貴州省煤層氣開發進展、潛力及前景

金 軍，楊兆彪，秦 勇，崔玉環，王國玲，易同生，吳財芳，高 為，陳 捷，李 庚，李存磊

(1. 中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221008；2. 貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽 550009； 3. 北京奧瑞安能源技術開發有限公司，北京 100190)

全球為應對氣候變化，能源清潔低碳發展加速。在中國大力推動落實“雙碳目標”下，天然氣是化石能源向新能源過渡的重要橋梁。煤層氣是非常規天然氣的重要組成部分，不同于其他類型天然氣，煤層氣開發利用具有“經濟、安全、環保”的多重屬性，2020年，中國煤層氣產量為67億m3[1]。貴州省煤層氣地質資源量約3.15萬億m3[2]，約占全國煤層氣地質資源量的10%，位居全國第3，是中國近期和未來重點發展的煤層氣產業化后備區[3]，其地位僅次于已建成產業化基地的沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣[4]。

從1989年開始，聯合國環保署在盤關實施第1口煤層氣直井開始，到目前，具有各類煤層氣井300余口，貴州省煤層氣勘探開發已走過30余年，從最初的產量低或者不產氣，到目前的小區塊開發接連成功，直井產量不斷刷新。其發展道路漫長而艱辛，但前景可期，這也是中國煤層氣工業發展的一個縮影。

筆者基于貴州省特殊的煤層氣資源特征，回顧30余年的開發歷程，總結貴州省煤層氣的開發進展，理論技術突破，并對未來的開發潛力和前景作出分析。其目的在于推動貴州省煤層氣開發的規模性發展，實現國家和地方的能源戰略規劃。

1 煤層氣地質資源特征

1.1 煤層氣地質條件

貴州省含煤地層主要為晚二疊世龍潭組，分布在以遵義、貴陽、紫云一線以西的區域。大地構造上主要屬揚子板塊，區內同沉積深大斷裂貴陽—師宗斷裂、埡都—紫云斷裂、納雍—甕安斷裂深刻影響著該區的構造和沉積格局[5]。煤層主要賦存在眾多中小向斜中，包括隔槽式、隔檔式等類型(圖1)。向斜面積從幾十平方公里到上千平方公里均有分布。

圖1 貴州省主要煤層氣富集單元Fig.1 Main CBM enrichment units in Guizhou Province

晚二疊世龍潭組是本區主要的含煤地層，沉積相為海陸過渡的瀉湖潮坪相和三角洲相，可分龍潭組下段、中段和上段[6-7]。地層厚度一般為140～513 m，總體呈北薄南厚的趨勢，聚煤中心在水城楊梅樹向斜附近。龍潭組含煤20～50 層，煤層總厚一般10～40 m，其中，可采煤層總厚一般5～10 m，為典型的煤-泥-砂巖薄互層沉積(圖2)。自西向東，碎屑巖粒度逐漸變細，海相砂泥巖或灰巖夾層增多和變厚，煤厚稍有減少，由偏陸相沉積逐漸過渡為典型海陸交互相沉積。

圖2 上二疊統龍潭組可采煤層總厚及層數分布[6]Fig.2 Distribution of total thickness and number of minable coal seams in Upper Permian Longtan Formation[6]

貴州煤種齊全，氣煤～無煙煤均有分布。其中，無煙煤在全省煤炭資源總量中的比例達61.97%，貧煤為9.13%，瘦煤為6.54%，焦煤為13.48%，肥煤為2.47%，氣煤為0.59%[8]。

1.2 煤層氣儲層及資源條件

貴州煤層氣儲層及資源主要特征有：煤層層數多而薄、煤層含氣量高、煤體結構復雜[9-10]、大型氣田為主、深部資源占比大，具體見表1。

表1 貴州主要向斜煤層氣地質條件[8]

(1)煤層層數多而薄。貴州西部龍潭組含煤地層煤層群發育，煤-泥-砂互層頻繁交互，煤層厚度普遍在1～2 m，但累計厚度大。在盤縣、水城礦區的大部分地段，含煤20～45層，煤層總厚大于20 m，可采煤層8～15層，可采煤層總厚一般大于10 m。在六枝、納雍、織金、大方、黔西、金沙、仁懷、習水等地，總體呈北東向展布，含煤15～30層，煤層總厚10～20 m，可采煤層3～10層，可采總厚一般5～10 m。在貴州西北部的畢節、赫章、威寧一帶，以及仁懷—鎮寧—興仁一線東側的廣大地區，含煤層數0～25層，煤層總厚0～10 m；含可采煤層0～3層，一般1～2層，可采厚度在5 m以下。

