新能源矿产调查工程进展

张家强， 毕彩芹， 李 锋， 单衍胜， 仝立华， 徐银波，唐 跃， 袁 远， 宁树正， 周凤英

(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083； 2.中国煤炭地质总局，北京 100038； 3.中国地质科学院矿产资源研究所，北京 100037)

0 引言

“新能源矿产调查工程”涉及的矿种主要包括煤层气、油页岩、油砂和煤炭，涉及的地质工作主要包括新区煤层气、油页岩、油砂地质调查，以及全国主要煤产地液化、气化、焦化用煤和特殊高元素煤资源潜力调查、综合评价与信息系统建设。

世界煤层气产业发展前景良好，美国、澳大利亚、加拿大实现了煤层气资源规模性开发利用。尤其是澳大利亚，得益于苏拉特盆地煤系气的勘查开采技术突破，近年煤层气产量连年翻番，年产量已经达到320×108m3。我国煤层气资源丰富，但是产业发展步履艰难，历经20余年发展尚处于规模化开发初级阶段。2 000 m以浅地质资源量约30×1012m3[1-2]，居世界第二位，但地质与地表条件复杂，勘查开发程度低，探明的地质储量仅为6 345×108m3，地面钻采煤层气产量仅48×108m3/a。我国煤层气类型多样，存在高阶煤层气、中阶煤层气、低阶煤层气、构造煤层气、深部煤层气和多气共存煤系气，但我国煤层气科技发展相对滞后，除沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘的中、高阶煤层气勘查开发理论和技术较为成熟并形成2个大型煤层气产业基地外，其他地区的不同类型煤层气缺乏成熟理论和技术支撑，缺乏先导性示范工程引导，勘查开发尚未实现区域性战略突破。

我国油页岩资源丰富，勘查和开发利用情况好于世界其他国家。初步估计1 500 m以浅的地质资源潜力超过1.5×1012t(折合石油700×108t左右)，居世界第二位。2015年油页岩地面干馏的油品年产量达到83×104t； 2017年在低油价情况下依然达到71×104t。但地质工作主要集中于20世纪50、60年代，此后地质工作零星，勘查工作程度依然较低，全国油页岩勘查查明资源量1 400×108t，探明储量仅85×108t[1,3]； 受限于地面干馏环保压力，油页岩产业发展难以形成较大规模。近30 年来，壳牌公司、埃克森美孚等国际各大石油公司不断探索油页岩地下原位开采技术，即通过地下原位加热油页岩，将其中的干酪根裂解成油和气，并已经取得中试成功； 我国吉林众诚公司、吉林大学也取得了野外油页岩地下原位开采的初步突破。

加拿大早已成功大规模商业开发油砂资源，2010年产油砂油7 000×104t，约占其当年原油产量的70%。我国油砂资源较为丰富，油砂油地质资源量约59.7×108t[1,4]，但勘查开发尚处于探索阶段，尚未开发利用，探明储量仅1.3×108t。2012年青海油田在柴达木盆地北缘油砂山开展过油砂露天开采试验，并建有示范工程； 2013年新疆克拉玛依油田在凤城油砂矿开展过水平井蒸汽辅助重力泄油技术(Steam Assisted Grawity Drainage,SAGD)中试工作，单井日产14.3 t。近年，我国油砂勘查开发工作基本处于停滞状态。

我国煤炭资源丰富，全国2 000 m以浅煤炭资源总量5.9×1012t。截至2016年底，埋深1 000 m以浅的煤炭保有资源/储量有1.961 8×1012t，年产量34.5×108t，占到世界的一半。但煤炭开发利用带来的环境问题十分突出。因此，煤炭液化、气化、焦化是煤炭清洁利用的重要方向，液化用煤、气化用煤和焦化用煤是国家重要的战略资源，摸清其优质资源家底具有重大战略意义。

