煤層氣產業發展調研報告

❶ 煤層氣開發與能源消費結構優化

一個國家的能源消費模式取決於諸多因素，最重要的是能源資源條件，國家能源進口保障程度、環境保護要求及經濟發展水平。目前發達國家如美國、加拿大、比利時、法國、德國、芬蘭和日本等國能源消費結構是不偏向於某一種能源類型的消費模式，即所消費的任何一種能源的消費比例不超過50%，兩項不超過70%。英國和義大利的能源消費以油氣為主。

從表5－6可以看出，我國的能源資源結構特徵為富煤、貧油、少氣。據美國能源情報署統計，我國煤炭可開采儲量為1262×10⁸t，居世界第三位，僅次於美國和俄羅斯，佔全球可采儲量的13%;而我國的石油和天然氣儲量都相當匱乏。基於這一資源結構特徵，我國的一次能源消費結構和世界的情況有顯著不同，煤炭一直是我國最重要的一次能源，我國幾十年的能源消費結構始終是以煤炭為主，煤炭在國民經濟發展中具有舉足輕重的地位。

表5－6 中國煤炭、石油、天然氣資源狀況^［92］

一是在燃煤過程中導致的有害氣體排放，佔到各種有害氣體排放量的65%～90%，每年排放總量約8000×10⁴t。特別是火力發電行業排放的二氧化硫所導致的酸雨日趨嚴重。我國每年供應的電力中，主要是火力發電，預計中國電力行業將持續擴張。2010年，中國電力需求總量將達到3.6×10¹²kW·h，電力裝機容量達到7.70×10¹²kW，其中火電裝機容量達到5.57×10¹²kW;2020年，電力需求總量將達到5.10×10¹²kW·h，電力裝機容量達到9.70×10¹²kW，其中火電裝機容量達到6.50×10¹²kW^［95］。不斷增長的火電需要消耗更多的煤炭資源。目前我國用於發電的煤炭占煤炭總消費量的一半以上，大多數電廠燃燒的是沒有經過洗選加工的原煤，相當多的電廠的脫硫、除塵裝置比較落後，因而排放的煙塵和有害氣體較多。在全國煙塵和二氧化硫的排放中，由煤炭燃燒產生的分別佔70%和90%。目前我國已是世界上二氧化硫排放量最大的國家，導致區域性的環境酸化，酸雨區已超過國土面積的40%。

二是煤炭開采過程中排放的甲烷是一種具有強烈的溫室效應的氣體，煤層氣(煤礦瓦斯)的主要成分是甲烷，其溫室效應約為二氧化碳的21倍，對地球臭氧層的破壞力是二氧化碳的7倍。據聯合國一項調查報告顯示，我國採煤過程中自然釋放的甲烷量每年約194×10⁸m³，佔全世界採煤排放甲烷總量的1/3^［96］。

三是煤炭開采加劇了水資源的匱乏。煤礦在開采過程中，煤礦井巷工程破壞了地下含水層原始徑流，大量排出地下水。據估算，每年煤礦排出礦井水得到利用的不足40%，大量水資源被浪費。同時，煤礦洗選過程中產生大量廢水，污染了礦區生態環境。另外，我國煤炭資源與水資源呈逆向分布。我國水資源總量年均2804×10⁸m³，人均佔有量僅相當於世界人均佔有量的1/4，而且分布極不均衡。秦嶺－大別山以北地區，集中了我國近90%的煤炭資源，是我國主要煤炭生產區。但是該區水資源總量年均600.8×10⁸m³，僅佔全國的21.4%;而太行山以西煤炭資源富集區水資源總量為45.1×10⁸m³，僅佔全國水資源總量的1.6%^［90］。該區水土流失和土地荒漠化現象嚴重，泥石流、滑坡等地質災害頻發，生態環境承載能力弱。煤炭資源的集中開發，使得該區的生態環境惡化的程度加劇。

四是煤礦開采破壞土地資源。煤礦生產過程中會造成地表塌陷、水土流失、沙漠化、固體廢棄物壓占和污染土地。據統計，我國因煤炭開采而引發的土地塌陷面積已達40×10⁴hm²，其中國有重點煤礦開采引發的地表塌陷達29.36×10⁴hm²。總之，以煤炭為主的能源消費結構與全球經濟與環境協調發展的要求相違背。目前，國際社會對環境保護的要求日益提高，開發利用煤層氣，不僅能給企業帶來經濟效益，而且對保護全球環境有積極意義。因此，隨著國內外對環境保護的關注，我國煤層氣產業的發展有了良好的外部環境。

❷ 我國煤層氣開發利用現狀、產業發展機遇與前景

馮三利

（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）

作者簡介：馮三利，1956年生，男，高級工程師，現任中聯煤層氣有限責任公司副總經理，地址：北京市安外大街甲88號，郵編：100011。

摘要 文章從煤層氣資源、技術及政策等方面介紹了我國煤層氣開發利用現狀，闡明了我國煤層氣勘探開發存在的問題，並詳細分析了當前促進我國煤層氣快速發展的機遇，最後對我國煤層氣開發利用的前景進行了客觀展望。

關鍵詞 煤層氣 現狀 機遇 前景

Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Instry

Feng Sanli

（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）

Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.

Keywords：CBM；status；opportunities；prospects

煤層氣，俗稱煤礦瓦斯，是近一二十年來在世界上崛起的新型能源，是一種以吸附狀態賦存於煤層中的非常規天然氣，其成分與常規天然氣基本相同，甲烷含量大於90%，發熱量大於8000kcal/m³，完全可以作為與常規天然氣同等質量的優質能源和化工原料。同時煤層氣在煤礦生產中又是一種有害氣體，對煤礦安全生產造成巨大威脅，並且隨著煤礦的開采，大量的煤層氣排放到大氣中又會對環境造成嚴重污染，是僅次於二氧化碳的主要溫室氣體來源。所以，開發利用煤層氣這一潔凈能源，對於優化我國的能源結構、減少溫室氣體排放、減輕大氣污染、解決煤礦安全生產以及實現我國國民經濟可持續發展都具有重大的現實意義。

美國是最先取得煤層氣商業化開發成功的國家，2004年年產量達到500×10⁸m³，比我國同年天然氣年產量還多。近幾年來加拿大煤層氣產業發展迅猛，從2003年的1×10⁸m³發展到2005年超過30×10⁸m³，此外澳大利亞、印度近年來煤層氣也得到了快速發展。

1 我國煤層氣開發利用現狀

1.1 煤層氣資源/儲量狀況

我國是世界上第一煤炭生產大國，煤炭資源量巨大，同時我國的煤層氣資源也十分豐富，2000年由中聯煤層氣有限責任公司承擔的國家計委一類項目「全國煤層氣資源評價報告」，預測我國陸上煙煤和無煙煤煤田中，在埋深300～2000m 范圍內煤層氣資源量為31.46×10¹²m³，與我國陸上天然氣資源量相當，位居世界第三位，見表1所示。

圖1 2001～2004年國有重點煤礦瓦斯抽采總量直方圖

目前井下抽放煤層氣利用量較低，不足50%，主要是礦區居民用氣和自備發電，少部分用於福利事業及工業原料，很大一部分排空，這部分資源浪費很大，開發利用的空間也很大，應該引起政府有關部門和有關企業的重視。

1.5 現行優惠政策

一是開發利用煤層氣徵收5%的增值稅，不抵扣進項稅額；二是實行「兩免三減半」——中外合作開採煤層氣的企業，從開始獲利年度起，第一年和第二年免徵企業所得稅，第三年至第五年減半徵收企業所得稅；三是勘探、開採煤層氣項目所需進口物資比照石油、天然氣的進口稅收政策執行；四是煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定等。

1.6 我國煤層氣勘探開發存在的問題

（1）煤層氣開發利用政策扶持力度不夠。開發利用煤層氣的社會綜合效益要遠遠大於它的經濟效益，特別是在煤層氣產業發展的初期，政府應該給予更多的優惠政策，鼓勵企業從事煤層氣的勘探開發。美國煤層氣產業的快速發展，早期政府的鼓勵政策起到了決定性的作用。

（2）煤層氣勘探開發和科技投入過低而且分散，一些關鍵技術和設備有待提高。煤層氣是一種高投入、高風險、高技術的產業，要掌握它的基本賦存規律和開發技術，必須有較大的前期投入和較先進的儀器設備。

（3）煤層氣勘探開發與煤炭、油氣勘探區塊沖突逐漸顯現。煤與煤層氣是共伴生的關系，採煤與采氣必須有機結合才能協調發展，否則不僅浪費資源、污染環境，而且還威脅煤礦安全。

（4）基礎管網薄弱。我國天然氣基礎管網比較薄弱，煤層氣企業不僅要建設井田內部管網，還要考慮長輸管網建設，無形中增加了企業的生產成本，影響了企業的經濟效益和開發煤層氣的積極性，加之我們的市場機制還不夠完善，氣價相對油價過低也是影響煤層氣發展的重要因素。

