朱慶忠 楊延輝 左銀卿 宋 洋郭 煒 唐 鋒 任 潔 王 剛

1.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司煤層氣開采先導(dǎo)試驗(yàn)基地 2.中國石油華北油田公司 3.中國石油渤海鉆探工程公司

1 中國煤層氣發(fā)展概況

21世紀(jì)初在沁水盆地南部獲取了煤層氣探明地質(zhì)儲量（圖1），但煤層氣資源探明程度非常低，隨后開始了煤層氣規(guī)模開采，煤層氣產(chǎn)量從無到不足1×108m3逐步增長，這個時期的探明儲量規(guī)模沒有擴(kuò)大，但勘探工作仍在開展，儲量替換率在0～669之間變化，儲量替換率的交替變化反映在探索初期的不穩(wěn)定、無規(guī)律性發(fā)展。因此該時期稱為是煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的初步形成階段，應(yīng)用技術(shù)在模仿實(shí)踐與改進(jìn)摸索中，基礎(chǔ)研究非常薄弱。

圖1 中國煤層氣發(fā)展變化曲線圖

隨著國家、中石油等先后組織對我國煤層氣成藏機(jī)制、勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)等攻關(guān)，對煤層氣技術(shù)自主創(chuàng)新起到了推波助瀾的作用，建立了高煤階煤層氣“向斜富氣規(guī)律”[1]、煤層氣可采資源預(yù)測方法[2]等，大力推動了煤層氣地質(zhì)評價(jià)，煤層氣探明地質(zhì)儲量從幾百億立方米增長到上千億立方米規(guī)模，沁水盆地南部誕生了世界第一個千億立方米高煤階煤層氣田，同時，形成了煤層氣水平井設(shè)計(jì)與鉆井、壓裂增產(chǎn)、排采控制、地面數(shù)字化控制等開發(fā)技術(shù)系列，對實(shí)現(xiàn)中國煤層氣產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；a(chǎn)起到了有力支撐作用。在煤層氣初期發(fā)展階段（圖1），年產(chǎn)氣量從不足1×108m3上升到50×108m3以上，新增探明儲量年度最多超過1 000×108m3，儲量替換率在24～34之間維持了一段時間，爾后儲量替換率降低，目前趨于穩(wěn)定在3左右。儲量替換率的調(diào)整變化特點(diǎn)，呈現(xiàn)資源量大、探明儲量多，但有效動用率低、剩余可動用儲量低、單井產(chǎn)氣量低的現(xiàn)象，導(dǎo)致開發(fā)利潤低，對煤層氣產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展面臨著極大難題與挑戰(zhàn)：①有效動用剩余探明儲量，中、深層煤層氣資源的經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)；②近1/3低產(chǎn)井亟須盤活實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)；③適宜的工程技術(shù)亟須有效提高單井產(chǎn)量；④降低成本，提高開發(fā)效益；⑤為保證煤層氣發(fā)展的長期穩(wěn)定，需保持適度的儲量替換率。

沁水盆地高煤階煤層氣占據(jù)中國煤層氣大比例優(yōu)勢，因此中國煤層氣資源開發(fā)面臨的難題和挑戰(zhàn)，也是沁水盆地高煤階煤層氣需要解決的難題，解剖高煤階開發(fā)對我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展具代表性。

