周德華 陳 剛 陳貞龍 劉曾勤

1.中國石油化工股份有限公司 2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院 3. 中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司

0 引言

“十一五”以來，中國煤層氣勘探開發(fā)進(jìn)入快車道，建成了沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地，并在準(zhǔn)噶爾盆地東部阜康、東北鐵法、南方織金等地區(qū)實現(xiàn)了規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)，實現(xiàn)了煤層氣勘探領(lǐng)域由高煤階向中低煤階拓展，煤層氣的開發(fā)深度由淺層向中深層、深層拓展[1-8]。尤其是2018年以來，河北大城、山西延川南和大寧—吉縣以及新疆五彩灣等地區(qū)先后開展了1 500 m以深煤層氣勘探評價試驗，直井煤層氣日產(chǎn)氣量突破3×104m3，水平井測試日產(chǎn)氣量超過10×104m3。根據(jù)“十三五”全國煤層氣資源評價[9-10]，中國煤層埋深 1 500 ～ 3 000 m深層煤層氣資源量為30.4×1012m3，展現(xiàn)了中國深層煤層氣巨大的開發(fā)潛力。雖然目前深層煤層氣勘探取得了突破，但是由于埋深增加帶來的勘探開發(fā)評價關(guān)鍵參數(shù)選取、適應(yīng)性工程工藝技術(shù)尚未形成等問題，制約了深層煤層氣的效益開發(fā)。

勘探開發(fā)實踐表明，中國主要含煤盆地埋深對煤層的含氣性和滲透性起到重要作用，進(jìn)而對適應(yīng)性的開發(fā)技術(shù)選擇至關(guān)重要。筆者從中國深層煤層氣勘探開發(fā)進(jìn)展實例入手，結(jié)合深層煤層含氣性與滲透性實驗資料，詳細(xì)論述了深層煤層氣綜合評價的地質(zhì)、工程、管理等關(guān)鍵參數(shù)，為深層煤層氣資源評價、開發(fā)技術(shù)攻關(guān)、管理政策制定等提供依據(jù)，力爭支撐深層煤層氣成為“十四五”乃至“十五五”時期中國天然氣增儲上產(chǎn)的重要接替領(lǐng)域。

1 近年來深層煤層氣勘探開發(fā)進(jìn)展

1.1 延川南中深層煤層氣開發(fā)取得重大突破

山西延川南萬寶山區(qū)塊下二疊統(tǒng)山西組2號煤層平均埋深1 280 m。2021年，中國石化在該區(qū)塊南部部署實施開發(fā)調(diào)整井，采用“大規(guī)模、大排量、連續(xù)加砂”有效支撐壓裂工藝[11-13]，相比產(chǎn)建方案，開發(fā)調(diào)整井有效支撐半縫長由70 m提高到194 m，實現(xiàn)“長運移、遠(yuǎn)支撐”的目的。其中直井開展下二疊統(tǒng)山西組2號煤、上石炭統(tǒng)太原組10號煤分壓合采技術(shù)試驗，壓裂排量介于14～18 m3/min，單井平均注入液量為 4 520 m3，加砂量為 368 m3，單井日產(chǎn)氣量介于 0.8×104～ 2.2×104m3，平均日產(chǎn)氣量為1.08×104m3，最終可采儲量（EUR）由 538×104m3提高到830×104m3；水平井對2號煤層采用分段壓裂，平均壓裂段數(shù)14段，排量介于18～22 m3/min，平均單段注入液量為 2 646 m3，加砂量為 248 m3，單井日產(chǎn)氣量介于 2.5×104～ 5.5×104m3，EUR由2 100×104m3提高到 3 140×104m3。

