翟雨阳1 胡爱梅1 王芝银2 段品佳2 张冬玲3
(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 100095 2.中国石油大学城市油气输配技术北京市重点实验室 北京 102249 3.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
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: zhaiyy@ nccbm. com. cn
Discussion on Control Method to Reasonable Height of Dynamic Liquid Level for CBM Well
ZHAI Yuyang1，HU Aimei1，WANG Zhiyin2，DUAN Pinjia2，ZHANG Dongling3
( 1. China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co. Ltd. ;2. Beijing KeyLaboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology， China University of Petroleum，Beijing 102249，China;3. PetroChina CBM Company Limited，Beijing，100028，China)
Abstract: In China，Coal is of low permeability，complex geological conditions，and weak petrographical structure and mechanical performance. In 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 BHP. Thus，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 channels. Therefore，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 permeability. Based on the 3#，5#coal rock mechanical experiments in Han-cheng，this paper analyses the relationship of the stress state and permeability of coal rock. Through 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 permeability. The established models are applied to calculate and analyze the field data of WL1 and WL2 Wells in Han-Cheng. Finally，the reasonable variations of dynamic liquid level are obtained. The 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［11～12］。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
1.1 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RW2000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。
1.2 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≤0.022h～5.188;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:h'w≤0.006h～1.234。
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1.2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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傅雪海
（中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008）
作者简介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡阳县人，博士，教授，博士生导师，从事能源地质的教学与科研工作。
项目：国家重点基础研究发展规划——“973”煤层气项目（编号：2002CB211704）。
摘要 本文从煤层气的赋存方式、超临界吸附、低煤级煤的含气量的测试方法、采动影响区动态含气量、煤层气的多级压力降与多级渗流、煤储层渗透率的气体滑脱效应、有效应力效应、煤基质收缩效应、煤储层压力中水压与气压的关系、高煤级煤产气缺陷及煤层气平衡开发等方面对我国煤层气勘探开发的应用基础研究问题作了简要剖析。指出针对各煤级煤储层特征，实行平衡开发，是保障我国煤层气勘探开发持续、稳定发展的重要措施。
关键词 煤层气 动态含气量 动态渗透率 平衡开发
Brief Analysis on Several Basic Issues in CBM Exploration and Developme nt
Fu Xuehai
（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）
Abstract：This article briefly analyzed several basic issues in CBM exploration and development，including CBM existence ways，supercritical absorption，test method of gas content for low rank coal，dynamic gas content in mining impact zone，CBM multi-level pressure dropping and multi-level percolation flow，gas slippage effects of coal reservoir permeability，effective stress effects，coal matrix shrinkage effects，the relationship between gas pressure and water pressure in the coal reservoir，gas problems in high rank coal and CBM balance development and so on.The author pointed out that the balance development of CBMfor various rank coals is important measure to ensure the continuing and stable development of China's CBM.
