煤层气产业发展调研报告

❶ 煤层气开发与能源消费结构优化

一个国家的能源消费模式取决于诸多因素，最重要的是能源资源条件，国家能源进口保障程度、环境保护要求及经济发展水平。目前发达国家如美国、加拿大、比利时、法国、德国、芬兰和日本等国能源消费结构是不偏向于某一种能源类型的消费模式，即所消费的任何一种能源的消费比例不超过50%，两项不超过70%。英国和意大利的能源消费以油气为主。

从表5－6可以看出，我国的能源资源结构特征为富煤、贫油、少气。据美国能源情报署统计，我国煤炭可开采储量为1262×10⁸t，居世界第三位，仅次于美国和俄罗斯，占全球可采储量的13%;而我国的石油和天然气储量都相当匮乏。基于这一资源结构特征，我国的一次能源消费结构和世界的情况有显著不同，煤炭一直是我国最重要的一次能源，我国几十年的能源消费结构始终是以煤炭为主，煤炭在国民经济发展中具有举足轻重的地位。

表5－6 中国煤炭、石油、天然气资源状况^［92］

一是在燃煤过程中导致的有害气体排放，占到各种有害气体排放量的65%～90%，每年排放总量约8000×10⁴t。特别是火力发电行业排放的二氧化硫所导致的酸雨日趋严重。我国每年供应的电力中，主要是火力发电，预计中国电力行业将持续扩张。2010年，中国电力需求总量将达到3.6×10¹²kW·h，电力装机容量达到7.70×10¹²kW，其中火电装机容量达到5.57×10¹²kW;2020年，电力需求总量将达到5.10×10¹²kW·h，电力装机容量达到9.70×10¹²kW，其中火电装机容量达到6.50×10¹²kW^［95］。不断增长的火电需要消耗更多的煤炭资源。目前我国用于发电的煤炭占煤炭总消费量的一半以上，大多数电厂燃烧的是没有经过洗选加工的原煤，相当多的电厂的脱硫、除尘装置比较落后，因而排放的烟尘和有害气体较多。在全国烟尘和二氧化硫的排放中，由煤炭燃烧产生的分别占70%和90%。目前我国已是世界上二氧化硫排放量最大的国家，导致区域性的环境酸化，酸雨区已超过国土面积的40%。

二是煤炭开采过程中排放的甲烷是一种具有强烈的温室效应的气体，煤层气(煤矿瓦斯)的主要成分是甲烷，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对地球臭氧层的破坏力是二氧化碳的7倍。据联合国一项调查报告显示，我国采煤过程中自然释放的甲烷量每年约194×10⁸m³，占全世界采煤排放甲烷总量的1/3^［96］。

三是煤炭开采加剧了水资源的匮乏。煤矿在开采过程中，煤矿井巷工程破坏了地下含水层原始径流，大量排出地下水。据估算，每年煤矿排出矿井水得到利用的不足40%，大量水资源被浪费。同时，煤矿洗选过程中产生大量废水，污染了矿区生态环境。另外，我国煤炭资源与水资源呈逆向分布。我国水资源总量年均2804×10⁸m³，人均占有量仅相当于世界人均占有量的1/4，而且分布极不均衡。秦岭－大别山以北地区，集中了我国近90%的煤炭资源，是我国主要煤炭生产区。但是该区水资源总量年均600.8×10⁸m³，仅占全国的21.4%;而太行山以西煤炭资源富集区水资源总量为45.1×10⁸m³，仅占全国水资源总量的1.6%^［90］。该区水土流失和土地荒漠化现象严重，泥石流、滑坡等地质灾害频发，生态环境承载能力弱。煤炭资源的集中开发，使得该区的生态环境恶化的程度加剧。

四是煤矿开采破坏土地资源。煤矿生产过程中会造成地表塌陷、水土流失、沙漠化、固体废弃物压占和污染土地。据统计，我国因煤炭开采而引发的土地塌陷面积已达40×10⁴hm²，其中国有重点煤矿开采引发的地表塌陷达29.36×10⁴hm²。总之，以煤炭为主的能源消费结构与全球经济与环境协调发展的要求相违背。目前，国际社会对环境保护的要求日益提高，开发利用煤层气，不仅能给企业带来经济效益，而且对保护全球环境有积极意义。因此，随着国内外对环境保护的关注，我国煤层气产业的发展有了良好的外部环境。

❷ 我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

冯三利

（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。

摘要 文章从煤层气资源、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。

关键词 煤层气 现状 机遇 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

煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m³，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开采，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。

美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×10⁸m³，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×10⁸m³发展到2005年超过30×10⁸m³，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。

1 我国煤层气开发利用现状

1.1 煤层气资源/储量状况

我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭资源量巨大，同时我国的煤层气资源也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×10¹²m³，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，见表1所示。

图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽采总量直方图

目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于福利事业及工业原料，很大一部分排空，这部分资源浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起政府有关部门和有关企业的重视。

1.5 现行优惠政策

一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开采煤层气的企业，从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税；三是勘探、开采煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。

1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题

（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，政府应该给予更多的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期政府的鼓励政策起到了决定性的作用。

（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。

（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。

（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。

2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景

2.1 中央政府高度重视和关心煤层气产业的发展

温家宝总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日国务院办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。

2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用

我国油气资源短缺，但煤层气资源丰富，是目前最现实的天然气接替资源；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于采煤每年向大气排放的甲烷达120×10⁸m³以上，造成了巨大的环境压力和资源的浪费，因此，先采气、后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。

2.3 政府己制定了煤层气“十一五”发展规划

以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×10⁸m³，其中地面开发煤层气产量50×10⁸m³，煤矿井下抽采煤层气50×10⁸m³，获得新增煤层气探明储量3000×10⁸m³，总投资300×10⁸元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为政府制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。