(1)以新疆准南、黔西川南、东北三江、松辽盆地西斜坡、柴达木盆地北缘为重点，实施地质调查井工程，基本查明成藏地质条件与分布规律，实现煤层气、油页岩、油砂资源新发现，提交远景区，优选有利区和勘查区块，建成煤层气示范工程。

(2)跟踪掌握全国煤层气、油页岩、油砂等非常规油气以及液化、气化等特殊用煤资源现状与勘查开发形势，评价全国煤层气、油页岩、油砂、特殊用煤资源潜力与开发利用前景，建立全国煤质数据库、特殊用煤资源信息系统，提升对国家能源决策、资源管理的支撑服务能力和对社会公益性服务的水平。

(3)基本形成低煤阶煤层气、煤炭枯竭矿区煤层气、深层煤层气、多薄煤层煤系气、油页岩、油砂、特殊用煤成藏(成矿)理论，探索高效勘查开发技术，建立地质调查、资源评价技术标准体系。

本文将围绕该工程的上述任务目标和工作内容，总结阶段性进展与成果，阐述理论及技术创新，归纳服务效果，并对未来的工作进行展望。

1 主要进展与成果

(1)川高参1井创南方地区煤层气直井单井最高日产气量，取得新区重大突破。2015—2016年开展了川南地区煤层气基础地质调查，实施了3口地质调查井，初步估算川南地区煤系气地质资源量4 500×108m3； 优选出高县文江、底洞―上罗―九丝城和石碑―九丝城3个有利区(图1)，评价煤系气地质资源量为2 125×108m3(其中，煤层气959.27×108m3，页岩气846.15×108m3，致密砂岩气320.11×108m3)，资源丰度2.42×108m3/km2。

图1 川南宜宾地区煤系气有利区及川高参1井位置

2016年在高县文江有利区部署实施了川高参1井(图1)。该井位于宜宾地区高县芙蓉矿区南部文江镇大桥村，构造位于珙长背斜南翼西段，完钻井深805.67 m，钻遇上二叠统宣威组弱含水煤系129.26 m，埋深657.5～786.76 m，含煤地层倾角 8°～10°； 地层超压，压力系数为1.14～1.60； 钻遇煤层9层8.79 m，煤体原生结构完整； 钻遇气测异常显示9段14.2 m，异常总烃峰值19.48%～75.05%，C1峰值18.07%～72.82%。现场解吸24 h含气量为： 煤层8.38～18.29 m3/t，平均11.9 m3/t； 泥页岩0.14～6.45 m3/t，平均2.85 m3/t，其中黑色碳质泥页岩4.49～6.45 m3/t； 砂岩含气量0.29～0.49 m3/t，平均0.38 m3/t。煤储层孔隙度7.21%～16.89%，平均孔隙度12.20%，渗透率0.149×10-4～3.364×10-4μm2，平均1.334×10-4μm2(图2)。

图2 川南宜宾地区川高参1井C6+7、C8煤层测录井综合柱状图

2017年优选含气量、气测总烃峰值高的主力煤层C6+7煤层和C8煤层(埋深689.30～695.60 m，厚度分别为3.20 m和1.80 m)为射孔压裂层位，通过缓慢提排量控制压裂高度，对煤层及顶底板泥页岩实施大规模水力压裂改造，共注入液量1 064.8 m3，加砂量65.0 m3。微地震监测显示裂缝半缝长为115～142 m，缝高14 m，裂缝影响宽度34 m，裂缝影响体积约为5.47×104～6.76×104m3，实现了对目标层段的有效改造。

由于工作速度较低，采用单滚子沟槽式平面凸轮机构可满足要求。凸轮槽焊接于左右支撑板上，结构如图2所示。滑板两侧的滚子可在两侧的凸轮槽内滚动，从而带动滑板在滑槽内上下运动。

排采试验期间，探索出了与本区煤系气地质匹配的精细控压合层排采制度，实现了煤系气试采重大突破(图3,图4)。

图3 川南宜宾地区川高参1井煤心浸水试验(左)及排采现场(右)

