煤层气毕业论文

煤层气毕业论文

秦勇

（中国矿业大学 江苏徐州 221008）

作者简介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田与煤层气地质，yongqin＠。

基金项目：国家973计划项目（2002CB211704）及国家自然科学基金项目（40572095）资助。

摘要 基于CNKI中国期刊全文数据库，系统检索和统计了我国煤层气论文的分布特点。以此为基础，分析了我国煤层气论文分布与产业发展特征之间的关系，讨论了产业发展对科学技术的需求趋势。结果显示：分别以1999年和2002年为界，论文分布体现出我国煤层气产业发展经历了三个历史阶段，每一阶段对科技需求的特点在论文分布特征上都有所体现。由此，作者认为：煤层气资源评价及其方法仍是今后研究的主题，进一步深化地质选区理论与方法将有助于选区成功率的提高，开发技术适应性是今后需致力于探讨的重要方向之一，煤层气井产能、采收率及其影响因素的研究应该引起足够重视，全方位探索深部煤层气资源与开发潜力将有可能拓展我国煤层气开发的新领域，研发环境保护、高附加值转化利用和小型化利用储运技术将有助于推进我国煤层气产业健康发展。

关键词 煤层气 论文 分布 产业 发展

CBM Publication Occurrence and Industrial Development in China

Qin Yong

（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）

Abstract：The occurrence of the coalbed methane（CBM）papers written by Chinese authors from 1994 to 2005 was systematically indexed and analyzed form the CNKI's China Journal Full Database（CJFD）.Based up the data or information，the correlation of the paper distribution to the development of Chinese CBM industry was construed and the requirements of the industry to science and technology for the future were was shown that，respectively taking the 1999 and 2002 as a borderline，three developmental stages of the Chinese CBM industry as well as the scientific and technologic requirements of the industry in each stage were unfolded through the distribution of the was farther suggested that the evaluation and methodology of the CBM resources should be taken as one of the subjects in future research，the deep research of the target-selecting theory and method would help to improve the reliability of the CBM target selection，the adaptability of the exploiting technology to the CBM geological conditions should be one of the key aspects which should be engaged in the researches，the CBM-well productivity and CBM recovery ration should be laid much store by investigation，the omni-directional exploration for the potential of the deep CBM resources and development would be helpful to the deploitation of new CBM field in the industry，and the technological advances on the CBM environmental protection，high-additional-value utilization and miniaturized storage and transportation equipment should conduce to promote the benign development of the industry.

Keywords：CBM；paper；occurrence；industry；development

在现代科学技术背景下，新兴产业的发展均与该领域学术技术研究状况密切相关。换言之，一个产业领域内基础、应用基础与技术研究论文的分布状况，蕴涵着该产业发展历程的丰富信息，并在一定程度上可预示产业的发展趋势。我国煤层气产业目前处于商业化生产的启动阶段[1]，分析煤层气论文产出特点及其与产业发展的关系，对回顾我国煤层气产业发展历史、展望其发展趋势均有所裨益。为此，本文作者利用中国国家知识基础设施（CNKI）中国期刊全文数据库[2]，对1994～2005年期间煤层气论文进行了系统检索。以此为依据，分析了我国煤层气论文在时间和研究方向上分布特点，讨论了产业发展所需注重的主要科学技术问题。

1 CNKI 煤层气论文总体分布

系统检索结果显示，CNKI中国期刊全文数据库收录1994年至2005年煤层气论文1465篇，年均约122篇。

分析检索结果（图1），获得如下总体认识：

第一，我国煤层气论文连年增长，但不同历史阶段的增长速率明显不同。这一特点，与中国煤层气产业的艰难探索过程一致，反映出产业从起始到目前产业化经历了阶段性的发展历程。

第二，不同类别论文的分布特点，揭示出我国煤层气产业当前所处的阶段性特征。在论文总量中，地质与勘探类论文所占比例为，开发技术类论文占，利用与储运类论文占，经济与政策类论文占，环境保护类论文占。以地质勘探类论文为主的分布特点，折射出我国煤层气产业总体上处于发展的初始时期。

第三，各类论文在时间上的分布呈规律性起伏，这正是产业不同发展阶段对科学技术的需求有所不同的集中反映。

图1 CNKI中国期刊全文数据库煤层气论文类别及年度分布

值得注意的是，1994年至2005年期间，CNKI 煤层气论文篇数增长了倍，年均增长率约106%。进一步分析，论文数量呈三阶段式的非线性增长，指示中国煤层气产业发展历程至今经历了三个阶段（图2）。其中：第一阶段论文447篇，年均产出约75篇；第二阶段论文390篇，年均产出130篇；第三阶段论文628篇，年均产出约209篇。同时，不同阶段中各类论文互为消长的状况，与每一阶段对地质研究、勘探评价、开发试验等的不同需求高度对应。

图2 CNKI论文总数时序分布及其展现的中国煤层气产业发展阶段

2 CNKI 论文分布与中国煤层气产业发展阶段

第一阶段：寻证-找气-摸索阶段

该阶段可上溯至20世纪80年代前半期，结束于1999年，历时四个“五年”计划。在此期间，煤层气论文数量从1994年的20篇增加到1999年的129篇，在时间序列上呈线性增加，阶段总增长率545%，阶段年均增长率约91%，作者和单位的数量明显增多（图1）。

从论文类别分布来看：地质与勘探类论文居绝对优势，占阶段论文总数的60%，年均约45篇；开发技术类论文不足8%，年均约6篇；利用与储运、经济与政策、环境保护等类别论文的比例很低，年均都在2篇左右（图1，图2）。这种分布，是各国煤层气产业发展初期的典型特征，即研究和生产都是以寻找“证据”、框定资源、选择区域和验证目标为主。

在地质与勘探类论文中（图3）：多数报道的是关于煤层气资源评价与地质选区（42%，年均约19篇）、储层物性和吸附性（34%，年均约15篇）的研究成果，反映出积累资料、摸索经验的特点；成藏条件与过程、煤层气可采性论文年均分别只有2篇和1篇，该方面研究没有得到重视，在一定程度上显示出基础研究不足而致使煤层气地质选区和“找气”具有盲目性，这也是该阶段我国煤层气地质选区成功率较低的一个重要原因[3]。

在该阶段，开发技术类论文多是对国外技术的消化和应用。其中，钻井、试井和完井论文占了较大比例（35%，年均约6篇），排采与增产措施得到了应有重视（24%，年均约4篇），对解吸-扩散-渗流这一煤层气开采的基础有所关注（6%，年均约1篇），但几乎未见关于煤层气井产能和采收率方面研究成果的报道（图4）。此外，综述性论文也多以介绍国外煤层气勘探开发理论和技术为主。

图3 CNKI煤层气地质与勘探类不同研究方向论文分布

图4 CNKI煤层气开发技术不同研究方向论文分布

上述特征揭示：本阶段的研究是针对我国煤层气产业的起始过程而开展的，在煤层气地质研究上表现为寻证，在勘探上表现为找气，在开发试验上表现为摸索，总体上试图通过引进和消化国外相关理论与技术来解决中国的煤层气地质问题，积累了较为丰富的煤层气地质基本条件信息，对全国煤层气资源及其分布规律取得了基本认识，煤储层特性这一煤层气地质核心问题得到应有的重视，开展了适合于中国煤层气地质特点开发技术的试验与探索，并从区域上开始了对全国或区域煤层气产业发展战略的思考。

第二阶段：探因-普查-彷徨阶段

该阶段历时3年，从2000年开始，至2002年结束。在此阶段，每年的煤层气论文稳定在130篇左右，年均论文数量比第一阶段增加了73%，但论文类别构成变化明显（图1）。

从论文类别来看：地质与勘探类论文209篇，占该阶段论文总数的54%，年均篇数（约70篇）比第一阶段显著增加，但从1999年至2001年论文篇数显著递减，在后期有重新增加的趋势；开发技术类论文显著增多，占论文总数的比例比第一阶段增长了10个百分点；经济与政策、利用和储运的研究得到更多的关注，论文比例均上升了5～6个百分点（图1，图2）。

与第一阶段相比：该阶段地质与勘探论文中煤储层物性与吸附性研究成果的数量和比例显著增高（105篇，50%），构成了研究的主题；资源评价与地质选区尽管仍得到较多关注，但比例明显降低（29%）；成藏条件与过程论文的比例基本不变（10%），但年均论文篇数（7篇）明显增多（图3）。由此表明，这一阶段常规评价与选区方法趋于成熟，研究的注意力更多地转向与开采地质条件密切相关的煤储层特性，转向了成藏效应等深层次的控制机理问题。

就开发技术而言：钻井、完井、试井论文17篇，年均约8篇，远高于第一阶段，但在阶段论文总数中的比例（25%）有所降低；排采与增产措施论文18篇，比例（27%）有所提高；产能与采收率论文11篇，比例从零增至约16%；解吸-渗流-扩散论文14篇，占阶段论文总数的21%，比例显著增长（图4）。排采与增产措施、产能与采收率的研究得到加强，开采基础和应用基础研究受到高度重视，研究重点向开发技术的中—下游移动，这是为解决我国煤层气产业发展“瓶颈”问题而做出的努力，也是产业逐渐走向成熟的标志之一。

在此阶段：除了进一步拓展勘探选区继续找气之外，更多的力量集中于第一阶段已有一定勘探工程的地区，以进一步缩小勘探靶区，为开发试验提供更为可靠的基地；同时，尽管在近20个地区进行了排采试验，但多未取得理想的效果，致使开发试验徘徊不前，业界信心受到冲击。然而，这一时期煤层气开发基础与技术研究得到了较大发展，尤其是在开采方法与增产措施、煤层气解吸扩散渗流机理、产能与采收率分析等方面取得较多成果，为中国煤层气产业化时代的到来奠定了重要技术基础。

上述论文分布特征，指示我国煤层气产业发展过程由于进入了一个新的阶段而对科学技术的需求发生了较大变化，在煤层气地质研究上表现为探因，勘探上表现为普查，开发试验上表现为访徨，总体上处于为催生中国煤层气产业化时代到来的“阵痛”阶段。

第三阶段：求源-详查-商业阶段

自2003年以来，我国煤层气产业发展进入了一个新的历史时期，即商业化生产阶段。其主要标志为：煤层气地质研究进入了求源，勘探实践进入了详查，开发上步入了商业化生产，中国煤层气产业的雏形已经形成，并呈现出快速发展的势头，这些标志在煤层气论文的数量和结构上均有体现。

在2003～2005年的三年期间，CNKI煤层气论文总数大幅度增加，达到628篇，年均论文约209篇，与第二阶段相比增长了61%，接近第一阶段论文总量的一半（图1，图2）。开发技术类论文的比例有所提高，利用和储运技术研究得到进一步重视，基础研究明显加强，研究重点进一步向煤层气产业的中—下游移动，更加适应于商业化生产阶段对科学技术的需求。

地质与勘探类论文占阶段论文数的比例约51%，仍有较大比重，这是我国煤层气产业目前总体上处于初期阶段的必然特征。其中：煤储层物性与吸附性仍是研究重点，但论文比例下降至39%左右；资源评价与地质选区仍是产业的科技需求，论文比例（27%）与上一阶段基本持平；成藏条件与过程研究得到高度关注，论文比例比上一阶段提高了约9个百分点（图3）。

本阶段开发技术类论文数量的比例为19%，比上一阶段略有提升，显示我国煤层气产业中游领域的研究得到进一步重视。其中：钻井、完井、试井论文（25篇）多于第一阶段，但比例继续下降（约21%）；排采与增产措施论文34篇，数量显著增加，比例（29%）略有提高；产能与采收率论文12篇，数量和比例（约10%）均比上一阶段显著减少；解吸-渗流-扩散论文25篇，数量明显增加，比例与上一阶段基本持平（图4）。钻井、完井、试井论文比例相对降低，排采与增产措施论文比例显著提高，解吸-渗流扩散论文数量明显增多，尤其是2005年开发技术类论文数量大幅度跃升（图1，图2），显示出我国煤层气商业性生产、示范工程等对新技术开发和相关基础研究的强烈需求。

在此阶段：新增了一批国家批准的煤层气储量，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上全面展开，标志着中国煤层气地质研究从资源与基本地质条件调查阶段转入了资源“详查”阶段和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得新的突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到初步应用，对二氧化碳注入等新的增产技术进行了现场试验，晋城地区开始了煤层气商业化生产，标志着中国煤层气产业从开发试验阶段转入了商业化生产启动阶段。

3 CNKI 论文分布特点与产业发展需注重的科学技术问题

进一步分析C N KI论文分布特点，发现存在某些问题，而解决这些问题正是发展中国煤层气产业所需要继续努力的方向。

首先，煤层气资源评价始终是20余年研究探讨的主题，尤其是对全国和某些区域的煤层气资源量及其构成众说纷纭，且国家批准的煤层气储量所占比例极低。究其原因，主要在于三个方面：一是评价方法缺乏规范性要求；二是资源估算尚存重大基础问题未能解决；三是资源勘探和探明程度很低。为此，煤层气资源评价及其方法仍是今后相当长一段时期内所要研究的主题，而在国家层面上制定评价方法和要求的规范性文件，加强以吸附机理为核心的基础研究[3]，加大勘探和开发试验的力度，将有助于推进这一问题的解决。

其次，文献中涉及的煤层气地质选区多达50余个，但目前实现商业性开发或具有可见前景的地区不超过5个，且某些选区已上过多轮勘探和开发试验工程。造成这种状况的原因是多方面的，包括选区理论和方法在科学性和适应性上的缺陷、早期勘探与开发试验技术发展水平和认识的局限、钻井/完井/排采技术管理经验不足等[3]。因此，在深化研究选区理论与方法的基础上，通过资料复查和新技术应用，总结开发技术上的经验和教训，可能会使我国煤层气地质选区成功率得到一定的提高。

第三，国外几乎所有的传统和先进煤层气开发技术在我国都有引用，但多数情况下的应用效果都不甚理想。正视这一状况，似应考虑如下三个问题：一是所有先进技术是否都适合我国特定选区的煤层气地质条件？二是传统技术在特定选区的开发效果是否就不如先进技术？三是我国自主研究开发出了哪些适合于我国煤层气地质条件的开发技术？对于前两个问题，答案当然是否定的。至于后一个问题，目前尚未见到关于自主研发的关键技术的报道。这三个问题的关键，在于各种开发技术的适应性，这也正是今后需致力于研究的重要方向之一。

第四，见诸报道的煤层气井产能、煤层气采收率及其影响因素的研究成果较少，与煤层气商业性生产阶段的技术需求之间存在较大差距。原因在于，我国前期实践多为开发试验，对此没有太多的需求，积累的资料也十分有限，难以满足开展这一研究的要求。但在进入商业化开发且追求经济效益的现今阶段，该方面的研究应该引起足够重视，包括系统追踪和分析排采动态、注重不同煤层气地质条件的对比分析、深化煤层气解吸-渗流规律与机理的研究、开发科学性更强的数值模拟技术等。

第五，尚未充分注意到深部煤层气开发这一潜在新领域，深部资源及其与常规油气共采可行性的研究成果鲜见报道。我国深部煤层气资源量巨大[4]，多数大—中型沉积盆地中煤层气都与常规油气共生，前期少数研究显示了深部煤层气与常规油气共采的可能性[5]。为此，从资源潜力、成藏作用与过程、地质选区、勘探与开发试验等方面，对深部煤层气资源潜力开展全方位的研究探讨，将有助于拓展我国煤层气开发的新视野。

第六，煤层气开采可能诱发的环境保护以及煤层气利用与储运技术问题，应该得到应有重视。在1994年以来的1465篇CNKI煤层气论文中：环境保护方面的论文只有19篇，几乎全为哲学意义上的讨论或介绍国外相关技术；利用与储运方面的论文逐年增长（图1），但多是关于煤层气发电和管网输送技术的探讨。这种状况，可能会影响到我国煤层气产业的健康发展。针对我国煤层气地质和开发特点，开展环境保护技术研究或实例分析，研究开发具有更高附加值的煤层气转化利用技术和适应矿区煤层气分布式开发特点的小型化利用储运技术与装置，将有助于弥补我国煤层气产业在此方面的不足。

参考文献

[1]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅰ）：当前所处的发展阶段.天然气工业，26（1）：4～7

[2]中国期刊全文数据库.

[3]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅱ）：关键科学技术问题.天然气工业，26（2）：6～10

[4]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅲ）：走向与前瞻性探索.天然气工业，26（3）：1～5

[5]秦勇，宋全友，傅雪海.2005.煤层气与常规油气共采可行性探讨.天然气地球科学，16（4）：492～498

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文

( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)

摘 要: 煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型; 煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏，特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回，细划分出优质煤层富含气段; 进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用; 阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征: 指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段，并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段; 由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震 AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U 型井、V 型井钻井技术的适用性及国内应用效果。

关键词: 煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征; 适用技术

作者简介: 赵庆波，1950 年生，教授级高级工程师，中国石油天然气集团公司高级技术专家，中国地质大学( 武汉) 兼职教授; 中国石油学会煤层气学组副组长; 主要从事煤层气勘探开发工作，编写专著 17 部，发表学术论文 50 余篇。地址: 河北省廊坊市万庄 44 号信箱煤层气所。电话: ( 。E mail: zhqib@ petrochi-na. com. cn

Coalbed Methane Accumulation Conditions，Production Characteristics and Applicable Technology Analysis

ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen

( Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang Branch， Langfang 065007 China)

Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas，authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation，late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified，and further more，coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked，unblocked and unsaturated production stages are indicated，and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting，exporting and importing types. According to geological setting，the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO ( Amplitude versus Offset) ，pinnate horizontal multilateral well，ultrashort radius hyraulic jet- ting，U and V type well drilling technique is analyzed.

Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology

1 煤层气成藏条件分析

煤层气成藏模式和成藏期

煤层气成藏模式划分为三类

自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中，构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m，日产气2000m3。

自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的，多为同源共生互动，煤层气一部分以游离态存在于煤层中，有的局部构造高点占主体，早期煤层埋藏深、生气量高，后期抬升煤层变浅压实弱，次生割理发育渗透性好，两翼又是烃类供给指向，在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井，构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好，游离气与吸附气同源共储，煤层深2575m，日产气6500m3。

内生外储型:煤层作为烃源岩，生成的气体向上部或围岩运移，在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏，使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性，可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2015井山西组煤层顶板砂岩厚，压裂后井口压力为，日产气2400m3。

图 1 煤层气成藏模式图

煤层气成藏期划分为三类

早期成藏:随着沉积作用的进行，煤层埋深逐渐增加，大量气体持续生成。充分的生气环境，良好的运聚势能，足够的吸附作用，有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件，为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1)，表现为原生气藏特征。

构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破，即煤层气藏将被水打开，煤层割理被方解石脉充填，则能量将再调整、烃类再分配，古煤层气藏遭受破坏，新的高产富集区块开始形成(图2)。

受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造，抬升使煤层压力降低，气体发生解吸，构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体，使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时，压力逐渐增大，再次生气，背斜翼部气体再吸附聚集，这类气藏多为次生型，δ13C1相对轻(表1)。

表 1 不同类型气藏 CH4含量及 δ13C1分布表

图 2 煤层气运聚成藏过程

开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态，开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态，气水将重新分配，解吸气窜层或窜位，从而形成煤层气开采中的二次成藏，这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。

(1)煤层气二次成藏中的窜位

窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移，水向低部位运移，形成煤粉、气、水三相流，再开发几年进入残余态，微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中，在同一地区，有些井高产，有些井低产，这与他们所处的构造部位有关，解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”，煤层气发生窜位，使得高点气大水少，甚至后期自喷，向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3，表2)。

该地区早期整体排水降压单相流，中期气、水、煤粉三相流，后期低部位降压，高部位自喷高产气井单相流，4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多，目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%，产水不产气分别为12%、19%。

(2)煤层气二次成藏中的窜层

窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:①原断层早期是封闭的，压力下降到临界点后是开启的;②水平井穿透顶底板和断层;③压裂压开顶底板;④开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;⑤煤层采空后顶板坍塌应力释放，底部出现裂隙带。

典型实例分析:

①阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏

采动、采空区:阜新钻井7口，采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气万～万m3，CH4含量大于50%。生产1年，单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气亿m3，90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。

图3 蒲池背斜煤层气开发特征图

表 2 蒲池背斜开发井开采情况

注: 日产气及日产水两栏中分子为四年前产量，分母为目前产量。

图 4 采动、采空区煤层气开采示意图

②直井压裂窜层

蒲南38井压裂显示超低破裂压力，为，低于邻井10MPa以上，初期日产水62m3，4年后目前为，累计产气仅有万m3。

③水平井窜层

FZP031井煤层进尺4084m，钻遇率81%，主、分支共钻遇断层4条，明显钻入下部水层，开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3，累计产气29万m3，累计产水万m3，目前日产气392m3，日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3，日产水5m3。

在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气，二次开发井网找生产中由于开采中压力下降，烃类由吸附态变游离态使气水重新分配，打破原始平衡状态，解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。

有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段

以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征，通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征，特别是全煤层取心观察，以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的，层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境，并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。

平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高，河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。

图5 FZP03 1、FZP03 3 水平井轨迹示意图

表3 鄂东气田 C—P 不同煤岩相带煤质与产量数据表

纵向上: 受沉积环境影响，厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回，亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高; 碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

武试 1 井 9#煤可划分为 4 个层内微旋回 ( 图 6) 。灰分含量: 暗煤 14% ～15%，亮煤3. 7% ～ 5. 1% ; 镜质组含量: 暗煤 23% ～ 49% ，亮煤 66% ～ 79% 。

构造应力场对煤层气成藏的控制作用

古应力场高值区断裂发育，水动力活跃，煤层矿化严重，含气量低; 低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区，并且煤层渗透率高、单井产量高，煤层气保存条件好，煤层没被水洗刷，含气量高。

热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用

高煤阶以小于 0. 01μm 的微孔和 0. 01 ～1μm 中孔为主，一般在 80% 以上，中、微孔是煤层气主要吸附空间，靠次生割理、裂隙疏通运移;

图6 武试1井9#煤沉积旋回图

低煤阶以>1μm大孔和中孔为主，演化程度低，裂隙不发育，大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;

中煤阶以中、大孔为主，中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。

核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱，为特征的双峰结构，与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照，煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔，这说明对于煤层气储层，束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同，这源于不同的孔隙结构(图7、图8)，低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主，高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低，峰值中间零值，低煤阶相反，左峰为不可流动孔隙，右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育)，气井产量越高(图9)。

水动力场对煤层气藏的控制作用

图7 高、低煤阶孔隙结构特征

局部构造高点滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃，符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量<10m3/t、含气饱和度55%，见气慢，单井产量200～500m3/d(图10)。

图8 不同煤阶孔隙分布特征图

图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱

2 煤层气开采特征

对于中国中低渗透性煤层，煤层气井一般为300m×300m井距，单井产量稳产期4～6年，水平井更短，开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段，递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。

构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征

自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位，层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段，这类井多低产(图11)。

图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图

图11 煤层气单井开采特征图

外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出，而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减，这类井多低产，并且产量递减快。

蒲池背斜的P111、PN11、PN25、HP110、HP2113井位于背斜的翼部，属于构造的相对低部位，基本上没有气产出，而产水量较大，分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出，具有输出型的开采特征。

输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点，这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。

蒲池背斜中位于构造高点的PN14、P13、PN27、P15井产气量高而产水量低，这与低部位气体的扩散输入有关，具有典型的输入型开采特征。

降压速率不同形成三类开采效果

畅通型解吸

抽排液面控制合理，降压速率接近解吸速率，有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应，渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定，气泡带出部分束缚水，产量理想(图12Ⅰ)。以固X1井为例，该井排采制度合理，经半年的排水降压后液面基本保持稳定，日产气稳定在4320m3/d以上，目前还保持稳产高产。

图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线

超临界型解吸

解吸速率小于降压速率，降压液面下降速度太快，煤层裂缝、割理产生应力闭合，日产气急剧上升—急剧下降，渗透率下降—稳定，产气效果差(图12Ⅱ)。以固Y2井为例，该井经30余天的排水降压，液面降至煤层以下，由于抽排速度过快，前期产气效果差，2010年7月二次压裂及排采制度调整后，气体日产气量最高达4000m3/d，后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63～87m，造成该井初期是全国单井产量最高(万)而目前是该区单井产量最低的井。

阻碍型解吸

降液速率过慢，解吸速率大于降压速率，有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应，气泡变形解吸困难，降压早期受煤粉堵塞，液面阻力作用解吸不畅通，日产气不稳定，开发效果差(图12Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上，开发效果很差。

煤层水类型及其开采特征

煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水，有外源水区为低产气区。

(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小，开采中后期高部位几乎不产，低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(<10－5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。

(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减，可控制。

有层间水的气井连续降压可控制水产量，提高开发效果。沁水樊庄FzP111井煤层总进尺4710m。2009年4月投产，最高日产水175m3，目前日产气21436m3，日产水，套压，液面4m，累计产水万m3，累计采气814万m3。可以看出，对有层间水进入煤层气井的情况，短期加大排水量，后期日产气持续上升，开发效果较好。

(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大，难控制。

3 煤层气勘探开发适用技术分析

地震AVO技术预测高产富集区

煤层与围岩波阻抗差大，煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点)，这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同，具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水)，煤层段为大截距、大梯度异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。

煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t，日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3，日产气64m3，产水90m3。据此理论，可用地震AVO技术预测高产富集区。

图13 吉试1井5#煤AVO特征图

定向羽状水平井钻井适用地质条件

全国已钻定向羽状水平井160余口，单井最高日产气万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气，集钻井、完井与增产措施于一体，能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统，使同一个地区单井产量可提高5～10倍，适用地质条件有以下10点:

(1)构造稳定无较大断层:FzP031钻遇4条断层，日产气最高1366m3，目前687m3，日产水32～75m3;韩城04、07、09井日产水20～48m3，日产气小于60m3。

(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚<2m，水大气少，SJ61井9#煤厚，顶板灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19个月产水万m3，不产气。

(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。

(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800～1000m的武m11、Fz151井日产气<500m3。

(5)煤厚>5m:柳林CL3井煤层厚4m，最高日产气万m3，稳产160天递减，日产气2807m3，累计121万m3。

(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2～5m)，北部15～22m3/t(盖层厚>10m)，尽管东部比北部浅100～200m，而北部6口井单井平均日产气万m3，东部7口为1869m3，最高3697m3，相距6km单井产量差20倍。

(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析，水平井轨迹:平行煤层产状最好，其次上倾，下倾差;“凸”“凹”型最差。

(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺<2000m的单井最高日产气<800m3，阶段累计采气<万m3。

(9)分支展布合理:主支长1000m左右，分支间距200～300m，夹角10°～20°。

(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率<85%，并投产1年以上，单井平均日产气800m3，最高<2000m3，阶段平均累计采气27万m3。

超短半径水力喷射钻井适用条件

我国利用该技术已钻煤层气井23口以上，效果均不理想。主要原因为低渗透，喷孔直径小、弯曲大，前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm，孔径小，排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。

“山”型井、U型井、V型井钻井适用条件

由于中国煤层气藏具有低渗透的特点，且多属断块气藏，U型水平井沟通煤层面积小，应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上，增产效果不明显。

SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3，累计产气万m3，开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功，低渗透气藏效果差。较高渗透区［(～)×10－3μm2］效果好:彬长、寺河单井日产气万～万m3。

今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验，目前国外利用该技术开发盐岩已成功。

4 结论

(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时，认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类，开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。

(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回，成煤母质控制煤岩组分和单井产量，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高，是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

(3)古应力场低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高;滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。

(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征，由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。

(5)高产井强AVO异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常，为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差，高渗透区效果好。

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翟雨阳1 胡爱梅1 王芝银2 段品佳2 张冬玲3

基金项目:“十一五”国家科技重大专项项目38——煤层气排采工艺及数值模拟技术(2009ZX05038)资助。

作者简介:翟雨阳,男,1973年生,博士,主要从事常规油气、煤层气排采及数值模拟研究工作,通讯地址:北京市海淀区地锦路5号中关村环保科技示范园7号楼,E-mail:

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 1000952.中国石油大学城市油气输配技术北京市重点实验室 北京 1022493.中石油煤层气有限责任公司 北京 100028)

摘要:韩城地区煤层属低渗透率煤层气藏,且地质条件复杂,煤岩结构及力学性能差。在煤层气开采初期,井筒内的液柱重力在井底流压中占很大的比例,而井底流压与井周煤岩的应力状态变化规律密切相关。排采降压过程中,过小的动液面高度使煤层处于进一步压密状态,并导致渗透率降低,而过大的动液面高度使井底压力过大进而引起井周岩石产生较大软化破碎区,形成煤粉堵塞渗流通道。因此,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。本文以韩城示范区为例,利用韩城3#,5#煤层的岩石力学试验,分析了煤岩应力状态与渗透率的关系,通过井周弹塑性应力分析,建立了不同应力状态下保持或提高绝对渗透性的合理动液面高度区间和降低速率。利用所建立的模型对韩城地区WL1,WL2井组进行计算分析,获得了韩城煤层气井开采过程中动液面高度的合理变化区间和排采速率的合理值。本论文研究成果为韩城煤层气井排采强度定量化控制提供了重要的指导意义和借鉴方法。

关键词:煤岩 应力 动液面 渗透率 排采速率

Discussion on Control Method to Reasonable Height of Dynamic Liquid Level for CBM Well

ZHAI Yuyang1, HU Aimei1, WANG Zhiyin2, DUAN Pi njia2, ZHANG Dongling3

( United Coalbed Methane National Engineering Research Center .; KeyLaboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; CBM Company Limited, Beijing, 100028, China)

Abstract: In China, Coal is of low permeability, complex geological conditions, and weak petrographical structure and mechanical the initial stage of the recovery, the gravity of the liquid column takes a large proportion in bottom-hole pressure (BHP), and the stress state of surrounding rock are closely related with , in the process of recovery, too small height of the dynamic liquid level makes coal seam be further compacted and leads to permeability reducing; reversely, too much height of dynamic liquid level easily causes BHP too large and induces the surrounding rock breaking in soften, and produces the coal powder and blocks the seepage , the study on the rational range of dynamic liquid level and the reducing rate have the vital significance to effectively maintain the reasonable distribution of stress state of surrounding rock and increase reservoir on the 3#, 5# coal rock mechanical experiments in Han-cheng, this paper analyses the relationship of the stress state and permeability of coal the elastic-plastic stress analysis to the surrounding rock of well, the mathematical model is established, which is about the reasonable range and depres- surization rate of dynamic liquid level to maintain and improve the absolutely established models are applied to calculate and analyze the field data of WL1 and WL2 Wells in . the reasonable variations of dynamic liquid level are researching results provide important instructions and refer- ences to the reasonable recovery control of the coal bed methane in Han-cheng.

Keywords: coal rock; stress; dynamic liquid level; permeability; depressurization rate

引言

煤层气作为非常规能源,对其有效的开采不但可以缓解我国能源短缺的问题,还可以提高煤炭资源的开采效益,并且能够减少对环境(温室效应)的影响。煤层气的有效开采受多种因素的影响,如地质构造特征、煤岩结构、煤阶、渗透率、含气量、解吸吸附特征和开采工艺等[1~5]。因此,煤层气的开采与常规油气开采相比既有相似之处,同时又存在着较大的差异。其中,应力敏感性问题在煤层气工程中表现的尤为显著[6~7]。煤岩储层的渗流能力受孔隙压力变化、煤层气解吸引起的基质收缩作用和滑脱效应的综合影响[8~10]。加载速率和加载方式的不同对煤岩的力学特性和破坏特征有较大的影响,如果加载速率较快,煤岩将呈脆性粉碎性破坏,抗压强度略有提高;相反若加载速率较低,则煤岩抗压强度偏低,延性增大。在煤层气工程实际中,煤岩结构复杂,裂隙(面割理和端割理)十分发育,随着排采的进行煤岩的应力状态将不断发生变化,导致煤岩的裂隙开始发生闭合,然后产生开裂,最终会发生破碎的过程,进而引起储层的渗流系统发生改变,而排采过程中渗透率的变化规律决定着煤层气是否能够高效的开采[1~2]。目前国内外煤层气行业在制定排采工作制度方面主要依靠经验及井筒液面变化来定性确定,这往往导致排采制度不合理,对储层造成伤害,影响开发效益。本文探讨如何通过排采过程中控制煤层气井的合理动液面高度变化规律提高煤层气效益,为煤层气排采强度定量控制提供了科学的理论依据。

1 韩城地区煤岩物理力学特性

试验测试

煤岩力学特性是反映和研究储层力学行为和应力敏感性的基础数据。利用RW-2000岩石三轴压缩试验机对高径比为2:1的煤岩心试件进行实验,测定了韩城3#,5#和11#煤岩的抗压强度和抗拉强度等参数。其中,抗压强度、弹性模量、泊松比由单轴压缩试验测得;抗拉强度由劈裂试验测得;内摩擦角、粘聚力、残余粘聚力和残余内摩擦角通过三轴压缩强度试验获得,试验结果见表1和表2。

表1 韩城煤岩单轴抗压抗拉强度及变形参数

表2 韩城煤岩三轴抗压强度试验结果

由表1和表2中的实验测试资料可见,韩城煤岩力学特性较差,抗压强度均在10MPa以下。三类煤岩比较而言,3#和5#煤的物理力学特性要比11#煤强,11#煤的残余强度非常低。因此,在煤层气工程中必须注意煤岩力学特性对排采强度控制的影响。

煤岩应力状态影响渗透率变化机理

基于对韩城主力产气煤层煤岩(3#,5#和11#煤)进行的室内试验和应力应变全曲线下煤岩应力状态对渗流能力影响关系研究表明,煤岩的绝对渗透率在初始弹性变形阶段是随有效应力的增加而减小,但减小的幅度并不大;当有效应力接近煤岩的峰值强度时,由于原有裂隙的开裂和新裂隙的出现导致渗透率缓慢增加当超过峰值强度后,渗透率迅速增大;但当有效应力接近煤岩的残余强度时,渗透率逐渐趋于稳定。

