“十三五”期間我國煤層氣勘探開發(fā)進展及下一步勘探方向

葉建平，侯淞譯，張守仁

(1.中國海洋石油有限公司，北京 100010；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100029；3.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100016)

“十三五”期間是煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的轉(zhuǎn)折期，各大油公司/國家能源局積極貫徹中央關(guān)于加大油氣勘探開發(fā)力度、保障國家能源安全指示，制定了油氣增儲上產(chǎn)“七年行動計劃”，加大投入，煤層氣迎來了發(fā)展良機。這期間，發(fā)現(xiàn)了多個大型煤層氣田；新建了規(guī)模產(chǎn)能的煤層氣田；低階煤煤層氣實現(xiàn)小規(guī)模生產(chǎn)；深層煤層氣勘探取得重大突破；國家科技重大專項成果豐碩，新技術(shù)支撐了煤層氣新領(lǐng)域的開拓和儲量產(chǎn)量的增長。盡管如此，“十三五”期間煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍然存在許多難題，低產(chǎn)井比例較高，產(chǎn)能到位率低，上規(guī)模的大型氣田少，煤層氣產(chǎn)量增長緩慢，勘探開發(fā)充滿困難。筆者通過梳理煤層氣勘探開發(fā)項目進展、煤層氣田生產(chǎn)現(xiàn)狀、重大科研項目技術(shù)成果，討論了老氣田穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)井提產(chǎn)綜合治理技術(shù)措施、煤層氣水平井+技術(shù)組合體系的新概念、深層煤層氣形成條件，指出深層煤層氣將是下一步煤層氣勘探重點方向和新的領(lǐng)域，低階煤仍是煤層氣重要勘探開發(fā)領(lǐng)域。

1 我國煤層氣勘探開發(fā)進展

1.1 煤層氣勘探進展

據(jù)自然資源部統(tǒng)計數(shù)據(jù)[1]，“十三五”期間，全國煤層氣勘探井、開發(fā)井鉆井工作量連年攀升(圖1)，2020年鉆井數(shù)達到888 口，較2016 年增長3.8 倍，2019 年高峰為1 222 口。新增煤層氣探明儲量5 年合計1 555×108m3，新增探明儲量主要集中在沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣，南方四川盆地筠連氣田、貴州文家壩氣田也取得勘探突破。發(fā)現(xiàn)多個大型煤層氣田，如安澤-馬必東、石樓北等大型煤層氣田，新增煤層氣探明儲量673×108m3。安澤-馬必東氣田代表了深部煤層氣勘探開發(fā)領(lǐng)域，其有效的勘探突破意義重大，表明沁水盆地深部煤層氣勘探開發(fā)具有廣闊前景。

圖1 “十三五”時期全國歷年煤層氣儲量、產(chǎn)量、鉆井和投資變化Fig.1 Changes in coalbed methane reserves,production,drilling and investment in China during the 13th Five-Year Plan period

1.2 煤層氣開發(fā)進展

“十三五”期間煤層氣產(chǎn)量穩(wěn)步增長，投資大幅增加。據(jù)自然資源部統(tǒng)計數(shù)據(jù)[1]，2020 年全國煤層氣產(chǎn)量達到57.67×108m3，5 年中產(chǎn)量增長29.33%，年度產(chǎn)量增長率5.2%～8.7%。煤層氣勘探開發(fā)投資5 年中大幅增長，5 年增幅達到172%，年度增長率為22.7%～38.2%。我國煤層氣正步入上升周期，迎來難得的發(fā)展機遇。

煤層氣產(chǎn)量主要集中在沁水盆地。2019 年沁水盆地煤層氣產(chǎn)量占71%，其次，鄂爾多斯盆地占24%。新疆、四川成為增量區(qū)，分別占1.2%、2.3%，其他1.5%。

沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣新建煤層氣田的投產(chǎn)，保障了產(chǎn)能持續(xù)增長。準噶爾盆地南緣煤層氣田的建成，開拓了新的煤層氣產(chǎn)業(yè)基地。這些新氣田如鄂爾多斯盆地大寧-吉縣煤層氣田，沁水盆地馬必東氣田、鄭莊氣田，古交氣田，準噶爾盆地南緣阜康氣田。馬必東氣田示范工程鉆井228 口，井深平均1 200 m，2020 年單井平均日產(chǎn)氣量直井1 340 m3、水平井6 500 m3，產(chǎn)能2.07×108m3，產(chǎn)能到位率70%；鄭莊氣田示范工程鉆井193 口，投產(chǎn)193 口，井深600～850 m，2020 年單井平均日產(chǎn)氣量直井1 800 m3、水平井7 000 m3，新建產(chǎn)能1.51×108m3，產(chǎn)能到位率97%。新氣田建成投產(chǎn)，提振了對沁水盆地深部煤層氣開發(fā)的信心。

2 老氣田穩(wěn)產(chǎn)提產(chǎn)技術(shù)4 種類型

老氣田穩(wěn)產(chǎn)提產(chǎn)綜合治理成效明顯，開發(fā)技術(shù)不斷創(chuàng)新。據(jù)不完全統(tǒng)計，我國煤層氣田大部分單井產(chǎn)量低、低產(chǎn)井的比例較大。為此相關(guān)企業(yè)開展了低產(chǎn)井提產(chǎn)專項治理，國家科技重大專項也單獨立項支持低產(chǎn)井提產(chǎn)技術(shù)研發(fā)試驗。通過不斷技術(shù)探索，老氣田穩(wěn)產(chǎn)治理類型可以歸結(jié)為以下4 種：①增加新層，如潘河、韓城氣田；② 調(diào)整開發(fā)方案，擴大產(chǎn)量規(guī)模，如潘莊氣田；③水平井嵌入加密井網(wǎng)，如鄭莊、韓城、柿莊南氣田；④ 老井增產(chǎn)改造，如柿莊南、保德、延川南、鄭莊等氣田。

2.1 潘河氣田15 號煤層建產(chǎn)，實現(xiàn)層間接替，穩(wěn)產(chǎn)近10 年，成為國家高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程的典范

潘河氣田2005 年完成一期先導(dǎo)試驗工程建設(shè)，2009 年二期全面投產(chǎn)，生產(chǎn)目的層3 號煤層，直井井型，投產(chǎn)井205 口，2012 年高峰產(chǎn)量62×104m3/d，到2017 年產(chǎn)量遞減20%以上。2017 年開始采用單支水平井（即L 型水平井）技術(shù)，開發(fā)下部太原組15 號煤煤層氣，也是落實原開發(fā)方案制定的產(chǎn)能接替策略，取得良好效果。15 號煤層水平井投產(chǎn)83 口，日產(chǎn)51.81×104m3，其產(chǎn)氣量占氣田總產(chǎn)量的61%，2021 年6 月，3 號、15 號煤兩層日產(chǎn)氣合計85.11×104m3。也就是說，到2021 年，3 號煤煤層氣產(chǎn)量比高峰時遞減了一半，但15 號煤煤層氣開發(fā)投產(chǎn)使氣田產(chǎn)量超過了以前峰值產(chǎn)量，保證了潘河氣田年產(chǎn)氣量穩(wěn)定在2×108m3以上，如圖2 所示。

圖2 潘河氣田3 號、15 號煤層層間接替產(chǎn)量Fig.2 Replacement production of No.3,No.15 coal seams in Panhe gas field

2021 年進一步開展山西組和太原組的薄煤層煤層氣開發(fā)試驗，經(jīng)過試采，取得了高產(chǎn)，從而將進一步提高該氣田的產(chǎn)能。

潘河氣田采用層間接替方式穩(wěn)定產(chǎn)能，采用直井完井+套管壓裂改造和水平井完井相結(jié)合的技術(shù)，穩(wěn)產(chǎn)近10 年，成為國家級高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程的典范。