图4 川南宜宾地区川高参1井排采日生产曲线

截至2018年3月21日，累计生产310 d，产气132万m3，最高日产气8 307 m3，在6 000 m3/d以上连续稳产120 d，在4 500 m3/d以上连续稳产213 d，创出南方地区煤层气直井单井最高日产气量和最高稳定日产气量。中国地质调查局组织的成果鉴定专家组认为，该重大突破具有开创性和引领性，对推动南方地区煤系气勘查评价与开发利用具有重要意义。

(2)黔西杨煤参1井创贵州省煤层气直井单井最高日产气量，取得新区重大突破。2015—2016年开展了黔西六盘水地区煤层气基础地质调查，实施了2口地质调查井，优选出杨梅树向斜、盘关向斜和格目底向斜3个有利区(图5)。其中，评价杨梅树向斜煤系气地质资源量366×108m3，资源丰度高达4.79×108m3/km2。

2016年在杨梅树向斜水城煤矿都格井田部署实施了杨煤参1井，该井地理位置位于贵州省西部六盘水地区水城县鸡场镇旗帜村，构造位于六盘水断陷杨梅树复向斜妥倮向斜，完钻井深710.78 m，钻遇上二叠统龙潭组弱含水煤系142.22 m(未穿底)，埋深568.56～710.78 m，含煤地层倾角 5°～8°； 地层常压或略超压，压力系数0.95～1.20； 钻遇煤层18层20.67 m，单层厚0.3～2.66 m，部分夹矸，大部分煤层的煤体原生结构完整，煤层R(O,max)介于1.51%～1.93%，平均1.71%，为中等变质程度贫瘦煤； 钻遇气测异常显示14段17.35 m，异常总烃峰值10.7%～17.9%，含气饱和度88%～95%。邻近的地质调查井DC-1井现场解吸24 h含气量： 煤层6.90～23.80 m3/t，平均15.9 m3/t； 砂、泥岩0.4～3.78 m3/t。主要煤层物性较好，孔隙度3.576%～7.0%，平均为5.82%，煤层渗透率介于0.66×10-4～3.5×10-4μm2，平均为2.29×10-4μm2，高于贵州其他地区。2017年优选煤系中上煤组单层厚度大、煤体结构完整、含气量高的5-2号煤(厚2.66 m)、7号煤(厚1.83 m)、13-2号煤(厚1.93 m)及其顶底板泥页岩、次顶底板致密砂岩为目标层段，进行煤层射孔、分层压裂和合层排采试验； 3个层段埋藏适中(595.8～659.0 m)，跨度63.2 m。对目标层段实施大规模水力压裂改造，3层共注入液量2 657.9 m3，加砂量287.4m3。微地震人造裂缝监测显示裂缝长218.4～249.2 m，缝高10.8～12.6 m，裂缝影响宽度为31.4～35.6 m，裂缝影响体积为12.6×104～16.2×104m3，实现了对目标层段的有效改造。

排采试验期间，探索出了与本地区煤系气地质条件匹配的精细控压排采制度，实现了煤系气试采重大突破(图6、图7)。截至2018年3月12日累计排采478 d，累计产气121×104m3，最高日产气5 011 m3，在4 000 m3/d以上连续稳产228 d，创出贵州省煤层气直井单井最高日产气量和最高稳定日产气量。中国地质调查局组织的成果鉴定专家组认为，该重大突破具有战略性、先导性和创新性，对推动西南地区煤系气综合勘查开发具有重要引领作用。

图5 黔西六盘水地区煤系气有利区及杨煤参1井位置

(3)新疆准南新乌参1井获得高产工业气流，取得新区低煤阶煤层气重大突破。2015—2016年开展了新疆准南乌鲁木齐河西区、呼图壁、玛纳斯等地区煤层气基础地质调查，以中侏罗统西山窑组为目标，实施了4口地质调查井，其中WXC-1井在乌鲁木齐河西区高陡构造(地层倾角70°～80°)发现了煤层气富集区。