其中,煤岩弹性极限点为原生裂隙开裂、新裂纹开始萌生的临界点。

2 合理动液面高度的确定

在煤层气开采过程中,随着动液面的降低,储层煤岩应力状态不断发生变化,导致煤岩的结构特征和孔隙率等物理力学特性发生改变,因而影响了储层的渗流能力。在此过程中,储层渗透率的变化规律与煤岩的力学特性和煤岩的应力状态变化规律密切相关。根据煤岩应力状态对绝对渗透率的影响关系,考虑煤层气井井周具有破碎区的弹塑性应力状态,则可以通过对井周围岩进行应力状态变化规律分析,另由煤层气生产不同阶段井周应力分布与井底流压及套压和液柱高度之间的关系,忽略气柱摩擦阻力,推导得出保持储层处于塑性裂隙发育阶段的液柱高度合理区间为

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

则,动液面高度为h′w=H-hw

另由工程实际分析可知,井底流压的上限值不超过储层原始压力pe。

式中:H为储层埋深;pe,pc,p0分别表示为储层压力,套管压力和原岩平均水平应力;c,φ,cr,φr,St分别表示煤岩的粘聚力,内摩擦角,残余粘聚力,残余摩擦角和抗拉强度;ρg表示液柱重度。

因此,要想提高渗透率,应控制合理的动液面高度变化范围,以保持井周应力状态为弹塑性状态,以在井周形成割理或裂隙贯通的流体运移通道,且随着开采过程中塑性区的发展,在井周出现塑性软化区或破碎区,但需防止井周出现过大塑性软化区。

合理的动液面高度变化范围与煤岩的力学性质、储层埋深密切相关,尤其是受内摩擦角影响较大。由于储层的软化区受煤粉的影响会使渗透率受到抑制,因此,在煤层气开采过程中需根据储层的力学特性及埋深来合理控制动液面高度,尽量避免软化区大范围产生,以免造成储层伤害而影响煤层气的进一步开采。

3 动液面合理降低速率

由煤岩的加载速率效应可知,加载速率对煤岩的强度呈正相关影响,同时煤岩脆性亦增强。对于各向异性的煤岩介质,过快的加载速率不利于煤岩中的原始裂隙裂缝的稳定扩展和煤层气的渗透的提高。同理,对于煤层气工程排采过程中的动液面降低速率对井周储层煤岩具有类似的影响机理,如果动液面降低速率过快,将会使储层煤岩有效应力快速增大,最终不合理的动液面降低速率导致煤岩出现脆性破碎并有大量煤粉产生,对储层造成巨大的伤害。所以,煤层气开采不同阶段需控制动液面降低速率在合理值域内。

当储层煤岩处于初始弹性应力状态下时,

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

当储层煤岩处于裂隙扩展的塑性阶段,即动液面高度满足(1)式时,

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

式中:h′w表示动液面降低速率;ωcr、ωce为塑性软化阶段和弹性阶段的动液面降压速率上限值,可通过试验和现场数据综合分析确定。

4 韩城地区工程应用

韩城地区煤层气为多煤层储层联合排采,煤岩力学特性较差,合理的动液面变化规律对煤层气的高效排采具有很大的意义。根据韩城煤岩的试验力学参数和合理动液面高度变化规律的确定方法(见式1~3),对韩城地区WL1和WL2的3#和5#煤联合开采的典型煤层气井排采数据进行了统计计算分析,结果见表3。

表3 合理动液面高度降低速率上限值

通过拟合分析可得:

在开采初期的弹性阶段,3#、5#煤联合开采井的动液面近似合理降低速率上限值h′w(m/d)随储层埋深h(m)的变化规律分别为:h′w≤;当井周煤岩处于塑性阶段,3#,5#煤联合开采井的动液面合理降低速率上限值h′w(m/d)随储层埋深h(m)的变化规律为:hw≤。

开采过程中无论是初始弹性阶段或塑性破坏阶段,动液面降低速率上限值与储层埋深均近似呈线性递增的规律。煤岩力学特性对开采过程中降液速率影响较大,因此对于力学特性较差的储层,需控制好降液速率才能维持较高的排采能力。初始弹性阶段的降液速率比中期塑性阶段的降液速率一般高4~5倍,这也恰好与室内强度实验曲线峰值前后稳定加载的速率值相同。考虑到工程实际中的安全因素,建议取的安全系数。

5 结论

(1)本文基于煤岩试验揭示了煤层气开采过程中井周煤岩应力状态对渗透率影响的力学机理;储层有效应力随着压降漏斗不断扩展而不断增大,煤岩从原岩区到井壁处,由原始的弹性状态进入塑性状态,在井壁处出现张拉破坏区,此时裂隙开裂积累,日产能达到最大。

(2)以韩城地区煤层气工程数据为依托,探讨提出了生产过程中为提高储层的渗流能力,合理动液面高度变化规律的控制范围及降低速率上限值,对煤层气井的合理排采具有借鉴意义。

(3)煤层气开采受多种因素的综合影响,还需考虑表皮效应(储层伤害)和压裂效果的影响,有待进一步考虑研究。

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煤层气期刊

主管单位：中国科协主办单位：中国技术经济研究会主编：明廷华ISSN：1671-1815CN：11-4688/T地址：北京学院南路86号邮政编码：100081 科学论文科技简报科学学论坛 中文核心期刊要目总览统计源期刊（中文核心期刊）中国科技论文统计源期刊(科技类核心期刊）中国知识资源总库CNKI源期刊CEPS中文电子期刊服务全文收录期刊中文科技期刊数据库（全文版）统计刊中国学术期刊文摘（中国科协主办）源期刊中国学术期刊综合评价数据库CAJCED统计期刊 1 文稿要求(1) 文稿应未在其他刊物上发表过，译文稿件须附上原作者的书面许可证明。内容要有科学性、创新性和实用性；论点明确、数据可靠、说理严谨、数学推导简明；语言流畅、文字简练、层次分明、重点突出。(2) 学术论文请按GB7713—1987《科学技术报告、学位论文和学术论文的编写格式》书写，篇幅以版面不超过6 000字（包括图表所占篇幅）为宜。请在稿件上注明下列几项内容：a) 作者单位、地址、电话、E-mail 信箱和邮政编码；b) 论文题目和作者单位英译文，作者姓名的汉语拼音；c) 作者的简历，包括姓名、出生年、性别、职称、学位、当前从事的研究工作等项；d) 200字左右的中文摘要，3~8个关键词，以及摘要和关键词相应的英文文本。摘要采用第三人称写法，应是一篇独立的短文，内容包括论文的目的、方法、结果和结论四要素。若为国家基金资助项目或部、省级重大科研攻关项目，请提供项目号，并且注明。2 书写格式(1) 要求文稿正文字号为5号，汉字字体为宋体，英数字体为Times New Roman，希腊字体为Symbol。(2) 计量单位采用国家法定计量单位和符号，不能用“大气压”、“kg/cm2”、“卡”、“ppm”……等已废除的计量单位。(3) 文中和公式中容易混淆的字符请用红字注清文种（希文、英文、罗马字等）、大小写、上下标及上下标字母含义，表示向量及矩阵的字母要特别注明。(4) 文稿标题中不宜用缩略词（化学符号和公知公用者除外）；摘要和正文中的缩略词在第一次出现时都必须写出全称，后加括号附缩略词。3 表格、插图及参考文献(1) 表格尽量采用“三线表”。表格的上方写表序和表名。表名应有自明性且中文、英文表名并列。表注放在表底，缩2个字以“注：”起头排版。(2) 插图的下方应有图序和图名。图名应有自明性且中文、英文图名并列。工程图、电气图和函数图采用AutoCAD、Adobe Illustrator或Corel DRAW软件绘制，工程图和电气图要符合国家标准规定，函数图要标明曲线序号及其注释，坐标轴上要有标值，坐标轴外侧居中处应有标目，注明物理量和单位；照片图要求层次分明，图像逼真；数码照片图宜具备200万像素以上。(3) 图表中文字、变量、单位和数字要标注清楚。(4) 参考文献应尽量选用公开发表的资料，按在正文中出现的先后次序列表于文后，以1、2…标识序号，且与正文中的指示序号对应。按《文后参考文献著录规则，GB/T 7714—2005》和《中国学术期刊（光盘版）检索与评价数据规范，CAJ-CD B/T 1—2006修订版试行稿》的要求著录文后参考文献。中文参考文献后要并列其英文译文。 数学复合Rayleigh分布模型尺度参数的Bayes估计----王琪(69)力学突扩管流动形态的数值模拟----周再东(73)物理学基于FLOTRAN的管道中流动气体时间延迟的仿真分析*----庄会东,张晓东(64)回归分析在F-P标准具测量实验中的应用----刘松江(41)最大熵原理导出理想气体分子的速度和速率分布----晋宏营(50)城市小区移动通信基站电磁辐射场强的计算机仿真----陈习权,孙杰(48)化学6-甲酰基香豆素的合成及提纯----孔祥文(74)地球科学苏里格气田西区上古生界低阻气层成因分析----徐静(56)增湿-除湿太阳能海水淡化装置实验研究----邵理堂,刘学东,刘卿龙(42)基于改进Dix公式层速度求取方法应用研究----朱四新(73)拓频地震数据在测井约束反演中应用的效果分析----张秀丽,姜岩,秦月霜(48)云南ZC金矿床地质特征及其外围物化探找矿实践----陈进超,王绪本,王丽坤,李晶(49)浅析铬钒钙铝榴石的颜色成因----向亭译(33)高密度电法在探测煤矿采空区赋水情况的应用研究----肖川,张义平(43)医药卫生盐酸托烷司琼片溶出度方法的研究----高立军(35)一般工程技术基于满意滤波的自适应阈值算法----缑林峰,牛瑞芳,韩冰洁(49)考虑节点与边失效的网络全端可靠性上界拓展算法----陈默(43)矿冶技术基于改进操作模式的锌冶炼过程参数优化----伍铁斌(35)变焦距小径管射线探伤曝光参数的选择----胡玉华,郑强,杨坪(35)石油技术高渗油藏注凝析气吞吐增产机理研究----马翠玉,刘月田(52)修井作业浮动式井口防溅保护器的研制----张方圆(40)川南硬脆性页岩井壁失稳机理实验研究----汪传磊(47)井楼油田一区核三段Ⅲ5-11小层隔夹层的研究----甘宁(46)北小湖油田八道湾组储层四性关系研究----王允霞(37)射孔完井水平井筒单相流动压降的改进模型----张权(43)煤层气采收率影响因素分析----张骞(54)井间地层压力分布预测方法及应用----姚君波(49)王府凹陷青山口组地层超压及油气运移深度研究----王文文,卢双舫,陈方文(43)一种能有效监测稠油出砂信号的室内实验装置设计----韩金良(47)仪表技术速度调节阀两种节流方式调速效果的分析与研究----廖理(39)动力技术应用多孔消能墙改善直接空冷系统换热效率的数值模拟研究----李福林,王琦峰,宋婧婧(46)机电技术风机盘管用永磁电机控制器IPM模块散热的研究----薛晓明(40)云南电网无功优化配置方案----吕秋萍(35)通信技术扩频测控信号固有抗干扰性能的评价方法研究----朱诗兵,童菲,孟生云(39)一种改进的LDPC码最小和译码算法----郭军军(35)基于CPLD和Verilog的高精度线阵CCD驱动电路设计----黄文林(32)基于Aurora协议的光传输方案验证----胡谨贤(37)基于ZigBee和GPRS的远程无线抄表系统设计与实现----刘颖,王再英,彭倩,陈媛(46)一种基于FPGA的高精度数字鉴相器----贺为婷,裴广利,刘继勇(40)带电沙尘对微波传播特性的影响----董群锋(29)一种新的模拟电路故障诊断方法研究----邱世卉(19)计算机技术特征点提取算法性能分析研究----江铁(67)船载测控雷达天伺馈仿真训练系统关键技术研究----石启亮,李林泽,雷国建(40)运动模糊图像复原技术研究----彭娟(47)基于优化模型的类级测试数据自动生成研究----屈迟文(39)结合示例空间概念权重的多示例核学习方法?----潘强,张钢,王春茹(42)采用SN和CFAR优化的模板匹配方法的动态目标监控----林雯(34)基于泛函序列的模糊C均值算法----杨攀,闫仁武(52)基于模拟退火PSO-BP算法的钢铁生产能耗预测研究----黄文燕(38)一种应用于电子地图道路特征点提取的新方法----刘文强(39)基于PC并行口的FLASH卡测试系统设计与实现----李振华(38)基于全局最优-局部最优粒子群算法的PID 控制----刘琪(41)加工轨迹C2连续优化算法研究----赵崇光,王清辉(32)一种优化COMET请求调度策略的应用研究----姚敦红(40)一种基于最小费用最大流理论的Ad hoc路由协议----王军(73)建筑技术矿物成分强度对岩石单轴抗压强度的影响----张威(30)排水预压法处理软基固结沉降计算方法的改进研究----曲晓帆(34)深基坑工程中预应力锚索受力机制的研究----白荣林,秦刚(53)剪胀角对粗糙条形基础地基极限承载力的影响----郑锋勇,秦会来,沈炳林(33)交通运输船艇推进轴系的扭转——纵向耦合振动的建模与仿真----邱云明,田宇中,熊庭(35)一种修正格型自适应陷波器在科氏流量计上的应用----乌伟(31)基于模糊贴近度的故障诊断----黄小龙(35)路面类型对能耗和排放影响研究----王陆峰,王俊峰,李树杰(31)基于神经网络的车道偏移自动检测的研究----马兆敏,齐保谦,廖凤依,王洋佳(33)供求不确定条件下配送中心选址研究----罗海星(37)航空航天一种非匀速连续旋转寻北的新方法----王荣荣(45)基于贝叶斯网络的机场航班延误因素分析----邵荃(40)导弹分离发动机盖板的设计研究----王博哲,吴竞峰,范开春,陈伟(42)滑动时间窗算法关键参数研究----张毅(36)股票价格心理关口实证研究----雷力君(36)目标跟踪中飞机无坡度转弯操纵方法研究----耿建中,武虎子,段卓毅(38)复合固体推进剂/衬层粘接界面细观结构数值建模及脱粘过程模拟----王广,赵奇国(37)基于系统辨识的滑油试验台油温智能控制----石宏,李昂,张帅,张维亮(37) (9137)相对论BCS-BEC渡越热力学 傅永平 杨海涛 郗勤(9140)三聚氰胺的密度泛函理论研究 刘存海 张勇 江炎兰 柳叶(9144)约束层速度反演方法及其处理系统的Qt研发 周洪生 程冰洁 张薇 高妍 梁群(9150)夹层板系统压缩力学性能试验研究 田阿利 沈超明 徐超(9154)欠平衡钻井直井段岩屑运移规律研究 靳鹏菠 黄欣 宋巍(9158)敖古拉中高温油田微生物驱油可行性分析 乐建君 陈星宏 王蕊 柏璐璐 乐世豪(9163)低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定 王渊 何志雄 李嘉瑞 李成福 李闽(9167)基于响应曲面法的新型阻尼器特性分析 朱龙英 朱德帅(9173)基于CFD的空化喷嘴结构参数研究 马超群(9178)基于小波变换的电网畸变信号检测的研究 胡智宏 杜晓冉(9182)一比特压缩传感的贪婪重构算法 肖涛 马社祥(9186)一种基于单幅图像双消失点的摄像机标定方法 崔灿 张国华(9191)双机编队闪烁干扰研究 朱莹 高其娜 孙文芳(9196)装载机工作装置的模型与自适应迭代学习控制 朱龙英 鲁迎波 洪松(9203)变论域模糊PID算法在供热控制中的应用 葛楠 李铁鹰 王宇慧(9207)基于RBF核函数的集成分类AdaBoost算法研究 娄生超(9211)基于并行协同演化的差分进化算法 李俊州(9215)基于运动矢量分散度的增强型MVFAST搜索算法张子敬 张志华 霍家道(9221)情境相关的RBAC策略研究张丹(9225)基于双通道脉冲耦合神经网络的应用研究郭新榀 段先华 夏加星(9234)采用特征分辨率和等价类相关矩阵的特征选择符红霞 黄成兵(9238)蚁群算法优化RBF神经网络的网络流量预测廖金权(9243)邻氨基酚分子印迹聚合物的制备及识别性能研究罗汝新 霍景娥 程亚群 范顺利(9247)一种新型高效率振冲器结构的设计及动态性能研究韩兵兵 张功学(9250)降雨对公路边坡稳定性影响的有限元分析火映霞 王旭东(9256)重型汽车驱动桥轮毂轴承配合失效分析杨英 雷刚 征小梅(9260)传感器/执行器失效的电动汽车EPS鲁棒容错控制周冰 刘海妹 冯俊萍(9265)机匣安装边螺栓联接结构的优化设计艾延廷 陈勇 陈潮龙(9270)基于PBN的中小机场终端区飞行程序优化研究戴福青 李解(9275)一种涡轮泵故障阈值检测算法胡汉文 牛志嘉 向洋 石明全(9280)星载图像传感器电路系统可靠性优化设计曾议 赵欣 王煜 司福祺说明：杂志目录每期都会更新有一定的时效性，仅供参考