1.2 大寧—吉縣深層煤層氣勘探開發(fā)取得重大突破

2020年，中國石油在山西大寧—吉縣區(qū)塊優(yōu)選12口井對深層煤層氣進(jìn)行現(xiàn)場試驗[14]，已投產(chǎn)的直井中，日產(chǎn)氣量超過 2 000 m3有 5 口、超過 3 000 m3有3口；水平井日產(chǎn)氣量均超過1.0×104m3，其中水平井吉深6-7平01井太原組8號煤層埋深2 400 m，煤層厚度為7.0 m，水平段長度為1 000 m，分11段壓裂，液量為 31 892 m3，砂量為 3 823 m3，單段液量為 2 900 m3，單段砂量為 348 m3，排量為 18 m3/min，測試時自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量介于9.0×104～10.0×104m3。該區(qū)塊深層煤層氣實測含氣量是中淺層的2倍以上，含氣飽和度超過98%，深層煤層平均地層壓力為19.0MPa，平均臨儲比為 0.93。

1.3 河北大城深層煤層氣勘探取得積極進(jìn)展

河北大城區(qū)塊位于天津市、河北省西南部，太原組6個煤層組埋深介于300～5 000 m，煤層厚度介于20～40 m，肥煤，其中Ⅵ煤組為甜點層[5]。2018年，大平7水平井最高日產(chǎn)氣量為1.1×104m3，解吸壓力為13.9 MPa，煤層頂部壓力為6.3 MPa，初步預(yù)測埋深介于1 000～2 500 m煤層的含氣量介于7.0 ～ 16.7 m3/t，滲透率介于 0.01 ～ 0.44 mD。

1.4 準(zhǔn)噶爾盆地五彩灣深層煤層氣勘探取得新進(jìn)展

準(zhǔn)噶爾盆地發(fā)育侏羅系煤層，下侏羅統(tǒng)八道灣組和中侏羅統(tǒng)西山窯組多套煤層廣覆式分布，煤層氣資源十分豐富。五彩灣地區(qū)西山窯組煤層埋深介于 1 500 ～ 5 000 m，煤層厚度介于 5 ～ 20 m，煤巖熱演化程度低，煤巖熱演化程度（Ro）一般小于0.7%。2020年，在白家海凸起斷背斜構(gòu)造以西山窯組煤層為目的層部署風(fēng)險探井彩探1H井[15]，攻關(guān)煤巖儲層水平井＋體積壓裂工程工藝，測試最高日產(chǎn)氣量為5.7×104m3，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為 2.0×104m3，實現(xiàn)了五彩灣地區(qū)深層煤層氣勘探的重大發(fā)現(xiàn)。

2 深層煤層氣綜合評價關(guān)鍵參數(shù)

根據(jù)近年來中國深層煤層氣勘探開發(fā)進(jìn)展與認(rèn)識，以往認(rèn)為是勘探禁區(qū)的深層煤層氣，無論是從地質(zhì)理論還是工程實踐均得到了重新認(rèn)識：①深層煤層含氣性和滲透性等基礎(chǔ)地質(zhì)參數(shù)的再評價，突破了傳統(tǒng)思維定勢；②中國復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁巖氣大規(guī)模商業(yè)開發(fā)形成的配套工程技術(shù)在深層煤層氣領(lǐng)域進(jìn)行的大膽嘗試，實現(xiàn)了中國深層煤層氣勘探的重大突破。筆者進(jìn)一步梳理深層煤層氣地質(zhì)、工程及管理等關(guān)鍵參數(shù)，優(yōu)化深層煤層氣甜點評價方法，為深層煤層氣開發(fā)示范區(qū)建設(shè)提供技術(shù)支撐。

2.1 深層煤層含氣性

前期開展的不同煤階煤吸附差異性實驗研究結(jié)果[16-18]表明，煤巖演化程度、煤巖煤質(zhì)、煤儲層物性、煤層所處的溫壓環(huán)境等因素均影響煤的吸附能力。吸附模擬實驗得出3方面認(rèn)識：①煤階升高，煤巖吸附氣量增大，低煤階樣吸附能力弱，中煤階樣吸附能力較強(qiáng)，高煤階樣吸附能力最強(qiáng)；②溫度對不同煤階的吸附影響較大，其中低煤階樣吸附氣量受溫度影響較小，中高煤階樣吸附氣量受溫度影響較大，且隨著溫度的升高，吸附氣量降低，溫度對不同煤階吸附氣量呈負(fù)效應(yīng)關(guān)系（圖1）；③隨著壓力升高，吸附氣量均呈現(xiàn)快速增加至緩慢增加的過程，即壓力對不同煤階吸附氣量呈正效應(yīng)關(guān)系。在同一溫度下，不同煤階樣超過一定壓力后吸附氣量呈現(xiàn)增速減緩的趨勢（圖2）。

