化乐井田地面井压裂地质选井选层及地面瓦斯抽采实践

龙海岑，马 曙

(1. 贵州乌江能源集团有限责任公司，贵州 贵阳 550081；2. 中国矿业大学安全工程学院，江苏 徐州 221116；3. 贵州能源产业研究院有限公司，贵州 贵阳 550025)

0 引言

国家提出“碳中和、碳达峰”战略目标，大大加快了新能源产业发展以及清洁能源的开发利用。煤层气作为清洁能源的一种，是国家实施降碳减排的战略资源，其大规模的开发利用，能有效调整能源格局，促进生态绿色发展。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出：“加快构建清洁低碳安全高效能源体系”、“加快推进页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气资源规模化开发”。《国务院关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》中将贵州定位为“全国重要的能源基地”，要求加强天然气和石油勘查勘探力度，推进页岩气、煤层气等非常规油气资源的勘探、开发和综合利用。近年来，贵州省提出了“气化贵州”战略目标，在2019-2020年陆续出台《省人民政府办公厅关于印发贵州省天然气“县县通”行动方案的通知》、《关于支持贵州乌江能源集团有限责任有限公司做大做强非常规天然气产业发展实施方案》、《关于贵州省“十四五”期间非常规天然气勘探开发目标分解通知》等一系列指导意见，旨在加快推进全省煤层气勘探开发利用进程，为全省提供充足气源，保障国家能源安全。《贵州省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确指出，大力发展基础能源和清洁高效电力产业，支持加快页岩气、煤层气等资源的开发利用。截至目前，贵州省具有各类煤层气井近300口，排采井约110口，盘江煤电集团、贵州煤田地质局、贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心和贵州乌江集团、中石化、中石油、中联、亚加和格瑞克等单位参与了勘探开发。

贵州煤矿井下瓦斯抽采技术有穿层钻孔预抽、顺层钻孔预抽、卸压瓦斯抽采等方式，技术方法和现场运用已相对成熟。地面抽采方式[1-3]主要有地面直井抽采和定向井抽采，其中地面直井分为垂直井和地面采动区井，定向井又可分为水平井、羽状水平井、丛式井、“U”型井等，目前还属于探索实践阶段。各类方式也有不同的用途，影响煤矿瓦斯地面抽采方式的因素主要包括地形条件、地质条件及钻井工艺等。以地面抽采为例，贵州地区前期开展大量相关工作不断地实践、探索，在地面抽采技术在选区选井选层、钻完井、压裂、排采工程等方面适应性逐步增强[4-8]。例如，(1)在选区选井选层方面，“多层次逐级优选”的甜点区优选评价技术、高地应力煤体结构测井定量表征技术等地质综合评价技术，使得煤层气选区选井选层针对性和成功率大幅提升；(2)在钻完井方面，按照不同的漏失类型，研究了针对性的堵漏处理方案，钻完井时效、建井周期和井身质量均有大幅提升；(3)在压裂工艺技术方面，采取暂堵转向、多次加砂、限流压裂、带压射孔联作等体积压裂工艺技术，压裂裂缝长度增加了30%，影响范围增加40%，压裂效果显著提升；(4)在排采工艺技术方面，采用排采强度定量确定方法、不停产带压洗泵技术、“九点八段法”等精细化排采技术，提升了煤层气井排采的科学性，单井抽采量稳步提升。

从当前全国瓦斯地面抽采情况来看，贵州地面抽采还存在单井成本高、抽采量较低等问题。要进一步提升地面瓦斯抽采效果，还需进一步研究探索适应贵州山区地形和复杂地质条件的地面水平井抽采技术、优快钻完井、压裂工艺等，以及与煤矿开采相结合的瓦斯地面抽采达标评判技术方法等。本文在此背景之下，以贵州六盘水花乐井田(“比德-牛场区块”)为例，结合前期的勘探成果及天然气能投公司开采数据，立足于资源的可采性评价，开展影响煤层气可采性的主控因素、多煤层叠置储层精细识别研究，系统分析煤层的分布与稳定性、煤层气的保存条件与含气性、煤层的渗透性规律等，开展多层合采产能影响因素的敏感性分析，最终优选出瓦斯综合治理的压裂位置与层位等关键参数，为后续压裂工作奠定基础。

