中国煤与煤层气共采理论技术现状及发展趋势

张千贵 李权山 范翔宇 刘 超 葛兆龙 蒋志刚彭小龙 李相臣 朱苏阳 赵世林 赵鹏斐 陈昱霏

1. 西南石油大学石油与天然气工程学院 2.“ 油气藏地质与开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3. 西南石油大学地球科学与技术学院 4.“ 深部岩土力学与地下工程”国家重点实验室·中国矿业大学5.“ 煤矿灾害动力学与控制”国家重点实验室·重庆大学 6. 四川川煤华荣能源有限责任公司技术中心

0 引言

中国是世界上少数以煤炭作为主要能源的国家，并且煤层普遍瓦斯（煤层气）含量高且渗透率低，导致煤炭开采前煤层气难以排出，在煤炭开采的数十年中瓦斯安全事故不断。此外，煤矿生产过程中抽出的绝大部分煤层气浓度小于30%，明显低于煤层气使用的国家标准，当前不少煤矿仍采取直接排空处理，导致每年煤炭开采作业中排放200多亿立方米煤层气到大气中，对大气造成的污染是CO2的数十倍之多。目前，在国家大力推进生态文明建设的背景下[1]，快速发展清洁的煤层气资源来代替对国民生命安全与自然环境影响恶劣的煤炭能源的需求变得越来越迫切。中国煤层气可采资源居世界第3位，达到10×1012m3左右。煤层气平均年产量在“十一五”“十二五”和“十三五”期间分别为7×108m3、16×108m3和 48×108m3[2]，初步突显了中国煤层气资源开发的潜力。但是煤矿区煤层气的抽采效率和利用率依旧很低，地层中煤层气残余量较大。因此，确保煤矿生产安全以稳定中国经济快速发展的能源需求，加大煤矿区煤层气抽采技术开发力度，增加煤层气产量，对于加快中国生态文明健康发展、促进“碳达峰”和“碳中和”目标实现进程均具有重要意义。

经过十数年在高含气储层煤与煤层气共采理论技术的发展，虽然已初步形成较为全面的技术成果，但中国煤层地质环境条件复杂，现有理论技术仍不能支撑煤与煤层气安全高效共采。为此，笔者分析了中国煤层气开发模式与资源产量、煤与煤层气共采理论与技术现状，总结了当前煤与煤层气共采形势与理论技术发展趋势，并提出了推进煤与煤层气共采产业化发展的建议。

1 生态文明建设下中国能源发展形势

21世纪开始，世界上掀起了对非常规油气资源的革命，以此来促进各自国家的能源结构转型[3]。2016年，《巴黎协定》正式生效标志着全球进入绿色、低碳发展的新阶段，加快了每个国家的能源结构向清洁型能源转型的进程。“转型加快、增速趋缓、创新活跃”也成为当今世界能源发展的新趋势[4]。为此，国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布，中国力争在2030年和2060年前分别实现“碳达峰”和“碳中和”目标。但是，中国基于“富煤、贫油、少气”的能源储量特点，形成了以煤为主的能源结构，对煤炭的需求比将长期处于能源总消费量的50%以上[5-6]。并且，由于中国正处于高速发展阶段，对能源的需求日益加重。如若不加快对清洁能源的大力开发，煤炭的需求量势必更进一步增大。与此同时，煤炭生产过程中，煤矿安全问题仍未能得到有效遏制。这些问题已成为中国生态文明健康发展的重要阻碍。

虽然，目前光伏、风能、核能等新兴能源发展迅速，但是还远远不能满足中国能源需求，化石能源在未来几十年里依旧占据着不可替代的地位。天然气作为化石燃料中唯一的清洁能源，且开采潜力和利用前景极大，可以预见天然气是可以逐步替代煤炭能源在中国能源消费结构中地位的重要资源。然而，相关数据显示，中国将会在2035年、2050年对天然气的需求量分别达到 6 000×108m3、6 700×108m3左右，但是与之对应的天然气产量分别只有大约3 000×108m3和 3 500×108m3，对外依存度将高达 50% ～ 55%。因此，各类天然气资源的大力开发，尤其是储量丰富但仍未实现革命性产业开发的煤层气资源，已然成为中国能源结构转型战略发展的重要方向。相应勘探开发技术的革新必然需要走在产业革命的前列，以助推中国能源结构顺利转型。

2 煤层气开发模式与资源产量

2.1 煤层气开发模式

从20世纪90年代开始陆续在各地煤田开展煤层气的勘探开发工作，2005年煤层气地面井开发量仅为 3.0×107m3，到 2010 年就已经达到 15×108m3。在此之后，煤层气产量逐年增加，截至2020年底，地面井开发煤层气产量约为57.57×108m3，并且可实现煤层气抽采利用率达90%以上。然而，煤炭行业每年排放到大气中的甲烷大约440×108m3[7]，其中可以利用而没有利用的大约260×108m3，煤矿井下抽采率仅约40%，大部分煤层气在煤炭生产过程中直接排空，导致煤层气整体利用率一直低于50%[8]。房超等[9]将煤层气开发分为两种模式：煤矿区井下抽采和非煤矿区煤层气地面井开发。张遂安等[10-12]结合煤矿区井下与地面井煤层气开发的优点，先后提出了“三区联动立体抽采煤层气”模式来进行煤与煤层气的协调开发。在高度依赖煤炭能源的中国，采煤采气协调发展，是确保能源结构平稳转型及构建和谐生态文明的必然选择。历经数十年的技术攻关与生产实践，煤矿瓦斯灾害得到有效缓解，且煤炭消费占比也在平稳降低。根据国家发展和改革委员会统计数据，2005年全国煤矿安全事故死亡5 938人，煤炭消费占比68.9%。与之相比，2020年全国煤矿事故死亡人数下降了98.6%，煤炭消费占比降低了17.56%，煤矿区煤层气抽采利用量达到136×108m3，是2005年的22倍。这些数据更加证实了煤与煤层气共采这一理念的正确性。