圖1 在不同溫度條件下煤吸附氣量與壓力的關(guān)系圖

圖2 不同壓力條件下煤吸附氣量與溫度的關(guān)系圖

基于不同煤階等溫吸附實驗結(jié)果，考慮不同樣品所處地層溫度和壓力梯度，將每個測試點得到的最大吸附氣量對應(yīng)的壓力和溫度折算成埋深（不同地區(qū)不同樣品的地溫梯度和壓力梯度不同），即可得到每個樣品最大吸附氣量與埋深關(guān)系曲線（圖3）。從圖中可以看出，不同煤階最大吸附氣量隨埋深變化特征明顯，均呈現(xiàn)為快速增加—緩慢增加—緩慢減小的過程，且不同煤階存在最大吸附氣量臨界深度帶[17]，低煤階臨界深度帶介于1 400～1 700 m，中高煤階臨界深度帶介于1 500～1 800 m。臨界深度帶之上最大吸附氣量隨深度增加而增加，壓力正效應(yīng)大于溫度負(fù)效應(yīng)，臨界深度帶為最大吸附氣量極值，處于飽和吸附狀態(tài)，臨界深度帶之下最大吸附氣量隨深度增加而減少，溫度負(fù)效應(yīng)大于壓力正效應(yīng)，溫度的負(fù)效應(yīng)導(dǎo)致部分氣體分子處于活躍狀態(tài)而不被煤巖基質(zhì)吸附，即深層煤層存在一定比例的游離氣[19-20]，游離氣一般賦存于割理裂隙或微裂縫中。因此，對于埋深超過1 500 m的深層煤層氣，在煤層頂?shù)装宸馍w性較好的情況下，其含氣量一般較高。如大牛地地區(qū)小壕1井山西組中煤階煤層埋深為2 760 m[21]，實驗測試?yán)碚撟畲笪綒饬繛?11.53 m3/t，現(xiàn)場實測含氣量為 14.42 m3/t，游離氣含量為2.89 m3/t，甲烷吸附飽和度100%；太原組煤層埋深為2 850 m，實驗測試?yán)碚撟畲笪綒饬繛?3.93 m3/t，現(xiàn)場實測含氣量為 18.49 m3/t，游離氣含量為4.57 m3/t（表1）。由此可見，隨著埋深增加，游離氣含量有增大的趨勢，與實驗?zāi)M結(jié)果一致。

圖3 不同煤階吸附氣量隨深度變化關(guān)系圖

表1 大牛地區(qū)塊石炭系—二疊系巖心煤巖含氣量統(tǒng)計表

2.2 深層煤層滲透性

根據(jù)不同煤階煤層氣井注入壓降測試煤層滲透率數(shù)據(jù)，滲透率隨埋深增加快速降低，當(dāng)埋深超過900 m時，滲透率低于0.1 mD（圖4）。以往研究成果表明[22]，不同煤階滲透率損害率隨有效應(yīng)力增加快速降低（圖5），且滲透率損害率為不可逆過程。也就是說當(dāng)煤層埋深逐漸增加，低煤階樣在5 MPa、中高煤階樣在9 MPa時滲透率損害率變化最大，其后趨緩。按照壓力梯度為1 MPa/100 m折算，即低煤階在埋深小于500 m、中高煤階在埋深小于900 m時煤層原始滲透性較好，超過對應(yīng)的埋深后煤層將變的較致密，滲透性變差。這一實驗結(jié)果與目前900 m以淺煤層氣田開發(fā)深度較吻合，而超過900 m深度的煤層氣井采用常規(guī)儲層改造的效果較差，這也是“十三五”以來制約中國中深層煤層氣快速上產(chǎn)的關(guān)鍵因素。因此，從勘探評價和開發(fā)技術(shù)角度，將中國煤層氣埋深劃分為小于900 m為淺層煤層，900 ～ 1 500 m 為中深層，1 500 ～ 3 000 m 為深層。針對中深層、深層煤儲層，按照人造氣藏的思路加大探索力度，加強(qiáng)煤巖力學(xué)特性研究，以“大排量、大液量、大砂量”施工工藝[13-14]，力爭形成“造長縫、撐得住”復(fù)雜縫網(wǎng)，提升改造效果。