(2)煤層含氣量高。煤層含氣量是確定煤層氣資源量和可開發性的主要參數。根據大量的煤及煤層氣勘查結果顯示，貴州西部龍潭組500 m以深的煤層含氣量一般介于8～25 m3/t，平均值一般為12～15 m3/t，煤層的含氣量較高。以織納煤田比德—三塘盆地為例，區內煤層含氣量為0.24～29.21 m3/t，平均13.81 m3/t；六盤水青山向斜區內煤層含氣量為3.87～29.16 m3/t，平均為12.79 m3/t；黔北長崗向斜煤層含氣量為4.71～38.18 m3/t，平均17.72 m3/t；各區平均煤層含氣量一般均超過了一類區煤層氣含量界限值12 m3/t[11-12]。在中煤階區域，如土城向斜等，含氣量超過12 m3/t，含氣飽和度一般都超過了100%，出現超飽和儲層，如2020年施工的盤參1井，3煤實測含氣量達到了14.67 m3/t，含氣飽和度接近140%。

(3)煤體結構復雜。煤體結構是影響儲層原位滲透率及可改造性的重要因素。由于貴州西部煤層自形成以來經受了多期次構造運動，煤體結構較為破碎，但各區之間及同一區域各煤層之間差異較大。從區域上看，六盤水煤體結構較為破碎，而織納煤田煤體結構相對完整[8]，同時靠近深大斷裂帶附近，或者處于斷裂交叉帶附近的區域煤體結構往往較差，如比德向斜緊靠埡都—紫云大斷裂，盤縣金佳礦區緊靠貴陽—師宗斷裂，勘探開發已證實該區域煤體結構較差。同時，對于同一區塊來說，厚煤層往往較為破碎，成為應力釋放帶，相對保護了其他煤層結構的完整性。比如織納煤田的6煤和盤縣煤田的17煤，其厚度一般在4 m以上，但煤體結構往往最為破碎，這也是早期在盤縣施工的一些煤層氣井主力煤層選擇最厚的煤層17煤進行開發，但開發效果極差。最新施工的煤層氣井，不論是織納還是盤縣都避開了最厚的6煤和17煤進行其他煤層的開發，反而效果更好。

(4)大型氣田為主。氣田規模大小是決定后期煤層氣產業規模化發展的重要條件。盡管貴州西部為殘留型盆地，但不乏存在一些大的向斜，超過500 km2的向斜主要有六盤水的青山向斜、盤關向斜、格目底向斜，織納的三塘向斜，黔北的金龍向斜和飄兒井向斜，和黔西北的可樂向斜，且部分向斜接連成片可形成大的富氣單元，比如比德—三塘盆地即包含了珠藏、阿弓、比德、三塘等向斜。同時由于研究區為多煤層發育，煤層氣豐度高，一般在2.2 m3/km2以上[13]，為全國煤層氣資源豐度的2倍，極大地拓展了煤層氣資源的縱向規模。從而計算獲得的煤層氣地質資源量大部分在300億m3以上，達到了大型氣田的標準。部分達到或接近特大性氣田的標準，即接近或超過3 000億m3，如青山向斜、土城—盤關向斜、比德—三塘盆地，飄兒井向斜、金龍向斜等。

(5)深部資源占比大。以1 000 m以深作為深部煤層氣資源的埋深界限。根據對織納煤田及六盤水煤田的地質資源量統計，盤縣1 000 m以深煤層氣資源量占比為48.5%，水城為62.5%，六枝為62.21%，織納為33.4%[8]，黔北及黔西北預估也可以達到50%以上。總體上至少有一半資源是在埋深1 000 m以深。目前深地深空深海是地球科學的研究熱點，各類資源開發都在向深部進軍[14]。對于未來，貴州煤層氣想規模化跨域式發展，也必須重視深部煤層氣及煤系氣的勘探與開發。