1 区块瓦斯抽采现状

贵州煤层气(煤矿瓦斯)资源十分丰富，根据《贵州省煤层气资源潜力预测与评价》(2012年)，全省煤层气资源量[9-10]为30561.86亿m3，平均资源丰度为1.12亿m3/km2。主要集中在六盘水、织纳、黔北三个煤田，共28290.21亿m3，占全省煤层气地质资源总量的92.57%。其中，以六盘水煤田最高，为13895.26亿m3，占全省地质总资源量的45.47%，资源丰度2.26亿m3/km2。2020年，六盘水地区煤矿井下瓦斯抽采量达13.57亿m3、利用量7.10亿m3、利用率52.30%；累计实施地面瓦斯抽采钻井188口，其中压裂排采井56口，2020年产量约700万m3。六盘水位于贵州省西部、云贵高原一、二级台地斜坡上，与昆明、成都、重庆、贵阳、南宁五个省会城市的距离约为300～500 km。市境东邻安顺市，南连黔西南布依族苗族自治州，西接云南省曲靖市，北毗毕节市，总面积9965 km2。比德向斜位于六盘水市水城县境内，向斜面积约810 km2(图1左图)，按行政区域进一步划分为三个小区块，其中：比德区块位于水城县比德镇境内，面积约为89 km2；牛场区块位于六枝特区牛场镇境内，面积约为88 km2；新场区块于六枝特区新场镇境内，面积约为155 km2。本区做过大量煤矿勘查工作，共有地质钻孔约300个，目前煤层气公司勘探开发位于比德区块及牛场区块(图1右图)。

图1 比德向斜煤层气开发区块图

1.1 井田区域情况

化乐井田位于六盘水煤田六枝矿区黑塘矿区，地处贵州省六盘水市水城区比德乡、化乐镇及六枝特区新场乡、牛场乡境内。化乐井田区域地形为中高山地形，位于比德次向斜西南翼中段，总体为一单斜构造，井田构造复杂程度属中等类型，主要开采区域一般在15°左右，地层倾角向核部逐渐变缓，褶曲不发育，局部发育正断层，呈南西～北东向展布。井田区域地质情况如图2所示。

化乐煤矿规划生产能力300万t/a，分两期开拓，已经建成投产的矿井有化乐煤矿(一期)，规模90万t/a，主要可采煤层11层，属近距离突出煤层群，各煤层均具有煤与瓦斯突出危险，2021年矿井绝对瓦斯涌出量43.46 m3/min，相对瓦斯涌出量77.23 m3/t，瓦斯严重威胁到矿井建设和安全生产。目前，在化乐井田(比德-牛场区块)范围内，已实施瓦斯抽采地面井多座。化乐煤矿(一期)首采的2号煤层破坏类型Ⅲ～Ⅳ、煤的坚固性系数为0.20～0.34、瓦斯压力0.42～1.90 MPa、瓦斯含量6.43～11.57 m3/t。首采区主要采用穿层、顺层钻孔预抽煤层瓦斯，从实际抽采情况来看，抽采效果并不理想，主要原因是煤层松软、透气性差，导致瓦斯治理难度大、抽掘采失衡问题。地勘资源显示，化乐煤矿(二期)范围内可采煤层的瓦斯含量为1.38～46.22 cm3/g·r，平均12.62 cm3/g·r，各煤层均为富甲烷煤层。根据瓦斯涌出量预测结果，二期工程南二盘区投产初期开采2号煤层时，绝对瓦斯涌出量76.95 m3/min，相对瓦斯涌出量39.96 m3/t。因此，化乐煤矿(二期)范围同样面临瓦斯治理难题。

根据《煤矿安全规程》(2022年)和《防治煤与瓦斯突出细则》(2019年)，首采区煤层瓦斯含量大于12 m3/t的突出区域进行地面钻井抽采。因此，无论按照相关规定要求，还是从化乐煤矿瓦斯治理实际需要出发，单凭井下瓦斯抽采方式难以从根本上解决化乐煤矿瓦斯问题，需结合地面钻井抽采和矿井开拓部署，探索井上下联合抽采模式。

