山西省煤成气勘查开发现状及探索

龚杰立 ，李国富 ，李德慧 ，刘亮亮 ，王 争 ，徐 云 ，王旭超

(1.煤与煤层气共采国家重点实验室，山西 晋城 048012；2.山西省矿产资源调查监测中心，山西 太原 030024；3.易安蓝焰煤与煤层气共采技术有限责任公司，山西 太原 030031；4.中国石油工程建设有限公司，北京 100120)

我国富煤、贫油、少气的能源结构，不利于社会发展、环境保护及国民经济持续健康发展[1]。2010 年我国天然气对外依存度不足10%，近年来伴随国民经济飞速发展，2020 年我国天然气对外依存度已达到43%[2]。

山西省在2019 年被确定为能源革命综合改革试点地区，与煤炭伴生的煤成气资源成为山西省进行能源革命的重要抓手之一。煤成气包括煤层气、页岩气和致密砂岩气，“三气并举”有助于实现全省转型发展战略目标。自2017 年国家通过《矿业权出让制度改革方案》，将煤层气探矿权和采矿权下放至煤层气资源禀赋较好的山西、新疆、贵州等6 个省区开展试点以来[3]，山西在煤层气开发利用方面取得较大发展。为积极响应国家增储上产七年行动计划，目前全国煤层气勘探开发正如火如荼进行，但均面临或经历着山西在煤层气勘探开发方面的发展问题，突出体现在：煤层气和煤炭两种资源重叠导致的矛盾；资源条件复杂且成功经验的技术移植性差；企业效益不佳，利润低，投资步伐缓慢；地面治理效果不及预期等；以上种种因素导致我国煤层气(瓦斯)经多年发展仍未达预期[4-6]。众多学者针对我国煤层气产量多年未达预期的问题开展了深入研究。介丁非等[7]针对我国煤层气勘探开发从政策、技术、资源、地质、增产等多个方面进行了研究；张遂安等[8]结合中国煤层气增产技术发展现状，提出了裂缝非线性动态扩展机理、地应力场反演与重定向理论、压裂液的流变调控和微地震数据噪声甄别等6 项亟需攻关的科学问题，展望了中国煤层气增产技术的发展趋势。孙钦平等[9]分析了国内外煤层气产业发展成功经验与失败教训，从影响我国煤层气产量增长方面探讨当前产业存在的若干问题，分析未来中国煤层气持续发展的重要领域和方向，提出我国煤层气产业发展5 项对策建议。2020 年，山西省打响煤成气增储上产三年行动大会战，国家非常规天然气基地建设全面提速，在此新形势下，笔者通过对山西省煤成气勘查开发现状、勘查开采管理制度改革、煤成气地面开发与煤矿瓦斯治理方面的有益探索及取得的成功经验进行分析，为全国煤成气开发利用提供经验借鉴。

1 山西省煤成气勘查开发现状

1.1 煤成气资源勘查

山西是煤炭资源大省，煤炭中蕴藏丰富的煤层气，其中，沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为国内各大煤层气开发企业的长期主要勘探开发区[6]。根据2021 年9 月18 日自然资源部发布的《全国石油天然气资源勘查开采通报(2020 年度)》，2020 年全国煤层气新增探明地质储量673.13 亿m3，同比增长950.5%，新增探明储量来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。至2020 年底，全国历年累计探明煤层气地质储量7 259 亿m3，探明技术可采储量3 633 亿m3，其中山西省探明煤层气地质储量6 465 亿m3，占比超全国的89%，探明技术可采储量3 232 亿m3，占比为全国的近89%。

山西省在深部煤成气勘查方面实现多点突破，其中2017 年榆社−武乡区块煤层气、页岩气综合勘查项目，初步预测煤层气、页岩气资源总量约5 000 亿m3，属于超大型气田[10]。鄂尔多斯盆地东缘历年累计探明天然气地质储量2 772 亿m3，其中临兴气田1 796.75 亿m3。鄂尔多斯盆地东缘历年累计探明煤层气、致密砂岩气地质储量5 314 亿m3，延川南区块历年累计探明煤层气地质储量208 亿m3。保德区块历年累计探明煤层气地质储量615 亿m3。