2 煤層氣開發進展

2.1 開發歷程回顧

截至目前貴州省具有各類煤層氣井接近300余口，中石化、中石油、中聯、亞加、格瑞克、奧瑞安、貴州煤田地質局、貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心和貴州能投等單位參與了勘探開發，回顧整個貴州省煤層氣勘探開發進程，可以分為3個階段(圖3)。

圖3 貴州省煤層氣開發進程Fig.3 Development process of coalbed methane in Guizhou Province

(1)煤層氣資源調查與開發技術借鑒階段(1989—2010年)。這一階段持續時間最長，約21 a，主要特征為隨著美國煤層氣商業化開發的加速發展，國內對煤層氣勘探開發開始重視和升溫，貴州省開始調查和評估本省煤層氣的地質資源量，1997年，由貴州省煤田地質局完成的《貴州省煤層氣資源評價》，提交全省埋深2 000 m以淺、含氣量大于4 m3/t可采煤層中的煤層氣地質資源量31 511.59億m3，成為貴州省煤層氣真正被外面認知的標志性事件，也為后來貴州省的煤層氣工作奠定了基礎。

在這一階段，第1口煤層氣直井在盤關試采，但由于成本高而停止，而后滇黔桂石油指揮部實施了“九五”國家重點工業性試驗項目——“六盤水煤層氣開發利用示范工程”，先后在盤關亮山、金竹坪區塊部署了5 口煤層氣勘探參數井，并對其中4口井進行了加砂壓裂試采，單井日產量最高350.65 m3，抽采效果差[15]。

2002年，國內藍焰煤層氣集團潘莊小井網第1次取得工業性穩定氣流，拉開了中國煤層氣商業化開采的序幕[16]，貴州省也加速了煤層氣的勘探開發，2005年，中聯煤層氣有限公司與貴州省煤田地質局、亞加能源有限公司等中外企業合作，啟動了貴州省西部地區保田—青山煤層氣項目。2006 年底完成了總長65 km 的二維地震勘探、6口小井眼煤層氣參數井的施工，標志著貴州省煤層氣勘探開發熱潮的到來。

本階段煤層氣開發試驗井較少，開發基本借鑒國外或者國內華北地區的技術，有單煤層開發，也有簡單的合層開發。開發技術較為落后，地質工程一體化較為簡單，未能取得工業性氣流的突破。這也是本階段持續時間長，遲遲不能取得突破的關鍵原因。

(2)自主技術探索階段(2011—2015年)。這一階段持續時間5 a，本階段國內煤層氣開發進入了較快的發展時期，煤層氣產量從2011年的23億m3增加到2015年的44億m3。在此期間中國礦業大學和貴州省煤田地質局以黔西地區為重點，對全省煤層氣已有研究成果進行重新梳理，完成了“貴州省煤層氣資源潛力預測與評價項目”，提交全省上二疊統可采煤層的煤層氣地質資源量為30 561.86億m3。中國礦業大學團隊針對滇東黔西多煤層區提出“疊置煤層氣系統”理論，初步明確了多煤層區煤層氣開發方式有別于華北地區單一主力煤層煤層氣開發，應在一個含氣系統內多層開發。

本階段標志性事件是：中石化在2011年在織金比德—三塘盆地施工了一批煤層氣井，采用了多層分壓合采的開發方式，大部分直井首次日產量突破了1 000 m3，最高日產量突破了2 000 m3[17-18]。并試驗了不同組合產層開發，初步認識到了產層組合的重要性。2013年在織金珠藏施工了貴州省第1口U型井，日產氣量穩產達到了5 000 m3以上[19]。2014年貴州省煤層氣頁巖氣工程技術中心在松河施工了第1組叢式井，由9口井組成，采用了全部可采煤層壓裂大跨度合采的開發方式[20-21]，所有井日產量均突破了1 000 m3，最高日產量突破了3 000 m3，但是穩產期較短。2015年中石化在珠藏區塊實施了叢式井組，主要開發下煤組(20，23，27，30)，產氣效果好且穩產時間長。

在本階段，認識到了貴州省煤層氣地質資源特征，采用有別于華北地區單一主力煤層煤層氣開發的模式，即采用分壓合采的模式進行煤層組開發，并嘗試了“大跨度、小跨度多煤層組合”的產層組合方式。同時隨著開發技術的進步，井型不限于直井開發，開始嘗試U型井、叢式井等更能適應貴州省高山地貌特征的開發技術，織金和松河區塊均取得了較好的開發效果。