2 促進我國煤層氣快速發展的機遇與前景

2.1 中央政府高度重視和關心煤層氣產業的發展

溫家寶總理明確提出：「開發和利用煤層氣既可治理瓦斯，又可利用能源，一舉兩得，應該加大科研、勘探、開發的力度。」2006年6月15日國務院辦公廳頒發了國辦發[2006]47號《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，將為我國煤層氣的快速發展起到巨大的推動作用。

2.2 能源、環境、煤礦安全生產迫切需要加快煤層氣開發利用

我國油氣資源短缺，但煤層氣資源豐富，是目前最現實的天然氣接替資源；我國又是產煤大國，在我國，高瓦斯和瓦斯突出礦井佔46%以上，每年由於瓦斯事故給國家財產和入民生命造成巨大損失，同時由於採煤每年向大氣排放的甲烷達120×10⁸m³以上，造成了巨大的環境壓力和資源的浪費，因此，先採氣、後採煤可以大大降低煤礦事故，有利於煤礦安全生產和節約能源。

2.3 政府己制定了煤層氣「十一五」發展規劃

以往沒有統一的國家煤層氣開發利用的專項規劃，煤層氣規劃分列在煤炭、石油等行業中，規劃不系統，落實不好，這也是影響我國煤層氣快速發展的因素之一。近期，國家發改委已組織有關部門制定了全國「十一五」煤層氣開發利用規劃，到2010年全國煤層氣（煤礦瓦斯）產量達100×10⁸m³，其中地面開發煤層氣產量50×10⁸m³，煤礦井下抽採煤層氣50×10⁸m³，獲得新增煤層氣探明儲量3000×10⁸m³，總投資300×10⁸元（含勘探、開發、管網、科研），實現煤層氣產業化，國家規劃的制定，明確了煤層氣產業的發展目標，為政府制定煤層氣產業政策提供了依據，將引導企業從事煤層氣產業投資，加快煤層氣產業的發展步伐。

2.4 煤層氣國家工程研究中心的建立將促進煤層氣關鍵技術的研製和推廣應用

2006年3月6日，國家發改委以發改高技[2006]368號文，批復同意由中聯煤層氣有限責任公司牽頭聯合有關單位共同組建煤層氣開發利用國家工程研究中心。該中心將圍繞煤層氣開發利用重大技術需求，建設我國煤層氣勘探開發、加工利用的技術研發和工程化試驗設施，把煤層氣產業的重大科研成果進行完整的工程化和集成化應用研究，消化、吸收引進的先進技術，建立適合我國地質條件的煤層氣開發利用工程技術體系，為行業間提供一個合作交流的平台，成為煤層氣行業入才培養的基地，為煤層氣開發利用相關企業提供技術支持和服務，推動煤層氣產業的整體技術進步。

2.5 煤層氣開發技術日臻完善，一些關鍵技術己有所突破

2.5.1 煤層氣井空氣/霧化鑽井技術

該技術在美國煤層氣田開發中普遍採用，已佔開發井的90%以上，它的優點是鑽井周期短（2～4d），效率高、成本低，對煤層傷害小。國家「十五」科技攻關項目《煤層氣欠平衡鑽井技術研究》，結合中國煤層氣地質特點，開發出空氣鑽井設計軟體，形成了空氣鑽井系列技術，目前已在山西潘河示範項目中廣泛使用，使鑽井周期由原來的15 d以上縮短到不足5d，不僅降低了施工成本，而且避免了鑽井液對儲層的傷害。

2.5.2 多分支水平井鑽井、排采技術

美國的多分支水平井一開始就是結合煤礦規劃實施的，一般在5年內可以實現80%～85%的瓦斯採收率，這樣可以極大地改善採煤作業環境，促進煤礦安全生產，其綜合經濟效益與社會效益十分明顯。我國煤礦瓦斯事故多發，煤層滲透率低，急需推廣此項技術，以保證煤礦安全生產，節約清潔能源。2004年11月，奧瑞安公司設計和組織施工的DNP02多分支水平井正式投入生產並實現了預期工藝和產能雙重突破，煤層中水平井眼總進尺達8000m，單井日產穩定在2×10⁴m³以上，中聯公司承擔的油氣戰略選區端氏水平井示範項目已分別在3煤和15煤成功實施兩口多分支水平井，預測單井產能在2×10⁴m³以上。

2.5.3 煤礦井下水平長鑽孔抽采技術

通過國家「十五」攻關項目研究，利用國產鑽機使井下長鑽孔達500m 水平距離，用進口鑽機在國內試驗已使最大孔深達到了1002m，班進尺最高達到了400m。此項技術的推廣應用不僅可以促進煤礦安全生產，還可大大提高煤炭企業生產效率。

2.5.4 煤層氣儲層改造技術

儲層改造在煤層氣開發中是一個關鍵環節，目前在沁水盆地主要用清水加砂壓裂方法。清潔壓裂液技術已在韓城井組實驗獲得成功，在沈北礦區針對褐煤利用小型洞穴完井技術進行改造，為低階煤煤層氣開發積累了經驗，特別是氮氣泡沫壓裂在潘河示範項目通過兩口井實驗獲得了巨大成功，經過排采顯示，比相同條件下煤層氣井產量成倍增加，具有很好的推廣利用前景。

2.6 沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程潘河先導性試驗項目將有力推動我國煤層氣產業發展

2004年底國家發改委批准實施該示範工程項目，該項目位於山西沁水縣境內，含氣面積24.2km²，示範內容包括鑽井、增產改造、煤層氣集輸、增壓、數據傳輸、地面工程建設等。目前第一期100口鑽井已完工，40口生產井已經運行半年多，整個設施運行平穩，產氣情況良好。通過對煤層氣地面開發全過程試驗，積累煤層氣開發技術和管理經驗，為推動我國煤層氣資源的大規模商業化利用將起到積極的示範作用，特別是為沁水盆地煤層氣田的大規模開發獲得了第一手資料，打下了良好基礎。

2.7 清潔發展機制（CDM）推動煤礦區煤層氣開發利用

《京都議定書》於2005年2月生效，清潔發展機制（CDM）是《京都議定書》所規定的發達國家在境外實現部分減排承諾的一種履約機制。它的核心是允許發達國家和發展中國家進行基於投資項目的「經證明的減排量（CERs）」的轉讓與獲得。煤層氣開發利用是實施CDM項目的重要領域。煤層氣的主要成分是甲烷，甲烷的溫室效應是二氧化碳的21倍，目前國際碳指標每噸為5～10 美元。我國煤礦區煤層氣平均抽放率目前僅為32%，2004年抽放量為18.6×10⁸m³，煤層氣利用量不足一半。如果通過CDM機制引進資金和技術支持，對煤層氣產業自身發展和推動煤礦區煤層氣利用將起到積極的促進作用。

2.8 基礎管網設施不斷完善

天然氣輸送管道缺乏，是制約我國煤層氣發展的一項重要外部條件。隨著「西氣東輸」管線的運行，為相關地區煤層氣勘探開發利用提供了一個大發展的良好契機。「西氣東輸」管線沿途經過我國多個主要煤田，如新疆准南煤田、山西河東煤田、沁水煤田和淮南煤田等，這些煤田是我國煤層氣資源條件很好的地區，也是目前我國煤層氣勘探開發的熱點地區。另外，陝京復線的建設、山西省規劃的煤層氣管線的實施，也將為煤層氣的集輸利用提供良好的基礎條件。

3 結語

綜上所述，在我國，豐富的煤層氣資源為我們提供了良好的物質基礎，國民經濟的快速發展提供了巨大的市場需求，煤礦井下瓦斯抽放已經積累了幾十年的經驗，地面勘探開發煤層氣也有十多年的歷史，煤層氣勘探開發的技術手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重視煤層氣的開發，制定了煤層氣的專門發展規劃，批准成立了煤層氣開發利用國家工程研究中心，頒發了《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，煤層氣開發的外部環境越來越好，為我國煤層氣產業的跨越式發展創造了良好的機遇。根據我國目前煤層氣產業發展的狀況和發展趨勢，到2010年完全可以實現煤層氣「十一五」發展規劃確定的目標，以沁水盆地為重點，實現地面開發煤層氣年產50×10⁸m³，煤礦井下抽採煤層氣50×10⁸m³，為煤礦安全生產服務，為構建社會主義和諧社會貢獻一份力量。

參考文獻

[1]馮三利、葉建平主編.2003.中國煤層氣勘探開發關鍵技術研究.國家「十五」攻關科研報告

[2]馮三利、葉建平主編.2005.中國煤層氣勘探開發配套技術研究.國家「十五」攻關科研報告

[3]中聯煤層氣有限責任公司.2000.沁水盆地煤層氣田新增煤層氣儲量報告，內部資料

❸ 我國煤層氣產業發展報告

葉建平

作者簡介:葉建平,男,1962年生,教授級高工,中聯煤層氣有限責任公司總經理助理,中國煤炭學會煤層氣專業委員會秘書長,主要從事煤層氣勘探開發科研工作。地址:北京市東城區安外大街甲88號(100011),電話:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中聯煤層氣有限責任公司 中國煤炭學會煤層氣專業委員會 北京 100011)

