宋 儒， 蘇育飛， 陳小棟

(1.山西省煤炭地質(zhì)局，太原 030006; 2.山西省煤炭地質(zhì)勘查研究院，太原 030036)

煤系“三氣”系指與煤系有關(guān)的天然氣，由于其儲(chǔ)集方式特殊、儲(chǔ)層巖性與結(jié)構(gòu)復(fù)雜、滲透率低，通常被稱為非常規(guī)天然氣，煤系“三氣”包括煤層氣、頁巖氣和致密砂巖氣[1-3]。海陸交互相煤系以頁巖氣、煤層氣和致密砂巖氣共生為主[4-5]，沉積環(huán)境以海濱沼澤相或內(nèi)陸沼澤相為主的含煤地層，烴源巖干酪根類型以Ⅲ型為主，具有緩慢、連續(xù)、長期生烴的特點(diǎn)，為大量生烴奠定了基礎(chǔ)[6-7]，山西的各大含煤盆地在多期沉積-構(gòu)造作用下，烴源巖熱演化程度較高，利于生氣[2-3,8]。隨著基礎(chǔ)地質(zhì)理論研究和勘探開發(fā)技術(shù)取得突破，海陸交互相含煤地層煤系“三氣”勘探開發(fā)越來越受重視[9]。

山西省是我國煤層氣勘探開發(fā)最先取得商業(yè)性突破的地區(qū)，但是與常規(guī)天然氣相比，煤層氣經(jīng)濟(jì)性差、資金回收慢，經(jīng)濟(jì)效益不高，對(duì)社會(huì)資金的吸引力不大，導(dǎo)致了近幾年煤層氣勘探開發(fā)投入明顯降低。為保障山西省資源性經(jīng)濟(jì)型轉(zhuǎn)型發(fā)展示范區(qū)建設(shè)，早日實(shí)現(xiàn)“全國能源革命排頭兵”的歷史性跨越，需要大力發(fā)展和研究山西深部煤系“三氣”資源。

1 山西省煤系“三氣”成藏地質(zhì)條件

1.1 有機(jī)地化特征

1.1.1 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高

山西省各含煤盆地目標(biāo)層泥頁巖形成于海陸交互相沉積環(huán)境，有機(jī)質(zhì)豐度范圍較大，TOC含量介于0.1%～30%，總體2%～4%，平均值為2.96%。較大的有機(jī)質(zhì)含量保證了泥頁巖的生氣能力與存儲(chǔ)氣體的能力，在有機(jī)質(zhì)豐度角度而言，山西省各含煤盆地有著較好的頁巖氣勘探開發(fā)前景。

1.1.2 有機(jī)質(zhì)演化進(jìn)入成熟階段，生烴潛力大

有機(jī)質(zhì)成熟度是有機(jī)質(zhì)演化程度的衡量指標(biāo)[10]，山西省石炭-二疊系煤系烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度較高，處于成熟-過成熟階段，地史時(shí)期中已有大量的熱解氣生成，有利于煤系“三氣”的賦存富集。在各含煤盆地中，沁水盆地與霍西煤田有機(jī)質(zhì)成熟度最高，處于2%～4%左右，寧武盆地與河?xùn)|煤田有機(jī)質(zhì)成熟度一般處于1%～2.5%。大同盆地中泥頁巖成熟度較低，一般處于1%左右。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

1.2.1 巖石學(xué)特征

主力煤層顯微煤巖組分以鏡質(zhì)組占優(yōu)勢，有一定含量惰質(zhì)組。山西組3#煤層鏡質(zhì)組含量 59.8%～93.1%，平均80.4%；惰質(zhì)組含量 6.9%～35.2%，平均18.9%；殼質(zhì)組含量在0～10.5%，平均0.7%。太原組15#煤層鏡質(zhì)組含量70.7%～92.5%，平均82.0%；惰質(zhì)組含量7.5%～28.4%，平均17.6%；殼質(zhì)組含量0～6.2%，平均0.4%。