2.2 潘莊氣田調(diào)整開發(fā)方案，增加鉆井，提高氣田儲量動用程度，不斷擴大產(chǎn)能規(guī)模

潘莊氣田從2006 年開始產(chǎn)能建設(shè)，以每年滾動鉆井方式建產(chǎn)。到2015 年累計鉆井100 口，達到設(shè)計產(chǎn)量5×108m3。之后調(diào)整策略，擴大產(chǎn)能規(guī)模。2017 年開始每年鉆井51～62 口，年均增加產(chǎn)量1.08×108m3，到2020 年產(chǎn)量翻倍，達到9.67×108m3，累計投產(chǎn)井367 口。

潘莊氣田采取滾動開發(fā)方式接替產(chǎn)能，技術(shù)上從多分支水平井到單支水平井、從單層開發(fā)到多層開發(fā)，提高投入產(chǎn)出比，其開發(fā)模式具有很好的借鑒意義。

2.3 柿莊南氣田、鄭莊氣田水平井嵌入加密井網(wǎng)，技術(shù)效果明顯

在直井井網(wǎng)中嵌入水平井加密井網(wǎng)，改善老井導(dǎo)流能力，提高井網(wǎng)產(chǎn)量，最早在柿莊南區(qū)塊棗園區(qū)試驗成功。

柿莊南氣田以低產(chǎn)井提產(chǎn)為中心，井型、井網(wǎng)、排采管理等綜合措施治理，提高氣田產(chǎn)量。柿莊南2 區(qū)從2019 年開始在直井中嵌入單支水平井(即L 型水平井)(圖3)，加密井網(wǎng)，實現(xiàn)面積降壓，加快井間干擾。同時相鄰的直井滲透性得到改善，降壓半徑擴展，產(chǎn)量得到提升。到2021 年6 月共有15 口水平井，日產(chǎn)量4.36×104m3，占氣田總產(chǎn)量的11%，產(chǎn)氣量2 000 m3/d以上的井占大部分，在氣田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)中提供了有效的技術(shù)。

圖3 柿莊南老井井網(wǎng)中嵌入水平井部署與TS-707H1 煤層氣水平井軌跡剖面圖Fig.3 Trajectory profile of the TS-707H1 coalbed methane horizontal well

水平井嵌入加密井網(wǎng)技術(shù)措施在鄭莊氣田取得顯著增產(chǎn)效果[2-4]。在韓城氣田也得到良好的應(yīng)用。

柿莊南氣田低產(chǎn)井治理還進行了其他多種技術(shù)試驗。相對有效的技術(shù)包括直井加密井網(wǎng)(不同開發(fā)單元井距加密到220～150 m)、裂縫暫堵轉(zhuǎn)向二次壓裂、儲層-井筒-井口一體化動壓調(diào)節(jié)增產(chǎn)等。

2.4 韓城氣田老井補層、井網(wǎng)加密完善實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)

韓城氣田煤層氣產(chǎn)量最高為52×104m3/d，之后產(chǎn)量遞減到35×104m3/d，遞減率33%。通過綜合治理產(chǎn)量恢復(fù)到38×104m3/d。綜合治理措施主要為：①劃分氣藏單元并進行區(qū)域分類，因地施策，綜合治理，提高產(chǎn)量；②老井補層、加密完善井網(wǎng)；③施行直井頂板壓裂技術(shù)和煤層頂板水平井完井壓裂技術(shù)。試驗認為，在發(fā)育次級背斜構(gòu)造、頂板厚度大、煤層厚、深度較淺、煤體結(jié)構(gòu)較完整的一類氣藏直井頂板壓裂技術(shù)增效明顯。煤層頂板水平井完井壓裂技術(shù)在構(gòu)造煤發(fā)育的煤層中行之有效[5]。通過綜合治理，韓城氣田產(chǎn)量綜合遞減率由16%下降到2.7%，其中，上述這些施行綜合治理技術(shù)的井增產(chǎn)產(chǎn)量占一半份額。