摘要:分析了煤層氣勘探、開發、利用現狀,梳理了煤層氣勘探開發技術進展,對我國煤層氣產業發展進行了基本評估。認為當前我國煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長;煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升;煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源;煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在。

關鍵詞:煤層氣 勘探開發技術 產業發展

China's Coalbed Methane Instry Development Report

YE Jianping

(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development

我國煤層氣開發已經步入產業化初期階段。煤層氣地面開發產量2005年達到1.7億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³,因此煤層氣產業步入快速發展軌道,成為現實的天然氣的補充資源。本文簡要報告近年來我國煤層氣勘探、開發、利用發展情況和技術進展狀況。

1 煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長

近兩年,我國煤層氣勘探進度明顯加快,探明儲量顯著增長。據不完全統計,到2011年6月底,全國煤層氣鑽井總數5942口。到2010年底為止,我國已累計探明煤層氣儲量2902.75億m³,新增探明儲量近1121.55億m³,占總量的39%。「十一五」探明了千億立方米大氣田。我國煤層氣探明儲量區分布較集中,共11個區塊,主要分布在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、鄭庄、棗園、長子等區塊,鄂爾多斯盆地東緣三交、柳林、鄉寧-吉縣、韓城等區塊。如表1,沁水盆地探明儲量2007.69億m³,佔69.17%;鄂爾多斯盆地煤層氣探明儲量817.76億m³,佔28.17%。其他地區佔2.66%。探明儲量成為這些地區煤層氣產業發展強大的基礎。但是,相對全國36.81萬億m³的資源量而言,我國煤層氣資源探明率很低,僅8‰。廣大地區煤層氣勘探潛力尚不明朗。

表1 全國煤層氣探明儲量分布情況

沁水盆地作為我國特大型煤層氣田,勘探潛力巨大。山西組3號煤層和太原組15號煤層厚度大,分布穩定,含氣量高,滲透性在全國相對最好,煤層氣可采性良好。除了已探明的南部區塊以外,柿庄南和柿庄北、馬璧、沁南、沁源、壽陽、和順、上黃崖等區塊均屬於煤層氣富集區和極有利目標區。壽陽區塊不同於晉城地區,它以太原組15號煤層作為目的層,經過多年勘探,已獲得經濟單井產量的突破,韓庄井田多口煤層氣井產量達到1000m³/d以上,近期將可以提交探明儲量。陽泉鑽井461口,日產量15萬m³,獲得商業化生產的產能。

鄂爾多斯盆地東緣具有較好的含煤性、含氣性和可采性,渭北區塊的韓城—合陽井區、臨汾區塊的午城—窯渠井區、呂梁區塊的柳林—三交井區、呂梁區塊的保德—神府井區是4大煤層氣富集區,也是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發有利區。鄂爾多斯盆地東緣資源探明率和資源轉化率、勘探程度均較低,煤層氣勘探開發前景廣闊,具有商業化產氣能力和形成大型煤層氣田的條件,必將成為全國煤層氣規模化、產業化、商業化運作的「甜點」區。

除了上述地區以外,在黑龍江依蘭、雲南老廠、貴州織金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶爾盆地南部、陝西彬縣等地區相繼取得勘探突破。

黑龍江伊蘭區塊煤層埋深700m左右,厚16m,含氣量8~10m³/t,長焰煤,蓋層油頁岩厚80m。黑龍江煤田地質局2011年在伊蘭區塊鑽井4口,YD-03、YD-04兩口煤層氣生產試驗井,經排采,兩口井日產氣量均在1500m³/t左右,達到了工業氣流的標准,標志著黑龍江低階煤煤層氣開發的有效突破。

彬長煤業集團在鄂爾多斯盆地中生界彬長區塊鑽1口水平井,日產氣5600m³。

內蒙古霍林河地區中石油煤層氣經理部在華北二連盆地霍林河地區施工霍試1井,日產氣約1300m³;進行了勘查研究,取得一定的進展。

依蘭、彬長和霍林河區塊的勘探成功,標志著低階煤煤層氣勘探取得了初步的成功,意義深遠。

四川川南煤田古敘礦區大村礦段煤層氣地面抽采試驗取得了歷史性突破。DCMT-3煤層氣試驗井平均產量1160m³/d,一年多累計產氣超過50萬m³。之前的DC-1井、DC-2井產氣量均達到了500~1000m³/d。初步認為大村礦段煤層氣具有較好的商業開發前景。該區煤層氣井的排采試驗成功,意義重大,將為川南煤田低滲透、薄煤層、大傾角、高應力等特點地區的煤層氣勘探開發提供技術和經驗。

雲南老廠施工5口井先導性試驗井組,壓裂後,發生自流現象,經過初期排采,產量逐步上升,顯示良好勘探潛力。

安徽淮北礦業集團2008年以來在蘆嶺淮北Ⅲ1、Ⅲ2采區共施工12口「一井三用」井的壓裂階段試驗,各井大部達到800m³左右,也有個別高產井,如LG-6井最高日產量曾到3000m³以上,穩產1200m³左右。中聯公司對外合作項目和煤炭科工集團西安研究院分別在淮北宿南向斜的先導性試驗相繼取得商業產量,預示著具有良好的勘探潛力。

全國其他地區的煤層氣勘探工作也如火如荼地展開。如貴州織金—納雍、陝西延川南、山西和順、山西沁源新疆准噶爾盆地南部等地區,初步勘探實踐表明具有良好的煤層氣勘探潛力。

上述可知,在沁水盆地南部高階煤煤層氣開發成功後,中階煤和低階煤煤層氣勘探也正在逐步取得成功。

在煤層氣勘探同時,廣大研究人員開展了大量的煤層氣富集規律和地質控制因素研究,進行了煤儲層孔隙性、滲透性、吸附解吸擴散、力學特性、變形特性等廣泛研究,進行不同煤級煤的煤層氣成藏特徵和選區評價研究。這些地質和儲層特徵的基礎研究有力支撐了煤層氣基礎理論的形成和發展。

2 煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升

「十一五」期間,煤層氣進入產業化發展階段,煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升。以中聯公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程、中石油華北煤層氣分公司沁南煤層氣田煤層氣開發項目和晉城煤業集團煤礦區煤層氣開采項目等商業化開發項目竣工投產為標志,我國煤層氣開發快速步入產業化初期階段,煤層氣開發處於快速發展階段。我國現有生產井3200口,到2010年全國地面煤層氣產能達到25億m³,產量15.7億m³,利用量11.8億m³,利用率78%。井下煤層氣抽采量69.6億m³,利用量21.9億m³,利用率相對較低,31.5%。2011年地面開發產量將達18~22億m³,見表2。地面煤層氣產量在近五年呈數量級增長,2005年1億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³。煤層氣產量主要來自沁水盆地南部,佔96%,少量產自韓城、阜新和柳林、三交地區。

目前進入商業性開發地區包括山西沁水盆地南部、陝西韓城、遼寧阜新。具備進入商業性開發地區包括山西三交、柳林、大寧—吉縣、陽泉、壽陽。

表2 全國主要煤層氣田煤層氣生產情況(不完全統計)

說明:投產井數包括已產氣井和未產氣井。

3 煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在

技術進步是煤層氣發展的源動力,這已被國內外的勘探開發實踐所證實。「十一五」期間在煤層氣增產改造技術的試驗和研究取得了有效突破,針對不同儲層參數研製了適宜的壓裂液、壓裂工藝等。鑽完井技術、地面集輸技術、煤礦區煤層氣抽采技術等方面均有創新性成果。當前最顯著的技術進展就是煤層氣水平井鑽完井技術、煤層氣水平井分段壓裂技術發展。

3.1 煤層氣水平井鑽完井技術

煤層氣水平井地質和工程影響因素認識顯著提高。煤層氣水平井、多分支水平井的地質條件局限性強,要求構造相對簡單,斷層少、地層平緩起伏小;煤層發育穩定、煤層硬度大結構完好;煤層鑽遇率高,避免鑽探溝通含水層;水平井眼軌跡按上傾方向布置,有利排水降壓產氣;水平井眼長度盡量長,分支水平井間距適中,與煤層滲透性相匹配。

煤層氣水平井井型設計多樣。根據地形地貌、地質條件和儲層滲透性,設計「U」型井、「V」型井、川字型井、叢式井(兩層煤層的雙台階水平井)等,在柿庄南、柳林獲得成功。

多分支水平井的工藝技術、關鍵工具實現國產化。多分支水平井鑽井實現一個井筒鑽多翼分支井,提高了鑽進效率和有效排泄面積。在「863」項目支持下,地質導向裝置實現國產化,並取得良好應用效果。