2 對煤層氣的再認(rèn)識

2.1 煤層氣的非常規(guī)性

煤儲層的儲集特性及煤層氣賦存、流動特性，是煤層氣開采方式與常規(guī)油氣不同的基礎(chǔ)。

2.1.1 氣體儲存特征

常規(guī)油氣藏是油氣聚集的基本單位，石油和天然氣在形成初期呈分散游離狀態(tài)，存在于生油氣地層中，經(jīng)過多次運(yùn)移聚集成藏，有明顯的油、氣、水界面。一般非常規(guī)天然氣包括煤層氣、頁巖氣等。在非常規(guī)地質(zhì)成藏上，美國地質(zhì)調(diào)查局（USGS）曾在1995年美國油氣資源評價(jià)中，提出“連續(xù)油氣藏”（Continuous Accumulation）的概念[3]，認(rèn)為“連續(xù)型”油氣藏是低孔隙、低滲透儲集體系中，明顯不受水力驅(qū)動、無邊底水、大面積分布的單一油氣聚集。20世紀(jì)90年代到21世紀(jì)，我國煤層氣地質(zhì)研究也取得了重要進(jìn)展，例如錢凱[4]、趙慶波等[5-6]等認(rèn)為，煤層氣藏是指壓力作用下“圈閉”著一定數(shù)量氣體的煤巖體，并提出了“有效煤層氣藏”或“經(jīng)濟(jì)煤層甲烷氣藏”的概念，指出有效煤層氣藏是指具有商業(yè)開采價(jià)值的煤層氣藏。桑樹勛等[7]認(rèn)為，煤層氣藏是地層中煤層氣聚集的基本單元，其形成需要煤層氣聚集和圈閉兩個必要條件，認(rèn)為形成煤層氣藏的圈閉為壓力圈閉，與常規(guī)圈閉的容納機(jī)制不同，煤層氣藏圈閉沒有確定的地質(zhì)邊界和確定的幾何形態(tài)，壓力圈閉是煤層氣成藏要素優(yōu)化配置的結(jié)果，其富集程度主要受控于煤層氣成藏過程匹配關(guān)系的優(yōu)化。趙賢正等[8]形成高煤階煤層氣構(gòu)造、沉積、熱動力和水文地質(zhì)條件多因素協(xié)同、互補(bǔ)、共存成藏的基本地質(zhì)認(rèn)識，煤層即生儲層，地質(zhì)作用對成藏作用程度和貢獻(xiàn)難以量化，煤層氣藏的概念難以明確。盡管眾多學(xué)者對煤層氣藏的概念和分類的認(rèn)識有一定分歧，但煤層氣藏作為煤層氣聚集的基本單元達(dá)成共識，以找地質(zhì)圈閉的傳統(tǒng)方式難以模式化描述煤層氣藏。

2.1.2 賦存巖石類型與賦存狀態(tài)

煤層氣的生成過程與常規(guī)油氣（特別是煤成氣）沒多大區(qū)別，煤層氣的“非常規(guī)”性主要表現(xiàn)在其賦存的巖石類型與賦存狀態(tài)的特征。煤層氣以吸附狀態(tài)為主儲集于煤層中（圖2），煤巖含灰分、揮發(fā)分、固定碳（50%左右）；常規(guī)天然氣以游離態(tài)賦存在無機(jī)質(zhì)巖石（圖3），主要成分是甲烷，其中砂巖氣藏的儲層，含石英（52%以上）、黏土、鐵礦等，除此之外，兩者尤以楊氏模量等力學(xué)性質(zhì)差別較大，對儲層改造增產(chǎn)方式的要求也將不同。

圖2 煤層氣賦存狀態(tài)示意圖

圖3 常規(guī)天然氣賦存狀態(tài)示意圖

2.1.3 流體流動特征

常規(guī)天然氣藏中主要流體是天然氣和水，天然氣主要以氣態(tài)形式存在于在儲集層中，開發(fā)過程中，流體流動經(jīng)歷滲流、擴(kuò)散、滲流過程，與煤層氣的產(chǎn)出規(guī)律明顯的區(qū)別是煤層氣的解吸過程。煤層氣開采經(jīng)過排水降壓到排氣過程，由于煤層氣在儲層中以吸附態(tài)為主，少量的游離態(tài)，煤層氣的產(chǎn)量多數(shù)由煤層解吸產(chǎn)出，煤層氣產(chǎn)出經(jīng)歷解吸、擴(kuò)散、滲流等過程，因此煤層氣的微觀賦存狀態(tài)及排采過程的變化規(guī)律是確保煤層氣高效開發(fā)的關(guān)鍵之一。

