0.   引　　言

在中国推动“双碳”目标背景下，天然气是化石能源向新能源过渡的重要桥梁，煤层气是非常规天然气的重要组成部分^[1-2]。煤层气开发兼具能源利用、煤矿安全、环境保护三大属性^[3-4]。2020年全国煤层气产量为102.3亿m³；新疆是我国十四个特大型煤炭产业基地之一，煤层气资源储量丰富^[5]。其中，准噶尔盆地南缘侏罗系煤层具有厚度大、层数多、大倾角、热演化程度低以及含气量适中等特征，满足大规模煤层气藏形成的地质条件^[6-7]。准噶尔盆地南缘煤层气田的建成，开拓了新的煤层气产业基地^[8-9]。

全国各矿区的煤层气和煤炭资源赋存条件存在一定差异，各矿区根据自身特点选择合适的煤层气开发技术，典型的有淮南模式、晋城模式与松藻模式^[10]。基于典型的煤层气开发模式，刘见中等^[11]主要考虑经济、安全、资源回收率3方面因素，提出了煤与煤层气评价方法；进一步，通过对煤层气开发过程的时空约束，构建了煤与煤层气协调开发模式。

煤矿区煤层气开发面临“抽采难度大、抽采效率低、抽采集中程度低”的难题，其中，煤层气抽采长钻孔精准定向施工是制约井下煤层气抽采效果的主要技术及装备因素^[12]。有限采掘空间内小体积大功率钻进装备的提升是破解井下抽采钻孔限制的主要方式。气动定向钻进技术是解决“碎软煤层成孔率和成孔精度差”的可靠技术，可以避免出现抽采盲区和空白带^[13-14]。

煤层气利用有“浓度低、波动大”等限制^[15]。受开发方式和开发阶段差异的影响，煤矿区煤层气体积分数范围广（0.8%～90%），这使得矿区煤层气利用必须进行分源分浓梯级利用^[16]。我国在高浓度煤层气脱氧液化、深冷液化^[17]，中低浓度煤层气发电^[18]，低浓度煤层气浓缩吸附^[19]，极低浓度煤层气蓄热氧化^[20]等方面取得了重要突破。

笔者基于新疆自治区的特殊煤层气资源特征，总结“十三五”以来，新疆煤层气开发领域的理论、技术和装备突破，并对未来的煤层气开发潜力和前景作出分析。其目的在于推动新疆自治区煤层气开发的规模性发展，实现国家和地方的能源战略规划。

1.   新疆煤矿区煤层气资源特征

1.1   煤炭及煤层气资源量

新疆煤炭资源丰富，目前查明保有资源储量为3 915 亿t，约占全国的24.5%。根据全国第三次煤炭资源预测与评价结果，新疆煤炭资源总量为2.19 万亿t，约占全国资源总量的40%，是我国煤炭资源最丰富的地区。

新疆煤层气资源丰富，预测资源量超过9.5 万亿m³，占全国煤层气资源总量的26%。其中，埋深2 000 m以内的煤层气资源量7.51×1012 m³，约占全国埋深2 000 m以内的煤层气资源量的25.0%，且以中低阶煤煤层气为主。新疆是我国当前中低煤煤层气开发的重要地区。

1.2   资源分布及其特点

新疆矿区煤炭资源埋深较浅，地质结构简单，具备开采条件好、成本低等优势。埋深300 m以内煤炭预测资源量达到2 497 亿t，占新疆埋深1 000 m以内预测总量的20%。新疆煤矿区资源具有倾角大、煤层多、煤阶低、含气高等特征。