《中国煤炭地质》共发表各类稿件3300多篇，许多有影响的如《中国东部煤田滑脱构造与找煤研究》、《华北晚古生代聚煤规律与找煤研究》、《鄂尔多斯盆地聚煤规律及煤炭资源评价》、《全国煤层气资源评价》、《采区高分辨率三维地震勘探》、《绳索取心钻探技术研究与推广应用》、《中国煤炭能源有效供给能力态势分析》等地质理论研究与创新成果先后在《中国煤田地质》上发表，在行业内引起巨大反响。本刊积极探索办刊思路，先后为有关单位及研讨会出版专刊或增刊，为造就一批煤炭地质科技精英提供了充分展示才华的舞台，使一批有才华的科技工作者脱颖而出。其中不乏李四光地质科学奖、孙越崎科技教育基金“优秀青年科技奖”、中国地质学会青年地质金锤奖、全国煤田地质优秀科技工作奖等获得者。随着杂志质量水平的提高，逐步得到全国期刊界特别科技期刊界的关注。目前《中国煤炭地质》杂志不仅是《中国核心期刊（遴选）数据库》收录期刊，还是《地质文摘》、《矿业文摘》核心收录检索期刊。本刊自创刊以来发表的所有文章，已先后被“中文科技期刊数据库”、“万方数据-数字化期刊群”、“中国学术期刊综合评价数据库”、“中国期刊全文数据库（CJFD）、“中国期刊网”等媒介全文收录”，期刊的传播空间和影响力日益扩大。由于期刊的整体质量不断提升，新闻主管部门及期刊组织先后授予《中国煤田地质》优秀煤炭科技期刊二等奖、河北省第三届科技期刊评比印刷装订优秀奖、河北省科技期刊编校质量优秀奖，河北省1997年度、2000年度、2005年度优秀期刊奖，“CAJ—CD规范”优秀奖、“中国能源期刊协会”二等奖等奖项。2011年评为中国科技核心期刊。《中国煤炭地质》将珍惜已有的荣耀，一如既往的继续为广大煤炭（田）地质科技人员服务，在栏目设置上除保持如煤田地质、煤层气、水文地质、工程地质、环境地质、地球物理勘探、钻探、测量、管理等优势栏目外，将根据广大读者和作者的需要，增设新的栏目，衷心希望广大煤炭地质科技工作者发挥主人翁意识，继续关注《中国煤炭地质》的成长，踊跃赐稿，以更好地发挥其桥梁与纽带作用，推动煤炭地质科技事业的发展与进步。

中国煤层气杂志

秦勇

（中国矿业大学 江苏徐州 221008）

作者简介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田与煤层气地质，yongqin＠。

基金项目：国家973计划项目（2002CB211704）及国家自然科学基金项目（40572095）资助。

摘要 基于CNKI中国期刊全文数据库，系统检索和统计了我国煤层气论文的分布特点。以此为基础，分析了我国煤层气论文分布与产业发展特征之间的关系，讨论了产业发展对科学技术的需求趋势。结果显示：分别以1999年和2002年为界，论文分布体现出我国煤层气产业发展经历了三个历史阶段，每一阶段对科技需求的特点在论文分布特征上都有所体现。由此，作者认为：煤层气资源评价及其方法仍是今后研究的主题，进一步深化地质选区理论与方法将有助于选区成功率的提高，开发技术适应性是今后需致力于探讨的重要方向之一，煤层气井产能、采收率及其影响因素的研究应该引起足够重视，全方位探索深部煤层气资源与开发潜力将有可能拓展我国煤层气开发的新领域，研发环境保护、高附加值转化利用和小型化利用储运技术将有助于推进我国煤层气产业健康发展。

关键词 煤层气 论文 分布 产业 发展

CBM Publication Occurrence and Industrial Development in China

Qin Yong

（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）

Abstract：The occurrence of the coalbed methane（CBM）papers written by Chinese authors from 1994 to 2005 was systematically indexed and analyzed form the CNKI's China Journal Full Database（CJFD）.Based up the data or information，the correlation of the paper distribution to the development of Chinese CBM industry was construed and the requirements of the industry to science and technology for the future were was shown that，respectively taking the 1999 and 2002 as a borderline，three developmental stages of the Chinese CBM industry as well as the scientific and technologic requirements of the industry in each stage were unfolded through the distribution of the was farther suggested that the evaluation and methodology of the CBM resources should be taken as one of the subjects in future research，the deep research of the target-selecting theory and method would help to improve the reliability of the CBM target selection，the adaptability of the exploiting technology to the CBM geological conditions should be one of the key aspects which should be engaged in the researches，the CBM-well productivity and CBM recovery ration should be laid much store by investigation，the omni-directional exploration for the potential of the deep CBM resources and development would be helpful to the deploitation of new CBM field in the industry，and the technological advances on the CBM environmental protection，high-additional-value utilization and miniaturized storage and transportation equipment should conduce to promote the benign development of the industry.

Keywords：CBM；paper；occurrence；industry；development

在现代科学技术背景下，新兴产业的发展均与该领域学术技术研究状况密切相关。换言之，一个产业领域内基础、应用基础与技术研究论文的分布状况，蕴涵着该产业发展历程的丰富信息，并在一定程度上可预示产业的发展趋势。我国煤层气产业目前处于商业化生产的启动阶段[1]，分析煤层气论文产出特点及其与产业发展的关系，对回顾我国煤层气产业发展历史、展望其发展趋势均有所裨益。为此，本文作者利用中国国家知识基础设施（CNKI）中国期刊全文数据库[2]，对1994～2005年期间煤层气论文进行了系统检索。以此为依据，分析了我国煤层气论文在时间和研究方向上分布特点，讨论了产业发展所需注重的主要科学技术问题。

1 CNKI 煤层气论文总体分布

系统检索结果显示，CNKI中国期刊全文数据库收录1994年至2005年煤层气论文1465篇，年均约122篇。

分析检索结果（图1），获得如下总体认识：

第一，我国煤层气论文连年增长，但不同历史阶段的增长速率明显不同。这一特点，与中国煤层气产业的艰难探索过程一致，反映出产业从起始到目前产业化经历了阶段性的发展历程。

第二，不同类别论文的分布特点，揭示出我国煤层气产业当前所处的阶段性特征。在论文总量中，地质与勘探类论文所占比例为，开发技术类论文占，利用与储运类论文占，经济与政策类论文占，环境保护类论文占。以地质勘探类论文为主的分布特点，折射出我国煤层气产业总体上处于发展的初始时期。

第三，各类论文在时间上的分布呈规律性起伏，这正是产业不同发展阶段对科学技术的需求有所不同的集中反映。

图1 CNKI中国期刊全文数据库煤层气论文类别及年度分布

值得注意的是，1994年至2005年期间，CNKI 煤层气论文篇数增长了倍，年均增长率约106%。进一步分析，论文数量呈三阶段式的非线性增长，指示中国煤层气产业发展历程至今经历了三个阶段（图2）。其中：第一阶段论文447篇，年均产出约75篇；第二阶段论文390篇，年均产出130篇；第三阶段论文628篇，年均产出约209篇。同时，不同阶段中各类论文互为消长的状况，与每一阶段对地质研究、勘探评价、开发试验等的不同需求高度对应。

图2 CNKI论文总数时序分布及其展现的中国煤层气产业发展阶段

2 CNKI 论文分布与中国煤层气产业发展阶段

第一阶段：寻证-找气-摸索阶段

该阶段可上溯至20世纪80年代前半期，结束于1999年，历时四个“五年”计划。在此期间，煤层气论文数量从1994年的20篇增加到1999年的129篇，在时间序列上呈线性增加，阶段总增长率545%，阶段年均增长率约91%，作者和单位的数量明显增多（图1）。

从论文类别分布来看：地质与勘探类论文居绝对优势，占阶段论文总数的60%，年均约45篇；开发技术类论文不足8%，年均约6篇；利用与储运、经济与政策、环境保护等类别论文的比例很低，年均都在2篇左右（图1，图2）。这种分布，是各国煤层气产业发展初期的典型特征，即研究和生产都是以寻找“证据”、框定资源、选择区域和验证目标为主。

在地质与勘探类论文中（图3）：多数报道的是关于煤层气资源评价与地质选区（42%，年均约19篇）、储层物性和吸附性（34%，年均约15篇）的研究成果，反映出积累资料、摸索经验的特点；成藏条件与过程、煤层气可采性论文年均分别只有2篇和1篇，该方面研究没有得到重视，在一定程度上显示出基础研究不足而致使煤层气地质选区和“找气”具有盲目性，这也是该阶段我国煤层气地质选区成功率较低的一个重要原因[3]。

在该阶段，开发技术类论文多是对国外技术的消化和应用。其中，钻井、试井和完井论文占了较大比例（35%，年均约6篇），排采与增产措施得到了应有重视（24%，年均约4篇），对解吸-扩散-渗流这一煤层气开采的基础有所关注（6%，年均约1篇），但几乎未见关于煤层气井产能和采收率方面研究成果的报道（图4）。此外，综述性论文也多以介绍国外煤层气勘探开发理论和技术为主。

图3 CNKI煤层气地质与勘探类不同研究方向论文分布

图4 CNKI煤层气开发技术不同研究方向论文分布

上述特征揭示：本阶段的研究是针对我国煤层气产业的起始过程而开展的，在煤层气地质研究上表现为寻证，在勘探上表现为找气，在开发试验上表现为摸索，总体上试图通过引进和消化国外相关理论与技术来解决中国的煤层气地质问题，积累了较为丰富的煤层气地质基本条件信息，对全国煤层气资源及其分布规律取得了基本认识，煤储层特性这一煤层气地质核心问题得到应有的重视，开展了适合于中国煤层气地质特点开发技术的试验与探索，并从区域上开始了对全国或区域煤层气产业发展战略的思考。

第二阶段：探因-普查-彷徨阶段

该阶段历时3年，从2000年开始，至2002年结束。在此阶段，每年的煤层气论文稳定在130篇左右，年均论文数量比第一阶段增加了73%，但论文类别构成变化明显（图1）。

从论文类别来看：地质与勘探类论文209篇，占该阶段论文总数的54%，年均篇数（约70篇）比第一阶段显著增加，但从1999年至2001年论文篇数显著递减，在后期有重新增加的趋势；开发技术类论文显著增多，占论文总数的比例比第一阶段增长了10个百分点；经济与政策、利用和储运的研究得到更多的关注，论文比例均上升了5～6个百分点（图1，图2）。

与第一阶段相比：该阶段地质与勘探论文中煤储层物性与吸附性研究成果的数量和比例显著增高（105篇，50%），构成了研究的主题；资源评价与地质选区尽管仍得到较多关注，但比例明显降低（29%）；成藏条件与过程论文的比例基本不变（10%），但年均论文篇数（7篇）明显增多（图3）。由此表明，这一阶段常规评价与选区方法趋于成熟，研究的注意力更多地转向与开采地质条件密切相关的煤储层特性，转向了成藏效应等深层次的控制机理问题。

就开发技术而言：钻井、完井、试井论文17篇，年均约8篇，远高于第一阶段，但在阶段论文总数中的比例（25%）有所降低；排采与增产措施论文18篇，比例（27%）有所提高；产能与采收率论文11篇，比例从零增至约16%；解吸-渗流-扩散论文14篇，占阶段论文总数的21%，比例显著增长（图4）。排采与增产措施、产能与采收率的研究得到加强，开采基础和应用基础研究受到高度重视，研究重点向开发技术的中—下游移动，这是为解决我国煤层气产业发展“瓶颈”问题而做出的努力，也是产业逐渐走向成熟的标志之一。

在此阶段：除了进一步拓展勘探选区继续找气之外，更多的力量集中于第一阶段已有一定勘探工程的地区，以进一步缩小勘探靶区，为开发试验提供更为可靠的基地；同时，尽管在近20个地区进行了排采试验，但多未取得理想的效果，致使开发试验徘徊不前，业界信心受到冲击。然而，这一时期煤层气开发基础与技术研究得到了较大发展，尤其是在开采方法与增产措施、煤层气解吸扩散渗流机理、产能与采收率分析等方面取得较多成果，为中国煤层气产业化时代的到来奠定了重要技术基础。

上述论文分布特征，指示我国煤层气产业发展过程由于进入了一个新的阶段而对科学技术的需求发生了较大变化，在煤层气地质研究上表现为探因，勘探上表现为普查，开发试验上表现为访徨，总体上处于为催生中国煤层气产业化时代到来的“阵痛”阶段。

第三阶段：求源-详查-商业阶段

自2003年以来，我国煤层气产业发展进入了一个新的历史时期，即商业化生产阶段。其主要标志为：煤层气地质研究进入了求源，勘探实践进入了详查，开发上步入了商业化生产，中国煤层气产业的雏形已经形成，并呈现出快速发展的势头，这些标志在煤层气论文的数量和结构上均有体现。

在2003～2005年的三年期间，CNKI煤层气论文总数大幅度增加，达到628篇，年均论文约209篇，与第二阶段相比增长了61%，接近第一阶段论文总量的一半（图1，图2）。开发技术类论文的比例有所提高，利用和储运技术研究得到进一步重视，基础研究明显加强，研究重点进一步向煤层气产业的中—下游移动，更加适应于商业化生产阶段对科学技术的需求。

地质与勘探类论文占阶段论文数的比例约51%，仍有较大比重，这是我国煤层气产业目前总体上处于初期阶段的必然特征。其中：煤储层物性与吸附性仍是研究重点，但论文比例下降至39%左右；资源评价与地质选区仍是产业的科技需求，论文比例（27%）与上一阶段基本持平；成藏条件与过程研究得到高度关注，论文比例比上一阶段提高了约9个百分点（图3）。

本阶段开发技术类论文数量的比例为19%，比上一阶段略有提升，显示我国煤层气产业中游领域的研究得到进一步重视。其中：钻井、完井、试井论文（25篇）多于第一阶段，但比例继续下降（约21%）；排采与增产措施论文34篇，数量显著增加，比例（29%）略有提高；产能与采收率论文12篇，数量和比例（约10%）均比上一阶段显著减少；解吸-渗流-扩散论文25篇，数量明显增加，比例与上一阶段基本持平（图4）。钻井、完井、试井论文比例相对降低，排采与增产措施论文比例显著提高，解吸-渗流扩散论文数量明显增多，尤其是2005年开发技术类论文数量大幅度跃升（图1，图2），显示出我国煤层气商业性生产、示范工程等对新技术开发和相关基础研究的强烈需求。

在此阶段：新增了一批国家批准的煤层气储量，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上全面展开，标志着中国煤层气地质研究从资源与基本地质条件调查阶段转入了资源“详查”阶段和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得新的突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到初步应用，对二氧化碳注入等新的增产技术进行了现场试验，晋城地区开始了煤层气商业化生产，标志着中国煤层气产业从开发试验阶段转入了商业化生产启动阶段。

3 CNKI 论文分布特点与产业发展需注重的科学技术问题

进一步分析C N KI论文分布特点，发现存在某些问题，而解决这些问题正是发展中国煤层气产业所需要继续努力的方向。

首先，煤层气资源评价始终是20余年研究探讨的主题，尤其是对全国和某些区域的煤层气资源量及其构成众说纷纭，且国家批准的煤层气储量所占比例极低。究其原因，主要在于三个方面：一是评价方法缺乏规范性要求；二是资源估算尚存重大基础问题未能解决；三是资源勘探和探明程度很低。为此，煤层气资源评价及其方法仍是今后相当长一段时期内所要研究的主题，而在国家层面上制定评价方法和要求的规范性文件，加强以吸附机理为核心的基础研究[3]，加大勘探和开发试验的力度，将有助于推进这一问题的解决。

其次，文献中涉及的煤层气地质选区多达50余个，但目前实现商业性开发或具有可见前景的地区不超过5个，且某些选区已上过多轮勘探和开发试验工程。造成这种状况的原因是多方面的，包括选区理论和方法在科学性和适应性上的缺陷、早期勘探与开发试验技术发展水平和认识的局限、钻井/完井/排采技术管理经验不足等[3]。因此，在深化研究选区理论与方法的基础上，通过资料复查和新技术应用，总结开发技术上的经验和教训，可能会使我国煤层气地质选区成功率得到一定的提高。

第三，国外几乎所有的传统和先进煤层气开发技术在我国都有引用，但多数情况下的应用效果都不甚理想。正视这一状况，似应考虑如下三个问题：一是所有先进技术是否都适合我国特定选区的煤层气地质条件？二是传统技术在特定选区的开发效果是否就不如先进技术？三是我国自主研究开发出了哪些适合于我国煤层气地质条件的开发技术？对于前两个问题，答案当然是否定的。至于后一个问题，目前尚未见到关于自主研发的关键技术的报道。这三个问题的关键，在于各种开发技术的适应性，这也正是今后需致力于研究的重要方向之一。

第四，见诸报道的煤层气井产能、煤层气采收率及其影响因素的研究成果较少，与煤层气商业性生产阶段的技术需求之间存在较大差距。原因在于，我国前期实践多为开发试验，对此没有太多的需求，积累的资料也十分有限，难以满足开展这一研究的要求。但在进入商业化开发且追求经济效益的现今阶段，该方面的研究应该引起足够重视，包括系统追踪和分析排采动态、注重不同煤层气地质条件的对比分析、深化煤层气解吸-渗流规律与机理的研究、开发科学性更强的数值模拟技术等。