2.2 煤層氣開發(fā)問題

中國煤層氣地質(zhì)條件復(fù)雜，煤層地質(zhì)的差異性一定程度上決定了煤層氣井增產(chǎn)改造技術(shù)不能簡單復(fù)制，中國石油華北油田公司（以下簡稱華北油田）在沁水盆地南部繼樊莊成功開發(fā)之后，鄭莊、沁南的后期擴(kuò)建工程中應(yīng)用了相同技術(shù)系列，與樊莊相比，平均單井產(chǎn)氣量遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)指標(biāo)，由此可見煤層地質(zhì)特征參數(shù)的變化對產(chǎn)量的影響較大，工程技術(shù)須適應(yīng)主體改造對象的基本特征[1]。利用辯證思維方式，引進(jìn)矛盾論和實(shí)踐論的觀點(diǎn)，從影響煤層氣的開發(fā)規(guī)律進(jìn)行梳理問題，重點(diǎn)提煉了開發(fā)過程中的5個物理矛盾：實(shí)驗(yàn)巖心與真實(shí)地層，水壓平衡與氣壓平衡狀態(tài)，煤巖碎裂與均值條帶，改造增產(chǎn)工程升壓與降壓開采，能量守恒與能量驅(qū)動，其中，工程升壓與降壓開采的矛盾是決定工程技術(shù)走向的很重要的一個物理矛盾的。通過分析認(rèn)為目前煤層氣開發(fā)可能存在4個問題：①沒有認(rèn)識到儲量的可開采性。已提交7 000×108m3的探明儲量有相當(dāng)比例的儲量在現(xiàn)有技術(shù)下不能經(jīng)濟(jì)、高效動用，而美國提交相當(dāng)數(shù)量的儲量時，年產(chǎn)氣量已達(dá)到500×108m3。②沒有認(rèn)識到地質(zhì)特征的差異化。遠(yuǎn)離瓦斯治理的煤礦區(qū)域與煤礦瓦斯治理區(qū)域，在地層滲透率、地層壓力、地層流體變化方面有本質(zhì)區(qū)別，因此，在不同的區(qū)域，應(yīng)該采取差異化的開發(fā)工程技術(shù)。同時，遠(yuǎn)離瓦斯治理的煤礦區(qū)域煤層氣資源占有相當(dāng)大的比例，制定長期的技術(shù)戰(zhàn)略發(fā)展體系關(guān)乎我國煤層氣產(chǎn)業(yè)的長期穩(wěn)定的健康發(fā)展。③沒有認(rèn)識到工程技術(shù)的適應(yīng)性。如何化解這對矛盾，是煤層氣開發(fā)的最重要的環(huán)節(jié)。④過度重視排采、但并不科學(xué)。過去堅(jiān)持“緩慢、穩(wěn)定、持續(xù)、長期”的排采控制原則，但是鄭莊等開發(fā)區(qū)塊并沒有實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)、高效開采。經(jīng)驗(yàn)固然重要，更需要科學(xué)技術(shù)。

3 沁水煤層氣技術(shù)定位與實(shí)踐

華北油田通過梳理問題、綜合分析，認(rèn)識到煤層氣開發(fā)亟須技術(shù)突破，達(dá)到提高開發(fā)效益、推進(jìn)煤層氣產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的目的，以下4項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)至關(guān)重要：即現(xiàn)有技術(shù)條件下開發(fā)儲量的控制、經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能建設(shè)的區(qū)域優(yōu)選技術(shù)、適應(yīng)地層特征的工程技術(shù)系列、開發(fā)方案的頂層設(shè)計(jì)技術(shù)。因此，從以下6個方面技術(shù)攻關(guān)，取得的成效可以借鑒。

3.1 深化勘探理論認(rèn)識，提出弱動單元煤層氣富集認(rèn)識，支撐三段式前期勘探評價(jià)技術(shù)的形成

建立表征煤層氣富集和資源品質(zhì)的6個關(guān)鍵系數(shù)（氣體生長系數(shù)、斷裂發(fā)育系數(shù)、煤體發(fā)育系數(shù)、應(yīng)力聚散系數(shù)、水體流動系數(shù)、氣體逸散系數(shù)）評價(jià)儲量品質(zhì)，由同時針對開發(fā)儲量的控制問題，確定了“一定、二探、三落實(shí)”的技術(shù)路線，在普查階段確定主要煤層穩(wěn)定發(fā)育區(qū)和含氣富集區(qū)，在詳查階段探明富氣區(qū)的最大產(chǎn)氣能力，在評價(jià)階段準(zhǔn)確落實(shí)效益儲量、主體開發(fā)技術(shù)。在沁水煤層氣實(shí)現(xiàn)了煤層氣勘探評價(jià)由“廣覆式撒網(wǎng)”向?qū)ふ腋咝?yōu)質(zhì)儲量的轉(zhuǎn)移，指導(dǎo)了在馬必東、沁南區(qū)塊勘探評價(jià)，推動了高效開發(fā)示范工程建設(shè)。