2.   新疆煤矿区煤层气开发利用现状

2.1   煤层气开发利用情况

从2013年以来，新疆地区重视煤层气资源的开发利用工作，以准噶尔盆地南缘为重点，在准噶尔盆地南缘开展了乌鲁木齐河东煤层气预探、阜康白杨河煤层气开发利用先导示范工程建设及阜康四工河煤层气勘查和产能建设工作。多口井日产气量大于2 000 m³，最高单直井日产气量28 000 m³，创全国单直井产气量之最，煤层气地面开发年产能5 000×104 m³，以压缩天然气（CNG）的形式用于汽车加气和工业园区，首次实现了新疆煤层气的开发利用。“十三五”期间，在阜康东部、四部、乌鲁木齐河东矿区涌现出一批日产气量大于5 000 m³的高产井，多口井日产气量稳产在10 000 m³以上。

新疆目前已形成准噶尔盆地南缘、塔里木盆地北缘两大煤层气勘查开发重点区和三塘湖、和什托洛盖等煤层气资源接替和储备区，建成阜康白杨河、阜康四工河、乌鲁木齐河东、拜城矿区4个煤层气开发利用先导试验矿区。

新疆阜康矿区是新疆煤层气开发利用的主要基地之一，主要采用地面抽采方式开发煤层气，目前进行了井下煤层气开采利用的主要是大黄山一号井和气煤一号井。其中，大黄山一号井2020年全年利用煤层气纯量335.42 万m³、全年累计发电585.46 万度、月平均发电量为48.79 万度。2021年上半年利用煤层气纯量286.89万m³、累计发电459.65 万度、月平均发电量为76.61 万度。气煤一号井井下抽采煤层气在新疆科林思德新能源有限责任公司储气柜与阜康西部四工河煤层气地面开发的高浓度煤层气混合，进入其33 MW煤矿瓦斯综合利用发电系统进行发电，井下抽采煤层气月平均供气量23万m³。

2.2   存在问题及技术瓶颈

1）煤层气矿业权设置滞后于勘查开发需要。煤炭矿业权与煤层气矿业权存在重叠问题，且合理设置出让金又难以达成共识，这些都对煤层气矿业权设置起到了消极作用。

2）煤矿煤层气排空的环保制度与监管不完善。由于针对煤层气排空的环保制度与监管不完善，煤层气发电难以上网、补贴政策难落实，导致煤矿企业的煤层气利用积极性差。

3）煤矿区煤层气开发技术与工艺还需完善。新疆高瓦斯矿井、瓦斯突出矿井生产规模较小，单矿井煤层气抽采量有限，抽采煤层气量及浓度频繁波动大，这使煤层气利用难度大，对煤层气利用技术要求高。高瓦斯矿井、瓦斯突出矿井主要开采大倾角煤层群，因此，针对性的大倾角多煤组煤矿区煤层气开发利用技术有待完善。

3.   新疆煤矿区煤层气开发利用研究进展

3.1   大倾角多煤组煤矿区时空协同煤与煤层气协调开发模式

改变以往将煤层气作为煤炭开采中的灾害性气体的观念，把它作为资源性气体，在煤炭开采的同时将煤层气安全高效的抽采出来，形成一体化系统，有利于煤与煤层气高效、安全、经济开采，从而提高生产效率与资源利用率。煤炭开采与煤层气抽采的相互关系如图1所示。然而，大倾角煤层群广泛存在。新疆矿区煤层平均倾角为30°，属于典型的大倾角多煤组煤矿区。因此，笔者基于煤炭开采与煤层气抽采相互关系，提出了适用于大倾角煤层群地质条件下的煤与煤层气耦合协调开发模式，如图2所示。

图  1  煤炭开采与煤层气抽采相互关系

Figure  1.  Relationship between coal mining and CBM extraction

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图  2  大倾角多煤组煤矿区时空协同煤与煤层气协调开发模式

Figure  2.  Spatial and temporal coordinated development mode of coal and coalbed methane in large dip angle multi-coal group coal mine area

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根据大倾角多煤组煤矿区的煤炭开采及煤层气抽采不同时期的特征，从煤层气开发的角度将煤炭开采和煤层气抽采整个过程划分为规划区、准备区、生产区和采空区4个时空阶段。根据上述4个时空阶段对煤炭开采量的要求，提出开拓煤量、准备煤量、回采煤量、首采层抽采达标煤量及可供布置的邻近层煤量五量管控方法。基于煤量管控及时空规划方法，提出了针对新疆地质条件的地面井、定向钻孔、下向钻孔3类钻孔煤层气抽采方法。