WXC-1井钻遇中侏罗统西山窑组煤层11层/67 m，单层煤2.5～23.7 m，属于低变质程度长烟煤、不黏煤，煤体结构以原生结构为主，煤中割理较为发育； 煤岩现场解吸测试含气量普遍较高，其中B6煤层含气量17.06 m3/t，B7煤层含气量10.35～12.24 m3/t。煤岩储层压力正常，渗透性较好，其中B6煤层压力梯度8.65×10-3MPa/m，渗透率为1.3×10-4μm2； B7煤层压力梯度7.80×10-3MPa/m，渗透率为7.28×10-3μm2。

图6 黔西六盘水地区杨煤参1井综合柱状图

图7 黔西六盘水地区杨煤参1井2017年排采日生产曲线

2016年在乌鲁木齐河西区WXC-1井东南方向50 m部署实施了新乌参1井(图8)，该井地理位置位于新疆乌鲁木齐市西山区骑马山南侧，构造位于准噶尔盆地南缘乌鲁木齐西山单斜构造带，为S型顺煤层定向井，完钻井深1 000 m，在B7煤层内顺层钻进288 m(埋深712～1 000 m)。全井共钻遇气测异常段7段461 m，其中B7煤层3段393 m，气测全烃达到46.03%～100.00%，甲烷最大值为99.61%； 井深330～460 m处的煤层顶板灰褐色泥质粉砂岩气测全烃也达到29.94%～100.00%。2016年11月优选B7煤层18 m的4个层段6个射孔层段进行分层压裂，2017 年3月开始合层排采试验。4个层段埋深710～965 m，跨度255 m。

图8 新疆准南地区新乌参1井位置

截至2018年4月12日，新乌参1井最高日产气量4 012 m3/d，在3 000 m3/d以上连续稳产139 d，实现了准南地区西山窑组低煤阶煤层气重大突破(图9)。该井成功探索了急倾斜、厚煤层、低煤阶煤储层的钻井和压裂改造工艺，具有先导性和创新性，有示范作用。

(4)黑龙江鸡煤参1井获得高产工业气流，实现新区煤系页岩气重大突破。2015—2016年开展了东北三江地区煤层气基础地质调查，以下白垩统城子河组含煤岩系为目标，在鸡西盆地梨树坳陷煤矿“原位区”实施了40 km的2条二维地震测线和2口地质调查井——鸡煤地1井和鸡煤地2井，揭示煤层34层/12.26 m，可采煤层单层厚0.9～1.75 m，均见到良好气显示； 通过对2口地质调查井扩孔，完钻鸡煤参1井和鸡煤参2井并进行了压裂排采试验(图10)。

