯方法建立属性三维地质模型。根据此模型生成单井物性曲线，将该曲线与单井原始测井解释曲线对比，两者在剖面旋回、绝对值分布范围吻合程度较高，说明地质模型较好地模拟了层内、层间非均质性，具有较高的可靠性。不同井型累计采气量模拟计算结果表明，孤立式砂体适合水平井整体开发，多边式叠合区适合大井组直/定向井+水平井开发，多层式叠合区适合大井组直/定向井开发。由于孤立式砂体与多边式叠合区相互交叉，现有技术手段特别是物探技术的分辨率尚不能准确预测有效薄砂体，精准划分砂体分区存在多解性，为提高采收率，在孤立式砂体区也可采用直井+水平井混合井网开发。

图2 神木气田布井模式示意图

3.1.6 集群化井位部署优化

根据神木气田有利区平面分布特征，结合井型井网优化结果，制定了相应的开发技术对策。即依据储集层展布方向在上古生界砂体多边式叠合发育区沿主砂体走向部署两口水平井，控制区内剩余储量采用7口直/定向井双半径开发（见图3a）；在上古生界砂体多层式叠合发育区，采用双半径“米”字型布井（见图3b），避免开采后剩余储量高度碎片化；在上古生界砂体孤立式发育区，采用中心井为直井并作为导向井，沿有效砂体分布方向部署6口水平井（见图3c），提高层内储量动用程度；在上、下古生界气藏均发育区，采用双半径布井（见图3d），远端为下古生界气藏开发井，近端为上古生界气藏开发井，既合理动用储量，又利于后期生产管理；最终形成“大丛式混合井组开发、多层系立体开发”模式。通过开展顶层设计，油气企业和煤炭企业积极相互协调，依据煤炭企业提供的施工设计图及远景规划图等，相互对接资料，在保安煤柱区及煤炭矿权企业间边界区进行集群化开发井位部署，合理避让煤炭开采巷道，并经过双方现场踏勘后，相互签订协议并实施，避免了安全隐患。

图3 不同储集层分区集群化井位部署示意图

3.2 多层系丛式井组配套高效钻采工艺

丛式井组“工厂化”作业是实现非常规油气资源效益开发的有效途径[11]。集群化丛式井组部署后，在钻采过程中，如采用传统组织方式设备需多次动迁，不仅成本高，安全风险大，而且易与煤炭资源方因相互交叉作业而引发矛盾；开发井位采用大井组多井型，井筒间距离小，钻进过程中如轨迹控制不好，可能发生井眼碰撞，安全风险增高；采用大井组“工厂化”压裂，短期内用液量大，常规供水模式的设备占地面积大、地表土地使用权的争夺不可避免；多井型完井方式，给采气工艺配套及优化带来了挑战。因此，快速安全钻井、多层分压合采和配套的低压集气是必须配套的高效钻采工艺。

3.2.1 丛式井组快速钻井

基于空间球面扫描模型，控制井眼方位，形成“鱼

刺状预分”防碰技术，配合随钻测量的井眼轨迹精确控制，实现丛式井组整体剖面优化；通过建立“空间圆弧+分段设计+迭代求解”的三维水平轨迹计算模型，形成“直-增-稳-扭方位增斜-稳-增-水平段”的井身剖面，有效降低摩阻，并优化三维水平井钻井技术；集成应用以“防塌钻井液+PDC钻头（聚晶金刚石复合片钻头）+复合钻进”为核心的快速钻井技术，大幅度缩短钻井周期；通过优化井场布置，高效作业技术，钻井液重复利用等方法，高效钻井。

3.2.2 多层分压工艺

神木气田单井钻遇气层个数多且单层低产，机械封隔器和套管滑套两项分压工艺各有优缺点[11]。针对机械封隔器分压工艺，通过改进机械封隔器来提高工具使用寿命；通过优化滑套喷砂器结构和材质，大幅提高作业效率。井组连续压裂由2口井提高到5口井以上。通过丛式井组的“通、洗井一趟过；射孔、下钻一趟过；高、低压管线连接一趟过；配液一趟过；压裂作业一趟过；排液测试一趟过”6个一趟过流水线压裂作业组织模式和人工湖供水模式，大幅缩短压裂周期。

3.2.3 配套的低压集气采气工艺

形成了多井型节流器系列，以满足丛式井组不同井型和油管规格气井的井下节流生产，进而保障井间串接，中低压集输模式的安全、平稳运行；针对丛式井组井筒积液问题，配套丛式井组自动注剂装置及其控制系统，实现共用一套设备，而井组内多井自动加注药剂，最大限度地降低进入煤炭企业作业区域的工作几率；以井组为单元，采用井间互联气举排液生产，通过井间能量互补，实现了井组稳定生产，缩短了采气周期。

3.3 地面集输配套新工艺

为避免煤炭开采引起地表岩层下沉对地面管网和设施的破坏，同时适应气田分区建设，提高煤炭中、远开采区天然气开发结束后的设备重复利用率，并缩短天然气藏建设和开发周期，采取气井串接、站场建设一体化、管理数字化等必要的技术手段。

3.3.1 气井串接工艺

井下节流是在井下安装节流嘴实现井筒节流降压，充分利用地层热能，使节流后气流温度在水合物生成温度以上；井下节流后，井口压力变化对井底压力变化的影响变小，延长了生产时间，是实现井间串接的前提。气井单管串接工艺是矿权叠置区降低地面投资的关键技术，与放射状管网相比，平均单井管线长度减少36%，采气干管串接井数可达8～12口，集气站辖井数大幅上升，大幅减少地面工作量。可以借鉴苏里格气田建设经验，运用天然气阀组一体化集成装置串接工艺，进一步优化气井串接工艺[12]。