富有機(jī)質(zhì)泥頁巖其礦物成分呈現(xiàn)出黏土礦物含量高，石英與方解石含量偏低的特征。黏土礦物中以高嶺石與伊利石為主。在平面上，各含煤盆地中各礦物成分含量變化較小，黏土礦物一般在50%以上，石英含量一般在35%左右。

砂巖儲(chǔ)層主要包括石英砂巖、巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑長石砂巖，礦物組分以無機(jī)礦物組分占絕對(duì)優(yōu)勢，其中石英和黏土礦物最為發(fā)育，平均含量分別可達(dá)60.3%和37.0%。此外，砂巖儲(chǔ)層中不穩(wěn)定礦物含量較多，表明離物源區(qū)較近。局部砂巖層表現(xiàn)出較為強(qiáng)烈的礦化蝕變現(xiàn)象。

1.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

煤巖總孔容介于0.032 6～0.042 5mL/g，平均為0.037 3 mL/g。比表面積介于18.644～23.354 m2/g，平均為20.171 m2/g。中值孔徑4.2～4.5nm，平均為4.4nm，平均孔徑7.2～7.6nm，平均為7.4nm。孔隙度4.197 5%～5.188 0%，平均為4.756 7%，退汞效率介于79.69%～92.00%，平均為85.72%。綜合而言，煤巖總孔容、比表面積、中值孔徑、平均孔徑以及孔隙度均相對(duì)穩(wěn)定，變化幅度較低。

泥頁巖總孔容0.003 8～0.007 8mL/g，平均為0.006 2mL/g。比表面積介于1.148～3.282 m2/g，平均為2.269 m2/g。中值孔徑介于4.5～5.3nm，平均為5.0nm，平均孔徑介于8.6～16.8nm，平均為11.6nm?？紫抖冉橛?.660 4%～1.868 4%，平均為1.310 8%，退汞效率介于2.63%～56.41%，平均為21.23%。綜合而言，泥頁巖總孔容、比表面積、中值孔徑、平均孔徑以及孔隙度變化幅度較大。

砂巖總孔容介于0.003 5～0.018 8mL/g，平均為0.009 4mL/g。比表面積介于0.523～1.839 m2/g，平均為0.925 m2/g。中值孔徑介于4.5～33.9nm，平均為16.6nm，平均孔徑介于24.1～80.5nm，平均為42.1nm?？紫抖冉橛?.783 2%～4.108 2%，平均為2.0491%，退汞效率介于9.09%～31.63%，平均為19.42%。綜合而言，砂巖總孔容、比表面積、中值孔徑、平均孔徑以及孔隙度變化幅度較大。

各類孔隙參數(shù)相互對(duì)比而言，孔容方面煤巖>砂巖>泥頁巖，三者間的比例約為0.7∶0.2∶0.1；比表面積方面煤巖>泥頁巖>砂巖，三者間的比例約為0.86∶0.10∶0.04；中值孔徑方面砂巖>泥頁巖>煤巖，三者間的比例約為0.6∶0.2∶0.2；平均孔徑方面同樣表現(xiàn)為砂巖>泥頁巖>煤巖，三者間的比例約為0.7∶0.2∶0.1；孔隙度方面，煤巖>砂巖>泥頁三者間的比例為0.5∶0.3∶0.2；退汞效率方面表現(xiàn)為煤巖>泥頁巖>砂巖。

1.2.3 滲透率特征

煤系儲(chǔ)層滲透性對(duì)于煤系“三氣”耦合成藏過程中烴類氣體在各儲(chǔ)層間的運(yùn)移過程具有重要的影響，同時(shí)儲(chǔ)層滲透性對(duì)于后期開采的壓裂改造也具有重要的意義。儲(chǔ)層裂隙發(fā)育程度和開度決定了儲(chǔ)層滲流能力。構(gòu)造演化過程控制了裂隙的發(fā)育程度，而現(xiàn)今地應(yīng)力狀態(tài)控制著裂隙的開度，進(jìn)而使得煤系“三氣”儲(chǔ)層滲透率表現(xiàn)出強(qiáng)烈的各向異性特征，受儲(chǔ)層壓力和吸附—解吸過程控制，儲(chǔ)層會(huì)發(fā)生不同程度的收縮與膨脹效應(yīng)[11]。