圖4 不同煤階煤層氣井實測滲透率與埋深關(guān)系圖

圖5 不同煤階滲透率損害率與有效應(yīng)力關(guān)系圖

2.3 深層煤層氣地質(zhì)工程評價關(guān)鍵參數(shù)

通過深層煤層含氣性和滲透性實驗分析可知，在保存條件較好的前提下，中國大部分含煤盆地深層煤層氣物質(zhì)基礎(chǔ)較好，煤巖非均質(zhì)性強(qiáng)，受埋深壓實作用和水平應(yīng)力作用影響，煤儲層致密，滲透性差，深層煤層氣的富集特征與高產(chǎn)規(guī)律和中淺層煤層氣有較大差別。制約中國中深層、深層煤層氣勘探開發(fā)的關(guān)鍵因素有哪些？筆者認(rèn)為主要有3方面工作需要進(jìn)一步評價。

2.3.1 深層煤層氣藏地質(zhì)評價關(guān)鍵參數(shù)

從深層煤層氣勘探開發(fā)進(jìn)展來看，深層煤層氣藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)包括煤層埋深與厚度、微構(gòu)造特征、煤體結(jié)構(gòu)、煤巖熱演化程度、含氣性、保存條件等[23-26]。深層煤層厚度是基礎(chǔ)，煤巖熱演化程度和含氣量決定了煤層氣資源豐富與否，深層煤層游離氣比例增加有利于提高煤層含氣量。煤層埋深及其微構(gòu)造特征影響著煤層的可改造性，正向微構(gòu)造區(qū)、平緩構(gòu)造區(qū)更易高產(chǎn)[7]，隨著埋深的增加，煤儲層更加致密，與碎料煤、糜棱煤相比，原生結(jié)構(gòu)或碎裂結(jié)構(gòu)煤更易形成長縫，有利于提升煤儲層的導(dǎo)流能力。保存條件分析包括煤層頂?shù)装鍑鷰r封蓋性以及所處圍巖斷裂發(fā)育程度，一般頂?shù)装迥囗搸r或致密灰?guī)r封蓋性最好，避開斷層或逆斷層封堵，處于弱徑流—承壓水滯流區(qū)水動力弱，煤層氣易富集。

2.3.2 深層煤層氣藏工程評價關(guān)鍵參數(shù)

深層煤層氣能否高效動用關(guān)鍵在于工程改造的適配性[27-31]。由于深層煤巖的塑性強(qiáng)，需攻關(guān)不同地區(qū)、不同煤階和不同應(yīng)力狀態(tài)下的煤巖改造技術(shù)，工程關(guān)鍵參數(shù)包括煤巖楊氏模量與泊松比、現(xiàn)今應(yīng)力場分布特征、裂縫展布特征、滲透率特征、井型設(shè)計、壓裂施工參數(shù)、裂縫長度等。煤巖力學(xué)特性和現(xiàn)今應(yīng)力場分布決定了煤巖的可改造性，與井型的優(yōu)選及水平井位方向關(guān)系密切。隨著埋深的增加，深層煤巖割理、裂隙受圍巖的應(yīng)力作用而閉合，或者受地層水中的方解石結(jié)晶充填縫隙而變得致密。因此，針對深層煤儲層的改造，對發(fā)育多煤層薄煤層的地區(qū)可開展直井分層壓裂、多層合采方式，對單層厚度超過3 m且分布穩(wěn)定的煤層可采用水平井分段壓裂方式[11,13,28]，加大壓裂規(guī)模，加強(qiáng)壓前酸蝕作用，如延川南煤層氣田形成的以“遠(yuǎn)支撐”為核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撐的壓裂技術(shù)，逐步探索排量由12 m3/min提高到18 m3/min，提高縫內(nèi)凈壓力，增大改造面積，提高遠(yuǎn)端鋪砂濃度，單井液量由 2 000 m3逐步提高到 10 000 m3，充分延伸裂縫，同時，砂量由 150 m3提高到 1 000 m3，實現(xiàn)遠(yuǎn)距離支撐。在壓裂液體系方面，優(yōu)化提升氮氣泡沫、低傷害高黏液等攜砂能力試驗，研發(fā)低密度遠(yuǎn)運移的支撐劑，實現(xiàn)壓得開、撐得住的高效工程改造目的。