图9 新疆准南地区新乌参1井排采日生产曲线

图10 黑龙江省鸡西盆地鸡煤参1井位置

为便于对比试验，鸡煤参1井对14#煤层、22#碳质泥页岩层进行分层压裂和合层排采； 鸡煤参2井仅对14#煤层进行压裂排采。鸡煤参1井揭示14#煤层埋深985.70～988.05 m，厚度1.75 m，属于中变质程度肥煤，煤体结构完整，裂隙较为发育，现场解吸平均含气量7.00 m3/t，气测全烃峰值8.40%，含气饱和度、孔渗相对较好，是过去鸡西盆地煤层气勘查开发主要目标层[5]； 22#层为煤系中的碳质泥页岩，夹煤线和深灰色粉砂岩，有机碳含量高，埋深1 180.20～1 182.05 m，厚度1.85 m，气测全烃峰值6.41%，现场解吸平均含气量6.63 m3/t，二维地震剖面显示该层位稳定、厚度较大，为鸡西盆地新发现的页岩气潜力储层[6](图11)。鸡煤参1井优选下白垩统城子河组煤系中的14#煤层和22#碳质页岩层及其顶底板致密砂岩进行了分层压裂、合层排采试验(图12)，探索了东北地区迄今最大规模的单层压裂施工工艺。其中，14#煤层共注入压裂液1 426.54 m3，加砂量80.1 m3，地面微地震裂缝检测产生3组裂缝，半缝长150～400 m，压裂液波及面积约27 000 m2，实现了对目的煤层的有效改造； 针对22#碳质泥页岩层破裂压力较高(39.85 MPa)、原始渗透率低的特点，采用“小排量、高套压加砂”的压裂施工工艺，共注入压裂液1 078.7 m3，加砂量43.69 m3； 在合层排采试验期间，通过精细化管理，探索并形成了适合该区深部煤系气地质特征的精细控压排采制度。鸡煤参1井于2016年12月开始排采，截至2017年11月排采357 d，累计产气34.6×104m3，最高日产气量2 239 m3，在1 100 m3/d以上连续稳产134 d，实现了高产工业气流(图12)。通过鸡煤参1井和鸡煤参2井试验对比，新探索的产层22#层煤系泥页岩气(可能含有部分致密砂岩气)贡献了鸡煤参1井产气量的3/4左右。因此，鸡煤参1井开辟了东北三江地区煤系页岩气的新领域，具有示范引领性。

(5)黑龙江黑鹤参1井获得高产工业气流，实现采空区煤层气重大突破。2017年部署实施的黑鹤参1井位于黑龙江省鹤岗兴安煤矿废弃采空区，钻前电法探测采空区没被水淹。该井见未采含煤层段593.09～594.17 m和596.78～598.87 m，煤厚3.17 m； 采空区裂隙带顶部埋深633.8 m，冒落带顶部埋深721 m。试验负压抽采19 d，实际抽采393 h； 抽采期间相对负压由启抽时61.0 kPa迅速降到53.0 kPa左右后基本保持平稳； 最大瞬时流量1 705 m3/h，平均瞬时流量1 650 m3/h； 甲烷浓度45%～27%，平均甲烷浓度35.5%； 累计采出混合气64.837 9×104m3，折算纯甲烷23.014 7×104m3，日产11 386～16 100 m3，平均日产14 055 m3，首次在黑龙江省实现采空区煤层气试采重大突破(图13)，开辟了枯竭煤矿采空区煤层气领域。

图11 黑龙江省鸡西盆地鸡煤参1井压裂层段综合柱状图

图12 黑龙江省鸡西盆地鸡煤参1井排采日生产曲线

(6)完成了新疆煤层气资源潜力评价。在准南煤层气基础地质调查基础上，系统收集了新疆煤层气地质、煤田地质资料，重新评价了各盆地、各含气区带煤层气资源潜力，并优选了煤层气勘查开发有利区带。本次评价新疆煤层气地质资源量8.87×1012m3，可采资源量2.75×1012m3，具备形成30×108～50×108m3/a煤层气产能的资源基础。与2006年国土资源部组织完成的全国煤层气资源评价结果比较，本次评价新疆煤层气地质资源量减少12.18%。主要原因是估算的煤炭资源量减少，导致塔里木盆地、吐哈盆地、天山系列盆地煤层气地质资源量分别减少了36.27%、35.85%和20.86%。准噶尔盆地煤层气地质资源量增加了8.36%，主要原因是评价指标含气量提高了； 巴里坤—三塘湖盆地煤层气地质资源量增加了42.37%，主要原因是估算的煤炭资源量增加了57%，但评价指标含气量略有减小。

图13 黑龙江省鹤岗盆地黑鹤参1井抽采历时曲线

(7)松辽西斜坡实施的15口地质调查井发现油砂矿。通过小太平山―索龙地区2 028 km2土壤烃气化探工作，圈定了热解烃和蚀变碳酸盐综合异常区12个，可作为油砂远景区部署钻探验证工作； 根据土壤油气化探异常叠合二维地震资料，部署的15口油砂验证井(ZK1501—ZK1504，吉镇地1—吉镇地11)在埋深200～500 m的上白垩统姚家组(个别钻井在嫩江组可见少量油砂)均钻获多层厚度不一的油砂层，获得可靠评价参数。根据收集资料和项目钻井数据，编制了松辽西斜坡索龙―小太平山地区油砂矿的顶板埋深、厚度、平均含油率等值线图，初步掌握油砂矿分布规律(图14)。

