我国煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展

张 群，降文萍，姜在炳，孙四清，李彬刚，杜新锋，巫修平，赵继展，范 耀，范章群，韩保山，许耀波，刘柏根

(中煤科工西安研究院(集团)有限公司，陕西 西安 710077)

煤层气是煤在煤化作用过程中生成并主要以吸附状态储集于煤层中的一种非常规天然气，煤矿俗称瓦斯，其主要成分是甲烷。煤层气是一种新型高效的洁净能源，也是造成煤矿瓦斯爆炸、煤岩体突出、威胁煤矿安全生产的灾害性气体，以及能引起全球气候变暖的强烈温室性气体。开发利用煤层气，对于充分利用洁净能源、改善煤矿安全生产条件、保护大气环境，具有“一举三得”的重大意义。自20 世纪80 年代以来，在“六五”−“十三五”国家科技计划系列项目和国家产业发展政策的大力支持下，我国煤层气勘探开发技术和产业发展取得了长足进步，成绩斐然[1-7]。截至2020 年底，全国累计施工煤层气井21 217 口(直井19 540 口、水平井1 677 口)，测算出埋深2 000 m 以浅煤层气资源量超过30 万亿m3，累计探明煤层气地质储量9 302 亿m3，在地质构造相对简单、煤储层条件较好的山西沁水煤田和河东煤田，建成了两大煤层气生产基地，实现了煤层气规模化商业化开发，2020 年全国煤层气产量67 亿m3，2021 年产量为104.7 亿m3[8]。

鉴于煤层气地质−储层条件特点，及致力于能源开发和煤矿安全生产的目的不同，我国煤层气开发已呈现出两种不同的发展路径：一是以获取非常规资源为主要目的经济性煤层气开发；二是以防治瓦斯灾害为主要目的煤矿区煤层气开发。前者是通过勘探评价，寻找煤层气地质−储层条件好、单井气产量高、储量规模大的“有利区”“甜点”，建设商业化煤层气生产基地，通过售气获取直接经济效益；后者是煤层气开发地点无选择性，不论煤矿区煤层气地质−储层条件好坏、开发难度大小，为了防治煤矿瓦斯灾害，需要在采煤前通过地面开采煤层气，降低煤层瓦斯含量和瓦斯压力，保障后期安全高效采煤，实现包含安全在内的综合效益。

经过30 多年攻坚克难、不懈努力，我国煤矿区煤层气地面开发技术研究、工程试验和产业发展均取得了可喜的成绩，“十二五”以来更是突飞猛进[9]，不仅在山西晋城矿区首次取得国内外无烟煤的煤层气开发成功，实现了煤层气规模化商业化生产；而且在安徽淮北矿区取得了碎软低渗煤层水平井开发煤层气技术的重大突破，成功实现了碎软低渗煤层煤层气水平井单井产量的高产稳产[10]。此外，在煤矿采动区煤层气井开发方面也形成了独具特色的技术工艺[11]，已在安徽淮北、淮南，山西晋城等矿区实现了规模化工程应用。笔者仅回顾由我国主要煤炭生产企业组织实施和合作开展的煤矿区煤层气勘探开发进程，重点总结中煤科工西安研究院(集团)有限公司(简称西安研究院)及部分单位取得的相关研究成果和进展，并对今后发展趋势进行展望。

1 我国煤矿区煤层气地面勘探开发现状

我国高瓦斯、煤与瓦斯突出矿井众多，一般都具有煤层破碎松软、渗透率低、瓦斯含量大且难抽采特点，煤矿瓦斯治理难度大，严重影响了煤炭安全高效生产。为了有效治理矿井瓦斯、利用煤层气资源，多年来煤炭企业一直坚持开展地面煤层气开发技术研究和工程试验，积极探索地面井抽采治理瓦斯的新途径。

1.1 煤矿区早期煤层气开发探索

1980−1985 年，原煤炭部和原地矿部主要从煤矿安全生产目的出发，先后在辽宁抚顺、山西阳泉、河南焦作和河北开滦等煤矿区施工了24 口煤层气抽放钻孔，探讨了水力压裂、水力冲孔洞穴法等强化增产措施，单孔平均气产量195～613 m3/d，未达到预期效果。

1.2 煤矿区煤层气资源评价工作

1992−1996 年，联合国开发计划署(UNDP)通过全球环境基金会资助我国开展“中国煤层气资源开发”项目，西安研究院(原煤炭科学研究总院西安分院)承担了4 个子项目之一“中国煤矿区煤层气资源评价”。通过国际煤层气专家培训，学习掌握了煤层气基础理论，培养了一批煤层气专业技术人才。引进了国外煤层气含量解吸测试、高压等温吸附实验、注入/压降试井、泥浆气录井等成套装备以及储层模拟软件。分别在辽宁铁法，河南鹤壁、安阳、焦作、平顶山，山西晋城，安徽淮南、淮北8 个煤矿区施工了10 口煤层气井，进行了取心和气含量测试、等温吸附实验、试井及煤岩煤质分析等，取得了气含量、等温吸附曲线、渗透率、储层压力、原地应力等参数的大量数据。在此基础上，形成了煤层气资源评价技术和方法，并对全国17 个煤矿区的煤层气资源开发潜力进行了评价，提交了《中国煤矿区煤层气资源评价》综合研究报告和17 个矿区专题研究报告。该项目的实施和研究成果，对推动我国煤层气开发进程起到了重要作用。

1.3 煤矿区地面煤层气开发工作

我国高瓦斯、煤与瓦斯突出的大型矿井主要分布在山西、河南、安徽、陕西、贵州省等地，其中，开展地面煤层气开发工作较多的主要为山西晋城矿区、河南焦作矿区、安徽淮北和淮南矿区，陕西彬长、焦坪和韩城矿区，贵州省盘江矿区等。