2.3.3 深層煤層氣生產(chǎn)管理制度評價參數(shù)

有別于致密氣、頁巖氣開采特征，深層煤層氣采用排水降壓采氣工藝，且與淺層煤層氣生產(chǎn)制度相比，深層煤層氣井初期產(chǎn)水量一般小于10 m3/d，從大寧—吉縣和延川南深層煤層氣井排采特征來看，生產(chǎn)初期具有壓力高、產(chǎn)水少、見氣早、增長快、產(chǎn)量高的特點[7]。在生產(chǎn)管理制度優(yōu)化方面，動液面、單位壓降速度、井底流壓等參數(shù)決定了煤層氣排采速率進(jìn)而影響煤儲層的速敏效應(yīng)。地層壓力、臨儲比等參數(shù)決定了深層煤儲層的可動性，臨儲比越高，表明煤儲層能量充足。針對深層煤層氣生產(chǎn)特點，需優(yōu)化排采參數(shù)，建立“初期快返排促上產(chǎn)，中后期穩(wěn)液面促解吸”的生產(chǎn)管理制度。排采初期加快壓裂液返排，促進(jìn)以游離氣為主的快速上產(chǎn)制度，中后期穩(wěn)定液面下降速度，保持生產(chǎn)過程的穩(wěn)定連續(xù)，促進(jìn)以吸附氣勻速解吸為主的生產(chǎn)制度，避免因砂堵或快排導(dǎo)致的裂縫閉合而中斷生產(chǎn)過程，最大限度提升深層煤層氣開采效率。

3 深層煤層氣勘探開發(fā)前景

從中國煤層氣行業(yè)發(fā)展歷程來看，在學(xué)習(xí)借鑒國外低煤階成功開發(fā)經(jīng)驗基礎(chǔ)上，根據(jù)中國煤炭資源特征和煤基能源政策，實現(xiàn)了中國中高煤階煤層氣規(guī)模化商業(yè)開發(fā)。在經(jīng)歷了2014—2016年低油價沖擊和頁巖氣快速上產(chǎn)后，中國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展進(jìn)入低谷期，投資熱情和工作量驟降，煤層氣產(chǎn)量上漲緩慢。業(yè)界學(xué)者對中國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展路在何方持不同意見，以秦勇教授為代表的高校學(xué)者提出煤系三氣合采思路解放中國近80×1012m3資源[32-34]，以中國石化華東油氣分公司為代表的煤層氣專業(yè)公司針對深層煤層氣地質(zhì)特征和開采難點，借鑒頁巖氣優(yōu)快鉆井、長水平井分段壓裂等成熟技術(shù)[29-31]，大膽創(chuàng)新深層煤層氣鉆完井新技術(shù)，初步實現(xiàn)了單井產(chǎn)量的重大突破，為中國深層煤層氣資源的有效動用堅定了信心。

3.1 面臨的問題與挑戰(zhàn)

