過采空區抽采下組煤煤層氣技術及工程應用初探——以晉城寺河井田為例

李軍軍，李國富，郝海金，郝春生，王 爭

過采空區抽采下組煤煤層氣技術及工程應用初探——以晉城寺河井田為例

李軍軍1,2，李國富1,2，郝海金1,2，郝春生1,3，王 爭1,2

(1. 煤與煤層氣共采國家重點實驗室，山西 晉城 048012；2. 易安藍焰煤與煤層氣共采技術有限責任公司，山西 太原 030031；3. 山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 晉城 048204)

晉城礦區寺河井田3號煤層經多年的煤礦開采，形成了大面積的采空區，大面積的卸壓提高了下組煤(9號、15號)的滲透率，但由于采空區阻隔和煤層氣地面預抽技術的局限，致使下組煤煤層氣尚未得到有效抽采。為保證煤礦的安全生產和產能的釋放，結合采空區特征，采用過采空區鉆完井及壓裂工藝新技術，分析施工參數及后期產能情況，評價過采空區抽采下組煤煤層氣技術的應用效果。結果表明：地面鉆井開發過采空區下組煤煤層氣資源時，應首先進行井位優選及井身結構優化，以保證鉆井的成功率；采用氮氣置換套管鉆井工藝及低壓易漏注漿加固等穿采空區鉆完井技術，不僅可以有效降低采空區煤層氣自燃甚至爆炸風險，而且保證了穿采空區段固井質量；優化采空區下組煤層壓裂施工參數并設計不同井位的煤層氣井壓裂工藝，有效擴展裂縫長度，同時也避免了“壓穿”等壓裂事故發生；精細化排采管控措施可以有效擴大泄流半徑，提高單井產能。現場一百余口過采空區煤層氣井排采實踐表明，單井最高產氣量達到8 832 m3/d，日均產氣量達到2 694 m3，驗證了過采空區抽采下組煤煤層氣技術可行，可推廣應用。

過采空區；煤層氣抽采；氮氣置換套管鉆井；下組煤；分層壓裂；精細化排采

煤層氣開發具有潔凈能源利用、防治煤礦瓦斯災害、減少溫室氣體排放等重要意義[1]。自晉城礦區作為我國重要的無煙煤生產示范基地，多年來堅持“井上下煤層氣聯合抽采、抽采和利用相結合”，地面鉆井在煤層開采前預抽，提前5 a及更長時間在地面大規模布置井群，實現采前抽、采動抽和采后抽的長期穩定抽采[2-5]。區內的寺河井田、成莊礦及周邊礦井3號煤層經多年的煤礦開采，已形成了大面積的采空區，3號煤采空區對下組煤(9號、15號)造成阻隔，受采掘銜接和煤層氣地面預抽技術的限制，采空區下9號和15號煤層的煤層氣尚未得到有效抽采。根據研究區已有煤層氣井含氣量測試結果顯示：3號、9號、15號煤層噸煤瓦斯含量多在20 m3以上，且下組煤瓦斯含量均高于3號煤層，從而嚴重影響礦井下伏煤層的安全生產和產能的釋放。綜上，研究一種穿越3號煤層采空區抽采下組煤煤層氣的技術工藝成為解決下組煤煤層氣提前預抽的關鍵，將對礦井下伏煤層的安全開采提供保障。

近年來，煤層采動變形破壞、采空區分布特征、煤炭開采圍巖變形–破壞規律及滲透性分布特征[6-10]等受到國內外學者的廣泛研究，發現上覆煤層采空后會對下組煤儲層起到卸壓作用，從而使得下組煤煤儲層滲透率大幅增加，進而為下組煤煤層氣的開發提供有利條件。劉見中等[11]提出了一種利用國產100 t全液壓車載鉆機地面鉆井穿越采空區的鉆進裝備，主要采用強力穿越垮落帶空氣潛孔錘正循環鉆進工藝方法；石智軍等[12]提出了集束式潛孔錘反循環鉆進技術的解決方案，即利用空氣潛孔錘高頻沖擊、體積碎巖的特性提高孔底碎巖效率，利用雙壁鉆桿空氣反循環工藝解決排渣難題；方俊等[13]針對碎軟煤層提出采用空氣復合定向鉆進技術與裝備進行碎軟煤層鉆孔施工的技術方案。鑒于寺河井田下組煤原煤瓦斯含量較高，實施煤層氣提前預抽勢在必行，然而鉆進3號煤層采空區時面臨循環介質漏失、井壁易坍塌及固井困難等技術難題，并且容易引發采空區自燃甚至爆炸等安全問題，另外9號和15號等下伏煤層受卸壓擾動如何確定壓裂改造參數等問題依然存在，嚴重制約了下伏9號和15號等煤層的煤層氣資源開發。筆者以寺河井田井為例，對3號煤層采空區地質特征及采空區下組煤地應力特征展開研究，提出井位優選及井身結構優化等井型設計方案，研發氮氣置換及低壓易漏注漿加固等穿采空區鉆完井技術，并進行采空區下組煤層壓裂施工參數優化及不同井位的煤層氣井壓裂工藝設計。旨在形成一種過采空區抽采下組煤的煤層氣技術工藝體系，實現下組煤煤層氣的有效抽采，并在類似區塊進行推廣示范。