(3)自主技術突破階段(2016—現今)。在這一段階段，國家科技重大專項“十三五”設置了“滇東黔西煤層氣開發技術及先導性試驗”44項目。由中聯公司牽頭，中國礦業大學、中國地質大學(北京)、中國石油大學、西南石油大學、重慶大學和貴州省煤層氣頁巖氣工程技術中心等多家科研單位參與，通過項目研究，產學研用一體化，針對貴州特殊的煤層氣地質條件，形成了集多煤層區選區選段，疊置含氣系統適應性開發關鍵技術等多項理論技術成果，推動了本區開發技術的突破。

2016年中國地調局在楊梅樹向斜施工了楊梅參1井，優選3層，進行分壓合采，直井日產量最高達到了5 011 m3，穩產3 600 m3，刷新了西南煤層氣井的直井最高日產量。2019年，貴州水礦奧瑞安清潔能源有限公司在文家壩施工的叢式井組，其中一口井日產量最高達到了6 100 m3，日產5 000 m3穩產5個月之久，刷新了西南煤層氣井的最高日產氣量和穩產氣量，同時批復了貴州省本省第1份文家壩煤層氣探明儲量，探明儲量64.08億m3。隨后貴州省煤層氣頁巖氣工程技術中心也提交了盤關—土城煤層氣探明儲量54.687 7億m3。同期，貴州天然氣能源投資股份有限公司在黔北的畢節、遵義等施工的一些煤層氣井，日產氣量均突破了1 000 m3。

在本階段由于國際大環境的影響，國內煤層氣產業發展放緩，但貴州省煤層氣產業迎來了自主技術突破階段，適合于貴州多煤層煤層氣的開發技術基本形成，推動了本省煤層氣開發的不斷突破，從盤縣、水城、織納到黔北呈現多點開花的可喜局面。煤層氣產量快速增加，由2017年的400萬 m3增加到2020年的2 580萬 m3(圖3)，井均日產氣量約920 m3，高于全國平均水平[22]。同時新領域新層系在不斷探索，包括在盤縣山腳樹煤礦實施的煤與煤層氣共采“三區聯動”項目；在土城實施的第1口水平井，水平段長度800 m，分8段壓裂，共注入壓裂液1.7萬m3，加砂486 m3，目前在順利排采，有望取得更大的突破；在威寧實施的下石炭統祥擺組龍參1井，獲取了海相煤系地層的儲層物性參數，初步評價了新層系的煤系氣開發潛力[23]。

2.2 理論技術進展

通過30余年的煤層氣勘探開發，適合于貴州省多煤層煤層氣開發的地質及理論基本形成。

2.2.1 理論進展

(1)疊置煤層氣系統理論。多煤層條件下普遍發育多套含氣系統，層序地層格架奠定了疊置含氣系統形成的物性基礎，煤系與上覆下伏含水層之間缺乏水力聯系而構成了該類系統產生的水文地質基礎，疊置含氣系統是沉積-水文-構造條件耦合控氣作用的產物[24]。層序地層結構對煤系儲層含氣性和物性具有控制作用，沉積于最大海泛面附近且與海相泥巖伴生的低滲透巖層，對煤層氣垂向滲流具有分劃性阻隔作用，這是形成疊置含氣系統的根本地質原因[25]。這種具有隔水阻氣的低滲巖層被稱為“關鍵層”(圖4)，從三角洲平原相區至三角洲前緣相區，關鍵層發育程度逐漸增強，導致含氣系統垂向結構漸趨復雜，含氣系統疊置性漸趨顯著[26]。因此關鍵層的識別尤為關鍵，采用物元分析法求取厚度、菱鐵礦含量、孔隙度、滲透率、孔隙度、突破壓力5個因素的權重，通過模糊綜合評價求得綜合隸屬度，建立了關鍵層封隔能力分級評價標準[27]。疊置煤層氣系統理論具有含油氣系統的思想，該理論的提出為多煤層開發層段優選提供了指導，開發層段應在一個系統內，可最大限度的減小層間干擾。

圖4 黔西地區龍潭組關鍵層巖性及其在層序地層單元中位置[27]Fig.4 Lithology of key strata and its position in sequence stratigraphic unit of Longtan Formation in western Guizhou Province[27]