规划区主要是对煤炭开采进行远景规划。在规划区阶段完成主井、副井、风井等必要的开拓作业的同时，采用地面井进行煤层气抽采作业。其中，大倾角多重采动卸压下其覆岩破坏具有明显非对称性，而垂直井对此种地质条件具有较好的适应性，故规划区地面井采用直井。规划区地面井的井底施工至煤层顶板或煤层底板位置处。在规划区进行地面井煤层气抽采作业，采用地面井进行采前预抽，通过5～10年甚至更长时间的排水降压预抽煤层气，达到有效开采煤层气，同时大幅度降低该区域煤层的煤层气含量，提高井下生产安全的目的。

在准备区阶段，采用地面与井下联合抽采工艺进行煤层气抽采作业。首先，布置石门抽采钻孔，并进行石门揭煤等其余开拓巷道的作业；其次，进行采区准备巷道的掘进，利用底抽巷抽采钻孔预抽煤层气；最后，待准备巷道作业全部完成后，采用煤巷条带顺层抽采钻孔对准备巷道煤层气进行抽采。其中，所述底抽巷抽采钻孔为底抽巷定向钻孔或底抽巷穿层钻孔。开拓掘进作业后，每隔一年计算准备区阶段的开拓煤量；准备巷道掘进作业完成后，每隔一月计算采区范围内准备煤量；若出现某一煤量突升或突降的情况，则需调整开采方案，降低预期生产产量或减缓准备巷道掘进作业速度。

所述生产区属于煤炭开采作业区域。采用倾向长壁采煤方法进行煤炭开采，并时刻监测煤层气含量，每隔一月计算回采煤量；采用地面与井下联合抽采工艺对生产区内回采巷道进行煤层气抽采作业；其中，采用地面井进行地面抽采，采用定向长钻孔和下向本煤层顺层长钻孔进行井下抽采。

在采空区阶段，采用地面井与采空区顶板定向长钻孔对采空区内的煤层气进行抽采。在煤层气抽采的同时促进煤炭安全开采。其中，采空区顶板定向长钻孔布置在采空区上部裂隙带内。值得说明的是，地面井“一井四用”贯穿规划区、准备区、生产区、采空区4区各个阶段。

针对大倾角地质条件下煤层群开采的情况，在生产区阶段时，每隔一月还应计算首采层抽采达标煤量和可供布置的邻近层煤量，若首采层抽采达标煤量和可供布置的邻近层煤量出现突然上升或下降的情况，则需及时调整作业方案，如放缓作业进度或改变停采位置等。

3.2   大倾角煤层采动区地面井煤层气抽采技术及装备

在上覆岩层挤压、剪切等各种作用力的影响下，采动区地面井会发生缩颈、错断等破坏，如何保证采动后地面井井身结构的稳定性就成为新疆矿区地面井煤层气抽采技术的关键。因此，本节基于新疆煤矿区大倾角多煤组的地质特征，阐明了大倾角采动地面井变形模式及高危位置，提出了“避、抗、让、疏、护”五字理念的地面井设计技术。

如图3所示，根据新疆大倾角煤层特点，采动地面井套管损坏形式可以分为：剪切变形模式、拉伸变形模式、挤压变形模式；且地面井套管损坏的高危位置主要在关键组合岩层间的交界面层位和上下岩层力学差异大的两岩层交界面层位。