中國深層煤層氣勘探雖然取得了一定突破，但要實現(xiàn)規(guī)模效益建產(chǎn)，還面臨著諸多挑戰(zhàn)：①深層煤層氣資源有待落實。中國歷次煤層氣資源評價僅針對埋深 2 000 m 以淺煤層，未開展 2 000 m 以深煤層氣的資源評價工作，深層煤層氣的賦存狀態(tài)與氣液兩相流動機(jī)理不清，有利目標(biāo)評價與優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)尚未建立。②深層煤儲層工程改造適配性技術(shù)還需要進(jìn)一步攻關(guān)。由于不同煤階不同深度煤巖所處圍巖環(huán)境差異較大，且深層煤巖的煤體結(jié)構(gòu)和強(qiáng)塑性等特性，無法成功復(fù)制已形成的有效儲層改造技術(shù)。③深層煤層氣效益開發(fā)面臨一定挑戰(zhàn)。已開發(fā)氣田實踐表明，中國的煤層氣開發(fā)屬于邊際效益礦種，受成本和氣價影響較大，目前僅有國有大公司和煤炭開采企業(yè)開展煤層氣的勘探開發(fā)業(yè)務(wù)。④深層煤層氣礦權(quán)管理面臨挑戰(zhàn)。目前，中國大部分含油氣盆地均發(fā)育煤層，現(xiàn)有煤層氣礦權(quán)煤層埋深一般小于1 500 m，與油氣礦權(quán)重疊較少，且現(xiàn)有煤層氣礦權(quán)登記權(quán)限由省級自然資源廳管理，深層煤層氣的礦權(quán)勢必將與現(xiàn)有油氣礦權(quán)重疊而帶來煤層氣礦權(quán)登記或增列的困難。⑤管理理念面臨挑戰(zhàn)。國內(nèi)外非常規(guī)油氣勘探開發(fā)實踐證明，深層煤層氣更應(yīng)體現(xiàn)勘探開發(fā)一體化、地質(zhì)工程一體化管理模式，而目前仍沿用常規(guī)油氣勘探開發(fā)階段劃分、單一油氣藏開發(fā)方案編制理念和組織實施，且實施過程各參建單位各司其職，各掃門前雪，未能更好地兼顧一體化思路，沒有實現(xiàn)系統(tǒng)工程學(xué)所強(qiáng)調(diào)的“保證最少的人力、物力和財力，在最短的時間內(nèi)達(dá)到系統(tǒng)的目的”的終極目標(biāo)[35]。

可以看出，上述5大挑戰(zhàn)之間存在內(nèi)在聯(lián)系，資源是基礎(chǔ)，技術(shù)是關(guān)鍵，成本是表象，管理是癥結(jié)，理念是核心。只有解決好理念問題、理順管理問題，采用系統(tǒng)工程學(xué)的思路和變革性技術(shù)，才能提高生產(chǎn)效率和效益，從而解決成本的表象問題。

3.2 效益開發(fā)對策及前景展望

為了實現(xiàn)中國深層煤層氣的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)，還需要從資源、技術(shù)、管理、政策等方面多管齊下，加大深層煤層氣勘探開發(fā)力度，積極攻關(guān)與之相適宜的配套技術(shù)，按照一體化全生命周期的思路提產(chǎn)降本，增強(qiáng)深層煤層氣效益開發(fā)的信心，為保障中國天然氣安全高效供應(yīng)提供新動能。

3.2.1 加大資源評價力度，堅定資源信心

盡快開展中國大型含油氣盆地煤層氣資源評價，尤其是1 500～3 000 m深層煤層氣資源分區(qū)分類精細(xì)評價工作，摸清資源分布特征，建立深層煤層氣資源—儲量序列，同時加強(qiáng)礦權(quán)評價與管理，建議煤炭開采區(qū)和規(guī)劃區(qū)的煤層氣礦權(quán)由省級部門管理，深層煤層氣礦權(quán)由自然資源部統(tǒng)一管理。

3.2.2 加大技術(shù)攻關(guān)探索，突破效益開發(fā)瓶頸

目前，延川南、大寧—吉縣等地區(qū)深層煤層氣開發(fā)技術(shù)探索取得較好效果，產(chǎn)業(yè)化發(fā)展見到曙光，能否實現(xiàn)規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)，還需進(jìn)一步強(qiáng)化組織實施和協(xié)同攻關(guān)，跳出以往煤層氣勘探開發(fā)技術(shù)思維，充分利用大數(shù)據(jù)、人工智能等實現(xiàn)技術(shù)的快速迭代升級，同時走低成本規(guī)?；a(chǎn)業(yè)之路，以提高單井產(chǎn)能為目標(biāo)，通過優(yōu)快鉆井、優(yōu)化壓裂工藝等技術(shù)進(jìn)步，實現(xiàn)增產(chǎn)降本。