(2)產層優化組合理論。多煤層區多層合采是最佳開發方式，而多層合采開發的關鍵，是產層如何優化組合，最大限度降低層間干擾，提高合采兼容性。為此，以氣井產能方程為基礎，提出主產層優選指數、組合指數、產能貢獻指數3個參數，耦合主產層優選、產層組合與產層組優選3個步驟(圖5)，結合煤體結構、儲壓梯度差、產氣貢獻3個參數“一票否決”約束，建立“三步法”的產層組優化選擇方法，以實現復雜巖性組合條件下的煤層氣合采產層組優選[12,20]。該方法優化結果突破了只限于在一個含氣系統中優化組合，對于相鄰含氣系統儲壓梯度差小疊置性弱兼容性強時，也可以優化組合。

注：Pc為臨界解吸壓力，MPa；g為重力加速度，取9.81 m/s2；h為其他擴展產層與主力產層的垂向間距，m；ρ為水的密度，103 kg/m3。圖5 煤層氣多層合采產層優化組合“三步法”流程[20]Fig.5 “Three-Step Method”process for optimizing combination of multilayer coalbed methane production layers[20]

(3)合采開發單元優選理論。以往開發單元優選主要針對單一煤層[28]，而在多煤層區多層合采是開發的最佳選擇，為此需要建立區塊尺度下的多層合采區塊有利甜點區優選方法。

基于產層優化組合“三步法”確定區塊的最佳合采層段(圖6)。進一步以煤層氣井產能方程為基礎，提出煤層氣產層潛能指數用于評價多層合采條件下的開發有利區，結合影響產層潛能指數的煤儲集層關鍵參數，提出了多層合采定量分級評級指標體系。在此基礎上，采用三維地質建模技術對多煤層全層位進行儲集層物性參數的精細刻畫；計算各網格的產層潛能指數，并繪制多層合采條件下的產層潛能指數等值線；根據產層潛能指數等值線的分布情況，采用開發單元劃分定量指標劃分出Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ類煤儲集層分布區，進而優選出開發有利區[11]。

圖6 煤層氣合采甜點區評價參數與流程[11]Fig.6 Evaluation parameters and process of coalbed methane sweet spot area[11]

2.2.2 技術進展

(1)適宜的井型選擇——叢式井組、U型井、L型井的普及應用。貴州煤層氣開發其中一個現實困難是地貌以高山地貌為主，井場選擇尤為困難，這也是制約本區后期規模化開發的主要障礙。從2014年開始，在松河，大河邊、珠藏和文家壩成功實施了多組叢式井組(圖7)，利用有限寶貴的井場，布置多口定向井，組成小井網，并取得了較好的開發效果，叢式井組是本區煤層氣產業規模化發展的主要井型選擇。

同時借鑒頁巖氣開發思路，實施水平井，分段壓裂，增加單層的儲層改造面積，從而提高產量，這也是本區重要的開發技術手段，2013年中石化實施了第1口U型井，主采27煤，水平段長度519.2 m，分6段壓裂，最高穩定日產量達到了5 000 m3[19]，取得了良好的示范效應。2020年貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心在土城實施了一口水平井，主采3煤，水平段長度突破了800 m，也是貴州目前水平段最深最長的水平井，分8段壓裂，目前處在排水階段。

(2)提高壓裂規模提升改造效果。2016年楊梅參1井直井產量突破5 000 m3是本區域一個標志性事件，其高產除了楊梅樹向斜較好的地質條件(高含氣飽和度)，產層組合選擇好(組合產層：5，7，13煤，厚度為6.14 m)，另外一個工程措施是首次在本區實施了大規模壓裂，總用液量2 680 m3，加砂量117.3 m3。同等厚度的沁南3煤，其壓裂液一般在500 m3左右，加砂量在50 m3左右。微地震監測結果顯示，楊梅參1井3層煤均產生了水平方向的主裂縫，裂縫方位為NE向45.6°～48.3°，裂縫高度10.8～12.6 m，裂縫寬度31.4～35.6 m，裂縫東西兩翼總長度218.4～249.2 m，裂縫影響體積為(12.6～16.2)×104m3，達到了預期改造效果[29]。