图  3  大倾角采动区地面井变形模式

Figure  3.  Surface well deformation pattern in large dip mining area

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如图4所示，兼顾地面井稳定性和抽采效率双因素，同时考虑大倾角条件采动煤岩层滑移运动特点，地面井位置布置应保证能够形成稳定的产气通道，同时尽量保证较长的煤层气有效抽采时间，最终确定了地面井位置布置，在工作面内部回风巷一侧，一次采动地表沉降拐点连线两侧，在0.1～0.2倍工作面长度的区域较为适宜。随后，根据新疆大倾角煤层矿区特点提出了“避、抗、让、疏、护”五字理念的地面井设计技术。“避”的理念，通过确定地面井合理位置，从而减少地面井变形失稳的破坏性位移量；“抗”的理念，通过加强井身结构提高抗破坏能力，从而减少地面井破坏产生的位移量；“让”的理念，通过预留位移空间，从而减少地面井破坏的位移量；“疏”的理念，通过使用三开筛管等结构保证抽采通道的畅通；“护”的理念，通过抗破坏防护装置、工艺减少高危位置的破坏性位移量。

图  4  五字理念地面井设计技术及采动区地面井井身结构设计

Figure  4.  Five-character concept surface well design technology and design of surface well structure in mining area

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3.3   大倾角首采煤层井下区域化煤层气抽采技术及装备

区域化抽采的主要媒介是煤层气抽采钻孔。大倾角条件下，由于重力分量等附加力的作用，使得碎软煤层钻进过程产生的煤颗粒难以顺畅排出，导致卡钻等问题的产生。同时，递进式抽采技术中保直钻进对于防止抽采过程中空白带的产生有显著作用。因此，高强度、排渣效率高的钻杆及配套钻进防偏保直技术对于井下首采煤层煤层气区域化抽采技术的实施至关重要。

为了满足碎软煤层高效排渣的要求，通过优化钻杆的升角、螺旋槽头数、槽的形式等实现煤渣输送全环节顺畅。通过增加钻杆螺旋升角，让排渣通道和煤渣运动轨迹相符合。进而，增加螺旋凹槽的头数，提高钻杆的排渣能力。螺旋钻杆的槽型一般有平槽底、凸槽底、凹槽底3种样式。分别对这3种螺旋凹槽进行工程流体动力学（EFD）分析，螺旋凹槽的型式及尺寸如图5所示。模拟数据主要观测螺旋槽内的空气上返流速的平稳度，速度最大值与最小值的差值越小表明速度越平稳，越不存在涡流，越有利于岩屑上返。结果表明，凹槽底式钻杆更适合于钻屑的排出。优选了3头叶片螺旋排渣结构及650~800 mm导程的螺旋排渣结构。此外，在不造成堵塞的前提下，通过增加压缩空气的压力，实现煤渣通过风排出钻杆，不使煤渣积聚在钻孔附近；为了减少煤渣对矿井风流的污染，在钻孔末端加装分离器，实现“大颗粒孔口掉落、小粉尘负压吸出”，并采用筒式除尘器降尘，减少污染。

图  5  螺旋槽底部设计方案图

Figure  5.  Design plan diagram of the bottom of the spiral groove

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此外，通过改进下向钻孔测斜装置来保证下向钻孔实施的可靠性，其优化主要包括3个部分：① 通过递归最小二乘（RLS）滤波捕获微弱电磁波信号，经过放大滤波后进行相关接收解码，研制电磁波无线接收机，实现传输距离提高。② 采用高精度三轴加速度传感器测量重力加速度三分量值，高精度地磁传感器测量大地磁场三分量值，实现倾角和方位角数据的精确解算。③ 对闪烁晶体的安装支撑系统采取加强及缓冲措施，使该系统内刚性物体的谐振频率处于整个钻柱振动频率的带宽之外。通过对常规钻具和测斜装置的优化，实现了大倾角下向钻孔碎软煤层（倾角30°，坚固性系数f值0.2，成孔200 m以上）的成功准确钻进，为递进式抽采方法在下向钻孔的成功应用提供技术装备保障（图6）。

图  6  大倾角碎软煤层下向递进式抽采钻孔成套技术与装备

Figure  6.  Downward progressive extraction drilling technology and equipment for large dip angle crushed soft coal seam