1.3.1 山西晋城矿区

早在20 世纪90 年代初，晋煤集团就开始着手潘庄新区矿井的筹建工作。潘庄新区是无烟煤、高瓦斯区，煤层气含量高达16.6～28.7 m3/t。为了解决新区内寺河煤矿的安全高效采煤问题，立足从源头治理矿井瓦斯，率先开展了无烟煤地面煤层气开发试验工作。1991 年，晋煤集团与美国美中能源公司合作，在寺河东五盘区施工了2 口煤层气勘探开发试验井。1995 年，两家单位合资成立了山西晋丹能源研究开发公司，并于1997 年完成了潘庄7 口煤层气开发试验井组，单井最髙日气产量12 000 m3，单井稳定日气产量500～3 000 m3，其中潘1 井连续4 年日气产量稳定在2 000 m3[12-14]。2003 年8 月，晋煤集团成立了沁水蓝焰煤层气有限责任公司，专门开展煤层气地面开发利用工作，并于同年在潘庄7 口试验井基础上修建了日压缩能力为2 万m3的煤层气压缩站，开始向古书院煤矿100 多户居民试供气。至2004 年底，沁水蓝焰公司在潘庄井田建成了30 口井地面煤层气开发示范工程，平均单井日气产量达到1 500～2 000 m3，其中SH-003 井还罕见地出现了自喷现象，产气效果远远超出预期。截至2005 年底，寺河煤矿东五盘区施工的煤层井数已达到134 口，并在此后相继向成庄、胡底和赵庄等煤矿拓展。到2013 年，晋城矿区已施工地面煤层气井5 030 余口，煤层气年产量高达14 亿m3，约占当年全国总量的50%，成为当时国内最大的煤层气产业化开发利用示范基地，也为晋城矿区高瓦斯煤矿安全高效生产提供了有力保障[15-16]。随后，煤层气地面开发技术由晋城矿区推广应用到山西潞安、阳泉、西山等矿区，实现了山西省煤矿区煤层气规模化商业化开发利用[17]。

1.3.2 辽宁铁法矿区

1994 年，在联合国开发计划署(UNDP)组织资助下，铁法矿区开展了采空区地面垂直井开发煤层气技术研究及工程试验。到2005 年在大兴矿、晓明矿共施工了21 口地面采空区直井，单井气产量1.3～2.8 万m3/d，甲烷体积分数78.3%～92.2%，单井累计气产量最高达520 万m3[18]。至2012 年底，铁法矿区累计施工97 口地面采动卸压井，单井累计气产量45～309 万m3，平均甲烷体积分数为57%。同时，积极开展了地面压裂井工程试验，共施工了34 口井，气产量4 万m3/d 以上，其中，最早施工的DT3、DT4 井平均气产量稳定在5 000 m3/d 以上，最高气产量达14 000 m3/d[19]。

1.3.3 河南焦作等矿区

1995 年，焦作矿务局与中原油田合作，在古汉山井田中深部进行了煤层气开发试验，施工试验井4 口，进行了参数测试，并对4 口井进行裸眼造穴和水力压裂完井、排水采气试验，日气产量40～190 m3。2006−2010 年，河南能源化工集团焦作煤业公司与河南省煤层气开发利用公司合作，先后施工了36 口煤层气井(其中，恩村井田18 口、位村煤矿6 口、九里山矿8 口、中马村1 口、古汉山1 口)，并对其中34 口井进行水力加砂压裂，压裂井中2/3 井进行了排采，单井气产量最大为1 400 m3/d，一般为300～600 m3/d[20-21]。2010 年，中石油煤层气公司在新河矿、九里山矿及安阳龙山矿各施工1 口井，最高日气产量177.8～183.8 m3。2011 年，河南能源化工集团研究院在焦作中马村矿施工了1口U 型水平井，通过分段水力喷射加砂压裂后，气产量最高达到2 275 m3/d，累计气产量23.5 万m3[22]。2012 年，河南省煤层气开发利用公司在鹤壁矿区六矿低渗透突出松软煤层，施工了3 口U 型水平井，采用水力喷砂射孔分段压裂技术进行储层改造，单井气产量最高1 341.7～3 600.0 m3/d，一般为800～1 000 m3/d[23]。2012 年、2018 年，义马矿区孟津矿施工了2 口煤层水平井进行水力掏煤强化抽采试验[24]，具体气产量数据未见报道。

1.3.4 安徽淮北矿区

1994 年，淮北矿务局开始探索地面采动区井抽采煤层气技术，分别在桃园矿和芦岭矿施工了1 口地面采动区井[25]。2004 年，芦岭矿Ⅱ1048 工作面施工的采动区井抽采291 d，最高日气产量46 656 m3，单井总气产量248.5 万m3。随后，在海孜矿3 个工作面施工了6 口采动区井，都取得了很好的产气效果。截至2021 年，淮北矿区先后施工煤层气地面采动区井163 口，其中，直井150 口，顶板高位水平井13 口。截至目前，采动区井数量达到285 口。

2007−2008 年，淮北矿务局开始地面压裂井的抽采试验，在芦岭井田东侧Ⅲ101 采区施工了7 口垂直压裂井，单井最高日气产量1 600 m3，平均日气产量600 m3。2010 年4 月−2012 年5 月，依托“十一五”国家科技重大专项示范工程项目，淮北矿业集团与西安研究院合作在芦岭矿实施了5 口垂直压裂井组，单井最高日气产量3 100 m3、平均日气产量1 466 m3、平均年气产量达到55 万m3。2013 年，在“十二五”国家科技重大专项示范工程项目支持下，淮北矿业集团与西安研究院继续合作，在芦岭煤矿首次成功实施了碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂开发煤层气技术示范工程，单井最高日气产量10 760 m3、连续92 d 日气产量稳定在10 000 m3以上、连续512 d 平均日产气量高达7 075 m3，创造了国内外碎软低渗煤层水平井单井气产量的新记录，取得了碎软低渗突出煤层地面煤层气开发的重大技术突破。此后，两家单位又分别于2017 年、2021 年在芦岭煤矿先后施工了2 组煤层顶板水平井。2019−2022 年，皖北煤电集团与西安研究院合作在祁东矿也相继施工了4 组煤层顶板水平井，均取得了比较好的产气效果。

1.3.5 安徽淮南矿区

1998−2000 年，依托“九五”国家科技攻关项目 “新集浅层煤层气示范开发工艺技术及专用装备研究”，国投新集能源股份有限公司与西安研究院合作，在新集煤矿施工了3 口煤层气开发试验井，进行煤储层参数测试、压裂和排采试验，单井日气产量最高3 278 m3，平均200～1 200 m3。