2.2 煤层气资源产量

中国含煤层气盆地（群）主要分布在华北地区、西北地区、华南地区和东北地区。目前，已探明全国共有42个含煤层气盆地（群），其中包括9个大型含煤层气盆地（群）、16个中型含煤层气盆地（群）、6个中小型含煤层气盆地（群）、11个小型含煤层气盆地（群）。中国煤层气主要赋存盆地（群）资源量情况如表1所示。

表1 中国煤层气主要赋存盆地（群）资源量情况表[13]

截至2020年底，中国煤层气累计探明地质储量 9 302×108m3，仅占煤层气总资源量的 2.5%。在2005—2020年期间，虽然煤层气利用量（2020年达135×108m3）在稳步提升，但是相对于抽采量（2020年达 213×108m3）来说仍然偏低[14]。此外，根据“十三五”期间统计的数据可知，页岩气的开发规模已远超煤层气的开发规模（图1）。

图1 2001—2020年中国煤层气与页岩气产量统计图[2]

气井产量低、稳产能力差、技术可复制性差等一直是煤层气开发面临的常见问题，其核心原因是中国煤层气储层具有低含气饱和度、低渗透率、低储层压力以及多构造煤的“三低一多”的特性，以及煤层气的勘探开发技术体系还不完善[15]。这也说明目前支撑煤层气资源开发的增产理论与技术仍面临巨大瓶颈。

3 煤与煤层气共采理论技术现状

2003年钱鸣高等[16]就提出了煤矿绿色开发技术之一的煤与煤层气共采技术。在此之后，程远平等[17-21]针对煤与煤层气共采理论与技术先后进行了大量的研究，并取得了一系列成果。经过近20年的发展，地面多分支水平井钻完井技术取得了突破，井下卸压抽采煤层气技术、煤与煤层气共采技术体系被创立，并用于煤矿区煤与煤层气的开采。目前，中国煤与煤层气共采研究理论与技术已经处于世界先进水平[22]。

3.1 煤矿区煤层气抽采技术发展历史

20世纪50年代起，国内把煤层气作为煤矿安全事故的重要诱导因素对待，并未将煤层气作为一种能源加以利用，煤矿瓦斯主要以治理排采为主。在这期间经历了高透气性煤层抽放瓦斯、邻近层抽放瓦斯和低透气性煤层强化抽放瓦斯等技术发展阶段[23]。20世纪90年代，提出了针对含气量较高煤层实施煤层气抽放的多种新技术，但是广泛应用于煤矿的只有网格式密集布孔技术。20世纪80年代开始至21世纪初，综合抽放瓦斯被提出来用以解决瓦斯涌出问题，煤层气地面井抽采、煤矿井下抽采和地面—井下综合抽采3种抽采技术应运而生。

21世纪初，煤层气资源的巨大开发潜力才得到重视，煤与煤层气共采理论技术正式得以发展。煤矿井下煤层气开采方面，根据国内煤层不同地质特征逐渐形成了一系列煤层气抽采技术，例如高透气性本煤层瓦斯抽采、井下钻孔技术、煤层水力压裂技术、邻近层穿层钻孔区域抽采技术、无煤柱煤与煤层气共采技术等。同时，煤层气地面井开采中垂直压裂井技术、分支水平井技术、丛式井技术、U型水平井技术、定向羽状水平井等一系列技术基本形成[24]。这一时期，国外也针对不同地质特征煤层提出了一些煤层气抽采技术。例如，加拿大形成了连续油管钻井技术、高排量氮气泡沫压裂技术、羽状水平井技术等，用以开采具有煤阶低、含气量低等特点储层的煤层气；美国提出了适用于圣胡安盆地的钻井—洞穴完井技术、适用于其他煤层气盆地的钻井—套管—完井—压裂技术等[25]。然而，由于煤炭开采过程中的安全事故与环境污染等问题突出，发达国家在20世纪末已经基本停止煤炭开采，相关技术主要针对煤层气开发，很少涉及煤与煤层气共采。国内外煤与煤层气开采相关技术对比如表2所示。

表2 国内外煤与煤层气开采相关技术对比表

21世纪初至今，煤层气巨大开发潜力得到了国家的高度重视，各煤矿区煤层气综合开发利用发展迅速。在这时期，通过“外引内研”的技术发展方式，逐步进入煤矿区煤层气产业化勘探与开发技术快速发展轨道。但是，由于煤层地质条件复杂，煤与煤层气共采实现困难。因此，加快煤与煤层气共采相关理论技术突破，已成为中国煤层气开发领域迫切需求。此外，由于行业差异，石油与煤炭领域相关企业和科研院所合作程度不高，大规模全面实现煤与煤层气共采理论技术仍处于探索发展阶段。