第五，尚未充分注意到深部煤层气开发这一潜在新领域，深部资源及其与常规油气共采可行性的研究成果鲜见报道。我国深部煤层气资源量巨大[4]，多数大—中型沉积盆地中煤层气都与常规油气共生，前期少数研究显示了深部煤层气与常规油气共采的可能性[5]。为此，从资源潜力、成藏作用与过程、地质选区、勘探与开发试验等方面，对深部煤层气资源潜力开展全方位的研究探讨，将有助于拓展我国煤层气开发的新视野。

第六，煤层气开采可能诱发的环境保护以及煤层气利用与储运技术问题，应该得到应有重视。在1994年以来的1465篇CNKI煤层气论文中：环境保护方面的论文只有19篇，几乎全为哲学意义上的讨论或介绍国外相关技术；利用与储运方面的论文逐年增长（图1），但多是关于煤层气发电和管网输送技术的探讨。这种状况，可能会影响到我国煤层气产业的健康发展。针对我国煤层气地质和开发特点，开展环境保护技术研究或实例分析，研究开发具有更高附加值的煤层气转化利用技术和适应矿区煤层气分布式开发特点的小型化利用储运技术与装置，将有助于弥补我国煤层气产业在此方面的不足。

参考文献

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长期从事天然气地质研究和地质勘探工作，是我国最早从事天然气研究工作的学术创始人之一，2002年被国家科技部聘为国家973项目“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”的首席科学家。先后主持过7项国家重大科研项目，多年来，在天然气地球化学特征及其成因类型、无机成因天然气及其气藏形成、中国大中型气田成藏模式与分布规律、我国天然气聚集区带划分、特征及预测、天然气运聚动力学、异常压力与天然气成藏、前陆盆地天然气成藏特征及主控因素、煤层气藏形成条件等研究方面取得重大成果。多项研究成果填补了我国天然气地质理论的空白，同时为我国天然气储产量的大发展和“西气东输”的资源保障做出了突出贡献。2001年被国家科技部评为国家科技攻关先进个人；2004年被评为国家西气东输工程建设先进个人。 在《Journal of Petroleum Science and Engineering》、《AAPG》、《China Oil and Gas》、《中国科学》、《科学通报》、《石油学报》、《天然气工业》、《石油勘探与开发》等杂志发表论文105篇，其中SCI文章11篇，第一作者48篇，第二作者33篇。出版专着12部，其中第一作者5部，第二作者4部。研究方向：天然气（包括煤层气）地质、地球化学。

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您好，本人也是采矿工作者。采矿方面的论文可以发表到以下期刊：采矿与安全工程学报矿业安全与环保金属矿山矿冶工程煤矿机械矿业研究与开发煤矿安全煤炭学报煤炭工程煤炭科学技术中国矿业大学学报中国矿业有色金属中国煤炭矿山机械西安科技大学学报湖南科技大学学报中南大学学报辽宁工程技术大学学报中国煤炭露天采矿技术河北煤炭建井技术采矿技术矿冶矿业工程江西煤炭科技煤矿爆破煤矿机电煤煤矿现代化中国矿业大学学报：英文版煤矿开采煤炭科技煤炭学报：英文版煤炭技术山东煤炭科技山西焦煤科技能源技术与管理陕西煤炭水力采煤与管道运输广东有色金属学报中国煤层气有色矿山有色金属：矿山部分中国矿山工程中州煤炭黑龙江科技学院学报山东科技大学学报华北科技学院学报太原理工大学学报安徽理工大学学报以上比较详细了，望采纳。

煤层气生产技术毕业论文

黄晓明1 莫日和1 王洪洲2 林亮1

黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:,电话:64298881。

(1.中联煤层气有限责任公司 北京 1000112.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)

摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件,这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性,(2)确定储层的排采条件,(3)评价并改进完井技术,进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等-偏高,含气饱和度较高,表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产,本文着重探讨了CLG09V-01井的煤层气生产条件。

关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件

Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area, Suzhou, China

HUANG Xiaoming1 F. Andrew2 MO Rihe1 WANG Hongzhou2 LIN Liang1

(1. China United Coalbed Methane Co. Ltd., Beijing 100011, China2. Canelite Energy, Suzhou 235200, China)

Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal - mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to (1) assess gas productivity, (2) determine if the reser- voir can be dewatered, (3) evaluate and improve completion techniques, and (4) assess full-field development issues, and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals, and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on production in April 2010, and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.

Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM productivity

安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘,距宿州市20km,矿区面积23km2,煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局,1996),矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km2,是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目,目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井,CLG09V-01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区,也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入,该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初,依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ-4,5井),取得了较好的勘探成果。1998~2002年,美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15~20km范围内施工了9口煤层气参数井,包括一个300m井间距的生产试验井组,最高单井产气量为1700m3/d,最低500m3/d。2004~2008年,芦岭煤矿在距CLG09V-01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井,井间距250m,初期单井最高产气量为3000m3/d,投产两年多以来,目前单井产量稳定在1000m3/d左右,所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电,实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征

(1)构造

淮北煤田位于华北板块的东南缘,区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上,受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布,地层倾向偏东,倾角一般为23°。

芦岭矿区位于淮北煤田东南缘,北界为东西向的宿北断裂,南部靠近板桥断裂,这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑,对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层,对煤系地层起到明显的改造和控制作用,矿区呈北西向展布,地层北倾,使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育,从东向西呈叠瓦式推覆,矿井下常见层滑小构造,对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁,主要表现为酸性火成岩侵入体,多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中,下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显,煤质变化大,煤类复杂,以贫煤,无烟煤,天然焦为主。然而,岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小,煤变质程度相对不高,以气煤为主。

(2)地层

芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区,晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积,含多层可采煤层(中煤地质总局,2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征,将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V-01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井,钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层,以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。

从图2中可以看出,山西组10号煤层的电性特征明显,结构稳定,厚度为。其直接底板为砂质泥岩,厚,含水性弱,渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互,表现为高伽马和中高电阻率特征,弱含水,渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为厚的细砂岩,纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为,渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出,从而促进了煤层气的大量生成,有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等,2010),这点在本文后面的讨论中再次得到印证。

下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达,但井身结构不稳定,煤芯破碎,扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩,含水性弱,渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2),渗透性好,若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触,可有效地提高煤层的排烃效率,从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚,顶、底板为泥岩,含水性弱,渗透性差,内生裂隙发育,具有较好的煤层气渗流通道,但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。

CLG09V-01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处,以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层,在本井区不发育。

(3)水文地质

淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱,断层破碎带一般为泥质充填,亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2~3层,一般厚5~20m,单位涌水量·m,最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下,单位涌水量变化较大,在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源,但因其含水性弱,对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征

(1)煤岩、煤质特征

7 号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,内生裂隙发育,煤芯呈块状,玻璃光泽,断口呈阶梯状,网状结构。煤显微组分含量:镜质组为,惰质组为,壳质组未见,无机组分占,镜质体反射率为。煤视密度为,灰分为,挥发分为,固定碳含量为。

8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成,宏观类型为半亮型煤,条痕为黑灰色。煤芯十分破碎,以至于裂隙无法描述,少部分小碎块断口为参差状,呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为,惰质组为,含微量壳质组成分,镜质体反射率为。无机组分含量不高,平均为,一般为分散状粘土,个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为,灰分为,挥发分为,固定碳含量为。

10号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,宏观类型以半亮型煤为主,内生裂隙十分发育,裂隙面光滑平整,面裂隙40~42条/5cm,端裂隙28~32条/5cm。煤芯呈块状,条痕为灰黑色,呈金属光泽和玻璃光泽,断口参差状,具孤立网状结构,裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为,惰质组为,壳质组为,无机组分占,镜质体反射率为。煤视密度为,灰分含量平均为,挥发分平均为,固定碳含量为。

(2)含气量、等温吸附特性

7 号煤的两个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为;干燥无灰基含气量为,吸附时间变化在天,平均天。气体成分以甲烷为主,占,氮气含量,重烃含量极微。等温吸附实验表明,7号煤的原煤饱和吸附量为,干燥无灰基饱和吸附量为,兰氏压力为。从等温吸附曲线上可以看出(图3),原煤等温吸附曲线平缓,干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为;干燥无灰基含气量为,吸附时间变化在天,平均天。气体成分以甲烷为主,占,氮气含量,重烃含量0%~。等温吸附实验表明,8号煤的原煤饱和吸附量范围,干燥无灰基饱和吸附量范围,兰氏压力平均为。从图3中可以看出,8号煤等温吸附性与7号煤相比,其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近,曲率变化明显增大。

10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为;干燥无灰基含气量为,吸附时间变化在天,平均天。气体成分以甲烷为主,占,比前述两组煤层的甲烷含量略低,氮气含量变化在,重烃含量。等温吸附实验表明,10号煤的原煤饱和吸附量范围为,干燥无灰基饱和吸附量范围为,兰氏压力为。从等温吸附曲线上可以看出(图3),相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近,曲率相对较大。

3 生产条件

煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等,2010),这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的,也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲,石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件,而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。

芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层,分别为下石盒子组的7号煤和8号煤,以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高,但随埋深略微增高,煤类以气煤为主。受构造作用影响明显,煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高,甲烷含量高,重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低,但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。

从前述CLG09V-01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩,渗透性极差,按传统的煤层气地质观念来讲,其对煤层气具有较好的保存条件。然而,从煤层气生成的角度来看,较强的封闭性不利于煤层气的排出,反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是,7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育,煤层气的生成才得以持续发生,因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩,渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍,降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩,渗透性好,且煤层厚度适中,煤层受热变质程度最高,因此,煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出,同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。

通过以上分析结合煤层的等温吸附特性,我们可以看出:CLG09V-01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,等温吸附曲线曲率大,兰氏压力低的特点,在三个主要目的煤层中,其生产条件最好,初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育,含气饱和度高的特点,生产条件也是比较好的,特别是8号煤层巨厚,是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓,表明解吸条件相对较差,测试数据也表明其解吸天数是最多的,此外,其兰氏压力也较大,而兰氏体积相对不高。

另外,有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中,将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱,2010)。CLG09V-01井的煤芯样品分析结果表明,本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低,但其对生产条件的影响到底有多大,还需更多的实际资料加以验证,至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明,三层煤的惰质组组分含量几无差别,均普遍偏低,但煤层气解吸时间却相差较大,7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多,10号煤解吸时间最短。可见,惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。

结语

安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部,是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一,也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔-米勒公司(William et al.,2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价,结果均表明该地区煤层气潜力巨大,勘探开发风险较小。

芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程,商业开采也有两年以上,目前的煤层气生产井以直井为主,采取的是套管完井技术,水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产,实现了商业化利用,提高了煤矿安全生产保障。

下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高,中等变质程度,煤吸附能力和煤层厚度适中,顶底板条件好,有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,临/储压力比大,有利于煤层气的产出。

10号煤层的储层压力大,含气饱和度高,煤解吸速率高,对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大,煤层气资源丰富,是煤层气高产稳产的基础,但煤层受构造影响而破碎,在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低,但饱和度较高,顶底板封闭性强,使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补,合理的控制生产节奏,就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造,从而加快厚煤层中煤层气的持续析出,我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等,2010)。

参考文献

黄晓明等,2010.煤层气地质勘探实例分析[M].苏州:石油工业出版社

吴昱,2010.西山矿区煤层气资源可采性评价[J].中国煤层气,(4)

中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局,1996

中国煤田地质总局,2001.中国聚煤作用系统分析[M].徐州:中国矿业大学出版社

William W. Vail and Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession, Anhui, Chi-na Marshall Miller & Associates

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文

( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)

摘 要: 煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型; 煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏，特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回，细划分出优质煤层富含气段; 进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用; 阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征: 指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段，并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段; 由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震 AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U 型井、V 型井钻井技术的适用性及国内应用效果。

关键词: 煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征; 适用技术

作者简介: 赵庆波，1950 年生，教授级高级工程师，中国石油天然气集团公司高级技术专家，中国地质大学( 武汉) 兼职教授; 中国石油学会煤层气学组副组长; 主要从事煤层气勘探开发工作，编写专著 17 部，发表学术论文 50 余篇。地址: 河北省廊坊市万庄 44 号信箱煤层气所。电话: ( 。E mail: zhqib@ petrochi-na. com. cn

Coalbed Methane Accumulation Conditions，Production Characteristics and Applicable Technology Analysis

ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen

( Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang Branch， Langfang 065007 China)

Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas，authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation，late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified，and further more，coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked，unblocked and unsaturated production stages are indicated，and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting，exporting and importing types. According to geological setting，the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO ( Amplitude versus Offset) ，pinnate horizontal multilateral well，ultrashort radius hyraulic jet- ting，U and V type well drilling technique is analyzed.

Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology

1 煤层气成藏条件分析

煤层气成藏模式和成藏期

煤层气成藏模式划分为三类

自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中，构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m，日产气2000m3。

自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的，多为同源共生互动，煤层气一部分以游离态存在于煤层中，有的局部构造高点占主体，早期煤层埋藏深、生气量高，后期抬升煤层变浅压实弱，次生割理发育渗透性好，两翼又是烃类供给指向，在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井，构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好，游离气与吸附气同源共储，煤层深2575m，日产气6500m3。

内生外储型:煤层作为烃源岩，生成的气体向上部或围岩运移，在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏，使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性，可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2015井山西组煤层顶板砂岩厚，压裂后井口压力为，日产气2400m3。

图 1 煤层气成藏模式图

煤层气成藏期划分为三类

早期成藏:随着沉积作用的进行，煤层埋深逐渐增加，大量气体持续生成。充分的生气环境，良好的运聚势能，足够的吸附作用，有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件，为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1)，表现为原生气藏特征。

构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破，即煤层气藏将被水打开，煤层割理被方解石脉充填，则能量将再调整、烃类再分配，古煤层气藏遭受破坏，新的高产富集区块开始形成(图2)。

受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造，抬升使煤层压力降低，气体发生解吸，构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体，使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时，压力逐渐增大，再次生气，背斜翼部气体再吸附聚集，这类气藏多为次生型，δ13C1相对轻(表1)。

表 1 不同类型气藏 CH4含量及 δ13C1分布表

图 2 煤层气运聚成藏过程

开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态，开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态，气水将重新分配，解吸气窜层或窜位，从而形成煤层气开采中的二次成藏，这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。

(1)煤层气二次成藏中的窜位

窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移，水向低部位运移，形成煤粉、气、水三相流，再开发几年进入残余态，微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中，在同一地区，有些井高产，有些井低产，这与他们所处的构造部位有关，解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”，煤层气发生窜位，使得高点气大水少，甚至后期自喷，向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3，表2)。

该地区早期整体排水降压单相流，中期气、水、煤粉三相流，后期低部位降压，高部位自喷高产气井单相流，4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多，目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%，产水不产气分别为12%、19%。

(2)煤层气二次成藏中的窜层

窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:①原断层早期是封闭的，压力下降到临界点后是开启的;②水平井穿透顶底板和断层;③压裂压开顶底板;④开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;⑤煤层采空后顶板坍塌应力释放，底部出现裂隙带。

典型实例分析:

①阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏

采动、采空区:阜新钻井7口，采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气万～万m3，CH4含量大于50%。生产1年，单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气亿m3，90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。

图3 蒲池背斜煤层气开发特征图

表 2 蒲池背斜开发井开采情况

注: 日产气及日产水两栏中分子为四年前产量，分母为目前产量。

图 4 采动、采空区煤层气开采示意图

②直井压裂窜层

蒲南38井压裂显示超低破裂压力，为，低于邻井10MPa以上，初期日产水62m3，4年后目前为，累计产气仅有万m3。

③水平井窜层

FZP031井煤层进尺4084m，钻遇率81%，主、分支共钻遇断层4条，明显钻入下部水层，开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3，累计产气29万m3，累计产水万m3，目前日产气392m3，日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3，日产水5m3。

在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气，二次开发井网找生产中由于开采中压力下降，烃类由吸附态变游离态使气水重新分配，打破原始平衡状态，解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。

有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段

以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征，通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征，特别是全煤层取心观察，以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的，层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境，并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。

平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高，河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。

图5 FZP03 1、FZP03 3 水平井轨迹示意图

表3 鄂东气田 C—P 不同煤岩相带煤质与产量数据表

纵向上: 受沉积环境影响，厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回，亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高; 碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

武试 1 井 9#煤可划分为 4 个层内微旋回 ( 图 6) 。灰分含量: 暗煤 14% ～15%，亮煤3. 7% ～ 5. 1% ; 镜质组含量: 暗煤 23% ～ 49% ，亮煤 66% ～ 79% 。

构造应力场对煤层气成藏的控制作用

古应力场高值区断裂发育，水动力活跃，煤层矿化严重，含气量低; 低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区，并且煤层渗透率高、单井产量高，煤层气保存条件好，煤层没被水洗刷，含气量高。

热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用

高煤阶以小于 0. 01μm 的微孔和 0. 01 ～1μm 中孔为主，一般在 80% 以上，中、微孔是煤层气主要吸附空间，靠次生割理、裂隙疏通运移;

图6 武试1井9#煤沉积旋回图

低煤阶以>1μm大孔和中孔为主，演化程度低，裂隙不发育，大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;

中煤阶以中、大孔为主，中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。

核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱，为特征的双峰结构，与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照，煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔，这说明对于煤层气储层，束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同，这源于不同的孔隙结构(图7、图8)，低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主，高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低，峰值中间零值，低煤阶相反，左峰为不可流动孔隙，右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育)，气井产量越高(图9)。