1 研究區概況

寺河井田位于沁水復式向斜盆地的南端東翼，隸屬于沁水煤層氣田，總體構造形態是一傾向NW–NWW的單斜構造。含煤地層為石炭–二疊系太原組和二疊系山西組，平均厚度136.02 m，共含煤15層。其中，山西組厚30.7～59.1 m，平均45.2 m，含煤4層，煤層總厚6.89 m，含煤系數15.2%，可采煤層為3號煤層；太原組厚90.82 m，含煤11～ 13層，煤層平均厚7.78 m，含煤系數8.6%，可采煤層為15號煤層，9號煤層局部可采。從取心測試結果可知，3號煤層含氣量為4.24～28.96 m3/t，平均20.51 m3/t；9號煤層含氣量為2.87～31.94 m3/t，平均22.84 m3/t；15號煤層含氣量為15.12～31.46 m3/t，平均為24.10 m3/t。由此可知9號和15號煤的平均含氣量均高于3號煤層，下組煤煤層氣開發潛力巨大。

寺河井田北部與成莊礦及潘莊一號礦相鄰，東、南、西與晉圣、岳城等小煤礦相連，井田現分為東西2個獨立井區(獨立生產系統)。其中：東井區于2002年投產后，開采3號煤層，已采完東一、東二、東三、東四盤區，現主采東五盤區，接替盤區為東六盤區，生產能力為8.0 Mt/a，為高瓦斯礦井；西井區于2013年初投產，開采3號煤層，西一盤區已基本回采結束，現開采西二盤區，接替盤區為西三盤區，設計生產能力為4.0 Mt/a，為煤與瓦斯突出礦井。由此可知寺河井田東一至東五、西一盤區的3號煤大部分已經回采完畢，存在大面積的采空區，如圖1所示，區塊面積約195.31 km2，采空區面積約為60.49 km2，約占整個區塊面積的1/3。

圖1 3號煤采空區范圍

2 過采空區井井型設計

2.1 采空區特征

當上覆3號煤層被采出后，煤層頂板巖體發生了較為復雜的移動變形，煤層頂板巖層在自重及上覆巖層的作用下，彎曲并向下移動。當其內部拉應力超過巖層的抗拉強度極限時，直接頂板首先斷裂、破碎、相繼垮落，基本頂巖層則以梁或懸臂梁彎曲的形式沿層理的法線方向移動、彎曲，進而產生離層和斷裂，在地面產生開采沉陷，具有“連續+緩波”型沉陷特征并形成高位環形裂隙體[14-16]。根據巖層的斷裂、開裂及離層的發育程度和導水能力，裂隙帶在垂直剖面上可以分為嚴重斷裂、一般開裂和微小開裂3種類型(圖2)。應用FLAC3D數值模擬軟件，假設3號煤層厚度6.3 m，對埋深432 m及全部垮落法采煤進行了煤炭開采數值模擬計算。結果表明：隨著工作面推進，在工作面前方90～100 m煤層頂底板巖體應力開始緩慢升高，在工作面前方40～50 m應力明顯增加，在工作面后方的采空區應力急劇降低，超前支承壓力峰值一般為原始應力的2～3倍，且距離工作面煤壁距離為5～10 m。