1.2 煤层特点及煤厚变化

本区煤层具有典型“三高”、“三低”特征。“三高”：煤层的电阻率值为中高值，数值变化范围大。双侧向的数值在几十欧姆米到几千欧姆米，部分煤层在高成熟度和变质情况下，煤层电阻率低值。煤层双侧向存在明显正差异。煤层的中子孔隙度比较大，一般为40%～60%，与围岩的孔隙度有明显区别。煤层的声波时差一般大于100 μs/ft，与围岩的声波时差差别明显。“三低”：煤层的自然伽马值低，一般在20～70 API。煤的体积密度一般小于1.75 g/cm3，其值和围岩的体积密度(>2.3 g/cm3)具有明显的区别，因此可用体积密度测井曲线确定煤层厚度、评价煤质及确定煤层中的夹矸。煤层的光电吸收截面指数值低。此外，煤层的井径曲线经常很大，扩径明显。

煤层厚度变化具有一定特点，以主力煤层某5、某32为例，主力层某5煤总体由自北西向南东呈带状展布，并逐步减薄，煤层厚度一般为7.0～10.0 m，厚值区可达10.0～14.5 m；主力层某32煤层总体分布稳定，西南部厚度较大，厚度分布在8～12 m，厚值区可达10.0～12.0 m。

图3 煤厚度等值线图

1.3 煤层气储量基本情况

根据煤层气地质综合评价，比德-牛场区块煤层气有利区面积65.25 km2，煤层气资源量242.56亿m3，平均资源丰度3.72亿m3/km2，如图4所示，为某煤层有利区评价图。其中：I类有利区面积93.89 km2，煤层气资源量153.52亿m3；II类面积44.95 km2，煤层气资源量89.04亿m3。研究区主力煤层预计探明煤层气地质储量面积31.3 km2，探明地质储量133.24亿m3，技术可采储量60.57亿m3。因此，比德、牛场区块整体上显示较好的勘探潜力。

图4 某煤层有利区评价图

2 地面抽采影响因素分析

实践表明，煤层气的资源基础和采出条件是单井产量的主控因素。通过对比德-牛场区块煤层气地质特征再认识及开发特征分析等分析，总结分析了影响煤层气井产量的主要因素。

2.1 主力层认识与产量关系分析

压裂改造作为煤层气单井增产的主要工程技术措施，六盘水地区煤层气井均经过储层压裂改造后投产排采，但是获取商业气流量的前提是对目标主力供气煤层进行压裂改造，所以煤层地质评价和压裂选层是影响单井产气量高低的重要因素。六盘水地区煤系地层为古生界二叠系上统龙潭组煤层，煤层经历过多期构造运动，煤体结构复杂，构造煤极其发育，纵向上发育多套煤层，例如大河边区块龙潭组发育10-15层煤，比德—牛场区块龙潭组发育30余层煤。多煤层的叠置给主力煤层的优选带来很大的困难。

比德-牛场区块煤层气井一般采取多煤层合层开采的方式进行生产，煤层气单井投产的层位不同，项目建设初期，对煤层主力贡献层的有效数据有限，主力产气层的分析评价不足，导致压裂投产不同煤层组合的单井之间产气量差异较大。通过不同层位的实际生产曲线可以看出改造煤层的选择对于产气量具有重要的影响，对于多煤层叠置情况，非主力煤层的选择投产往往会导致煤层气单井低产，所以分析研究并优选主力煤层是解决此问题的关键措施。另外，对于多煤层叠置地层，由于上下煤层层数较多，并且深度跨度大，如果同时开采两套煤层将会导致上下煤层解吸条件的巨大差异，不能高效进行合层开采。因此，需要通过对现有排采井的资料和数据进行深入研究，落实煤层气主力贡献层，并评估其生产潜能，通过针对性的压裂改造和排采生产来提高非主力产层低产井的产气能力。

2.2 煤层物性与产量关系分析

煤层孔隙度是煤储层的重要参数之一，煤层的有效孔隙度主要为割理孔隙度。割理孔隙度直接与煤的绝对渗透率有关，是渗透率量级的控制因素，也是控制煤层产气率、采收率以及生产年限的主要参数。通过统计比德区块龙潭组上段煤层的平均孔隙度、煤层最大峰值孔隙度，编制平均孔隙度、煤层最大峰值孔隙度平面展布图，与单井累产气量叠合分析孔隙度与产量的关系。

结果显示，产量与孔隙度有一定相关性，沿某1井、某2井等发育南北向低孔隙条带，在低孔隙带上的井累产气量小，高孔隙区井累产气量高。在未压裂的某3井、某4井及某5井位于低孔隙区，可能为下一步压裂施工的风险井位。此外，通过孔隙度与累计产量交汇分析也可以看出，孔隙度与累产气量具有一定正相关特征(图5)。