3.2 煤与煤层气协调开发模式

3.2.1 煤与煤层气一体化开采理念

张遂安[26]依据“采煤采气一体化”理念，将煤矿区划分为规划区、开拓区、生产区、采空区4个区：“规划区”只开展煤层气地面井开采；“开拓区”实施煤层气地面井与煤矿井下钻孔共同开采，并且还需为下一区煤炭回采开拓巷道；“生产区”为煤炭回采和煤层气地面与煤矿井下抽采区；“采空区”主要抽采井下其他区域析出汇集到该区的煤层气。目前，根据采空区的特殊情况，一些学者将采空区单独考虑，创建了综合规划区、开拓区、生产区的“三区联动立体抽采的煤与煤层气共采模式”[27-28]。

根据采煤工程和采气工程的时空约束可知：只有在“生产区”才能够进行煤炭回采，而煤炭开采前期所做的煤层气抽采工作发生在“规划区”和“开拓区”内，为确保煤矿安全，“生产区”和“采空区”汇集煤层气也需实施抽采，因此煤层气抽采在4个区都将进行。由此可以看出，采煤工程在4区中受到的时空约束极其严重，不仅如此，采煤时井下煤层气含量指标同样限制了采煤工程[29]。采气工程在不考虑采动作用的影响时，基本只受极限抽采率的影响，时空约束很小[30]。采煤工程与采气工程具体约束情况如表3所示。

表3 采气工程和采煤工程时空约束情况表[31]

煤与煤层气协调开发的根本目的就是提高煤炭回采率和煤层气抽采率。煤层气地面井抽采可以有效解决采煤工程所受到的空间约束；采煤工程可以通过采动作用协助采气工程突破抽采极限。采煤工程与采气工程的时空协调，优势互补，显著提高了煤炭回采率和煤层气抽采率，大幅增加了企业经济效益。

3.2.2 煤与煤层气协调开发模式配套技术

以地面井和煤层群开发为分类条件，将煤与煤层气协调开发模式分为以下3种：单一煤层井上下联合抽采、煤层群井上下联合抽采和单一煤层/煤层群井下抽采模式[31]。其中，晋城矿区为单一煤层井上下联合抽采的典型代表，实现了在开发前大规模的煤层气超前预抽，减小了煤与煤层气开发的安全隐患，同时研发了地面和井下联合抽采的关键技术。两淮矿区为煤层群井上下联合抽采的典型代表，采用井下采动卸压的技术达到煤层岩体消突的作用，结合地面井煤层气开采技术，实现了煤层气地面和煤矿井下协调开发的目的。松藻矿区为单一煤层/煤层群井下抽采的典型代表，不涉及地面井开采技术。在松藻矿区，井下煤层由开拓区、准备区和回采区组成，利用多岩性穿层钻孔、水力压裂增透煤层、采空区全密闭抽采等技术实现了对煤层气的高效抽采。上述矿区煤与煤层气协调开发模式的配套技术体系如表4所示。

表4 部分矿区煤与煤层气协调开发模式配套技术体系表[31]

3.2.3 煤与煤层气协调开发评价体系

煤与煤层气协调开发评价由开发方案确定和效果评价组成。其中，开发方案确定是针对不同矿区且具有不同地质特征的煤层，选取与之相对应的技术设备，设计出因地制宜的开发方案。开发效果评价主要采用模糊评判模型和协调度函数从安全、经济、资源回收率3个方面进行综合评价。中国煤与煤层气协调开发评价体系较为完善，具有代表性的评价方案包括：侯金玲[32]提出针对煤层气地面井抽采的评价方法，梁冰等[33]提出采用模糊评价方法对煤与煤层气共采时经济、安全、效果的综合评价方法，刘见中等[31]提出的典型煤矿区域模糊综合评判模型和指标体系，张学超[34]提出基于适应性、安全、效果评价利用层次分析法和模糊综合评判法的评价模型。上述评价方法的优缺点如表5所示。

表5 煤与煤层气协调开发评价方法比较表

3.3 煤层气运移与煤层增透理论

3.3.1 煤层气运移理论

3.3.1.1 煤岩体结构与煤层气赋存状态

煤层是典型的双重孔隙结构，主要包括裂隙孔隙和基质孔隙。目前，常见的双重孔隙度模型有3种：Warren-Root模型[35]、Kazemi模型[36]、De Swann 模型[37]。其中，Warren-Root模型已较为广泛地用于构建煤层气藏数学模型和数值模拟，其几何结构如图2所示。考虑到固体表面能够吸附大量气体[38]，已从理论到实践证实储层中煤层气的赋存形式包括吸附态、游离态和溶解态，并且储存于煤岩基质中呈吸附态的煤层气占比达到85%～95%[39]。因此，开采过程中，煤层气将经历在煤岩基质微孔中的气体解吸、从基质向孔裂隙中的扩散、以及通过煤岩孔隙与裂隙渗流到抽采通道3个气体运移阶段[40]。煤层气成藏过程中会产生大量以束缚水和毛细水形式存在的水，并且若使用水力增透技术开采煤层气将注入大量水，液体水参与煤层气解吸与运移过程将使煤层气的解吸—扩散—渗流机理更为复杂。

图2 Warren-Root模型简化结构示意图[35]