Keywords：CBM；dynamics gas content；dynamic penetration；balance development
引言
煤层气藏为介于固体矿藏与流体矿藏之间的一种特殊类型压力-吸附矿藏。美国通过30多年的研究，建立了中、低煤级煤生储优势、次生生物气成藏、煤储层双孔隙导流等基础理论体系，形成了煤储层孔、渗、吸附性等物性室内实验测试技术、排水降压开发煤层气技术、与储层物性相适应的完井技术、增产技术、多井干扰技术、储层压力与渗透率现场试验技术、煤层气、水产能数值模拟技术等为核心的煤层气勘探开发技术[1～8]。此理论除在加拿大有一定的适应性外，其他近30个国家或地区应用效果不佳，揭示该理论存在着较大的局限性。我国在各煤级煤矿区施工了600 多口煤层气井、10余个井组，大多进行了试气排采，煤层气、水产能稳定性差，井与井之间、同一口井不同排采阶段之间变化极大，煤层气产量与试井渗透率的关系并不十分一致，甚至高渗透率低产量，低渗透率却具有较高的稳定气产量[9]。这一现实使我国煤层气工作者感到迷惑，严重扰乱了我国煤层气的勘探开发部署。储层参数与排采工作制度怎样配置才能获得稳定、连续的产能呢？不同学者或工程技术人员从自己的专业范围就上述问题的某一方面曾作过一些有益探索，未从整体上去把握。本文就我国煤层气勘探开发工作中面临的应用基础研究问题提出一些想法，与大家一起讨论。
1 煤层气的赋存方式与低煤级煤含气性问题
1.1 固溶气问题
煤层气由吸附气、游离气、水溶气三部分组成已得到煤层气工作者的公认。但煤与瓦斯突出时的相对瓦斯涌出量是煤层含气量的数倍至近百倍也是不争的事实，就是煤层采动影响区的煤层气和围岩中的煤成气也不可能达到如此高的程度。显然艾鲁尼提出的固溶体是客观存在的，甚至在煤层气总量中的比例远高于艾鲁尼认为的替代式固溶体2%～5%、填隙式固溶体5%～12%这一比例[10]。固溶气（体）可能与天然气水合物——可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来，由此可见固溶气（体）亦是煤层气的一种重要赋存方式。
1.2 超临界吸附问题
平衡水条件下，煤对甲烷的吸附性呈“两段式”演化模式，即朗氏体积先随煤级的增大而增加，后随煤级的增大而降低，其拐点（即极大值点）大约在镜质组最大反射率3.5%～4.5%这一区间内，在褐煤和低煤化烟煤阶段受煤岩组分的影响波动性较大[11]。
地层条件下，煤层甲烷超临界吸附的现象是存在的。但只有当煤层甲烷压力（气压）超过5.18MPa（表1）才真正出现超临界流体，实际上在我国煤矿瓦斯实测压力中超过此压力的矿井是比较少的。但对于原位且处于封闭系统的煤储层，储层中水压等于气压，只要煤层埋深超过600m，煤层甲烷就可能成为超临界流体。
图1 二氧化碳和乙烷在正常温压梯度条件下的液化区间
对于甲烷和氮气，任一埋深储层温度均高于临界温度，无论压力多大，均不会液化；对于二氧化碳，当储层温度低于31.1℃（表1），对于乙烷，当储层温度低于32.4℃（表1），而储层压力（气压）高于液化压力，二者可以呈液态形式存在。按正常地温梯度3℃/100m、正 常 储层 压 力 梯 度0.98MPa/100m，设恒温带深度为20m、温度为10℃，则埋深400m左右，储层温度约为22℃、储层压力为3.9MPa，此时二者均低于临界温度和压力，二氧化碳和乙烷以气态形式存在；当埋深达到800m，储层温度约为34℃，高于临界温度，二氧化碳和乙烷仍为气态。但当二氧化碳压力大于7.38MPa、乙烷压力大于4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成为超临界流体；只有在400～800m范围内的局部层段（封闭体系），储层温度低于临界温度，储层压力高于液化压力，二氧化碳和乙烷才可能以液态形式存在（图1）。
表1 煤层气组分的简明物理性质[12］
*在30℃时进行二氧化碳等温吸附实验时得出。
对于以甲烷为主，含有二氧化碳、氮气、乙烷的煤层气而言，其超临界状态和液化的温度和压力条件是下一步值得关注的问题之一。
1.3 低煤级煤含气量的测试问题
我国煤层含气量现场测试大多是基于MT-77-84解吸法标准得出的，对中、高煤级煤适应性较好，但对于分布在我国东北、西北地区的低煤级煤而言，实测含气量明显偏低，由于低煤级煤孔裂隙发育，取心过程在地层温度条件下快速解吸，到地面由于温度降低，解吸速度变慢，有的甚至没有解吸气，由解吸气推算的损失气也就明显偏低。中国煤田地质总局1995～1998年进行的煤层气资源评价时就没有涉及到褐煤，其他单位和个人大多基于褐煤平衡水等温吸附实验来推算褐煤的含气量，从而计算出资源量。因此低煤级煤储层中的煤层气资源量大小不同是造成我国各单位和个人计算煤层气资源量差异的根本原因。
基于低煤级煤层的含水性、孔裂隙特点、温度、压力条件，分别进行吸附气、水溶气和游离气的数值模拟，厘定低煤级煤含气量是我国下一步的研究方向之一。
1.4 采动影响区动态含气性的问题
煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。煤矿井巷开拓和煤炭生产改变了煤层的地应力场、流体压力场，打破了煤层内游离气、吸附气和水溶气之间的动态平衡关系。煤矿采动影响区因为煤层卸压，裂隙张开或形成新的裂隙，又因为矿井通风，采动影响区与暴露煤壁间连续出现甲烷浓度差，使煤层渗透性、扩散性能大大增强，煤层气发生解吸，并在浓度梯度、压力梯度作用下向巷道或工作面扩散、渗流或紊流。随着巷道和采煤工作面的连续推进，采动影响区内煤层的含气量呈现出动态变化特征。
煤矿采动影响区可划分为本煤层采动影响区（水平采动影响区）、邻近层采动影响区（垂向采动影响区）和煤炭资源残留区[13]。本煤层采动影响区又可进一步分为掘进巷道和采煤工作面采动影响区。采动影响区内煤层动态含气量与煤壁暴露时间（采煤或掘进工作面推进速度）和距暴露煤壁的距离有关，任何一点的煤层气流速、流向和瓦斯压力均随时间的变化而变化，即为非稳定流场，求其解析解很困难。只有采用数值模拟的方法，如有限元法、瓦斯压力连续测定法、瓦斯涌出量法、瓦斯排放效率法等来近似地估算[13]。
2 煤层气多级压力降与多级渗流问题
煤储层是由气、水、煤基质块等多种物质组成的三相介质系统。其中气组分具有多种相态，即游离气（气态）、吸附气（准液态）、吸收气（固溶体）、水溶气（溶解态）；水组分也有多种形态，即裂隙、大孔隙中的自由水、显微裂隙、微孔隙和芳香层缺陷内的束缚水、与煤中矿物质结合的化学水；煤基质块则由煤岩和矿物质组成。在一定的压力、温度、电、磁场中各相组分处于动平衡状态。在排水降压或外加场干扰作用下开发煤层气的过程中，三相介质间存在一系列物理化学作用，其储层物性亦相应发生一系列变化，单一相态的实验研究很难模拟煤储层的真实物性状态。
煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成的三元结构系统[11]。在排水降压开发煤层气的过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气-水的运移也相应地存在着三级渗流场，即宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）——煤层气的层流-紊流场、显微裂隙系统——煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统——煤层气的扩散场[14]。扩散作用又包括整体扩散、克努森型扩散和表面扩散，渗流亦存在达西线性渗流和非线性渗流。煤层气开发，上述三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。前期研究大多忽略气体的扩散作用，渗流方程只考虑前两个环节，数值模拟气、水产能与实际情况相差甚远，且过于强调宏观裂隙，即试井渗透率的研究，忽略煤岩体实验渗透率及扩散系数的测试分析。因此，与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合问题、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的煤层气产能模拟软件是下一步煤层气勘探开发应用基础研究方向之一。
3 储层压力中的水压与气压的关系问题
煤储层流体压力由水压与气压共同构成。美国煤储层压力以水压为主，气、水产能稳定、持续；我国煤储层压力构成复杂，气压占有较大比例，不同压降阶段，煤层气、水产能不同，在总体衰减的趋势下呈跳跃性、阶段性变化[15]。
水动力势是煤层气富集和开发的最活跃因素，是储层压力或地层能量的直接反映和主要贡献者；水的不可压缩性对裂隙起支撑作用，水动力又是煤储层渗透率的维持者。我国中、高煤级煤层为相对隔水层，煤层本身的水体弹性能较低，气体弹性能较高[16]。
美国以单相水流作为介质测试煤储层压力和渗透率的试井方法应用到我国以气饱和为主的煤储层肯定会存在较大缺陷，也就是说用美国的试井方法得出的我国煤储层压力和渗透率是不确切的，由储层压力、含气量和等温吸附曲线计算的含气饱和度、临界解吸压力、理论采收率同样是不确切的。
笔者认为处于封闭系统的煤储层，其水压等于气压，处于开放系统的煤储层，其储层压力等于水压与气压之和。煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系，控制了煤层甲烷的解吸、扩散和渗流特征，是目前煤层气开发亟待解决的关键科学问题。
4 煤储层动态渗透率问题
煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应，三种效应综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化[11]。
4.1 有效应力效应
有效应力是裂隙宽度变化的主控因素。有效应力增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，有的减少两到三个数量级。在排水降压开发煤层气的过程中，随着水和气的排出，煤储层的流体压力逐渐降低，有效应力逐渐增大，煤储层渗透率呈现出快速减少、缓慢减少的动态变化过程[11]。
4.2 煤基质收缩效应
气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩，可用朗格缨尔形式来描述，笔者用CO2作为介质对不同煤级圆柱体煤样（每点只平衡12h）进行过吸附膨胀实验，结果表明煤基质收缩系数随煤级的增大而减少[11]。煤层气开发过程中，储层压力降至临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，煤基质出现收缩，由于煤储层侧向上受到围限，煤基质的收缩不可能引起煤储层的整体水平应变，只能沿裂隙发生局部侧向应变，使煤储层原有裂隙张开，裂隙宽度增大，渗透率逐渐增高，且中煤级煤增加的幅度大于高煤级煤[11]。
4.3 气体滑脱效应
在煤这种多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在一个数量级上，气体分子就与流动路径上的壁面相互作用（碰撞），从而造成气体分子沿通道壁表面滑移。这种由气体分子和固体间相互作用产生的滑移现象，增加了气体的流速，使煤的渗透率增大，且随着储层压力的降低，先缓慢增加，到低压时快速增大。
5 高煤级煤储层产气缺陷问题
高煤级煤储层渗透率对应力敏感性强，应力渗透率衰减快；高吸附性、微孔性，自封闭性效应明显；高煤级煤束缚水饱和度大，相渗能力低；经历的构造运动期次多，其反复加压和卸压，渗透性损害极大；煤基质收缩能力弱，煤层气开发过程中其渗透率较难得到改善[17]。
第一，高煤级煤储层显微裂隙不发育。高煤级煤储层大多经过强烈的构造运动，煤层呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。
第二，高煤级煤储层应力渗透率衰减很快。流体压力不变、围压不断增大的渗透率实验表明：高煤级煤岩体的渗透率随围压增大呈指数形式降低，且衰减系数远大于中煤级。由于地应力梯度（我国通常为1.6MPa/100m左右）大于储层压力梯度（正常压力梯度为0.98MPa/100m），因此，随煤层埋深的增加，煤储层有效应力增大，煤储层渗透率降低。
第三，高煤级煤相渗能力低。相对渗透率表明：高煤级煤束缚水饱和度大，介于71.3%～84.82%之间，单相水流和气、水双相渗流区域狭窄。气-水双相渗流时，高煤级煤最大气相相对渗透率与最大水相相对渗透率之和介于25.4%～40.78%之间，平均为33.2%，即气相与水相有效渗透率之和约为其克氏渗透率的1/3；束缚水下高煤级煤气相渗透率只有其克氏渗透率的15.7%～22.1%，平均为18.2%，即多相介质条件下，高煤级煤有效气相渗透率不及其克氏渗透率的1/5[11]。
在排水降压开发煤层气的过程中，流体沿渗透性较好的区域指进，使指进流体绕过较大面积的被驱替相，形成被驱替相的一座座“孤岛”。高煤级煤束缚水饱和度大，即这样的“孤岛”较多，排水降压困难，煤层气难于解吸，大部分煤层气被残留，然而由于其吸附时间只有1～9d，所以能较快（数月后）达到产气高峰，造成高资源量、低产能之“瓶颈”现象[17]。
第四，高煤级煤储层渗透率改善能力弱。多相介质煤岩体吸附/膨胀实验表明，高煤级煤吸附最大，膨胀量低于中煤级煤。反过来，煤的吸附/膨胀与解吸/压缩互为可逆过程，即在煤层气的开发过程中，高煤级煤的收缩能力较弱。数值模拟结果表明煤基质收缩引起的渗透率正效应低于有效应力引起的渗透率负效应，高煤级煤储层渗透率在煤层气排采过程中逐渐衰减。
开展不同煤级煤柱样甲烷吸附（吸附平衡时间长达数月）膨胀实验、测试不同压力降、不同孔裂隙结构的气、水流量和扩散能力是下一阶段煤层气勘探开发的重要研究方向。
6 煤层气平衡开发问题
煤储层由多元孔裂隙结构组成，煤层气排采时存在多级压力降和多级扩散/渗流场，由于前期受急功近利的思想支配，煤层气井排采常打破煤储层气-水相渗平衡，没有处理好套压、液面降深和井底压力三者之间的关系，因气、水产能的过度增加，势必加速原始储层内能的消耗，使生产的持续时间缩短。因此，在试气排采阶段，针对不同的储层物性条件，多开展关井测压工作，绘制压力恢复霍纳曲线图，求出压力恢复曲线的斜率，再进一步据关井测压前的平均日产量折算成储层内的体积流量，并结合储集系数和压缩系数来估算气井现实条件下储层内的气体流动系数和气相有效渗透率，从而确定该储层的平衡产能[18]。据沁南 TL007 井和铁法 DT3 井产能历史分析，沁南 TL007 井的平衡产能为2000m3/t左右，铁法DT3井的平衡产能为3000m3/t左右[9]。因此，在排采工作制定时，不断调整套压、液面降深和井底压力，维持气、水产能平衡开发，增长井孔服务年限，是下一步煤层气勘探开发所要关注的问题之一。
7 结论