2002 年之后，淮南矿业集团积极开展低透煤层群开采条件下地面钻井抽采采动区瓦斯技术及工程试验研究[26]，在潘一2352(1)工作面施工地面采动区井，抽采保护层11-2 煤层开采过程中上覆13-1 强突煤层的卸压瓦斯，抽采瓦斯中甲烷体积分数50%～95%，累计抽采纯甲烷量292 万m3[27]。至2020 年，淮南矿区已在谢一矿、潘一矿、潘三矿、顾桥矿、谢桥矿、丁集矿、张集矿和朱集东矿等矿井共52 个工作面，施工了376 口地面采动区井，形成了非常成熟的抽采技术，地面钻井结构由最初的Ⅰ型结构发展到现在的Ⅳ型，成为淮南矿区瓦斯治理的主要手段之一[28]。

2011 年，依托“十二五”国家科技重大专项示范工程项目，淮南矿业集团与西安研究院合作在顾桥矿开展了5 口压裂井的开发试验，单井日气产量最大1 900 m3，平均200～800 m3。2018 年，淮南矿业集团明确提出要全力推进煤层气开发与瓦斯治理协同技术攻关，大力开展碎软低渗突出煤层顶板水平井分段压裂开发煤层气工程试验，积极探索地面井治理煤矿瓦斯灾害的新路径，在潘谢区块施工了6 口L 型顶板分段压裂水平井，2021 年2 月分别在顾桥矿、潘二矿、朱集矿各施工了4 口L 型顶板水平井，2022 年在潘三矿、朱集东矿各施工了4 口U 型顶板水平井；到2022 年12 月8 日，2021 年施工的12 口L 型顶板水平井中已有3 口井气产量超过4 000 m3/d、1 口井超过3 000 m3/d、1 口井超过2 000 m3/d、2 口井超过1 000 m3/d，合计气产量超过2.58 万m3/d。

1.3.6 陕西焦坪、彬长和韩城矿区

2009−2016 年，陕西陕煤铜川矿业有限公司为了从地面治理矿井瓦斯，与西安研究院合作，在焦坪矿区下石节煤矿分三期施工了7 口煤层气开发试验井，单井稳定日气产量超千方。2009−2010 年，彬长新生能源有限公司在彬长矿区大佛寺井田施工了2 组V 型煤层气试验井，2014 年实施了“大佛寺地面煤层气井开发‘26+1’项目”(26 口直井及1 组多分支水平井的地面煤层气开发工程)。据不完全统计，截至2022 年11 月，在彬长矿区共计施工82 口(组)井(直井、水平井、多分支水平井)，主要集中在大佛寺井田；大佛寺井田2009−2015 年实施的43 口井中，12 口水平井组累计气产量5 950 万m3，31 口直井累计气产量2 565 万m3，水平井组产能贡献占43 口井总产能的71%，其中，DFS-C02 多分支水平井最高日气产量为30 537 m3，稳定日气产量10 000 m3[29-31]。

韩城矿区王峰煤矿是高瓦斯突出矿井，2019 年陕煤韩城矿业公司与陕西省煤层气开发利用公司合作实施了首采区地面井治理瓦斯工程项目，开展了顶板L 型水平井分段压裂开发煤层气工程试验，截至2022 年11 月，在煤矿副井区域共布置6 个井场，完成了23 口井钻井、4 口井压裂，4 口井正常排采，单井日气产量最高10 000 m3以上；其中，1 号井场截至2022 年7 月末累计气产量1 132 万m3，平均甲烷体积分数92.6%。

1.3.7 贵州盘江等矿区

贵州省高瓦斯突出矿井众多，为了治理煤矿瓦斯，贵州省多年来致力于地面井开发煤层气工作。2012−2014 年，贵州盘江煤层气公司在土城向斜的松河煤矿完成2 个井组9 口丛式井的地面煤层气开发工程，单井最高日气产量900～2 200 m3。在响水煤矿、火烧铺煤矿、金佳煤矿共施工参数井15 口，在金沙林华矿区施工3 口煤层气预探井，单井日气产量突破1 000 m3。2014−2016 年，重庆能源(贵州)煤电公司在官寨煤矿、对江南煤矿先后施工了6 口井，单井最高日气产量1 200 m3；2016−2021 年，在大方县对江南煤矿实施12 口生产试验井，垂直井和定向井最高日气产量突破1 603 m3，稳产800～1 200 m3，水平井最高日气产量3 108 m3。2016−2019 年，山东能源集团在大方县绿塘乡绿塘煤矿实施地面瓦斯抽采井33 口(其中，直井30 口，水平压裂井2 口，多分支井1 口)，直井日气产量400～1 600 m3，水平压裂井最高日气产量约2 600 m3，多分支水平井最高日气产量1 800 m3。2020−2022 年，贵州豫能投资公司在黔西市新田煤矿实施2 口顶板水平井，最高日气产量均突破5 000 m3[32-33]。

据不完全统计，全国主要煤矿区已施工各类地面煤层气井约9 097 口(表1)。如若依据我国煤矿区煤层气开发试验起步时间先后、资源勘查程度、开发试验产气效果、开发规模大小等，将煤矿区煤炭未采区煤层气勘探开发进程划分为早期探索试验、资源评价、开发试验、规模化且商业化开发4 个阶段，到目前为止，只有在煤层气地质−储层条件相对较好的山西晋城、陕西彬长等少数矿区，煤矿区煤炭未采区煤层气开发进入了商业化、规模化开发阶段；其余以碎软低渗突出煤层为主的绝大多数矿区，煤层气单井气产量低、开发效果不理想，煤炭未采区煤层气开发尚处于试验阶段。令人可喜的是，目前正在开展煤炭未采区碎软低渗煤层地面煤层气井开发试验的煤矿区，如安徽淮南、淮北、皖北矿区，陕西韩城矿区以及贵州部分矿区等，已由以前的地面垂直压裂井开发方式全面转向以碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂高效开发试验方式，煤层气开发工作如火如荼，目前已施工或正在施工的顶板水平井有60 余口，其中，有多口顶板水平井的日气产量稳定在4 000 m3以上，前景看好，令人鼓舞。另外，煤炭采动区煤层气地面井开发，在安徽淮南、淮北矿区，山西晋城、大同矿区，辽宁铁法矿区，贵州盘江矿区等，产气效果也很好，已形成一定的开发规模。