3.3.1.2 煤层气吸附解吸机理

大量生产实践表明，初始状态下煤层的裂缝—割理系统中一般不存在游离气，煤层产出的煤层气大多是煤岩体孔隙吸附的气体[41]，因此认识煤层气吸附解吸机理是煤层气开发的基础与前提。实验研究方面，唐巨鹏等[42]通过煤岩在应力下的吸附解吸实验，得出煤岩的解吸量呈现加载时的值大于卸载时的值，并且孔隙压力的大小也会影响解吸速率；张慧杰等[43]得出煤层气吸附主要受煤的孔隙发育特征影响。理论研究方面，主要是在Langmuir吸附模型基础上取得了一些进展：马东民等[44]建立了煤层气降压解吸模型；李相方等[45]基于煤层的液体运移规律、储层特征等，建立了不同区域煤层气解吸模型（图3）。虽然历经数十年的发展，在煤层气吸附解吸方面已经取得一些认识，但这些研究成果考虑因素还不够全面，煤层气吸附解吸受到地层压力、温度、水分等众多因素的影响，为理论支撑煤与煤层气安全高效共采，煤层气抽采过程中受多因素影响的气体吸附解吸机理还需进一步深入研究。

图3 未饱和气藏储集层降压解吸机理示意图[45]

3.3.1.3 多场耦合作用下煤层气运移理论

煤岩基质中的煤层气解吸后成为游离气体，受抽采压力驱动游离的煤层气将进入运移过程。该过程包括从基质中扩散至煤岩孔隙和在煤岩孔隙中渗流两个阶段（图4）[46]。煤层气抽采过程中，受气体解吸、气体扩散与渗流运移引起孔隙压力变化，导致煤岩体有效应力增大而改变气体运移通道，形成多场耦合作用，造成气体在煤岩中的运移机理变得异常复杂。在扩散阶段，当煤层排水降压时，若压力低于CH4气体的解吸压力，吸附态的CH4气体会转变为游离态，沿着压力或浓度较小的方向扩散。秦跃平等[47]得到煤层中气体扩散基本符合达西定律，并且认为菲克扩散模型适用于CH4气体扩散初期。李志强等[48]认为煤层气在不同孔隙中的扩散系数随着时间的增加呈指数式衰减。Zhao等[49]建立了一种描述煤层气解吸过程中随时间变化的扩散模型。在煤层气渗流阶段研究方面，周世宁等[50]提出利用达西定律来描述煤层气的流动情况，开创了中国煤层气流动理论的先河。但是，随着研究工作的深入，人们发现煤层中气体存在流量过大、分子效应、离子效应和非牛顿态势等情况[51]，煤层气流动状态不完全服从达西定律。之后，Sun等[52-54]先后提出了基于幂定律、启动压力梯度、气体滑脱效应的非线性流动理论。张志刚等[55]在考虑吸附作用和煤层中煤与煤层气的气固反应，建立了非线性渗流模型，进一步完善了煤层中气体非线性流动理论。并且，为描述煤层中多场耦合作用下的气体渗流过程，国内外学者也相继提出了ARI，Gray，Palmer和Shi等模型[56]。由此可见，学者对于气体在煤层中的运移进行了大量探索研究，煤层气流动理论逐渐完善，使得煤层气在煤层基质中的扩散和孔隙裂缝中的渗流状态更为清晰的呈现，为煤与煤层气安全高效共采奠定了一定的理论基础。

图4 煤层气扩散和渗流机理示意图

3.3.2 煤层增透理论

3.3.2.1 “O”形圈理论

煤矿区煤层增透抽采煤层气的理论中具有代表性的是钱鸣高等提出的“O”形圈理论[57]。该理论认为：在煤炭开采期间，由于煤层应力释放，煤层开采后上覆岩层中形成离层裂隙和竖向破断裂隙，而在采空区四周存在连通的采动裂隙发育区形成采动裂隙“O”形圈（图5）[58]。进而由于采动裂隙“O”形圈孔隙压力降低，煤岩基质中的煤层气解吸后会往采动裂隙“O”形圈里渗流汇聚。

图5 煤炭开采形成裂隙“O”形圈示意图[58]

由此，人们对煤炭开采引起煤岩中裂隙的产生有了基础的认识，“煤矿绿色开采”概念逐渐形成[59]。煤与煤层气共采技术是煤矿绿色开发的重要技术之一[60]，在煤炭开采的同时，煤岩受采动作用的影响会产生裂隙，煤岩体中气体储容空间的增加会促进煤层气解吸、扩散与渗流，大幅提升煤层气抽采效率，煤层瓦斯含量的降低也将大幅提高煤炭开采效率，并增加煤炭回采率，最终达到煤与煤层气高效共采的目的。