原巖應力區、支承壓力區和卸壓區3個區的應力在縱向上變化規律如圖3所示[17]。原巖應力區垂直應力隨著深度的增加而增高；而在卸壓區(采空區)，在開采煤層100 m以上(埋深330 m以淺)巖體應力與原巖應力基本相同，埋深330 m向下采空區覆巖體開始卸壓，在開采煤層內應力減至最小；而位于工作面前方煤層支承應力區巖體開始增壓，并且在開采煤層深度位置達到最大值。由于在采空區之上巖層壓力達到最小值，采空區底板巖體自下而上產生的卸載和煤層底板巖體自下而上產生的加載，均隨著埋深增加卸載壓力和加載壓力逐漸接近原始覆巖壓力。

圖2 采空區覆巖變形特征

綜上所述，當地下煤層被采出后，煤層上覆巖層產生較復雜的移動變形。在采動過程中從切眼到工作面基本頂初次來壓，以及正常回采時基本頂的周期來壓，工作面的壓力顯現以及頂底板的活動規律大體相同，基本頂周期來壓期間，巖層始終經歷“穩定–失穩–再穩定”的變化，內部能量則發生“聚集–釋放–聚集”的變化過程。

2.2 井型設計

2.2.1 井位優選

過采空區抽采下組煤煤層氣技術，其井位優選的工藝難點主要是上覆煤開采后下組煤煤巖應力、滲透率的變化特征不明確。通過分析采空區特征，過采空區煤層氣井宜布置在煤柱邊部破壞區，即圖4中塑性區位置。

2.2.2 井身結構

原有的煤層氣井二開井身結構在鉆遇采空區時鉆井液漏失嚴重，不能建立正常循環，因此，過采空區抽采下組煤煤層氣井采用三開井身結構設計，其中二開套管主要作用是封固3號煤采空區，如圖5所示。

3 過采空區井鉆完井及抽采技術

3.1 氮氣置換鉆完井關鍵技術

基于采空區地層的松散特性，傳統的鉆完井工藝易出現埋鉆和塌孔事故，致使后續下套管作業和固井作業無法完成，最終導致無法完井。過采空區鉆完井關鍵技術是在“安全敏感層段”利用氮氣作為循環介質，套管鉆進過采空區及特殊的堵漏固井工藝技術，形成了氮氣安全保護措施，節省施工時間，減少泥漿漏失，保障井口的穩定性。其方法是在二開鉆進至3號煤層采空區頂板以上50 m，確定無瓦斯含量超標的情況下，換用氮氣鉆進采空區，按照循序漸進的原則，即每鉆進0.5 m就上提至采空區頂板，待破碎物回落埋孔，然后再鉆，如此循環往復，直至3號煤層采空區底板以下22 m二開鉆進完成。

圖3 采空區及圍巖垂直應力分布曲線[17]

圖4 煤巖應力分區

圖5 井身結構

氮氣鉆井設備技術參數主要包括注氮量、供氮壓力，注氮量主要考慮工作面采空區漏風量和制氮機供氮能力，供氮壓力主要考慮最大輸氮量、管徑及管路直徑。此外鉆桿的直徑應滿足最大輸氮量和壓力要求，根據供氮能力及鉆壓來確定空壓機及增壓機的使用數量，注氮泵(或制氮機)還應滿足一定的技術要求：增壓機與鉆井設備之間高壓軟管耐壓能力不得低于12 MPa，氮氣排量不低于100 m3/min，且需保證17 h正常注氮的供應量，注入壓力不低于3.0 MPa，在此壓力下能實現連續穩定工作，如圖6所示。

3.2 低壓易漏注漿加固技術

過采空區井固井施工中遇到的問題主要是在二開完鉆階段，在鉆穿采空區使水泥漿靠自身重力尋找平衡過程中，頂替量一般在0.5～1.0 m3，對于水泥漿基本沒有頂替效率，到達采空區時，水泥漿基本上全部進入采空區巷道，很難封固到采空區以上。低壓易漏注漿加固技術相比傳統的連續固井技術[18-20]，采用套管內注漿環空返排的方式，控制上返至設計井深的水泥漿動液柱壓力小于漏失層的漏失壓力進行固井。工程實踐表明選擇1.6～1.8 g/cm3密度水泥漿及在3號煤層底板以下20 m位置進行固井可大大增強采空井壁圍巖與井身結構的長期穩定性，有效封堵采空區上部含水層，顯著提高了注漿質量及其可控性，能滿足易漏長裸眼段過采空區井固井要求，如圖7所示。

