金 军，杨兆彪，秦 勇，崔玉环，王国玲，易同生，吴财芳，高 为，陈 捷，李 庚，李存磊

(1. 中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221008；
2. 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 贵阳 550009；

3. 北京奥瑞安能源技术开发有限公司，北京 100190)

全球为应对气候变化，能源清洁低碳发展加速。在中国大力推动落实“双碳目标”下，天然气是化石能源向新能源过渡的重要桥梁。煤层气是非常规天然气的重要组成部分，不同于其他类型天然气，煤层气开发利用具有“经济、安全、环保”的多重属性，2020年，中国煤层气产量为67亿m3[1]。贵州省煤层气地质资源量约3.15万亿m3[2]，约占全国煤层气地质资源量的10%，位居全国第3，是中国近期和未来重点发展的煤层气产业化后备区[3]，其地位仅次于已建成产业化基地的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘[4]。

从1989年开始，联合国环保署在盘关实施第1口煤层气直井开始，到目前，具有各类煤层气井300余口，贵州省煤层气勘探开发已走过30余年，从最初的产量低或者不产气，到目前的小区块开发接连成功，直井产量不断刷新。其发展道路漫长而艰辛，但前景可期，这也是中国煤层气工业发展的一个缩影。

笔者基于贵州省特殊的煤层气资源特征，回顾30余年的开发历程，总结贵州省煤层气的开发进展，理论技术突破，并对未来的开发潜力和前景作出分析。其目的在于推动贵州省煤层气开发的规模性发展，实现国家和地方的能源战略规划。

1.1 煤层气地质条件

贵州省含煤地层主要为晚二叠世龙潭组，分布在以遵义、贵阳、紫云一线以西的区域。大地构造上主要属扬子板块，区内同沉积深大断裂贵阳—师宗断裂、垭都—紫云断裂、纳雍—瓮安断裂深刻影响着该区的构造和沉积格局[5]。煤层主要赋存在众多中小向斜中，包括隔槽式、隔档式等类型(图1)。向斜面积从几十平方公里到上千平方公里均有分布。

图1 贵州省主要煤层气富集单元Fig.1 Main CBM enrichment units in Guizhou Province

晚二叠世龙潭组是本区主要的含煤地层，沉积相为海陆过渡的泻湖潮坪相和三角洲相，可分龙潭组下段、中段和上段[6-7]。地层厚度一般为140～513 m，总体呈北薄南厚的趋势，聚煤中心在水城杨梅树向斜附近。龙潭组含煤20～50 层，煤层总厚一般10～40 m，其中，可采煤层总厚一般5～10 m，为典型的煤-泥-砂岩薄互层沉积(图2)。自西向东，碎屑岩粒度逐渐变细，海相砂泥岩或灰岩夹层增多和变厚，煤厚稍有减少，由偏陆相沉积逐渐过渡为典型海陆交互相沉积。

图2 上二叠统龙潭组可采煤层总厚及层数分布[6]Fig.2 Distribution of total thickness and number of minable coal seams in Upper Permian Longtan Formation[6]

贵州煤种齐全，气煤～无烟煤均有分布。其中，无烟煤在全省煤炭资源总量中的比例达61.97%，贫煤为9.13%，瘦煤为6.54%，焦煤为13.48%，肥煤为2.47%，气煤为0.59%[8]。

1.2 煤层气储层及资源条件

贵州煤层气储层及资源主要特征有：煤层层数多而薄、煤层含气量高、煤体结构复杂[9-10]、大型气田为主、深部资源占比大，具体见表1。

表1 贵州主要向斜煤层气地质条件[8]

(1)煤层层数多而薄。贵州西部龙潭组含煤地层煤层群发育，煤-泥-砂互层频繁交互，煤层厚度普遍在1～2 m，但累计厚度大。在盘县、水城矿区的大部分地段，含煤20～45层，煤层总厚大于20 m，可采煤层8～15层，可采煤层总厚一般大于10 m。在六枝、纳雍、织金、大方、黔西、金沙、仁怀、习水等地，总体呈北东向展布，含煤15～30层，煤层总厚10～20 m，可采煤层3～10层，可采总厚一般5～10 m。在贵州西北部的毕节、赫章、威宁一带，以及仁怀—镇宁—兴仁一线东侧的广大地区，含煤层数0～25层，煤层总厚0～10 m；
含可采煤层0～3层，一般1～2层，可采厚度在5 m以下。