3.2 形成煤層氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)技術(shù)，以效益、方案的標(biāo)準(zhǔn)去衡量煤層氣的開發(fā)，做好頂層設(shè)計(jì)

重新認(rèn)識煤層氣與常規(guī)天然氣的本質(zhì)區(qū)別，改變以往煤層氣開發(fā)方案的不適宜的制定方式，注重頂層設(shè)計(jì)，開發(fā)方案符合地質(zhì)特征、工程方案適應(yīng)地質(zhì)要求，圍繞實(shí)現(xiàn)單井產(chǎn)量最大化、產(chǎn)能建設(shè)的最優(yōu)化，地面建設(shè)簡單化、生產(chǎn)管理高效化的目標(biāo)，設(shè)定內(nèi)部收益率10%以上、產(chǎn)能建設(shè)到位率60%以上、集輸系統(tǒng)效率提高20%、單方氣操作成本降低20%等控制經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，實(shí)施全過程風(fēng)險(xiǎn)控制。

理論認(rèn)識與技術(shù)保障上，不斷夯實(shí)理論基礎(chǔ)，深入高階煤儲層固—流耦合控氣控產(chǎn)機(jī)理[9]研究，強(qiáng)化疏導(dǎo)式開發(fā)的理論基礎(chǔ)，適應(yīng)煤層氣的開發(fā)規(guī)律，形成主次相融的通暢流動網(wǎng)絡(luò)，疏理通道，引導(dǎo)流體產(chǎn)出。通過著重研究煤層氣可采性、煤層可改造性，打破了傳統(tǒng)地質(zhì)認(rèn)識，突破以往埋深800 m以深的煤層氣不宜開發(fā)的認(rèn)識，認(rèn)為埋深不是決定煤層氣是否開發(fā)的界限條件，煤層滲透率與可改造性受控于現(xiàn)今地應(yīng)力大小與所處的應(yīng)力狀態(tài)，中、深層煤層氣開發(fā)不是禁忌，高煤階的馬必東開發(fā)示范區(qū)（圖4）、中煤階的大城凸起（圖5）的實(shí)踐已經(jīng)證明。

同時，形成選區(qū)、井網(wǎng)、工程及建設(shè)等系統(tǒng)的開發(fā)技術(shù)，全面支撐新區(qū)建設(shè)與開發(fā)調(diào)整。

圖5 大城凸起單口水平井產(chǎn)量曲線圖

3.3 攻關(guān)煤層氣水平井技術(shù)，穩(wěn)步擴(kuò)大現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模

水平井與直井相比有幾大優(yōu)勢，在滲流方面，流體產(chǎn)出滲流阻力相對小，易于降壓；在解決壓裂引起的三大矛盾方面，水平井的通道疏導(dǎo)作用毫無懸念；開發(fā)實(shí)踐也表明，相近地質(zhì)條件，排除因工程因素失敗的影響，水平井的產(chǎn)量明顯高于直井，以樊莊南部富集滲透性好的區(qū)域?yàn)槔?，水平井約為直井單井日產(chǎn)量的2～5倍。因此，攻克煤層氣水平井規(guī)模推廣應(yīng)用存在的難題，擔(dān)負(fù)著煤層氣高效開發(fā)的重任。

一方面，成熟低成本可控水平井優(yōu)快鉆完井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)降本提速、提高煤層鉆遇率、降低復(fù)雜事故率的目的。水平井二開全通徑井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，自主研發(fā)、配套三項(xiàng)成井關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)施的兩項(xiàng)主力水平井技術(shù)鉆井成本降低了50%～55%，鉆井周期縮短了28%～35%，煤層鉆遇率由“十一五”的80.1%提高到93.5%，鉆井垮塌埋鉆等復(fù)雜率由“十一五”的36.6%降低到5.7%。

