深部煤层气勘探开发进展与研究

李辛子，王运海，姜昭琛，陈贞龙，王立志，吴　群

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京　100083；2.中国石化华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京　210011)



深部煤层气勘探开发进展与研究

李辛子1，王运海2，姜昭琛1，陈贞龙2，王立志2，吴群2

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石化华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京210011)

摘要:我国煤层气资源主要分布于深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利，开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田的勘探，尤其是万宝山构造带延3井组的成功开发是我国深部煤层气开发获得突破的1个典型实例。一般来说，影响深部煤层气开发的因素较复杂，是一个系统工程，通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。延川南煤层气田开发的经验表明，影响深部煤层气井产能的主要因素是受地质条件控制的压裂技术与排采技术，提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测，加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。

关键词:深部；煤层气；勘探；开发；压裂；排采

目前我国及世界主要国家煤层气勘探开发的目的煤层埋深集中在1 000 m以浅，但是，根据煤层气资源埋深分布特征研究表明[1-2]，深部煤层气资源更丰富，约占61.9%以上，具有重要的战略意义。纵观国内外文献，在深部煤层气地质资源和选区评价、煤层气井产能评价、勘探与开发实例等方面的研究均较薄弱，因此，关于深部煤层气资源的研究和开发利用是一个重要的基础前瞻领域。本文根据我国煤层气资源埋深分布特征，沁水、鄂尔多斯和准噶尔等盆地深部煤层气勘探经验，以及鄂尔多斯盆地东缘含气带延川南煤层气田开发实例，总结我国主要深部煤层气地质资源特征及勘探开发经验和理论研究，探讨适应深部煤层气的勘探开发技术。

1我国深部煤层气资源潜力及勘探

1.1我国深部煤层气资源潜力

1.1.1煤层气资源主要分布于深部

全国新一轮煤层气资源评价以煤层埋深2 000 m以浅为评价对象，结果表明我国煤层气地质资源量埋深1 000 m以浅为14.3×1012m3，占38.9%，埋深1 000～2 000 m为22.5×1012m3，占61.1%[1]。对全国3 000 m以浅煤层气资源量的研究发现，煤层埋深1 000～1 500 m资源量约21万亿m3，1 500～3 000 m资源量30万亿m3，分别占总资源量的38.2%和54.5%，而1 000 m以浅的资源量仅占7.3%[2]。根据我国煤层气资源评价方法研究及勘探实践，本文将煤层埋深大于1 000 m视为深部，由此发现我国煤层气资源主要赋存在深部煤层中。

1.1.2部分煤矿井采深已超过1 000 m

不完全统计我国煤矿井开采资料表明，全国约有47个煤矿采深超过1 000 m，其中，山东省的新矿集团孙村煤矿井深1 501 m。除了山东省外，大部分深部煤矿井属于(高)瓦斯矿井。煤矿已经开采深部资源的事实昭示，加快促进深部煤层气资源勘探开发研究具有现实意义。

1.2深部煤层气勘探进展

我国在沁水、鄂尔多斯、滇东黔西、准噶尔等地区开展了深部煤层气勘探试验，积累了一些经验。20世纪90年代，在滇东黔西含气盆地群部署了黔红2井等，煤层埋深超过1 000 m，由于当时按照常规油气井部署、钻探、压裂，且后期排采管理不到位，该井日产气量仅有几十立方米，因试验失败而关井。近年来，深部煤层气勘探获得了局部突破，部分煤层气井获得了较好地单井产量[3]，例如沁水盆地郑庄区块郑60井3号煤深1 337 m，日产气2 336 m3；鄂尔多斯盆地三交北某井5号煤深2 036 m，试气点火，套压3.4 MPa，瞬时产量达1.84×104m3/d；延川南延17井煤层埋深1 497～1 503 m，最高日产气达3 600 m3，不过递减较快，下降到500 m3/d以下，难以稳产。

1.2.1沁水盆地

沁水盆地晋城地区浅部煤层气获得了商业性开发，但是北部勘探却屡受挫折。例如，和顺地区在500～800 m部署了7口探井及1个15口井的井组试验，均告失败。分析其原因，在地质方面，主要受浅部陷落柱和断层发育影响有关。陷落柱导致地层塌落，丧失封盖能力，储层压力锐减，煤层气解吸扩散，含气量及含气饱和度低。据地方煤矿报告，该区浅部1 km2最多可发现10余个陷落柱。