(2)煤层含气量高。煤层含气量是确定煤层气资源量和可开发性的主要参数。根据大量的煤及煤层气勘查结果显示，贵州西部龙潭组500 m以深的煤层含气量一般介于8～25 m3/t，平均值一般为12～15 m3/t，煤层的含气量较高。以织纳煤田比德—三塘盆地为例，区内煤层含气量为0.24～29.21 m3/t，平均13.81 m3/t；
六盘水青山向斜区内煤层含气量为3.87～29.16 m3/t，平均为12.79 m3/t；
黔北长岗向斜煤层含气量为4.71～38.18 m3/t，平均17.72 m3/t；
各区平均煤层含气量一般均超过了一类区煤层气含量界限值12 m3/t[11-12]。在中煤阶区域，如土城向斜等，含气量超过12 m3/t，含气饱和度一般都超过了100%，出现超饱和储层，如2020年施工的盘参1井，3煤实测含气量达到了14.67 m3/t，含气饱和度接近140%。

(3)煤体结构复杂。煤体结构是影响储层原位渗透率及可改造性的重要因素。由于贵州西部煤层自形成以来经受了多期次构造运动，煤体结构较为破碎，但各区之间及同一区域各煤层之间差异较大。从区域上看，六盘水煤体结构较为破碎，而织纳煤田煤体结构相对完整[8]，同时靠近深大断裂带附近，或者处于断裂交叉带附近的区域煤体结构往往较差，如比德向斜紧靠垭都—紫云大断裂，盘县金佳矿区紧靠贵阳—师宗断裂，勘探开发已证实该区域煤体结构较差。同时，对于同一区块来说，厚煤层往往较为破碎，成为应力释放带，相对保护了其他煤层结构的完整性。比如织纳煤田的6煤和盘县煤田的17煤，其厚度一般在4 m以上，但煤体结构往往最为破碎，这也是早期在盘县施工的一些煤层气井主力煤层选择最厚的煤层17煤进行开发，但开发效果极差。最新施工的煤层气井，不论是织纳还是盘县都避开了最厚的6煤和17煤进行其他煤层的开发，反而效果更好。

(4)大型气田为主。气田规模大小是决定后期煤层气产业规模化发展的重要条件。尽管贵州西部为残留型盆地，但不乏存在一些大的向斜，超过500 km2的向斜主要有六盘水的青山向斜、盘关向斜、格目底向斜，织纳的三塘向斜，黔北的金龙向斜和飘儿井向斜，和黔西北的可乐向斜，且部分向斜接连成片可形成大的富气单元，比如比德—三塘盆地即包含了珠藏、阿弓、比德、三塘等向斜。同时由于研究区为多煤层发育，煤层气丰度高，一般在2.2 m3/km2以上[13]，为全国煤层气资源丰度的2倍，极大地拓展了煤层气资源的纵向规模。从而计算获得的煤层气地质资源量大部分在300亿m3以上，达到了大型气田的标准。部分达到或接近特大性气田的标准，即接近或超过3 000亿m3，如青山向斜、土城—盘关向斜、比德—三塘盆地，飘儿井向斜、金龙向斜等。

(5)深部资源占比大。以1 000 m以深作为深部煤层气资源的埋深界限。根据对织纳煤田及六盘水煤田的地质资源量统计，盘县1 000 m以深煤层气资源量占比为48.5%，水城为62.5%，六枝为62.21%，织纳为33.4%[8]，黔北及黔西北预估也可以达到50%以上。总体上至少有一半资源是在埋深1 000 m以深。目前深地深空深海是地球科学的研究热点，各类资源开发都在向深部进军[14]。对于未来，贵州煤层气想规模化跨域式发展，也必须重视深部煤层气及煤系气的勘探与开发。