2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用

2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。

2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破

2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术

该技术在美国煤层气田开发中普遍采用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。

2.5.2 多分支水平井钻井、排采技术

美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯采收率，这样可以极大地改善采煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×10⁴m³以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×10⁴m³以上。

2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽采技术

通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。

2.5.4 煤层气储层改造技术

储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排采显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。

2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展

2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km²，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气资源的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。

2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用

《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×10⁸m³，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。

2.8 基础管网设施不断完善

天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个大发展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国煤层气资源条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。

3 结语

综上所述，在我国，丰富的煤层气资源为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×10⁸m³，煤矿井下抽采煤层气50×10⁸m³，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。

参考文献

[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料

❸ 我国煤层气产业发展报告

叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

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

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m³,新增探明储量近1121.55亿m³,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m³,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m³,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m³的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m³/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m³,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m³/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m³/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m³。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m³;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m³/d,一年多累计产气超过50万m³。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m³/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m³左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m³以上,稳产1200m³左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m³,产量15.7亿m³,利用量11.8亿m³,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m³,利用量21.9亿m³,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m³,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排采生产技术

实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH₄和N₂。

采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m³低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m³CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m³撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m³。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m³。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m³,约占天然气产量946亿m³的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m³,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m³,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m³。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m³。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

参考文献

陈仕林,李建春.2011.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术.天然气工业,33(5):35~38

接铭训.2010.鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景.天然气工业,30(6):1~6

雷怀玉,孙钦平,孙斌,李五忠,陈刚,田文广.2010.二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素.天然气工业,30(6):26~30

李民,王生维,李梦溪等.2011.晋城无烟煤地区煤层气储层区域差异及不同区域特征.中国煤层气,8(2):8~12

屈平,申瑞臣.2010.煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定.天然气工业,30(10):64~68

饶孟余,江舒华.2010.煤层气井排采技术分析.中国煤层气,7(1):22~25

孙晗森,冯三利,王国强等.2011.沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术.天然气工业,33(5):21~23

孙建平,张健,王建中.2011.沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术.天然气工业,33(5):24~27

王国强,吴建光,熊德华等.2011.沁南潘河煤层气田稳控精细煤层气排采技术.天然气工业,33(5):31~34

王红霞,李娜,张璞等.2010.沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计.天然气工业,30(6):84~86

吴建光,孙茂远,冯三利等.2011.沁南潘河煤层气田开发利用高技术产业化示范工程综述.天然气工业,33(5):9~15

许茜,薛岗,王红霞等.沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化.天然气工业,30(6):91~93

薛岗,许茜,王红霞等.2010.水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化.天然气工业,30(6):87~90

叶建平,吴建光,房超等.2011.沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响.天然气工业,33(5):16~20

叶建平,张健,王赞惟.2011.沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素分析.天然气工业,33(5):28~30

尹中山,李茂竹,徐锡惠等.2010.四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果.天然气工业,30(7):120~124

翟光明,何文渊.2010.中国煤层气赋存特点与勘探方向.天然气工业,30(11):1~3

张振华,孙晗森,乔伟刚.2011.煤层气储层特征及钻井液选择.中国煤层气,8(2):24~27

赵丽娟,秦勇.2010.国内深部煤层气研究现状,中国煤层气.7(2):38~40

赵贤正,桑树勋,张建国等.2011.沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义.中国煤层气,8(2):3~7

❹ 煤层气产业发展建议

我国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些的问题，如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性，盲目性开发等诸多问题亟待解决。为了促进我国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议：

1.加强煤层气产业发展状况调研

煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低。制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。

2.出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则

落实国务院47号文件（国办发〔2006〕47号）“关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干建议”，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m³/t；煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产；而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m³的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。

3.进一步加强煤层气勘探开发科技攻关

全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分，但我国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。

4.制定煤层气勘探开发技术国家标准和规范

应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿权秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。

5.倡导煤炭企业与煤层气企业加强合作

煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快我国煤层气产业发展步伐。

❺ 寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析

王明寿¹王楚峰¹魏永佩²张心勇¹徐文军¹

（1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011；2.美国远东能源公司 北京 100016）

作者简介：王明寿，男，1966年出生，高级地质师，在职博士生，矿产普查与勘探专业，现在中联煤层气有限责任公司工作，多年从事煤炭、煤层气勘探、生产及科研工作。

摘要 煤层气的富集与储层特征密切相关，并受地质条件的制约。本文在详细研究煤储层特征及煤层气富集机制的基础上，分析和总结了沁水盆地北端寿阳区块煤层气的勘探开发现状，并对开发前景进行了初步评价。基于煤岩、煤质、煤体结构及孔渗性、吸附性的观察和测试，该区煤层表现为厚度大、热演化程度高，局部发育构造煤、裂隙较发育，吸附性能力强、含气量高，含气饱和度偏低。总体来说，适合煤层气的开发。该区煤层气的富集主要受控于热演化史和埋藏史。在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用，生气强度大；另外，煤层的埋深、顶底板封闭性及水文地质条件都会影响含气量的大小，煤层气富集是多因素有效配置的结果。