另一方面，H6井煤层中深1 175 m，最高日产气达到1 519 m3/d。该井的突破改变了对深部煤层气勘探的认识，即对于该区地质条件而言，深部煤层陷落柱不发育，煤层厚度、含气量、压力、含气饱和度均大于浅部，富集程度好于浅部。鉴于此认识，在1 100～1 300 m的H6井区部署了井组试验，有5口井日产气量超过了1 000 m3/d，表明该区深部的富集条件比浅部有利。但是该井组80%以上的井平均产量为102 m3/d，产气曲线大多呈现明显的单驼峰特征，分析其原因表明，除了深部地质因素外，还与工程工艺及后期排采工作制度密切相关。例如H6井被邻井压裂施工压窜导致产量锐减；而更多的井呈现单驼峰特征的原因是早期排采过快，主要解吸井筒附近气体，引起应力敏感，同时由于压裂效果偏差，裂缝易于闭合，气源供给不足所致。

1.2.2鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地东缘是我国煤层气勘探开发的重要含气带。河东煤田由于浅部煤炭开采影响，促使煤层气向深部领域勘探，乡宁以西的煤田即属于这类例子。该区构造上位于晋西扰褶带南端，渭北隆起和陕北斜坡过渡地区，以小断层为主，逆断层多，正断层少，具有早期挤压晚期拉张构造特征，按构造属性划分为谭坪构造带和万宝山构造带。主力煤层为山西组2号煤层，厚度一般3.5～5.5 m，煤层埋深在谭坪构造带为800～1 000 m，少数井600～800 m；万宝山构造带为1 000～1 600 m，产建区平均为1 279 m。

对比延川南2个构造带煤层气地质条件的差异表明，万宝山构造带埋深虽然大于谭坪构造带，但是万宝山构造带的地质条件却优于谭坪构造带，尤其是深部煤层在含气量、含气饱和度、储层压力、临界解吸压力及保存条件等关键地质条件比浅部煤层好；勘探实践也表明，万宝山构造带的排采效果较好。这种认识对于煤层气勘探开发思路的转变起了重要作用，同时，也对我国普遍存在煤层储层压力低、含气饱和度低等开发难题有启发意义。

1.2.3准噶尔盆地及周缘

准噶尔盆地及其周缘侏罗系八道湾组和西山窑组煤层发育，煤阶热演化程度低，随着埋深增加出现褐煤-肥煤等，属于中低阶煤。煤层气除了吸附气外，游离气亦占一定比例。褐煤的孔隙以中孔、大孔为主，因此，褐煤中的游离气含量可以达到总含气量的22%～50%，这些游离气在煤层气资源评价中不应被忽略[4]。根据中低煤阶煤层气地质特征，勘探思路应有所改变，即应加强保存条件的研究。通常，相比浅部煤层，深部煤层的保存条件要好些。准噶尔盆地彩504井在2 567～2 583 m射开煤层井段，日产气最高达到6 500～7 300 m3。尽管煤层埋藏深，但局部构造高部位断层活动使煤层次生裂隙发育，渗透性好，煤层变储层，游离气与吸附气共生、互动、共储[2]。

总结新疆煤层气勘探经验，认为应该注意4方面的内容。第1方面，天山前陆冲断带对煤层的破坏作用。天山北缘发育3排断层、地层产状陡峭，从区域构造分析，把煤层气资源分割成3个带状单元。第2方面，水的分带性与甲烷菌生长的关系。次生生物成因气是中低煤阶煤层气富集的重要特征，由于该区断层分布特征决定了水的分带性和甲烷菌生长的分带性，从而推测该区煤层气富集具有分带性特征。第3方面，顶底板岩性封盖能力。这对于陆相聚煤环境的煤层气保存来说，至关重要。第4方面，由于浅部煤炭自燃，煤层发生二氧化碳置换甲烷作用，导致该区风化带深度加深。根据米泉地区20余口井的统计资料，800 m以浅的甲烷含量一般为40%～80%，所以，该区的风化带可能达到了800 m以深。综上所述，新疆等侏罗系中低煤阶煤层气发展方向重点应在于深部。