2.1 开发历程回顾

截至目前贵州省具有各类煤层气井接近300余口，中石化、中石油、中联、亚加、格瑞克、奥瑞安、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能投等单位参与了勘探开发，回顾整个贵州省煤层气勘探开发进程，可以分为3个阶段(图3)。

图3 贵州省煤层气开发进程Fig.3 Development process of coalbed methane in Guizhou Province

(1)煤层气资源调查与开发技术借鉴阶段(1989—2010年)。这一阶段持续时间最长，约21 a，主要特征为随着美国煤层气商业化开发的加速发展，国内对煤层气勘探开发开始重视和升温，贵州省开始调查和评估本省煤层气的地质资源量，1997年，由贵州省煤田地质局完成的《贵州省煤层气资源评价》，提交全省埋深2 000 m以浅、含气量大于4 m3/t可采煤层中的煤层气地质资源量31 511.59亿m3，成为贵州省煤层气真正被外面认知的标志性事件，也为后来贵州省的煤层气工作奠定了基础。

在这一阶段，第1口煤层气直井在盘关试采，但由于成本高而停止，而后滇黔桂石油指挥部实施了“九五”国家重点工业性试验项目——“六盘水煤层气开发利用示范工程”，先后在盘关亮山、金竹坪区块部署了5 口煤层气勘探参数井，并对其中4口井进行了加砂压裂试采，单井日产量最高350.65 m3，抽采效果差[15]。

2002年，国内蓝焰煤层气集团潘庄小井网第1次取得工业性稳定气流，拉开了中国煤层气商业化开采的序幕[16]，贵州省也加速了煤层气的勘探开发，2005年，中联煤层气有限公司与贵州省煤田地质局、亚加能源有限公司等中外企业合作，启动了贵州省西部地区保田—青山煤层气项目。2006 年底完成了总长65 km 的二维地震勘探、6口小井眼煤层气参数井的施工，标志着贵州省煤层气勘探开发热潮的到来。

本阶段煤层气开发试验井较少，开发基本借鉴国外或者国内华北地区的技术，有单煤层开发，也有简单的合层开发。开发技术较为落后，地质工程一体化较为简单，未能取得工业性气流的突破。这也是本阶段持续时间长，迟迟不能取得突破的关键原因。

(2)自主技术探索阶段(2011—2015年)。这一阶段持续时间5 a，本阶段国内煤层气开发进入了较快的发展时期，煤层气产量从2011年的23亿m3增加到2015年的44亿m3。在此期间中国矿业大学和贵州省煤田地质局以黔西地区为重点，对全省煤层气已有研究成果进行重新梳理，完成了“贵州省煤层气资源潜力预测与评价项目”，提交全省上二叠统可采煤层的煤层气地质资源量为30 561.86亿m3。中国矿业大学团队针对滇东黔西多煤层区提出“叠置煤层气系统”理论，初步明确了多煤层区煤层气开发方式有别于华北地区单一主力煤层煤层气开发，应在一个含气系统内多层开发。

本阶段标志性事件是：中石化在2011年在织金比德—三塘盆地施工了一批煤层气井，采用了多层分压合采的开发方式，大部分直井首次日产量突破了1 000 m3，最高日产量突破了2 000 m3[17-18]。并试验了不同组合产层开发，初步认识到了产层组合的重要性。2013年在织金珠藏施工了贵州省第1口U型井，日产气量稳产达到了5 000 m3以上[19]。2014年贵州省煤层气页岩气工程技术中心在松河施工了第1组丛式井，由9口井组成，采用了全部可采煤层压裂大跨度合采的开发方式[20-21]，所有井日产量均突破了1 000 m3，最高日产量突破了3 000 m3，但是稳产期较短。2015年中石化在珠藏区块实施了丛式井组，主要开发下煤组(20，23，27，30)，产气效果好且稳产时间长。

在本阶段，认识到了贵州省煤层气地质资源特征，采用有别于华北地区单一主力煤层煤层气开发的模式，即采用分压合采的模式进行煤层组开发，并尝试了“大跨度、小跨度多煤层组合”的产层组合方式。同时随着开发技术的进步，井型不限于直井开发，开始尝试U型井、丛式井等更能适应贵州省高山地貌特征的开发技术，织金和松河区块均取得了较好的开发效果。