(a) 化探工区 (b) 油砂矿顶板埋深

(c) 油砂矿厚度等值线(d) 油砂矿含油率等值线

布署的15口井中，ZK1501井揭示油砂4层，累计厚度4.39 m； ZK1503井揭示油砂4层，累计厚度15.70 m； 吉镇地1井揭示油砂4层，累计厚度18.95 m； 吉镇地2井揭示油砂3层，累计厚度11.12 m； 吉镇地4井揭示油砂6层，累计厚度15.73 m； 吉镇地5井揭示油砂3层，累计厚度9.69 m； 吉镇地8井揭示油砂11层，累计厚度18.95 m； 吉镇地9井揭示油砂6层，累计厚度11.3 m； 吉镇地10井揭示油砂6层，累计厚度7.95 m； 吉镇地11井揭示油砂6层，累计厚度4.21 m。钻井揭示松辽西斜坡油砂最高含油率达12.86%，平均含油率3.84%。

(8)柴达木盆地6口地质调查井发现油页岩矿和油砂矿。柴达木盆地北缘中侏罗统石门沟组下部含煤段和上部页岩段均发现厚度较大、品质中等的油页岩矿。在鱼卡地区，石门沟组露头页岩段发现9层油页岩，累计厚度18 m，单层最大厚度4 m，最高含油率可达9.17%； 地质调查井鱼油页1井在埋深334～398 m的石门沟组页岩段发现3层油页岩(图15)，累计厚度5 m，最高含油率10.35%。

图15 柴达木盆地北缘鱼油页1井中侏罗统石门沟组页岩段单井综合柱状图

此外，在大柴旦地区团鱼山煤矿南侧地层倾角53°～68°，部署的青柴地1井在埋深171.0～227.5 m的石门沟组上部页岩段发现2层油页岩矿，厚度分别达到11.35 m和1.63 m； 青柴地2井在埋深34.46～211.95 m的石门沟组下部含煤段发现7层油页岩矿，累计厚度13.30 m。青柴地1井、2井含油率最高7.83%，大多数在5%以上。柴达木盆地北缘石门沟组下部含煤段发育浅湖相、湖沼相、三角洲相沉积，且湖沼相厚度最大，发育有大段的煤层； 上部页岩段水平层理及块状构造发育，为湖相沉积，主体为半深湖―深湖相沉积。油页岩为半深湖—深湖相沉积。

柴达木盆地北缘发现2处油砂矿。在柴达木盆地鱼卡西背斜核部野外调查新发现2层油砂，并沿构造轴线延伸0.7 km； 完钻的鱼油砂1井在埋深171.0～227.5 m的古近系路乐河组下部获油砂岩心14.48 m，油砂最大单层厚度5.20 m，岩心含油面积90%～100%。在冷湖四号构造背斜东翼(下盘)古近系始新统下干柴沟组发现了分布面积大、薄层多的油砂矿，含油率达到3.4%； 部署实施的青冷地1井在埋深11.95～245.95 m处揭示油砂层6.80 m，青冷地2井在埋深5.34～343.20 m处揭示油砂层20.75 m。青冷地2井含油最好的井段为123～189 m，岩性为灰绿色粗粒长石砂岩，其中油浸级别含油砂岩厚10.3 m，油斑级别含油砂岩厚10.45 m。