山西大力发展煤成气的同时也将煤炭采空区煤层气开发作为增储上产的重要补充，2017 年山西省探明具开发价值的煤炭采空区面积约2 052 km2，预测残余采空区煤层气资源量约726 亿m3，其中西山、阳泉、武夏、潞安、晋城、霍东和离柳7 个矿区内的煤炭采空区煤层气含量较高，采空区面积达870 km2，预测煤层气资源量约303 亿m3[11-12]。

1.2 地面煤成气开发

1.2.1煤层气

据自然资源部发布的《全国石油天然气资源勘查开采通报(2020 年度)》统计，2020 年全国地面开发煤层气产量为57.67 亿m3，同比增长5.6%，产量主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，当前全国的煤层气开发仍主要集中于山西省，山西煤层气产业的建设和发展对中国整个煤层气产业具有举足轻重的地位。

1.2.2致密砂岩气

致密气与煤层气、页岩气均属非常规天然气，前期在临兴区块施工的L-4 井在太2 段钻遇厚度达11.3 m 的气层，射孔后在未压裂情况下测试日产气量达119 520 m3，太2 段显示出较大的勘探开发潜力[13]。中联煤层气公司在规模化开发中实行甜点区一体化滚动建设，获取的日产气无阻流量平均5.8 万m3，建成的2 个一体化区年生产能力达3 亿m3[14]。当前临兴区块已累计钻井526 口，建设场站11 座，铺设管线483 km，临兴区块运行229 口井，实现年产量近7.3 亿m3，2020 年临兴区块实现天然气日产量超500 万m3，投产后累计供应天然气18.36 亿m3，2021 年最新生产数据显示，该区块某一单井日产气无阻流量近百万m3。中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘山西境内建设开发的煤系气整装气田超千亿m3，年产能超10 亿m3[15]。

1.2.3采空区煤层气抽采

开展废弃矿井地面煤层气抽采，对提高废弃矿井煤层气资源利用率，助力增储上产具有现实意义。山西省在废弃矿井采空区地面抽采方面已建成覆盖晋城、西山、阳泉和晋中左权4 个矿区的废弃矿井地面煤层气抽采井累计100 余口，累计利用约1.3 亿m3[16]。目前正在运行的废弃矿井地面煤层气抽采井共70 余口，日产气量达16.9 万m3，真正实现了采空区煤层气抽采项目从空白到规模化发展。

2 山西省煤成气开发利用探索

2.1 煤层气勘查开发面临的现实问题

前期山西省在煤层气勘查开发方面取得了较大成效，但随着深部煤成气勘查开发成为重点发展方向，煤成气勘查开发政策、深部煤成气开发关键技术等问题亟待解决，以提高煤层气开发主体的勘探开发积极性，实现山西省非常规天然气基地建设目标。

2.1.1政策滞后性

首先是煤层气勘探开发主体在办理煤层气资源勘查开采行政许可的过程相对滞后，办证所需要件多、手续办理复杂繁琐，以煤层气开发项目建设为例，项目建设过程中需办理各项手续批复文件、证书等73 项。其次是现行煤层气扶持优惠政策出台较早，无法适应山西省进行深部煤成气勘查开发的发展现状，对煤层气开发主体激励性偏低，煤层气开采成本与供气价格倒挂，使企业勘查开发的投资积极性变弱。

2.1.2技术适应性

深部煤成气资源赋存条件复杂，对深部煤成气勘查开发的技术要求更高，但当前地面勘探开发关键技术无法实现成功复制，地面排采关键技术尚未实现整体性突破；开发区低成本高效建产工程技术有待进一步研究；煤层气和致密气老区长效稳产工程技术亟需解决；地质工程一体化认识和低成本钻井、压裂、采气等实现效益开发的工艺技术体系有待进一步研究，技术适应性严重影响了行业利润水平和竞争能力[17-18]。

2.2 勘查开发体制机制改革

山西省通过煤层气管理体制改革，以畅通煤层气勘探开发管理体制机制，解决煤层气管理权不匹配、“圈而不探”“占而不采”的顽疾，激发山西省煤层气勘探开发活力[5]。

2017 年8 月，山西省发布全国首个省级煤层气勘查开发专项规划《山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020 年)》，对煤层气作为独立矿种进行规划，其中涵盖煤层气、煤炭矿业权、煤炭采空区、含煤地层等含气区域，适度兼顾与煤系天然气(致密砂岩气)、页岩气等气体矿产的统筹开发，是全国油气类规划的重要实践创新和探索[19]。