(3)自主技术突破阶段(2016—现今)。在这一段阶段，国家科技重大专项“十三五”设置了“滇东黔西煤层气开发技术及先导性试验”44项目。由中联公司牵头，中国矿业大学、中国地质大学(北京)、中国石油大学、西南石油大学、重庆大学和贵州省煤层气页岩气工程技术中心等多家科研单位参与，通过项目研究，产学研用一体化，针对贵州特殊的煤层气地质条件，形成了集多煤层区选区选段，叠置含气系统适应性开发关键技术等多项理论技术成果，推动了本区开发技术的突破。

2016年中国地调局在杨梅树向斜施工了杨梅参1井，优选3层，进行分压合采，直井日产量最高达到了5 011 m3，稳产3 600 m3，刷新了西南煤层气井的直井最高日产量。2019年，贵州水矿奥瑞安清洁能源有限公司在文家坝施工的丛式井组，其中一口井日产量最高达到了6 100 m3，日产5 000 m3稳产5个月之久，刷新了西南煤层气井的最高日产气量和稳产气量，同时批复了贵州省本省第1份文家坝煤层气探明储量，探明储量64.08亿m3。随后贵州省煤层气页岩气工程技术中心也提交了盘关—土城煤层气探明储量54.687 7亿m3。同期，贵州天然气能源投资股份有限公司在黔北的毕节、遵义等施工的一些煤层气井，日产气量均突破了1 000 m3。

在本阶段由于国际大环境的影响，国内煤层气产业发展放缓，但贵州省煤层气产业迎来了自主技术突破阶段，适合于贵州多煤层煤层气的开发技术基本形成，推动了本省煤层气开发的不断突破，从盘县、水城、织纳到黔北呈现多点开花的可喜局面。煤层气产量快速增加，由2017年的400万 m3增加到2020年的2 580万 m3(图3)，井均日产气量约920 m3，高于全国平均水平[22]。同时新领域新层系在不断探索，包括在盘县山脚树煤矿实施的煤与煤层气共采“三区联动”项目；
在土城实施的第1口水平井，水平段长度800 m，分8段压裂，共注入压裂液1.7万m3，加砂486 m3，目前在顺利排采，有望取得更大的突破；
在威宁实施的下石炭统祥摆组龙参1井，获取了海相煤系地层的储层物性参数，初步评价了新层系的煤系气开发潜力[23]。

2.2 理论技术进展

通过30余年的煤层气勘探开发，适合于贵州省多煤层煤层气开发的地质及理论基本形成。

2.2.1 理论进展

(1)叠置煤层气系统理论。多煤层条件下普遍发育多套含气系统，层序地层格架奠定了叠置含气系统形成的物性基础，煤系与上覆下伏含水层之间缺乏水力联系而构成了该类系统产生的水文地质基础，叠置含气系统是沉积-水文-构造条件耦合控气作用的产物[24]。层序地层结构对煤系储层含气性和物性具有控制作用，沉积于最大海泛面附近且与海相泥岩伴生的低渗透岩层，对煤层气垂向渗流具有分划性阻隔作用，这是形成叠置含气系统的根本地质原因[25]。这种具有隔水阻气的低渗岩层被称为“关键层”(图4)，从三角洲平原相区至三角洲前缘相区，关键层发育程度逐渐增强，导致含气系统垂向结构渐趋复杂，含气系统叠置性渐趋显著[26]。因此关键层的识别尤为关键，采用物元分析法求取厚度、菱铁矿含量、孔隙度、渗透率、孔隙度、突破压力5个因素的权重，通过模糊综合评价求得综合隶属度，建立了关键层封隔能力分级评价标准[27]。叠置煤层气系统理论具有含油气系统的思想，该理论的提出为多煤层开发层段优选提供了指导，开发层段应在一个系统内，可最大限度的减小层间干扰。

图4 黔西地区龙潭组关键层岩性及其在层序地层单元中位置[27]Fig.4 Lithology of key strata and its position in sequence stratigraphic unit of Longtan Formation in western Guizhou Province[27]