图5 上煤组煤层孔隙度平均值与单井累产气量交汇图

2.3 煤层含气量与产量关系分析

含气量是指煤中实际储存的气体含量，它与实验室测得的吸附等温线确定的含气量不同。由于煤层的储集机理和常规天然气不同，因此利用测井方法计算含气量就不像解释常规天然气那样容易。利用测井方法直接判断煤层中是否含气、含气多少是不可能的。煤层的孔隙度很低(一般小于5%)，孔隙被水充满，游离气和溶解气甚少，主要是吸附气，所以无法利用测井方法直接判断煤层中是否含气及含气多少。但是，在某一区域内煤层含气量与测井曲线具有一定的关系，可以利用测井曲线计算煤岩成分和煤层含气量。比德-牛场区块实验实测数据可作为重要参考，整体上，本区各煤层含气量具有明显差异，上煤组各煤层含气量一般为11.77～16.55 m3/t，平均14.16 m3/t，下煤组各煤层含气量一般为10.89～24.75 m3/t，平均17.82 m3/t(图6)。

图6 比德-牛场区块煤层含气量直方统计图

由于实测含气量数据点太少，本次研究主要根据测井解释含气量为作为分析数据，通过统计比德区块龙潭组上段煤层的平均含气量编制平均含气量平面展布图，与单井累产气量叠合分析含气量与产量的关系，从叠合图上可以看出，产量与含气量具有一定相关性。此外，通过含气量与累计产量交汇分析也可以看出，煤层含气量与累产气量具有一定正相关特征(图7)。

图7 上煤组煤层含气量平均值与单井累产气量交汇图

2.4 煤层压裂改造与产量关系分析

煤层压裂改造可有效地将井孔与煤层天然裂隙连通起来，从而在排水采气时，更广泛地分配井孔附近的压降，增加产能，增大气体解吸速率。因此，在煤层气勘探开发中，压裂改造作为一种重要的强化措施，已得到普遍应用，勘探开发实践表明，压裂改造程度影响后期煤层气排采。

本次研究通过统计各井的压裂支撑剂用量，分别与单井累计产气量、单井最大日产气量、单井当前日产气量进行交汇分析，可以看出，产气量随加砂量增大而增大(图8、图9、图10)。因此在后期压裂施工中，需要最大限度提高支撑剂用量以确保后期排采效果。

图8 单井撑剂用量与单井最高日产气量交汇图

图9 单井撑剂用量与单井累计产气量交汇图

图10 单井撑剂用量与当前单井日产气量交汇图

此外，本区煤层气井多为合层压裂，对主力层改造针对性不强也会影响单井产量。为了降低压裂作业成本往往采取投球层间暂堵两层合压工艺，采用尼龙球作为层间暂堵转向材料，但是由于传统尼龙球坐封受排量和球体密度影响，封堵效率较低，即使投球之后也可能无法达到层间转向的目的，投球之后压裂液仍然进入低应力薄弱煤层，使得另外一层无法达到充分改造的目的。同时，两种产气量和井底压力数据证明单独多个改造主力煤层具有很强的针对性，改造效果更充分。

因此，在后期压裂施工中，对于上下相邻的两层煤岩，为了尽最大程度科学挖掘其潜力，需要根据两层煤的供气能力、相距的距离、井下单层压裂的风险、单井整体压裂的经济性来多方论证是否进行合层。如果进行合层压裂，尼龙球暂堵合层压裂工艺的有效性不强，需进一步改进压裂工艺，开展可溶材料层间暂堵合层压裂工艺，并且优化压裂参数，在压裂规模上需比单独改造一层的规模要提升，以对两层进行有效改造，进一步挖掘两层的潜力。

3 煤储层精细探测及选层分析

通过上述分析可知，压裂目标层位的准确选择是开展压裂工作的关键。因此，以煤储层的精细探测和选择为例，对目标区块地层进行精细探测，并对比优化选取最佳储层。本区龙潭组主要由碎屑岩组成，含煤35层，地层平均厚度347.7m，依据岩性、岩相自下而上划分为三段。地层划分与对比是油气藏地质特征研究工作的基础，是描述储层形态及其参数空间分布特征的前提，地层的合理划分与对比是油气藏描述中由单井评价到多井评价的重要程序。只有合理地划分层组，才能正确地揭示多油层的层间非均质性，也只有建立正确的等时对比地层格架，才能在全区范围内统一层组的划分、解释各级层组储层的空间变化规律。