表1 我国煤炭企业施工的煤矿区煤层气井统计数据Table 1 Statistical data of CBM wells in coal mining areas constructed by coal enterprises in our country

2 煤矿区煤层气地面开发理论与技术研究进展

2.1 煤层气吸附机理及温压综合吸附模型

煤层气主要以吸附状态储集于煤层中，吸附特性是研究煤层气储集机理、气含量预测、煤层气资源评价与产能评估等重要依据。“十二五”期间，引入了量子化学计算和研究方法，从分子微观角度计算煤大分子结构与H2O、CO2、CH4、N2分子之间的吸附作用能(图1)，发现其大小顺序为H2O>CO2>CH4>N2，从而在本质上揭示了煤吸附CO2、CH4、N2气体差异的机理(图2)，解释了干燥条件下煤吸附甲烷量高于含水分条件的现象[34]。

图1 煤对H2O、CO2、CH4 和N2 吸附势能曲线Fig.1 Adsorption potential energy curves of coal for H2O,CO2,CH4 and N2

图2 同一煤结构模型对不同气体的吸附势能Fig.2 Adsorption energy of same coal structure model for different gases

多年来，人们习惯用Langmuir 等温吸附模型来描述煤对气体的等温吸附曲线。然而在实际工作中，无论煤层气资源勘探开发，还是煤矿瓦斯灾害防治，都需要利用已知深度煤层一定温度下的甲烷吸附特性预测深部或浅部不同温度、压力下的甲烷吸附量，显然Langmuir 等温吸附模型不具有这种功能。为此，开展了煤吸附甲烷的温度和压力综合模型研究，采集了气煤、焦煤、贫煤、无烟煤等有代表性煤阶的系列煤样，进行了20、30、40、50℃等不同温度下的高压等温吸附实验；应用吸附势理论，研究获得了煤对甲烷的吸附特征曲线(图3)，推导出煤吸附甲烷的温度−压力综合吸附模型，并给出了模型中特征常数的求取方法；利用大量高压等温吸附实验数据对该模型的预测结果进行验证，并与Langmuir 等温吸附模型进行比较。结果表明，温压综合模型的预测结果与吸附实验数据非常吻合，平均相对偏差小于5%。温压综合吸附模型能够很好地描述包括特低煤阶暗褐煤和特高煤阶超无烟煤在内的全部煤阶煤对甲烷的吸附特性，比Langmuir等温吸附模型的功能更强，适用范围更宽[35]。

图3 不同变质程度煤的甲烷吸附特征曲线Fig.3 Methane adsorption characteristic curves of coal in different ranks

煤吸附甲烷的温度−压力综合吸附模型如下：

式中：V为甲烷吸附量，m3/t；D、m为吸附特征常数；t为吸附平衡温度，K；pc、tc分别为甲烷的临界压力(4.59 MPa)、临界温度(−82.6℃)；R为理想气体常数，取值8.31 J/mol/K；k为经验参数，取值2.7。

此外，利用该温压综合吸附模型，基于煤的某一温度甲烷等温吸附实验结果，结合地温梯度和储层压力梯度数据，可以预测深部任一深度、温度、压力条件下煤对甲烷的吸附量(图4)，进而可以预测煤层气含量和瓦斯含量，估算深部煤层气资源量。这对深部煤层气资源评价与勘探开发、煤矿瓦斯防治都具有重要的应用价值。

图4 基于某煤样30℃条件下等温吸附实验数据的t-p 综合吸附模型预测的甲烷吸附曲线Fig.4 Methane adsorption curve predicted by t-p comprehensive adsorption model based on the isothermal adsorption test data of a coal sample at 30℃

2.2 煤层气含量精准测定技术与装备

1) 煤层气损失量测定

煤层气含量是表征煤层气储层特征的关键参数之一，准确获取气含量对于煤层气资源勘探开发和煤矿瓦斯灾害防治都具有重要意义。“十一五”期间，依托国家科技重大专项，开展了模拟地面绳索取心过程煤层气损失量测试研究，研发了地面井常规绳索取心过程损失气量模拟测试装置(图5a)，进行了不同粒度不同煤级煤的损失气量模拟实验[36-37]。研究发现，在模拟钻孔提心阶段，1～3 mm 煤样、30～50 mm 煤样、ø89 mm 柱状煤样的解吸气平均解吸速率比值分别为2.91∶2.01∶1(图5b)；模拟实验实测的损失气量是美国矿业局直接法估算结果的8～16 倍，且煤样粒级越小、两者的差异越大，表明煤样粒级大小对损失气量影响很大，也说明采用美国矿业局直接法估算的破碎煤样损失气量远低于实际损失气量，这必将会影响气含量测试结果的准确性。

图5 煤层气损失气量模拟测试装置与测试结果Fig.5 Simulation test device and test results of gas loss of coalbed methane

2)煤层气井密闭取心技术及专用设备

针对地面井常规取心方法获取的煤层气含量比实际结果明显偏低(碎软煤层和低煤阶低气含量煤层尤其突出)问题，“十三五”期间，研究提出了适合于碎软煤层和低煤阶低气含量煤层的地面井密闭取心方法。根据煤储层特征(与油气储层相比：埋藏较浅、压力较小、温度较低)，设计并研制出适用于地面井煤层气含量测定的“三筒单动、球阀关闭、取心筒与解吸罐一体化”的密闭取心器(图6)和“前端小径钻心、后端大径钻井”的碎软煤层双径PDC 密闭取心钻头[38-39]。密闭取心器外筒直径120 mm，煤(岩)心采取直径可达38 mm、密闭保压能力达10 MPa 以上，可用于煤层埋深1 000 m以浅的地面井密闭取心。双径PDC 密闭取心钻头减少了取心钻进过程中钻井液对煤心的冲洗旋流作用，提高了碎软煤层的煤心采取率。在淮南潘三煤矿和淮北芦岭煤矿碎软煤层中开展了2 口煤层气井密闭取心和常规绳索取心应用对比试验，密闭取心法获得的煤层气含量比常规取心法高20.23%～40.34%、平均27.22%，从而显著提高了煤层气含量测试精度，测试结果也更接近储层真实情况。该技术设备可为碎软煤层和低煤阶煤层的煤层气资源勘探开发、煤矿瓦斯灾害治理提供更准确的煤层气含量参数。