(2)产层优化组合理论。多煤层区多层合采是最佳开发方式，而多层合采开发的关键，是产层如何优化组合，最大限度降低层间干扰，提高合采兼容性。为此，以气井产能方程为基础，提出主产层优选指数、组合指数、产能贡献指数3个参数，耦合主产层优选、产层组合与产层组优选3个步骤(图5)，结合煤体结构、储压梯度差、产气贡献3个参数“一票否决”约束，建立“三步法”的产层组优化选择方法，以实现复杂岩性组合条件下的煤层气合采产层组优选[12,20]。该方法优化结果突破了只限于在一个含气系统中优化组合，对于相邻含气系统储压梯度差小叠置性弱兼容性强时，也可以优化组合。

注：Pc为临界解吸压力，MPa；
g为重力加速度，取9.81 m/s2；
h为其他扩展产层与主力产层的垂向间距，m；
ρ为水的密度，103 kg/m3。图5 煤层气多层合采产层优化组合“三步法”流程[20]Fig.5 “Three-Step Method”process for optimizing combination of multilayer coalbed methane production layers[20]

(3)合采开发单元优选理论。以往开发单元优选主要针对单一煤层[28]，而在多煤层区多层合采是开发的最佳选择，为此需要建立区块尺度下的多层合采区块有利甜点区优选方法。

基于产层优化组合“三步法”确定区块的最佳合采层段(图6)。进一步以煤层气井产能方程为基础，提出煤层气产层潜能指数用于评价多层合采条件下的开发有利区，结合影响产层潜能指数的煤储集层关键参数，提出了多层合采定量分级评级指标体系。在此基础上，采用三维地质建模技术对多煤层全层位进行储集层物性参数的精细刻画；
计算各网格的产层潜能指数，并绘制多层合采条件下的产层潜能指数等值线；
根据产层潜能指数等值线的分布情况，采用开发单元划分定量指标划分出Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类煤储集层分布区，进而优选出开发有利区[11]。

图6 煤层气合采甜点区评价参数与流程[11]Fig.6 Evaluation parameters and process of coalbed methane sweet spot area[11]

2.2.2 技术进展

(1)适宜的井型选择——丛式井组、U型井、L型井的普及应用。贵州煤层气开发其中一个现实困难是地貌以高山地貌为主，井场选择尤为困难，这也是制约本区后期规模化开发的主要障碍。从2014年开始，在松河，大河边、珠藏和文家坝成功实施了多组丛式井组(图7)，利用有限宝贵的井场，布置多口定向井，组成小井网，并取得了较好的开发效果，丛式井组是本区煤层气产业规模化发展的主要井型选择。

同时借鉴页岩气开发思路，实施水平井，分段压裂，增加单层的储层改造面积，从而提高产量，这也是本区重要的开发技术手段，2013年中石化实施了第1口U型井，主采27煤，水平段长度519.2 m，分6段压裂，最高稳定日产量达到了5 000 m3[19]，取得了良好的示范效应。2020年贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心在土城实施了一口水平井，主采3煤，水平段长度突破了800 m，也是贵州目前水平段最深最长的水平井，分8段压裂，目前处在排水阶段。

(2)提高压裂规模提升改造效果。2016年杨梅参1井直井产量突破5 000 m3是本区域一个标志性事件，其高产除了杨梅树向斜较好的地质条件(高含气饱和度)，产层组合选择好(组合产层：5，7，13煤，厚度为6.14 m)，另外一个工程措施是首次在本区实施了大规模压裂，总用液量2 680 m3，加砂量117.3 m3。同等厚度的沁南3煤，其压裂液一般在500 m3左右，加砂量在50 m3左右。微地震监测结果显示，杨梅参1井3层煤均产生了水平方向的主裂缝，裂缝方位为NE向45.6°～48.3°，裂缝高度10.8～12.6 m，裂缝宽度31.4～35.6 m，裂缝东西两翼总长度218.4～249.2 m，裂缝影响体积为(12.6～16.2)×104m3，达到了预期改造效果[29]。

图7 松河丛式井组模式[21]Fig.7 Songhe cluster well pattern [21]