砂巖滲透率介于0.001 9～0.074mD，平均為0.016mD。且砂巖滲透率與粒度表現(xiàn)為良好的正相關(guān)關(guān)系：粗粒砂巖滲透率(0.074mD)>中粒砂巖滲透率(0.020mD)>細(xì)粒砂巖滲透率(0.006 1mD)，砂巖滲透率各向異性同煤巖相似，同樣表現(xiàn)為垂直層面滲透率大于平行層面滲透率，垂直層面滲透率為平行層面滲透率的1.5～10.9倍。

煤巖滲透率介于0.22～4.18mD，平均2.07mD，滲透率各向異性顯著，其中垂直于層理方向滲透率介于3.18～4.18mD，約為平行層理方向滲透率(0.22～0.95mD)的4.5～15.6倍。煤巖滲透率各向異性主要是垂直于層面的高角度裂隙發(fā)育，作為滲流通道大大提高了該方向的滲透率。

泥頁巖滲透率介于0.005 3～0.049mD，平均0.022mD，泥頁巖滲透率各向異性也極為顯著，其平行層理方向滲透率(0.014～0.049mD)為垂直層理方向滲透率(0.005 3～0.008 8mD)2.6～5.6倍，原因是泥頁巖層理較為發(fā)育，層理多為力學(xué)薄弱面，砂質(zhì)含量高，孔滲連通性好。

總體而言，煤系“三氣”儲(chǔ)層滲透率表現(xiàn)為：煤巖滲透率(2.07mD)>砂巖滲透率(0.016mD)>泥頁巖滲透率(0.003 5mD)。煤系“三氣”各儲(chǔ)層滲透率跨度較大，變異系數(shù)分別為2.69、4.19和2.23，均大于0.7，表現(xiàn)出強(qiáng)非均質(zhì)性特征。

1.3 含氣性特征

由于煤系“三氣”中有著較強(qiáng)的非均質(zhì)性，不同樣品的吸附能力、孔隙度等均存在較大的差異，不同類型氣藏隨著埋深的增加，其甲烷的賦存狀態(tài)及含氣性變化規(guī)律存在較大的差異。

對(duì)于煤層氣而言，其總含氣量呈先增加后減小的趨勢，埋深在1 000m至3 500m時(shí)總含氣量最大，當(dāng)埋深大于3 500m時(shí)，一方面開采難度增加，另一方面總含氣量減小，不利于煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣的勘探開發(fā)。而對(duì)于頁巖氣而言，其總含氣量隨著埋深增加而先增大后減小，前兩個(gè)階段中總含氣量較小，且吸附氣比例較大，而頁巖氣中游離氣含量對(duì)初期頁巖氣井產(chǎn)量起到關(guān)鍵作用，由此在前兩個(gè)階段中(0～2 000m)不利于頁巖氣的勘探開發(fā)，當(dāng)埋深大于2 000m時(shí)，頁巖氣總含氣量與游離氣量均較大，為頁巖氣勘探開發(fā)的有利深度。對(duì)于致密砂巖氣而言，其總含氣量隨著埋深增加先增加，當(dāng)埋深大于3 500m，總含氣量開始呈現(xiàn)減小趨勢。且致密砂巖氣在埋深小于2 000m時(shí)，總含氣量較小，而當(dāng)埋深大于2 000m，總含氣量相對(duì)較大。綜合考慮煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣各類型氣藏的有利深度可知，當(dāng)埋深在1 500m至3 500m時(shí)為煤系“三氣”共探共采的最佳埋藏深度。