图6 煤层气井密闭取心设备及其结构Fig.6 Sealed coring equipment and its structure for CBM well

2.3 碎软低渗煤层煤层气开发技术

我国煤矿区煤层气地面开发面临的主要问题是碎软低渗煤层广泛分布、常规煤层气开发技术不适用、地面单井气产量低，严重制约着我国煤矿区煤层气产业规模快速发展与煤矿瓦斯灾害区域化防治。为了破解这一技术问题，先后开展了多项研究攻关，厘定了碎软煤层的内涵，形成了相关开发技术。

2.3.1 碎软低渗煤层及其特征

所谓碎软煤层，就是通常说的松软煤层、构造煤，主要是由于煤层在地质构造演化过程中遭受了强烈的构造挤压、褶皱变形和层间滑动揉皱等作用，煤层整体或者其中的一个、多个分层被破碎成碎片状、碎块状、碎粒状、粉末状、鳞片状，煤中原有的天然裂隙网络系统被毁坏甚至消失。碎软煤层普遍弹性模量小、泊松比大，在原地条件下受上覆地层压力和构造应力作用，被挤压密实，粒间孔隙闭合，因而渗透率很低，通常小于0.1×10−3μm2[40]。由于碎软煤层塑性较强，水力压裂过程中压裂缝两侧附近容易形成一定厚度的塑性变形区，导致裂缝扩展压力升高，难以向前扩展，形成的裂缝大多短而宽，导致压裂增产难以达到预期效果。

2.3.2 垂直井强化压裂增产与精细排采技术

淮北矿区芦岭煤矿是典型的高瓦斯突出矿井，地质构造复杂，主采煤层为石炭−二叠系下石盒子组8 号煤层，厚度8～10 m，煤体主要为粉状和碎粒状结构，属于低渗透性、难抽采煤层，煤矿井下瓦斯抽采难度很大。为了探索采煤前地面井预抽治理瓦斯的新途径，2007−2008 年，淮北矿业集团施工了7 口地面开发试验井，单井最高日气产量1 600 m3、平均600 m3；2009 年，又施工了5 口地面开发试验井，单井日气产量最高800 m3、一般200 m3，产气效果总体不好。

2010 年，依托“十一五”国家科技重大专项，淮北矿业集团与西安研究院合作，在芦岭矿开展了地面垂直井开发技术工艺研究，开发出适合于碎软低渗透巨厚煤层的大排量、中砂比、投球、活性水伴注N2和CO2泡沫强化压裂增产技术，每米加砂量接近10 m3，砂比平均15%、最高达22%。活性水伴注N2、CO2泡沫压裂，大大增加了压裂液携砂能力，提高了有效支撑缝长；压裂过程中，投入尼龙球封堵已压开层段的孔眼，使其他层段压开更多新裂缝，提高了巨厚煤层的压裂改造效果。开发了井底流压智能实时监测系统，提出了适合碎软煤层的慢、控、稳、低套压的分阶段精细排采技术工艺，通过调整排水强度严格控制井底流压、套压、产气速度，避免了煤层吐砂、吐煤粉现象，保证煤层气井处于最佳工作状态[41]。研究结果应用于芦岭矿5 口煤层气井开发示范工程，取得了很好的效果。2011 年12 月−2012 年5 月连续排采183 d，其中，4 口井的单井日气产量为449～2 179 m3，4 口井平均日气产量1 466 m3(图7)。产气结果也显示，加砂量大、砂比高、实施N2或CO2泡沫伴注和投球压裂的井，煤层气产量更好(表2)。

表2 安徽淮北矿区芦岭煤矿5 口直井压裂工程参数Table 2 Fracturing engineering parameters of 5 vertical wells in Luling coal mine,Huaibei mining area,Anhui Province

图7 安徽淮北芦岭煤矿4 口直井产气曲线Fig.7 Gas production curves of 4 vertical wells in Luling coal mine,Huaibei mining area,Anhui Province

2.3.3 碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂高效开发技术

我国绝大多数石炭−二叠纪煤田或含煤区，地质构造复杂、煤层破碎松软突出、渗透率很低，如何实现这类煤层地面煤层气的高效开发，成为多年来制约我国煤层气产业化发展和煤矿瓦斯防治工作的重大技术难题。2013 年，依托“十二五”国家科技重大专项项目，以淮北矿区芦岭煤矿8 号碎软低渗煤层为研究对象，淮北矿业集团与西安研究院合作开展了煤岩层物性分析测试、水力压裂物理模拟、数值模拟和现场工程试验等研究工作，开发了煤层顶板水平井分段压裂高效开发煤层气技术体系[40,42-43]，取得了碎软低渗煤层的煤层气地面开发理论和技术的重大突破，为推动我国煤矿区碎软低渗煤层地面煤层气开发快速发展提供了新的技术支撑，也为“以孔代巷”区域预抽煤巷掘进条带瓦斯开辟了新的技术途径。

1) 提出了碎软低渗煤层顶板岩层水平井分段压裂高效开发煤层气技术模式

针对在碎软煤层施工水平井中容易出现垮塌埋钻[44]、下套管困难、固井质量不好，尤其是在相对塑性的碎软煤层中直接压裂增产效果不好等问题，提出了煤层顶板水平井分段压裂高效开发煤层气技术模式(图8)，即采用远端对接直井的U 型水平井，将水平井水平段布置在距离煤层2 m 左右的顶板岩层中，并下套管固井；采用泵送桥塞+向下定向射孔联作的分段压裂工艺，实施大液量、大排量、中砂比的高强度压裂作业；最后在垂直井进行排水产气。

图8 煤层顶板岩层水平井分段压裂高效开发煤层气技术模式Fig.8 Efficient development technology model of CBM by staged fracturing of horizontal well in roof strata of coal seam