2013年中石化施工的U型井，水平段519.2 m，压裂分6段，压裂液为4 336 m3，加砂量294.45 m3，取得了较好的开发效果，日产气稳定在4 500 m3以上[15]。而在2020年土城施工的水平井，水平段长度800 m，分8段压裂，共注入压裂液1.7万m3，加砂486 m3，压裂规模大大提高，有望取得更大的突破，根据压裂裂缝能谱检测结果主裂缝形成良好(图8)，半长129.0～232.2 m，平均169.67 m。产能模拟结果预期峰值产量可能会突破1万m3，10 a累计产量可达11.98×106m3。

近些年，四川页岩气开发进程加快，产量不断取得突破，与提高单井压裂规模，全面提升压裂改造效果密切相关[30]。

图8 土城水平井现场压裂缝发育状况能谱监测结果 [22]Fig.8 Spectrum monitoring results of pressure fracture development in Tucheng horizontal well[22]

适合贵州省多煤层煤层气开发地质理论及技术体系已基本形成，推动了近5 a煤层气勘探开发的快速发展，然而现阶段仍处于起跑加速阶段，丰富的煤层气地质资源量远未转化为现实的煤层气产量，规模化的煤层气大产业尚未形成。亟需总结典型高产井的地质-工程模式以推广全区；
加强多煤层全层位的接序开发，拓展纵向全层位资源的高效释放；
重视攻关深部煤系气资源及新层系石炭系祥摆组海相煤系气的勘探开发。这些是推动本区煤层气规模化发展的重要保障。

3.1 小而肥区块的开发——推广“文家坝”和“杨梅树”高产模式

杨梅参1井和文1井是贵州2口高产井，最高日产气量分别达到了5 000 m3和6 000 m3以上(图9)，且稳产气量高，稳产期长。杨梅参1井位于杨梅树向斜，该向斜仅有76 km2，文1井位于阿弓向斜，该向斜面积为113.21 km2，从气田面积和气田资源量上来说都属于“小而肥”的区块。前者为中煤阶煤，后者为高煤阶煤，两井在贵州具有普遍的代表性。以地质-工程一体化的思想分析其高产原因，总结其高产模式，进而在贵州其他小而肥的区块推广，对于提升开发潜力具有重要意义。

图9 文1井排采曲线[31]Fig.9 Production curves of Well Wen 1[31]

首先从组合煤层来说(表2)，2口井组合煤层3～4层，杨梅参1井为龙潭组上部煤组的组合，而文1井是龙潭组中下部煤组的组合。累计厚度杨梅1井为6.14 m，而文1井为11.6 m。跨度杨梅参1井为63 m，而文1井为142 m，以产层优化组合“三步法”对这两口井进行了产层优化组合，验证了其组合结果是可行的。

表2 贵州西部2口高产直井地质-工程参数(部分数据来源于文献[32-33])

由此看出组合产层满足优化结果，跨度大小不是必要条件，但组合产层内部煤层累计厚度越厚越好。文1井产层深度要浅于杨梅参1井，最深产层底深仅为442 m，在保证储层品质的条件下，储层埋深越浅越好。

从储层物性来看，2口井含气量高，均在12 m3/t以上，含气饱和度高，杨梅参1井含气饱和度更高，平均值为90.76%，而文1井平均值为75.86%。2井储层原位渗透率较高，试井平均渗透率大于0.1×10-15m2，所组合煤层煤体结构好，都为原生-碎裂结构。从压力系数比较，杨梅参1井为正常压力-超压，而文1井为欠压-正常压力，储层压力状态不是高产的必要条件。闭合压力梯度杨梅参1井平均值为1.8 MPa/hm，而文1井平均值为2.23 MPa/hm，文1井地应力稍大于杨梅参1井，地应力状态也不是高产的必要条件。从以上物性参数可以看出，杨梅参1井与文1井储层物性好，具有高含气量、高含气饱和度、较高的渗透性和煤体结构好，这是两井高产的主要地质因素。

