【行业新闻】新疆地区煤层气勘探开发工艺技术难点与对策：煤系气综合开发利用单井提产；地质工程一体化新区技术升级；

新疆煤炭预测资源量2.19×，约占全国的40%（霍超，2020）。可开展煤层气工作60个煤田煤炭潜在资源量1.7×，平均资源丰度2010.86×/k㎡，主要赋存于准噶尔、塔里木、三塘湖和吐哈盆地（赋煤带）的中-下侏罗统地层，约占总资源量的97%，几乎全为中低阶煤储层（图1、表1）。煤层层数多，最多可达56层，主煤层单层厚度大，最厚达100m（汤达祯等，2021）；厚度≥1m的煤层占比35.4%，5m以上厚度煤层占比15.7%，是目前煤层气勘探开发主要目的层。

图1 新疆煤层气勘探开发区分布图

表1 新疆赋煤构造单元煤炭资源(新疆煤田地质局，2010)

第四次全国油气资源动态评价显示（李瑞明等，2022），新疆煤层气资源量占全国资源总量的25%，且主要赋存在准噶尔、天山凹陷和塔里木盆地，总含气面积为74686k㎡，其中塔北和准噶尔盆地赋煤带占总含气面积的57.33%；主要赋煤带煤层气资源约8×m³，塔北和准噶尔盆地赋煤带占55.42%（表1，图2）。可见，新疆煤层气资源主要分布于塔里木、准噶尔和中天山赋煤带，资源赋存相对集中，具备大规模集中开发的客观条件。

图2 全国及新疆煤层气资源量分布图(张道勇等，2018)

2.1 勘探成果

新疆煤层气勘探开发主要围绕塔北和准南赋煤带垂深1000m 以浅的深度，准南、塔北与国内外煤层气产区的煤储层对比特征见表1和表2。

表2 国内外部分地区煤层气地质条件对比（中联煤层气公司，2023）

①薄煤层（小于1m）较多，占总煤层数约74.6%。②煤阶差异大，准南赋煤带以长焰煤为主；塔北赋煤带气煤、肥煤、焦煤、瘦煤均有分布。③煤体结构差，以碎裂-碎粒结构为主，面割理发育、端割理一般不发育，部分裂隙中多充填有碳酸盐矿物，连通性中等-差。④煤层倾角整体较大，如库拜煤层气示范区55°-89°/倒转，准南煤层气开发区块30°-65°。⑤渗透率值区间范围较大，高中低在相应区域均有分布，总体以塔北赋煤带铁列克一带较优。⑥储层压力差异大，塔北赋煤带以常压-高压为特征，准南赋煤带为欠压储层。⑦风氧化带深致使起始深度大，大深度煤层气储层具有高地应力、地温、储层压力和相对低的孔渗，即“三高一低”特征，是制约钻井中靶率、井身质量、增加工程成本和动态耦合下的工程适配开发技术难度的关键因素。

然而，新疆煤层气工作起步晚，相关技术源于内地乃至国外的成功经验和标准，缺乏“因地制宜”地优化与突破。

2、开发进展

新疆煤层气勘探开发取得了一系列标志性成果。一是针对高倾角煤层探索出了顺储层走向L型定向井钻完井工艺和煤层走向连续油管底封拖动水力喷砂射孔分段压裂工艺等适配性技术成果。二是发现了一批高产井，如：塔北赋煤带的BCS-30L水平井和BCS-1定向井稳产分别为7.7×m³/d、4×m³/d，准南赋煤带CSP-1H水平井和CS11-向2定向井最高产量达2.8×m³/d、1.9×m³/d。三是探获了煤层气资源量：2013-2022年，新疆开展煤层气勘查项目30余个，累计探明储量约3×m³。四是建立了产能1.5×m³/a和产量7500×m³/a的先导示范区（汤达祯等，2021；李瑞明等，2022），如塔北赋煤带的库拜煤层气示范区是新疆首个煤层气液化（LNG）基地，目前生产效益持续营收；准南赋煤带建立了乌河东（米东）、阜康白杨河、阜康四工河煤层气先导试验区，配套了日处理能力21万方压缩天然气站（CNG）。截至2023年8月，新疆共施工煤层气井约460口，达到2.1×m³/a产能建设规模。计划“十四五”末，围绕准南和塔北赋煤带分别建成13×m³/a、7×m³/a产能（杜世涛等，2023）。