3.3 下組煤壓裂改造技術

3號煤回采完成后地應力和滲透率的分布呈漸變式條帶狀分布，導致采空區下組煤在一定范圍內的地應力呈現卸壓釋放，如圖8所示。

3.3.1 施工參數優化

鑒于采動影響下地應力及滲透率變化特征，有別于常規井9號+15號煤層合壓壓裂方式，過采空區井采取對9號與15號煤層自下而上分壓方式進行壓裂改造：9號煤層射孔位置為9號煤層距底板1 m位置，射孔后填砂封隔，砂面位于15號煤頂板以上20 m，由于9號煤層距3號煤層平均47.57 m，受3號煤層采掘后影響較大，要求壓裂時應適當控制壓裂規模，避免壓穿而影響煤層氣產量，與常規井相比9號煤壓裂液量、加砂量及平均砂比等均應減小；15號煤層距3號煤層平均83.95 m，受3號煤層采掘后影響較小，其壓裂規模與常規井相當。過采空區井與常規井壓裂參數對比見表1。

圖6 氮氣鉆井工藝流程

圖7 低壓易漏注漿加固位置

3.3.2 不同井位的煤層氣井壓裂工藝

根據煤層氣井與巷道、工作面和采空區的空間關系，實施不同的壓裂工藝技術。

(1) 位于回采工作面中部井位，地應力較低、周邊裂隙發育、滲透率較大，減小施工排量，縮小壓裂規模以防止壓竄，提高砂比，擴展有效裂縫長度。

(2) 位于3號煤巷道與工作面中軸線之間的井，一側裂隙比較發育，另一側裂隙發育較差。實施轉向壓裂技術。在滲透率較好的一側減小前置液量，在泵注開始時采用小排量、低壓力施工，累計注入一定的砂量后，不加砂子、加大排量、提高泵注壓力；轉向到滲透率較差的一側繼續提高排量和泵注壓力，注入一定量的前置液，按照正常加砂模式完成壓裂作業，形成延伸更長的裂縫。

(3) 位于巷道附近的煤層氣井，地應力較高，裂隙不發育、滲透率較差。壓裂工藝：提高泵注壓力，增加壓裂規模，提高排量和砂比，實施轉向壓裂技術，使裂縫方向與巷道方向平行，擴大煤層氣解吸面積。

表1 過采空區井與常規井壓裂參數比較

3.3.3 壓裂層位優選

采礦引起的底板巖層水平方向應力分布一般分為原始應力區、集中應力壓縮區、應力降低卸壓膨脹區和應力恢復重新壓實區。根據O形圈理論，位于卸壓區(終采線30～70 m，圖9中B井)的9號煤層可不進行壓裂，15號煤層壓裂后，直接對9號煤層射孔合層排采；位于應力恢復重新壓實區(距終采線大于70 m，圖9中C井)和應力集中壓實區(距終采線±30 m，圖9中A井)的9號煤層，采取對煤層和底板進行小規模射孔壓裂并提高砂比，避免施工結束后因應力作用導致裂縫過早失效。

圖9 壓裂層位優選

3.4 下組煤煤層氣井排采關鍵技術

3.4.1 分階段排采

受3號煤層采空卸壓的影響，過采空區井的排采間斷、生產制度頻繁變化等因素更易對煤巖滲透率造成明顯損傷，動液面接近臨界解吸壓力時，需降低排采速度，有效擴大泄流半徑[21-25]，制定如下分階段排采制度。

1) 單相流階段

在解吸壓力對應的液柱高度以上，根據地層供液能力，選擇合適的排采強度，保證每天液面的降深不超過2 m，單向流后期階段，保證每天液面的降深不超過1 m。

2) 氣水兩相流初始階段

在解吸壓力對應的液面高度上10 m至其高度下20 m的范圍內，要穩定液面較長時間，緩采慢采，該階段每天液面降深不超過1 m，且每降低1 m應穩定液面10 d左右。

3) 氣水兩相流階段

該階段主要參考井底流壓，穩定液面，當產氣量出現下降時，降低液面2～5 m，產氣量上升，穩定液面繼續排采，如此循環控制排采強度。該階段會提前出現井間干擾，產氣高峰來臨較快。