2 山西省煤系“三氣”賦存特征

煤系“三氣”不同類型氣藏的賦存特征存在較大差異。煤系“三氣”賦存特征是煤系“三氣”含氣性特征的研究基礎(chǔ)，同時(shí)也決定了后期的開發(fā)方式。煤層氣主要以吸附氣為主，致密砂巖氣以游離氣為主，而頁巖氣介于二者之間，吸附氣含量占到20%～80%。煤系“三氣”賦存狀態(tài)本質(zhì)上決定于其儲(chǔ)層的物質(zhì)組成及孔隙結(jié)構(gòu)，對(duì)于煤層氣和頁巖氣而言，其吸附氣主要吸附于有機(jī)質(zhì)孔隙表面，因此有機(jī)質(zhì)含量及孔隙的比表面積控制了其吸附能力的大小。煤系“三氣”儲(chǔ)層的物質(zhì)組成及孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性決定了氣體賦存特征的復(fù)雜性。在煤系非常規(guī)儲(chǔ)層中，天然氣的賦存狀態(tài)除吸附態(tài)與游離態(tài)之外，亦含有少量的溶解氣，但溶解氣含量在總含氣量中所占比例極低，對(duì)含氣性的影響較小[12]。

山西省煤系烴源巖成熟度處于成熟階段，煤及泥頁巖有機(jī)質(zhì)中發(fā)育了大量的有機(jī)質(zhì)納米級(jí)孔隙，提供了較大的比表面積；另一方面，地層中往往含有水分子，存在著水分子與甲烷分子的競爭吸附，無機(jī)質(zhì)礦物質(zhì)大多為親水性，特別是黏土礦物，水分子的存在使得無機(jī)質(zhì)礦物孔隙對(duì)甲烷的吸附能力很弱，甲烷分子主要以游離態(tài)存在于無機(jī)質(zhì)孔隙中。有機(jī)質(zhì)為憎水性，其孔隙表面更傾向于吸附甲烷分子，吸附甲烷的能力較強(qiáng)。鑒于以上原因，砂巖氣主要以游離態(tài)為主，煤層氣主要以吸附態(tài)為主，而頁巖氣則吸附態(tài)與游離態(tài)并存。

3 煤系“三氣”研究現(xiàn)狀

3.1 煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣單氣藏

含煤地層巖性一般為砂巖、泥頁巖與煤層互層。各巖性層段均具有一定含氣量，對(duì)應(yīng)氣藏主要為煤層氣、頁巖氣與致密砂巖氣[3]，但各自氣藏的儲(chǔ)層物性，成藏特征有所差異。

煤儲(chǔ)層為極不均質(zhì)的多孔介質(zhì)，煤層氣主要以吸附態(tài)儲(chǔ)存在煤儲(chǔ)層孔隙中[13]，煤層氣以熱成因?yàn)橹?，但其成因的多元化是客觀存在的，如微生物成因、深部氣成因、無機(jī)質(zhì)催化成因等[14-15]。

頁巖氣儲(chǔ)層作為一種特殊儲(chǔ)集層，在結(jié)構(gòu)和組成上存在從納米尺度到宏觀尺度的非均質(zhì)性，復(fù)雜的成巖演化及低孔隙度強(qiáng)非均質(zhì)性等特性為對(duì)頁巖氣賦存機(jī)理的認(rèn)識(shí)帶來了極大的困難[16]。頁巖氣以游離或吸附的方式儲(chǔ)存在孔隙表面和孔隙中，孔裂隙系統(tǒng)的復(fù)雜性大大增加了頁巖氣解析運(yùn)移機(jī)理的復(fù)雜性[17]。我國針對(duì)頁巖氣的勘探開發(fā)和研究工作主要集中在南方下古生界海相、四川盆地及周緣下侏羅統(tǒng)陸相和鄂爾多斯盆地三疊系陸相，針對(duì)海陸交互相煤系頁巖氣的研究工作相對(duì)比較薄弱且零散[12]。