2影响深部煤层气开发的因素

影响深部煤层气开发的因素较复杂，是一个系统工程。根据延川南煤层气田开发的初步经验可以将影响煤层气开发的因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。

2.1资源地质条件

区域地质条件决定了煤层气形成的规模，而地质储量是煤层气开发井产能的基础，一般而言，储量越丰富，资源丰度越高，产能的保障程度越高。

2.1.1区域地质

(1)煤层埋深及煤相变化。

统计表明，万宝山煤层埋深P90为1 114.6 m，P50为1 272.3 m，P10为1 452.4 m；谭坪煤层埋深P90为767.9 m，P50为880.4 m，P10为1 009.4 m，万宝山构造带比谭坪构造带煤层埋深平均大391.9 m。埋深变浅，煤层卸压解吸，含气量有所降低。谭坪东部-王家岭矿区煤层埋深较浅地区含气量较低即与此有关。

延川南产建区煤相变化和顶底板条件方面2个构造带差异不太大。

(2)构造及地应力。

构造部位对煤层气早期产量有影响。局部高点形成低应力、相对高渗区。早期延川南探井往往部署在构造高部位，这些井通常只需较短排采时间即可见到排采效果。断裂对局部煤层气井产量具有控制作用。一方面，断裂发育会破坏地质体的连续性，断裂带内煤体结构变差，保存条件变差；另一方面，断裂的存在对压裂施工改造不利，压裂可能激活断裂形成导水通道。一般来说，万宝山构造带破裂压力小于12 MPa即存在遇到隐伏断裂的风险。

地应力对煤层气的渗透率和压裂缝的发展有重要影响。鄂尔多斯盆地东缘含气带及沁水盆地第四纪处于汾渭地堑活动时期，为张性应力体制控制，对渗透率的改善有利。延川南现今地应力分析表明，主应力优势方位为北西-南东110°左右，但是，不同井区的地应力不同，Y3,Y6和Y10井变化较大，这对井网部署来说，需要根据地应力方向优化调整部署，压裂施工也应据此做出调整。

(3)水文地质。

延川南煤层气田2号煤层水质平面分布具有“东西分块、南北成带”的特征，总矿化度整体呈西高东低的趋势(图1)。谭坪构造带属于弱径流区，水型为NaHCO3型，水流自斜坡周边向中央缓慢渗流；万宝山构造带以高压封闭滞留区为主，水型为CaCl2型。在工区中北部西掌断裂带内属于垂直渗流区，水体沿断裂系统垂向缓慢流动。水文地质条件对煤层气保存条件造成了影响，从而在不同构造带煤层气井产能上有了体现。

图1　延川南2号煤层水矿化度及pH值分布剖面Fig.1　Cross section of salinity and pH value of No.2 coal seam in Yanchuannan CBM field

2.1.2地质储量

(1)煤层厚度。

煤层厚度是煤层气储量的关键参数之一，也是地层系数的关键参数，因此，煤层厚度对煤层气产能有影响。万宝山构造带2号煤层厚度P90为3.6 m，P50为4.3 m，P10为5.1 m；谭坪构造带P90为4.2 m，P50为5.0 m，P10为6.1 m，谭坪煤层厚度比万宝山厚0.7 m左右。但在万宝山构造带Y3井组和谭坪构造带Y1井组的2号煤层净厚度对比表明，Y3井组的煤层净厚度比Y1井组厚0.36 m，这表明Y3井组聚煤环境较有利，位于万宝山构造带的厚度甜点区(图2)。

图2　Y3井组和Y1井组2号煤层净厚度(单位：m)Fig.2　Scheme of net No.2 coal seam thickness in Yanchuannan CBM field注:图示方格代表井位，一个小方格代表300 m×350 m(Y1小井组除外)的井距，颜色代表煤厚分类

(2)含气量。

万宝山构造带含气量P90为10.9 m3/t，P50为15 m3/t，P10为20.6 m3/t；谭坪构造带含气量P90为6.7 m3/t，P50为11.2 m3/t，P10为14.3 m3/t。万宝山构造带的含气性比谭坪有利。根据体积法可以计算不同井组的2号煤层的煤层气井控储量，2个井组相比，Y3井组的单井井控地质储量大于Y1井组，这表明，Y3井组对产能贡献的储量基础比Y1井组有利。

