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。
煤层气有多种成藏模式，根据中国煤层气勘探实践，对煤层气藏类型划分如下。
压力封闭气藏 上覆较厚且分布稳定的泥页岩、膏盐岩作为盖层，煤层上倾方向或侧向上多为岩性尖灭或断层遮挡，由欠压实和蒙脱石脱水等作用形成高压地层，气态烃吸附量大，含气量高，含水性差。这类高压煤层气藏已见于鄂尔多斯盆地东部地区，如河东地区华威1井煤层压力系数约为。
承压水封堵气藏 常形成于宽缓向斜或斜坡中段，其断裂不甚发育，煤系地层上、下部存在良好的泥、页岩作为隔水层，特别对于构造抬升盆地的高煤阶气藏，盆地早期下陷进入高热变质作用阶段，煤阶高生气量大；后期抬升松动，煤层物性变好，次生割理发育，下倾部位有充足气源供给，上倾部位形成承压水封堵。这类气藏后期没有被水打开，为原生气藏。沁水煤层气田处于气体运移的区域指向位置，而煤层由于上覆50m厚的泥岩盖层，封盖条件好，受北西、南东两个方向的侧向水封堵，在樊庄—潘庄一带为局部滞流水环境，形成构造变形差异聚集承压水封堵煤层气藏，水的总矿化度较高，气藏的δ13C1较重，一般为-28‰～-30‰，具原始气藏特征。
表8-4 我国中高煤阶区煤层气成因分带特征表
顶板水网络状微渗滤局部封闭气藏 煤层顶板泥岩较薄，横向稳定性差，或处于张性断层发育区，水体在含煤地层局部沿煤层割理、裂隙网络状微渗滤，水动力活动比较微弱，大部分地区对烃类起到一定封堵作用形成低丰度煤层气藏，气藏含气量和吸附饱和度低。此类煤层气藏开采中一般水多气少。
构造圈闭气藏 构造圈闭的煤层气藏在目前的煤层气勘探开发中越来越受到重视，此类气藏一般位于构造的相对高部位，煤层气井高产，而且具有水少气多的特征，对于低煤阶而言，构造圈闭尤为重要，由于低煤阶煤层吸附能力差，游离气占比较大，构造圈闭有利于游离气的保存。
矿化作用封闭气藏 成岩作用可使煤层顶、底板原为渗透层（砂岩），后期为封盖层（致密砂岩），只要与煤层生气高峰期匹配，对煤层气成藏就有利；如果匹配不好则对煤层气成藏不利。
山西。 山西是中国煤层气资源富集程度最高、开发潜力最大的省份之一。
我国煤层气资源丰富。据煤层气资源评价，我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿m3，主要分布在华北和西北地区。其中，华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的、、、。
1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源地质总量的、和。
全国大于5000亿m3的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000～10000亿m3之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于1000立方千米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。
我国煤层气可采资源总量约10万亿m3，其中大于1000亿m3的盆地(群)有15个：二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多，约2万亿m3；鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿m3以上，准噶尔盆地可采资源量约为8000亿m3。
形成
煤炭源于陆生高等植物，煤的原始有机物质主要是碳水化合物、木质素，成煤作用由泥炭化和煤化作用2个阶段完成。由植物-泥炭-褐煤-烟煤-无烟煤，是经过未成岩-成岩-变质作用-泥炭化-煤化的全过程。 泥炭化阶段（成岩期前），有机质在低温(<50℃) 和近地表氧化环境中，由于细菌的作用，生成少量甲烷及二氧化碳，呈水溶状态或游离状态而散失。
褐煤阶段已经进入成岩阶段，属煤化作用的未变质阶段。此期是干酪根的未成熟期，地温在50℃左右，镜质体反射率Ro≈，有机质热降解作用已经开始并且逐步加深，生物化学作用逐步减弱，主要生成甲烷及其他挥发物。
烟煤阶段的长焰煤、气煤、肥煤、焦煤、瘦煤属煤化作用的低-中变质阶段， Ro为～。此期是干酪根的成熟期，已经进入生油门限，沉积物埋深达到1000～4 500m ，地温达50～150℃，有机质经过热降解，有重烃、轻烃、甲烷及其他挥发物产出。
煤化作用的后期是高变质阶段，一般将贫煤与无烟煤划在这一阶段， Ro>，此期是干酪根过成熟期，地温>150℃，埋深>4500m，热降解产物主要是甲烷。
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。
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[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
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。
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。
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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
参考文献
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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:,E-mail:
(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 Industry 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 industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry 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年达到亿m3,2009年达到亿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亿m3,新增探明储量近亿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,沁水盆地探明储量亿m3,占;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量亿m3,占。其他地区占。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,产量亿m3,利用量亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量亿m3,利用量亿m3,利用率相对较低,。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。
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。
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,·s;残渣较少;煤层伤害率低,;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,,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。
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(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。
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。
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。
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。
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。
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刘萍 孙粉锦 李贵中 陈振宏 邓泽 庚勐 曾良君 杨泳
基金项目:国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目33《煤层气富集规律研究及有利区块预测评价》(编号:2008ZX05033)下属课题《中国煤层气有利区块评价与优选》(编号:2008ZX05033-005)。
作者简介:刘萍,1957年生,女,高级工程师,主要从事煤层气实验研究工作.E-mail:liuping69@petrochi-na.::.