(9)初步完成全国特殊用煤资源潜力评价。基本完成西北7省区特殊用煤资源潜力调查与评价。开展了晋、陕、蒙、宁、甘、青、新疆准噶尔盆地及以北地区105个国家煤炭规划矿区特殊用煤资源潜力调查，评价煤炭保有资源/储量9 575.54×108t，其中,液化、气化和焦化等特殊用煤资源量2 684.59×108t，包括优质液化用煤161.08×108t，优质气化用煤1 762.35×108t，优质焦化用煤761.16×108t。根据全国现有资料，初步统计全国特殊用煤资源潜力1.470 4×1012t，大约占我国煤炭保有资源/储量的75%。其中，焦化用煤保有资源量1 731.79×108t，主要分布在华北赋煤区的山西、河北和山东； 液化用煤保有资源量为567.29×108t，主要分布在东北赋煤区和西北赋煤区； 去掉焦化、液化用煤，全国气化用煤保有资源量为1.240 5×1012t，以华北赋煤区和东部赋煤区为主，主要为褐煤和低变质烟煤。

2 理论与技术创新

(1)煤系气工作思路创新。转变煤层气工作思路和评价工作方法。过去狭义的“煤层气”是指赋存于煤层中的烃类气体[7-8]，煤层即是生气层，也是储层，烃类气体基本以吸附气赋存方式存在。近年来，人们在生产实践中渐渐发现，存在多煤层的煤系中往往共存有煤层气、页岩气、致密砂岩气等多种非常规天然气，煤系中煤层、泥页岩、砂岩都可成为储层，烃类气体既可由煤生成，也可由富有机质泥页岩生成，从而提出了“煤系气”概念[9-11]，或广义的“煤层气”概念[12]。煤系气或广义煤层气是指赋存在煤层及煤系其他地层中的烃类气体，主要以吸附气和游离气2种赋存方式存在。针对多煤层煤系，我们提出煤层气工作要从单纯以煤层为储层的煤层气地质工作思路转为以煤系煤层、泥页岩、砂岩为储层的煤系气地质工作思路，从而扩大了资源评价领域和空间； 创新煤系气评价工作方法，依靠全取心地质调查井或参数井，通过气测录井、现场解吸试验、地层注入/压降试井等工作方法，取全取准煤系中煤层、泥页岩层、砂岩层等多类型储层的含气性(图16)、物性、应力等参数。新工作思路和新评价工作方法在黔西六盘水、川南宜宾、东北鸡西等地区煤层气工作部署中得以贯彻，均实现重大突破。

(2)煤系气地质选区理论创新。初步总结提出了煤系气“富气高产”的地质选区理论。针对黔西川南以多薄煤层为特点的上二叠统龙潭组煤系，提出了“煤系生烃能力强是富气物质基础，构造简单稳定是保存有利条件，地层超压弱含水是工程高产关键”的地质选区理论。强调煤系生烃能力强是富气物质基础，选区尽量考虑多煤层及富有机质碳质泥页岩发育、热演化适中(Ro在1%～3%之间)、含气性好(煤层、碳质泥页岩层、砂岩层等不同储层现场解吸含气量高、气测异常高)的煤系。强调构造简单稳定是保存的有利条件，选区尽量“动中找静”，在复杂构造带寻找构造简单(褶皱宽缓，断层不发育)、地层平缓(如向斜、背斜两翼)、煤原生结构保存好的地区。强调地层超压弱含水是工程高产的关键，地层超压不仅仅代表地层能量充足，有利于流体排采，往往也是地层富气的体现； 若煤系弱含水，则压裂层段选择无需考虑含水层对压裂工程的影响，有利于大规模多层合压，从而达到煤层造缝波及顶底板泥页岩及砂岩层的目的。因此，尽量选择目标地层超压或常压(压力系数>1.0)、弱含水的煤系发育区作为工作区。以此理论，优选川南宜宾地区珙长背斜南翼、黔西杨梅树向斜作为首批调查区部署煤系气地质调查工作，并取得了成功。