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3.4   新疆高寒地区煤层气利用蓄热氧化供暖技术

新疆库拜、阜康、艾维尔沟等高瓦斯矿区煤层气体积分数在10%～25%，其他区域抽采的煤层气体积分数一般在3%～8%，煤层气发电或蓄热氧化是新疆矿区煤层气利用较为可行的技术途径。大黄山豫新煤业、科林思德及徐矿集团新疆公司等也相继建成了低浓度煤层气发电站，装机容量合计16 MW，但运行效果较差，2020年利用煤层气总量约125 万m³，抽采煤层气利用率仅为2.3%，远低于全国平均水平。针对煤矿普遍存在的抽采煤层气流量小、浓度低、波动大、煤层气发电不稳定的问题，结合新疆地区气候寒冷、采暖期长、热负荷大、采暖成本高的实际情况，采用煤层气蓄热氧化供暖技术，在解决企业清洁供热的同时，又能有效利用甲烷，还可产生显著的经济效益。

3.4.1   煤层气蓄热氧化供暖技术原理

蓄热氧化装置为供暖核心装备，原料气导入蓄热氧化装置后经过高温反应，氧化为二氧化碳和水，同时释放巨大热能，其中用于维持设备反应温度将占用小部分热能，而其余热能被导入锅炉或其他换热器，生产热水、蒸汽或热风，满足矿区不同供暖需求。通常情况下，甲烷体积分数达到0.25%时，氧化释放的热能就能维持自身氧化反应持续进行，甲烷浓度升高，可输出热能随之增加，但最高不大于1.2%，以确保氧化装置运行的稳定与安全^[21]。

3.4.2   高寒地区蓄热氧化供暖技术研究

高寒地区气候条件相对恶劣，煤层气蓄热氧化供暖技术应用主要应注意蓄热氧化装置的供热效率及运行的稳定性及安全性。

氧化装置可外输利用热能为煤层气氧化产生的热能减掉自身氧化所需热能、排风带走的热能以及装置表面散热损失。高寒地区地势较高、温度低、空气对流强度大，对蓄热氧化装置表面散热影响较大。以6×104 Nm³/h煤层气蓄热氧化装置为例，依据装置外表面散热损失计算式^[22]，得到风速对蓄热氧化装置散热损失的影响关系，如图7所示。

图  7  空气流速对装置表面散热及输出热量的影响规律

Figure  7.  Effect of air flow rate on the surface heat dissipation and heat output of the device

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可以看出，随风速增大蓄热氧化装置表面散热量增加，当外界空气流速从5 m/s增加至16 m/s时，表面散热量从410 kW增加到700 kW，系统供暖能力减少290 kW。高寒地区蓄热氧化装置应合理进行保温结构设计，保证供热效率。

另一方面，高寒地区气候寒冷，原料气输送时随着距离增加，管道内温度逐步降低，气体内水分逐步析出，极易造成阻火器等设施冰堵，影响氧化装置进气量，影响运行的稳定性；严重时还会因结冰造成气动调节阀、气动快关阀门无法调节和关闭，带来安全隐患；因此，应采取预热方式，防止气源结冰。煤层气蓄热氧化高温烟气换热后尾气温度约150 ℃，将该部分烟气与原料气直接掺混，不仅可以解决预热热源问题，而且可以有效提高热能利用效率。依据烟气回流预热公式计算^[23-24]，其热能利用效率相对提高10%以上。混合气温度随低品质烟气流量、空气流量的变化规律如图8所示。

图  8  混合气温度与气体流量影响规律

Figure  8.  Mixing gas temperature and gas flow influence law

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3.5   大倾角多煤组煤矿区煤层气抽采利用先导工程

新疆艾维尔沟矿区主采煤层存在突出煤层群开采难度高、倾角大、煤层碎软（f值大都小于0.5）、透气性较低、含气量较高、煤层气解吸慢等特点，属于国内罕见的瓦斯治理难题。矿区瓦斯治理的最主要手段还是钻孔预抽煤层气，但抽采效果受到多方面的影响。因此，基于前文的研究，开展了首采层顺层钻孔抽采技术、水力压裂强化抽采技术、上煤组采动区地面井抽采技术及高寒地区煤层气蓄热氧化供暖工艺技术先导工程试验。现场试验结果表明这些技术显著提高了矿区煤层气的抽采效果、抽采量和利用率。