中国煤层气开发目前处于商业化生产的启动阶段。煤层气超临界状态和液化的温压条件、低煤级煤的含气量测试方法、采动影响区动态含气量、排水降压开发的动态渗透率、煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合理论、与煤储层特征相适应的钻井、完井、增产技术、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的排采工作制度和产能模拟软件等均是下一步煤层气勘探开发的应用基础研究课题。
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李俊乾 刘大锰 姚艳斌 蔡益栋 张百忍
( 中国地质大学北京能源学院 北京 100083)
摘 要: 寻找煤层气富集高产区是煤层气勘探开发过程中一项重要的工作，通过对煤层气富集成藏的规律及开发潜力进行分析，为煤层气有利开发区的优选提供依据。本文从沉积环境、水文地质条件及地质构造三个方面，对沁水盆地南部郑庄区块山西组 3#和太原组 15#煤层气富集规律进行了分析。结果表明: ( 1) 区块内 3#煤层顶板以厚层泥岩为主，15#煤层顶板为一大套碳酸盐岩沉积，两类顶板封盖性好，有利于煤层气保存; ( 2) 区块位于滞水洼地附近，水力封闭作用有利于煤层气富集; ( 3) 煤层气局部富集区主要受地质构造的控制，宽缓背斜部位有利聚气、两翼较陡的向斜和背斜轴部均不利聚气、活动性断层部位最不利聚气，总体上向斜部位要好于背斜部位。最后本文从煤储层参数角度，具体分析了该区块的开发前景。3#和 15#煤层煤级高，含气量、含气饱和度较高，煤层较厚，煤层埋藏适中，储层压力接近或稍高于静水压力，均表明有利于煤层气的开发; 而煤储层渗透率普遍较低，则是煤层气开发的主要瓶颈，统计表明，该区块渗透率大小主要受最小有效应力 ( 最小主应力与储层压力之差) 的影响。
关键词: 郑庄 富集规律 沉积环境 地质构造 水文地质 渗透率
基金项目: 国家科技重大专项课题 34 ( 2010ZX05034 － 001) ，国家重大基础研究计划课题 ( 2009CB219604) ，国家自然科学基金项目 ( 40972107) ，中石油创新基金资助 ( 2010D －5006 －0101) 。
作者简介: 李俊乾，博士研究生，矿产普查与勘探专业，主要从事煤层气勘探与开发研究。
Email: lijunqian1987@ 126. com; Tel: 010 － 82320892
Primary Geologic Factors Controlling Coalbed Methane ( CBM) Enrichment and CBM Development Potential in Zhengzhuang Block
LI Junqian LIU Dameng YAO Yanbin CAI Yidong ZHANG Bairen
( School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083)
Abstract: It is significant to find out the CBM enrichment area during the CBM exploration and develop- ment. It can help select favorable CBM target areas through studying the CBM enrichment regularity and its devel- opment potential. In the paper，the CBM enrichment regularity of the Shanxi Formation No. 3 and the Taiyuan For- mation No. 15 coal seams of the Zhenzhuang Block in northern Qinshui Basin were studied by analyzing sedimenta- ry environment，hydrogeology and geologic structure. Results show that: ( 1) in the study area，the thick mud- stone and carbonate rock are the major lithology of the roof plates of No. 3 and 15 seams respectively. Both roof plates have a good sealing-capping property which are beneficial to preserve the CBM; ( 2) the study area locates near the center of stagnant water，where a CBM enrichment area is formed resulting from hydraulic sealing; ( 3) regional CBM enrichment is mainly controlled by geologic structure. The most favorable area for CBM enrichment locates at an anticline with steep wings; secondarily locates in the axial parts of the anticline and syncline with gentle wings; and the worst locates near the activities faults. On the whole，syncline is much more favorable than anticline in CBM enrichment. In the paper，the CBM development potential in the study area was also analyzed based on coal reservoir parameters. Results show that it is promising to develop CBM within No. 3 and 15 coal seams because both seams are characterized by high metamorphic grade，high CBM content and gas saturation， thick seam，moderate coal burial depth and coal reservoir pressure is similar to ( or higher than ) hydrostatic pressure. However，the low coal reservoir permeability is a main unfavorable factor in CBM development. Statistical results show that the coal reservoir permeability is mainly affected by the difference between minimum principal stress and coal reservoir pressure.