借鑒頁岩氣完井技術,開始進行了煤層氣水平井分段壓裂技術的試驗,並在三交區塊獲得成功。目前在柿庄南區塊繼續進行該項技術的試驗應用。

煤層氣多分支水平井修井一直是一項難題,現在開始探索性試驗,包括分支井段井眼坍塌的診斷、二次鑽井導向和儲層傷害控制等。

研究結果表明:水平井煤層段採用PEC篩管完井能有效保護井壁穩定性,減少井眼坍塌,即便排采過程中井眼發生局部垮塌,篩管仍能為煤層氣、水提供良好的流動通道;充氣欠平衡鑽井技術可有效減少煤儲層的污染和損害,保護煤儲層;沿煤層頂/底板鑽水平井可有效避免粉煤、構造煤等井壁穩定性問題,定向射孔分段壓裂可有效溝通煤儲層,釋放儲層應力,實現煤層氣的開采。通過對井眼軌跡和鑽井工藝參數進行優化設計,可增大煤層氣降壓解吸范圍,加快煤層氣解吸,並減少煤儲層傷害。

3.2 新型壓裂液研究方興未艾,成果豐碩

研究壓裂液對儲層傷害機理,根據煤中化學元素組成,研製含有粘土防膨劑的壓裂液及活性水,降低對煤層氣解吸附傷害。

研究認為嵌入傷害和煤粉堵塞裂縫是影響煤儲層長期導流能力的主要影響因素,施工中可採取增加鋪砂濃度、加大支撐劑粒徑、加入分散劑懸浮煤粉等方法。

通過重大專項攻關研製了新型低傷害高效清潔壓裂液,特點是分子量小,300~400;粘度較高,15.0mPa·s;殘渣較少;煤層傷害率低,11.5%;摩阻低,約為清水的30%。研製了新型煤粉分散活性水壓裂液,煤層傷害率低,11.8%,使煤粉在壓裂液中均勻分布,避免施工壓力過高,在返排時,煤粉隨著液排出,避免堵塞裂縫通道。研製了高效適宜的氮氣泡沫壓裂液。

3.3 低密度固井液減少了固井水泥對儲層的傷害

通過重大專項攻關,針對煤儲層井壁易坍塌、鑽井液易污染煤儲層等難題,研發出了中空玻璃微球低密度鑽井液體系。該鑽井液具有良好的流變性和濾失性,泥餅薄而緻密。同時具有很好的抗溫性、抗污染性能、防塌性能、沉降穩定性和保護儲層作用。研製了超低密度水泥漿體系:確定了超低密度水泥漿體系配方。該配方在40℃,24h時抗壓強度達到8.04MPa(超過預期7MPa指標)。在沁南柿庄南區塊成功進行了現場試驗,有效防止了液體對煤儲層的污染。

研製了一種應用於煤礦井下瓦斯抽采孔的可降解鑽井液,生物酶降解加鹽酸酸化的雙重解堵措施可有效地清除可降解鑽井液對煤層氣儲層的傷害,並能恢復甚至提高煤岩氣體滲透率。

開展了煤層氣鑽井井壁穩定機理及鑽井液密度窗口的確定的研究。

3.4 地面集輸工程技術有效增大集輸半徑,實現低成本建設

沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程,研究設計了「分片集輸一級增壓」煤層氣田地面集輸技術,亦稱「枝上枝閥組布站」工藝技術,使煤層氣集輸半徑增大到13km以上。新技術的應用取消了傳統技術中需要建設的無數個有人值守的站,最重要的是極大地改善了流體流動環境,簡化了工藝流程,節省了投資成本。採用汽油煤層氣兩用燃氣發動機新裝置,代替抽油機動力系統,采氣管線採用聚乙烯管(PE管)新材料,節省了工程建設投資。

沁水盆地煤層氣田樊庄區塊採用單井進站方式、增壓工藝及壓力系統優化等地面集輸工藝的優化技術。煤層氣水合物防治技術、低壓輸送不注醇集氣工藝、多井單管串接技術、低壓采氣管網管徑的確定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性復合管的應用等采氣管網優化技術。提出煤層氣田「標准化設計、模塊化建設」,煤層氣田集氣站建設核心是「四統一、一和諧」,即:統一工藝流程、統一設備選型、統一建設標准、統一單體安裝尺寸,保持平面布置與當地環境的和諧發展,實現集氣站功能統一,操作統一。

數字化氣田建設,實現了基於無線、光纜、電纜等多種通訊方式在SCADA系統中的融合,成功地降低了煤層氣田信息化建設和維護過程中自控系統的投資,適合了煤層氣井地處偏遠、井多、井密、低壓、低產等特點。

3.5 煤層氣排采生產技術

實踐表明,合理的排採制度和精細的排采控制是煤層氣井排采技術的核心,定壓排採制度適用於排采初期的排水降壓階段,定產排採制度適宜於穩產階段,分級平穩連續降壓是精細的排采控制的核心。

通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計,引入無級數控抽油機、永久監測壓力,較好地完成了排採的施工及資料錄取的要求,為該區的大規模開發奠定了基礎。

研究煤層氣動液面高度的合理區間及降低速率對開采過程中有效保持井周應力的合理分布,維持或提高儲層滲透率,具有十分重要的意義。

煤層氣井不同階段的產能方程和煤層氣藏井底流壓修正後的計算公式,確定煤層氣井的生產壓差,為煤層氣井合理生產壓差的確定和正常排采提供了技術支撐。

3.6 煤層氣利用技術

煤礦開采過程中排放出大量低濃度煤層氣,提純利用這部分煤層氣對我國能源開發利用和環境保護意義重大,其難點是如何經濟高效地分離CH₄和N₂。

採用低溫精餾法分離提純,分離低濃度含氧煤層氣中氧氣、氮氣,在陽泉石港礦建成年產2萬噸液化(LNG)瓦斯的工廠,在陽泉新景礦神堂嘴建設年產2000萬m³低濃度提純壓縮(CNG)瓦斯工廠,為陽泉市公交車、計程車提供城市低成本壓縮瓦斯,以氣代油。

採用變壓吸附法實現低濃度瓦斯的分離和凈化。該技術2011年3月已在陽泉進行試生產,2011年底5000萬m³CNG工業化生產線將投產。

在國家科技重大專項支持下,中科院理化所和中聯煤層氣公司合作成功研製了10000m³撬裝液化裝置,該項成果適合煤層氣單井產量低特點,將直接在煤層氣井場實現煤層氣液化利用。

3.7 技術仍然是煤層氣勘探開發的瓶頸

煤層氣高滲富集區預測缺乏成熟理論指導,或者說我國煤層氣勘探開發理論還不成熟。

除了沁南以外,我國大部分勘探區煤層氣單井產量低,同一地區單井產量差異大,除了地質和儲層條件外,鑽完井技術和增產改造技術有待試驗形成。如何針對復雜多裂縫煤層特徵,增大鋪砂面積,有效提高儲層導流能力,提高單井產量,是面臨的增產改造的關鍵問題。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁穩定、防止井眼坍塌,高地應力、松軟儲層條件的鑽井完井技術,有待進一步探索試驗。

深煤層高地應力、低滲條件下儲層物性變化,以及由此帶來的鑽井、完井、增產改造技術和工藝參數的一系列變化,是亟待研究的方向。

4 煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源

煤層氣主要通過管道輸送到用戶,約佔85%~90%,少部分採用液化天然氣和壓縮天然氣形式輸送。目前建成煤層氣管道包括端氏—博愛管道、端氏—沁水八甲口管道、晉城煤業集團西區瓦斯東輸管道等,年輸送能力50萬m³。正在建設的韓城—渭南—西安管道、昔陽—太原管道,輸送能力30萬m³。

煤層氣用戶主要為西氣東輸管道用戶,其次向山西省內及沁水煤層氣田周邊省份河南、河北等省供氣,以及韓城、阜新等煤層氣所在地城市供氣。廣泛用於城市燃氣、工業鍋爐燃氣、汽車加氣等天然氣市場。2010年底,我國井下、地面煤層氣產量達到85.3億m³,約占天然氣產量946億m³的9%。煤層氣已成為當地天然氣的最現實的補充能源。

5 煤層氣產業發展展望

根據我國「十二五」煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用規劃,「十二五」末,我國煤層氣產量將達200億~240億m³,其中,地面開採煤層氣100億~110億m³,井下瓦斯抽采量110億~130億m³。煤層氣探明地質儲量將進入快速增長期,到2015年,新增探明地質儲量10000億m³。因此煤層氣將在「十二五」進入快速發展軌道。一是通過「十一五」發展,積累了較好的技術基礎和儲量基礎;二是中石油、中石化、中海油等大公司的積極投入,勘探和開發資金有了根本保證;三是國家科技重大專項的持續支持,為煤層氣勘探開發利用科學技術攻關奠定了堅實基礎,為產業目標實現提供了有力的技術支撐。

感謝趙慶波教授提供相關統計資料。

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❹ 煤層氣產業發展建議

我國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些的問題，如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性，盲目性開發等諸多問題亟待解決。為了促進我國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議：

1.加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低。制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

2.出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院47號文件（國辦發〔2006〕47號）「關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干建議」，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t；煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產；而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

3.進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分，但我國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

4.制定煤層氣勘探開發技術國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦權秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