另一方面，已開發(fā)低效區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)魚骨刺水平井耦合降壓、井眼重入等盤活技術(shù)，與原來直井形成聯(lián)合縫網(wǎng)，擴(kuò)大壓降波及面積，在鄭莊低效區(qū)的應(yīng)用初步見效（圖6），對鄭莊區(qū)塊的產(chǎn)量穩(wěn)定上升提供了技術(shù)保障，

圖6 鄭莊低效井盤活技術(shù)實(shí)施效果圖

該區(qū)塊由年初日產(chǎn)氣46×104m3上升到63×104m3，預(yù)計(jì)2020年達(dá)到100×104m3/d的目標(biāo)。

3.4 加大煤層氣疏導(dǎo)式工程改造技術(shù)攻關(guān)力度，夯實(shí)增產(chǎn)基礎(chǔ)

煤層氣開發(fā)主體工程技術(shù)是壓裂改造方式，從煤層氣的開發(fā)機(jī)理上定位了常規(guī)壓裂帶來的三大矛盾：壓裂增壓與降壓開采的矛盾、壓裂要求造長縫與煤難造長縫的矛盾、水進(jìn)入地層降低解吸效率的矛盾[10-11]。

華北油田為了解決三大矛盾，從優(yōu)選井型與組合、多種增產(chǎn)改造技術(shù)[12-13]等方面進(jìn)行了探索，“十三五”以來，依托中國石油集團(tuán)先導(dǎo)試驗(yàn)基地平臺優(yōu)勢，強(qiáng)化水力壓裂對煤儲層傷害機(jī)理研究，認(rèn)識到壓裂液侵入由于黏土礦物膨脹堵塞孔喉、煤層應(yīng)力擾動與部分裂縫閉合等原因，導(dǎo)致煤層氣擴(kuò)散和滲流的通道尺寸變小，壓裂液返排仍有部分滯留在孔喉處形成液體段塞，阻礙煤層氣擴(kuò)散和滲流。同時，壓裂液侵入推動割理中的氣體進(jìn)入微孔，導(dǎo)致微孔中的氣體體積減小與分壓增大，使得氣體吸附在煤巖表面的概率上升，解吸附難度增大[14]，降低甲烷解吸能力。

通過深化基礎(chǔ)理論、技術(shù)研究與快速現(xiàn)場試驗(yàn)，不斷總結(jié)經(jīng)驗(yàn)與不足，形成了煤層氣疏導(dǎo)式工程改造技術(shù)系列：①基于不易造長縫等煤巖性質(zhì)，優(yōu)化射孔井段，在原生煤段聚能壓裂，壓裂液集流利于攜砂造長縫；②對特低滲透煤層，壓裂前置液比較前期設(shè)計(jì)可降低20%，減少無效濾失，降低水鎖提高解吸效率；③基于壓裂升壓同時壓裂液侵入，增加煤巖應(yīng)力敏感性損害，降低甲烷解吸能力，采取快速返排等技術(shù)，減少地層壓力抬升，利用壓裂能量快速排除固液相污染。低前置比快速返排技術(shù)依據(jù)不同區(qū)塊地應(yīng)力、煤巖等條件調(diào)整，華北油田在沁水盆地煤層氣礦權(quán)區(qū)實(shí)施，取得較好的成效，目前實(shí)施的新井平均單井日產(chǎn)量大于2 000 m3，約為相鄰老井產(chǎn)量的4倍。

3.5 持續(xù)攻關(guān)排采理論，形成定量化疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)

改變以往采用統(tǒng)一的排采管控方法，對于非均質(zhì)性強(qiáng)的煤層，調(diào)整統(tǒng)一不科學(xué)的管控。

華北油田基于煤儲層微觀孔裂隙結(jié)構(gòu)特征[16]，深入高煤儲層氣水賦存狀態(tài)、產(chǎn)出特征、孔隙內(nèi)流體分布形態(tài)及其導(dǎo)流能力的研究，確定煤儲層流體運(yùn)移通道。由于煤層內(nèi)生裂隙（割理）和顯微裂隙是煤層水的主要儲集場所，外生裂隙和壓裂裂縫是煤層水的主要運(yùn)移和產(chǎn)出通道，煤層水的產(chǎn)出需經(jīng)歷彈性滲流、氣體彈性驅(qū)水兩個階段、宏觀與微裂隙尺度兩級流動。而煤層氣運(yùn)移和產(chǎn)出通道，僅需煤儲層孔、裂隙連通。