2.2开发技术条件

我国中高阶煤渗透率通常小于1×10-15m2，低阶煤小于3×10-15m2，根据Palmer[5]的描述，对比国内外煤层渗透率特征，我国多以致密煤为主，煤层气赋存及“解吸-扩散-渗流”平衡机理复杂，开发技术对单井产量影响较大[6-10]。相对于资源地质条件而言，影响开发技术的条件可以划分为气藏工程、工程工艺和排采管理等3项。

2.2.1气藏工程

(1)渗透率。

万宝山构造带煤层渗透率P90为0.2×10-15m2，P50为0.3×10-15m2，P10为0.4×10-15m2；谭坪构造带煤层渗透率P90为0.4×10-15m2，P50为0.45×10-15m2，P10为0.5×10-15m2，谭坪煤层渗透率略高万宝山，这可能与谭坪煤层埋深浅及煤阶为焦煤-贫煤有关。

(2)压力系统变化。

延川南区块中部的白鹤-中垛断裂带对压力系统造成了显著影响，从而影响了不同构造带的产能。万宝山构造带煤储层压力值Y3,Y6等井为9.3 ～10.0 MPa，压力梯度0.6～0.9 MPa/100 m，为欠压-正常压力；谭坪构造带Y1,Y2等井储层压力值3.6 ～4.5 MPa，压力梯度0.31～0.52 MPa/100 m，为欠压，2个构造单元显示出不同的压力系统。

谭坪构造带煤层解吸压力P90为2.1 MPa，P50为3 MPa，P10为4.3 MPa；万宝山构造带煤层解吸压力P90为4 MPa，P50为6.1 MPa，P10为9.4 MPa，表现出较高的解吸压力(图3)。深部煤层解吸空间较大，有利于煤层气井最终产能的提高。

图3　延川南2号煤层气井解吸压力等值线Fig.3　Isopach of No.2 coalbed methane desorption pressure in Yanchuannan field

(3)井组数模产能。

井组数模能提供煤层气井组的稳产期、递减规律、井网井距、井间干扰等基本参数，而这些参数对煤层气井产能有较大影响，因此，需要详细研究。通过CMG软件分析，发现万宝山构造带单井产能明显高于谭坪构造带。

2.2.2工程工艺技术

(1)钻井。

井斜。延川南大量使用丛式井，但是丛式井的井斜对产能有一定影响。井的斜度加大后不利于裂缝在缝口的连接，增大了多裂缝形成的可能性；即使最终连接，各裂缝在连接之前呈现网状结构，流量在各裂缝之间分流，减小了裂缝宽度，增大了流动阻力和加砂施工的难度，井的斜度增大会增加压裂施工的困难。

水平井。一般认为，水平井在煤层中解吸面积增大，渗流通道长，是提高煤层气产能的技术之一。延川南区块共计完成10口水平井，其中7口U型井，3口V型井，均实施了多段压裂增产措施，一般在2 a后产量可达2 000～6 000 m3/d。

(2)压裂。

统计表明，谭坪构造带破裂压力P90为17.0 MPa，P50为26.7 MPa，P10为41.9 MPa；万宝山构造带破裂压力P90为18.6 MPa，P50为30.1 MPa，P10为48.8 MPa，深部煤层的破裂压力明显高于浅部，尤其是Y23井区破裂压力分布为45～58 MPa。异常高压的存在导致压裂缝扩展困难，有效半缝长短，供气面积有限，煤层气不能稳产。另一方面，煤层气井压裂施工没有控制好，容易把邻井压窜，产能因此受影响，例如Y16井即受到邻井压窜的影响。

由于煤层双重孔隙结构及体积压裂增产改造技术局限，导致有效支撑缝范围有限，影响有效解吸区，制约单井产量，特别是影响峰值产量和稳产期。因此，提高压裂液的携砂能力，改善支撑剂的性能，优化压裂施工程序将有利于提高裂缝的导流能力和稳定性，并影响提高煤层气井的产能。