2020 年4 月山西省颁发《山西省煤成气开采项目审批流程(试行)》，以解决煤成气项目审批职能部门和管理层级多、审批周期长的问题，推行全省市/县“一枚印章管审批”，在市/县即可实现大多数审批事项的办理。

2020 年5 月山西省开始施行《山西省煤层气勘查开采管理办法》，规定了煤层气探矿权的延续及最低工作量，通过规范煤层气资源的勘查开采以促进山西省煤层气产业高质量发展，开展煤成气综合开发[9]。《山西省煤层气勘查开采管理办法》鼓励更多企业投资参与煤层气勘查开采；鼓励企业加快勘查；简化矿业权审批登记，取消“试采报批”，减少采矿登记要件；鼓励零散气利用，减少直排和空烧；推进煤层气项目进入政务服务一体化平台审批，大幅压缩报批耗时；鼓励“三气”综合评价和利用，实现多气同采共输，以降低基础建设成本；大幅提高“最低勘查投入标准”和“勘查开采透明度”；对低于最低勘查投入规定要求的探矿权，不予办理延续登记；以提高矿权流转率，促使矿权人加大投入[20]。

为实现增储目标，促进山西省煤层气勘探开发，山西省依照《关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》和《关于委托山西省等6 个省级国土资源主管部门实施原由国土资源部实施的部分矿产资源勘查开采审批登记的决定》文件精神，在2017 年至2019 年3 年内通过竞价招标的方式挂牌竞争出让多个煤层气探矿权(表1)，同时为解决资源利用率不高的问题，山西省推行了煤层气矿业权退出机制。

表1 2017—2019 年山西省煤层气矿区出让情况Table 1 Transfer of CBM mining areas in Shanxi Province from 2017 to 2019

2.3 技术创新破解开发“瓶颈”，助力增储上产

煤层气开发实现商业化、产业化技术创新是关键，2020 年度山西省科技重大专项指南提出，将通过5 个重点方向的科技攻关来突破山西省非常规天然气开发理论和技术的瓶颈，最终形成一批具有国际领先的非常规天然气探采用技术。

山西省《煤成气增储上产专项资金管理暂行办法的通知》中强化了煤成气增储上产专项资金的管理，支持加快建设煤成气产业化技术和示范应用攻关项目、创新平台建设项目等，其中煤成气专项资金只针对新增的储量和产量补贴，提高了企业对煤成气增储上产的积极性。

单井产量低、资源动用率低、产能转化率低是制约煤层气基地产业化建设开发的主要因素[21]。为实现煤层气商业化运作，煤层气开发主体在各区块内进行了积极探索。

延川南地处鄂尔多斯盆地东缘南段河东煤田南部，区内探明面积达251 km2，探明地质储量为208 亿m3，平均井深超1 300 m，中石化临汾煤层气公司基于延川南深部煤储层大埋深、高煤阶、低孔隙度、低渗透率，储层压力系数低的地质特点，建立了深部高阶煤煤层气勘探开发地质理论、深部煤层气分区评价技术、深部煤层气开发的排采制度、深部煤层气低成本工程工艺技术系列,通过科技攻关探索构建了以提高资源动用率为核心的地质工程一体化增效技术体系，试验的21 口井中19 口井实现单井日增产400 m3。经多年精细化管控，延川南地区单井平均日产气量超1 300 m3,区块日产气量超100 万m3，实现了延川南区块深部煤层气的商业化开发[22-28]。

中石油煤层气公司紧抓山西省煤成气增储上产发展机遇，探索形成了埋深800 m 以浅的煤层气勘探开发技术。具体包括：煤层气地质选区评价技术系列，煤层气高效建产区优选的地震采集和处理技术，储层保护与井壁稳定一体化的煤层气水平井钻完井技术，针对“低强度、高滤失、易伤害、裂缝复杂”煤层的压裂增产技术，以井底流压为核心的煤层气智能排采技术，煤层气“三低”集输工艺等。推进老区产能挖潜，保德区块在年生产能力5.5 亿m3基础上实施“蜜点”挖潜，新井滚动扩边年产能增加0.8 亿m3，其作为我国首个大型中低阶煤煤层气田，历年累计探明地质储量615 亿m3[29-33]。