关键词 煤储层 含气量 热演化 羽状水平井 寿阳区块

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

寿阳区块位于山西省北中部、沁水盆地北端（图1），相邻的阳泉矿区是我国著名的无烟煤生产基地之一，也是典型的高瓦斯矿区，从1957年就开始煤矿瓦斯抽放与利用工作^[1]。在多年的煤矿生产实践中，积累了丰富的煤矿瓦斯抽放经验，是我国煤矿瓦斯抽放和利用最成功的矿区。现建有8座瓦斯抽放站，抽放历史长，目前年瓦斯抽放量达2×10⁸m³，占全国第一位^[2]。20世纪80年代初，随着我国煤层气勘探开发的兴起，寿阳区块以其良好的资源条件及开发条件成为我国煤层气开发的热点。从1996年中国煤田地质总局在韩庄区施工HG1井开始，近十年来先后有多家单位在区内开展煤层气基础研究和煤层气勘探开发试验工作，施工了10口煤层气参数井或生产试验井（包括远东能源公司施工的3口煤层气羽状水平井），煤层气的勘探开发工作取得了阶段性进展。本文对近年来该区块的煤层气勘探开发活动进行了总结，针对该地区煤层气勘探实践过程中遇到的一些地质技术问题，对该区煤层气的富集机制和控气因素进行了探讨，以期指导勘探工程部署，从而实现该地区煤层气开发的突破。

图2 SY—XX井3号煤层原煤等温吸附曲线

3.5 煤的渗透性

研究区有8口煤层气参数井和生产试验井16层煤进行了注入/压降测试，取得了较多的煤层渗透率数据，总体来讲，煤储层的渗透性相对较好，介于0.0352～82.84mD，取得的煤层渗透率相差在几至几十倍以上，这也从一个侧面说明了煤层的非均质性^[6]。

4 煤层气的富集机制

4.1 煤的热演化史和埋藏史是煤层气富集的主要控制因素

大量资料表明，该区煤层气的富集主要受控于该区煤的热演化史和埋藏史^[7]，沁水煤田石炭纪、二叠纪时期，该区处于台型稳定均衡沉降阶段，沉降速率22.82m/Ma。至三叠纪，地壳沉降速度加快，最大沉降速率达65m/Ma，侏罗纪仅有短暂的微弱沉降，总体以褶皱抬升为主。根据现有资料估算，三叠纪末，该区下煤组埋藏深度约3400m左右，地温达154℃左右，煤化程度为肥、焦、瘦煤阶段，处于生气高峰期，平均生气速率为0.8978×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪变慢为0.018×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪之后，生气作用基本终止。由于研究区处于纬度34°带，在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用。因此，该区生气强度大，阳泉、寿阳、昔阳一带，生气强度一般90×10⁸m³/km²以上。综上所述，研究区于成煤期后，曾有两次大的热演化阶段，一次为印支期，主要是快速沉降堆积增温阶段。这一阶段使石炭纪、二叠纪煤层煤化作用加强，煤级增高，区内大部分区段的煤层都跨越了生气“门槛”值，进入主要生气阶段（R°_max＞1.0%），大部分地区的煤层达到生气高峰期（R°_max=＞1.35%），因此，印支期是煤层气主要生成期。另一次为燕山期，主要为岩浆区域热增温阶段。

4.2 煤层埋深对煤层气富集的影响

一般来讲，随着煤层埋深的增加，含气量增加。表现在平面上由北往南含气量增加，而在钻孔中，下组煤含气量高于上组煤。该区的煤层气风化带深度在300m，即在300m以浅，煤层气成分中甲烷含量一般小于80%。

4.3 煤层顶、底板封闭程度对含气量的影响

研究表明：煤储层的顶底板岩性和封盖性能对含气量的影响很大，顶底板岩性致密、封盖性能好的区域，含气量高，否则相反，在平面上含气量低的区域和煤层顶板砂岩带基本上是重合的。

4.4 水文地质条件对含气量的影响

煤系地层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。在控制煤层气赋存、产出的主要地质因素（含气量、临界解吸压力、储层压力、渗透率、内外生裂隙等）中，煤层水作为客观载体通过与诸多因素的相互作用实现对煤层气赋存、产出能力的影响^[7]。煤岩储层压力表现为煤层水压力，而常规砂岩储层压力则表现为气体压力。因此，煤层水压力的高低反映了煤岩储层能量的大小。煤岩对甲烷分子的吸附能力主要与温度和压力在煤层水压力作用下，埋深变浅的煤层仍保持了较高的原始含气量，煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体，形成煤层气藏^[8]。

在研究区，主煤层高含气量区域与地下水等水位线的局部低洼地带较吻合。如韩庄井田主煤层含气量在研究区内是最高的地带，对比之下，该地带中奥陶统、太原组、山西组含水层的等水位线均呈现出低洼状态，地下水明显滞流是导致韩庄井田主煤层含气量高的重要原因。

上述规律得到了地下水矿化度、水质类型等分布规律的进一步佐证。韩庄井田一带存在着中奥陶统灰岩含水层高矿化度中心，矿化度在2000mg/L 以上：太原组含水层中，这一地带矿化度最高，在1500mg/L 以上；在山西组含水层中，这一地带矿化度最高，在1000mg/L 以上。这一高矿化度区带与主煤层高含气量地带在空间分布上高度一致的规律，进一步揭示出地下水缓流或滞流对煤层气保存富集的重要作用^[2]。

需要指出的是，沁水盆地北端煤层气的富集，是以上诸因素综合作用的结果，只有多种因素的有效配置，才能形成富集的煤层气藏，在进行选区评价和勘探部署时，一定要全面考虑可能影响含气量的各种因素。

5 勘探中存在的问题及对策

从1997年中国煤田地质总局施工HG1号煤层气探井揭开该区的煤层气勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以说取得了阶段性进展，但客观地讲，该区勘探开发的进程缓慢，究其原因，除和近年来煤层气产业发展的大气候有关外，还和对该区的地质规律认识水平以及采取的煤层气完井方式及工艺有一定的关系。