根据目前比德-牛场区块开采层位，本次技术可行性研究主力层锁定为龙潭组上段，根据标志层特征、旋回特征、测井相特征及煤层发育特征，将龙潭组上段划分为6个小层，单层厚度9～28 m(图11)。

图11 比德-牛场区块龙潭组上段小层划分剖面

小层划分是本次技术可行性研究的基础，是深入认识储层、气层发育规律的基础工作。在上小层划分的基础上，以12条骨架剖面为基础(图12)，采用“五对比”法完成比德-牛场区块68口井6个小层对比。

为充分了解煤层气开发动态特征，提高气藏采收率，必须开展煤储层的分布研究，明确储量控制及动用状况。比德-牛场区块主力开采煤层为龙潭组上段煤层，其次为下段煤层，煤层纵向相互叠置，平面交错展布。基于“层位控制法”、“等高程法”、“测井相法”、“产能判别法”等对比方法(图13)，在小层格架的基础上，开展了上段重点煤储层精细对比研究。

从煤层对比剖面13图上可以看出，比德-牛场区块龙潭组上段(上煤组)煤层横向变化较大，单层厚度最大的6#也并非稳定发育，多口井尖灭、变薄或分叉，7#煤层多层薄层煤层与砂泥岩互层沉积，因而更稳定，可作为煤层对比的标志层。

图12 比德—牛场区块小层对比骨架剖面分布图

4 压裂选井选层及产能预测

4.1 煤层气储层评价及煤层筛选

根据贵州煤层气公司研究结果，比德-牛场区块龙潭组煤层评价标准主要考虑资源性(煤厚、含气量等)、电性(电阻率、视密度等)、地质条件(埋深等)及煤体结构4个方面参数，并设置相关权重。

根据上述标准，对比德-牛场未压裂井煤层进行综合评价，从排名前5(Ⅰ、Ⅱ类储层)出现次数统计结果表明(图14)，比德区块Ⅰ、Ⅱ类储层为2#、3-1#、5-1#、6-1#煤层，牛场区块Ⅰ、Ⅱ类储层煤层为2#、3-2#、5-1#、5-2#、6#煤层，为下一步压裂的重点目标层。

4.2 选井选层及产能预测

根据孔隙度平面分布、含气量平面分布及煤层平面分布特征，确立了比德区块压裂首选井台。根据井台煤层对比、储层评价结果，确立了相关选压煤层。以图15为例，某6井选压2#、3-1#、5#煤层，某8井、某X8井选压2#、3-2#、5#煤层，某X6井选压2#、3-1#、3-2#、5#煤层。

由上述方法确立的部分结果为：某6井：选压2#、3-1#、5-1#煤层，储层评价为Ⅰ类，3-1#煤层垂厚1.4 m，为Ⅰ类煤储层，5-1#煤层垂厚2 m，储层评价为Ⅰ类煤储层。某8井：选压2#、3-2#、5#煤层，储层评价为Ⅰ类，3-2#煤层垂厚1.5 m，为Ⅱ类煤储层，5#煤层垂厚1.4 m，储层评价为Ⅱ类煤储层。某X8井：选压2#、3-2#、5#煤层，储层垂直厚度分别为1.8 m、1.3 m、1.5 m，储层评价均为Ⅰ类储层。某X6井：选压2#、3-1#、3-2#、5#煤层，储层评价为Ⅰ类，3-1#、3-2#煤层累积垂厚1.58 m，以为Ⅰ类煤储层为主，5#煤层垂厚2.7 m，储层评价为Ⅱ类煤储层。

根据选层结果，每口井压裂3段3-4套煤层，根据已排采井生产特征，预测压裂后排水期平均为2个月，产气上升期4个月，稳产期5年，快速递减期1年，年递减率40%，缓慢递减期3年，递减率15%，生命周期10年，按采收率20%计算，单井平均最高产能1094.2 m3/d，单井平均产能870 m3/d。

5 地面瓦斯抽采实践

5.1 比德区块地面瓦斯抽采现状

化乐煤矿(一期)-比德区块现有瓦斯抽采地面井32口，其中生产井17口，平均抽采量6800 m3/d，单井平均400 m3/d。已累计抽采969.6万m3，单井平均57万m3(抽采4～5年)。

