摘要：四川省1500m以浅煤层气资源量达3480×108m3，地面勘探起步早，基础研究较多。根据四川省实际开展煤层气工作的现状，将其煤层气勘探开发工作划分为理论探索、参数井施工、综合研究、勘探、经济评价等5个阶段，总结了每个阶段取得的成果和经验，梳理了四川省煤层气工作程序；总结了四川省煤层气勘探工作的进展，分析了四川省含煤地区煤层气的有利、不利因素以及四川省煤层气勘探、开发工作中存在的问题。最后，从政策保障、技术、煤层气产业三个方面提出了四川省煤层气勘探、开发工作的建议。
关键词：四川省；煤层气；勘探开发；阶段划分进展；参数井；工艺技术
全国煤层气开发形势如火如荼，尤其在山西沁水盆地、辽宁阜新盆地、鄂尔多斯盆地东缘取得了成功，在理论上总结了各种成藏规律，建立了储层模型，试验了各种完井方式(直井、定向井、洞穴完井、多分支水平井等)，探讨了各种压裂模式，到2008年底中国形成了地面抽采20×108m3/a的产能，井下达43×108m3/a的产能。目前，我国正在稳步推进煤层气的抽采试验、规模化抽采到商业化开采。
四川省1500m以浅煤层气资源量达3480×108m3，地面勘探起步早，基础研究较多，参数井施工少，未作煤层气生产试验井。因此，四川省煤层气勘探开发具有较大的发展空间。
1 四川省煤层气勘探开发的技术进展
1.1 四川省煤层气勘探开发阶段的划分
根据四川省实际开展煤层气工作的现状，可将四川省煤层气工作划分为以下几个阶段。
1.1.1第一阶段——理论探索阶段(1988～1996年)
四川省煤层气研究工作始于20世纪80年代中后期，1988年完成《四川盆地浅层气资源评价与预测(附煤层甲烷)报告》、1990年完成《地面钻孔抽放煤层气的调研报告》，1996年完成《四川省煤层气资源评价》，为后来四川省的煤层气工作奠定了基础。
1.1.2第二阶段——参数井施工阶段(1996～1997年)
1996年在四川省煤层气资源评价的基础上，配合全国煤层气的选区试验，在重庆市松藻矿区完成了参数井的施工，并开展了射孔、压裂和排采施工。鉴于当时的认识、理论水平和开采技术等状况，未获得实质性的突破。
1.1.3第三阶段——区域评价、靶区选择、综合研究阶段(2001～2007年)
2001年以来陆续开展了《四川省煤层气开发利用研究》、《川南煤田古蔺县煤层气资源评价》、《四川省川南煤田古叙矿区和筠连矿区煤层气参数井靶区选择研究》、《川南煤田古叙矿区石屏-大村矿段煤层气储层研究与评价》等课题研究，掌握了四川省煤层气赋存特征、资源状况，为勘探选层、选址提供了依据。
1.1.4第四阶段——勘探阶段(2003～2009年)
在本阶段先后开展了参数井、实验井施工。
参数井施工：2003、2004、2007～2009年先后在川南煤田古叙矿区石屏井田、岔角滩井田、大村矿段施工了4口参数井(其中2口转为生产试验井)。
生产试验井施工：2007～2009年施工了3口煤层气生产试验井，现已固井。
参数井的施工开创了四川省煤层气地面钻探(CBM)的先河，实施了压力测试、综合测井、采样与化试验等工作。
1) 形成了一套适于四川山地煤层气勘探的钻探工艺：初步实施了三开井身结构，在处理涌漏水和井下复杂情况等方面优于二开井身结构。
2) 培养了一支通晓煤田地质、油气地质、煤层气工程施工的专业技术队伍。
3) 梳理出了四川省煤层气的工作程序：①充分分析消化了以往煤层气(瓦斯)工作的成果，通过选区评价优选出了4个靶区[1]；②在靶区实施参数井施工，通过测试评价是否适于煤层气的地面抽采(CBM)技术；③分析、综合研究煤层气储层的特征，提出了“煤层气层组的观点”[1～2]，采用了较先进的“多层次模糊数学方法”[3]，进行了综合评价；④对四川省古蔺县大村-石屏煤区的勘探开发前景进行了深入论证，对煤层气富集区进行了优选，初步探讨了四川省煤储层改造的途径。
1.1.5第五阶段——经济评价阶段(2009年至今)
在即将开始的试验井排采中，根据产气量的大小和相关理论模型初步对煤层气投资勘探开发的经济效益进行评估。
1.2 勘探进展
初步查清了四川煤储层的特点。四川省煤炭资源主要分布在二叠系龙潭组、宣威组，三叠系须家河组等层位，二叠系煤变质程度高，为无烟煤Ⅲ号。
通过对5口参数井相关技术指标的分析研究认为，随着煤层(绳索)取心技术、煤层气测试、开发技术的进步，主要评价参数显示四川省川南地区煤层气有进一步开展试验工作的基本条件且资源量有望增加，增添了坚持煤层气勘探开发的信心。加上煤层气勘探开发的有利政策以及成熟技术的支撑，实现四川 CBM的突破前景较为乐观。
1.2.1取得了较多的理论成果和阶段性的勘探成果
1) 选区正确：根据文献[4]确定了四川煤层气勘探的4个靶区，先后在石屏、岔角滩施工了2口参数井，初步建立了四川省煤层气可采性综合分析评价体系；2007年再次在古蔺县大村地区启动煤层气参数井施工和试验井工程，取得了较多的新认识和较好的勘探成果[1～2]，另一个靶区鲁班山在井下瓦斯抽采上取得成功。