1996～1997年由中国煤田地质总局施工的4口井均布置在韩庄精查区内，由于韩庄精查勘探就是由煤炭队伍完成的，对地质资料的占有和研究程度都很高，因此在井位选择上非常成功，煤层厚度、含气量等主要参数都非常乐观，特别是生产试验井HG6井压裂后，单井排采最大日产气量达到1300m³，现在回过头看，该井应该是比较成功的，但限于当时对煤层气理论的认识水平和工程技术的局限，如钻井过程中对储层污染的重视不够，排采中没建立合理的排采制度造成煤层吐砂、埋泵等事故。中联公司施工的1号探井由于选在煤田勘探空白区内，加上由于地层涌、漏水等原因，并未达到预期目的，而3口井的小井组由于受当时勘探思路的影响选择在构造高点，加上对该区的水文地质条件研究不够，正好打在了富水区内，在排采过程中由于裂隙水补给充分，液面长期稳定，加上当时其他因素，最后不得不终止作业。

水平井技术是最近几年在美国、加拿大、澳大利亚等国家兴起的一项有效的煤层气增产技术，远东公司在分析总结了该区以往地质和勘探资料的基础上，决定实施羽状水平井以期取得突破，从完成的3口井的情况看是比较成功的，但由于羽状水平井作业成本高，因此在实施之前对综合地质的研究，包括煤层的机械物理性能、可钻性、水文地质特征等非常重要，同时对井眼轨迹区构造的控制（如实施三维地震勘探等）也非常重要。此外，由于涉及多个工种，煤层气羽状水平井的施工也是一个系统工程，有效科学的组织管理将会事半功倍。

6 结论

沁水盆地北端煤储层厚度大，埋深适中；煤的热演化程度较高，已进入生气高峰，煤层顶底板封闭性能好，含气量高；煤储层裂隙较发育，孔隙以小孔和微孔为主，渗透性较好；煤的吸附性能强，但含气饱和度偏低。总体来讲，该地区煤层气开发条件良好。

煤层气的富集受诸多地质条件的控制，是各种因素有效配置的结果，在这些地质因素中，煤的热演化史和埋藏史起着主导作用。其他因素如顶、底板的封盖性能、水文地质条件、埋深等也都影响着气的富集，在选区和勘探部署时要综合考虑各种因素。在增产措施的选择上，建议采用传统垂直井压裂和羽状水平井并用的方针，同时尝试近年来效果好的清洁压裂液、氮气泡沫压裂等先进的工艺和技术。

参考文献

[1]李明宅.2000.沁水盆地煤层气勘探及地质分析.天然气工业，20（4）：24～26

[2]傅雪海，王爱国，陈锁忠等.2005.寿阳—阳泉煤矿区控气水文地质条件分析.天然气工业，25（1）：33～36

[3]王明寿，朱峰，宋儒.2002.山西煤层气产业面临的机遇与挑战.21世纪中国煤层气产业发展与展望.北京：煤炭工业出版杜，278～279

[4]郡兵印，徐文军.1997.阳泉矿区煤层气赋存特征和开发前景.中国煤层气，（2）：18～21

[5]孙茂远，黄盛初等.1998.煤层气开发利用手册.北京：煤炭工业出版杜，63～67

[6]王生维，段连秀，张明等.2000.煤层气藏的不均一性与煤层气勘探开发.石油实验地质，22（4）：368～370

[7]李侠，魏永佩，纪邦师等.2002.山西煤盆地热演化与生气作用研究.西安工程学院学报，20（2）：27～30

[8]周志成，王念喜，段春生等.1999.煤层水在煤层气勘探开发中的作用.天然气工业，19（4）：23～25

❻ 煤层气资源开发概况

据艾伯塔省研究机构估计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量为17.9×10¹²～85×10¹²m³，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤层气资源区^［75］。加拿大煤层气开发起步较晚。2000年以前由于市场价格、生产技术等原因，煤层气被列为无经济开采价值的资源。1987～2001年，加拿大仅有250口煤层生产井，其中4口单井日产气量达2000～3000m³。2000年以来，在加拿大政府的支持下，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列技术研究工作，多分支水平井、连续油管压裂等技术取得了重大进展，降低了煤层气开采成本;加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格不断上升，给煤层气资源的开发带来了机遇。2003年，Encana和MGV公司合作，钻井1015口，试采气5.1×10⁸m³;2006年，钻井超过3000口，煤层气井累计超过6500口，产量达55×10⁸m^3［68］。在煤层气水平井钻井方面，加拿大也取得显著的进展。CDX-Canada公司2004年4月在Mannville煤层成功完钻了加拿大第一口单分支煤层气水平井，水平段长度1000m，从钻井到井口设备安装的成本大约为150万加元，单井日产量大约7×10⁴m³。至2005年10月，CDX-Canada在Mannville煤层共完成了5口这样的水平井(水平分支长度最大1200m)，艾伯塔省共完成了75口这样的水平井，其中，Trident公司完成了50口。Trident公司已宣布于2005年11月建立了Mannville煤层的第一个煤层气商业性项目^［76］。2007年加拿大煤层气产量达到60×10⁸m³。

加拿大规划到2010年煤层气产量达到140×10⁸m³，2020年达到280×10⁸～390×10⁸m³，煤层气产量将占其天然气总产量的15%左右，形成与美国规模相近的煤层气产业。

加拿大并没有制定优惠的财税政策鼓励煤层气资源的开发，其煤层气资源开发加快的原因是:加拿大常规天然气储量规模和产量快速下降，导致常规天然气供需缺口加大，价格上升。同时，加拿大有丰富的煤层气资源，煤层气勘探开发技术研究成功，天然气运输管道基础设施完善，以及美国煤层气产业成功建立对加拿大政府的启示。加拿大联邦政府及时分析天然气供求形势，发布天然气供求预警报告，提出发展非常规天然气能源的指导意见，鼓励了投资者对煤层气资源的勘探开发。省政府有比较健全的矿业权管理体制，对煤层气资源开发起到了积极的作用。