基于大量實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，通過生產(chǎn)現(xiàn)象分析本質(zhì)。實(shí)際生產(chǎn)中，存在多數(shù)產(chǎn)氣量高井在定壓降幅過程中，解吸產(chǎn)氣前累積產(chǎn)水量較少且保持穩(wěn)定，而不同于日產(chǎn)水量逐漸增大的部分低產(chǎn)井的生產(chǎn)現(xiàn)象，分析認(rèn)為當(dāng)無外水越流補(bǔ)給時，改造邊界為封閉邊界，壓裂液排出后，氣井依靠煤巖和流體的彈性能排水，地層壓力不斷下降，壓降漏斗不斷擴(kuò)大。而有的低產(chǎn)氣井由于外部水的越流補(bǔ)給形成了定壓供給邊界，導(dǎo)致產(chǎn)水量增大，壓降漏斗難以擴(kuò)大。

通過理論與實(shí)踐，認(rèn)為控制通道導(dǎo)流能力非常關(guān)鍵，在煤層氣井疏水降壓排采過程中，對近井地帶壓裂裂縫至井筒范圍內(nèi)流壓、套壓、產(chǎn)氣量及產(chǎn)水量的排采控制尤為重要，確保在單相水流階段疏通基質(zhì)滲流通道，疏導(dǎo)煤粉，在氣水同流階段保持氣水連續(xù)流動，擴(kuò)大解吸面積。

以疏通滲流通道、提高地層滲透率為原則，形成了兩種以疏導(dǎo)為核心的定量化排采控制技術(shù)：①氣相滲流強(qiáng)，見套壓前采取變速排采，見氣后降參控套壓小幅多頻提產(chǎn)的控制技術(shù)；②水相滲流強(qiáng)，見套壓前采取高速排采，見氣后提參控液面維持氣水同出的控制技術(shù)。該項(xiàng)技術(shù)應(yīng)用于鄭莊、馬必東新建示范區(qū)，解決堅(jiān)持“緩慢、穩(wěn)定、持續(xù)、長期”的排采控制，需要3～5年可能達(dá)產(chǎn)、效益差的問題，生產(chǎn)井在1年時間內(nèi)達(dá)產(chǎn)，縮短了達(dá)產(chǎn)時間，相應(yīng)減少了生產(chǎn)成本的投入，提高了排采效益。

3.6 降低運(yùn)行成本，提高系統(tǒng)運(yùn)行效率，形成集約化分布式地面集輸工藝技術(shù)

按照地面建設(shè)“六化”的設(shè)計(jì)理念，建設(shè)方案實(shí)行“分布式布站、標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、撬裝化建設(shè)、集約化控制”，大幅減少征地，減少地面建設(shè)費(fèi)用，改善投資結(jié)構(gòu)，由過去四級地面集氣模式簡化為三級，建設(shè)投資由過去平均1.02億元/108m3，集約化分布式要達(dá)到0.81億元/108m3，預(yù)期后期系統(tǒng)運(yùn)行效率提高10%以上，單方氣量操作成本可降低30%。這種地面建設(shè)模式正在應(yīng)用于馬必東示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)中，待2020年方案實(shí)施完成后再進(jìn)一步分析實(shí)效。

4 結(jié)束語

在我國煤層氣開發(fā)遇到瓶頸技術(shù)時期，華北油田通過持續(xù)攻關(guān)與思路轉(zhuǎn)變，形成了高煤階煤層氣經(jīng)濟(jì)開發(fā)的技術(shù)系列，在實(shí)踐中見到初步成效，隨著基礎(chǔ)理論的提升，開發(fā)技術(shù)不斷完善，煤層氣科學(xué)開發(fā)一定會實(shí)現(xiàn)。