3、大规模开发利用契机

2023年，国家和自治区进一步出台了简化新增和探转采审批流程、中长期规划布局、政策激励、组建煤层气专业勘探开发机构等重大举措（表3）。重点包括：①依据以往煤层气工作的探采成果，科学规划新疆煤层气产业布局及发展方向；②落实新疆煤层气本地企业的资金激励政策，减轻企业的资金负担；③财政注入资金产业示范引导，一方面对关键技术集中攻关，另一方面向社会展示新疆煤层气规模和高质量发展的决心；④组建专业机构，聚集煤层气区块资源、管理和技术人才、资金和政策优势，驱动新疆煤层气产业发展。短时间的连续“重拳出击”，为新疆煤层气产业奠定坚实基础（杜世涛等，2023）。

表3 新疆煤层气战略举措（杜世涛，2023）

新疆“十三五”期间煤层气年产量规划目标3×，实际仅完成了规划目标的27.45%（李瑞明等，2022；徐凤银等，2022），较大的差距凸显出煤层气产业发展难题。“十四五”期间面临能源紧张和“碳达峰、碳中和”的双重重任（张道勇等，2018；霍超，2020；杜世涛，2023）。厘清以往煤层气探采技术瓶颈，破解壁垒成为新疆煤层气产业规模性发展的首要任务。

1、以往煤层气勘探未充分关注煤系气

煤系中煤层、砂岩层、泥页岩层往往相互叠置（石昕，2000），煤和泥页岩有机质生成的气会在自身存储饱和后逸散至临近的砂岩层，聚集为煤系气藏（杜世涛等，2022，2023），这类复合气藏在非常规油气资源中占较大比例（秦勇，2022）。如：2017年中国地质调查局贵州六盘水杨煤参1井最高产气量5011m³/d，具此井估算的同等区域煤系气是单独煤层气资源量的6倍；塔北库车坳陷的14个煤系气田,克拉2气田资源丰度59.05×/k㎡，克拉2-7井累计煤系气产量超过125×，克深气田是国内第一个储层深度大于6000m的超深层煤系气田，三个煤系气田占塔里木盆地资源量的90%以上（杜世涛等，2022）；准噶尔盆地准南、准东区块煤层气碳同位素组合特征指向成熟腐泥型气，判断气来源于深部高成熟煤系烃源岩（杜世涛等，2018；郭绪杰等，2021；陈尚斌等，2023）。

据秦勇等估算（张道勇等，2018；邹才能等，2019；霍超，2020；杜世涛等，2023），新疆煤系致密砂岩气与泥（页）岩气资源量13.09×，煤系气潜力巨大。据笔者工作区塔北赋煤带煤层气随钻气测录井资料，泥页岩层和砂岩层显示以甲烷为主要成分的气测异常；准南赋煤带下侏罗统八道湾组4层主力煤层间的厚层砂岩，在空间上构成源-储叠置的致密砂岩气层。然而，由于煤层气的关键技术尚未突破（下文所指），向煤系气勘探开发层面的拓展受到限制，若能实现煤系气（煤层气、页岩气、砂岩气）的同勘共采，势必提升单井产量。

2、复杂构造条件严重影响整个生产过程

新疆地区侏罗纪煤系受多次造山运动改造（陈建平等，2019；汤达祯等，2021；凡闪等，2022；李瑞明等，2022；杜世涛等，2024），具有煤层倾角大、露头无覆盖、深部煤体展布（走向和倾向）变化大等特征（图3a/b/e）。若不能对煤系地层的特殊性有确切的掌握并通过工程手段控制，则对甜点区圈定、井位优选、精准中靶等都是挑战（凡闪等，2022）。这一点在塔北与准南表现的相当明显，致使同区域同类型井产气量差别有5倍之多。