从压裂规模上来看，以单位厚度压裂液来衡量，杨梅参1井压裂规模高于文1井，前者为436 m3/m，后者为156 m3/m，均远远大于普通压裂的100 m3/m。从贵州现有压裂的直井来看，压裂规模越大其产气效果越好(图10)。

图10 贵州压裂规模与产气效果Fig.10 Fracturing scale and gas production effect inGuizhou Province

从排采控制来看，两井排采控制基本以“缓慢、连续和稳定”六字方针进行控制，均具有见套早的特征，杨梅参1井在排采45 d、流压为4.97 MPa时见套压，换算临储比为0.62。文1井在排采3 d、流压为2.97 MPa时见套压，换算临储比为0.73。不同之处是杨梅参1井在见套压时进行了憋压，最高憋压2.36 MPa，2 MPa以上套压排采一直维持了3个多月，采用了高套压排采，而文1井基本未进行憋压，最高憋压仅达到了1.17 MPa，1 MPa以上套压维持了20 d，基本采用的低套压排采。从实际的产气产水效果来看，高套压排采和低套压排采均可行。

从产气效果来看，以单位产层厚度峰值产气量来评估，杨梅参1井为816 m3/m，文1井为525 m3/m，前者大于后者。

综上，首先在2口井符合产层优化组合的条件下，具有较好的储层品质外，杨梅参1井压裂工程做的更好，这也是杨梅参1井产气效果更优于文1井的主要原因。当然，杨梅参1井优化组合煤层可以更多，在同样的工程条件下，产量预期更高。而文1井，在现有组合产层基础上，提高压裂规模，产量预期也会更高。为此总结贵州西部高产井地质-工程模式(表3)，首先需具备良好的储层物性，包括含气量大于12 m3/t，原位渗透率高于0.1×10-15m2，临储比大于0.5，煤体结构为原生结构-碎裂煤，其次以“三步法”完成组合优化提高合采兼容性且保证累计煤层厚度大于6 m以上，最后提高压裂规模以杨梅参1井为参照，可提高至单位煤厚压裂液为400 m3。

表3 贵州西部煤层气多层合采高产地质-工程模式

3.2 单井开发时间的延长及产能的提高——单层组开发到层组接序开发

目前，贵州的开发井以产层组开发，一般一口井其产层优化组合结果在2组以上，这就意味着有多种开发层段选择。然而目前一般开发其中的一种组合，钻井的生命周期随着该开发组合的资源枯竭而结束。实际上，可以完全进行接序开发，当其中的某一组合开发达到临界经济日产量时，开发终止，继而对下一层组进行重新的压裂-排采，变相延长了煤层气井的生命周期，提高了多煤层全层位煤层气资源量的高效开发。

以松河GP井组为例(表4)，产层优化组合结果，有3种组合[20]，其中1+3组合和12组合部分煤层重合，仅考虑1+3组合和29组合，可以先开发1+3组合，设计10 a的开采时间，然后接序开采29组合。采用CMG2017软件对2个产层组合采产能进行数值分析，模拟结果显示：1+3组合10 a累计产量3 350万m3，29组合10 a累计产量895万m3。两井20 a累计产量可达4 245万m3。

表4 松河GP井产层组开发接序示例

3.3 走向规模化立体化发展——深部煤系气开发

中国2 000 m以浅的煤系气地质资源总量为82万亿m3[34]，约为同深度煤层气资源量的2.24倍。同样贵州省不仅煤层气资源丰富，经估算煤系气资源量达到了6.2万亿m3[22]。而这些增加的煤系气资源主要赋存于1 000 m以深。前已分析，贵州省煤层气资源特征，深部煤层气占比大，尤其是在一些大的向斜，比如土城—盘关、青山、格目底等向斜。目前接近300口的煤层气井，其深度一般都在1 000 m以浅。在我国鄂东、大城等深部煤层气/煤系气井均取得了工业性气流，且部分井表现出高产稳产的产气特征，尤其是在鄂东，已把深部煤层气/煤系气勘探开发作为重要领域。