致密砂巖氣主要以游離態(tài)賦存在致密砂巖儲(chǔ)層中。中國的致密砂巖儲(chǔ)層也多與含煤地層發(fā)育有關(guān)，海陸交互相沉積環(huán)境下沉積的太原組、山西組中的煤系烴源巖是產(chǎn)生致密砂巖氣藏的基礎(chǔ)。中國現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣具有克拉通大面積致密砂巖氣、前陸背斜構(gòu)造致密砂巖氣和斷陷深層致密砂礫巖氣3種成藏機(jī)制[18]。

3.2 煤系氣疊置成藏特征

含煤地層具有顯著的旋回性，烴源巖生氣范圍廣，烴類氣體成因多樣，生氣潛力大。存在共生關(guān)系的巖性、巖相等有規(guī)律地重復(fù)交替，為煤系氣提供了疊置成藏基礎(chǔ)，垂向上形成多套“生儲(chǔ)蓋”組合，是各類氣藏形成的關(guān)鍵，海陸交互相煤系以頁巖氣、煤層氣和致密砂巖氣共生為主，在垂向分布具有一定的規(guī)律性，已有研究認(rèn)為煤層氣、頁巖氣和致密氣主要發(fā)育于太原組上段和山西組下段。

自生自儲(chǔ)和短距離運(yùn)移是煤系氣共生的有利條件。烴源巖在沉積、構(gòu)造、熱液等的作用下，烴類氣體一方面以吸附狀態(tài)自生自儲(chǔ)于煤層、泥頁巖層中，形成煤層氣、頁巖氣；另一方面，以裂隙、斷層為通道運(yùn)移并聚集在其他儲(chǔ)集空間形成氣藏[19]。其中，經(jīng)短距離活塞式運(yùn)移聚集在與烴源巖大面積緊密接觸的致密砂巖中，并主要以游離氣形式形成致密砂巖氣藏。煤巖和泥頁巖都可為致密砂巖氣藏?zé)N源巖，致密砂巖與烴源巖之間往往相互疊加形成三明治型儲(chǔ)蓋配置，互為蓋層。泥頁巖除是自生氣體的烴源巖和儲(chǔ)氣巖外，還是煤巖生成的烴類氣體很好的儲(chǔ)氣層，是煤層氣藏很好地蓋層[20]。

3.3 煤系氣疊置成藏模式

煤系非常規(guī)氣烴源巖為煤巖、暗色泥頁巖等，具有“多源多項(xiàng)、動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化、定向聚散”的成藏特點(diǎn)[21]。秦勇等對(duì)貴州織金—納雍煤田水公河向斜這一典型實(shí)例開展研究，提出和論證了“多層疊置獨(dú)立含煤層氣系統(tǒng)”的成因觀點(diǎn)。因此，煤系氣也應(yīng)存在含氣系統(tǒng)，不同含氣系統(tǒng)的劃分及識(shí)別對(duì)煤系氣能否多層共采具有重要意義。煤系含氣層段源-儲(chǔ)空間組合特征表明煤系氣多為“源儲(chǔ)共層緊鄰型”，即頁巖氣、煤層氣和砂巖氣疊置成藏模式。沁水盆地石炭-二疊紀(jì)煤系上主煤層以“泥夾煤”疊置儲(chǔ)層組合為主，以自生自儲(chǔ)的煤層氣為主體氣藏，煤層頂/底板泥頁巖除自身生烴外，大部分接受煤層氣的擴(kuò)散補(bǔ)給形成輔助氣藏；下主煤層以“水封氣”疊置儲(chǔ)層組合為主，煤系氣藏氣層包括下主煤層及其底板泥頁巖，自生自儲(chǔ)的煤層氣為主體氣藏，煤層底板泥頁巖自身生烴并接受煤層氣補(bǔ)給成為輔助氣藏，氣藏上覆灰?guī)r層作為含水層為煤系氣藏提供良好封閉?？勺R(shí)別出3種基本的共生組合類型：模式a，煤系頁巖氣-煤層氣-煤系致密氣共生組合，常見于太原組上段；模式b，為煤系頁巖氣-煤層氣共生組合，常見于山西組下段；模式c，為煤系致密氣-煤系頁巖氣-煤層氣共生組合，包括“雙源三儲(chǔ)”“雙源雙儲(chǔ)”“單源雙儲(chǔ)”3類次級(jí)氣藏，5種氣藏組合。