2) 揭示了碎软低渗煤层顶板水平井水力压裂裂缝的扩展延伸规律，提出了通过压裂顶板能够使碎软低渗煤层获得高效压裂改造增产的新认识

淮北芦岭煤矿8 号煤层声波测井、岩石力学性质测试、水力压裂物理模拟研究结果显示：地层的垂向主应力大于水平最小主应力，顶板岩层的水平最小主应力、弹性模量、脆性远大于煤层。因此，在顶板水平井进行套管射孔和水力压裂，压裂缝能够从顶板进入下部煤层，并在煤岩界面处发生一定偏转，压裂缝扩展速率在相对脆性顶板中快于碎软煤层。水力压裂数值模拟结果显示(图9)，顶板压裂时，煤层中形成的压裂缝长度达到168.4 m，而直接在碎软煤层中压裂的裂缝长度仅为25.1 m，前者是后者的5.9 倍。由此可见，在顶板中压裂产生垂直压裂缝，压裂缝在地应力梯度作用下从顶板向下切入煤层；顶板的相对脆性使压裂缝沿横向扩展延伸更快，由此产生的撕裂、拉扯作用使得煤层中压裂缝随其一起扩展延伸，在碎软煤层中造出更长的高导流压裂缝，从而使原本直接压裂改造效果差的碎软煤层能够获得很好的压裂改造和增产效果。

图9 碎软煤层水平井和碎软煤层顶板岩层水平井水力压裂数值模拟裂缝垂向剖面Fig.9 Vertical fracture profile of hydraulic fracturing numerical simulation of horizontal wells in broken soft coal seam and roof strata of broken soft coal seam

3) 建立了碎软煤层顶板水平井分段压裂高效开发工作流程，形成了成套开发技术工艺

煤层顶板水平井分段压裂开发流程，依次包括：(1) 首先设计远端水平对接U 型井组的井身结构及钻井参数。(2) 优选确定水平井段布置的目标煤层顶板岩层层位。(3) 施工远端垂直井，并进行取心测试、声波测井，获取煤储层参数、顶底板力学参数、岩层地应力曲线。(4) 在水平井直井段施工导眼井钻穿煤层，测井获取自然伽马和视电阻率曲线，确定水平井段钻进跟踪的顶板岩层层位。(5) 采用地质导向钻井技术施工水平井段，下套管固井。(6)泵送可钻式桥塞分段分隔，采用向下定向射孔方式诱导压裂缝优先向下延伸穿透煤层。(7) 实施光套管、大液量、大排量、中砂比的高强度压裂作业。(8) 在垂直井进行井底流压实时监测，低套压、慢控稳的精细排采。

应用该研究成果，建成了淮北芦岭煤矿碎软低渗煤层顶板LG01 水平井分段压裂高效开发煤层气示范工程。目标8 号煤层深度744 m、厚度10.09 m，煤体破碎，气含量6.19 m3/t，渗透率0.08×10−3μm2。水平井水平段位于顶板砂质泥岩层，长度586 m，距离下部8 号煤层0～1.5 m(图10)[45]。压裂液为清水+1% KCl+0.05%杀菌剂，支撑剂为兰州石英砂。采用泵送可钻式桥塞+向下定向射孔联作工艺，分7 段进行水力压裂，累计注入压裂液6 627 m3、石英砂542.5 m3，加砂强度77 m3/段，平均砂比11.59%，平均加砂完成率105.7%(表3)。该井最高日气产量突破1 万m3，连续3、6、12 个月平均日气产量分别高达10 000、9 000、8 000 m3(图11a)，抽采4.5 年累计气产量700 万m3，创造了碎软低渗突出煤层地面煤层气井气产量的最新纪录[40]，受到业界广泛关注。

图10 安徽芦岭煤矿LG01 水平井组井身结构垂向剖面Fig.10 Vertical profile of borehole structure of LG01 horizontal well group in Luling coal mine,Anhui Province

表3 安徽芦岭煤矿LG01 水平井分段压裂施工主要参数Table 3 Staged fracturing engineering parameters of LG01 horizontal well in Luling coal mine,Huaibei mining area,Anhui Province

截至2022 年11 月，煤层顶板水平井分段压裂开发技术已在安徽、山西、贵州、陕西等省9 个矿区的煤层气开发和矿井区域瓦斯超前治理中得到推广应用，已施工60 余口顶板水平井，产气效果良好。其中，山西潞安矿区余吾煤矿碎软煤层顶板U 型水平井，气产量高且长期保持稳定，自2020 年5 月至今，日气产量一直稳定在6 000～9 000 m3。截至2022 年11 月30 日，累计气产量746 万m3(图11b)，成为国内煤层气井排采和高产稳产的楷模。

图11 碎软低渗煤层顶板分段压裂水平井排采曲线Fig.11 Gas drainage curve of stage-fractured horizontal well in roof of broken soft coal seam with low permeability

2.3.4 非固井水力喷射分段压裂技术

对于软硬复合型煤层，当满足2 种条件时可将水平井布置在煤层中：其一，软硬煤分层叠合关系简单，坚硬煤分层延伸稳定且厚度较大(2 m 以上)；其二，软硬复合型煤层中碎软煤分层厚度虽占比较大、与坚硬煤分层叠合关系复杂，但局部发育的坚硬煤层连续延伸长度较长、厚度较大(2 m 以上)。2017 年，依托“十三五”国家科技重大专项项目，开发了适合于软硬复合型煤层的煤层水平井非固井分段压裂技术(图12)[46]，即将水平井水平段布置于坚硬煤分层中，为了避免水平段固井时水泥浆污染煤层，采用下套管、不固井、套管加外封隔器防窜流等方法，开发了水平井液压定向喷射压裂一体化设备；提出了油管(喷射)+环空(压裂)联合注入的大排量压裂工艺，具有定点压裂及防窜流效果好、成本低、压裂排量及加砂规模大、施工安全性高的优点。

图12 非固井水平井油管+环空联合注入分段压裂模式与水平井液压定向喷射压裂工具Fig.12 Staged fracturing model of tubing+combined annulus injection in non-cementing horizontal wells and hydraulic directional jet fracturing tool of horizontal well

采用油管(喷射)+环空(压裂)联合注入压裂工艺技术，在晋城矿区寺河矿进行了工程示范，目标煤层为15 煤，煤层埋深335.47～337.61 m，煤厚2.14 m，气含量18 m3/t。采用带底封的油管拖动水力喷砂射孔与压裂联作方式施工，水平段长820.53 m，射孔压裂8 段，段间加密补射孔8 段，累计加砂350.0 m3，累计用液6 500 m3，平均加砂比超过11.6%(表4)。自2020 年4 月14 日开始排采，6 月1 日开始产气，8 月25 日产气突破5 000 m3/d，最高日气产量突破9 100 m3，稳定日气产量7 000～8 000 m3(图13)。