比德区块煤层气藏开发阶段处于开发前期，产量处于稳定或上升，经历“试采评价期-小规模建产-稳产期”三个阶段。前期该区块主要以勘探上煤组为主，整体平均单井产气量在200～700 m3/d左右，其余井整体产气水平偏低，但目前各井井底流压普遍在0.6～1.2 MPa，产气能力尚未完全释放，整体排采尚处于阶梯提产阶段，部分井后期还有一定的提产空间。井组整体见气时间在60～85天之间，返排率较高(平均50%左右)，储层渗透性较好，压后裂缝支撑有效期较长。区域上煤组发育煤层分布稳定且埋深较浅，具备较好的勘探开发潜力。

图13 龙潭组煤层对比剖面图

图14 比德区块14口井Ⅰ、Ⅱ类储层出现频率图

图15 某6井-某X6井拟压煤层对比剖面图

该区块主要以开采上煤组3#、5#、6#煤为主，由于隐伏小断层较发育，导致局部煤岩结构较为破碎。单井主要压裂两段，一段采取多层合压的方式，加砂强度一般不大于8 m3/m，总液量规模较小，施工压力整体在12～18 MPa。总体储层改造针对性较差，加砂规模偏低，压裂施工曲线及测井解释结果显示煤岩结构较为破碎。综上，考虑井组整体井底流压偏高，部分井尚有一定的提产空间，预计后期平均单井产气量300～1000 m3/d。

5.2 地面瓦斯抽采效果分析

(1) 单井地面抽采量还具有提升空间。当前生产井单井抽采量大于500 m3/d的占比32%；单井累计抽采量大于50万m3的占比55.3%。各井井底流压普遍在0.6～1.2 MPa，产气能力尚未完全释放，整体抽采尚处于提产阶段，未来具有一定提升空间。

(2) 地面抽采对降低煤层瓦斯含量的起到了作用。以某1井台为例(如图16所示，中心圆为某1井台，四周为其他井台)，地面井间距平均为146 m，井台控制面积约0.5 km2，主要压裂抽采28、30、32号煤层，瓦斯含量一般为9.47～14.92 m3/t，通过近5年时间累计抽采432万m3。经估算，控制范围内吨煤瓦斯含量平均下降约为2 m3/t。由于瓦斯抽采不均衡性，钻孔周边较近区域和边缘区域瓦斯含量下降程度会有较大区别。总体来看，经过近5年地面抽采，煤层原始瓦斯含量有明显下降，还需进一步提高单井抽采效果，并通过合理开拓部署来延长地面抽采时间，实现地面抽采效果最大化。

图16 单个井台地面瓦斯抽采控制范围示意图

(3) 井上下瓦斯抽采规模对比。2021年，化乐煤矿井下瓦斯抽采量约为1100万m3，地面瓦斯抽采量达到了900万m3。井下瓦斯抽采受井下巷道限制，可提升空间不大；地面抽采井还有部分未压裂抽采，且还有其他可部署区域，具有较好提升空间。因此，结合实际情况来看，井下瓦斯抽采是解决化乐煤矿生产中的瓦斯问题，而地面抽采是实现中长期“抽掘采”平衡的重要手段。

6 结论

(1) 贵州化乐井田具有煤层松软、透气性差的特点，导致瓦斯治理难度大、抽掘采失衡。利用地面瓦斯抽采取得了一定效果，未来还有大幅提升空间。这是贵州地区长远解决煤矿瓦斯问题的有效途径和发展趋势。

(2) 通过对比德-牛场区块开采层位的对比分析，确定比德-牛场区块龙潭组上段(上煤组)7#煤层作为煤层对比的标志层，这为后续的地层划分等工作奠定了基础。

(3) 通过现场对比分析，确立了影响地面瓦斯抽采的主控因素，包括压裂主力层、煤层物性、含气量以及压裂改造技术等。现场实践及试验对比表明，上述因素直接影响着产气量的高低。

(4) 比德-牛场区块龙潭组煤层建立了完善的压裂地质选层选井评价体系。其评价评价指标包括资源性(煤厚、含气量等)、电性(电阻率、视密度等)、地质条件(埋深等)及煤体结构4个方面参数。通过设置相关权重，根据上述标准，对比德-牛场未压裂井煤层进行综合评价，获得良好的效果。