5.倡導煤炭企業與煤層氣企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快我國煤層氣產業發展步伐。

❺ 壽陽區塊煤層氣勘探開發現狀、地質特徵及前景分析

王明壽¹王楚峰¹魏永佩²張心勇¹徐文軍¹

（1.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011；2.美國遠東能源公司 北京 100016）

作者簡介：王明壽，男，1966年出生，高級地質師，在職博士生，礦產普查與勘探專業，現在中聯煤層氣有限責任公司工作，多年從事煤炭、煤層氣勘探、生產及科研工作。

摘要 煤層氣的富集與儲層特徵密切相關，並受地質條件的制約。本文在詳細研究煤儲層特徵及煤層氣富集機制的基礎上，分析和總結了沁水盆地北端壽陽區塊煤層氣的勘探開發現狀，並對開發前景進行了初步評價。基於煤岩、煤質、煤體結構及孔滲性、吸附性的觀察和測試，該區煤層表現為厚度大、熱演化程度高，局部發育構造煤、裂隙較發育，吸附性能力強、含氣量高，含氣飽和度偏低。總體來說，適合煤層氣的開發。該區煤層氣的富集主要受控於熱演化史和埋藏史。在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用，生氣強度大；另外，煤層的埋深、頂底板封閉性及水文地質條件都會影響含氣量的大小，煤層氣富集是多因素有效配置的結果。

關鍵詞 煤儲層 含氣量 熱演化 羽狀水平井 壽陽區塊

Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block

Wang Mingshou¹，Wang Chufeng¹，Wei YongPei²，Zhang Xinyong¹，Xu Wenjun¹

（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）

Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.

Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block

引言

壽陽區塊位於山西省北中部、沁水盆地北端（圖1），相鄰的陽泉礦區是我國著名的無煙煤生產基地之一，也是典型的高瓦斯礦區，從1957年就開始煤礦瓦斯抽放與利用工作^[1]。在多年的煤礦生產實踐中，積累了豐富的煤礦瓦斯抽放經驗，是我國煤礦瓦斯抽放和利用最成功的礦區。現建有8座瓦斯抽放站，抽放歷史長，目前年瓦斯抽放量達2×10⁸m³，佔全國第一位^[2]。20世紀80年代初，隨著我國煤層氣勘探開發的興起，壽陽區塊以其良好的資源條件及開發條件成為我國煤層氣開發的熱點。從1996年中國煤田地質總局在韓庄區施工HG1井開始，近十年來先後有多家單位在區內開展煤層氣基礎研究和煤層氣勘探開發試驗工作，施工了10口煤層氣參數井或生產試驗井（包括遠東能源公司施工的3口煤層氣羽狀水平井），煤層氣的勘探開發工作取得了階段性進展。本文對近年來該區塊的煤層氣勘探開發活動進行了總結，針對該地區煤層氣勘探實踐過程中遇到的一些地質技術問題，對該區煤層氣的富集機制和控氣因素進行了探討，以期指導勘探工程部署，從而實現該地區煤層氣開發的突破。

圖2 SY—XX井3號煤層原煤等溫吸附曲線

3.5 煤的滲透性

研究區有8口煤層氣參數井和生產試驗井16層煤進行了注入/壓降測試，取得了較多的煤層滲透率數據，總體來講，煤儲層的滲透性相對較好，介於0.0352～82.84mD，取得的煤層滲透率相差在幾至幾十倍以上，這也從一個側面說明了煤層的非均質性^[6]。

4 煤層氣的富集機制

4.1 煤的熱演化史和埋藏史是煤層氣富集的主要控制因素

大量資料表明，該區煤層氣的富集主要受控於該區煤的熱演化史和埋藏史^[7]，沁水煤田石炭紀、二疊紀時期，該區處於台型穩定均衡沉降階段，沉降速率22.82m/Ma。至三疊紀，地殼沉降速度加快，最大沉降速率達65m/Ma，侏羅紀僅有短暫的微弱沉降，總體以褶皺抬升為主。根據現有資料估算，三疊紀末，該區下煤組埋藏深度約3400m左右，地溫達154℃左右，煤化程度為肥、焦、瘦煤階段，處於生氣高峰期，平均生氣速率為0.8978×10⁸m³/km²·Ma，白堊紀變慢為0.018×10⁸m³/km²·Ma，白堊紀之後，生氣作用基本終止。由於研究區處於緯度34°帶，在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用。因此，該區生氣強度大，陽泉、壽陽、昔陽一帶，生氣強度一般90×10⁸m³/km²以上。綜上所述，研究區於成煤期後，曾有兩次大的熱演化階段，一次為印支期，主要是快速沉降堆積增溫階段。這一階段使石炭紀、二疊紀煤層煤化作用加強，煤級增高，區內大部分區段的煤層都跨越了生氣「門檻」值，進入主要生氣階段（R°_max＞1.0%），大部分地區的煤層達到生氣高峰期（R°_max=＞1.35%），因此，印支期是煤層氣主要生成期。另一次為燕山期，主要為岩漿區域熱增溫階段。

4.2 煤層埋深對煤層氣富集的影響

一般來講，隨著煤層埋深的增加，含氣量增加。表現在平面上由北往南含氣量增加，而在鑽孔中，下組煤含氣量高於上組煤。該區的煤層氣風化帶深度在300m，即在300m以淺，煤層氣成分中甲烷含量一般小於80%。

4.3 煤層頂、底板封閉程度對含氣量的影響

研究表明：煤儲層的頂底板岩性和封蓋性能對含氣量的影響很大，頂底板岩性緻密、封蓋性能好的區域，含氣量高，否則相反，在平面上含氣量低的區域和煤層頂板砂岩帶基本上是重合的。

4.4 水文地質條件對含氣量的影響

煤系地層水在煤層氣的生成、儲集（吸附）和產出的全過程中都起著重要的作用。在控制煤層氣賦存、產出的主要地質因素（含氣量、臨界解吸壓力、儲層壓力、滲透率、內外生裂隙等）中，煤層水作為客觀載體通過與諸多因素的相互作用實現對煤層氣賦存、產出能力的影響^[7]。煤岩儲層壓力表現為煤層水壓力，而常規砂岩儲層壓力則表現為氣體壓力。因此，煤層水壓力的高低反映了煤岩儲層能量的大小。煤岩對甲烷分子的吸附能力主要與溫度和壓力在煤層水壓力作用下，埋深變淺的煤層仍保持了較高的原始含氣量，煤岩儲層中「圈閉」了一定數量的氣體，形成煤層氣藏^[8]。

在研究區，主煤層高含氣量區域與地下水等水位線的局部低窪地帶較吻合。如韓庄井田主煤層含氣量在研究區內是最高的地帶，對比之下，該地帶中奧陶統、太原組、山西組含水層的等水位線均呈現出低窪狀態，地下水明顯滯流是導致韓庄井田主煤層含氣量高的重要原因。

上述規律得到了地下水礦化度、水質類型等分布規律的進一步佐證。韓庄井田一帶存在著中奧陶統灰岩含水層高礦化度中心，礦化度在2000mg/L 以上：太原組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1500mg/L 以上；在山西組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1000mg/L 以上。這一高礦化度區帶與主煤層高含氣量地帶在空間分布上高度一致的規律，進一步揭示出地下水緩流或滯流對煤層氣保存富集的重要作用^[2]。

需要指出的是，沁水盆地北端煤層氣的富集，是以上諸因素綜合作用的結果，只有多種因素的有效配置，才能形成富集的煤層氣藏，在進行選區評價和勘探部署時，一定要全面考慮可能影響含氣量的各種因素。

5 勘探中存在的問題及對策

從1997年中國煤田地質總局施工HG1號煤層氣探井揭開該區的煤層氣勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以說取得了階段性進展，但客觀地講，該區勘探開發的進程緩慢，究其原因，除和近年來煤層氣產業發展的大氣候有關外，還和對該區的地質規律認識水平以及採取的煤層氣完井方式及工藝有一定的關系。

1996～1997年由中國煤田地質總局施工的4口井均布置在韓庄精查區內，由於韓庄精查勘探就是由煤炭隊伍完成的，對地質資料的佔有和研究程度都很高，因此在井位選擇上非常成功，煤層厚度、含氣量等主要參數都非常樂觀，特別是生產試驗井HG6井壓裂後，單井排采最大日產氣量達到1300m³，現在回過頭看，該井應該是比較成功的，但限於當時對煤層氣理論的認識水平和工程技術的局限，如鑽井過程中對儲層污染的重視不夠，排采中沒建立合理的排採制度造成煤層吐砂、埋泵等事故。中聯公司施工的1號探井由於選在煤田勘探空白區內，加上由於地層涌、漏水等原因，並未達到預期目的，而3口井的小井組由於受當時勘探思路的影響選擇在構造高點，加上對該區的水文地質條件研究不夠，正好打在了富水區內，在排采過程中由於裂隙水補給充分，液面長期穩定，加上當時其他因素，最後不得不終止作業。