圖7 松河叢式井組模式[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，壓裂分6段，壓裂液為4 336 m3，加砂量294.45 m3，取得了較好的開發效果，日產氣穩定在4 500 m3以上[15]。而在2020年土城施工的水平井，水平段長度800 m，分8段壓裂，共注入壓裂液1.7萬m3，加砂486 m3，壓裂規模大大提高，有望取得更大的突破，根據壓裂裂縫能譜檢測結果主裂縫形成良好(圖8)，半長129.0～232.2 m，平均169.67 m。產能模擬結果預期峰值產量可能會突破1萬m3，10 a累計產量可達11.98×106m3。

近些年，四川頁巖氣開發進程加快，產量不斷取得突破，與提高單井壓裂規模，全面提升壓裂改造效果密切相關[30]。

圖8 土城水平井現場壓裂縫發育狀況能譜監測結果 [22]Fig.8 Spectrum monitoring results of pressure fracture development in Tucheng horizontal well[22]

3 煤層氣開發潛力及前景

適合貴州省多煤層煤層氣開發地質理論及技術體系已基本形成，推動了近5 a煤層氣勘探開發的快速發展，然而現階段仍處于起跑加速階段，豐富的煤層氣地質資源量遠未轉化為現實的煤層氣產量，規模化的煤層氣大產業尚未形成。亟需總結典型高產井的地質-工程模式以推廣全區；加強多煤層全層位的接序開發，拓展縱向全層位資源的高效釋放；重視攻關深部煤系氣資源及新層系石炭系祥擺組海相煤系氣的勘探開發。這些是推動本區煤層氣規模化發展的重要保障。

3.1 小而肥區塊的開發——推廣“文家壩”和“楊梅樹”高產模式

楊梅參1井和文1井是貴州2口高產井，最高日產氣量分別達到了5 000 m3和6 000 m3以上(圖9)，且穩產氣量高，穩產期長。楊梅參1井位于楊梅樹向斜，該向斜僅有76 km2，文1井位于阿弓向斜，該向斜面積為113.21 km2，從氣田面積和氣田資源量上來說都屬于“小而肥”的區塊。前者為中煤階煤，后者為高煤階煤，兩井在貴州具有普遍的代表性。以地質-工程一體化的思想分析其高產原因，總結其高產模式，進而在貴州其他小而肥的區塊推廣，對于提升開發潛力具有重要意義。

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

首先從組合煤層來說(表2)，2口井組合煤層3～4層，楊梅參1井為龍潭組上部煤組的組合，而文1井是龍潭組中下部煤組的組合。累計厚度楊梅1井為6.14 m，而文1井為11.6 m。跨度楊梅參1井為63 m，而文1井為142 m，以產層優化組合“三步法”對這兩口井進行了產層優化組合，驗證了其組合結果是可行的。

表2 貴州西部2口高產直井地質-工程參數(部分數據來源于文獻[32-33])

由此看出組合產層滿足優化結果，跨度大小不是必要條件，但組合產層內部煤層累計厚度越厚越好。文1井產層深度要淺于楊梅參1井，最深產層底深僅為442 m，在保證儲層品質的條件下，儲層埋深越淺越好。

從儲層物性來看，2口井含氣量高，均在12 m3/t以上，含氣飽和度高，楊梅參1井含氣飽和度更高，平均值為90.76%，而文1井平均值為75.86%。2井儲層原位滲透率較高，試井平均滲透率大于0.1×10-15m2，所組合煤層煤體結構好，都為原生-碎裂結構。從壓力系數比較，楊梅參1井為正常壓力-超壓，而文1井為欠壓-正常壓力，儲層壓力狀態不是高產的必要條件。閉合壓力梯度楊梅參1井平均值為1.8 MPa/hm，而文1井平均值為2.23 MPa/hm，文1井地應力稍大于楊梅參1井，地應力狀態也不是高產的必要條件。從以上物性參數可以看出，楊梅參1井與文1井儲層物性好，具有高含氣量、高含氣飽和度、較高的滲透性和煤體結構好，這是兩井高產的主要地質因素。

從壓裂規模上來看，以單位厚度壓裂液來衡量，楊梅參1井壓裂規模高于文1井，前者為436 m3/m，后者為156 m3/m，均遠遠大于普通壓裂的100 m3/m。從貴州現有壓裂的直井來看，壓裂規模越大其產氣效果越好(圖10)。