水动力场对煤层气藏的控制作用

图7 高、低煤阶孔隙结构特征

局部构造高点滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃，符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量<10m3/t、含气饱和度55%，见气慢，单井产量200～500m3/d(图10)。

图8 不同煤阶孔隙分布特征图

图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱

2 煤层气开采特征

对于中国中低渗透性煤层，煤层气井一般为300m×300m井距，单井产量稳产期4～6年，水平井更短，开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段，递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。

构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征

自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位，层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段，这类井多低产(图11)。

图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图

图11 煤层气单井开采特征图

外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出，而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减，这类井多低产，并且产量递减快。

蒲池背斜的P111、PN11、PN25、HP110、HP2113井位于背斜的翼部，属于构造的相对低部位，基本上没有气产出，而产水量较大，分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出，具有输出型的开采特征。

输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点，这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。

蒲池背斜中位于构造高点的PN14、P13、PN27、P15井产气量高而产水量低，这与低部位气体的扩散输入有关，具有典型的输入型开采特征。

降压速率不同形成三类开采效果

畅通型解吸

抽排液面控制合理，降压速率接近解吸速率，有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应，渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定，气泡带出部分束缚水，产量理想(图12Ⅰ)。以固X1井为例，该井排采制度合理，经半年的排水降压后液面基本保持稳定，日产气稳定在4320m3/d以上，目前还保持稳产高产。

图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线

超临界型解吸

解吸速率小于降压速率，降压液面下降速度太快，煤层裂缝、割理产生应力闭合，日产气急剧上升—急剧下降，渗透率下降—稳定，产气效果差(图12Ⅱ)。以固Y2井为例，该井经30余天的排水降压，液面降至煤层以下，由于抽排速度过快，前期产气效果差，2010年7月二次压裂及排采制度调整后，气体日产气量最高达4000m3/d，后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63～87m，造成该井初期是全国单井产量最高(万)而目前是该区单井产量最低的井。

阻碍型解吸

降液速率过慢，解吸速率大于降压速率，有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应，气泡变形解吸困难，降压早期受煤粉堵塞，液面阻力作用解吸不畅通，日产气不稳定，开发效果差(图12Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上，开发效果很差。

煤层水类型及其开采特征

煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水，有外源水区为低产气区。

(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小，开采中后期高部位几乎不产，低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(<10－5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。

(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减，可控制。

有层间水的气井连续降压可控制水产量，提高开发效果。沁水樊庄FzP111井煤层总进尺4710m。2009年4月投产，最高日产水175m3，目前日产气21436m3，日产水，套压，液面4m，累计产水万m3，累计采气814万m3。可以看出，对有层间水进入煤层气井的情况，短期加大排水量，后期日产气持续上升，开发效果较好。

(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大，难控制。

3 煤层气勘探开发适用技术分析

地震AVO技术预测高产富集区

煤层与围岩波阻抗差大，煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点)，这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同，具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水)，煤层段为大截距、大梯度异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。

煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t，日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3，日产气64m3，产水90m3。据此理论，可用地震AVO技术预测高产富集区。

图13 吉试1井5#煤AVO特征图

定向羽状水平井钻井适用地质条件

全国已钻定向羽状水平井160余口，单井最高日产气万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气，集钻井、完井与增产措施于一体，能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统，使同一个地区单井产量可提高5～10倍，适用地质条件有以下10点:

(1)构造稳定无较大断层:FzP031钻遇4条断层，日产气最高1366m3，目前687m3，日产水32～75m3;韩城04、07、09井日产水20～48m3，日产气小于60m3。

(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚<2m，水大气少，SJ61井9#煤厚，顶板灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19个月产水万m3，不产气。

(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。

(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800～1000m的武m11、Fz151井日产气<500m3。

(5)煤厚>5m:柳林CL3井煤层厚4m，最高日产气万m3，稳产160天递减，日产气2807m3，累计121万m3。

(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2～5m)，北部15～22m3/t(盖层厚>10m)，尽管东部比北部浅100～200m，而北部6口井单井平均日产气万m3，东部7口为1869m3，最高3697m3，相距6km单井产量差20倍。

(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析，水平井轨迹:平行煤层产状最好，其次上倾，下倾差;“凸”“凹”型最差。

(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺<2000m的单井最高日产气<800m3，阶段累计采气<万m3。

(9)分支展布合理:主支长1000m左右，分支间距200～300m，夹角10°～20°。

(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率<85%，并投产1年以上，单井平均日产气800m3，最高<2000m3，阶段平均累计采气27万m3。

超短半径水力喷射钻井适用条件

我国利用该技术已钻煤层气井23口以上，效果均不理想。主要原因为低渗透，喷孔直径小、弯曲大，前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm，孔径小，排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。

“山”型井、U型井、V型井钻井适用条件

由于中国煤层气藏具有低渗透的特点，且多属断块气藏，U型水平井沟通煤层面积小，应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上，增产效果不明显。

SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3，累计产气万m3，开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功，低渗透气藏效果差。较高渗透区［(～)×10－3μm2］效果好:彬长、寺河单井日产气万～万m3。

今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验，目前国外利用该技术开发盐岩已成功。

4 结论

(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时，认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类，开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。

(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回，成煤母质控制煤岩组分和单井产量，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高，是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

(3)古应力场低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高;滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。

(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征，由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。

(5)高产井强AVO异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常，为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差，高渗透区效果好。

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为适应煤储层的特殊性，常规的油气生产工艺必须经过较大改进才能用于煤层气的开采。本节主要根据美国黑勇士盆地和圣胡安盆地的商业化生产实践，介绍煤层气生产工艺和流程，以期为未来我国煤层气的产业化生产提供借鉴。

煤层气的地下运移

煤层气主要以吸附状态存在于煤基质的微孔隙中，其产出过程包括：从煤基质孔隙的表面解吸，通过基质和微孔隙扩散到裂隙中，以达西流方式通过裂隙流向井筒运移3个阶段。上述过程发生的前提条件是，煤储层压力必须低于气体的临界解吸压力。在煤层气生产中，该条件是通过排水降压来实现的。因此，在实际的煤层气生产井中，气体是与水共同产出的，煤层流体的运移可分为单相流阶段、非饱和单相流阶段及两相流阶段。

产气量的变化规律

煤层流体的运移规律，决定了煤层气的生产特点。图为典型的煤层气生产井的气、水产量变化曲线，可分出3个阶段：

图 煤层气生产中气、水产量变化曲线

（据苏现波等，2001）

Ⅰ—排水降压阶段；Ⅱ—稳定生产阶段；

Ⅲ—气产量下降阶段

1）排水降压阶段：排水作业使井筒水柱压力下降，若这一压力低于临界解吸压力后继续排水，气饱和度将逐渐升高、相对渗透率增高、产量开始增加；水相对渗透率相应下降，产量相应降低。在储层条件相同的情况下，这一阶段所需的时间，取决于排水的速度。

2）稳定生产阶段：继续排水作业，煤层气处于最佳的解吸状态，气产量相对稳定，而水产量下降，出现高峰产气期。产气量取决于含气量、储层压力和等温吸附的关系。产气速率受控于储层特性。产气量达到高峰的时间一般随着煤层渗透率的降低和井孔间距的增加而增加。在黑勇士盆地，许多生产井的产气高峰出现在3年或更长的时间之后。

3）气产量下降阶段：随着煤内表面煤层气吸附量的减少，尽管排水作业继续进行，但气和水产量都不断下降，直至产出少量的气和微量的水。这一阶段延续的时间较长，可达10年以上。

可见，在煤层气生产的全过程都需要进行排水作业，这样不仅降低了储层压力，同时也降低了储层中水饱和度，增加了气体的相对渗透率，从而增加了解吸气体通过煤层裂隙系统向井筒运移的能力，有助于提高产气量。

气体自煤储层中的解吸量与煤储层压力有关。因此，为了最大限度地回收资源，增加煤层气产量，生产系统的设计应能保证在低压下产气。例如，在黑勇士盆地Deerlick Creek采区，将井口压力从520kPa降至100kPa，气产量可增加25%，经济效益显著提高。

煤层气生产工艺特点

煤层气生产主要包括排采、地表气水分离、气体输送前加压、生产水的处理与净化4个环节。

（1）生产布局

煤层气开发的生产布局与常规油气有较大差异。当煤层气开发选区确定以后，在钻井之前，就应进行地面设施的系统设计与布局。在确定井径、地面设施与井筒的位置关系时，应综合考虑地质条件、储层特征、地形及环境条件等因素。一个煤层气采区包括生产井、气体集输管路、气水分离器、气体压缩器、气体脱水器、流体监测系统、水处理设施、公路、办公及生活设施等（图）。该系统中各部分密切配合，才会使得煤层气生产顺利进行。

图 煤层气生产布局

（据苏现波等，2001）

（2）井筒结构

煤层气开发的成功始自井底，一般井筒应钻至最低产层之下，以产生一个口袋，使得产出水在排出地面之前，在此口袋内汇集。

煤层气生产井的结构是将油管置于套管之内，这种构型是由常规油气生产井演化而来的。这种设计还可使气、水在井筒中初步分离，从而减少地面气、水分离器的数量，并可降低井筒内流体的上返压力。一般情况下，产出水通过内径为10mm或20mm的油管泵送至地面，气体则自油管与套管的环形间隙产出。在黑勇士盆地，套管直径通常为115mm或140mm，而圣胡安盆地通常为180mm或200mm。

除排水产气外，井筒的设计还应尽量降低固体物质（如煤屑、细砂等）的排出量。井底口袋可用于收集固体碎屑，使其进入水泵或地面设备的数量降至最低。在泵的入口处，可安装滤网，减少进入生产系统中的碎屑物质。另外，在操作过程中，缓慢改变井口压力，也有利于套管与油管环形间隙的清洁，降低碎屑物质的迁移。

中国煤层气杂志社

刘洪林 王红岩 李景明 李贵中 王勃 杨泳 刘萍

（中国石油勘探开发科学研究院廊坊分院 河北廊坊 065007）

作者简介：刘洪林，男，江苏徐州人，1973年生，汉族，2005年毕业于中国石油勘探开发研究院，获博士学位，主要从事煤层气勘探开发方面的研究工作。通讯地址：065007河北廊坊市万庄44号信箱煤层气E-mail：。

本研究受到国家973煤层气项目（编号：2002CB211705）资助。

摘要 在美国粉河、澳大利亚的苏拉特等低煤阶盆地煤层气勘探取得突破以前，大家一直认为具有商业价值的煤层气资源主要存在于中煤阶的煤层中，煤阶太低，一般含气量不高，不具有勘探价值。但是近几年来的发现证实，低煤阶盆地煤层厚度大，渗透率高，资源丰度大，含气饱和度高，同样可获得了商业性的气流，而且从其气体的成因来看，其中有很大一部分是生物成因的煤层气。本文利用煤层气成藏模拟装置对低煤阶含煤盆地的煤岩样品开展了成藏模拟，从实验角度证明了中国西北地区虽然煤层煤阶较低，热成因气较少，但是却存在着具有商业价值的二次生物成因的甲烷气，再加上含煤层系众多，煤层厚度大，资源丰度极高，仍具有巨大的勘探潜力。

关键词 煤层气 水动力 成藏

Simulation Experiment of Biogenic Gas in Low Rank Coal of China

Liu Honglin，Wang Hongyan，Li Jingming

Li Guizhong，Wang Bo，Yang Yong，Liu Ping

（Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，Langfang 065007）

Abstract：Before CBMexploration achieved success in the low rank coal basins like Power Rive Basin of the Surat Basin of Australia，People thought that CBM resources with commercial development value mainly stored in medium-high rank coal seams and low rank coal was not worthy of exploration and development due to low gas the exploration practices for recent years proved that commercial CBMproduction could be obtained in low rank coal basins which have thick coal thickness，high permeability，high resource concentration，high gas ，from the cause of formation of CBM，most of CBMin low rank coal belongs to biogenic this paper，the simulation experiment on CBM accumulation in coal samples from low rank coal basin was carried out by using simulation apparatus of CBM experiment proved that commercial secondary biogenic methane gas possibly existed in northwest coal basin although the rank of coal is low and there was little thermal-genic gas in the there are lots of thick coal seams and the resources concentration is high，the exploration prospect of CBM is promising in the northwest coal basins.

Keywords：CBM；hydrodynamic condition；accumulation

前言

进入20世纪90年代，随着煤层气产业的迅猛发展，美国煤层气的资源开发活动不再局限于中煤阶煤储层发育的圣胡安和黑勇士盆地，资源评价和研究工作覆盖了18个主要含煤盆地或含煤区，在其中12个含煤盆地从事煤层气开发活动，煤储层的煤阶从中煤阶扩展到低煤阶和高煤阶，特别是发育低煤阶煤储层的含煤盆地因煤层气资源量较大而受到重视，发育低煤阶煤储层的含煤盆地6个，煤层气资源量10×1012m3，占总资源量的53%，以粉河盆地为代表的低煤阶含煤盆地煤层气商业开发的成功，大大拓展了煤层气勘探开发的视野和领域。粉河盆地位于蒙大拿州东南部和怀俄明州东北部，面积25800km2，为一大型沉积盆地，形成于腊腊米运动造山期，盆地中含有巨厚的晚白垩世煤层，单层厚度达67m，煤层总厚118m。盆地为一不对称向斜，轴部靠近西部边缘，西部边缘以逆断层为界，靠近Bighorn隆起。西部地层倾角5°～25°，东部为翘起端，倾角不超过2°。上白垩统沿东南部和东部分布，古新统Fort Union组沿盆地边缘分布，盆地晚三叠系低界深1067m，粉河盆地煤炭资源量×1012t，镜质体反射率为～，与西北一些低煤阶盆地相似，煤化程度低，含气量为～，但由于煤层厚度巨大，资源丰度大，预测煤层气资源量（～）×1012m3。粉河盆地煤层气碳同位素介于-65‰～-69‰之间，具有明显的生物成因特征，并且在其构造的高部位，生物气经过二次运移而富集，形成较高的含气量和较高的饱和度，有较高的渗透率，含气饱和度为80%～100%，钻井深度一般不超过305m，产气量为110～5976m3/d，产水量为45～69m3/d，最好的产气远景区是砂岩体附近与差异压实作用有关的构造高点、紧闭褶皱形成的构造高点以及煤层上倾尖灭的部位，并在该部位伴生有为非渗透性页岩所圈闭的游离气。

中国低煤阶煤储层非常发育。全国垂深2000m以浅的煤炭资源量为55697×108t，低煤阶煤储层占到煤储层的一半以上。低煤阶煤储层形成于早中侏罗世、早白垩世、第三纪等成煤期，其中早中侏罗世、早白垩世是中国重要的成煤期，早中侏罗世成煤作用主要发生在西北地区，煤炭资源量占全国的[1]，新疆准噶尔、吐哈、塔里木盆地、伊犁和焉耆是低煤阶煤储层发育的典型的大型内陆盆地，煤层厚度大，煤层最大累厚近200m，最大单层煤厚逾100m，煤层层数超过50层[2]。中国西北地区低煤阶煤储层煤层气资源量丰富，早中侏罗世煤储层煤层气资源量超过10×1012m3[3-4]。随着美国低煤阶煤层气藏商业开发的成功、国内煤层气勘探开发工作的推进，在近期低煤阶煤层气藏受到了越来越多的关注，有望成为新的研究热点和煤层气勘探开发新领域[5，6，7]。但是中国西北地区与美国的粉河盆地、尤因塔盆地和澳大利亚的苏拉特盆地相比，在进入第四纪以来气候虽然总体较为干旱，但是部分地区由于受到天山影响，水动力仍非常活跃，具备二次生物气生成的可能，如位于天山北坡的准南地区、焉耆地区和伊犁地区。

1 研究区的煤层气地质概况

本次工作研究，重点对水动力较为活跃的伊犁和焉耆进行了采样，研究较强水动力条件下煤层次生生物气的生成问题。

伊宁地区

伊宁含气区块位于新疆维吾尔自治区西部伊犁自治州境内，区内为低山—丘陵及伊犁河畔冲积平原，含气区内地势西高东低，北高南低，属典型大陆性气候，盆地内先后由煤炭、石油、地矿部门进行过石油勘探及物探，煤炭部门在盆地边缘及局部进行过煤田勘探。特别是近几年来，随着油气勘探工作的进展，在盆地内，已进行了部分钻探实物工作量。该区含煤地层为侏罗系中统西山窑组，下统三工河组和八道湾组，主要为一套河湖相的灰、灰白色含砾砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。伊宁含气区块侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。西山窑组主要为一套浅灰色含砾粗砂岩，灰白色中、细粒砂岩，深灰色泥岩、砂质泥岩夹煤层，在区内北部地层厚度一般211～552m，含煤10～15层，煤层单层厚度相对较小，层数较多，反映成煤环境震荡性较强。南部一般厚度为102～132m，含煤4～6层。单层厚度相对较大，层数相对较少，反映成煤环境较稳定。八道湾组主要为一套灰白色含砾粗砂岩，中、细粒砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。在区内北部厚度一般在342～452m；南部厚度在60～150m。在北部含可采煤层10层，厚度15～68m，据（伊参1井）资料，可采煤层厚度为88m。在南部煤层厚度相对较小。煤质分析资料表明，该区侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组煤层，原煤灰分含量在～，一般含量在12%～18%，其变化特征属中—低灰、低硫—特低硫、低磷煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。