Keywords: Zhengzhuang; enrichment regularity; sedimentary environment; geologic structure; hydrogeol- ogy; permeability
自20世纪80年代美国成功实现地面煤层气商业性开发以来，煤层气的勘探和开发越来越受到世界各主要产煤国的重视。煤层气的抽采利用不仅能缓解常规油气资源短缺带来的能源危机，而且对于煤矿安全生产以及保护环境都具有重要意义。我国煤层气资源丰富，据最新一轮全国煤层气资源评价结果(孙茂远等，2008)，埋深2000以浅的煤层气资源总量达36.8×1012m3，仅次于俄罗斯和加拿大，居世界第三位。截至2008年，在沁水盆地南部已建成1.5亿m3产能的煤层气生产基地，成功实现了高煤级、中低渗透煤的煤层气开发，打破了国外高煤级储层是煤层气开发禁区的理论(高远文等，2008)。
虽然我国高煤级煤炭资源丰富(占总煤炭量29%)，赋存煤层气资源量巨大(占总含气量15.42%)，但开采难度较大，单井产量也通常较低。这是由于我国的聚煤盆地形成演化历史复杂，后期构造破坏严重，以及盆地原型及构造样式多变(孙茂远，2001;饶孟余等，2005)，使得煤层气富集规律难以把握，而且我国的高煤级煤储层多阶段演化和多热源叠加变质作用明显(杨起，1999)，使得我国煤层气藏的储层物性具有极强的非均质性，增加了煤层气的开采难度。因此，研究煤层气富集成藏的地质控制因素以及分析煤层气藏的开发潜力，对于寻找煤层气富集、高产高渗区具有重要现实意义。本文以沁南郑庄区块煤层气藏为研究目标，对这一问题进行了初步探讨分析。
1 区域背景及地质概况
郑庄区块位于晋城市西北约80km处，行政区划属于沁水县郑庄镇。1999年，中国石油华北油田公司在郑庄区块取得982.76km2的探矿权，并于2006年探明含气面积74km2;在2008年取得了135.2km2的采矿权;截至2009年，在该区块累计探明煤层气地质储量达到843亿m3，和毗邻的樊庄区块一起构成我国首个整装千亿立方米的煤层气田(探明地质储量为1152亿m3)，具有广阔的商业开发前景。
郑庄区地块质构造上位于沁水盆地东南部的马蹄形斜坡构造背景之上，其东南及东部以寺头断裂带为界，区内以宽缓褶曲为主，局部发育小规模正断层(如图1)。区块内自下而上发育有奥陶系，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组、上统上石盒子组、石千峰组，三叠系下统刘家沟组以及第四系等地层，其中山西组和太原组为主要含煤层段，发育多套煤层。山西组3#煤层和太原组15#煤层在沁水盆地南部广泛分布，为两个主力煤层，厚度较大且稳定可采，是煤层气勘探开发的主要目标层位。
图1 郑庄区块地质构造及3#煤层埋深等值线图
2 煤层气富集成藏的地质控制因素
2.1 沉积环境
结合前人研究(任海英，2004;邵龙义等，2006)及钻井剖面分析，郑庄区块15#煤层形成于太原组早期第一次特大型海侵之前，聚煤作用发生在泻湖被逐渐淤浅的滨岸沼泽之上，在稳定的构造背景下，聚煤作用持续时间较长，形成较厚的15#煤层(2.4～7.9m)。长期的海侵之后，在15#煤层之上沉积了10m左右的大套石灰岩。在太原组末期，海水开始退去，海陆交互相沉积转换为三角洲沉积体系，在下三角洲平原分流涧湾内发育了厚度较大的3#煤层(5.3～6.2m)。3#煤层顶板发育厚层分流涧湾泥岩，局部夹有分流河道砂体。
沉积环境控制着煤层气的储盖组合、煤层气储层的几何形态以及煤层厚度(王红岩等，2004)，从而影响煤层气的赋存及三维空间分布特征。在不同沉积环境，煤储层围岩条件好坏各异，这直接影响着煤层气的保存。围岩条件的好坏主要取决于煤层顶底板岩性、厚度及其透气性。顶底板岩性越致密、厚度越大、透气性越弱，越有利于煤层气保存富集;反之则利于煤层气体向其他岩层扩散，使气体含量降低。如图2所示，在郑庄区块，3#煤层直接顶、底板均为厚达10多米的泥岩，由于泥岩具有气体排驱压力高、透气性弱的特点，因此对煤层气的封闭能力较好;15#煤层直接顶板为大套的石灰岩，虽然灰岩易受地下水溶蚀作用而使其透气性能增加，但溶蚀性灰岩常分布于构造变动强烈地段，而研究区内构造变形简单，石灰岩遭受溶蚀可能较弱。再加上该灰岩层厚度较大，因此对煤层的保存亦较为有利，但总体较3#煤层围岩封闭性差。
图2 郑庄区块3#和5#煤层顶底板岩性图
总之，在郑庄区块，稳定的沉积环境下发育厚度大、稳定性好(其中3#>15#)的两主力煤层，为煤层气大量储集提供了物质基础;同时，煤层顶、底板具有良好的封闭性能，保证了煤层气的有效保存富集。
2.2 水文地质条件