3.5.1   首采层顺层钻孔煤层气抽采技术工程试验

首采层顺层抽采钻孔布置在工作面运输巷内，在巷道走向上每隔3 m布置一组钻孔，每组布置2个钻孔，共布置302个抽采钻孔，合计抽采进尺22 696 m，如图9所示。

图  9  工作面顺层钻孔布置图

Figure  9.  Working face drilling layout plan

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工作面第二区域共计施工176个钻孔，合计抽采进尺14 196 m。第二区域自2020年6月13日开始抽采，截至2020年9月11日，共抽出煤层气101 045.68 m³，风排煤层气量48 988.8 m³，合计煤层气抽采量150 034.48 m³。抽采后通过计算，工作面第二区域最大残余煤层气含量为5.950 5 m³/t，可解吸量为3.227 7 m³/t，设计日产量1 399 t，钻孔布置合理，无空白带，符合《煤矿瓦斯抽采基本指标》（GB 41022—2021）相关条款要求。顺层钻孔抽采技术的实施，显著降低了煤层的煤层气含量。

3.5.2   首采层顺层钻孔水力压裂强化煤层气抽采技术工程试验

根据矿井实际情况，定向长钻孔施工钻场布置在4号煤层集中运输石门内，钻场位于4、5号煤层中间，钻场内共施工4个钻孔，其中2个钻孔为压裂孔，2个钻孔为辅助抽采孔。钻孔从4号煤层底板开孔，进入煤层后，顺煤层方向施工，1、3号钻孔施工在巷道中央，2、4号钻孔施工在巷道轮廓线上方12 m处。分支孔间距为40 m。钻孔施工后，对3、4号钻孔开展水力压裂措施，钻孔开孔位置如图10所示。

图  10  钻孔开孔位置设计

Figure  10.  Drill hole location design drawing

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经计算，定向长钻孔控制范围内的煤量为57 624 t，煤层原始煤层气含量为8.28 m³/t。截至2017年8月7日，共抽采纯煤层气量为68 463 m³，平均吨煤煤层气抽采量约为1.19 m³。因此，抽采后定向长钻孔控制范围内的煤体煤层气赋存量为7.09 m³/t。煤层残余煤层气含量等于煤层最大煤层气含量减去已抽采煤层气量，计算得到煤层残余煤层气含量满足《煤矿瓦斯抽采达标暂行规定》（安监总煤装[2011]163号）第二十七条规定的预期达标指标要求，现场实测预抽煤层气效果达标。

3.5.3   上煤组采动区地面井抽采技术工程试验

经过现场勘察，综合考虑开采煤层埋深、地面场地等条件，确定了一九三〇煤矿24312工作面CD-01号地面试验井井位坐标，其与工作面位置关系，如图11所示。

图  11  CD-01号地面井位置设计

Figure  11.  Surface well of No.CD-01 position map

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图12为地面钻井抽采煤层气流量、风排煤层气流量及煤层气总流量随工作面推进距离变化的演变规律。从工作面距离地面钻井20 m处，地面钻井抽采效果开始显现，工作面距离钻井90 m处，地面钻井有稳定抽采效果，工作面的回风处煤层气浓度降低。说明地面钻井对抽采回采工作面煤层气起到了很好的效果。在地面井稳定运行过程中，煤层气开发率一般为40%～76%，平均为53%，取得了较好的抽采效果。矿区此前最好的抽采率约为30％左右，地面钻井抽采率稳定在50%以上，达到了较高的抽采水平。

图  12  煤层气流量随工作面推过地面井距离的变化

Figure  12.  Change of coalbed methane flow with the distance of working face pushed through the surface well