伊宁含气区块侏罗系中、下统沉积之后，受燕山构造运动的影响，褶皱、断裂使含煤地层遭受不同程度的改造。现构造形态主要表现为不对称的复式向斜，呈近东西向展布。含煤地层倾角一般在20°～30°之间，其中北部相对较陡，南部较缓。断层多发育在褶皱轴部，以逆断层为主，断层线呈北西西向展布。从构造展布特征分析，构造相对较简单，有利于煤层气的勘探开发。八道湾组和西山窑组煤层组埋藏深度0～2000m，分布面积约3445km2，占含煤地层分布面积的82%。从构造赋存地质条件分析，构造较简单，有利于煤层气的勘探开发。该区侏罗系中、下统煤层煤级为长焰煤，煤层气地质资源丰度为×108m3/km2，资源丰度较高，有着较好的勘探开发前景。

焉耆地区

焉耆含气区带侏罗系中、下统是主要的含煤岩系。侏罗系中、下统是在盆地经历了印支末期构造运动，三叠系遭受不同程度抬升剥蚀后，盆地又逐渐下降，接受该套内陆含煤碎屑建造。八道湾组沉积时，盆地受南缘库克塔格山和北缘南天山差异抬升隆起作用，呈现为南低北高的古地貌。由于古气候温暖潮湿，有利于植物的生长，植被茂盛，森林密布，形成大面积泥炭沼泽，为形成厚煤层奠定了物质基础。据本区哈满沟、塔什店矿区资料，本组煤层称A组，含煤3～14层，累计厚度10～30m，一般厚度10～15m。盆地内石油钻井钻遇本组煤层厚度一般30～40m，最厚可大于60m。煤层空间展布特征为东部厚度相对较薄，一般厚度10～15m，而西部较厚，在四十里城一带最厚可大于60m。

西山窑组沉积时，气候温暖潮湿，地势相对平坦，形成大面积泥炭沼泽，有利于成煤物质的生长，为形成厚煤层奠定了物质基础。据盆地内煤田及石油钻井资料统计，本组含煤5～10层，可采煤层厚度10～40m之间，一般厚度10～30m之间。焉耆含气区带侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。其中侏罗系下统八道湾组煤层厚度大，稳定性强，煤层气勘探开发潜力较好，是煤层气勘探开发选区评价的主要目的层。

本区内目前煤矿开采以西山窑组煤层为主，煤质分析资料较少。据塔什店矿区分析资料统计，煤层分析基水分含量平均在 ～，分析基灰分含量在～，挥发分产率在～，硫分含量在～。煤层水分含量中等，灰分、硫分含量较低，属特低—低灰、特低—低硫煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。

焉耆含气区带大地构造位于库鲁克褶皱带和天山褶皱系南天山褶皱带之上，是受海西期—印支期构造作用的影响在夷平面的基础上形成的中生代含煤盆地。中生界沉积之后，经历了燕山和喜山多次构造运动的影响，改造后的侏罗系中、下统含煤地层形成了复杂多样的构造面貌。本区中生代以来构造演化大致经历了燕山、喜山二期，使盆地内侏罗系中、下统含煤地层遭受强烈抬升剥蚀，煤层压力降低，吸附在煤层中的气体解吸扩散，含气量降低。埋藏深度600～2000m 区，累计分布面积约930km2，占含煤地层分布面积的39%。主要分布在西部塔什店矿区，中东部盐家窝及库木布拉克等地，是煤层气勘探开发深度较理想的区域。

据钻井及矿井煤层采样分析资料及埋藏深度资料综合分析，焉耆含气区带侏罗系中、下统煤层埋藏深度2000m以浅区煤级以气煤为主。焉耆含气区带侏罗系中、下统以往煤田地质勘探程度相对较低，有关煤层含气量资料也较少，矿井开采深度较浅（一般在100～300m之间），相对瓦斯含量也较低。

2 煤层气成藏模拟实验装置和原理

煤层气成藏模拟装置的特点是模拟地层温度、压力、地层流体介质下煤层气富集成藏过程，它可以通过模拟不同物性组合、不同介质、不同充注压力、不同运移方式煤层气成藏过程，获取不同模拟条件下的物理和化学参数，确定煤层气不同运移条件下的边界条件。设备主要由气体增压泵、恒温箱、仪表控制面板和计算机采集-处理系统。其中控制面板包括压力控制子面板、温度控制子面板、平流泵控制子面板、真空泵控制按钮、流程图；恒温箱内放有多功能模型仓Ⅰ、多功能模型仓Ⅱ和参考缸；计算机采集系统包括一套数据采集模块和数据处理软件。图1是装置原理流程，装置考虑采用不同岩心、不同岩性、不同气体介质进行工作，同时进行精确计量。把设计制作后的岩心组合装进多功能模型仓，利用气体增压泵维持环压，利用平流泵提供不同的流体介质、不同充注压力，通过温度和压力仪表以及传感器采集温度和压力数据，并经过数据处理软件分析温度压力数据。

在自然界中，已知的产甲烷菌中有一半可利用甲酸盐形成甲烷。甲酸盐首先转化成CO2和H2，然后再通过还原反应生成甲烷。在自然界中能够利用氢还原二氧化碳及利用醋酸盐发酵的产甲烷菌的存在是生物成因的煤层气成藏的必要条件。与近地表甲烷生成过程研究相比，地下（十几米到几百米深度）甲烷生成的研究工作相对较少。在地下环境中，对于甲烷的产出来说，沉积物必须具备使产甲烷菌得以生存及繁殖的孔隙空间。对此，低煤阶煤层中发育的孔隙空间和裂隙系统对甲烷菌的生成是非常有利的。甲烷生成菌不具有直接分解煤层的能力，要形成甲烷须有一个前期阶段，即主要依酸发酵菌和还原菌分解类脂化合物和大分子聚合物如纤维素和蛋白质等；接着微生物进一步脱去长链酸（和乙醇以上的醇）的氢而生成氢、甲酸、乙酸、二氧化碳和醇等。甲烷菌由此取得碳源和营养而生存，并以此为基质进行生物化学和新陈代谢作用产生甲烷。

图1 FY-Ⅱ型煤层气成藏模拟装置流程示意图

3 生物成因煤层气成藏实验过程

煤矿煤岩样品的产甲烷菌检测实验

为了研究伊犁盆地和焉耆盆地低煤阶生物成因气体，在盆地中部分煤矿工作面采集煤层样品密封在解吸罐中，然后送达实验室，在无菌操作条件下，通过对岩样稀释并加入培养基在不同温度条件下培养之后，检测样品中有无微生物存在，并检测微生物种类及数量。经过实验研究，发现在大多数的煤岩样中均检测到了微生物和产甲烷菌的存在（见表1）。

表1 伊犁和焉耆部分煤样的细菌检测结果

甲烷菌煤层产气实验

为了避免煤层原来吸附的甲烷气体的影响，将上述部分密封岩样进行自然解吸，直到再没有气体解吸出来，然后往样品内注入产甲烷细菌进行产甲烷量实验。甲烷菌种泥培养、驯化-接种试验是在农业部成都沼气研究所完成的。实验中采用制取悬浮性接种物方法，弃去了一次富集培养中非活性有机物的绝大部分，再经过二次富集提高微生物的浓度与活性。实验结果表明各种煤岩样品均能产生甲烷气。图2是各岩样产甲烷量曲线，在80天以前产甲烷量是不断增加的，80天之后，产甲烷量呈下降趋势，总之，两地的煤岩样品都能产生一定量的生物甲烷气。这只是模拟实验的结论，自然地质条件下细菌群落的生存条件远不如实验室优越，产甲烷过程不可能在几十天之内完成，而是在一个非常漫长的地质过程中缓慢进行的，但是低产量长时间的累积效应仍然可以产生巨大的甲烷量。

图2 伊宁和焉耆地区煤岩样品产甲烷菌实验

生物甲烷气成藏模拟实验

把接种过甲烷菌的煤层样品放入成藏模拟装置内，在35oC的恒温状态下，开始培养，观测煤岩样品生气过程。经过近两个月的连续实验得到一条压力-时间曲线。经分析认为曲线存在两个明显的曲线段，第一阶段为快速生气阶段，第二阶段为生气-吸附平衡阶段（图3）。对最后生成的气体进行了分析，其所产气体成分主要为CH4、N2和CO2。除个别样品外，绝大多数样品所产气中C2+含量很低，甲烷碳同位素值相差较大，从-56‰～-67‰，表明为生物成因气体。

图3 煤样生物成气后吸附过程中的压力-时间变化曲线

4 实验结果及其讨论

（1）模拟试验表明，一方面在我国西北地区低煤阶煤层中存在产甲烷菌，另一方面证明了低煤阶的煤层可以作为二次生物气的来源。根据资料，伊犁盆地浅部的煤矿区在侏罗系煤层中所产气的δ13C为‰～‰，显然属于生物甲烷气。

（2）与高煤阶相比，低煤阶一般埋藏较浅，孔隙空间较大，适合产甲烷菌的生存和繁殖，所以国内外的低煤阶盆地多发现生物成因的煤层气富集成藏。

（3）在我国西北地区，由于煤阶普遍较低，热成因甲烷生成量有限，次生物成因气生成量巨大，特别是在焉耆和伊犁地区，煤层层数众多，地下径流活跃，煤层中有大量甲烷菌繁殖，有大量的二次生物成因气生成、运移，如遇到断层遮挡、煤层尖灭等圈闭条件，就有可能形成较高的饱和度，形成具有商业价值的煤层气藏群。

参考文献

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陈润1 秦勇2

基金项目:国家重大专项(2011ZX05042-01-02),中国矿业大学青年科技基金A类项目(2010QNA09)和中国矿业大学青年教师启动基金资助。

作者简介:陈润,男,1979年生,江苏宿迁人,博士,助理研究员;从事煤层气与CCS研究。地址:(221008)江苏省徐州市中国矿业大学低碳能源研究院。电话:。E-mail:

(1.江苏省煤基CO2捕集与地质储存重点实验室(中国矿业大学低碳能源研究院),江苏徐州 221008;2.中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州 221008)

摘要:CO2的煤层封存是-当今节能减排的研究热点。认为CO2煤层封存是通过物理、化学以及微生物转化等方式实现,煤层封存CO2除对地下水以及上覆盖层岩石产生影响外,还可能诱发地震等地质灾害。为了保证煤层封存CO2的安全性与长久性,有必要对CO2在煤层中的运移状况进行监测。基于此,本文论述了目前CO2煤层运移的监测技术,指出CO2煤层封存及监测技术有待深入并加以系统化。

关键词:CO2 煤层 封存 影响 监测

Advance of CO2 Sequestration Effect in Coal Seams and Its Monitoring

CHEN Run1, QIN Yong2

( Key Laboratory of Coal-based and Geological Storage (Low Carbon Energy Institute, China University of Mining and Technology), Xuzhou, Jiangsu 221008, China; of Resource and Geosciences, China University of Mining and Technology, Xuzhou, Jiangsu 221008, China)

Abstract: CO2 sequestration in coal seams is a focus of saving energy and reducing greenhouse gas emissions at is considered that CO2 sequestration in coal seams can be implemented through physical, chemical and microbial is found that CO2 sequestration in coal seams except effects on groundwater, microbes and rocks, geological hazards such as earthquake might be order to ensure the safety and longinquity, the monitoring of CO2 migration in coal seams is on this, the technologies of CO2 migration moni- toring in coal seams are discussed, and it is pointed out that the study of technologies of CO2 sequestration in coal seams and monitoring should be furthering and systematization.

Keywords: CO2; Coal seam; Sequestration; Effect; monitoring

1 引言

人类使用化石燃料排放的CO2气体是一种导致全球变暖的温室气体,其大量排放会带来一系列的自然灾害,从而CO2的减排工作引起世界各国政府与社会各界广泛关注。目前,我国CO2的排放总量仅次于美国,居世界第二位。如何将CO2气体有效封存成为我国环境乃至全球环境问题的一个重要议题。煤层气地质研究表明煤吸附CO2的能力比CH4强,众多研究者提出煤层注入CO2强化CH4产出(唐书恒等,2004;吴建光等,2004;苏现波等,2008)。基于此,笔者探讨了CO2煤层封存机制、CO2封存对煤储层环境影响以及CO2地下运移监测技术,以期为CO2煤层封存与驱替煤层气开发服务。

2 CO2煤层封存技术

煤层封存CO2可通过物理封存、化学封存以及微生物转化等机制实现。在已知的CO2煤层封存技术中,物理封存能力最大,煤层微生物转化最具前景。

物理封存

CO2的物理封存是一种不改变CO2理化性质的封存方式,被看做是天然气开采的逆过程。煤层封存捕获CO2与其他地质体相比既有相同之处,但也存在差异。一方面,在CO2注入煤层初期,煤层捕获CO2也是通过上覆岩层隔挡来实现。即CO2注入煤层后,由于上覆的页岩和粘土质岩类低渗透性而阻挡了CO2向上运移,形成了压力封存箱。另一方面,在高压条件下,煤对CO2吸附能力要比CH4大得多(苏现波等,2008),被压力封堵在煤层的CO2运移一定距离后很快就在煤表面吸附捕获,驱替煤表面吸附CH4产生;实现煤层物理封存CO2的方式转变,同时实现强化煤层气产出的功效。

此外,在一些含水煤层,CO2的物理封存还包括CO2的水溶封存以及其水合物封存等。在高压条件下,CO2在水中的溶解度是极其可观的(陈润等,2007),溶解作用也对CO2煤层封存起到了一定作用,但一般煤层含水性较差,CO2水溶封存在CO2煤层封存中一般不予考虑。CO2水合物封存具有很强的封存能力,但由于其封存需要极其苛刻的温压条件,在煤层封存CO2中很难实现。

化学封存

CO2的化学封存是CO2与其他物质发生化学反应生成新物质而实现CO2固定的一种方法。一般情况下,煤层这种特殊的储层存在渗透率各向异性(KelemenSR et al.,2009),即沿水平方向的渗透能力较强,锤直方向则相对较弱。而这种各向异性表现为煤层沿水平一侧或多侧开口,有利于CO2在盖层下侧向流动。随着运移的进行,CO2与煤中矿物质以及围岩中矿物发生化学反应,实现化学封存。该封存方式随着矿物的类型不同而有显著差异(于洪观,2005)。

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

从而,CO2通过溶蚀作用形成碳酸盐或碳酸氢盐不溶物或可溶物而实现了地质封存。

地下微生物转化

CO2的地下微生物转化利用是少有人涉足的领域,仅有的研究表明:地质条件下注入CO2和H2经微生物转化生成CH4(夏遵义等,2004),这样即实现了CO2封存,又生成了新的能源。由于研究中人为加入了H2,使得储层条件下(少氢气)能否实现CO2的微生物自然捕获并转化有待进一步验证。但相关研究表明:煤储层条件下产氢菌的大量存在是CO2微生物转化的一个有利条件(夏遵义等,2004),其他类型化学反应或低价含铁矿物的蚀变也都可能为产甲烷菌转化CO2提供必要的H2。如生物膜——岩石相互反应、岩浆热液流、水的辐射分解等(徐永昌,1994)。可见,CO2的地下微生物转化在一定的地质条件下是可以实现的。

CO2的微生物封存可实现CO2的永久转化,减少CO2的大气排放,达到减缓温室效应的目的;同时CO2的地下微生物转化具有可观的能源生成前景。但由于地下微生物作用要具备苛刻的环境条件,微生物转化CO2能力还有待进一步研究。

3 CO2封存对环境的影响

地下水污染

CO2封存对地下水污染是多方面的。CO2在水中溶解量增加,会降低地层水的pH值,导致地下水酸化。研究表明,1kg水中溶解1摩尔CO2溶液的pH值为(孙茂远等,1998);研究也表明地下水的酸性不断增强,致使地层中许多微量元素被溶蚀在地层水中富集。CO2对地下某些重金属或其有机化合物大量溶蚀时,则可能严重影响人类工业、农业和生活用水的安全和健康。Wang和.Jaffe(WangS et al.,2004)采用化学模拟的方法,将CO2注入到100m深处让其向浅部含水层运移(中间层位富含一定浓度的硫化铅)。结果发现,在缺少束缚的条件下,封存的CO2充分溶解,导致地层水中大量有害的矿物硫化铅从固体中溶出,造成以注入点为中心的CO2晕,方圆几百米内的地层水受到了严重污染。

岩体变化

如前文所述,随着煤层CO2注入量的增加,CO2注入井附近煤储层负荷压力增加,导致CO2在煤层水中的溶解度增大溶蚀煤中的矿物,改变煤岩对原有矿物的束缚性,降低煤岩及上覆盖层的力学强度,造成岩层断裂;同时,由于煤储层吸附大量的CO2气体发生膨胀效应(KaracanCO,2007;SiriwardaneHJ et al.,2009),减小煤中孔裂隙空间,降低煤储层的渗透率。在地下水存在的情况下,CO2的大量溶解也可能使地层水中的一些矿物沉淀或析出,堵塞煤中通道孔隙。