2) 古叙矿区主要储层参数有利于煤层气的地面抽采。
3) 基础工作扎实，为后续射孔选段、压裂排采奠定了良好的基础。
4) 总结了四川煤层气的钻探技术经验。
1.2.2有利因素
靶区煤层层数多，煤层间距近，全煤系地层中煤层总厚度11～12m，含煤系数15%以上，主要集中在上二叠统龙潭组中下部；各煤层气含量高(20～23m3/t煤)，含气饱和度高(大于90%)；煤层的节理裂隙发育，煤层以原生结构为主。
1.2.3不利因素
四川盆地含煤地区构造复杂，小断层、小褶曲、层间滑脱构造发育；地层倾角大，地应力大；煤层厚度薄，渗透率低；地层温度低等因素对煤层气的开发影响较大。
1.3 公开成果
在基础研究和参数井施工、试验井工程等方面，截止到2009年6月，在《中国矿业》、《钻采工艺》、《中国煤田地质》、《四川地质学报》等期刊上陆续发表了关于四川省煤层气方面文章14篇。主要从四川省的煤层气资源状况[4～8]、选区情况[3～4]、钻探施工[9～10]、目的煤层研究[1～2]和如何开展四川省的煤层气勘探开发[6，11～13]等方面，从不同角度阐述了四川煤层气的开发前景、方向和做好煤层气的具体措施建议，为决策提供了较多有价值的信息。
2 存在问题
2.1 如何开展四川省煤储层的改造
根据煤储层的特点如何选择压裂措施与工艺，需要储层模型的建立作为基础。
2.2 四川盆地地质构造复杂，多期构造叠加对煤储层的影响机理研究程度低
通过现今构造，还原各成煤时期的构造格架，在成煤环境、成烃过程、保存条件等方面的研究程度亟待深化。
2.3 如何解决四川省煤层气的开采技术难题
如煤层埋藏较深，地应力大，煤层薄，倾角大，渗透率低，解吸压力低，地表地形变化大等“薄、斜、密”的问题。
3 今后工作的建议
煤层气的勘探开发是一个资金密集、技术复杂、探索性、开创性极强的系统工程，又是一个前景广阔的朝阳产业。因此四川省的煤层气勘探开发工作应遵照“基础资料翔实、测试手段先进，参数齐全合理，储层模型适用、针对性强，措施方案有效”的总原则。从政策保障、技术、产业层面提出以下建议：
3.1 政策保障层面
国务院办公厅[2006]47号文、国土资源部[2007]96号文等系列文件的出台，为煤层气开发提供了完备的政策支撑。尤其《四川省煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》的出台是我省煤层气工作政策制定的指导方针和重要依据，需进一步完善细则和落实。
3.2 技术层面
3.2.1基础研究要加强
结合四川省煤储层变质程度高、渗透率低、地应力高等现状，通过理论研究总结出我省煤层气的“三史”特征和成藏机制，建立煤储层模型，开展压裂模拟设计和产能预测，是实现四川省煤层气地面开采突破的基础。
3.2.2制订优化方案
在地质方案完备、钻探工艺成熟、压裂工艺措施针对性强和精细的试采作业等情况下，将为煤层气的地面开发提供保障。
3.2.3重点研究煤储层的改造技术
四川省煤层气的储层特征给储层的改造带来了较大难度，因此要加强储层改造的研究，针对每口井具体情况制订科学有效的方案，不可套用简单或统一的模式。
3.2.4加快煤层气钻探新工艺在四川省的论证和试验
水平井、多分支井等钻探新技术是否适合四川省煤层气的开发，要加快论证和试验。
3.2.5重新计算四川省煤层气资源量
根据煤层气工作的进展，结合煤炭资源勘探的深入，采用新的评价方法重新计算煤层气资源量。
3.2.6引进二/三维地震勘探技术，深化煤储层空间展布形态和特征的研究
3.3 煤层气产业层面
3.3.1投资途径的多元化
国家、省级财政及企业资金和煤层气产业投资规模大、风险大、投资回收期长相比，缺口很大。随着煤层气专营权的适度放开，为投资开辟了更多的途径；《京都议定书》和国家节能减排政策的实施，要求煤层气相关企业积极开展CDM等项目。
3.3.2实施一批煤层气参数井和生产试验井
在四川省主要含煤地区依据相关资料选择有利地区实施一批参数井和生产试验井，为实现四川省 “十一五”煤层气规划和我省煤层气产业化打好基础。
3.3.3坚持煤层气开发(CBM)与矿井瓦斯开发(CMM)同步推进，从而实现煤与煤层气一体化共采
目前四川省矿井瓦斯的利用主要在广能、达竹集团、鲁班山南北矿及四川省已建抽采系统的矿井，上述地区已有完善的瓦斯发电系统，辅以适当增容扩建，可以实现地面煤层气与矿井瓦斯的并网发电与输送，安全将会得到极大改善，煤炭产量也会提高。
参加该项工作的还有严新建等同志，在成文过程中得到相关领导、专家的帮助支持，谨向他们表示感谢。
参考文献
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(本文作者：尹中山1，2 徐锡惠2 李茂竹2 魏文金2 1.成都理工大学地球科学学院；2.四川省煤田地质局)
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