2.5 保德氣田綜合治理成效明顯，實現(xiàn)氣田穩(wěn)產(chǎn)

保德氣田實施井筒治理、設(shè)備更換、煤層解堵、煤層解封、壓裂改造等綜合治理技術(shù)措施，2020 年累計增加產(chǎn)量580×104m3。2016 年至今，穩(wěn)產(chǎn)在(5.2～5.4)×108m3。

2.6 延川南氣田針對性措施提產(chǎn)效果明顯

按產(chǎn)能主控因素，細分高滲高產(chǎn)區(qū)、高應(yīng)力特低滲區(qū)、弱保存區(qū)、水侵區(qū)等分區(qū)。通過針對性實施沖擊波解堵、氮氣擾動、氮氣泡沫壓裂、提液降壓等措施，措施有效率93%，有效控制了老井遞減，實現(xiàn)煤層氣效益提產(chǎn)。延川南氣田保持3×108m3以上穩(wěn)產(chǎn)。

3 煤層氣水平井+技術(shù)體系的形成和推廣應(yīng)用

我國煤層氣水平井鉆完井技術(shù)經(jīng)歷了引進、模仿、創(chuàng)新3 個階段。2000 年前后開始學(xué)習(xí)引進國外公司的多分支水平井、U 型對接水平井技術(shù)，之后逐漸結(jié)合國內(nèi)地質(zhì)儲層條件，形成了現(xiàn)今經(jīng)濟適用的單支水平井技術(shù)(即L 型水平井)，在鉆井液、完井結(jié)構(gòu)和完井方式、壓裂液、壓裂工藝參數(shù)和壓裂方式等方面全方位自主創(chuàng)新，尤其是在井網(wǎng)優(yōu)化部署、鉆完井、壓裂工藝和排采技術(shù)設(shè)備等各個環(huán)節(jié)的組合上，強調(diào)相互匹配、相互優(yōu)化，形成了一個水平井技術(shù)組合體系，本文稱之為“煤層氣水平井+技術(shù)體系”，即水平井鉆完井+套管分段壓裂+無桿泵排采技術(shù)體系。煤層氣水平井+技術(shù)體系推陳出新，凸顯科技生產(chǎn)力的威力，可謂之煤層氣的“黑科技”。

華北油田在“十三五”國家科技重大專項研發(fā)試驗中，形成了新型煤層氣L 型水平井鉆完井技術(shù)，采用二開全通徑井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、漂浮下套管及配套工具、近鉆頭導(dǎo)向等工藝，實現(xiàn)技術(shù)優(yōu)化升級。采用水平井分段壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)，即水平井底封拖動分段改造、擴徑噴槍一體化分段壓裂工藝、優(yōu)質(zhì)儲層段集中射孔壓裂技術(shù)、低前置液-快速返排壓裂技術(shù)，擴大了裂縫網(wǎng)絡(luò)、減少了儲層傷害、提高時效降低作業(yè)成本。采用高效智能化無桿舉升排采工藝技術(shù)，包括定量化排采控制模式、水平井無桿舉升工藝系列、智慧分析決策系統(tǒng)。

創(chuàng)新了鉆井液、壓裂液材料和性能。鉆井液采用專用可降解清潔聚膜鉆井液體系，實現(xiàn)成膜封堵和仿生固壁，煤儲層滲透率恢復(fù)率高，鉆井事故復(fù)雜率下降。壓裂液采用復(fù)合壓裂液、滑溜水+清潔壓裂液，或活性水+低濃度胍膠壓裂液。

華北油田在鄭莊氣田鄭4-76 井組試驗了大位移水平井技術(shù)，水平段進尺比一般水平井增加了2 倍，鉆井周期縮短，井組控制面積同比提高近1 倍，3 口水平井平均日產(chǎn)1×104m3。在馬必東氣田和鄭莊氣田建設(shè)中，大量使用了水平井+技術(shù)體系，使開發(fā)項目產(chǎn)能到位率分別提高到70%和97%。