3.4 煤系氣勘探開發(fā)技術(shù)研究

目前單相非常規(guī)油氣的開發(fā)技術(shù)已經(jīng)較為成熟，美國皮申斯盆地煤系氣共采先導(dǎo)性實(shí)驗(yàn)顯示，60口平均單井產(chǎn)氣量達(dá)到10 800 m3/d，其中40%來自于致密砂巖儲(chǔ)層的游離氣。2006年以來，我國遼河石油勘探局在阜新地區(qū)對(duì)11口井的煤層及相鄰砂巖進(jìn)行同射同壓，嘗試煤層氣與相鄰砂巖層中的煤成氣合采，具有起套壓快、產(chǎn)氣量較高及產(chǎn)氣量穩(wěn)定的特點(diǎn)，部分井投產(chǎn)初期可間歇自噴，比單采煤層中的煤層氣效果更好。在鄂爾多斯盆地東部上古生界石炭-二疊紀(jì)本溪組、太原組和山西組中鉆探了上百口天然氣井，氣源主要來自于石炭-二疊紀(jì)廣泛分布的煤層和富含有機(jī)質(zhì)泥頁巖，部分煤層氣井采取煤層與上覆砂巖一起射孔、壓裂及排采的措施，有效提升了煤層氣井的產(chǎn)能。近年來，我國在鄂爾多斯盆地東緣臨興、神府、橫山堡南等山西及其周緣區(qū)塊進(jìn)行了煤層氣、致密砂巖氣勘查，中聯(lián)公司和中澳合作施工鉆井11口，多口井在煤層-砂巖層段壓裂試氣后獲得高產(chǎn)，最高一天可達(dá)5.3×104m3。

煤系氣共采理論研究方面，自2012年郭本廣等[22]在國內(nèi)提出了煤系氣共采的思想開始，先后有學(xué)者分別從煤系地層的兼容性、壓裂裂縫布展布及煤系氣資源特征、合采干擾因素分析[23]等方向做出了相關(guān)研究。若想要實(shí)現(xiàn)煤系氣的共采，必須要有一套針對(duì)性的，適用于含煤地層且滿足不同排采工藝的共采工藝技術(shù)及配套的井下結(jié)構(gòu)。煤系氣單一儲(chǔ)層開采過程中，產(chǎn)氣量多偏低，同井筒合采可以釋放難動(dòng)用或不可動(dòng)用資源，提高資源利用效率和產(chǎn)氣效果。

2016年，我局對(duì)沁水盆地榆社-武鄉(xiāng)區(qū)塊1口參數(shù)井深部煤系的煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣進(jìn)行了分壓合采研究，采用射孔+橋塞聯(lián)作投球分壓方式，對(duì)3號(hào)煤組及其間的泥巖、8號(hào)煤層及其下部的粉砂巖進(jìn)行了5個(gè)層段(埋深1 300～1 350m)壓裂作業(yè)，于2017年9月16日日產(chǎn)氣量達(dá)到了1 000m3，目前已穩(wěn)產(chǎn)近一年。實(shí)現(xiàn)了煤系“三氣”的單井“共采”，對(duì)煤系“三氣”共探共采進(jìn)行了初步研究，且取得了不錯(cuò)效果，但并未開展煤系“三氣”共生特性、共探方法與共采有效性地質(zhì)評(píng)價(jià)方面的系統(tǒng)性研究工作。