2.2.3排采管理

万宝山排采井从投产到首次见气天数P50值为198 d，谭坪则为183 d；万宝山排采井从见气到首次1 000 m3天数P50值为342 d，谭坪则为270 d。万宝山构造带从投产到见气井底流压要下降3.5 MPa，谭坪则只需下降2.5 MPa；从见气到首次产气1 000 m3万宝山构造带井底流压要下降1.8 MPa，谭坪则只需下降0.8 MPa。对比发现，深部煤层气井达产期长，所损失的井底流压亦要大于浅部。

延川南排采经验还表明，排采管理的关键在于调控好煤层气井的解吸-扩散-渗流平衡，而最大程度的实现稳产则需要煤层气井连续、稳定、长期、缓慢的排采。

3讨论

3.1深部煤层气产能综合评价

3.1.1影响煤层气产能因素评价体系

总结深部煤层气勘探开发经验[11-18]发现，资源地质条件是影响煤层气产能的基础条件，开采技术是实现产能的必要条件，基于层次分析法的研究认为这两大类条件宜视作同等重要(表1)。表中的参数赋值是根据各个参数的重要性两两比较后确定的，一般而言，赋值大的参数对产能的影响较大，这些因素包括构造、含气量、渗透率、压力系统变化、压裂改造效果及排采等。对于不同的单井、井组或产建区，影响产能的主控因素可能不同，需要具体分析及开展不同影响因素之间的综合研究。

表1　影响煤层气产能因素分类

3.1.2影响延川南井组产能的因素

与常规气井相比，煤层气井产能受井间干扰效应的影响明显[8]，因此，通常分析煤层气产能时需要开展井组研究。

影响延川南井组煤层气产能的因素可以概括为三大类。Ⅰ类是地质与压裂综合因素所致，其原因是地质构造上存在隐伏断裂，压裂施工压开断裂沟通含水层，压裂效果未达到预期目的；这类井表现为构造解释上邻近断层、压裂施工破裂压力异常低、排采水的矿化度明显低于临区、气液比低。Ⅱ类是排采不当，故障频发，修井不及时，导致排采连续性破坏，引起应力敏感，出现煤粉/砂堵、水锁、气锁，造成储层不可逆伤害，影响气井预定产能的实现。Ⅲ类是地质条件或开发技术的单因素引起的，比如煤层厚度、含气量、渗透率、固井质量、压裂工艺等，这反映了煤层气开发的强非均质性和复杂性。

以万宝山构造带Y3井组为例，井组内总矿化度低的井主要位于井组东北部Y6-4-18井区，综合井组总矿化度、区域断裂分布、压裂和排采效果分析，该井区发育北东向隐伏断裂，压裂沟通外来含水层，导致井区产能低(图4)。研究发现，Y3井组Y6-4-18井区及Y1井组Y1-22-12井区存在地质与压裂主控的影响产能的Ⅰ类因素，而Ⅱ类在产建区不同程度地存在，这2类是延川南煤层气井低产的主要因素。

图4　延川南Y3井组煤层气产能综合分析Fig.4　Comprehensive analysis chart of Y3 CBM well group in Yanchuannan field

3.2煤层气开发经济效益

以南华北盆地柴1井经济评价研究发现，经济效益差是制约深部煤层气规模开发的一个重要原因。柴1井主力煤层井深1 989.1～1 999.8 m，单层煤厚10.7 m，含气量11.18～21.94 m3/t，兰氏体积为31.35 m3/t，兰氏压力为4 MPa。设定渗透率0.02×10-15,0.05×10-15,0.4×10-15和0.4×10-15m2四种情形，评价期15 a，每年生产330 d，含税气价1 560元/1 000 m3，商品率97%，补贴200元/1 000 m3，采用现金流量法进行经济性分析。结果表明，煤层气产量、天然气价格和建设投资的变化对财务内部收益率的影响程度最大，经营成本的变化对财务内部收益率等指标的影响程度相对较小。反算税后内部收益率(IRR)达到12%时即达到盈亏平衡所需要的天然气价格按照假设渗透率情形分别需要气价5 598,3 818,2 619和1 678元/1 000 m3。