❼ 关于山西煤炭产业转型的调查报告

近年来，我国第一产煤大省山西不断探索“集团化、洁净化、多元化和现代化”的新型煤炭产业之路，山西煤炭出现的一些新变化，可以发现昔日的“黑色”产业正在“绿色”转型，科学发展已呈现许多新亮点。 煤炭开采：“粗放”走向现代化 “多、小、散、乱、差”曾经是山西煤矿的真实写照，而粗放型发展则是对山西煤炭产业的概括，与之相随的是产业集中度低、资源浪费严重等一系列问题。 2005年，山西在煤炭行业实施“三大战役”：即打击非法采矿、淘汰落后矿井，组建煤炭大集团。3年来，这个省累计关闭非法矿点5000余处，另有1656座小煤矿被整合、关闭或淘汰。目前，全省合法煤矿矿井数量已由三年前的4000多个减至2806个，除了国有重点煤矿，县营及以下矿井通过整合改造后平均单井规模已经达到了22万吨／年，而就在两年前这一规模仅为10万吨／年左右。 截至目前，山西省30万吨／年及以上煤矿已达到824座，产能占全省总产能的72%。全省已有107座地方煤矿实现了机械化开采，在建的机械化矿井达到207座。以往靠“人工放炮、骡子下井”的小煤矿，正在被一批上规模、上档次的新型大中型现代化矿井所替代，资源回收率也由前几年的不足20%，提高至目前的40%以上。 山西国有重点煤矿采煤机械化程度平均达到99.15%，掘进机械化程度平均超过50%，均高于全国水平。目前，全省累计建成高产高效煤矿37座，占到全国的五分之一，同煤塔山、平朔1、2号井，晋城寺河等千万吨级矿井装备已达到了国际先进水平。 整合做大：晋煤发展战略“关键词” 今年10月底，位于黄河东岸的河曲县沙坪煤矿一期240万吨建设项目开始联合试生产，这一现代化大矿的前身是9个地方和村办小煤矿，由神华集团和山西省煤炭运销集团合作将其整合。这些小煤矿开采方式落后、资源回收率不足30%，整合后的沙坪煤矿回收率将超过85%，大大节约了煤炭资源。 沙坪煤矿是山西省实施大集团战略、整合地方小煤矿的“缩影”。 阳煤集团先后联营兼并了晋中市的5个地方煤矿，山西焦煤集团收购兼并的煤矿项目已形成产能1220万吨／年，同煤集团目前已与12个地方煤矿签订收购、参股和托管等协议。 在大集团整合改造地方小煤矿的同时，各产煤市的整合重组步伐也在加快，年产2250万吨的太行无烟煤集团、年产1000万吨乡宁焦煤集团等一批产能超千万吨级的地方煤炭集团已经形成。 按照山西省煤炭发展规划，通过整合、淘汰，到2010年，全省煤矿个数将控制在2500个以内，形成2个上亿吨、3—5个5000万吨、年销售额几百亿元的煤炭大集团，控制全省产能的七成以上。 老矿“新景”：循环经济园区 从同煤集团，到焦煤集团，再到晋城煤业集团，一批以煤炭加工转化和循环利用为中心的园区正在山西南北拔地而起。过去一些传统意义上的单一采煤、输煤的“矿区”，如今成了立足煤炭、多元支撑、循环发展的“园区”。 近年来，山西省确立并实施了“立足煤、延伸煤、超越煤”的煤炭产业政策和调整措施，加快循环经济园区建设，由单一挖煤向煤、电、化、油、气等多种产业转变，全省煤炭产业多元化发展格局已初步形成。 全省煤炭行业“十一五”共规划建设222个项目，其中非煤项目81项，目前已建成了一批煤电铝、煤焦化、煤化工、煤建材等加工转化项目。 目前，全省共有14个煤炭循环经济园区在建，涉及167个项目。截至2007年8月，已建成56项，40个项目在建，完成投资近200亿元。“十一五”期间，园区内50个项目准备开工，21个拟规划建设。 山西煤炭洗选能力已突破3.5亿吨，建成电厂34座，总装机容量273.9万千瓦，合成氨和尿素年产能突破600万吨，煤矸石和粉煤灰制砖年产能突破10亿块，每年消耗矸石和粉煤灰近4000万吨，可节约矸石占地1000亩以上。 山西省煤炭工业局局长王守祯说：“随着煤炭循环经济园区内一批加工转化项目的建成投产，传统意义上的矿区变成了循环经济园区，形成了煤电、煤冶、煤化工等高附加值的产业链，这将成为全省煤炭新的增长点。” “黑金”的新能源思路：煤制油与煤层气 近年来，富煤而“无油”的山西审慎论证、建设、实验煤制油项目，探索高油价背景下的新能源替代思路。在晋东南的潞安矿业和晋城煤业集团，两条煤制油的工业化装置正在建设，蕴藏丰富、处处可见的“黑金”——煤炭，有望在明年“出油”。 经国家批准，山西省煤炭企业正在建设的煤变油项目有2个：潞安矿业集团16万吨／年煤基合成油示范项目，已完成投资近4亿元，将在2008年8月“出油”，随后将建设一期300万吨／年的工厂，最终达到520万吨油当量规模；晋城煤业集团利用高硫、高灰的劣质煤为原料，正在建设“高硫煤洁净化利用10万吨／年合成油示范工程”，预计2008年底竣工投产，在此基础上筹建300万吨／年的煤制油项目。 令人谈之色变的矿井“杀手”－瓦斯（煤层气），经过有效开发利用，正在成为一种洁净、高效能源。目前，煤层气开发利用规模最大的晋城煤业集团，累计建成700多口地面煤层气抽采井，形成了2亿立方米／年以上的产气规模。晋城市2000多辆出租车和公交车已改装成为可燃用压缩煤层气的双燃料汽车，当前气价比汽油便宜了一半以上，深受汽车用户欢迎。清洁高效的煤层气在为当地矿区和城区5、6万用户提供燃气的同时，还成为工厂燃料的替代品。 由香港中华煤气与晋城煤业集团合作的煤层气液化项目正在建设，经液化后的煤层气经公路运输至江浙等地区，将成为天然气的补充。到2008年，项目将形成日液化125万立方米煤层气的产能，成为全国最大的煤层气液化基地。 根据规划，到“十一五”末，山西煤层气（瓦斯）开采规模达到50亿立方米，包括地面抽采35亿立方米、井下抽采15亿立方米。煤层气（瓦斯）将以发电为主，并向化工、民用、车用等多方拓展，使之成为全省能源供应的有力补充。