深部煤系储层具有“高温、高压、高应力”的储层特征[35]，但同时兼具“高含气、高饱和、高游离气”的含气特征(图11)[36-40]，而煤体结构在深部趋于变好[41]。这些深部地质特征决定了深部煤层气开发机遇与风险并存。目前页岩气开发已向超深层挺近，即埋深超过4 500 m的储层[42]，煤层气开发更应积极向深部发展。贵州省人民政府2019年提出在“十四五”末建设煤层气年产量5亿m3的目标[43]，实现这个目标需顺应国家向深部进军的发展趋势，对一些重点大向斜深部煤层气/煤系气进行勘探开发，如盘关—土城、青山、格目底等向斜的深部区域进行勘探开发，如图12对盘关—土城、青山向斜做的含气量预测，其含气量大于20 m3/t的区域主要在埋深1 000 m以深[44]，且含气面积大。突破深部，对于贵州煤层气产业规模化发展意义重大。

图11 深部煤系气有序聚积概念性模式[40]Fig.11 Conceptual model of orderly accumulation ofdeep coal-bearing gas[40]

3.4 新层系突破——石炭系祥摆组海相煤系气开发

在黔西北一带除了龙潭组发育煤系地层外，下石炭统祥摆组是一套海相含煤地层。下段薄煤层发育，煤层一般可达10层以上，上段厚层泥页岩连续发育，厚度可达100 m以上。中石油、贵州煤田地质局、中国地质调查局等单位前期已对该层位进行了页岩气开发潜力的初步评价，初步认为祥摆组具有形成一定规模页岩气藏的良好地质条件[45-47]，主要分布于垭紫罗裂陷槽。

2020年贵州省煤层气页岩气工程中心在威宁龙街向斜施工一口参数井，进行了详细的煤系气储层物性测试。经钻孔揭露和测试分析[23]，该井祥摆组厚度约为342 m，共有12层煤，主要分布于祥摆组的下段，煤层厚度介于0.13～0.99 m，总厚4.68 m。泥页岩总厚度达180.21 m，主要分布于祥摆组上段，具有下煤上泥的空间组合特征。煤层镜质组最大反射率平均2.92%。煤层含气量介于4.91～12.13 m3/t，平均含气量9.13 m3/t。泥页岩TOC质量分数介于0.773%～8.940%，平均2.01%，随层位埋深增大而增大。有机质主要类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型干酪根，祥摆组上段主要为Ⅱ1型干酪根，下段主要为Ⅱ2型干酪根。泥页岩成熟度平均2.54%；
泥页岩矿物组分主要以黏土矿物和石英为主，石英平均质量分数38.52%，黏土平均质量分数48.99%，脆性指数平均48.02%，脆性指数整体上随层位埋深增大而增大；
泥页岩孔隙度平均为4.77%，渗透率平均为0.002 ×10-15m2，属于低渗储层；
泥页岩含气量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t。整体显示煤系页岩气资源潜力要优于煤层气，可对该区域祥摆组煤系气作为新领域新层系进行整体勘探开发。

(1)贵州省西部晚二叠世龙潭组煤层气资源丰富，约占全国煤层气地质资源量的10%。在国家能源战略规划中，该区是继已成功开发的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地外的重要后备基地。其地质资源特征具有“煤层层数多而薄，煤层含气量高、煤体结构复杂、大型气田为主、深部资源占比大”的特征。

(2)煤层气开发历程可划分出煤层气资源调查与开发技术借鉴阶段(1989—2010年)、自主技术探索阶段(2011—2015年)和自主技术突破阶段(2016—至今)等3个阶段。目前的快速发展得益于多煤层地质理论和开发技术的突破，地质理论突破包括：叠置煤层气系统理论、产层优化组合理论和合采开发单元优选理论，开发技术突破包括：适宜贵州高山地貌的丛式井、U型井和L型井的普及应用，压裂规模的提高及压裂效果的提升。

(3)贵州省煤层气未来开发潜力巨大前景可期，需重点在全省范围内推广小而肥区块“文家坝”和“杨梅树”高产模式；
从单井单层组开发走向层组接序开发，延长煤层气井寿命和提高单井全层位产能动用能力；
加快深部煤系气的开发，是走向规模化开发的重要途径；
同时需重视新层系新领域上石炭统祥摆海相煤系气的开发潜力。

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