4) 產氣量枯竭階段

當液面對應的高度接近枯竭壓力對應的液柱高度時，產氣量和產水量均進入枯竭階段，根據地層供液能力，需進行間歇式排采。

3.4.2 精細化排采管控技術

選取2019年新投運井17口，實測其動液面位置，分析套壓、產能等生產數據(圖10)，產能高的井初期套壓基本維持在0.8～1.0 MPa，液面位置在9號煤層頂板0～10 m，說明過采空區井在排采管理時套壓不宜下降過快，應保持高套壓排采，9號煤層不宜過早暴露，應維持液面在9號煤層頂板上部10 m處穩定連續排采，隨后緩慢降低液面至9號和15號煤層之間，保持液面穩定。

4 效果評價

4.1 采空區下組煤壓裂效果評價

根據微地震監測處理高精度地反演微震位置，從而預測壓裂裂縫的發展趨勢及延展區域，對壓裂施工效果進行跟蹤及評判。應用破裂能量向量相疊加掃描技術監測過采空區井9號和15號煤層的微破裂，以評估壓裂效果。在整個壓裂期間破裂活動隨壓裂的繼續而不斷發生，在壓裂進行到第十幾分鐘時破裂縫網的基本形狀已經形成，之后的壓裂只是加密縫網，停泵后破裂活動停止并形成最終縫網。從裂縫監測效果上看：這兩層壓裂裂縫的總走向不一致，最大裂縫長度均在400 m左右，裂縫面積平均達到了1.3×105m2，最終形成了兩翼為主裂縫及多條子縫構成的縫網，壓裂效果較好(表2)。

圖10 套壓和液面位置與產氣量關系

表2 過采空區井裂縫監測分析結果

4.2 采空區下組煤滲透率

煤層氣試井測試技術是儲層評價和生產動態監測及評估完井效果的重要手段。對寺河井田過采空區井太原組9號和15號煤層試井測試，獲取卸壓條件下下組煤層滲透率等參數，為煤層氣生產潛能評價和開發試驗提供可靠的參數依據，同時對比3號煤層采空前試井數據，得到上覆煤層采空后對下組煤層原始滲透率的影響。

根據試驗井煤層試井測試數據(表3)可知，3號煤采動后，太原組9號、15號煤滲透率分別為10.81、1.22×10–3μm2，相較于3號煤層采空前9號煤層原始滲透率1×10–3μm2和15號煤原始滲透率0.1×10–3μm2，增大了一個數量級，表明上覆煤層采空后對下組煤層起到卸壓和增大滲透率的作用。

表3 過采空區井煤層注入/壓降試井分析結果

4.3 采空區下組煤煤層氣產能評價

為探究過采空區井開發動態及生產特征，評價過采空區抽采下組煤煤層氣技術，分析寺河井田102口過采空區煤層氣井的實際生產資料。從2016年開始，該批井陸續投運，從產氣初期就顯現出巨大的產能潛力，煤層氣產量小于1 000 m3/d的井共計15口，1 000～2 000 m3/d的井共計25口，大于2 000 m3/d井共計62口，其中，產氣量5 000 m3/d以上的井有11口。單井最高日產氣量為8 832 m3，日平均產氣量為2 694 m3，產能效果較好，如圖11所示。常規煤層氣井通常要排采8個月或者更長時間才能穩定產氣。而9號煤層卸壓效果較好，滲透率大幅提高，大量吸附態的煤層氣解吸出來。跟蹤研究的45口過采空區井中：27口井投運一個月內產氣(其中20口井投運前有套壓顯示，投運立即產氣；7口井排采一個月后產氣)，且產氣較穩定，占比60%；13口井排采2～5個月后開始產氣，占比29%；5口井排采7個月以上開始產氣，占比11%，見氣周期快于常規煤層氣井，典型井排采曲線如圖12所示。

圖11 過采空區煤層氣井產能

圖12 典型煤層氣井排采曲線

5 結論

a. 過采空區抽采下組煤煤層氣鉆井過程中，針對采空區地層松散的特性，在“安全敏感層段”利用氮氣作為循環介質，建立了氮氣置換鉆完井關鍵技術及低壓易漏注漿加固技術，制定了氮氣安全保護措施，節省了施工時間，減少了泥漿漏失，保障了井口的穩定性，成井率100%。

b. 形成了適用于不同井位的煤層氣采空區下伏煤層壓裂改造技術，晉城寺河井田位于卸壓區(終采線30～70 m)的9號煤層可不進行壓裂，15號煤層壓裂后直接對9號煤層射孔后合層排采；位于應力恢復重新壓實區(距終采線大于70 m)和集中應力壓縮區(距終采線±30 m)的9號煤層采取對煤層和底板小規模射孔壓裂并提高砂比，避免施工結束后應力作用使得裂縫過早失效。