3.3.2.2 卸压法煤层增透理论

对于低透气性煤层，大量室内试验结果表明有效改善煤层透气性的方法是卸压法（图6）[18,61]。

图6 卸压法增透抽采煤层气原理图

为实现该方法在煤层气抽采实际工程中的应用，袁亮等[62-63]提出了“高位环形体”理论：在开采一个地区的煤层时，首先选取稳定可靠的煤层最先开采，在采动作用影响下使开采煤层上下岩体的地应力重新分布，诱导煤层产生变形甚至破裂，最终达到增透的目的。而后，程远平等[64-66]基于卸压法增透煤层的原理又提出了煤与煤层气共采的理念，显著提高了煤与煤层气协同开发效率。采用卸压法增透煤层时，将井下煤层划分为两个区域：上部卸压区和下部卸压区。上部卸压区主要采用近、中、远程3种抽采方法，而下部卸压区一般采用底板巷道网格式下向穿层钻孔进行煤层气抽采[18]。理清采动作用引起煤层破裂变形的机理对煤和煤层气共采至关重要[67]。在煤炭开采时，受采动卸压作用影响其上部煤层会出现应力重分布，导致煤层发生破裂、变形甚至大范围移动。基于分形几何理论，学者们得到了采动作用下煤岩裂隙分布和演化分形特征，以此量化表征卸压法增透煤层对煤岩多尺度裂隙结构的影响[68-70]。为明确由采动作用产生裂隙的逾渗特性以及相变临界性，Zhou等[71]基于逾渗理论建立了采动裂隙演化的重正化群格子模型。为量化卸压法改善煤层渗透性，谢和平等[72]提出增透率概念形象地描述了采动作用对煤层渗透率的影响。卸压法增透煤层时，能够使顶板煤层中断裂带和弯曲带内的突出煤岩体获得良好的增透效果，但是也会在顶板煤层中形成破坏垮落带而无法实施煤层气抽采，导致顶板煤层中煤层气抽采率降低。

3.3.2.3 水力增透理论

水力压裂、水力割缝和水力冲孔等水力增透理论在中国应用较为广泛。水力压裂是往煤层中注入高压水，使得煤岩逐渐产生裂隙并沿着煤岩层理和垂直于最小主应力方向延伸[73]。水力压裂又分为地面井和煤矿井下钻孔压裂，煤矿井下钻孔压裂由于空间狭小，其压裂规模比地面井要小很多。煤层脉动水力压裂的提出降低了水力压裂所需的压力值和缩减了压裂装备的尺寸，让水力压裂在煤矿井下的实用性得到提高[74]。水力割缝是采用高压水射流对钻孔周围的煤岩进行切割，形成一系列缝槽，以改善煤岩中气体流动效率（图7）[75-76]。

图7 水力割缝工艺示意图

该技术割缝方式可以分为两种：“钻—割”分开作业和“钻—割”同时作业。近几年，由于多种提高切割能力射流方式的相继提出，如自激振荡、脉动、磨料等，使得钻孔周围产生更多更深缝槽的高压水射流工艺日趋成熟，从而有效促进煤层气解吸[77-78]，大幅提升了难解吸煤层气抽采效率。水力冲孔是对突出煤层进行钻孔，并用高压水在孔内冲击，破坏钻孔周围的煤岩，使煤岩所受地应力重新分布，致使裂隙产生，达到卸压增透的目的。由于水力冲孔涉及多场耦合作用，而且国内针对固液气耦合冲孔的研究还处于起步阶段，该技术使用范围还相对较小[79]。

3.4 煤与煤层气共采中煤层气抽采技术

3.4.1 煤矿井下抽采煤层气技术体系

为缓解煤炭生产过程中严峻的瓦斯灾害问题、提高煤层气资源利用率以及减少煤矿碳排放，经过数十年的科研攻关与生产实践，煤矿井下煤层气抽采技术得到显著提升，形成了较为完善的技术体系，如图8所示[20]。

图8 煤矿井下煤层气抽采技术体系图

该技术体系将煤矿井下煤层分为单一煤层、远距离煤层群和近距离煤层群3种，并且形成了不同的煤层气抽采方案：对于单一煤层和远距离煤层群，采用在煤层卸压区域顶/底板开拓的抽采巷道布设临近穿层钻孔实施抽采。针对近距离煤层群主要采用无煤柱煤与煤层气共采技术实施煤层气抽采，形成了沿空留巷墙体构筑技术、无煤柱充填材料制备和泵送工艺、沿空留巷围岩稳定性控制技术、留巷瓦斯综合治理技术4项关键技术。其中，无煤柱沿空留巷墙体构筑技术主要有人工模板、吊袋柔模、机械模板和机械框架模板以及适用于多数薄煤层的煤袋墙人工堆砌；无煤柱留巷充填材料制备和泵送工艺分为高水充填材料制备和泵送工艺、膏体混凝土充填材料制备和泵送工艺；沿空留巷围岩稳定性控制技术实现了顶板覆岩中大结构和小结构的稳定控制；留巷瓦斯综合治理技术提出对煤层中各区域煤层气应实施综合抽采。上述较为完善的煤矿井下抽采煤层气技术体系显著促进了煤矿井下煤层气高效抽采及煤矿区煤层气利用的发展。

3.4.2 煤矿采空区煤层气抽采技术

对于煤矿井采空区的煤层气抽采，中国形成了以巷道抽采法、钻孔抽采法、导入法、埋管抽采法为主的抽采技术方法。其中，高位巷煤层气抽采技术、高位钻孔煤层气抽采技术[80]和埋管煤层气抽采技术[81]应用较为广泛。高位巷煤层气抽采技术是通过破坏顶板形成高位巷，使得邻近层的煤层气由于顶板的破坏解吸从高位巷中流出最终汇集到采空区，从而被抽采出来。此技术可有效治理采空区瓦斯涌出问题，并且拥有较长的抽采周期，但是开挖一条巷道的工作量较大且花费较高。高位钻孔煤层气抽采技术是通过采动压力形成的裂隙带以及钻孔产生的负压，对采空区中的煤层气进行抽采，适用于有较大地质构造且煤层气浓度较高的煤矿井。在上覆岩层的作用下，采动作用形成的“O”形圈中部被压实，煤层气集中于“O”形圈裂隙较为发育的四周，由此提出埋管煤层气抽采技术即在回风侧埋管用机械负压进行开采。此外，中国废弃煤矿井众多，煤矿关井后形成具有巨大储容体积的密闭空间，煤层气将大量在此空间汇集。对于此类废弃采空区煤层气抽采，一般采用钻井液钻井工艺和氮气欠平衡钻井工艺[82]重新钻开该密闭空间，然后在利用地面负压抽采设备实现对该类采空区煤层气的抽采。采空区煤层气抽采技术的飞速发展，极大提高了煤与煤层气共采效率，减少了煤矿井下的安全隐患，提高了煤矿煤层气的资源利用率。