诱发地质灾害

CO2注入煤层进行封存使得煤层所受有效应力增加,如果注入压力超过上覆地层所能承载压力时,将可能诱发上覆盖层断裂以及断裂沿一定方向移动。该现象反映到地表为地质变形、坍塌等地质灾害。在一些高压层位,伴随着一系列裂缝产生和断层的活动,也有可能诱发地震这种高危害地质灾害。如:美国科罗拉多州Rangely油田,就发生过因向其孔隙中注入流体而导致微地震产生的事件(Gibbs J Felal.,1973);同样由于向深部钻井中注入废液,德国大陆深钻工程(Shapiro S A et al.,1997)和加拿大艾伯特冷湖油田(Talebi S et al.,1998)都曾诱发过中等级地震;美国还曾因此诱发强度高达为级O-hio地震和级Denver地震(Bert M et al.,2005)。

对煤层微生物影响

煤层封存CO2对其中存活的微生物通过多方面产生影响。一方面,pH在之间适宜大部分产甲烷菌生长,而pH介于之间其活性最强(郭泽清等,2006)。煤层水酸化使得产甲烷菌活性降低,生长受到抑制,降低固定CO2能力。另一方面,煤层水的酸化可大量溶解岩石中碱金属元素和微量元素。如果煤中Na,K等离子大量溶解会抑制产甲烷菌的活性;与此相反,Fe,Co,Ni,Se等离子溶解则会增强产甲烷菌活性(祖波等,2008)。可见,金属离子和微量元素的溶解对产甲烷菌的影响应根据地质环境具体分析。

4 CO2运移监测

当CO2注入煤层时,其注入速度及注入量对封存效果及安全性产生重要影响,故开展CO2煤层运移监测是非常有必要的。如前文所述,当CO2注入煤层后,极易对煤层及围岩以及存活于其中的微生物产生影响,故监测多从CO2本身或其对煤层及其围岩地层产生的影响进行开展。目前监测技术主要分为物理监测和化学监测。

物理监测

物理监测有储层压力监测、测井、地震、电磁手段以及地表变形等多种方法(Preston C et al.,2005)。目前使用最广、技术最成熟的是三维地震监测技术和测井监测技术。三维地震监测是通过监测煤层CO2注入量随着时间偏移的变化来实现。即:随着CO2向煤层不断注入,煤吸附气体的饱和度、煤孔隙压力、气体饱和度以及流体运移方向都将发生变化,不同时期观测到的地震资料属性也将发生变化。该方法利用两次或多次观测对比,推断CO2的运移情况。除了人工源地震以外,煤层注入CO2所造成的盖层断裂及其微小震动在监测的过程中都可以加以利用。而电法、电磁法以及重磁法等监测技术都不如地震监测来的直观、准确和形象。

化学监测

地球化学成分的变化也可以有效地反映CO2在煤层中的运移状况。CO2注入煤层后,极易与煤层内的气、水以及围岩发生物理和化学反应,最为明显的变化是流体中酸度增加,尤其酸式碳酸盐离子。通过采集煤层气体和地下水层样品分析CO2的含量或根据水中碳、硫稳定同位素的特征直接测量。Emberley等(2004)研究加拿大Weybum油田封存CO2发现,CO2注入储体后其碳同位素相比注入前存在一定的差异。此外,化学监测与示踪剂联合使用不失为一种较为理想的监测方法。它通过监测CO2碳同位素以及外加示踪剂在煤层中的运移情况来反映CO2在煤层中的平面展布,通过时间偏移来反映CO2在煤层中的运移情况。

5 结语

CO2的煤层封存通过煤层物理封存、化学封存以及微生物封存三种途径来实现。其封存项目的实施除了具有减排、增产效应外,还可能带来一个极大的附加值——生物甲烷生成。最重要的是,CO2煤层封存对地质体具有一定的影响,其污染甚至可能威胁到人类健康。为此,在CO2封存的过程中,在保证CO2注入速度和注入压力的合理性的前提下,监测CO2在煤层中的运移与分布情况也非常重要。目前,CO2地质封存可行在不断细化,CO2地质封存的影响与危害的认识也在不断强化,因此,CO2地下运移的监测技术也需要不断更新。而我国在该方面的研究更是刚刚起步,仅有的试验井也以强化煤层气产出为目的,对CO2封存效果及其对地下环境的影响、危害及其监测甚少(中联煤层气有限责任公司,2007)。因此,相关认识和论证工作亟待深入开展,逐步实现系统化,为CO2煤层封存技术工业化实施扫除障碍。

参考文献

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张兵 叶建平 张晓朋

( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘 要: 目前，向深部煤层注入/埋存二氧化碳开采煤层气技术已经发展到微型先导性试验阶段，世界各国所做试验结果都表明该技术能够提高煤层气的单井产量和采收率，同时能够实现二氧化碳的埋存。但是，针对注入二氧化碳之前的选区评价研究较少，主要针对盆地级别的基础参数评价，没有进行系统的研究。本文以注入二氧化碳开采煤层气的可靠性和经济性两个基本原则，将选区分为盆地和有利区带评价两个层次，针对影响选区评价的地质、工程和经济因素，总结出五大方面 17 个影响参数，划分出各参数的评价指标。利用层次分析法对沁水盆地柿庄北区块和新疆硫磺沟区块进行了评价，优选出适合深煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气的区域。

关键词: 深煤层 注入 二氧化碳 煤层气 选区 评价体系

基金项目: 科技部国际科技合作项目 ( 2007DFB60050) “深煤层注入/埋藏 CO2开采煤层气技术研究”。

作者简介: 张兵，男，1982 年生，工程师，现从事煤层气勘探开发研究工作。地址: 北京市东城区安外大街甲 88 号 ( 100011) 。Email: bzh010@163. com。

Deep Coal CO2Sequestration and Enhanced Coalbed Methane Production Selection Evaluation Technology

ZHANG Bing YE Jianping ZHANG Xiaopeng

( China United Coalbed Methane co，ctd. Beijing 100011，China)

Abstract: At present，the deep coal CO2sequestration and enhanced coalbed methane production selection evaluation technology has been developed to the micro-pilot test stage. Test results around the world have shown that the technique can improve the CBM production and coalbed methane recovery， CO2can be sequestrated. However，there is little research about the selection evaluation technology of deep coal CO2seques- tration and enhanced coalbed methane production，the main research is the basis for basin-level parameters of e- valuation. In this paper，reliability and economy of injecting CO2into coal seams are two basic principles. The con- stituency is divided into two-level zone of the basins and favorable area. This article summarizes five major aspects of 17 parameters from the evaluation of geological，engineering and economic factors. They are analyzed by the e- valuation index of each parameter. In this paper，Shizhuang North Block of Qinshui Basin and Liuhuanggou Block of Xinjiang are evaluated using the analytic hierarchy process. Coalbed methane extractions zone that suitable for deep coal CO2injection / burying are selected.

Keywords: Deep coal; injection; CO2; coalbed methane; selection; evaluation

深部煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气(CO2ECBM)技术是指通过向煤层中注入一定量的二氧化碳，利用CO2更容易吸附到煤层表面上的性质，置换出更多的甲烷，提高煤层气井的单井产量和采收率，将大量的温室气体埋藏到煤层中。该技术一方面能实现CO2埋存，另一方面可提高煤层气井产量。

目前，美国、加拿大、波兰、中国和日本都进行了微型先导性试验。多次试验结果表明向煤层中注入二氧化碳能够提高煤层气井的产量和埋存CO2(叶建平等，2007;中联煤层气有限责任公司，2008;Scott Reeves et al.，2002;Van Bergen et al.，2003;，et al.，2004;Reeves al.，2005; al.，2007;，2008;)。但是，并不是所有的含煤地层都适合该技术，在注入CO2前进行深部煤层注入/埋存二氧化碳开采煤层气选区评价是非常必要的。到目前为止，针对注入二氧化碳之前的选区评价研究较少，主要针对盆地级别的基础参数评价，没有针对选区评价进行系统的研究。

1 选区的基本原则

深煤层中注入/埋藏二氧化碳开采煤层气选区需要遵循两个基本原则:一是可靠性，即选择的地点必须能够将CO2长时间埋藏在地层中;二是经济性，即该技术的应用能够创造经济效益。

大量的CO2需要长时间或者永久的被埋藏在煤层中才能起到减少温室气体的作用。CO2泄露出来，将会影响到地层水和土壤，对注入地区环境造成影响。

深煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气的技术已经达到微型先导性试验阶段，大范围的推广需要该技术应用具有经济性。国内没有对埋藏CO2进行补偿的政策，如果大规模的埋藏CO2必须选择在能够产生经济效益的地点实施。

2 选区阶段划分

深煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气选区是分析和评价某一特定区域(小至一口井的影响范围，大至全盆地)地下煤层埋藏CO2与开采煤层气能力的一项工作。选区按含煤盆地(坳陷)和区带两个层次进行评价。由于各个层次的规模、对象不同，评价的内容、要求和方法也不同。在选区过程中，先进行盆地的优选，然后针对有潜力的盆地进行区带的筛选。通过地质评价、埋藏量的计算、风险分析和经济分析等环节来实现有利区带的优选。

盆地评价

盆地评价是区域性评价的基本单元，是在对盆地基本地质条件(包括盆地类型、构造、沉积、地热等)、盆地煤层气地质条件(包括含气量、煤层气丰度和煤炭储量等)、煤矿开采、钻井情况、基础设施等进行综合分析，计算相关的评价参数，估算煤层气资源量和二氧化碳可埋藏量。针对各个参数进行盆地级别的评价，选出优势盆地。

有利区带评价

在优势盆地选区的基础上，根据可获得的采矿数据和煤岩特征参数(包括工业分析、元素分析和镜质组反射率等)评价煤田的范围和品质。根据井下岩心分析测试，确定煤层含气量、渗透率、等温吸附特征、含气饱和度等。针对各参数进行综合评价，优选出适合煤层中注入/埋藏二氧化碳开采煤层气的有利区带，并对所在地区的交通和天然气需求等情况进行评价，利用层次分析法确定最有利的区带。

3 选区评价指标体系

目前，国际上对煤层中注入/埋藏二氧化碳开采煤层气选区评价主要针对地质埋藏潜力进行分析，并且是以大的盆地为评价单位，评价系统只包括地质因素，较少的对埋藏CO2的经济性进行评价。

本文针对ECBM项目所涉及的主要因素进行了评价，包括煤层气的资源潜力和CO2埋藏潜力、CO2埋存的安全性、CO2供给能力、注入地点的工程控制程度和市场潜力等五大方面17个参数进行评价。

指标Ⅰ———煤层气资源潜力/CO2埋藏潜力

煤层气的资源潜力

煤层气资源潜力可以用待选点的煤层气资源丰度来判定，它能够代表待选点煤层气开发潜力。煤层气资源丰度以亿m3/km2作为单位，它是吨煤含气量和净煤厚度的函数。

煤层气资源丰度由下式计算:

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:A为面积，km2，取1km2;H为煤层的有效厚度，m;nc为煤的密度，t/m3;fa为煤中的灰分占煤的质量分数，%;fm为煤中的水分占煤的质量分数，%;GCH4为含气量(空气干燥基)，m3(气)/t(煤);

CO2埋藏潜力

它与煤层气资源潜力有密切的关系。本文同样采用单位平方公里能够埋存二氧化碳的量来表述，以亿m3/km2作为单位。

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:A为面积，km2，取1km2;H为煤层的有效厚度，m;nc为煤的密度，t/m3;fa为煤中的灰分占煤的质量分数，%;fm为煤中的水分占煤的质量分数，%;GCO2为二氧化碳在原始储层压力下的吸附量(空气干燥基)，m3/t。

为了方便对比CO2在某一区带的埋存潜力，只计算原始储层压力下的最大埋藏量。本次研究具体评价指标分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。采用单位面积埋存量大于等于2为Ⅰ类，大于1小于2的为Ⅱ类，煤层气资源丰度小于等于1的为Ⅲ类(表1)。

表1 煤层气资源/CO2储存潜力评价表

指标Ⅱ———埋存的风险

CO2能被大量的长期保存在地层中是主要目的之一。影响埋存时间长短的影响因素主要是埋存地点的地质和工程条件，包括埋存深度、埋存层位上部盖层的厚度及封闭性、埋存地点断层发育的复杂程度与封闭性，以及与埋存地层连通井的封闭性。

(1)煤层深度。根据目前国内煤炭开采深度大部分都在0～1000m范围。煤层中埋藏二氧化碳需要选择深部非开采煤层。

(2)盖层的封闭性。由于在CO2注入过程中，需要尽量保持井底压力低于煤层的破裂压力，但是注入压力会逐渐大于煤储层原始压力，因此煤层上部盖层的封闭性非常重要。一般认为泥岩或页岩作为盖层的密封性最好，其次是致密砂岩。盖层的厚度越大，封闭能力越好。

(3)断层的发育。在封存地点有大的断层发育，并且断层是开启状态，那么CO2将沿着断层裂缝运移到其他的地层或者到地面。

(4)埋藏区废弃井的处理。如果注入区块内已经有煤田勘探钻孔或者煤层气废弃井，需要对这些井的处理情况进行监测。

(5)地震发生概率。将CO2埋存到地下的时间有效性目前并没有明确的说法，一般认为至少在100年以上才有控制温室气体排放的效果。因此，要求优选的地区地壳比较稳定，不易发生地震。

本文将以上五个风险因素划分三个层次进行评价(表2)。

表2 埋存的风险评价表

指标Ⅲ———CO2供给潜力

要使CO2－ECBM项目具有经济效益，必须有大量廉价的CO2源。

(1)CO2的捕获成本。目前中国进行烟道气的回收电厂都分布在东部地区，距离煤田很远，运输费用很高。在这种情况下，CO2运输成本太大。另一个可选择的来源是利用纯净的CO2源。例如，从氢气生产炉的尾气中进行提纯CO2，这时CO2捕获成本将大大降低，从而能提高CO2－ECBM技术的经济性。

(2)CO2的运输成本。CO2的运输方式包括汽车运输、管道运输、火车运输和船运。在中国西部地区进行船运的可能性几乎为零。微型试验要架设CO2的专门运输管线的成本过高。火车的运输成本较低，但需要再转为汽车运输到注入地点。汽车的单公里运输成本最高，但对于距离小于100km的情况，这种运输方式是较方便和经济的。

(3)CO2埋存后的安全性。深部煤层注入/埋存二氧化碳开采煤层气要求注入气体CO2的浓度在90%以上即可。但是，如果混合气体中含有有毒或者污染环境的气体也是非常危险的。因为注入的气体可能跟随采出的煤层气到地面污染环境或者对人类的安全造成危害。

本文对5个与CO2供给潜力有关的参数进行评价，并且划分为三个层次(表3)。

表3 CO2供给潜力评价表

指标Ⅳ———注入地区工程控制程度

为了正确地评价项目，必须获得一些地质和工程资料。数据资料不充足将增加评价过程中的不确定性。注入CO2最好选择勘探成熟的地区。

通过数值模拟认为在煤层气井达到高峰的时候注入CO2能达到提高产量的最好效果。具体分析见图1。

图1 不同阶段注入二氧化碳开采煤层气的数值研究

a)没有注入CO2情况下，煤层气井的生产情况。

b)对于CO2减排的角度来看，应该越早的注入CO2越能达到减排的目的。但是在生产初期就注入CO2，可能导致注入压力过大，注入总量减少，并且注入CO2后，CO2在煤层气井达到最高产量之前突破，最终导致煤层气井生产出来的甲烷含量降低，CO2含量很高，生产井被废弃。

c)在煤层气井的产气高峰后期注入CO2，煤层气井的产量将会迎来另一次的高峰，并且CO2能够在较低的注入压力下注入。同时，CO2的突破时间将延后，煤层气井的总产量增加。直到CO2突破后，注入压力仍然不是很高，可以继续注入一段时间，从而增加了注入CO2的总量。

另外，注入点所在区带的地球物理勘探程度和煤层气井的数量也影响了评价的可信程度。本文选择三个指标进行评价(表4)。

表4 注入地区工程控制程度

指标Ⅵ———市场潜力

煤层气销售获取利益是CO2－ECBM项目的主要经济驱动力。煤层气作为一种天然气，需要通过管线输送到集输中心。一旦煤层气被输送到集输中心，就需要分销网络将煤层气输送到用户。如果在试验点附近存在这样的管线基础设施，那么项目的市场潜力就极大地被提高。另外，CO2－ECBM项目将产生碳交易指标，创造货币价值，在评价市场潜力时，我们需要考虑这方面的效益。目前何时能实现碳交易指标的销售还不是很清楚。本文将市场潜力的两个参数列出评价指标(表5)。

表5 市场潜力分析标准表

4 综合评价

本文选择沁水盆地柿庄北区块和新疆硫磺沟区块进行深部煤层注入/埋存二氧化碳开采煤层气潜力评价，对区带的地质、地球物理和地理资料进行了收集整理，并按照上述的评价准则进行分级评价，采用层次分析法进行权重排序，从而优选出有利区带。

首先建立层次结构模型，根据本文的评价指标进行分级评价，运用分层分析法计算各个区块的权重(图2与表6)。

图2 层次结构模型

表6 选区参数评分及权重

经过分层分析法的判定，无论是在环境和经济性等方面柿庄北更适合进行注入CO2开采煤层气(表7)。

表7 二氧化碳注入选区评价结果

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