4 山西深部煤系“三氣”勘探開發(fā)存在的主要問題

4.1 關(guān)鍵技術(shù)尚未取得突破

煤系“三氣”共采不同于煤層氣或致密砂巖氣多層共采，儲(chǔ)層物性差異更加明顯，不同類型氣藏開采工藝差異較大，這使得煤系三氣共采難度加大，很多關(guān)鍵技術(shù)的研究尚處在起步階段。

(1)煤系“三氣”生儲(chǔ)蓋組合關(guān)系多變，含氣系統(tǒng)緊鄰或間距較小，易于受到開采擾動(dòng)而發(fā)生系統(tǒng)間干擾；

(2)煤系“三氣”成藏主控因素不盡相同，產(chǎn)氣機(jī)理也有較大差別，煤系三氣共采產(chǎn)氣機(jī)理、各儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率影響因素認(rèn)識(shí)不清；

(3)同一含氣系統(tǒng)內(nèi)部儲(chǔ)層的巖性變化大，常規(guī)措施難以對(duì)各類儲(chǔ)層進(jìn)行統(tǒng)一且有效的改造；

(4)由于煤系“三氣”的氣藏含水飽和度不一，開采過程中產(chǎn)水量以及儲(chǔ)層滲吸情況有較大差異，儲(chǔ)層水對(duì)各產(chǎn)層產(chǎn)能的影響嚴(yán)重。

4.2 政策保障不完善

(1)礦權(quán)管理制度創(chuàng)新滯后。目前，國土資源部尚未將致密砂巖氣列為獨(dú)立礦種，雖然產(chǎn)量一直被計(jì)入常規(guī)天然氣中。因而會(huì)導(dǎo)致企業(yè)在“三氣”綜合勘查開發(fā)過程中存在不名正言順的情況。

(2)煤層氣產(chǎn)業(yè)投入風(fēng)險(xiǎn)高，企業(yè)積極性低。我國的煤層氣開發(fā)項(xiàng)目大多數(shù)處于虧損狀態(tài)，其主要原因是開發(fā)投入高、單井產(chǎn)量低而收益少。地面抽采煤層氣成本大約2元/m3，盡管國家出臺(tái)了煤層氣價(jià)格優(yōu)惠政策，財(cái)政部補(bǔ)貼0.3元/m3，省政府補(bǔ)貼0.1元/m3，受近年來原油價(jià)格低影響，但售價(jià)僅約1.2～1.4元/m3，整體處于虧損狀態(tài)。再者，常規(guī)天然氣在天然氣消費(fèi)市場中居主導(dǎo)地位，煤層氣市場話語權(quán)小，煤層氣價(jià)格受天然氣價(jià)格限制。

(3)投資來源渠道少，社會(huì)融資困難。我省當(dāng)前在“三氣”共采勘探開發(fā)的資金來源渠道少，主要來源于兩類。

第一類資金來源是創(chuàng)新科技項(xiàng)目及地勘基金，這一類資金基本全部用于前期資源的調(diào)查評(píng)價(jià)和基礎(chǔ)理論研究方面，一般針對(duì)性的項(xiàng)目數(shù)額較?。?/p>

第二類資金來源是企業(yè)，由于省內(nèi)油氣資源類企業(yè)以煤層氣的勘探開發(fā)為主，而多數(shù)煤層氣企業(yè)經(jīng)營困難，難以拿出大量的資金對(duì)煤系天然氣和頁巖氣做勘查工作。

5 山西深部煤系“三氣”資源研究和發(fā)展方向

為加快推動(dòng)我省深部煤系“三氣”資源勘探開發(fā)步驟，早日顯示“能源革命排頭兵”的歷史性轉(zhuǎn)折，實(shí)現(xiàn)突破煤系“三氣”共探共采技術(shù)是關(guān)鍵。同時(shí)，針對(duì)山西省煤系“三氣”資源發(fā)展現(xiàn)狀提出了以下幾點(diǎn)建議和意見：