水平井技術是最近幾年在美國、加拿大、澳大利亞等國家興起的一項有效的煤層氣增產技術，遠東公司在分析總結了該區以往地質和勘探資料的基礎上，決定實施羽狀水平井以期取得突破，從完成的3口井的情況看是比較成功的，但由於羽狀水平井作業成本高，因此在實施之前對綜合地質的研究，包括煤層的機械物理性能、可鑽性、水文地質特徵等非常重要，同時對井眼軌跡區構造的控制（如實施三維地震勘探等）也非常重要。此外，由於涉及多個工種，煤層氣羽狀水平井的施工也是一個系統工程，有效科學的組織管理將會事半功倍。

6 結論

沁水盆地北端煤儲層厚度大，埋深適中；煤的熱演化程度較高，已進入生氣高峰，煤層頂底板封閉性能好，含氣量高；煤儲層裂隙較發育，孔隙以小孔和微孔為主，滲透性較好；煤的吸附性能強，但含氣飽和度偏低。總體來講，該地區煤層氣開發條件良好。

煤層氣的富集受諸多地質條件的控制，是各種因素有效配置的結果，在這些地質因素中，煤的熱演化史和埋藏史起著主導作用。其他因素如頂、底板的封蓋性能、水文地質條件、埋深等也都影響著氣的富集，在選區和勘探部署時要綜合考慮各種因素。在增產措施的選擇上，建議採用傳統垂直井壓裂和羽狀水平井並用的方針，同時嘗試近年來效果好的清潔壓裂液、氮氣泡沫壓裂等先進的工藝和技術。

參考文獻

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❻ 煤層氣資源開發概況

據艾伯塔省研究機構估計，加拿大17個盆地和含煤區煤層氣資源量為17.9×10¹²～85×10¹²m³，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤層氣資源區^［75］。加拿大煤層氣開發起步較晚。2000年以前由於市場價格、生產技術等原因，煤層氣被列為無經濟開采價值的資源。1987～2001年，加拿大僅有250口煤層生產井，其中4口單井日產氣量達2000～3000m³。2000年以來，在加拿大政府的支持下，一些研究機構根據本國以低變質煤為主的特點，開展了一系列技術研究工作，多分支水平井、連續油管壓裂等技術取得了重大進展，降低了煤層氣開采成本;加上前兩年北美地區常規天然氣儲量和產量下降，供應形勢日趨緊張，天然氣價格不斷上升，給煤層氣資源的開發帶來了機遇。2003年，Encana和MGV公司合作，鑽井1015口，試采氣5.1×10⁸m³;2006年，鑽井超過3000口，煤層氣井累計超過6500口，產量達55×10⁸m^3［68］。在煤層氣水平井鑽井方面，加拿大也取得顯著的進展。CDX-Canada公司2004年4月在Mannville煤層成功完鑽了加拿大第一口單分支煤層氣水平井，水平段長度1000m，從鑽井到井口設備安裝的成本大約為150萬加元，單井日產量大約7×10⁴m³。至2005年10月，CDX-Canada在Mannville煤層共完成了5口這樣的水平井(水平分支長度最大1200m)，艾伯塔省共完成了75口這樣的水平井，其中，Trident公司完成了50口。Trident公司已宣布於2005年11月建立了Mannville煤層的第一個煤層氣商業性項目^［76］。2007年加拿大煤層氣產量達到60×10⁸m³。

加拿大規劃到2010年煤層氣產量達到140×10⁸m³，2020年達到280×10⁸～390×10⁸m³，煤層氣產量將占其天然氣總產量的15%左右，形成與美國規模相近的煤層氣產業。

加拿大並沒有制定優惠的財稅政策鼓勵煤層氣資源的開發，其煤層氣資源開發加快的原因是:加拿大常規天然氣儲量規模和產量快速下降，導致常規天然氣供需缺口加大，價格上升。同時，加拿大有豐富的煤層氣資源，煤層氣勘探開發技術研究成功，天然氣運輸管道基礎設施完善，以及美國煤層氣產業成功建立對加拿大政府的啟示。加拿大聯邦政府及時分析天然氣供求形勢，發布天然氣供求預警報告，提出發展非常規天然氣能源的指導意見，鼓勵了投資者對煤層氣資源的勘探開發。省政府有比較健全的礦業權管理體制，對煤層氣資源開發起到了積極的作用。

❼ 關於山西煤炭產業轉型的調查報告

近年來，我國第一產煤大省山西不斷探索「集團化、潔凈化、多元化和現代化」的新型煤炭產業之路，山西煤炭出現的一些新變化，可以發現昔日的「黑色」產業正在「綠色」轉型，科學發展已呈現許多新亮點。 煤炭開采：「粗放」走向現代化 「多、小、散、亂、差」曾經是山西煤礦的真實寫照，而粗放型發展則是對山西煤炭產業的概括，與之相隨的是產業集中度低、資源浪費嚴重等一系列問題。 2005年，山西在煤炭行業實施「三大戰役」：即打擊非法采礦、淘汰落後礦井，組建煤炭大集團。3年來，這個省累計關閉非法礦點5000餘處，另有1656座小煤礦被整合、關閉或淘汰。目前，全省合法煤礦礦井數量已由三年前的4000多個減至2806個，除了國有重點煤礦，縣營及以下礦井通過整合改造後平均單井規模已經達到了22萬噸／年，而就在兩年前這一規模僅為10萬噸／年左右。 截至目前，山西省30萬噸／年及以上煤礦已達到824座，產能佔全省總產能的72%。全省已有107座地方煤礦實現了機械化開采，在建的機械化礦井達到207座。以往靠「人工放炮、騾子下井」的小煤礦，正在被一批上規模、上檔次的新型大中型現代化礦井所替代，資源回收率也由前幾年的不足20%，提高至目前的40%以上。 山西國有重點煤礦採煤機械化程度平均達到99.15%，掘進機械化程度平均超過50%，均高於全國水平。目前，全省累計建成高產高效煤礦37座，佔到全國的五分之一，同煤塔山、平朔1、2號井，晉城寺河等千萬噸級礦井裝備已達到了國際先進水平。 整合做大：晉煤發展戰略「關鍵詞」 今年10月底，位於黃河東岸的河曲縣沙坪煤礦一期240萬噸建設項目開始聯合試生產，這一現代化大礦的前身是9個地方和村辦小煤礦，由神華集團和山西省煤炭運銷集團合作將其整合。這些小煤礦開采方式落後、資源回收率不足30%，整合後的沙坪煤礦回收率將超過85%，大大節約了煤炭資源。 沙坪煤礦是山西省實施大集團戰略、整合地方小煤礦的「縮影」。 陽煤集團先後聯營兼並了晉中市的5個地方煤礦，山西焦煤集團收購兼並的煤礦項目已形成產能1220萬噸／年，同煤集團目前已與12個地方煤礦簽訂收購、參股和託管等協議。 在大集團整合改造地方小煤礦的同時，各產煤市的整合重組步伐也在加快，年產2250萬噸的太行無煙煤集團、年產1000萬噸鄉寧焦煤集團等一批產能超千萬噸級的地方煤炭集團已經形成。 按照山西省煤炭發展規劃，通過整合、淘汰，到2010年，全省煤礦個數將控制在2500個以內，形成2個上億噸、3—5個5000萬噸、年銷售額幾百億元的煤炭大集團，控制全省產能的七成以上。 老礦「新景」：循環經濟園區 從同煤集團，到焦煤集團，再到晉城煤業集團，一批以煤炭加工轉化和循環利用為中心的園區正在山西南北拔地而起。過去一些傳統意義上的單一採煤、輸煤的「礦區」，如今成了立足煤炭、多元支撐、循環發展的「園區」。 近年來，山西省確立並實施了「立足煤、延伸煤、超越煤」的煤炭產業政策和調整措施，加快循環經濟園區建設，由單一挖煤向煤、電、化、油、氣等多種產業轉變，全省煤炭產業多元化發展格局已初步形成。 全省煤炭行業「十一五」共規劃建設222個項目，其中非煤項目81項，目前已建成了一批煤電鋁、煤焦化、煤化工、煤建材等加工轉化項目。 目前，全省共有14個煤炭循環經濟園區在建，涉及167個項目。截至2007年8月，已建成56項，40個項目在建，完成投資近200億元。「十一五」期間，園區內50個項目准備開工，21個擬規劃建設。 山西煤炭洗選能力已突破3.5億噸，建成電廠34座，總裝機容量273.9萬千瓦，合成氨和尿素年產能突破600萬噸，煤矸石和粉煤灰制磚年產能突破10億塊，每年消耗矸石和粉煤灰近4000萬噸，可節約矸石佔地1000畝以上。 山西省煤炭工業局局長王守禎說：「隨著煤炭循環經濟園區內一批加工轉化項目的建成投產，傳統意義上的礦區變成了循環經濟園區，形成了煤電、煤冶、煤化工等高附加值的產業鏈，這將成為全省煤炭新的增長點。」 「黑金」的新能源思路：煤制油與煤層氣 近年來，富煤而「無油」的山西審慎論證、建設、實驗煤制油項目，探索高油價背景下的新能源替代思路。在晉東南的潞安礦業和晉城煤業集團，兩條煤制油的工業化裝置正在建設，蘊藏豐富、處處可見的「黑金」——煤炭，有望在明年「出油」。 經國家批准，山西省煤炭企業正在建設的煤變油項目有2個：潞安礦業集團16萬噸／年煤基合成油示範項目，已完成投資近4億元，將在2008年8月「出油」，隨後將建設一期300萬噸／年的工廠，最終達到520萬噸油當量規模；晉城煤業集團利用高硫、高灰的劣質煤為原料，正在建設「高硫煤潔凈化利用10萬噸／年合成油示範工程」，預計2008年底竣工投產，在此基礎上籌建300萬噸／年的煤制油項目。 令人談之色變的礦井「殺手」－瓦斯（煤層氣），經過有效開發利用，正在成為一種潔凈、高效能源。目前，煤層氣開發利用規模最大的晉城煤業集團，累計建成700多口地面煤層氣抽采井，形成了2億立方米／年以上的產氣規模。晉城市2000多輛計程車和公交車已改裝成為可燃用壓縮煤層氣的雙燃料汽車，當前氣價比汽油便宜了一半以上，深受汽車用戶歡迎。清潔高效的煤層氣在為當地礦區和城區5、6萬用戶提供燃氣的同時，還成為工廠燃料的替代品。 由香港中華煤氣與晉城煤業集團合作的煤層氣液化項目正在建設，經液化後的煤層氣經公路運輸至江浙等地區，將成為天然氣的補充。到2008年，項目將形成日液化125萬立方米煤層氣的產能，成為全國最大的煤層氣液化基地。 根據規劃，到「十一五」末，山西煤層氣（瓦斯）開采規模達到50億立方米，包括地面抽采35億立方米、井下抽采15億立方米。煤層氣（瓦斯）將以發電為主，並向化工、民用、車用等多方拓展，使之成為全省能源供應的有力補充。