c. 采空區下組煤原始滲透率、裂縫監測及產能效果評價顯示，過采空區井下組煤層原始滲透率增大了一個數量級，102口投運井的日平均產氣量為2 694 m3，產氣效果好，跟蹤的45口投運井見氣周期快于常規煤層氣井，驗證了過采空區下組煤煤層氣抽采技術的可行性。

d.煤炭回采造成的地層破壞對地面鉆井開發下伏煤儲層煤層氣造成不利影響，然而由于卸壓影響，下伏煤儲層滲透率得到極大提高，反而促進其煤層氣資源開發。氮氣置換套管鉆井工藝及低壓易漏注漿加固等穿采空區鉆完井工藝相比常規鉆井工藝，施工成本大大增加，一定程度上制約了采空區下組煤煤層氣資源開發。采空區下組煤煤層氣資源開發技術適用于多煤層地質條件下，而且采空區下組煤煤層氣資源量可觀，有一定的開發價值。

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Technology of across-goaf drainage of coalbed methane from a lower coal seam group and its primary application: Taking Sihe mine field as an example

LI Junjun1,2, LI Guofu1,2, HAO Haijin1,2, HAO Chunsheng1,3, WANG Zheng1,2

(1. State Key Laboratory of Coal and Coalbed Methane Co-Mining, Jincheng 048012, China; 2. Yi’an Lanyan Coal and Coalbed Methane Co-Mining Technology Co. Ltd., Taiyuan 030031, China; 3. Shanxi Lanyan Coalbed Methane Group Co. Ltd., Jincheng 048204, China)

After many years of coal mining, a large area of goaf had been formed in the No.3 coal seam of Sihe mine field in Jincheng mining area, the pressure relief in a large area increased the permeability of the lower coal seams(seams No.9 and No.15), however, due to the limitation of goaf barrier and surface pre-extraction technology of coalbed methane, the coalbed methane of the lower coal seam group had not been effectively extracted, in order to ensure the safe production of the coal mine and the release of production capacity, based on the characteristics of goaf, a new technology of drilling, completion and fracturing in goaf was developed, focusing on the analysis of construction parameters and production capacity in the later stage, and the application effect of coalbed methane extraction technology cross the goaf in the lower coal seam group was evaluated. The results show that when the surface drilling is used to develop coalbed methane resources in the goaf, well location optimization and wellbore structure optimization should be carried out first, which can effectively ensure the success rate of drilling. The nitrogen replacement casing drilling technology and low pressure leakage grouting reinforcement technology can not only effectively reduce the risk of spontaneous combustion and even explosion of coalbed methane in the goaf, but also ensure the cementing quality of goaf section. The fracturing parameters of coal seam under goaf were optimized and the fracturing technology of coalbed methane wells with different well locations was designed to effectively extend the fracture length and avoid fracturing accidents such as fracturing through. Fine drainage control measures can effectively expand the drainage radius and improve the single well productivity. The drainage practices of more than 100 CBM wells across goaf show that the maximum gas production of a single well reached 8 832 m3/d, and the daily average gas production was up to 2 694 m3, which verifies the feasibility of the across-goal CBM extraction technology of the lower coal seam group and can be popularized and applied.

across goaf; coalbed methane extraction; nitrogen replacement casing drilling; lower coal seam group; layered fracturing; refined drainage

P618. 11

A

1001-1986(2021)04-0096-09

2020-11-26；

2020-06-11

國家科技重大專項任務(2016ZX05067-001-008)；山西省科技重大專項項目(20181101013)

李軍軍，1984年生，男，河北唐山人，碩士，高級工程師，從事煤與煤層氣共采理論與方法方面的研究工作. E-mail：qaljj@163.com

李軍軍，李國富，郝海金，等. 過采空區抽采下組煤煤層氣技術及工程應用初探——以晉城寺河井田為例[J]. 煤田地質與勘探，2021，49(4)：96–104. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.04.012

LI Junjun，LI Guofu，HAO Haijin，et al.Technology of across-goaf drainage of coalbed methane from a lower coal seam group and its primary application：Taking Sihe mine field as an example[J]. Coal Geology & Exploration，2021，49(4)：96–104.doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.04.012

(責任編輯 范章群)