3.4.3 全方位立体式煤与煤层气共采技术

随着石油领域与煤炭领域技术交叉与融合发展，地面井与煤矿井下钻孔抽采煤层气得到长足进步。石油领域的丛式井、U型水平井、多分支水平井等钻井技术，以及垂直井压裂、水平压裂、超长水平井分段压裂等压裂技术，与煤炭领域煤矿井下顺层钻孔抽采、钻孔裂隙带抽采、高位抽采巷钻孔抽采、回采工作面下隅角综合抽采等关键技术相协同，形成了煤与煤层气全方位立体式协同开发技术（图9）。

图9 煤与煤层气全方位立体式协同开发模式图

时间上，先行利用地面井进行煤层区域性抽采，而后对抽采效果不佳或地面井无法涵盖的局部区域，再运用合理布设的煤矿井下钻孔进行补强抽采。空间上，充分配合实施地面井与煤矿井下钻孔水力压裂，并通过合理协调将地面井和煤矿井下钻孔纳入抽采实施单元，并利用轮替抽采技术实施煤层气的高效抽采[83]。待完成煤层中煤层气的抽采后，煤层气含量将大幅降低，而后再进行煤炭开采。采用地面井和煤矿井下钻孔联合协同开采煤层气的效果远大于单纯地面井或煤矿井下抽采效果。例如，位于淮南矿区的潘一矿抽采卸压区煤层气时采用地面井与煤矿井下钻孔协同抽采的方法，取得了地面井单孔10 000 m3/d以上的突出效果。

4 煤与煤层气共采形势与理论技术发展趋势

4.1 煤与煤层气共采形势

4.1.1 国外煤与煤层气共采形势

由于不同国家煤层气储层地质特征差异显著，相关开发技术不具备普适性，虽然世界上多国探明储量巨大的煤层气资源，但是大多数国家至今也只是停留在煤层气小规模开发程度上。目前，达到煤层气商业化开采的国家主要有美国、澳大利亚和加拿大。2018年，国外煤层气产量达到785×108m3左右[84]。美国是煤层气成功开发的典范，根据煤层气的6个主要生产盆地资料显示，美国煤层气采收率为50%～80%。澳大利亚在煤层气开发方面也取得了显著成效。2018年末，澳大利亚煤层气的对外出口量就达到了全国总液化天然气（LNG）的29%。不过，考虑到煤炭开采带来巨大环境问题，美国、澳大利亚等发达国家几乎已经停止煤炭开采。可见，国外当前相关领域的理论与技术主要针对地面井煤层气开发，极少涉及煤与煤层气共采方面。

4.1.2 中国煤与煤层气共采形势

提高煤层气开发和利用效率能有效缓解高碳能源尤其是煤炭的依赖，促进“双碳”目标的实现。当前，在国家政策扶持与科研工作者的不懈努力下，煤层气开发利用技术及装备得到了飞速发展，已形成初具工业化规模的煤层气开发格局。

“十三五”煤炭产能过剩问题突出，煤炭产能削减提上日程，煤炭产能的缩减将是中国能源结构转型推进的必然趋势。相关数据显示，中国煤炭消费量在2025年后将明显下降，到2030年煤炭占总能源消费量将降至50%以下[5]。受煤炭产能缩减大趋势制约，在一定程度上影响煤与煤层气共采理论技术的发展。然而，当前煤炭仍然是支撑中国经济飞速发展的主要资源，为确保能源结构转型平稳过渡，煤炭缩减速度需要合理控制，并加大替代性清洁能源开发。故而，煤与煤层气共采仍将在未来持续很长一段时间，给能源行业领域科技工作者推进煤与煤层气共采理论与技术原始创新并实现产业化应用提供了试验基地。

4.2 煤与煤层气共采理论与技术发展趋势

4.2.1 支撑煤与煤层气高效共采基础理论

由于对煤层中煤层气解吸—扩散—渗流机理至今未能完全明确，无论是地面井还是煤矿井下抽采煤层气效率仍不尽人意。①煤层气解吸需要降低储层压力以获得更多游离气体，确保赋存量大的吸附气体得到有效采出，而降低储层压力却不能保障游离气体扩散和渗流动力，此矛盾能不能从理论上得到回答，将制约煤层气高效抽采技术的革命；②分布广泛且具有松软、低孔、低渗特征的高含气煤层，在实施水力增透时导致煤岩中黏性物质遇水膨胀，并且产生裂隙尖端水锁现象，同时游离气和吸附气可以被水动力学圈闭在煤层的基质中[41]，从而造成煤层增透效果不佳；③煤层气解吸、扩散和渗流在不同特征煤层的机理明显不同，构建一系列针对不同特征煤层的煤层气解吸运移理论仍将需要相关科研工作者的努力攻关；④各地煤层气煤岩储层普遍松软且地应力高，导致难以维持煤层气抽采井/孔稳定，考虑钻孔与抽采作用影响并耦合储层气体流动与温度变化的煤岩基础力学理论还需进一步深入研究，进而提出可适用于松软煤层的井/孔维护技术。由此可见，中国煤与煤层气共采理论仍然面临诸多难题，深入开展相关基础理论研究方能支撑煤与煤层气高效共采技术的发展。