水文地质条件对煤层气的富集及运移起重要作用，影响煤层气的赋存和分布。通常，水文地质条件控气具有双重性，既可导致煤层气逸散，又能起到保存聚集煤层气的作用。叶建平等(2001)将水文地质控气作用概况为3种类型，即水力运移逸散作用、水力封闭作用和水力封堵作用，其中后两种类型有利于煤层气保存。傅雪海等(2007)在研究沁水盆地水文地质条件对煤层气富集的影响时，提出从盆缘到盆地中心依此出现水力封堵控气作用、水溶携带控气作用、径流逸散控气作用和水力封闭控气作用，最终导致盆缘煤层气含量低、斜坡带含量较高和盆地中心含量高的结果。
研究表明，沁水盆地南部地区山西组含水层主要由底部砂岩和3#煤层上部砂岩组成，两者之间没有水力联系，后者通过裂隙与3#煤层有一定的水力联系(傅雪海等，2007);15#煤层与顶板石灰岩没有水力联系。可见两煤层本身基本是独立的水动力系统，受其他含水岩层影响较弱，外部水动力对煤层气保存影响较小。
郑庄区块边界的寺头断裂，现今状态下属于一条封闭性断裂，导水、导气能力极差，是盆地内部的一个水文地质单元边界。山西组砂岩含水层和太原组灰岩含水层水位在寺头断层东侧附近达到最低值，是地层水的滞水洼地;位于寺头断裂西侧的郑庄及其附近地区，水位也较低，地下水径流强度也可能较弱，较有利于煤层气保存(王红岩等，2001;2004;傅雪海等，2007)。通常，地下水滞水地带也是矿化度较高区域，郑庄区块煤层水矿化度非常高(如表1)，远高于弱径流区地层水矿化度(1823.61mg/L)，由此推测郑庄区块亦位于地下水滞流区，地下水以静水压力的形式将煤层中的煤层气封闭起来，导致煤层含气量较高。
表1 郑庄区块煤层水矿化度 单位:mg/L
2.3 地质构造条件
构造作用是影响煤层气成藏最为重要和直接的因素，不仅控制着含煤盆地及含煤地层的形成和演化，而且控制着煤层气生成、聚集和产出过程的每一环节。在聚煤期，构造控制着煤系地层形成发育的特征，影响到煤层气的生成、储集和封盖能力;在聚煤期后，构造特征及其演化通过对构造变形和热历史的限定，不仅对煤层气的生、储、盖性能产生影响，而且直接控制了煤层气的运移、聚集和保存特征，从而决定着特定地区煤层气资源开发潜力的大小(秦勇，2003)。
在沁水盆地东南部(包括郑庄区块)，煤层气成藏经历了三个演化阶段(王红岩等，2008;林晓英等，2010):第一阶段，三叠纪末期，煤层达到最大埋深，煤岩镜质组反射率达1.2%，此阶段为深成变质作用生气阶段，累计生烃量达到81.45m3/t;第二阶段，晚侏罗世开始至白垩纪末，地层开始抬升，但由于燕山中期的构造热事件影响，煤层长期处于异常高古地温阶段，引起二次生烃，累计生烃量大，可达359.10m3/t;第三阶段，喜山期的煤层气藏调整与改造，最终形成了现今格局。在第二阶段，由于异常热事件的影响，地层的抬升并没有破坏煤层气藏，反而增加了煤储层储集气体的能力。两次生烃作用为煤储层大量聚气提供物质基础。
在盆地形成演化过程中，郑庄区块受构造作用影响较弱，构造形迹相对简单。对煤层气富集具有控制作用的主要为寺头断层及区内局部背、向斜，在不同的构造部位煤层含气量具有明显差异。从图3上可以看出，在宽缓背斜部位有利聚气(如Js8井)、两翼较陡的向斜和背斜轴部(如Js5和Zs31井)均不利聚气、断层部位最不利聚气(如Zs39井)，总体上向斜部位要好于背斜部位(如Js5>Zs31井)。
图3 区域地质构造与煤层含气量关系图
这主要包括以下几个方面的原因:(1)通常处于活动期的断层具有开放性，是气体运移的有利通道;而活动比较微弱或不活动的断层具有封闭性则有利于气体的保存。在煤层气成藏演化过程中，寺头断层在喜山晚期之前一直处于活动状态，具有强开放性，导致断层附近煤层气体沿断层大量逸散，煤层含气量极低。(2)两翼较陡的向、背斜，均为挤压应力下形成的地质构造。对于向斜，轴部煤层的底部及其底板岩层张性裂隙易于发育，部分煤层气扩散损失，而两翼部位则为煤层气富集区;对于背斜，轴部煤层含气量低则是由于煤层顶部及其顶板张性裂隙的发育，同时两翼部位有利于煤层气富集。总体而言，向斜要比背斜更有利于聚气。(3)宽缓背斜也是在挤压应力环境下形成的，属于局部小构造，亦为应力集中区，因此有利于煤层的吸附。
3 煤层气开发前景分析
煤层气有利开发区主要包括两层含义，它既是煤层气的富集区又是高产高渗区。在查明煤层气富集规律的基础上，寻找煤层气高产高渗区是实现煤层气大规模商业开发的关键。文章从煤储层参数角度，具体分析了郑庄区块3#和15#两主力煤层的开发潜力以及瓶颈问题。
煤层气在煤储层中的渗流特征与常规天然气差异很大，影响煤层气高产的因素复杂而多样，主要包括:煤层气含量、含气饱和度、煤层埋深、煤层厚度、煤级、煤储层渗透率、煤储层压力、临界解吸压力(娄剑青，2004;万玉金等，2005;陈振宏等，2009)以及煤体结构等。在研究区内，煤层气开发的有利储层参数主要包括以下几个方面:(1)煤储层含气性较好(表2)，3#煤层平均含气量19.11m3/t、甲烷含量18.35m3/t、含气饱和度69.58%;15#煤层平均含气量16.30m3/t、甲烷含量15.42m3/t、含气饱和度62.80%。较高的含气量和含气饱和度是煤层气高产稳产的物质基础。(2)煤层埋藏适中，降低开采难度及开采成本，3#煤层埋藏深度512～1215m;15#煤层605～1310m。(3)煤层厚度较大，3#煤层厚度5.3～6.2m;15#煤层厚度2.4～7.9m。(4)煤变质演化程度高，最大镜质组反射率Ro，max=3.55%～3.98%，高变质程度使煤的吸附能力强，含气量高。(5)3#煤储层压力梯度接近于静水压力梯度;15#煤储层压力梯度略高于静水压力梯度。煤层气储层为常压或接近常压均有利于煤层气的开发。