(中石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘要:煤层含气量现场测试中发现以下问题:(1)慢速解吸法测量低煤阶煤层含气量时,残余气量小可能导致常规方法无法获得结果或误差偏大;(2)快速解吸法测试煤层气含气量时,粉碎煤样测试残余气的方式可能造成少量煤层气的散失而使残余气结果偏低,为此,需建立一种残余气预测的数值计算方法,加强实测与数值计算结果对比,提高含气量测试准确性和可靠度。以描述吸附过程Langmuir公式为参考,将解吸量对应吸附量,解吸时间对应吸附压力,结合实验分析数据,提出了一种用于预测残余气的数值计算新方法。通过与实测数据进行对比分析,认为该方法准确度较高、稳定性好,能够较准确获得低含气量情况下的残余气结果,并有效提高现场含气量测试工作效率。
关键词:煤层含气量 残余气 计算方法 Langmuir曲线拟合法
A New Method of Numerical Calculation to Predict Residual Gas
LIU Ping SUN Fenjin LI Guizhong CHEN Zhenhong DENG Ze GENG Meng ZENG Liangjun and YANG Yong
(Langfang Branch of Petro China Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)
Abstract: The following issues are found in the site test of coalbed gas content: (1) When slow desorption method is employed to measure the coalbed gas content, small amount of residual gas may lead to no result with the application of the routine method or high deviation; (2) When quick desorption method is employed to deter- mine the coalbed gas content, testing the residual gas by crushing coal sample may cause dissipation of a small a- mount of coal-bed gas and lead to lower residual gas results. Due to this, a method of numerical calculation to pre- dict residual gas shall be established to enhance the comparison of the actual measured result and the numerical calculation result and improve the accuracy and the reliability of the gas content test. By taking the Langmuir for- mula that describes the desorption process as reference, a new method of numerical calculation to predict residual gas is proposed by comparing the desorption quantity with the adsorption quantity, desorption time with the adsorp- tion pressure, as well as combining the experimental analysis data. Through comparative analysis with the meas- ured data, it is concluded that this method has high accuracy and good stability, and can obtain the result of the residual gas under low gas content more accurately, thus to enhance the work efficiency of site gas content test.