❽ 准南低煤階煤層氣研究進展及認識

吳 見 王贊惟

( 中聯煤層氣有限責任公司，北京 100011)

摘 要: 我國低煤階煤層氣資源十分豐富，但目前開發效果不明顯。本文總結了低煤階煤層氣勘探開發現狀，對五個煤層氣盆地進行了特徵對比。依據准南項目工作經驗，提出了低煤階煤層氣井網部署、鑽完井技術、排采技術等方面的認識。

關鍵詞: 低煤階 煤層氣 研究進展 認識

The Low Rank Coalbed Methane Research Progress and Recognition of South Junggar Basin

WU Jian WANG Zanwei

( China United Coalbed Methane Corporation Ltd. Beijing 100011)

Abstract: Low rank coalbed methane is abundant in China，but with poor developing result. This article summarizes the current situation of CBM exploration and development，and developes a characteristic contrast of five CBM basins. Based on south Junggar Basin item，this article put forward the recognition about network deploy- ment，drilling and completion and draining technology.

Keywords: South Junggar Basin; Low rank; Coalbed methane; Research progress; Recognition

作者簡介:吳見，男，(1983年生)，2009年畢業於中國礦業大學(北京)，碩士研究生，工程師，從事煤層氣資源評價等工作。地址:北京東城區安外大街甲88號，100011。E-mail:[email protected]。

1 前言

低階煤是煤化作用早期階段形成的產物，通常指碳含量低、揮發份高、發熱量較低的褐煤、長焰煤和不粘煤等，煤岩鏡質體反射率R_o<0.65%。

我國煤層氣資源十分豐富，新一輪全國油氣資源評價(2007年)結果表明:中國42個主要含煤盆地2000m以淺煤層氣資源量為36.81×10¹²m³，其中低階煤層氣約占煤層氣總資源量的36%。主要分布在侏羅系、下白堊統和第三系，其次為石炭二疊系。侏羅系低階煤主要分布於中國西北部的80餘個不同規模的內陸坳陷盆地，如准噶爾、吐哈、伊犁、塔里木等盆地;下白堊統低階煤主要分布於大興安嶺以西的40餘個規模不等的中新生代斷陷盆地，如伊敏、霍林河、勝利、扎賚諾爾、大雁等盆地;第三系低階煤分布於沈北、琿春、舒蘭、梅河等盆地。中國低煤階煤層氣資源量巨大，形成了良好的勘探開發資源基礎。開展低煤階煤層氣資源評價研究，探索勘探開發工藝技術具有積極的意義。

2 國內外研究現狀

2.1 理論基礎

美國的煤層氣開發首先是在聖胡安和黑勇土兩個盆地的中煤階煤中取得突破，並由此形成了煤層氣產出的「排水—降壓—解吸—擴散—滲流」理論。20世紀90年代，美國又提出「生物型或次生煤層氣成藏」理論，並在尤因塔、粉河盆地上白堊統煤系地層勘探取得成功，實現了低煤階煤層氣的商業性開發。加拿大注重發展連續油管壓裂、二氧化碳注入、水平羽狀井等增產技術。澳大利亞發展了針對低滲透特點的地應力評價理論和水平井高壓水射流改造技術，均實現了煤層氣開發突破。同時，也證明了美國煤層氣理論的適用性，根據煤層氣資源條件進行借鑒應用和適宜性改進，可以促進中低煤階煤層氣資源開發。

中國實現煤層氣資源開發的突破區是高階煤，目前，中聯公司、中石油、藍焰等公司在沁水盆地實現了無煙煤煤層氣地面商業化開發，形成了創新性煤層氣開發技術體系，解決了高階煤煤層氣勘探開發的技術和模式問題，可保證煤層氣地面開發的順利進行，具有國際領先水平;在低煤階煤層氣研究方面，開展了大量的工作，比如總結出影響低階煤煤層氣富集的關鍵因素是封堵，而構造、岩性和水動力是形成煤層氣封堵的主要因素(傅小康，2006);開展了中國低煤階煤層氣藏的地質特徵和成藏模式研究，提出低煤階煤層氣成藏模式(孫平，2009);介紹國外成功應用的低煤階煤層氣勘探開發技術，對我國的低煤階煤層氣資源與勘探開發前景進行了初步分析、評估和展望(李五忠，2008)。對於低煤階煤層氣資源的富集模式、成藏條件、儲層特徵以及鑽完井等施工技術開展了理論研究和實踐應用總結，在准南煤層氣資源勘探開發方面，也形成了諸多研究成果，對於促進我國低階煤煤層氣資源發展起到了積極的作用。在總結國內外低煤階煤層氣研究成果的基礎上，以准南地區為對象，提出低煤階煤層氣勘探開發的一些認識。

2.2 開發現狀

全球已有29個國家開展了煤層氣研究、勘探和開發，其中，美國、加拿大、澳大利亞、中國已形成煤層氣產業(圖1)。2009年美國煤層氣年產量542億m³，占當年美國天然氣產量的8.7%，在尤因塔、粉河盆地等的低煤階煤層氣資源開發突破，實現了煤層氣產量的大幅增長。粉河盆地主要為低煤階褐煤，深部存在高揮發分煙煤，煤層氣以生物成因氣為主且主要通過微生物發酵代謝途徑形成。富集區帶的高產是由於同時存在超壓承壓和水動力捕集致使煤層再飽和的運移熱成因氣和生物氣而造成的，煤層氣開發區位於盆地東緣淺部位。同時澳大利亞在低煤階的蘇拉特(Surat)盆地、加拿大在阿爾伯塔盆地成功實現煤層氣規模開發。國外煤層氣開采實踐已證實，低煤階煤層同樣具有產氣能力，完全可以實現規模化商業性生產。

2010年中國地面煤層氣產量僅為14.5億m³，占常規天然氣總產量的1.5%，幾乎全部來自沁水盆地無煙煤煤層氣資源開發。而美國在粉河盆地2006年底年產氣量就超過140億m³，實現了低煤階區煤層氣的大規模開發。中國低煤階煤層氣資源十分豐富，若實現技術突破推動低煤階煤層氣資源開發，中國煤層氣產量將大幅增加。

圖1 煤層氣年產量曲線

3 中國低煤階煤層氣基本特徵

中國典型的低煤階含煤盆地具有煤層層數多、厚度大、分布廣泛的特點，彌補了含氣量小的缺點，使得低煤階煤層氣具有良好的勘探開發前景。低煤階煤層氣藏以美國的粉河盆地為代表，在盆地開發初期，認為低含氣量、低地層壓力將阻礙煤層氣的發展，但獨特的地質條件和煤儲集層特徵、理論和技術進步帶來的全新完井工藝技術理念，推動了該盆地煤層氣商業性開發，成為低煤階煤層氣開發的示範。中國准噶爾盆地煤層氣藏與美國粉河盆地煤層氣藏的成藏特徵極為相似，含氣量明顯高於粉河盆地，粉河盆地的煤層氣商業開發給准噶爾盆地煤層氣的勘探開發提供了思路和借鑒。