表2 郑庄区块煤层含气性特征
注:下标ad代表空气干燥基。
在郑庄区块，开发煤层气存在的主要瓶颈问题是煤储层渗透率较低，平均低于1mD，其中3#煤层试井渗透率为0.013～0.430mD;15#煤层试井渗透率为0.022～0.920mD。通过镜下观察显微裂隙，两煤层均以B型(宽度>5μm，1mm<长度<10mm)裂隙为主，A型(宽度>5μm，长度>10mm)裂隙较少，裂隙密度较小，且连通性中等至差。裂隙不发育和连通性较差是导致煤储层渗透性差的主要原因。但两煤层的煤岩类型主要为光亮煤，煤体结构以原生结构和碎裂为主，这使得改善煤储层渗透能力成为可能。从煤层气开发的角度来讲，原生结构的煤体，裂隙虽然相对较少，但经过压裂后，煤层气容易抽放，属较好类型的煤体;碎裂结构的煤体，裂隙相对发育，抽放条件优越，属于极好的煤体类型。
表3 郑庄区块煤储层宏观和微观裂隙发育特征
另外从图4上可以看出，在郑庄区块煤储层渗透率主要受最小有效应力(最小主应力与储层压力之差)的影响，随着该应力的增加，渗透率值明显降低;但埋深和最小主应力对渗透率的影响不明显。因此，可以通过研究最小有效应力分布规律，在研究区低渗透率背景上寻找渗透率高值区，为选取煤层气高产高渗区提供科学依据。
图4 3#(a)及15#(b)煤层渗透率与应力、埋深关系图
4 结论
文章从沉积环境、水文地质条件和地质构造三个方面，分析了郑庄区块3#和15#煤层煤层气富集成藏的地质控制因素。结果表明:稳定的聚煤沉积环境和封闭的水动力系统是煤层气的保存的有利条件，而局部煤层气富集则受控于地质构造条件:在宽缓背斜部位有利聚气、两翼较陡的向斜和背斜轴部均不利聚气、断层部位最不利聚气，总体上向斜部位要好于背斜部位。另外，文章从储层参数角度分析了该区块煤层气的开发潜力。3#和15#煤层煤级高，含气量、含气饱和度较高，煤层较厚，煤层埋藏适中，储层压力接近或稍高于静水压力，均表明有利于煤层气的开发。然而该区块煤储层渗透率极低，使煤层气的商业开发增加了难度，但可以通过压裂等增产措施适当的改善煤储层，提高气产量。
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事件： 根据新华社报道，山西省2019年将全面实行煤层气矿业权退出机制。
山西省煤层气储量占约全国9成，圈而不采现象严重。 根据《山西省煤层气资源勘查开发规划 (2016—2020年)》，截至2015年底山西省累计探明煤层气地质储量5784亿立方米，约占全国的88%，主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。2015年底全省境内共设置煤层气矿业权41个，登记面积3.06万平方千米。然而山西省煤层气矿业权80%以上属于中石油、中联煤、中石化三大央企，圈而不采现象较突出，制约了煤层气开发进度。
山西省2019年有望实施煤层气矿业权退出机制。 为了扭转煤层气区块资源垄断造成的活力不足现象，山西省近年来积极推行煤层气矿业权改革，2019年有望实行煤层气矿业权退出机制。根据新华社报道，山西省将提高煤层气区块最低勘查投入标准和区块持有成本，具备开发条件的区块将限期完成产能建设，取得煤层气区块后长期勘查投入不足的企业将受到核减区块面积等处罚，情节严重的将收回区块。此外，山西省鼓励企业之间采取合作或调整矿业权范围等方式，妥善解决矿业权重叠范围内资源协调开发问题。
退出机制有望遏制现有“囤地”行为，利好新天然气、蓝焰控股等技术型企业。 我们判断退出机制有望遏制“囤地”行为，技术先进、经验丰富的煤层气开采公司有望通过转让或合作开发方式获得矿区。新天然气2018年8月完成收购亚美能源50.5%控制权，通过产品分成合同参与山西沁水盆地潘庄和马必区块煤层气开发，其中潘庄区块面积141.8平方千米，占山西省煤层气总登记面积不足0.5%，2017年煤层气产量超过山西省总产量10%。马必区块面积898.2平方千米，已于2018年10月取得发改委开采核准，今年起有望大规模商业开发释放产能。蓝焰控股是目前国内最大的地面抽采煤层气公司，第一大股东晋煤集团旗下具有国内最大井下抽采能力，实际控制人山西省国资委。2017年蓝焰控股实现煤层气产量14.3亿方，占全国总量的28.9%。