Keywords: coalbed gas content; residual gas; calculation method; Langmuir curve fitting method
引言
煤层气含量是表征煤层气储层特征的关键参数之一,准确获取煤层气含量对于煤层气资源勘探开发和煤矿瓦斯灾害防治具有重要意义。在测试过程中,煤层含气量分为损失气量、解吸气量和残余气量3部分,损失气量通过数值方法回归计算,解吸气量和残余气量则是实际解吸测试得到(钱凯等,1996,五戏岩等,2005)。一般情况下,残余气可通过选取解吸剩余样品并破碎获得,但特殊情况下,直接测试不能满足残余气测试的要求。针对以上问题,本文将详细探讨导致该特殊情况的原因,并首次提出一种基于Langmuir公式的残余气预测算新方法。
1 残余气测试中存在的特殊问题
国内学者对煤层含气量的测试和计算方法进行了大量的研究,周胜国,徐成法等(1995,2002,2005)通过解吸模拟实验,发现煤样全过程解吸特征曲线为不对称的S型,认为解吸初期气体解吸是与解吸时间的平方根呈线形关系需修正;张群等(2009)通过模拟实验发现实测的模拟损失气量比美国矿业局直接法估算的损失气量高很多;邓泽等(2008)通过分析测试中解吸温度和损失时间对损失气量的影响,提出曲线拟合法计算损失气量;高绪晨等(1999),傅雪海等(1999),董红等(2001),杨东根等(2010),根据含气煤层的测井物理响应,基于含气煤岩物理特征和密度、伽马、声波时差等测井的统计关系,提出了间接计算含气量的方法;张群等(1999),对残余气做了大量分析研究,认为残余气在煤层气中占的比例变化很大,为15%~30%,受煤级、灰分和煤样粒度等因素影响,煤级和灰分越高,残余气含量亦越高;刘洪林等(2000),指出煤阶、灰分、温度、显微煤岩类型、割理发育程度及煤样粒度等参数是影响吸附时间长短的重要因素,并决定了残余气的比例。前人的研究主要集中在损失气的模拟和计算、总含气量的直接或间接预测以及残余气比重的影响因素分析,未对有关残余气的计算方法进行详细论述。
目前常用的含气量测试方法有慢速解吸法和快速解吸法,这两种方法在残余气现场操作和测试中均存在一些问题,主要表现在:(1)利用慢速解吸法测量低煤阶煤层含气量时,由于含气量普遍偏小,残余气量更低,常规方法可能无法直接测得残余气量,或因测值太低导致误差增大;(2)快速解吸法测试煤层气含气量时,由于人为终止自然解吸,并通过粉碎煤样测试残余气,可能造成少量煤层气散失,致使残余气的测试结果小于实际值,总含气量偏小,另一方面由于解吸记录数据较少,不能正确反映煤岩解吸规律,无法得到吸附时间、扩散能力等关键参数。针对以上问题,本文提出一种新的残余气数值计算方法,即Langmuir曲线拟合法,试图从数值计算的角度探讨残余气,解决存在的问题。
2 残余气比重的影响因素和Langmuir曲线拟合法的提出
煤层气解吸曲线特征
图1为高煤阶、低煤阶样品解吸曲线,由图可知,两样品解吸气量随时间延长,均不断增大,呈先陡后缓的曲线形态。解吸记录起始点为将煤样密封至解吸罐的时刻,由于此时解吸压力为大气压力(远低于临界压力),吸附于大中孔隙表面的煤层气率先通过有利路径解吸,导致解吸初期曲线陡峭,但在吸附时间()之后,随着常规解吸试验的进行,煤基质中气体浓度逐渐减小,产生扩散的驱动力即浓度梯度亦随之减小,越来越多的气体难以克服微孔隙产生的扩散阻力,不能从煤中解吸出来(周胜国,2002),曲线之间逐渐趋于平缓,此时解吸出来的煤层气以残留在煤基质内的微孔表面的气体为主。
图1 某高(a)低(b)煤阶解吸曲线
残余气比重的影响因素分析
残余气比重是指残余气占总含气量的百分比。其影响因素主要包括煤阶、煤样粒度和灰分等。煤阶不同,岩隙结构不同。低阶煤以大、中孔为主,有利于解吸扩散,同时微孔比例小,保持残余气的能力有限,即残余气比重小;相反高阶煤微孔发育,气体需克服较大的扩散阻力,使得自然解吸结束时仍残余相对较多的煤层气;中阶煤介于二者之间。煤样粒度对解吸速度有一定影响,一般而言,粉煤、煤屑(钻屑)、煤心(块样)的解吸速度依次减小,吸附时间增大,残余气滞留能力增强(徐成法等,2005)。煤样越碎,解吸距离缩短,扩散阻力减小,使得在柱状和块状煤样中不能解吸出来的一些气体解吸出来,因此一般情况下煤样粒度越小,残余气比重越小。另外随着煤中灰分的增加,残余气含量逐渐增高,两者呈较好的正相关关系。通过煤岩学和扫描电子显微镜研究,初步认为,这是因为煤中存在的细小矿物如黏土矿物等充填在煤的孔隙中,不同程度地阻碍了气体的运移通道,使气体在煤中扩散运移的能力减弱,不利于气体从煤中解吸出来所致。此外煤岩组分、测试温度等对残余气比重也有一定程度的影响。