3.2.3 加大一體化創(chuàng)新協(xié)同，實現(xiàn)全生命周期管理

積極踐行勘探開發(fā)一體化、地質(zhì)工程一體化和生產(chǎn)管理一體化的工程管理理念，堅持系統(tǒng)思維，創(chuàng)新優(yōu)化各專業(yè)間協(xié)同，實現(xiàn)方案設(shè)計上一體化統(tǒng)籌、組織上市場化運作、生產(chǎn)運行上數(shù)字化管理，實現(xiàn)全生命周期管理，最終達(dá)到提速提效，管理出效益。

3.2.4 加大煤層氣扶持力度，制定合理支持政策

中國煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展離不開國家財稅政策的支持。2016年3月，財政部發(fā)布《關(guān)于“十三五”期間煤層氣（瓦斯）開發(fā)利用補貼標(biāo)準(zhǔn)的通知》，將煤層氣開發(fā)的政府補貼標(biāo)準(zhǔn)從每立方米人民幣0.2元提高到人民幣0.3元；2019年6月，國家發(fā)布關(guān)于《可再生能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》的補充通知（財建〔2019〕298號），專項資金用于支持煤層氣（煤礦瓦斯）、頁巖氣、致密氣等非常規(guī)天然氣開采利用。自2019年起，改定額標(biāo)準(zhǔn)補貼為梯級獎補，同時出臺鼓勵企業(yè)加大投入和引進(jìn)設(shè)備優(yōu)惠等措施，在一定程度上調(diào)動了企業(yè)投資熱情，保持了煤層氣產(chǎn)量的穩(wěn)步增長。由于中國煤層氣勘探開發(fā)初期投入高、生產(chǎn)過程緩慢、地質(zhì)風(fēng)險大、投資回收期長等特點，深層煤層氣開發(fā)更是面臨地質(zhì)條件復(fù)雜、綜合成本高、技術(shù)難度大等挑戰(zhàn)，迫切需要政府針對深層煤層氣領(lǐng)域制定合理的扶持政策，在氣價、稅費、補貼等產(chǎn)業(yè)政策上予以支持，保障中國煤基能源安全生產(chǎn)，優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，助力雙碳目標(biāo)早日實現(xiàn)。

4 結(jié)論

1）中國埋深 1 500 ～ 3 000 m 的深層煤層氣資源豐富，借鑒國內(nèi)外頁巖氣成熟的勘探開發(fā)技術(shù)，充分利用勘探開發(fā)一體化和地質(zhì)工程一體化管理經(jīng)驗，已在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、四川等盆地取得了勘探突破，深層煤層氣將成為中國天然氣增儲上產(chǎn)的戰(zhàn)略接替資源。

2）深層煤層含氣性、滲透性等實驗結(jié)果表明，當(dāng)煤層吸附氣量超過極大值所對應(yīng)的臨界深度帶后游離氣含量逐漸增加，深層煤層氣吸附飽和度達(dá)到100%；當(dāng)埋深超過900 m后，煤儲層滲透率損害率超過80%，需尋找原生結(jié)構(gòu)煤或碎裂結(jié)構(gòu)煤處于正向微構(gòu)造區(qū)加大煤儲層改造強(qiáng)度來提高單井產(chǎn)能。

3）系統(tǒng)梳理了深層煤層氣藏地質(zhì)、氣藏工程和生產(chǎn)管理制度等關(guān)鍵評價參數(shù)，需因地制宜逐步探索出不同地區(qū)適配性勘探開發(fā)技術(shù)體系，加快中國深層煤層氣勘探開發(fā)評價力度。

4）基于中國煤層氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀，深層煤層氣面臨資源未落實、技術(shù)不配套、效益開發(fā)難度大、礦權(quán)管理未理順以及一體化管理理念未形成等多方面問題，為了實現(xiàn)中國深層煤層氣的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)，還需加大資源評價力度、攻關(guān)效益開發(fā)技術(shù)，踐行一體化全生命周期管理理念，積極尋求政府財稅扶持政策等一系列革新措施，積極穩(wěn)妥推動中國深層煤層氣邁上規(guī)模效益開發(fā)之路。