中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘确立大吉、石楼西、三交北为煤成气上产主战场，通过建立地质工程一体化平台，整体效率提升30%，致密气动储采用水平井分段压裂技术，针对储层物性特征，优化压裂工艺，形成了适应不同砂岩储层的改造工艺和改造方法。排采阶段依据致密气低压、低产、小水量的生产特征，形成“以泡排为主、柱塞气举和速度管为辅”的排水采气工艺体系。中石油煤层气公司所属的三交区块年产气达1.02 亿m3、三交北区块年产气达1.5 亿m3、石楼西区块年产气达8.2 亿m3，大宁−吉县(临汾)区块年产气达6.4 亿m3。

中石油华北油田煤层气公司坚持技术创新驱动产业发展，坚定“一定、二探、三落实”的勘探评价技术路线，深入研究中深部煤层气富集高产规律，对控产要素综合预测进行创新，煤层气勘探评价实现了由“广撒网式”向“探寻高效优质储量”转移，持续提升储量品位，沁水盆地煤层气储量动用程度由“十二五”的10% 提升至“十三五”的43%，新增探明储量超700 亿m3，累计提交煤层气探明地质储量2 386 亿m3。

中石油华北油田煤层气公司开展的高阶煤煤层气成藏及控产机理研究，形成了成藏地质、勘探评价、“四要素”控产、“疏导式”排采控制等理论，创新了集“勘探、钻井、压裂、排采、集输”于一体的煤层气配套工程技术体系，为煤层气开发、稳产、高产提供了技术支撑。郑庄老区开展低效区开发先导试验，对水平井施行交互式压裂，坚持疏导式排采管控，单井平均日产气量达到8 500 m3，周边部分垂直井单井日增产550 m3，盘活郑庄老区低效区煤层气储量70 亿m3，建立起国内煤层气低效区资源盘活示范区[34-35]。2021 年6 月，华北油田山西煤层气分公司日产气量突破400 万m3，日产气量较年初增加超50 万m3。

中联煤层气公司沁水盆地南部区块通过降压提产、储层改造、煤粉解堵和新技术应用等措施，保证了潘庄老区的稳产高产，薄煤层开发取得突破，单井平均日产气量6 149 m3，呈现出巨大的开发潜力，为增储上产目标的实现提供了保证，储量方面，截至2020 年底，已形成晋南、晋中、晋西陕东3 个主要储量区[14]。

2.4 “三气共采”激发勘探开发积极性

煤岩系中蕴含丰富的煤层气、致密砂岩气、页岩气，通过技术创新实现“三气共采”，可提高单井经济效益，激发企业勘探开发积极性，促进煤成气产业的发展。

在国家增储上产“七年行动计划”及山西省煤成气增储上产三年行动的合力推动下。各煤层气开发主体积极进行科技攻关，加大“三气共采”投资开发力度。

中联煤层气公司通过技术攻关，形成了储层评价、动态压裂等技术创新体系，通过小井眼钻井技术，大幅降低钻井周期。临兴区块采用煤系气勘探开发一体化模式进行建设，实现“当年钻井测试+当年建管道+当年投产销售”，极大提升了勘探开发的工程进度，降低了成本回收周期[36]。

2016 年，沁水盆地榆社−武乡区块进行了深部煤系三气分压合采试验，后期单井日产气量达到1 000 m3，实现了“三气共采”，稳产期近一年，取得了较好效果。2018 年该区块内的榆社东区块被山西省列为“三气”共探共采重大科技项目基地[37]。近年来临兴气田探索了煤层气、致密砂岩气合采技术，“十三五”国家科技重大专项中该区块煤系气合采的部分试验井在“煤层＋砂岩层”合采效果较为稳定，预计示范区约60%的气井可实现“煤层＋砂岩层”合采，对不适宜合层开采的地层，探索了先致密砂岩气后深部煤层气的同井接替合采方案，实现了煤成气的经济高效开发。在鄂尔多斯盆地东缘中联煤层气公司临兴区块通过“煤层气+致密气”“煤层气+页岩气”合采试验，多个试验井在“煤层＋砂岩层”段压裂试气后实现高产，单井日产气量最高超过4 000 m3[4]。虽然“三气共采”的勘探开发在局部取得突破，但“三气共采”实现大规模开发仍需加大地质研究和技术创新的实践探索。