3.3.2 站场建设一体化模式

针对建设期短、建设区域广，站场规格繁杂和煤炭中、远开采区天然气开采结束后设备重复利用的问题，研发系列化上古生界非含硫气藏集气一体化装置。共形成集气量为50×104m3/d、100×104m3/d的两大类7个系列一体化装置，集成10项功能[13]，具有管理智能化、功能集成化、体积小型化、操作方便化等特点，同时采气管线和井场通信光缆同管沟铺设，巡检道路与管沟同时同向建设，降低了工程投资，节省了土地。根据测算，在神木气田推广站场建设一体化模式可减少占地35%以上，缩短施工周期30%左右。

3.3.3 数字化管理模式

研发数字化生产管理系统，实现数据自动录入、方案自动生成、异常自动报警、运行自动控制等功能。实现电子巡井，集气站无人值守，使气田管理向智能化迈进，在避免频繁进入煤炭作业区的同时实时监控煤炭作业对气井及站场的影响，避免安全事故。

4 应用效果

实践证明，煤炭企业与油气田企业解除了双方顾虑。通过协商，已有近10家煤炭企业与油气企业签订协议或承诺书，近500×108m3天然气探明储量区域投入产能建设，实现了协同开发，达到双赢，并获得政府相关部门认可。以郭家滩井田为例，先期在该井田中、远开采区域内进行天然气开采，通过上述措施缩短建设周期，将在煤炭首采区开采期结束前完成该井田中、远开采区域内天然气开采；在该井田首采区，结合煤炭方提供的巷道及地面设施规划图，根据保安煤柱设置，开辟双16“工厂化”作业区，先期动用有利区储量，待煤炭首采区开采结束，再动用剩余储量。截至2015年8月底，神木气田累计完钻开发井450口，全部采用大井组开发，仅动用井场86个左右，井场上部署井位将陆续完钻，达到开发技术政策要求。其中部署的103口井钻遇上、下古生界有效储集层，实现上、下古生界气藏立体开发，合采井最高无阻流量63.74×104m3/d。以双22-26丛式井组为例，该井组优化后辖井9口，完钻后全部为Ⅰ类井，平均无阻流量13.4×104m3/d。

5 结论

按照“时间错开、空间划开、安全第一、相互协调、急需先上”的原则，矿权叠置区内煤炭和天然气可以协同开发。

神木气田有效储集层平面上可划分为上古生界砂体多边式叠合区、上古生界砂体多层式叠合区、上古砂体孤立式发育区、上下古生界有效储集层叠合发育区；9井丛丛式井组是最优井网模式；模拟计算表明不同分区需用不同井型组合。

采用集群化丛式井组部署、高效钻采工艺和配套地面集输工艺，可缩短矿权叠置区气藏建设和开发周期。

丛式井组快速钻井、多层分压工艺和配套的低压集气采气工艺是多层系丛式井组必须配套的高效钻采工艺；气井串接、站场建设一体化和数字化管理模式是必须配套的地面集输工艺和建设模式。

实践证明，在矿权叠置区内煤炭和天然气协同开发的同时，也实现了上、下古生界多层系致密气藏的立体开发。

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（编辑 郭海莉）

Development techniques of multi-layer tight gas reservoirs in mining rights overlapping blocks: A case study of the Shenmu gas field,Ordos Basin,NW China

Wu Lichao1,2,3,Zhu Yushuang1,2,Liu Yanxia4,5,Zhou Zhaohua6,He Dongbo6
(1.State Key Laboratory of Continental Dynamics,Xi’an 710069,China;2.Department of Geology,Northwest University,Xi’an 710069,China;3.Gasfield Development Department,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China;4.Sulige Gasfield Research Center,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China;5.National Engineering Laboratory of Exploration &Development of Low Permeability Oil &Gas Fields,Xi’an 710018,China;6.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

The difficulties of making joint development of coal and natural gas were examined and the technical countermeasures were given through studying the case of the Shenmu gas field of the Ordos Basin,where the mining rights of coal and natural gas overlap completely.Based on the study of the main controlling factors of the distribution of favorable areas in the Upper and Lower Paleozoic formations,technical measures for different areas were determined considering well type,well pattern,efficient drilling and production,and ground gathering technology.The results show: The mining rights overlapping area of coal and natural gas can be developed jointly.The effective reservoirs of the multi-layer tight gas reservoirs can be divided horizontally into the superposition area for multi-boundaries sand body,multi-layers sand body and isolation sand body in the Upper Paleozoic formations,and the superposition area for effective reservoirs in the Upper and Lower Paleozoic formations.A cluster well group which includes nine wells is the optimal well pattern.Different reservoir area should be developed by different well type and patterns.The construction and development period of gas reservoirs will be shortened by the application of cluster well group,optimized technologies of drilling and production,and ground supporting facilities.Practice shows that the three dimensional development of the multi-layer tight gas reservoirs is also realized in the Upper and Lower Paleozoic when the joint development of coal and natural gas is done in the mining rights overlapping areas.

Shenmu gas field;mineral rights overlapping block;coal bed;tight gas reservoir;collaborative development;well type and pattern;corresponding technology

国家重大科技专项（2011ZX05044）

TE37

A

1000-0747(2015)06-0826-07

10.11698/PED.2015.06.18

武力超（1978-），男，陕西渭南人，博士，中国石油长庆油田公司工程师，主要从事油气田开发综合研究。地址：陕西省西安市四路，中国石油长庆油田公司气田开发处，邮政编码：710018。E-mail: wulc_cq@petrochina.com.cn

2015-01-30

2015-10-10