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3.5.4   高寒地区煤层气蓄热氧化供暖工艺技术

新疆高寒地区存在蓄热氧化利用系统运行稳定性差、热能利用率低、安全隐患多的难题。通过装置研发、技术革新，已经在阳煤五矿小南庄风井、一矿杨坡堰风井进行了试验应用，蓄热氧化系统已分别稳定可靠运行4个和2个采暖季，热能利用率达到了74.14%。通过不断优化完善，最终形成了高寒地区低浓度煤层气蓄热氧化供暖成套工艺技术，完成了新疆焦煤2130煤矿3×65 000 m³/h、阳煤集团景福煤矿2×90 000 m³/h瓦斯蓄热氧化供热系统设计，形成了完整的工艺包文件，解决了新疆高寒地区低浓度煤层气蓄热氧化存在的难题。

高寒地区低浓度煤层气蓄热氧化工艺技术，如图13所示。工艺流程为：低浓度煤层气→输送安全保障系统（脱水器等）→混配装置（与空气混配至甲烷体积分数1.2%）→蓄热氧化装置（甲烷氧化产生高温烟气）→利用（供暖、制冷）→低温烟气回流预热原料气。工艺特色为：实现运行状态的平稳调节，有效增加热能利用率，保障运行稳定性。

图  13  低浓度煤层气蓄热氧化热能利用系统工艺流程

Figure  13.  Process flow diagram of low-concentration coal-bed methane storage and oxidation thermal energy utilization system

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4.   新疆煤矿区煤层气开发利用前景

4.1   新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气高效开发利用发展方向

适合新疆大倾角多煤组矿区煤层气开发利用的理论与技术装备已基本形成，推动了新疆煤层气产业的快速发展。然而现阶段仍处于加速发展阶段，新疆丰富的煤层气资源尚未能够完全转化为经济适用的能源，规模化的产业尚未大面积形成。亟需总结典型的大倾角多煤组矿区三区联动煤层气开发模式并加以推广；加强多煤组矿区的地面井均匀超前预抽；研究提升井下煤层气抽采效率的方法及与之对应的技术装备；充分利用非对称采动卸压作用实现靶向精准抽采煤层气；拓展适用于高寒地区的全浓度范围煤层气利用技术。这些是推动新疆大倾角矿区煤层气规模化利用的重要保障。

大倾角多煤组矿区煤层气开发典型模式的研究，依赖于煤层气开发的不同阶段特征，而煤层气开发的不同时空阶段又受到相应的技术装备约束，且受煤田−矿井−水平−工作面四级煤层开采层次的影响。究竟这些不同的层级空间对于煤层气开发的哪一阶段起主导控制作用？各种空间层次在煤层气开发模式中不同阶段占有多大权重？这些是大倾角煤层气开发模式与煤炭生产不同环节相匹配适应深刻而艰难的课题。矿区煤层气开发过程所经历的环节可以分为煤层气解吸、渗流、抽采、利用，每一个环节所受的时空约束、应力环境、技术条件差异很大。针对如此复杂的组合，采用什么样的方法，去研究和揭示各种层次、各种尺度的约束对于煤层气解吸、渗流、抽采、利用的控制作用及影响程度，是一个非常重要的工作。笔者认为借助未来即将到来的人工智能及大数据，结合现有经验认识，可以给出定量的规律和模式。

对于地面井超前预抽，这是煤层气先期开发的重要方式，要进一步关注其抽采的均匀全覆盖，通过地面井压裂或其他方式能够提高储层渗透率，这对于缩短煤层气抽采时间，提升煤层气浓度，充分利用煤层气具有重要意义。

对于井下区域煤层气抽采，新疆碎软煤层煤层气抽采下向钻孔长度的增加仍是提升煤层气抽采效率的重要手段，但受到煤层排渣困难、本身渗透率较低、抽采负压衰减、煤层蠕变等影响，存在极限的煤层气抽采下向钻孔长度，在此长度附近，能够达到井下钻孔煤层气抽采效率最大值。