图3 塔北赋煤带煤层产状剖面图

以塔北库拜煤层气示范区为例，一口轨迹1000m的定向井钻遇的地层倒转达4处之多，煤层在垂向剖面上呈“S”型展布（图3e），对于地层对比/判层→井孔轨迹定向（井斜及水平井方位控制）→严重制约中靶目的层（水平井煤层钻遇率低）；压裂施工中易出现水砂分离，砂大量堆积在井筒周围，造成压裂造缝效果可控度极低；在排采中（多以合层排采为主）煤层气解吸自上而下以井筒为中心向四周立体展开，层间、井间、井组间耦合动态不明确。结果是：①井孔质量差（通常表现为狗腿度大），抽采管柱磨损严重，增加抽采成本；②部分井不能按设计中靶，无法投产；③有效压裂控制范围小，井组之间存在大量的煤层气提储空白区，造成有利区的浪费，区块产能与预期相差较大。以上复杂的煤层赋存条件所采用的钻压排方案主要照搬异地成功经验，是造成本地区块整体产量低的重要原因。

3、深部煤层气地质条件控制程度十分有限

新疆1000-2000m深度区间的煤层气资源量占比近70%（表4）。区内也有深部高产煤层气井的实例，准南赋煤带齐8井目的层2011-2031m，最高产气量达55320m³/d；准噶尔盆地白家海凸起彩探1H井垂深2385.84m，最高5.7×/d、稳产期2×/d；彩504井井段2567-2583m，最高为7300m³/d，稳产期2300m³/d，预测白家海至五彩湾煤层气有利区3030k㎡，资源量高达8155×（汤达祯等，2021；龚德瑜等，2022）。但1000m以深工程控制极少，缺乏煤层控制依据，煤岩煤质、煤储层压力、含气性、渗透率等关键参数没有明确的认识（杨陆武等，2021，蒋曙鸿等，2023）。即1000m以深是勘探盲区，是深部煤层气甜点和井位优选、工程设计和质量控制的极大挑战。

表4 新疆煤层气资源评价结果(单位：108m3)（中联煤层气公司，2023）

4、以往忽略了较薄煤层的勘探开发潜力

沁水盆地潘河区块薄煤层（厚度小于1.3m,平均厚度0.6m）开发项目建成投产的3年时间里，累计产量达1.8×，日产量占比攀升至该区块总产量的50%（张兵等，2023），实现了薄煤层煤层气规模性开发。对比新疆的煤系特征，以塔北赋煤带主要煤田库拜、阳霞和温宿煤田为例（图3b/c/e），厚度小于1.0m占煤层总数的52%~89%，其厚度占煤层总厚的35%~93%（表5）。出于厚煤层煤层气开发技术有待完善和大面积的厚煤层空白区待选，目前新疆煤层气工作主要针对5m以上厚煤层，厚度小于5m的煤层几乎未被煤层气勘探开发工作考虑，尚若把这部分薄煤层加以利用，对于提高单井产量和区块产能都是不小的提升。

表5 塔北赋煤带主要煤田煤层（新疆煤田地质局，2017）

5、煤矿瓦斯抽采利用与煤层气开发不协调

据新疆煤炭交易中心数据，近10年煤炭产量趋势持续攀升（图4a），产量的需求导致煤炭掘进深度和面积的增加，瓦斯隐患和环境问题也随之增大（王恩元等，2022）。因矿权、单矿井瓦斯抽采量低，瓦斯集输设备投入大、利用成本高等的制约，煤矿与煤层气开发企业鲜有合作，矿方往往选择直接将瓦斯排放，造成资源浪费与环境污染（王恩元等，2022；）：据统计资料，2012-2023年新疆煤矿年瓦斯抽采量处于很低水平，利用率不到10%（图4b），削减了煤层气产量的又一部分。

图4 新疆煤炭产量和煤井瓦斯抽采与利用量年变化图

1、煤系气综合开发利用—单井提产

煤系气综合开发利用分两步走战略：第一步是利用当前煤层气勘探开发条件，探索性先行。具体思路是：①针对新区新煤层气井，在项目设计之初根据前期资料，预测页岩气/致密砂岩气地层钻遇情况，并在钻井过程中落实储层保护措施和布置录井、取样工作量，为后期开发的可行性做准备；②针对老区煤层气井，开展以往地质、钻井、录井、测井等资料的综合分析，锁定具有开发潜力的页岩气/致密砂岩气层位，在老孔中压裂试采。

第二步是在在第一步页岩气/致密砂岩气储层特征认识的基础上，开展煤层气、页岩气和致密砂岩气储层同层、临层、同井和临井储层提储动态研究，掌握储层渗流运移规律，实现不同储层合采以提高单井产能，向煤系气合层高效共采方向探索（图5）。