❽ 准南低煤阶煤层气研究进展及认识

吴 见 王赞惟

( 中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

摘 要: 我国低煤阶煤层气资源十分丰富，但目前开发效果不明显。本文总结了低煤阶煤层气勘探开发现状，对五个煤层气盆地进行了特征对比。依据准南项目工作经验，提出了低煤阶煤层气井网部署、钻完井技术、排采技术等方面的认识。

关键词: 低煤阶 煤层气 研究进展 认识

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

作者简介:吴见，男，(1983年生)，2009年毕业于中国矿业大学(北京)，硕士研究生，工程师，从事煤层气资源评价等工作。地址:北京东城区安外大街甲88号，100011。E-mail:[email protected]。

1 前言

低阶煤是煤化作用早期阶段形成的产物，通常指碳含量低、挥发份高、发热量较低的褐煤、长焰煤和不粘煤等，煤岩镜质体反射率R_o<0.65%。

我国煤层气资源十分丰富，新一轮全国油气资源评价(2007年)结果表明:中国42个主要含煤盆地2000m以浅煤层气资源量为36.81×10¹²m³，其中低阶煤层气约占煤层气总资源量的36%。主要分布在侏罗系、下白垩统和第三系，其次为石炭二叠系。侏罗系低阶煤主要分布于中国西北部的80余个不同规模的内陆坳陷盆地，如准噶尔、吐哈、伊犁、塔里木等盆地;下白垩统低阶煤主要分布于大兴安岭以西的40余个规模不等的中新生代断陷盆地，如伊敏、霍林河、胜利、扎赉诺尔、大雁等盆地;第三系低阶煤分布于沈北、珲春、舒兰、梅河等盆地。中国低煤阶煤层气资源量巨大，形成了良好的勘探开发资源基础。开展低煤阶煤层气资源评价研究，探索勘探开发工艺技术具有积极的意义。

2 国内外研究现状

2.1 理论基础

美国的煤层气开发首先是在圣胡安和黑勇土两个盆地的中煤阶煤中取得突破，并由此形成了煤层气产出的“排水—降压—解吸—扩散—渗流”理论。20世纪90年代，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏”理论，并在尤因塔、粉河盆地上白垩统煤系地层勘探取得成功，实现了低煤阶煤层气的商业性开发。加拿大注重发展连续油管压裂、二氧化碳注入、水平羽状井等增产技术。澳大利亚发展了针对低渗透特点的地应力评价理论和水平井高压水射流改造技术，均实现了煤层气开发突破。同时，也证明了美国煤层气理论的适用性，根据煤层气资源条件进行借鉴应用和适宜性改进，可以促进中低煤阶煤层气资源开发。

中国实现煤层气资源开发的突破区是高阶煤，目前，中联公司、中石油、蓝焰等公司在沁水盆地实现了无烟煤煤层气地面商业化开发，形成了创新性煤层气开发技术体系，解决了高阶煤煤层气勘探开发的技术和模式问题，可保证煤层气地面开发的顺利进行，具有国际领先水平;在低煤阶煤层气研究方面，开展了大量的工作，比如总结出影响低阶煤煤层气富集的关键因素是封堵，而构造、岩性和水动力是形成煤层气封堵的主要因素(傅小康，2006);开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究，提出低煤阶煤层气成藏模式(孙平，2009);介绍国外成功应用的低煤阶煤层气勘探开发技术，对我国的低煤阶煤层气资源与勘探开发前景进行了初步分析、评估和展望(李五忠，2008)。对于低煤阶煤层气资源的富集模式、成藏条件、储层特征以及钻完井等施工技术开展了理论研究和实践应用总结，在准南煤层气资源勘探开发方面，也形成了诸多研究成果，对于促进我国低阶煤煤层气资源发展起到了积极的作用。在总结国内外低煤阶煤层气研究成果的基础上，以准南地区为对象，提出低煤阶煤层气勘探开发的一些认识。

2.2 开发现状

全球已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发，其中，美国、加拿大、澳大利亚、中国已形成煤层气产业(图1)。2009年美国煤层气年产量542亿m³，占当年美国天然气产量的8.7%，在尤因塔、粉河盆地等的低煤阶煤层气资源开发突破，实现了煤层气产量的大幅增长。粉河盆地主要为低煤阶褐煤，深部存在高挥发分烟煤，煤层气以生物成因气为主且主要通过微生物发酵代谢途径形成。富集区带的高产是由于同时存在超压承压和水动力捕集致使煤层再饱和的运移热成因气和生物气而造成的，煤层气开发区位于盆地东缘浅部位。同时澳大利亚在低煤阶的苏拉特(Surat)盆地、加拿大在阿尔伯塔盆地成功实现煤层气规模开发。国外煤层气开采实践已证实，低煤阶煤层同样具有产气能力，完全可以实现规模化商业性生产。