選擇北部的二連盆地、中部的鄂爾多斯盆地、實現高煤階煤層氣商業化開發的沁水盆地以及國外具有代表性的低煤階煤層氣區粉河盆地進行特徵對比。其中北部的二連盆地群，是我國重要的低煤階聚煤區，霍林河地區是二連盆地群典型的聚煤盆地。而中部的鄂爾多斯盆地侏羅系，截至2010年5月底，共鑽煤層氣探井17口，部分井目前已獲得了工業氣流。其中銅川礦務局與煤炭科學研究總院西安研究院在焦坪礦區合作開發一口煤層氣井，井深628米，排采一個月後日產氣量達到了1000m³，之後產氣量維持在1000～1500m³/d。准南地區施工煤層氣井14口，阜試1井和ZN－01井獲得了連續排采數據，為准南地區排采特徵的研究和排採制度的制定提供了原始數據。

相對於高煤階含氣量高的特點而言，低煤階地區具有滲透率好、煤層厚度大等特點，保證了低煤階煤層氣開發的資源條件和煤層氣產出的有利條件。比如沁水盆地主要含氣區含氣量在10m³/t以上，普遍高於低煤階幾立方米的含氣量，但低煤階煤層氣藏的滲透率一般大於高煤階煤層氣藏，美國粉河盆地低煤階煤層氣藏滲透率一般為35～450mD，鄂爾多斯盆地烏審旗地區、准南地區主力煤層都在10mD，而沁南高煤階煤層氣藏滲透率一般小於2mD，同時，煤層厚度也普遍高於沁水盆地。

表1 煤層氣盆地主要特徵對比表

相對於國內其他低煤階地區，准南地區具有更高的含氣量，煤層厚度適中，但地層傾角大，加大了開發難度，與粉河盆地具有諸多的相似性，煤儲層滲透率高，煤層厚度大，地層傾角大，粉河盆地成功的勘探開發模式和技術對准南地區具有更好的適用性。

4 准南煤層氣基本特徵

本區含煤地層主要為侏羅系中統西山窯組(J₂x)和下統的八道灣組(J₁b)，煤層賦存條件相對較好的區域主要分布於瑪納斯河至阜康大黃山區段，其中八道灣組富煤帶位於阜康水西溝一帶，西山窯組富煤帶展布於瑪納斯烏魯木齊。西山窯組可採煤層總厚度6～45.24m，八道灣組可採煤層總厚度2.50～45.32m。煤類以長焰煤、氣煤為主。含氣量較高的地區分布在烏魯木齊河白楊河區域，主可採煤層含氣量均能達到10m³/t以上;阜康大黃山和烏魯木齊礦區最高氣含量均達到15cm³/g左右。該地區孔裂隙發育，煤層滲透率高，利於煤層氣開采。儲層壓力總體處於稍欠壓和正常壓力狀態。准南地區煤層基本特徵總體為高傾角、厚煤層、高含氣量、中滲透率、稍欠壓。

目前普遍認為准噶爾盆地等具有良好的煤層氣勘探前景，是我國低煤階煤層氣勘探開發潛在的接替領域，力爭在低煤階煤層氣勘探開發領域取得突破。依據《中國西部低階煤煤層氣資源調查研究成果報告》(中聯煤層氣公司，2005)，准噶爾盆地共有5個低階煤煤層氣富集區，而准噶爾盆地南緣為最具有潛力的地區，准噶爾盆地南緣是現在新疆具有較好條件的勘探開發區域。

5 准南勘探現狀

至2010年底，准南地區施工了7口參數井、3口生產試驗井、1口參數+生產試驗井，共11口井。

在准南地區實施排採的煤層氣井共有4口。2006年中石油在呼圖壁施工了昌試1井、昌試2井，套管完井，通過造穴射孔、壓裂進行儲層改造，煤層最高實測含氣量為7m³/t(深度890～1070m);2008年，新疆煤田地質局在阜康地區實施阜試1井，42號煤層為射孔高能氣體壓裂，44號煤為洞穴完井，同年11月開始排采，12月9日點火成功，在排采過程中，日最大產氣量近1000m³;2009年中聯公司與新疆煤田地質局在阜康地區實施ZN01井，是一口套管完井的煤層氣生產井加參數井，測試42號煤層平均含氣量9.6m³/t，對42號煤層(880～888m)進行壓裂，目前正進行排采，產氣量較小。

圖2 准南地區煤層氣井分布圖

總體上，准南地區的煤層氣勘探開發處於勘探初期階段，目前已初步完成了選區評價工作，對地區煤層氣地質條件和儲層特徵有了一定認識，同時實施了十餘口煤層氣井，4口井進行了生產試驗，獲取了部分煤儲層參數和生產特徵數據，在煤層氣井鑽井、儲層改造、排采方面積累了寶貴經驗。勘探開發工作集中在阜康、後峽、硫磺溝瑪納斯地區，也是工作的優先區和重點區。新疆煤田地質局在阜康白楊河地區，以阜試1井、ZN01井為基礎，已開展小井網建設，擬在該地區初步建成煤層氣開發利用基地，起到示範帶動作用。

6 勘探開發建議

6.1 井網部署

由於該區地層傾角較大(阜康有利區地層傾角在45°～50°)，根據高傾角地層壓降漏斗的特點，考慮採用三角形構成的梯形網。即布設兩條線(井距大約300m)，線距200m(垂深700m～900m)，共布置5個井(楊曙光，2010)。井網井型的確定應採用數值模擬進行優化部署，建議盡快開展數值模擬工作，以確定合理的布井間距。

6.2 鑽完井技術

(1)大傾角、高滲區:准南阜康地區煤層傾角大、滲透率偏高地區，可以採用大傾角斜井鑽井技術，以及U型水平井技術(U型定向斜井)。斜井沿煤層傾向從高向低鑽進，保證了與煤層的最大限度接觸面積，預期可實現單井產量提高3～5倍;

(2)厚煤層:阜康地區主力煤層厚度大於20米，ZN01井進行了水力攜砂壓裂，壓裂過程和壓裂曲線都比較理想，但由於地應力較高，可能裂縫壓開後，隨著井內壓力被釋放，壓開的裂縫又閉合，從而造成煤層的滲透性減弱，可試驗注N₂，CO₂置換工藝技術，查看實際應用效果。

(3)煤層較松軟、破裂壓力較低:煤層氣井固井一般水泥返深在最上層煤層頂板以上200m，ZN01井目的層42號煤層距最上層煤層39號煤層100餘米，煤層破裂壓力較低，可能對煤儲層造成了一定影響。水泥返深應根據煤層埋深、破裂壓力、煤質等狀況確定，合理控制水泥漿量與頂替液量，在煤層較松軟、破裂壓力較低時，合理降低水泥返深，降低固井液密度，防止煤層在固井時壓裂，保證固井質量，保護煤儲層。

6.3 排采

煤層氣主要以吸附狀態儲存於煤層中，因此，煤層氣井的生產是通過抽排煤層或頂底板含水層的承壓水，降低煤儲層壓力，促使煤儲層中吸附的煤層氣解吸。煤層氣井的產氣量大小、生產周期則直接受控於排採制度的調整以及設備的選型。因此在排采過程中，必須選擇適合該煤層氣井地質、儲層條件和不同生產階段的排采工藝技術。

總體原則是排液應連續平穩，保持動液面平穩下降，禁止間歇間排和排量的大起大落而造成生產壓差上下波動，至使儲層激動、吐粉、垮塌。

依據中聯公司在沁南地區排采經驗，排水降壓階段，為使井底和儲層間的壓差變小，並維護煤層結構的完好，宜採用定壓排採制度，根據本區地層水的情況和煤層強度，控制適中的排采強度，保持液面平穩下降。阜康地區主力煤層埋深近900米，目的層較深，排水降壓後期液面下降每天不宜超過50m。一方面是防止煤粉和壓裂砂抽吸過程中在井筒附近聚積堵塞煤縫隙，二是避免進入泵筒引起泵堵，因為每一次的停泵檢修，都是對煤儲層的一次傷害，三是如果井底壓力釋放過快，受上覆地層壓力的影響，前期改造好的氣體運移通道將受到大力擠壓，從而使通道閉合，降低滲透率;穩產階段，宜採用定產排採制度，即通過控制井底壓力來控制產氣量。通過降低套壓或降低動液面都可以達到降低井底壓力、增加產氣量的目的。

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❾ 加快中國煤層氣產業發展的建議

中國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些問題。如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性、盲目性開發等諸多問題，亟待解決。為了促進中國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議。

一、加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低，制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

二、出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見（國辦發〔2006〕47號）》，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t，煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產，而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

就資源利用角度講，中國煤層含氣量小於6m³/t 的煤炭資源量為3.95×10¹²t，占煤炭總資源量的71%；大於6m³/t的煤炭資源量為1.62×10¹²t，占煤炭總資源量的29%（表10-1）。因此採用含氣量大於6m³/t為標准實行先採氣後採煤，不影響當前煤炭產量，又可有效利用資源、遏制瓦斯災害、保護環境。

表10-1 中國不同地區不同含氣量的煤炭資源量與煤層氣資源量對比表

三、進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分。但中國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術，進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

四、制定統一的煤層氣勘探開發國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦業秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

五、倡導煤炭生產企業與煤層氣生產企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快中國煤層氣產業發展步伐。