图5 新疆煤系气综合开发思路

2、地质工程一体化—新区技术升级

以工程技术适应复杂构造的技术突破思路，设计配套技术、工程、设备破解复杂地质条件。根据以往勘探开发经验，新老区块技术措施有所不同（图6）。

图6 技术突破方法思路

对于成熟和资料相对丰富的老区块：整合地层、岩性、深度、倾角、方位和煤层厚度、煤阶、含气量、孔渗、压力、温度、地应力、储层水矿化度等基础数据、系统精准刻画储层特征、识别煤层气富集控制关键因素。

针对新区块：一是工作手段创新，普及专业技术人员对Landmark、petrel等专业软件的运用，集成老区老井数据进行地质与构造的反演与再认识，建立精准三维地质模型指导选区和可视化钻井；二是提高井身质量和钻井效率，使用无线随钻结合动力钻具技术和近钻头全方位伽玛仪器采集地层数据，提高钻井效率和煤层钻遇率；三是建立煤层气井岩屑和岩心库，保留原始实物资料，支持直观实物分析研究和精确指导地层判别和储层物性验证；四是优化储层改造技术，采用压裂裂缝监测和示踪剂等手段，量化层间或段间影响半径，营造压降漏斗形成的条件。在区域认识精细化的基础上，组建由沉积学、构造学、煤层气地质学、岩石力学、钻井工程、地质导向等为主的团队，精确工程和地质“甜点”最终实现“工程地质一体化”，破解复杂构造对产能的制约。对于已取得显著效果的成果，动态验证和优化，逐步推广。

在区域工程技术运用的基础上，逐步向1000m以深的煤系气储层拓展，最终实现深部煤层气的成功开发。

3、低成本提产—老区资源充分开发

煤层气开发受限于经济效益（张道勇等，2018；秦勇等，2022；徐凤银等，2022），提高经济效益的思路一是提高单井产能，二是节约工程成本。

提高单井产能，不舍“边际资源”是提高单井产能的最有效的手。根据潘河区块开发成功案例（陈尚斌,等，2023；张兵等，2023），薄煤层也可以是新疆煤层气增储上产的最直接有效手段。建议把薄煤层协同厚煤层开发，综合排采提高单井产能。

节约成本，老井改造是其途径之一（图7）。钻井、录井、测井和固井占整个口井费用的60%以上，若能实现枯竭井全部或部分井段的再利用，势必大大减少工程费用。①定向井侧钻加深，实现深部煤层气的低成本高效开发；②定向井侧钻造水平井，实现水平段深+长的施工目的；③定向井创造性侧钻构架组合，改造定向井为U型井。④水平井定向井化，水平井目的层是区域单层厚煤层，其上部定向段穿过多层较薄煤层（图3e），把下部水平段打塞封堵，针对上部薄煤层射孔压裂投产；⑤水平井侧钻加深，在水平井定向段侧钻延伸，再造水平段。

图7 煤层气老井改造示意图

以上老井再利用方案需要根据区域资源潜力、煤层空间结构、枯竭井孔轨迹特征等为依据，灵活选择。

4、煤与煤层气协调开发—资源科学综合开发利用

新疆煤田勘探最大埋深为1000m，若将煤炭矿权设置在1000m以浅，在现行矿权管理制度框架下，新获取的煤层气区块目的层埋深会大于1000m。在此前提下，煤与煤层气协调开发需要建立“上煤下气”和“先气后煤”的协同发展机制。

对于1000m以浅的中高瓦斯矿井，鼓励煤炭企业开展井下瓦斯抽采，同时煤层气企业与煤炭企业合作选择性地面抽采，实现瓦斯突出煤层的“先抽后采”，达到瓦斯治理“时空”顺序衔接，做到“抽、掘、采”平衡，确保煤矿安全生产。

1000m以深由煤矿企业协助煤层气企业深度开发，两企业共用地面管道、压缩机、气体净化处置等集输设施。此举客观上具有降低瓦斯治理和煤层气抽采利用成本，转双方同区域作业争端为合作双赢的可行性，是实现瓦斯治理与煤层气开发相协调的新局面。