圖10 貴州壓裂規模與產氣效果Fig.10 Fracturing scale and gas production effect inGuizhou Province

從排采控制來看，兩井排采控制基本以“緩慢、連續和穩定”六字方針進行控制，均具有見套早的特征，楊梅參1井在排采45 d、流壓為4.97 MPa時見套壓，換算臨儲比為0.62。文1井在排采3 d、流壓為2.97 MPa時見套壓，換算臨儲比為0.73。不同之處是楊梅參1井在見套壓時進行了憋壓，最高憋壓2.36 MPa，2 MPa以上套壓排采一直維持了3個多月，采用了高套壓排采，而文1井基本未進行憋壓，最高憋壓僅達到了1.17 MPa，1 MPa以上套壓維持了20 d，基本采用的低套壓排采。從實際的產氣產水效果來看，高套壓排采和低套壓排采均可行。

從產氣效果來看，以單位產層厚度峰值產氣量來評估，楊梅參1井為816 m3/m，文1井為525 m3/m，前者大于后者。

綜上，首先在2口井符合產層優化組合的條件下，具有較好的儲層品質外，楊梅參1井壓裂工程做的更好，這也是楊梅參1井產氣效果更優于文1井的主要原因。當然，楊梅參1井優化組合煤層可以更多，在同樣的工程條件下，產量預期更高。而文1井，在現有組合產層基礎上，提高壓裂規模，產量預期也會更高。為此總結貴州西部高產井地質-工程模式(表3)，首先需具備良好的儲層物性，包括含氣量大于12 m3/t，原位滲透率高于0.1×10-15m2，臨儲比大于0.5，煤體結構為原生結構-碎裂煤，其次以“三步法”完成組合優化提高合采兼容性且保證累計煤層厚度大于6 m以上，最后提高壓裂規模以楊梅參1井為參照，可提高至單位煤厚壓裂液為400 m3。

表3 貴州西部煤層氣多層合采高產地質-工程模式

3.2 單井開發時間的延長及產能的提高——單層組開發到層組接序開發

目前，貴州的開發井以產層組開發，一般一口井其產層優化組合結果在2組以上，這就意味著有多種開發層段選擇。然而目前一般開發其中的一種組合，鉆井的生命周期隨著該開發組合的資源枯竭而結束。實際上，可以完全進行接序開發，當其中的某一組合開發達到臨界經濟日產量時，開發終止，繼而對下一層組進行重新的壓裂-排采，變相延長了煤層氣井的生命周期，提高了多煤層全層位煤層氣資源量的高效開發。

以松河GP井組為例(表4)，產層優化組合結果，有3種組合[20]，其中1+3組合和12組合部分煤層重合，僅考慮1+3組合和29組合，可以先開發1+3組合，設計10 a的開采時間，然后接序開采29組合。采用CMG2017軟件對2個產層組合采產能進行數值分析，模擬結果顯示：1+3組合10 a累計產量3 350萬m3，29組合10 a累計產量895萬m3。兩井20 a累計產量可達4 245萬m3。

表4 松河GP井產層組開發接序示例

3.3 走向規模化立體化發展——深部煤系氣開發

中國2 000 m以淺的煤系氣地質資源總量為82萬億m3[34]，約為同深度煤層氣資源量的2.24倍。同樣貴州省不僅煤層氣資源豐富，經估算煤系氣資源量達到了6.2萬億m3[22]。而這些增加的煤系氣資源主要賦存于1 000 m以深。前已分析，貴州省煤層氣資源特征，深部煤層氣占比大，尤其是在一些大的向斜，比如土城—盤關、青山、格目底等向斜。目前接近300口的煤層氣井，其深度一般都在1 000 m以淺。在我國鄂東、大城等深部煤層氣/煤系氣井均取得了工業性氣流，且部分井表現出高產穩產的產氣特征，尤其是在鄂東，已把深部煤層氣/煤系氣勘探開發作為重要領域。