2.5 煤与煤层气共采“四区”联动井上下联合抽采模式

瓦斯是煤矿灾害主要来源之一，煤矿企业从自身安全生产出发，探索出了一套煤与煤层气共采理念，坚持以用促抽、以抽保安，为煤矿井下生产提供了强有力的安全保障，同时在国际上借助CDM 项目出售碳排放指标赚取外汇的案例，改变了外界对煤矿瓦斯价值的理念[38]。

科技创新推动技术发展进步，山西省煤矿瓦斯治理已从局部抽采，探索出了全矿区、全层位、全时段煤与煤层气共采“四区”(规划区、准备区、生产区、采空区)(图1)联动井上下联合抽采模式及技术体系。煤与煤层气共采“四区”联动井上下联合抽采模式解决了煤与煤层气共采的时空协调关系及煤矿采掘的时空接替问题，实现了安全高效、科学有序地开采煤炭与煤层气资源。煤与煤层气共采“四区”联动抽采技术体系坚持规划区地面超前预抽、煤矿准备区井上下联合抽采、生产区精准卸压抽采、煤炭采空区地面钻采。

图1 煤与煤层气共采“四区”联动井上下联合抽采模式Fig.1 Coal and CBM co-mining“four zones”combined with well up and down pumping mode

煤矿采前地面预抽井技术在晋城寺河矿实现煤层瓦斯含气量平均每年降低1.36～2.4 m3/t，东五盘区采煤速度提高1 倍以上，煤炭资源采出率提高10%以上，在晋城成庄矿实现煤层瓦斯含气量最高每年降低1 m3/t，建成了山西省煤与瓦斯共采绿色开采示范矿井，标志着山西省煤与瓦斯共采技术取得重大突破[39-41]。通过煤矿采前地面预抽，原晋煤集团瓦斯超限由2006 年的300 多次，降至2018 年的3 次，瓦斯事故基本杜绝[42]。晋煤模式在阳泉矿区、西山矿区、柳林矿区实现地面规模化推广，原晋煤集团地面煤层气年抽采量长期保持在14 亿m3。

煤矿准备区井上下联合抽采属加速抽采，通过井下定向长钻孔与地面井压裂影响区沟通，实现井上下联合抽采，提高了地面煤层气抽采量，缓解了矿井生产掘进难和生产衔接紧张等局面，实现了准备区煤炭与煤层气协调开发。

生产区卸压抽采技术是结合井下工作面回采对煤储层扰动的影响，充分利用地面采动井组或L 型井，对工作面回采过程中释放的瓦斯进行及时有效地抽采，以保障上隅角瓦斯不超限。此技术在晋城矿区、大同矿区、阳泉矿区、西山矿区均进行了推广应用，取得良好抽采效果。晋城矿区YCCD-02 井在回采至井位处时，日抽采纯量最大3.79 万m3，运行期间平均日抽采量1.56 万m3，单井累计抽采量超3 157.75 万m3。阳泉矿区新景矿地面L 型水平井平均瓦斯日抽采纯量1.3 万m3，累计抽采量410 万m3，杜绝了瓦斯超限问题。大同矿区塔山矿工作面回采过程中绝对瓦斯涌出量达35 m3/min，采用地面采动垂直井组抽采瓦斯体积分数最高可达28.69%，平均3.5%；将上隅角瓦斯体积分数控制在0.4% 以下，保障了工作面安全高效生产[43-44]。采空区地面抽采技术不仅在以晋城、西山、阳泉矿区为代表的高瓦斯矿井得到应用推广(表2)，在大同矿区为代表的低瓦斯矿井也得到了应用推广。

表2 煤矿采空区井生产数据Table 2 Production data of goafs in the coal mine

2.6 矿权重叠的协调与共赢

为加快非常规天然气基地建设，山西省鼓励企业间合作或调整矿业权范围等方式妥善解决重叠区内煤层气地面开发与煤矿生产的衔接问题，经过多方探索形成了煤层气企业与煤炭主体协作开发的“三交模式”、煤炭反哺煤层气开发的“华潞模式”、煤与煤层气四区联动共采的“晋城模式”[4,45]。