4.2.2 煤与煤层气高效共采技术

中国煤与煤层气共采模式和协调开发评价体系已相对完善，但是煤与煤层气共采技术体系还有待提高。①水力增透煤层技术已较为广泛地应用于煤矿井煤层气抽采，但由于煤层地质条件复杂，综合考虑煤层地质特征制定因地制宜的水力增透技术仍需进一步提升，尚需完善的相关技术包括顺层钻孔分段水力压裂技术、穿层钻孔定向控制压裂技术、高压水射流钻分支孔技术等；②受到煤层渗透率低、地应力高、煤层岩体松软等影响，造成钻孔坍塌、堵塞、漏气等现象，以致煤层气抽采效果不理想，煤层气抽采孔稳定性预测与控制技术、漏气失效钻孔修复技术、二次封孔技术等还有待进一步完善；③基于煤矿绿色开发理念提出的煤与煤层气全方位立体式协同开发技术体系还不够完备，分区联动地面井连续抽采技术、极薄保护层高效开采技术、无煤柱煤与煤层气安全高效共采技术等方面还需进一步提高。该技术目前仅在少数煤矿区应用，实际推广应用中还需对其进一步丰富和发展，以形成完善的技术体系才能实现煤与煤层气共采技术的革新。

4.2.3 煤矿区煤层气集输技术

美国煤层气开发主要采用地面井抽采，对于地面采出的煤层气一般汇集入天然气管道或加工成液化天然气运输给消费者。早期煤炭开采过程中井下产出的煤层气一般利用管道集输至矿区锅炉房和临近发电厂，以提供燃料气源[85]。相应地，形成了一系列煤层气存储与输送技术。中国对于高含气煤储层普遍采用超前钻孔预抽采或地面钻孔预抽，以降低煤层气含量达到煤炭安全作业要求[86]，抽采的煤层气通过抽放管道进入地面泵站。由于大部分矿区普遍较小，使得煤层气储集量有限。偏远矿区将地面泵站储集的煤层气主要用于锅炉房燃料或供给周围村民使用。即使是临近城市的矿区，由于收集的煤层气浓度一般低于30%，不能汇集入天然气管道，除矿区与当地居民使用外，大量煤层气仍通过燃烧口燃烧，甚至直接排放，不仅造成了资源浪费，也加重了碳排放。因此，煤矿区煤层气集输技术仍将是当前亟需解决的关键技术问题。

4.2.4 煤矿区煤层气综合利用技术

煤矿区抽采的煤层气一般浓度不高，为使资源价值最大化，避免浪费，需大力发展不同浓度段煤层气综合利用技术。国外已经实现了煤层气液化的工业应用，尤其是澳大利亚规划了太平洋项目（APLNG）、渔夫项目、格拉德斯通项目（GLNG）、昆士兰柯蒂斯项目（QCLNG）等8个煤层气深冷液化制取LNG项目以实现资源出口[87]。目前，中国初步形成内燃机发电、煤层气提纯、蓄热氧化等涵盖不同浓度煤层气的利用技术与装备体系[88]。但是，针对于煤矿区低浓度煤层气的利用技术还较为匮乏，导致煤矿井下采出煤层气利用率更是低于40%[86]。造成煤层气利用率较低的原因主要是：①当前中国多数煤矿煤层气抽采配套设备与设施未能配置完备，导致煤层气总体利用率低下；②煤层气阶梯式利用目前仍缺乏相对成熟的技术支持；③每个矿区对于煤层气的利用是依据自身条件制定，实现利用的煤层气资源还仅是容易采集的气体资源，对于投资产出比小的煤层气资源不做收集利用，甚至直接井下排放或者通过通风口排入地面大气。因此，大力发展不同浓度段煤层气综合利用技术显得尤为重要。当前，尚需发展的煤层气综合利用技术主要包括煤矿井下煤层气提纯技术、低浓度煤层气本地民用利用技术、煤矿井下低浓度煤层气发电技术、煤层气液化技术等。

4.2.5 煤炭地下气化—煤层气联采技术

煤炭地下气化是将地层中的煤炭采用工业技术手段进行区域可控制燃烧，并在化学和热作用下产生可燃气体的过程，进而对产出的可燃体进行集输用作优质的燃气能源。同时，利用地下炉腔释放余热联合开采炉腔上覆煤层气（热采），可能有效开发极低渗储层煤层气资源。目前，加拿大、印度、南非等国家陆续地开展了煤炭地下气化项目。加拿大在阿尔伯塔省开展了至今最深煤层（1 400 m）的煤炭地下气化现场试验[89]，取得了较好的效果。中国1 000 m以下的深部煤炭资源丰富，但是由于开采这些煤炭资源需要应对高地应力、高温度、涌水量大等突出问题，导致煤炭地下开采十分困难。煤炭地下气化技术使得中国储量巨大的深部煤炭资源的安全清洁开发利用成为可能。同时，煤炭地下气化可有效提高低渗透煤层中煤层气资源的抽采效率。并且，该技术还能将高污染的煤炭资源通过地下气化转为清洁的燃气资源，对于实现“双碳”目标意义重大。然而，煤炭地下气化集建井、采矿、转化“三位”为一体，从选址到生产运行涉及到地质、采煤、工程热物理、能源化工、环境保护以及探测监控等诸多学科，远比传统油气工程更为复杂。同时，地下水环境保护、气化炉稳定性、深部地下气化运行控制是煤炭地下气化技术产业化面临的三个技术瓶颈。