深部煤系儲層具有“高溫、高壓、高應力”的儲層特征[35]，但同時兼具“高含氣、高飽和、高游離氣”的含氣特征(圖11)[36-40]，而煤體結構在深部趨于變好[41]。這些深部地質特征決定了深部煤層氣開發機遇與風險并存。目前頁巖氣開發已向超深層挺近，即埋深超過4 500 m的儲層[42]，煤層氣開發更應積極向深部發展。貴州省人民政府2019年提出在“十四五”末建設煤層氣年產量5億m3的目標[43]，實現這個目標需順應國家向深部進軍的發展趨勢，對一些重點大向斜深部煤層氣/煤系氣進行勘探開發，如盤關—土城、青山、格目底等向斜的深部區域進行勘探開發，如圖12對盤關—土城、青山向斜做的含氣量預測，其含氣量大于20 m3/t的區域主要在埋深1 000 m以深[44]，且含氣面積大。突破深部，對于貴州煤層氣產業規模化發展意義重大。

圖11 深部煤系氣有序聚積概念性模式[40]Fig.11 Conceptual model of orderly accumulation ofdeep coal-bearing gas[40]

3.4 新層系突破——石炭系祥擺組海相煤系氣開發

在黔西北一帶除了龍潭組發育煤系地層外，下石炭統祥擺組是一套海相含煤地層。下段薄煤層發育，煤層一般可達10層以上，上段厚層泥頁巖連續發育，厚度可達100 m以上。中石油、貴州煤田地質局、中國地質調查局等單位前期已對該層位進行了頁巖氣開發潛力的初步評價，初步認為祥擺組具有形成一定規模頁巖氣藏的良好地質條件[45-47]，主要分布于埡紫羅裂陷槽。

2020年貴州省煤層氣頁巖氣工程中心在威寧龍街向斜施工一口參數井，進行了詳細的煤系氣儲層物性測試。經鉆孔揭露和測試分析[23]，該井祥擺組厚度約為342 m，共有12層煤，主要分布于祥擺組的下段，煤層厚度介于0.13～0.99 m，總厚4.68 m。泥頁巖總厚度達180.21 m，主要分布于祥擺組上段，具有下煤上泥的空間組合特征。煤層鏡質組最大反射率平均2.92%。煤層含氣量介于4.91～12.13 m3/t，平均含氣量9.13 m3/t。泥頁巖TOC質量分數介于0.773%～8.940%，平均2.01%，隨層位埋深增大而增大。有機質主要類型為Ⅱ1型和Ⅱ2型干酪根，祥擺組上段主要為Ⅱ1型干酪根，下段主要為Ⅱ2型干酪根。泥頁巖成熟度平均2.54%；泥頁巖礦物組分主要以黏土礦物和石英為主，石英平均質量分數38.52%，黏土平均質量分數48.99%，脆性指數平均48.02%，脆性指數整體上隨層位埋深增大而增大；泥頁巖孔隙度平均為4.77%，滲透率平均為0.002 ×10-15m2，屬于低滲儲層；泥頁巖含氣量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t。整體顯示煤系頁巖氣資源潛力要優于煤層氣，可對該區域祥擺組煤系氣作為新領域新層系進行整體勘探開發。

4 結 論

(1)貴州省西部晚二疊世龍潭組煤層氣資源豐富，約占全國煤層氣地質資源量的10%。在國家能源戰略規劃中，該區是繼已成功開發的沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣產業化基地外的重要后備基地。其地質資源特征具有“煤層層數多而薄，煤層含氣量高、煤體結構復雜、大型氣田為主、深部資源占比大”的特征。

(2)煤層氣開發歷程可劃分出煤層氣資源調查與開發技術借鑒階段(1989—2010年)、自主技術探索階段(2011—2015年)和自主技術突破階段(2016—至今)等3個階段。目前的快速發展得益于多煤層地質理論和開發技術的突破，地質理論突破包括：疊置煤層氣系統理論、產層優化組合理論和合采開發單元優選理論，開發技術突破包括：適宜貴州高山地貌的叢式井、U型井和L型井的普及應用，壓裂規模的提高及壓裂效果的提升。

(3)貴州省煤層氣未來開發潛力巨大前景可期，需重點在全省范圍內推廣小而肥區塊“文家壩”和“楊梅樹”高產模式；從單井單層組開發走向層組接序開發，延長煤層氣井壽命和提高單井全層位產能動用能力；加快深部煤系氣的開發，是走向規模化開發的重要途徑；同時需重視新層系新領域上石炭統祥擺海相煤系氣的開發潛力。