2010年中国地面煤层气产量仅为14.5亿m³，占常规天然气总产量的1.5%，几乎全部来自沁水盆地无烟煤煤层气资源开发。而美国在粉河盆地2006年底年产气量就超过140亿m³，实现了低煤阶区煤层气的大规模开发。中国低煤阶煤层气资源十分丰富，若实现技术突破推动低煤阶煤层气资源开发，中国煤层气产量将大幅增加。

图1 煤层气年产量曲线

3 中国低煤阶煤层气基本特征

中国典型的低煤阶含煤盆地具有煤层层数多、厚度大、分布广泛的特点，弥补了含气量小的缺点，使得低煤阶煤层气具有良好的勘探开发前景。低煤阶煤层气藏以美国的粉河盆地为代表，在盆地开发初期，认为低含气量、低地层压力将阻碍煤层气的发展，但独特的地质条件和煤储集层特征、理论和技术进步带来的全新完井工艺技术理念，推动了该盆地煤层气商业性开发，成为低煤阶煤层气开发的示范。中国准噶尔盆地煤层气藏与美国粉河盆地煤层气藏的成藏特征极为相似，含气量明显高于粉河盆地，粉河盆地的煤层气商业开发给准噶尔盆地煤层气的勘探开发提供了思路和借鉴。

选择北部的二连盆地、中部的鄂尔多斯盆地、实现高煤阶煤层气商业化开发的沁水盆地以及国外具有代表性的低煤阶煤层气区粉河盆地进行特征对比。其中北部的二连盆地群，是我国重要的低煤阶聚煤区，霍林河地区是二连盆地群典型的聚煤盆地。而中部的鄂尔多斯盆地侏罗系，截至2010年5月底，共钻煤层气探井17口，部分井目前已获得了工业气流。其中铜川矿务局与煤炭科学研究总院西安研究院在焦坪矿区合作开发一口煤层气井，井深628米，排采一个月后日产气量达到了1000m³，之后产气量维持在1000～1500m³/d。准南地区施工煤层气井14口，阜试1井和ZN－01井获得了连续排采数据，为准南地区排采特征的研究和排采制度的制定提供了原始数据。

相对于高煤阶含气量高的特点而言，低煤阶地区具有渗透率好、煤层厚度大等特点，保证了低煤阶煤层气开发的资源条件和煤层气产出的有利条件。比如沁水盆地主要含气区含气量在10m³/t以上，普遍高于低煤阶几立方米的含气量，但低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏，美国粉河盆地低煤阶煤层气藏渗透率一般为35～450mD，鄂尔多斯盆地乌审旗地区、准南地区主力煤层都在10mD，而沁南高煤阶煤层气藏渗透率一般小于2mD，同时，煤层厚度也普遍高于沁水盆地。

表1 煤层气盆地主要特征对比表

相对于国内其他低煤阶地区，准南地区具有更高的含气量，煤层厚度适中，但地层倾角大，加大了开发难度，与粉河盆地具有诸多的相似性，煤储层渗透率高，煤层厚度大，地层倾角大，粉河盆地成功的勘探开发模式和技术对准南地区具有更好的适用性。

4 准南煤层气基本特征

本区含煤地层主要为侏罗系中统西山窑组(J₂x)和下统的八道湾组(J₁b)，煤层赋存条件相对较好的区域主要分布于玛纳斯河至阜康大黄山区段，其中八道湾组富煤带位于阜康水西沟一带，西山窑组富煤带展布于玛纳斯乌鲁木齐。西山窑组可采煤层总厚度6～45.24m，八道湾组可采煤层总厚度2.50～45.32m。煤类以长焰煤、气煤为主。含气量较高的地区分布在乌鲁木齐河白杨河区域，主可采煤层含气量均能达到10m³/t以上;阜康大黄山和乌鲁木齐矿区最高气含量均达到15cm³/g左右。该地区孔裂隙发育，煤层渗透率高，利于煤层气开采。储层压力总体处于稍欠压和正常压力状态。准南地区煤层基本特征总体为高倾角、厚煤层、高含气量、中渗透率、稍欠压。

目前普遍认为准噶尔盆地等具有良好的煤层气勘探前景，是我国低煤阶煤层气勘探开发潜在的接替领域，力争在低煤阶煤层气勘探开发领域取得突破。依据《中国西部低阶煤煤层气资源调查研究成果报告》(中联煤层气公司，2005)，准噶尔盆地共有5个低阶煤煤层气富集区，而准噶尔盆地南缘为最具有潜力的地区，准噶尔盆地南缘是现在新疆具有较好条件的勘探开发区域。

5 准南勘探现状

至2010年底，准南地区施工了7口参数井、3口生产试验井、1口参数+生产试验井，共11口井。

在准南地区实施排采的煤层气井共有4口。2006年中石油在呼图壁施工了昌试1井、昌试2井，套管完井，通过造穴射孔、压裂进行储层改造，煤层最高实测含气量为7m³/t(深度890～1070m);2008年，新疆煤田地质局在阜康地区实施阜试1井，42号煤层为射孔高能气体压裂，44号煤为洞穴完井，同年11月开始排采，12月9日点火成功，在排采过程中，日最大产气量近1000m³;2009年中联公司与新疆煤田地质局在阜康地区实施ZN01井，是一口套管完井的煤层气生产井加参数井，测试42号煤层平均含气量9.6m³/t，对42号煤层(880～888m)进行压裂，目前正进行排采，产气量较小。

图2 准南地区煤层气井分布图

总体上，准南地区的煤层气勘探开发处于勘探初期阶段，目前已初步完成了选区评价工作，对地区煤层气地质条件和储层特征有了一定认识，同时实施了十余口煤层气井，4口井进行了生产试验，获取了部分煤储层参数和生产特征数据，在煤层气井钻井、储层改造、排采方面积累了宝贵经验。勘探开发工作集中在阜康、后峡、硫磺沟玛纳斯地区，也是工作的优先区和重点区。新疆煤田地质局在阜康白杨河地区，以阜试1井、ZN01井为基础，已开展小井网建设，拟在该地区初步建成煤层气开发利用基地，起到示范带动作用。