图13 山西晋城矿区寺河矿15 煤层水平井产气曲线Fig.13 Gas production curve of No.15 coal seam horizontal well in Sihe mine,Jincheng mining area,Shanxi Province

表4 山西晋城矿区寺河矿煤层水平井各段压裂工程数据Table 4 Engineering data of fracturing in each interval of coal seam horizontal well in Sihe mine,Jincheng mining area,Shanxi Province

2.3.5 多煤层分层控压合层排采技术

多煤层地区往往是我国煤层气资源集中赋存区，煤层气开发前景可观。近年来，国内多个煤层气地面开发工程实践显示，碎软煤层群煤层气井产气效果并不理想，甚至要低于单一煤层抽采效果。依托“十二五”“十三五”国家科技重大专项，开展了多煤层地面煤层气排采技术的基础理论研究，发现了碎软低渗煤层地面煤层气井气产量随液面下降呈现的异常变化现象，揭示了碎软低渗煤层群气产量提高的控制机理：多煤层地面井排采时应将各产气层封隔成各个独立的压力系统，用不同的动液面对各目标煤层进行分层管理。在此基础上，开发出多煤层井分层控压合层排采的两种技术：适用于双煤层的双泵三通道分层控压排采技术(图14a)、适用于多煤层的双套管分层控压排采技术(图14b)[47]。采用该技术在河南平顶山矿区、贵州黔北矿区分别进行现场试验应用，实现了不同产层分层控压的目的，提高了单井煤层气产量。

图14 多煤层分层控压合层排采技术Fig.14 Stratified pressure control and multilayer gas drainage technology in multi-seam

2.4 侏罗纪低煤阶低气含量煤层的煤层气开发技术

陕西黄陇侏罗纪煤田煤层主要为低煤阶(Rmax<0.65%)、低气含量(空气干燥基气含量1～3 m3/t)的长焰煤、不黏煤，这类煤层在我国西北侏罗纪煤田分布广泛，资源量丰富。由于煤层巨厚、煤矿开采强度大、矿井瓦斯涌出量非常大，出现了低瓦斯煤层高瓦斯矿井。2008 年，为了探索通过地面井开发煤层气治理矿井瓦斯灾害的新途径，陕西陕煤铜川矿业有限公司与西安研究院合作，在焦坪矿区下石节矿开展了低煤阶低气含量煤层的煤层气开发潜力和开发技术研究。

研究结果表明，与高阶煤相比，低阶煤吸附能力较弱、解吸能力较强，在低气含量、低废弃压力条件下可以解吸产气；数值模拟结果显示，当煤层厚度足够大(>10 m)、渗透率足够高(>3×10−3μm2)时，即使煤层的气含量低至3 m3/t，单井稳定期气产量仍能够达到1 000 m3/d 以上，由此提出低煤阶、低气含量、厚度大、渗透率高的煤层具有工业性产气潜力的新认识[48]，开发出前置液加粉砂降滤失、大排量、高砂比的大规模压裂增产工艺技术，形成了双压力计实时监测井底流压、分阶段调整工作制度和泵挂深度、低套压等精细排采技术。研究成果在焦坪矿区下石节矿三期共7 口垂直压裂井以及彬长矿区煤层气开发试验工程项目中进行了应用，产气效果良好，单井最高日气产量超过1 800 m3，单井日气产量都稳产在1 000 m3以上(图15)。

图15 陕西焦坪矿区4 口垂直井产气特征Fig.15 Gas production characteristics of 4 vertical wells in Jiaoping mining area,Shaanxi Province

2.5 煤层气井极小半径多孔旋转射流侧钻水平井技术

高压水射流极小半径钻井技术(TRD)是实现煤层气资源低成本、高效开发的重要技术手段[49]。2016 年，依托“十三五”国家科技重大专项，开展了煤层气井极小半径钻井增产技术理论、装备与技术工艺研究。揭示了多喷孔旋转射流破煤与大孔径钻进成孔机制，建立了射流钻进的水力参数计算模型，设计研制出具有三次分级成孔、二次碎屑、防失速、控转速等结构特点的多喷孔旋转射流自进钻头，研发出臂长可延伸、就位状态可测控的支撑臂式井下转向装置，开发出适合外径139.7 mm 套管的煤层气井极小半径射流钻井成套设备及配套施工技术工艺(图16)，转向曲率半径550 mm，泵最大排量227 L/min、最高压力100 MPa，绞车最大拉力80 kN，具有对埋深1 000 m 以浅煤层的煤层气井侧钻径向水平分支井的施工能力。研究成果在陕西彬长矿区进行了现场试验应用，在1 口煤层气井完成了4 个水平分支井的钻进，最大钻进长度80.36 m，累计进尺265.75 m，钻进速度0.51～1.03 m/min。设备性能稳定，应用效果良好[50]。

图16 煤层气井极小半径多孔旋转射流侧钻水平井与关键部件及设备Fig.16 Multi-hole rotary jet sidetracked horizontal CBM well with tight radius,the key components and equipment of CBM well

2.6 采动区地面井煤层气开发产能预测技术

采动区地面井是煤矿区煤层气开发的特有方式，抽采前的产能预测是其工程部署科学合理性、投资经济性的设计依据。依托“十二五”国家科技重大专项项目，收集分析淮南、淮北矿区大量的采动区地面抽采井数据，发现采动区井日气产量与回采工作面到井之间的距离普遍呈良好的相关性，其关系曲线呈“单尖峰拖长尾”的典型形态特征(图17)，即当回采工作面推进到超过煤层气井5 m 左右时，气产量才呈陡壁式急剧增加，超过煤层气井50 m 左右时气产量达到最大峰值，然后随工作面继续推进气产量呈陡坡式快速下降，直至工作面超过煤层气井约280 m 位置时停止下降，并且在约1 000 m 后仍维持较高气产量[51]。