中石油煤層氣公司在大寧-吉縣區(qū)塊5 號煤層試驗了6 口L 型水平井，每口井7-15 段共56 段壓裂改造。采用大液量、大砂量、高砂比工藝，進行體積壓裂，形成良好的縫網(wǎng)，單井產(chǎn)量3 300～12 000 m3/d。

中聯(lián)煤層氣公司在潘河氣田15 號煤層試驗的L型水平井鉆完井技術(shù)，不同于上述地區(qū)。針對該區(qū)井淺、煤體結(jié)構(gòu)好、滲透性較高儲層條件，采用三開井身結(jié)構(gòu)，一開鉆井液采用坂土泥漿，二開鉆井液采用高分子聚合物鉆井液，三開鉆井液采用胍膠鉆井液；水平段完井方式為篩管完井，無壓裂作業(yè)；排采為螺桿泵工藝生產(chǎn)。單井產(chǎn)量平均達到1×104m3/d。

煤層氣水平井+技術(shù)體系的應(yīng)用，使煤層氣單井產(chǎn)量提升、產(chǎn)能到位率提高，使800 m 以深的深部煤層氣、2 000 m 左右深度的深層煤層氣的開發(fā)成為可能?；蛘哒f，由于鉆井液、壓裂液的改進創(chuàng)新，分段壓裂、體積壓裂的優(yōu)化應(yīng)用，無桿泵排采設(shè)備和工藝的突破，使L 型水平井能夠在煤層氣勘探開發(fā)中有效使用。

4 深層煤層氣形成條件和勘探突破

本文所謂深層煤層氣是指2 000 m 左右深度甚至更深深度，含氣飽和度達到飽和或超飽和的煤層氣儲層，儲層內(nèi)一般存在游離氣，飽和儲層出現(xiàn)的臨界深度受地溫和地層壓力的控制。深層煤層氣勘探近幾年取得了重大突破，成為我國煤層氣勘探開發(fā)標志性的新領(lǐng)域，其氣藏形成機理、成藏模式初步的研究和認識，展示出深層煤層氣資源開發(fā)廣闊的前景。

4.1 深層煤層氣勘探突破

深層煤層氣勘探已在鄂爾多斯盆地大寧-吉縣區(qū)塊、準噶爾盆地東部白家海凸起和綏德河底區(qū)塊取得突破。這些勘探區(qū)塊具有一些共同特點：煤層埋藏深度大，1 500～2 800 m；含氣飽和度高，煤儲層存在游離氣；煤體結(jié)構(gòu)完整，裂縫系統(tǒng)完好；壓裂返排過程中出現(xiàn)自噴。排采產(chǎn)量較高。背斜構(gòu)造部位有利于高產(chǎn)。基本情況見表1[6-8]。

表1 深層煤層氣勘探基本情況Table 1 Basic information of deep CBM exploration projects

4.2 深層煤層氣飽和儲層的形成條件

深層煤層氣儲層中甲烷賦存狀態(tài)與經(jīng)典煤層氣吸附理論顯然不同。由于深層地層溫度較高，導(dǎo)致煤層對甲烷的吸附能力降低，一部分氣體轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x狀態(tài)。秦勇等[9-10]研究認為，深層煤儲層中總含氣量包括吸附態(tài)含氣量和一部分由吸附態(tài)甲烷轉(zhuǎn)化而成的游離態(tài)含氣量。隨著溫度增高，不僅煤層甲烷的吸附能力降低，而且吸附量遞減率將增大。從30℃到70℃，10 MPa時甲烷吸附體積減少46%，到100℃時減少63%～51%[11]。深層煤儲層狀態(tài)由地應(yīng)力和地層溫度共同控制，導(dǎo)致煤層氣地質(zhì)條件發(fā)生“轉(zhuǎn)換”。埋藏超過一定深度，煤的吸附能力將隨埋深的繼續(xù)增加而降低，達到吸附飽和后，出現(xiàn)原地游離氣并形成飽和、超飽和煤層氣。由于地溫梯度和壓力梯度的不同，不同盆地“超飽和”煤層氣出現(xiàn)的臨界深度不同，異常高壓和異常高熱流可以降低深層“超飽和”煤層氣形成的臨界深度[10,12]。地層溫度梯度和壓力影響臨界深度[13-14]。游離氣量在深部低階煤儲層含氣量中占有重要比例[7]。什么深度、什么條件下吸附氣轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x氣？飽和或超飽和儲層臨界深度何時出現(xiàn)？這些科學(xué)問題有待進一步研究。