6 勘探开发建议

6.1 井网部署

由于该区地层倾角较大(阜康有利区地层倾角在45°～50°)，根据高倾角地层压降漏斗的特点，考虑采用三角形构成的梯形网。即布设两条线(井距大约300m)，线距200m(垂深700m～900m)，共布置5个井(杨曙光，2010)。井网井型的确定应采用数值模拟进行优化部署，建议尽快开展数值模拟工作，以确定合理的布井间距。

6.2 钻完井技术

(1)大倾角、高渗区:准南阜康地区煤层倾角大、渗透率偏高地区，可以采用大倾角斜井钻井技术，以及U型水平井技术(U型定向斜井)。斜井沿煤层倾向从高向低钻进，保证了与煤层的最大限度接触面积，预期可实现单井产量提高3～5倍;

(2)厚煤层:阜康地区主力煤层厚度大于20米，ZN01井进行了水力携砂压裂，压裂过程和压裂曲线都比较理想，但由于地应力较高，可能裂缝压开后，随着井内压力被释放，压开的裂缝又闭合，从而造成煤层的渗透性减弱，可试验注N₂，CO₂置换工艺技术，查看实际应用效果。

(3)煤层较松软、破裂压力较低:煤层气井固井一般水泥返深在最上层煤层顶板以上200m，ZN01井目的层42号煤层距最上层煤层39号煤层100余米，煤层破裂压力较低，可能对煤储层造成了一定影响。水泥返深应根据煤层埋深、破裂压力、煤质等状况确定，合理控制水泥浆量与顶替液量，在煤层较松软、破裂压力较低时，合理降低水泥返深，降低固井液密度，防止煤层在固井时压裂，保证固井质量，保护煤储层。

6.3 排采

煤层气主要以吸附状态储存于煤层中，因此，煤层气井的生产是通过抽排煤层或顶底板含水层的承压水，降低煤储层压力，促使煤储层中吸附的煤层气解吸。煤层气井的产气量大小、生产周期则直接受控于排采制度的调整以及设备的选型。因此在排采过程中，必须选择适合该煤层气井地质、储层条件和不同生产阶段的排采工艺技术。

总体原则是排液应连续平稳，保持动液面平稳下降，禁止间歇间排和排量的大起大落而造成生产压差上下波动，至使储层激动、吐粉、垮塌。

依据中联公司在沁南地区排采经验，排水降压阶段，为使井底和储层间的压差变小，并维护煤层结构的完好，宜采用定压排采制度，根据本区地层水的情况和煤层强度，控制适中的排采强度，保持液面平稳下降。阜康地区主力煤层埋深近900米，目的层较深，排水降压后期液面下降每天不宜超过50m。一方面是防止煤粉和压裂砂抽吸过程中在井筒附近聚积堵塞煤缝隙，二是避免进入泵筒引起泵堵，因为每一次的停泵检修，都是对煤储层的一次伤害，三是如果井底压力释放过快，受上覆地层压力的影响，前期改造好的气体运移通道将受到大力挤压，从而使通道闭合，降低渗透率;稳产阶段，宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。通过降低套压或降低动液面都可以达到降低井底压力、增加产气量的目的。

参考文献

雷怀玉，孙钦平，孙斌等.2010.二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素，天然气工业［J］.26～30

李嘉川，王小峰，石兆彬等.2011.中国煤层气开发现状与建议，科技创新导报［J］.8:43～43

李五忠，田文广，孙斌等.2008.低煤阶煤层气成藏特点与勘探开发技术，天然气工业［J］.28(3):23～30

马财林，张铭记，权海奇等.2010.鄂尔多斯盆地侏罗系煤层气勘探开发潜力评价.煤层气勘探开发理论与技术——2010年全国煤层气学术研讨会论文集.157～166

孙平，王勃，孙粉锦.2009.中国低煤阶煤层气成藏模式研究，石油学报［J］.36(1):648～653

王勃，李景明，张义等.2009.中国低煤阶煤层气地质特征，石油勘探与开发［J］.30(5):30～34

鲜保安，夏柏如，张义等.2010.煤层气U型井钻井采气技术研究，石油钻采工艺［J］.32(4):91～95

杨曙光，周梓欣等.2010.新疆阜康市阜试1井煤层气产气分析及小井网布设建议，中国西部科技［J］.9(26):3～9

❾ 加快中国煤层气产业发展的建议

中国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些问题。如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性、盲目性开发等诸多问题，亟待解决。为了促进中国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议。

一、加强煤层气产业发展状况调研

煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低，制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。

二、出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则

落实国务院《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见（国办发〔2006〕47号）》，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m³/t，煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产，而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m³的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。

就资源利用角度讲，中国煤层含气量小于6m³/t 的煤炭资源量为3.95×10¹²t，占煤炭总资源量的71%；大于6m³/t的煤炭资源量为1.62×10¹²t，占煤炭总资源量的29%（表10-1）。因此采用含气量大于6m³/t为标准实行先采气后采煤，不影响当前煤炭产量，又可有效利用资源、遏制瓦斯灾害、保护环境。

表10-1 中国不同地区不同含气量的煤炭资源量与煤层气资源量对比表

三、进一步加强煤层气勘探开发科技攻关

全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分。但中国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术，进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。

四、制定统一的煤层气勘探开发国家标准和规范

应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿业秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。

五、倡导煤炭生产企业与煤层气生产企业加强合作

煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快中国煤层气产业发展步伐。