图17 安徽淮南矿区采动区地面井气产量与井位到回采工作面距离的关系Fig.17 Relationship between gas production of surface well and distance from well to working face in Huainan mining area,Anhui Province

基于黑盒子理论和Boltzmann 函数拟合，提出了采动区上部煤层视渗透率随工作面推进位置到煤层气井之间距离变化的数学表达式，可等效反映煤炭开采扰动下采动区上部煤层渗透率对煤层气井产能的实际影响；建立了采动区煤层气井产能模拟的概化地质模型、数学模型和数值模型，并给出了边界处理、数值求解和关键参数拟合的方法；开发了采动区煤层气井产能数值模拟软件CCGS v1.0，实现了采动区煤层气单井产能的数值模拟[51](图18)。研究成果应用于淮南矿区多口采动区煤层气井的历史拟合和产能预测，取得了良好应用效果。

图18 煤矿采动区井煤层气抽采产能模拟软件Fig.18 Productivity simulation software for CBM wells gas drainage in active mining area

3 煤矿区地面煤层气开发攻关方向

1) 穿浅部采空区/采动区深部煤层气与煤炭资源协调开发

我国煤层埋深1 000～2 000 m 范围煤层气资源约为22.5 万亿m3，占总资源量的61.2%[52-53]。对于大多数煤矿区来说，随着浅部可采煤炭资源的减少，煤炭开采逐渐向深部煤层过渡，不可避免地将面临深部地应力高、储层压力大、气含量高等问题，这些都可能导致煤炭开采效率降低、安全隐患增加。因此，深部煤层气与煤炭协调开发应是未来一段时间煤矿区煤炭开采重点关注的方向，这其中包括煤层气开发中穿浅部采空区工艺技术研究、深部煤储层异常特性对开发的影响机制研究、与深部煤炭资源协同开采技术研究等，及早开展相应的基础理论、技术与装备研究及储备，避免或最大程度降低以往煤炭开采中的资源浪费、效率低下、事故频发等隐患，保障煤与煤层气两种资源的最优化开发利用。

2) 低煤阶低气含量厚煤层矿区煤层气与煤炭资源的协调开发

低阶煤层在我国西北地区分布广，煤层气资源丰富，近年来虽在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、海拉尔盆地和二连盆地等取得了产气突破，但在全国煤层气产量中占比仍然很低，2021 年仅为1.8%。此外，低阶煤层虽然气含量低，但煤层厚度大、煤体结构完整、天然裂隙发育、渗透率大，煤矿生产中也存在瓦斯涌出量高、治理难度大等问题。随着低煤阶煤矿区煤层开采深度的逐渐加大，瓦斯隐患问题也必将加重，因此，应尽快开展这类煤矿区煤层气与煤炭资源的协调开发、井上下煤层气联合抽采等技术研究与攻关，一方面保障煤炭安全高效开采，另一方面实现低阶煤煤层气清洁、有效利用，助力提高低阶煤煤层气产量在全国的占比。

3) 废弃/关闭矿井煤层气资源开发

废弃/关闭矿井煤层气经历了大规模煤炭开采扰动，赋存空间及特征都发生了根本改变，并且随煤炭开采程度和规模的不同，其特征和变化规律也存在很大差异。目前，关于废弃/关闭矿井涉及的很多研究基本处于探索阶段，包括所蕴含的煤层气资源是否具有工业价值、煤层气可采性如何、常规地面开发技术是否可行等。据相关资料，2030 年我国废弃/关闭矿井将达到15 000 处，赋存煤层气近1 万亿m3，加快废弃/关闭矿井煤层气资源开发的攻关研究，不仅有助于实现煤矿区全方位、全时段的煤层气资源高效利用，更有助于我国碳达峰碳中和(“双碳”)目标任务的有效践行。

4 结论

a.回顾了我国煤矿区煤层气勘探开发历程及主要煤矿区煤层气开发工作。认为我国煤矿区煤炭未开采区的煤层气地面开发，除了煤层气地质−储层条件相对较好的山西晋城、陕西彬长等少数矿区实现了商业化、规模化开发；其余以碎软低渗突出煤层为主的绝大多数矿区，煤层气单井气产量低、开发效果不理想，尚处于开发试验阶段。令人可喜的是，开发试验技术已由以前的地面垂直压裂井开发技术全面转向以碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂高效开发技术，目前开发试验工作正在安徽淮南、淮北、皖北矿区，陕西韩城矿区以及贵州新田矿区等如火如荼展开，已有多口顶板水平井的日气产量稳定在4 000 m3以上，前景看好，令人鼓舞。

b.“十一五”−“十三五”期间，依托国家科技重大专项项目，我国煤矿区煤层气地面开发技术取得了比较系统、突破性的研究成果，包括未采区地面煤层气测试与开发技术：煤层密闭取心−气含量测试技术与装备、碎软低渗煤层地面煤层气开发技术体系(垂直井强化压裂增产与精细排采技术、煤层顶板水平井分段压裂技术、煤层水平井分段压裂技术、多煤层分层控压合层排采技术)、低煤阶低气含量煤层地面煤层气开发技术、煤层气井极小半径多孔旋转射流侧钻水平井技术，采动区煤层气开发产量预测技术等。研究成果为煤矿区煤层气地面开发和瓦斯抽采提供了有效技术手段，已在工程实践和推广应用中取得了实质性效果，应用前景良好。

c.根据煤矿区发展趋势和需求，认为今后煤矿区煤与煤层气工作者应重点在3 个方面开展基础与技术攻关研究：穿浅部采空区/采动区的深部煤层气与煤炭资源协调开发、低煤阶低气含量厚煤层矿区的煤层气与煤炭资源协调开发、废弃/关闭矿井煤层气开发等。

致谢：论文撰写过程中，得到山西晋煤集团、潞安矿业集团、焦煤集团、阳煤集团、兰花集团、大同集团，河南能源集团、平煤神马集团，辽宁铁法集团，安徽淮南矿业集团、淮北矿业集团、皖北煤电集团，陕西煤业化工集团，贵州盘江煤电集团，国家能源集团，重庆市能源投资集团，黑龙江龙煤集团以及甘肃窑街煤电集团等煤炭企业的大力支持，帮助统计并提供相关煤矿区煤层气地面井开发数据和资料，在此深表谢意。