5 推进煤与煤层气共采产业化的建议

根据上述中国当前煤与煤层气共采形势，为保障能源结构转型平稳过渡，煤与煤层气共采在将来相当长的一段时期会是中国能源产业发展的重要组成部分。而且在煤与煤层气共采领域，国外没有能够为我们借鉴的发展模式与理论技术，必须走自主创新的发展道路。为此，笔者结合中国相关能源产业发展的实际情况和上述理论与技术的发展趋势分析，提出一些推进煤与煤层气共采发展的建议。

1）加大煤与煤层气共采理论与技术攻关，形成适宜于各地不同地质特征煤层的煤炭开采与煤层气抽采创新理论和技术体系，并建立健全的煤与煤层气共采技术行业标准，为支撑煤与煤层气共采健康发展奠定理论与技术基础。

2）不断完善低浓度煤层气集输与综合利用技术，形成煤矿区煤层气阶梯式综合利用机制，并健全政策保障与技术创新体制，从本质上提高煤矿区煤层气资源利用率。

3）创新煤与煤层气开发理念，推行煤炭地下气化—煤层气联采的新型共采模式，攻克理论与技术瓶颈，建立相应创新理论技术体系，构建支撑配套保障机制，形成一条创新的煤与煤层气协同开发途径。

4）系统梳理大型煤矿区煤层气在规划区、开拓区、生产区及采空区的资源状况，进行煤矿区煤层气资源量估算和开发潜力评价，并制定政策统筹煤炭与煤层气开发，构建煤与煤层气一体化开采机制，协调煤炭开采和煤层气开发综合效益。

5）加强煤炭领域与石油领域科研院所及相关企业交流合作，共同开展煤与煤层气共采理论和技术攻关，合作推进创新技术的产业化应用，并建立交叉合作机制，形成一条多领域学科的交叉融合能源发展道路。

6）持续实施国家科技攻关与产业示范基地建设，支持煤与煤层气共采基础理论和技术原始创新，形成产学研联合的“基地建设+关键技术”组织思路，以“示范工程+先导试验”方式在国内具有代表性的煤与煤层气共采矿区实现示范，推进产业化发展进程。

7）全面落实煤与煤层气共采政策保障体制，打破矿产资源行业壁垒，允许石油领域煤层气开发企业获取煤炭企业矿区的煤层气开发权利，同时鼓励大型煤炭企业发展煤层气规模化开采，试行煤系多气矿业权合一管理制度，形成多领域行业合作促进煤与煤层气共采规模化发展模式。从国家与地方政策体制方面保障煤与煤层气甚至是煤层伴生煤系气资源的共采与综合利用稳步发展。

6 结论

1）世界发达国家能源结构的成功转型和非常规油气资源革命性突破，以及中国“双碳”战略目标的确立，为中国能源生态文明发展指明了方向。从高碳排放煤炭资源向清洁能源发展已然成为中国能源结构转型的主要趋势。但是煤炭资源平稳缩减是中国经济飞速发展的重要能源保障策略，由此推行煤与煤层气共采对于确保煤矿生产安全、缓解清洁能源短缺和降低碳排放等均具有重要的意义。

2）中国煤层气地面井开采单井产量低、稳产能力差且技术可复制性差，而煤矿井下抽采煤层气浓度低、抽采效率低、资源利用率低，虽历经数十年煤层气产业发展，但仍然还未形成革命性突破，开发规模已显著落后于页岩气资源开发。

3）煤矿区煤层气抽采已从早期煤矿瓦斯治理抽放向煤与煤层气共采转变，形成了如晋城、两淮和松藻矿区较为成熟的煤与煤层气协调开发模式与配套技术及开发评价体系，显著缓解了煤矿生产安全问题，并提升了煤矿区煤层气资源开发利用效率。

4）煤与煤层气开发领域学者在煤层气运移理论与煤层增透理论技术方面已取得了一定的成果，形成了多场耦合作用下煤层气运移理论、煤矿生产区“O”形圈理论、卸压法和水力法煤层增透理论等，为煤与煤层气共采技术开发奠定了理论基础。

5）煤矿井下煤层气抽采技术体系相对较为完善，形成了系列施工顶/底板巷道煤层气抽采技术和无煤柱煤层气抽采技术、高位巷与高位钻孔煤层气抽采技术、导入法与埋管抽采法等技术方法，并提出了地面井与煤矿井下钻孔全方位立体式煤与煤层气共采技术理念，大幅提升了煤矿区煤与煤层气协同开发效率。

6）当前煤与煤层气共采领域仍然面临诸多理论与技术瓶颈，并且没有国外相关理论与技术借鉴，唯有走理论与技术原始创新的发展道路，方能支撑煤与煤层气协同安全高效开发。为此，国家和地方需进一步完善煤与煤层气共采的保障体制，加强煤炭领域和石油领域交流与技术合作攻关，并实施煤与煤层气共采理论技术的产业化应用。