对于研究提高煤层气开发经济评价的因素，除了优选高渗富集区，提高工程工艺技术，优化目标层位(煤系地层立体勘探)外，还需要研究适当的国家财政补贴政策，探讨税后内部收益率(IRR)从12%降低为8%～10%的可行性，考虑煤系地层多种资源综合开发利用的模式。

3.3利用煤炭地下气化技术开发煤层气

现今煤层气增产技术包括压裂技术、水平井钻井技术、洞穴完井技术、注CO2驱气技术等。其中，水力压裂技术在我国广泛使用，但它亦有局限性，包括产生单方向压缩使自然裂缝闭合或形成复杂随机的裂缝形态、向煤层注入液体可能伤害产层、易于形成煤粉和砂堵塞(人造构造煤)、受断层和高渗透层等地质非均一性的影响产生高漏失等，所以，压裂技术还需要进一步改进研究。

煤炭地下气化技术是一个有别于压裂技术的前瞻性课题。该技术在煤层气增产技术中可以将洞穴完井提高渗透率、增温解吸、CO2置换CH4等原理以及水平井钻井技术综合利用，形成1个集成增产开发技术[19]。初步研究表明，受控注入点后退气化工艺(CRIP)适用于大深度煤层和特厚煤层[20]。气化大深度(1 000 m以深)煤层时，一个产气孔可连接1组垂直注入孔，煤气可通过已烧过的空穴流动，解决了在高的岩层压力下保持通道的问题。该种技术在深部煤层气开发中应用的一个有利条件是深部煤储层压力较大，这样可以在适当降低气化炉气体压力而有维持该压力大于浅部压力，使得气化在相对高压下进行，待气化进行到煤层气增产的各项效应发挥作用时，便可以停止气化增产作业，开始生产煤层气了。

4结论

(1)我国煤层气资源主要赋存在深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力、临界解吸压力及保存条件等关键参数方面较浅部有利，开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。

(2)影响深部煤层气开发的因素较复杂，是一个系统工程，通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。

(3)延川南煤层气井低产的主要因素是地质与压裂主控的Ⅰ类因素，及排采不当引起产量降低的Ⅱ类因素。延川南煤层气产建区提高产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测，加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。

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Progress and study on exploration and production for deep coalbed methane

LI Xin-zi1，WANG Yun-hai2，JIANG Zhao-chen1，CHEN Zhen-long2，WANG Li-zhi2，WU Qun2

(1.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,ChinaPetrochemicalCorporation,Beijing100083,China;2.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,EastBranch,ChinaPetrochemicalCorporation,Nanjing210011,China)

Abstract:According to the results of China’s new round of CBM resource evaluation in 2006,coalbed methane (CBM) resources were mainly concentrated in the deep seams (coal seam depth in 1 000-2 000 m),but studies related to deep CBM theory were limited,and exploration operations were rare.In this paper,based on the main distribution of coalbed methane resources in the deep coal seams in China,the current deep coal seam mining and CBM exploration wells in Erdos basin and Junggar basin indicate that the exploration and development of deep CBM shows some potential,although the appraisal wells of commercial value occur only in a few pilot areas.By comparing different coal seam depth studies in Yanchuannan block in Erdos basin,it could be concluded that the key parameters such as the gas content,gas saturation,reservoir pressure and critical desorption pressure of deep coal seams were commonly higher than in shallow coal seams.In general,it was a complex system engineering to evaluate the factors of deep CBM production,which generally include resource geology and development technology.Geological conditions of deep CBM were more complicated than those of shallow CBM,which resulted in that the development technology applied in these area was difficult.According to the experience of exploration and production in Yanchuannan pilot CBM project,it was fracturing technique adapted for deep geological condition and draining technology that responsible for favorable well production.Based on this study,it is proposed that the improved well production way of deep CBM is to do the evaluation and prediction of sweet point,to study the fracturing technology and to manage drainage working system.

Key words:deep coal seam;coalbed methane;exploration;production;fracturing technique;draining technology

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0024-08

作者简介:李辛子(1972—)，男，广东兴宁人，高级工程师，硕士。E-mail:lixinzi@pku.org.cn

收稿日期:2015-09-16修回日期:2015-11-25责任编辑:许书阁

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