(1)推進(jìn)地質(zhì)資料公開和共享，申請建立山西省數(shù)字氣田。技術(shù)與資料達(dá)到共享有利于避免地質(zhì)工作重復(fù)投入、減少社會(huì)投資浪費(fèi)，對(duì)于保障地質(zhì)工作可持續(xù)發(fā)展具有十分重要的意義。山西省數(shù)字氣田的建立，將是地質(zhì)資料公開和共享具體表現(xiàn)，也是實(shí)現(xiàn)“三氣”共探共采的必經(jīng)之路。

(2)積極組織開展煤系“三氣”共探共采科技創(chuàng)新項(xiàng)目。將“三氣”共采過程中可能遇到的地質(zhì)及工程問題進(jìn)行科研立項(xiàng)，大力投入地勘基金，安排省內(nèi)地勘單位與各大高校、科研院所共同開展“三氣”共探共采的基礎(chǔ)理論研究和關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)新，同時(shí)積極聯(lián)合企業(yè)，對(duì)取得的新技術(shù)新理論進(jìn)行生產(chǎn)論證。

(3)積極推動(dòng)開展深部煤層氣的公益性勘查工作。山西省轄區(qū)內(nèi)共登記煤層氣、油氣礦業(yè)權(quán)共46個(gè)，占據(jù)了山西絕大部分的含氣區(qū)域，由于深部煤層氣勘查開發(fā)技術(shù)投入很少，技術(shù)瓶頸尚未有大的突破，普遍認(rèn)為開發(fā)難度較大，目前的勘查開發(fā)工作主要集中煤層埋深800m以淺的區(qū)域。但是，埋深1 000m以深的煤層氣資源量約5.64萬億m3，占全省總資源量的68%，資源占比極大，有必要加大研究力度。

(4)選擇煤系“三氣”共生共儲(chǔ)的有利條件，建立示范區(qū)。針對(duì)煤系“三氣”共探共采有效性地質(zhì)評(píng)價(jià)方面的研究工作，急需建設(shè)一個(gè)示范工程，開展深部煤層氣、煤系“三氣”賦存規(guī)律、多相態(tài)平衡機(jī)制、疊置成藏效應(yīng)和聯(lián)合開采等方面的理論與技術(shù)攻關(guān)，有效推進(jìn)山西煤系“三氣”資源的勘探開發(fā)。

6 結(jié)論

(1)煤系“三氣”是賦存于煤系內(nèi)部，山西省石炭-二疊系發(fā)育了多套煤系“三氣”共生組合巖系?；诮鼛啄甑目碧介_發(fā)研究成果，山西省煤系“三氣”資源潛力巨大。主要特點(diǎn)為有機(jī)質(zhì)豐度高，以Ⅲ型干酪根為主，有機(jī)質(zhì)已進(jìn)入成熟階段，有機(jī)地化條件較好；孔隙變化較大，連通性差，滲透率低，非均質(zhì)性特征強(qiáng)，儲(chǔ)層物性條件一般；含氣量變化幅度極大、含氣量較為可觀。

(2)煤系“三氣”目前的研究主要以單氣藏研究為主，而疊置成藏機(jī)理、多相態(tài)賦存平衡機(jī)制、多氣藏相互作用及規(guī)律，以及疊置氣藏聯(lián)合開采的理論與技術(shù)研究及實(shí)踐很少。山西省煤系“三氣”勘探開發(fā)主要存在共探共采關(guān)鍵技術(shù)尚未取得突破和政策保障尚不完善等兩個(gè)方面。

(3)山西深部煤系“三氣”資源的大力開發(fā)需要開展“推進(jìn)地質(zhì)資料公開和共享，申請建立山西省數(shù)字氣田”“積極組織開展煤系“三氣”共探共采科技創(chuàng)新項(xiàng)目”“積極推動(dòng)開展深部煤層氣的公益性勘查工作”及“選擇煤系“三氣”共生共儲(chǔ)的有利條件，建立示范區(qū)”等四方面工作。