最新研究認為[8]，準噶爾盆地深層煤層氣具有常規(guī)儲層和非常規(guī)儲層共存、游離氣和吸附氣共生、自源氣和他源氣互補聚集、有序分布的特征，因此命名為“煤巖氣”，煤巖氣是介于常規(guī)氣和煤層氣之間的一種新的天然氣資源類型。

總之，深層飽和儲層的形成，地層封閉性是基礎(chǔ)條件，吸附性是本質(zhì)條件，地層溫度和壓力(深度)是吸附性決定條件。地質(zhì)構(gòu)造是成藏條件。游離氣是儲層氣飽和的關(guān)鍵要素。

4.3 深層煤層氣成藏模式

前人研究表明，深層煤層氣成藏模式在準噶爾盆地和鄂爾多斯盆地表現(xiàn)出不同的模式。

準噶爾盆地白家海凸起侏羅系西山窯組頂板湖泊相泥巖和八道灣組上部廣泛發(fā)育的前三角洲泥巖，封蓋性好。煤層氣在構(gòu)造高部位聚集。煤層作為烴源巖生氣儲存外，部分深部烴源巖生產(chǎn)的氣體沿斷層和不整合面運移至煤層存儲，西山窯組形成以自生自儲為主、下生上儲為輔的游離氣為主的煤層氣系統(tǒng)成藏模式。八道灣組頂?shù)装迳皫r發(fā)育，煤層與頂?shù)装迳绑w構(gòu)成同一含氣系統(tǒng)，形成了“煤型氣、深部油型氣雙氣源+煤層、砂巖雙儲層”吸附、游離共生氣藏[15]。

通過研究對比白家海凸起常規(guī)氣、煤層氣和煤巖氣成藏的共性和各自的特殊性，構(gòu)建了煤巖氣成藏模式，即“常規(guī)儲層和非常規(guī)儲層共存，游離氣和吸附氣共生，自源氣和他源氣互補聚集，有序分布，斷裂穿層輸導(dǎo)，縫孔甜點富集，大面積成藏”[8]。

鄂爾多斯盆地東緣晚古生代煤層以深成變質(zhì)為主，隨深度增加變質(zhì)程度增高。煤層氣含量隨煤級而變化，從東向西增大。自生自儲、內(nèi)生外儲兩種成藏類型。煤層氣在向斜構(gòu)造部位富集，產(chǎn)水量也較大；在背斜構(gòu)造和鼻狀構(gòu)造部位易高產(chǎn)，存在游離氣[16]。

5 下一步煤層氣勘探方向

煤層氣勘探應(yīng)以尋找大型煤層氣田為目標，要有一定的儲量規(guī)模。總結(jié)油氣和煤層氣富集規(guī)律、高產(chǎn)條件、成藏模式，煤層氣勘探地區(qū)首選大型克拉通盆地，油氣、煤炭共生的大型盆地。只有在穩(wěn)定的地質(zhì)構(gòu)造背景下，才能有利于天然氣、煤層氣的生烴、富集、運移和保存。我國煤層氣勘探開發(fā)是在“吸附-解吸-擴散-滲流”經(jīng)典煤層氣理論指導(dǎo)下，首先在沁水盆地高階煤中取得成功，而后在鄂爾多斯盆地東緣中階煤和高階煤進一步建立了煤層氣產(chǎn)業(yè)基地。如何突破固有勘探理論，如何在新區(qū)新領(lǐng)域建立新的煤層氣勘探思想，指導(dǎo)勘探，是擺在勘探家面前的重大課題。筆者以為，深層煤層氣領(lǐng)域、低階煤領(lǐng)域是下一步煤層氣尋求規(guī)模發(fā)展的兩個最重要的勘探領(lǐng)域。