对于采动区煤层气抽采，要充分利用煤炭开采所产生的采动影响，尤其要注意多煤组重复采动下采动范围的扩大导致的井上下钻孔优选位置的演化特征，探索采动影响区域内煤层气开发“甜点”位置的解析化、透明化和精确化方法，从而确定合理的煤层气抽采靶点，提升采动区煤层气抽采效率。

对于新疆煤层气利用，煤矿区所处位置较为偏僻，要根据抽采煤层气的时序浓度特征和周围产业需要，分源分浓度利用以实现高效利用。一般而言，预抽煤层气浓度较高可用于发电，供矿区生产，降低煤矿生产成本；采空区煤层气可将其提纯以达到应用范围；其余浓度较低煤层气可通过与高浓度煤层气混合，为高寒地区供暖提供热力保障。

4.2   仍然存在的政策、技术问题

1）煤层气开发利用政策重视不足。企业与政府仍然认为煤层气开发利用仅可以服务煤炭安全生产，将其定位在解决煤矿生产安全与资源利用，而没有认识到到煤层气作为新能源的重要性，以致在政策、资金、技术等方面不够重视。

2）煤层气开发输送管网建设不足。由于长输管道成本高等原因，新疆输气管网得不到有效建设，长时间滞后；同时，新疆独特的复杂地质条件，增加了煤层气开采输送成本与风险，这些导致了煤层气开发输送衔接不畅，阻碍其规模化开发利用。

3）中低煤阶大倾角煤层群煤层气精准抽采理论与技术研究不足。“十三五”国家科技重大专项针对新疆大倾角多煤组特殊赋存条件下的采动区煤层气和碎软首采煤层煤层气抽采的难题开展了研究，初步形成符合新疆主要高瓦斯矿区特点的煤层气开发利用基本模式和关键技术；然而，井上下联合大区域抽采利用的体制机制和理论技术问题还需创新或完善。

4.3   前景展望

重点加快推进国家级“新疆准噶尔盆地南缘煤层气产业化基地”建设，启动以库拜煤田为核心的自治区级“塔里木盆地北缘煤层气产业化基地”建设，加快和重视吐哈、三塘湖、和什托洛盖、伊犁等盆地的煤层气资源调查和勘查工作，实现新疆丰富煤层气资源的规模有效开发利用。

基于“十三五”重大专项形成的大倾角多煤组煤矿区煤层气开发利用关键技术，在大倾角采动煤层气抽采、井下大区域抽采关键技术方面取得突破，使新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气开发利用达到高效率实用化，实现新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气开发与利用较大范围的推广。

5.   结　　论

1）新疆煤层气资源丰富，约占全国煤层气资源总量的26%。新疆阜康矿区是新疆煤矿区煤层气开发利用的主要基地之一，主要采用地面抽采方式进行煤层气开发。新疆煤矿区资源具有“倾角大、煤层多、煤阶低、含气高”的特征。

2）“十三五”以来，新疆煤矿区煤层气开发利用在理论、技术及装备方面取得的突破性研究进展包括：提出了基于“三孔四区五量”的大倾角多煤组煤矿区时空协同煤与煤层气协调开发模式；研发了基于“避、抗、让、疏、护”五字理念的大倾角煤层采动区地面井煤层气抽采技术及装备；研发了“高强度-排渣好-防偏保直”的大倾角首采煤层井下区域化煤层气抽采技术及装备；构建了“保温供热-预热提能”的新疆高寒地区煤层气利用蓄热氧化供暖技术；开展了煤层气抽采效果显著提升的新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气抽采利用先导工程试验。

3）新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气未来开发潜力巨大，前景可期。因此，亟需总结推广典型的大倾角多煤组煤矿区三区联动煤层气开发模式；加强多煤组煤矿区的地面井均匀超前预抽；研发井下煤层气高效抽采技术及装备；基于非对称采动卸压作用实现靶向精准抽采煤层气；拓展适用于高寒地区的全浓度范围煤层气利用技术。这些是推动新疆大倾角多煤组煤矿区煤层气规模化利用的重要保障。