以中石油煤层气公司与吕梁地方煤矿为例，多年来煤层气地面建设缓慢的症结在于矿权重叠严重，为解决矿权重叠导致的利益矛盾，临县政府、中石油煤层气公司及煤矿主体共同协调2 种资源的开发机制，在矿权重叠区，中石油和煤炭开采企业相互配合，利用联合勘探、联合开发、联合利用等方式从对立走向合作，实现共赢[46]。

煤层气开发与页岩气、致密砂岩气开发的不同在于除具有优化能源结构、保护生态环境的作用外，还兼具保障煤矿安全生产、减少矿井风排瓦斯的现实意义。在当前的“碳中和、碳达峰”目标指引下，随着煤矿开采逐年向深部扩展，矿井瓦斯对煤矿安全生产的威胁日益严重，“先采气、后采煤、采煤采气一体化”对于煤层气开发主体与煤矿企业间进一步深化合作将是双方发展的共同需求[47]。

2.7 煤层气分质分级利用

煤层气常被用作民用或工业燃料，但在需求和技术的驱动下，已被用作优质的化工原料，煤层气的利用通常分为3 个层级，最低端是作为清洁燃料，其次是利用煤层气生产高品质产品，如陶瓷、玻璃；更高一级的是更高附加值的产品，如当前的煤层气生产金刚石、石墨烯、氢能等[48]。2020 年8 月在成庄矿实施的“煤矿低体积分数瓦斯直燃制热一体化技术”项目实现了6%～30%的低浓度瓦斯的安全高效利用，项目集成了兆瓦级金属纤维燃烧技术、瓦斯直燃控制系统、安全燃烧阻爆系统，开发了低浓度瓦斯直燃制热一体化技术，该技术处于国内领先水平[49]。

自2012 年始，太原理工大学研究煤层气中提取制备纳米洋葱碳，并对纳米洋葱碳无法量产的世界难题成功破解，2019 年完成中试并投产转化，年销售额破千万元。2020 年太原理工大学和华阳新材料科技集团联手成功实现了金刚石的试生产，煤层气资源探寻出一条“论克拉卖的价值链”。从纳米洋葱碳到金刚石，山西实现了煤层气利用的高水平发展[48]。

3 结论

a.山西省践行国家能源战略发展，立足自身丰富的煤炭与煤层气资源，深入推进勘查开发体制机制改革，推行煤层气矿业权退出机制以提高资源利用率，通过市场竞争出让空白煤层气勘查区块，实现资源高效配置，促进煤成气资源的勘探开发，为煤成气增储上产提供了政策支撑和资源保障。

b.煤层气老区通过技术创新破解开发瓶颈，实现稳产增产。“三气并举”实现新建区块产能快速释放，降低投资回收期，激发企业勘探开发积极性，加速非常规天然气基地建设。

c.规划区地面超前预抽、煤矿准备区井上下联合抽采、生产区精准抽采、煤炭采空区地面钻采构建起煤与煤层气共采“四区”联动抽采技术体系，解决了煤矿采掘的时空接替问题，在山西省重点煤矿区取得推广应用，初步形成了我国煤矿区煤与煤层气协调开发模式，为实现两种资源合理开发，在保障煤矿安全、环保、高效发展等方面奠定了基础。

d.煤层气是与煤伴生的清洁能源，发展煤层气地面抽采符合国家碳中和、碳达峰战略要求。“先采气、后采煤、采煤采气一体化”是践行“双碳”目标实现的可靠路径，地面开发煤层气对提升煤矿安全生产具有现实意义，企业间创新合作模式是加快煤层气地面开发建设，有效解决重叠区内煤层气地面开发与煤矿生产衔接问题的重要手段，煤炭及煤层气两大产业合作共赢是协同发展的必由之路。

e.煤层气作为传统的洁净、优质能源和化工原料，依托需求与技术的双重创新驱动实现煤层气利用高质量发展，增加煤层气这一基础燃料的附加值，变身高端产品，实现产业升级。