5.1 深層煤層氣

如上所述，深層煤層氣的顯著特點是儲層內(nèi)出現(xiàn)一定比例的游離氣。其有別于以往所述的以吸附氣為主的深部煤層氣，盡管深部煤層氣(指800 m 以深的煤層氣[17]，以吸附氣為主，遵循經(jīng)典煤層氣“吸附-解吸-擴散-滲流”理論)和深層煤層氣難用某一臨界深度截然劃分，但隨著勘探和研究工作的深入，將會建立起深層煤層氣儲層識別參數(shù)體系，指導(dǎo)深層煤層氣有利區(qū)優(yōu)選。

初步研究和勘探實踐表明，鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地是深層煤層氣勘探的有利盆地。

據(jù)預(yù)測，準噶爾盆地煤層埋深1 200～3 000 m，深層煤層氣總資源量約4.57×1012m3[18]；1 500～2 000 m煤層氣資源量1.57×1012m3[19]。要尋找氣源充足、空間和構(gòu)造有很好配置關(guān)系的高含氣、高飽和度煤層氣藏進行煤層氣勘探[15]，準噶爾盆地東部和南部是最有利的勘探區(qū)[20-21]。

鄂爾多斯盆地1 500～2 000 m 埋深的煤層氣地質(zhì)資源量為4.13×1012m3[19]，占全盆地煤層氣總資源量的41.92%。而2 000 m 以深的煤層氣資源蘊藏量巨大。在鄂爾多斯盆地烏審旗和榆林橫山一帶存在一個煤層氣超飽和區(qū)域[22]，含氣飽和度最高可達130%，最佳有利區(qū)含氣面積為6 500 km2，預(yù)測煤層氣資源量為2.275×1012m3。煤層不僅成為砂巖氣的源巖，煤層本身成為有利的儲集層。這一區(qū)域也就是蘇里格氣田-榆林氣田區(qū)域內(nèi)，將是深層煤層氣的首選目標區(qū)。

在鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區(qū)塊、石樓區(qū)塊、三交北區(qū)塊、臨興區(qū)塊、神府區(qū)塊等深部，都具有飽和、超飽和煤儲層的潛力，是最現(xiàn)實的深層煤層氣勘探方向[23-24]。

5.2 低階煤煤層氣

鄂爾多斯盆地中生代侏羅紀煤層氣資源豐富，變質(zhì)程度低，埋深小于2 000 m 的含煤面積8.35×104km2，煤層氣總資源量5.28×1012m3[19]到8.08×1012m3[25]，占全盆地煤層氣總資源量一半以上。盆地南部彬縣、長武、隴東、黃陵、焦坪，北部烏審旗、正寧，煤層含氣量較高，2.2～6.7 m3/t，煤層厚度大，如烏審旗煤層總厚度10～35 m，為煤層氣勘探開發(fā)有利區(qū)[25-26]。彬長地區(qū)已進入小規(guī)模開發(fā)利用。