(3)黔西川南煤系气压裂理念创新。针对黔西川南以多薄煤层为特点的上二叠统龙潭组煤系，采取大规模水力多层合压。优选含气量高的主力煤层，对有利工程层段进行射孔和大规模水力压裂，力求压裂缝足够长、足够高，能够有效波及煤层顶底板泥页岩、次顶底板致密砂岩，形成较大规模的体积缝，为煤系中煤层气、页岩气、致密砂岩气共采提供渗流通道。该压裂理念成功应用到杨煤参1井、川高参1井，为煤系气高产奠定了良好的工程基础。

(4)成功探索出黔西川南煤系气适配工程技术。针对黔西川南弱含水、多薄煤层、地层超压的煤系地质特点，创新性地提出并实践了与调查区地质条件适配性好的“大液量、大排量、大砂量”压裂工艺和“缓慢提排量控压裂高度”的新理念[13]； 针对游离气活跃、套压上升快的地质和工程特点，形成了精细压差控制排采技术。这些创新性适配技术的探索，保证了川高参1井、杨煤参1井的高产。

图16 黔西六盘水地区杨梅树向斜DC-1井综合柱状图

3 有效服务

煤层气地质调查取得了一系列重大突破，不仅提振了所在省份煤层气产业发展的信心，而且成果及时移交给企业，引领、拉动了企业对煤层气勘查开发的投入，促进了成果转化应用和对所在地区的公益性精准扶贫工作，产生了明显的经济和社会效益。黔西六盘水地区杨煤参1井于2018年1月30日成功移交给贵州大型国有企业——贵州盘江投资控股(集团)有限责任公司，支持了贵州煤炭企业转型发展； 川南宜宾地区川高参1井于2018年3月21日成功移交给中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司，该企业接手后积极开展技术经济评价和勘查开发整体规划，推进成果转化应用。新疆准南煤层气地质调查井(WXC-1井)发现了高含气量煤层，成功吸引新疆自治区地勘基金投入，在该井旁部署的开发试验井(WXS-1井)也取得了稳产4 500 m3/d的高产量； 新乌参1井于2018年6月7日成功移交给新疆维吾尔自治区煤田地质局，并经新疆科协批准作为新疆煤层气科普教育基地，接手单位积极推进煤层气开发井组建设，目标是形成煤层气勘查开发示范工程。此外，东北鸡西盆地鸡煤参1井实现煤系页岩气突破后，成功吸引龙煤集团在东北三江地区登记了1 151 km2的煤层气矿权，助推了煤炭企业转型发展。

4 未来工作部署与展望

(1)探查深部煤系气、煤矿采空区和采动区煤层气资源勘查开发潜力，建立勘查试采示范工程。进一步扩大黔西川南、东北地区煤层气地质调查成果，分别探查1 000 m以深的上二叠统龙潭组煤系、下白垩统煤系的煤系气资源勘查开发潜力，继续探查煤炭枯竭矿区、关井压产矿区等采空区、采动区煤层气资源勘查开发潜力； 继续探查新疆准南地区玛纳斯―呼图壁一带中侏罗统西山窑组低煤阶煤层气资源的勘查开发潜力。

(2)调查、探索重点地区油页岩、油砂资源潜力和原位绿色高效勘查开采技术。开展松辽盆地及外围油页岩地质调查与评价，优选不同深度油页岩地下原位开采试验靶区，支持油页岩地下原位开采试验； 探索1 000 m以深的油页岩资源潜力； 完成柴达木盆地油砂资源潜力评价； 完成松辽盆地西斜坡油砂基础地质调查与资源潜力评价，优选油砂原位开采试验靶区，建立油砂勘查试采示范工程，探索油砂综合勘查技术和原位绿色高效开采技术。

(3)完成全国特殊用煤资源潜力评价，研究提出我国特殊用煤资源可供性与煤化工产业发展战略建议。开展东北、华北、西南地区主要煤炭资源省(区)及新疆南部等其余地区特殊用煤资源潜力调查； 建成全国煤质数据库、全国特殊用煤资源综合评价与信息系统。