Langmuir曲线拟合法
Langmuir公式是根据汽化和凝聚动力学平衡原理建立的,其方程简单实用,已被广泛应用于煤和其他吸附剂对气体的吸附,同时,根据其动态平衡的假设,该方程同样可以描述煤层气解吸过程。煤层气吸附和解吸通常认为是一种可逆过程,但是适用于煤层气吸附的Langmuir公式能否较好地描述其解吸曲线形态值得研究。为此,基于Langmuir公式,通过参数意义转换,提出用于预测残余气含量的新方法,并通过拟合度检验判断其是否适用于解吸过程。
标准Langmuir公式为
中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集
式中:V为吸附量,m3/t;P为吸附压力,MPa;VL为Langmuir体积,即理论最大吸附量,m3/t;PL为Langmuir压力,即体积达到时,对应的吸附压力,MPa。可以看出,吸附量随压力的增大不断增加,当压力趋近于无穷大时,吸附量亦无限接近吸附量最大值,而解吸量同样随着解吸时间的增大不断增加,当解吸时间趋近于无穷大时,解吸气量亦接近于最大值而趋于稳定,体现出与吸附曲线相似的曲线变化形态,因此变换Lang-muir公式的字母意义,将解吸量对应吸附量,解吸时间对应吸附压力,即根据吸附和解吸的可逆性规律得
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其中:G为实测解吸气含量,m3/t;T为实测解吸时间,h;GL为极限解吸气含量,m3/t;TL为解吸气含量达到时对应的实测解吸时间,ho变换公式(2),得
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根据实测解吸数据,参照式(3)得到T/G与T的对应关系图,拟合即可得到极限解吸含气量GL。又因为GL为实测解吸气量Q2与Q3残余气量之和,则可由下式求得残余气量
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3 现场应用
Langmuir曲线拟合法计算残余气主要依据现场解吸数据,其结果的可靠性主要受限于解吸时间的长短,如图2所示,解吸时间越长,解吸曲线越平缓,预测值越可靠。
吐哈盆地某煤层气井测试中发现,大量低阶煤样品均存在残余气极低而无法直接测量或误差大的问题。以某样品A为例,采用本文提出的Langmuir曲线拟合法对低煤阶煤层残余气量进行计算,达到了比较满意的效果,如图3所示,预测极限解吸气量为,且根据解吸测得的Q2=,求得残余气含量为,相关系数在以上,具有较高的可信度;同时得到了该区残余气比重分布(图4),残余气比重为,平均。
针对在快速解吸条件下残余气测量误差可能增大的情况,利用Langmuir曲线拟合法对某井10个样品48h内的解吸数据进行拟合分析,得到残余气值。从表1和图5可以看出,预测值比实测值普遍偏高,平均高出16%。说明现场快速解吸法中关于48h之后即进入残余气测试阶段的规定欠妥,期间造成部分煤层气散失,对损失气量Q1乃至总含气量有一定影响,建议将解吸时间延长至解吸曲线较平缓或解吸量日增长不超过10%的时刻。另外二次取样也会影响残余气测试的准确性,建议现场尽量均匀取样,且至少重复测试2次,取两组相近数据的平均值作为最终残余气量。
图2 样品A实测解吸曲线
图3 样品A拟合曲线
图4 残余气比重分布
表1 某井样品实测结果
续表
图5 残余气结果对比
4 结论
(1)针对残余气测试中主要存在问题,根据煤层气吸附和解吸过程的可逆性规律,首次提出类似于Langmuir公式的残余气预测方法,通过现场实测数据验证,该方法拟合度较高,具有一定的可靠性。
(2)快速解吸条件下,残余气实测值普遍偏低,建议延长解吸时间至解吸曲线较平缓或日增长解吸量不超过10%的时刻,且保持均匀取样,至少重复测试两次,取两组相近数据的平均值作为最终残余气值。
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不是核心，但影响力足够，评职称也足够了
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