內(nèi)蒙古海拉爾盆地群、二連盆地群是低階煤煤層氣勘探開發(fā)潛力區(qū)，煤層氣資源豐富，煤層厚度大，滲透性好，開采條件佳。這兩個盆地群含煤面積47 839 km2，2 000 m 以淺煤層氣資源量達到4.18×1012m3，占全國低階煤煤層氣總量的35%[19]?！笆濉逼陂g，累計施工了50 多口煤層氣井。在海拉爾盆地牙克石-五九煤田、拉布達林盆地得爾布煤田、二連盆地白音華煤田開展了煤層氣預(yù)探工作。在二連盆地吉爾嘎朗圖區(qū)塊建立了煤層氣先導(dǎo)試驗區(qū)。在低階巨厚煤儲層煤層氣勘探開發(fā)、低階中深部煤層氣勘探開發(fā)、薄互層煤系氣綜合勘探開發(fā)等方面取得了初步的研究成果。隨著吉爾格朗圖區(qū)塊的勘探成功[27-28]，表明該區(qū)低階煤煤層氣具有良好的勘探前景。

低階煤煤層氣盆地由于地質(zhì)時代較新，煤層厚-巨厚，煤層和砂巖、砂質(zhì)泥巖互層形成煤層組，形成氣源豐富的煤系氣，不僅煤層氣資源富集、資源豐度高，而且煤砂泥互層組合有利于壓裂和氣體滲流，開采條件得到改善，勘探開發(fā)條件相對良好。

6 結(jié) 論

a.老氣田穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)井提產(chǎn)綜合治理技術(shù)措施大致有4 種類型：增加新層、調(diào)整開發(fā)方案擴大產(chǎn)量規(guī)模、水平井嵌入加密井網(wǎng)、老井增產(chǎn)改造技術(shù)，其中，老井增產(chǎn)改造技術(shù)包括井筒治理、提液降壓、設(shè)備更換、沖擊波解堵等煤層解堵、氮氣擾動、氮氣泡沫壓裂、裂縫暫堵轉(zhuǎn)向二次壓裂、儲層-井筒-井口一體化動壓調(diào)節(jié)增產(chǎn)等系列技術(shù)措施。最重要的一點是重視對開發(fā)單元的地質(zhì)研究，結(jié)合地質(zhì)儲層條件，采用與地質(zhì)儲層條件適應(yīng)性的工程改造技術(shù)。

b.總結(jié)提出了“煤層氣水平井+技術(shù)體系”概念，即水平井鉆完井+套管分段壓裂+無桿泵排采技術(shù)體系。在井網(wǎng)優(yōu)化部署、鉆完井、壓裂工藝和排采技術(shù)設(shè)備等各個環(huán)節(jié)的組合上，強調(diào)相互匹配，形成組合技術(shù)體系。正是在煤層氣水平井的鉆井液、完井結(jié)構(gòu)和完井方式、壓裂液、分段壓裂工藝參數(shù)、壓裂規(guī)模、排采設(shè)備和工藝等方面做了全方位自主創(chuàng)新，提高了鉆進效率；形成了體積壓裂、提高了排采效率和技術(shù)性價比；新技術(shù)支撐了L 型煤層氣水平井的推廣應(yīng)用，成為當前經(jīng)濟高效可行的技術(shù)。

c.隨著鄂爾多斯盆地大寧-吉縣區(qū)塊、準噶爾盆地東部等深層煤層氣勘探成功突破，深層煤層氣成為我國煤層氣勘探開發(fā)標志性的新進展，其氣藏形成機理、成藏模式等初步的研究和認識，展示出廣闊的資源開發(fā)前景。本文界定了深層煤層氣涵義，深層煤儲層一般存在游離氣，臨界深度受地層溫度梯度和壓力影響。

d.深層煤層氣、低階煤煤層氣是下一步煤層氣重點勘探方向。煤層氣勘探要以尋找大型整裝煤層氣田為目標。鄂爾多斯盆地東緣、鄂爾多斯盆地烏審旗-榆林地區(qū)、準噶爾盆地東部、準噶爾盆地南部是深層煤層氣有利勘探區(qū)。同時，鄂爾多斯盆地侏羅系、二連盆地群下白堊統(tǒng)、海拉爾盆地群下白堊統(tǒng)是低階煤煤層氣有利勘探層系。