多措施鼓励煤层气开采，我国18-20年地面煤层气产量年均增速将达26.38%。 能源局2016年11月印发《煤层气开发利用“十三五”规划》，指出到2020年全国煤层气抽采量达到240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米。考虑到2017年全国地面煤层气产量仅49.54亿立方米，若要完成规划，预计2018-2020年煤层气产量年均增速将达到26.38%。山西省目标高于规划，根据2017年8月发布的《山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020年)》，山西省2020年煤层气抽采量将达到200亿立方米，地面开采产能建设达到300~400亿立方米/年。此外，我国多举措鼓励煤层气开采，对煤层气开采企业实行直接补贴和增值税即征即退政策：目前煤层气每方气补贴由原0.2元提高至0.3元，补贴政策延续至2020年以后；煤层气销售增值税先征后退政策2007开始实行，退税款由企业专项用于煤层气技术研究和扩大再生产，不征收企业所得税，我国未来几年煤层气发展空间广阔。
投资建议： 能源清洁化背景下全国天然气需求高景气无忧，预计未来三年天然气整体呈现紧平衡，非常规天然气开采加速。继续推荐具备上游煤层气资源的新天然气。
（文章来源：申万宏源）
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全负压煤气净化系统的现状及改进摘要E介绍了全负压煤气净化系统投产:6年来的生产现状、主要技改措施和仍存在的问题。关键词：煤气净化全负压系统生产现状改进措施!煤气净化系统的现状我公司的煤气净化系统采用的是与29;1<=5型;(焦炉配套的>?循环洗涤工艺@一期工程于:AA1年A月投产@净化系统处于半负荷B煤气处理量54 8万(0 C’D状态。二期工程于:AA0年A月投产，煤气处理量达8万(0 C’。从511:年以来@因焦炭产量增加@使煤气净化系统处于平均处理量达84 8万(0 C’B峰值时可达;4:万(0 C’D的超负荷运行状态。为此@我们通过对冷却水量、洗液量等指标的相应调整，逐步形成了一套较为成熟的管理操作方法，保证了煤气净化系统的稳定运行，各项指标见表:。由于全负压煤气净化工艺的吸气机设置在末端，整个过程都处于低温状态，有效避免了正压工艺中鼓风机后的煤气温升问题。另外@在吸气机房增设了风扇和空调等降温设备，保证了主电机的安全运行。脱酸蒸氨系统运行也很正常，保证了生化废水达标和洗涤系统的稳定运行。"存在问题和改进措施B:D经多年运行，换热器出现了不同程度的腐蚀、内漏和堵塞，严重影响净化系统的正常运行。为此，我们先后增加了一台贫6富液板式换热器、一台汽提水6循环水板式换热器。并将剩余氨水换热器由列管式改为螺旋板式。根据洗液的流量和温度7采取了加压反冲吹扫和更换芯子等处理措施，保证了煤气净化系统的稳定运行。部分煤气管道也因局部腐蚀出现漏点，经焊补后运行正常。8 2 9因电捕焦油器的捕焦油效率下降7使煤气中的焦油含量高达3:2;<*!。为此7将其中一台的电晕丝由单根单股改为单根多股绞线7保证了放电的均匀7绝缘部分由一个瓷缸改为三个吊装瓷瓶，不但易于检修，还增加了电晕丝的稳定性，保证了电捕焦油器的稳定运行。今年4月，因发生绝缘箱磁缸爆裂、电晕丝折断和短路等故障进行了大修。目前7电捕焦油器后煤气中的焦油含量已降至!3*;<*!以下，最低值仅为4:=*;<*!。8!9液相带油造成设备和管道的堵塞。该系统的除油过程集中在机械化澄清槽、初冷器和电捕焦油器。当除油效果不好时，焦油会随洗涤富液和剩余氨水带入脱硫富液中，随后进入脱酸蒸氨工序，易造成列管式换热器和板式换热器的堵塞。针对上述现象，采取了如下措施。"9在澄清槽和剩余氨水槽之间增加一台">3*!的卧式槽，作为循环氨水的重力沉降除油槽，并在剩余氨水槽和富液槽内增设斜向隔板7在槽壁的不同高度增设放油口7定时放油。2 9新建一套剩余氨水的气浮除油装置，除油率达53?@A3?7同时可降低系统中萘的含量。经气浮除油后的剩余氨水送入脱硫塔。!9原设计的固定铵塔和挥发氨塔闪蒸室的泵吸入口较低7沉积在底部的焦油极易被吸入管道，造成系统的堵塞。提高泵的吸入高度后，并定时放油，大大降低了堵塞的几率。8 4 9冷凝工序的改造。南北两台冷凝液槽各有两台液下泵，一开一备，现在北冷凝液槽增设一台自吸泵，并改造了相应管道，使自吸泵在清槽等特殊操作时可改抽南槽中的冷凝液。8 5 9脱酸蒸氨工序的改造。增设一台贫富液板式换热器和一台循环水6汽提水板式换热器，降低了贫液和汽提水进入后段换热器的温度，减轻了后段的冷却负荷，既提高了富液的预热温度，又节约了蒸汽。酸汽回炉管因腐蚀产生内漏7无法使用。当克劳斯炉灭火时7酸汽就无路可通。为避免脱酸塔形成真空而吸瘪，在脱酸塔顶加装了!53**的放散管。原设计中7进入新水池中的地下水只用现场阀门控制，由于生产过程中用水量的变化易造成新水池满流或抽空。为此7在新水池进口管上加装浮球阀，实现了液位的自动控制，既可避免水的浪费，又可减少事故的发生。脱酸贫液泵的轴承为内循环式，冷却介质为脱酸水，若瞬间中断，轴承就会因迅速升温而损坏。贫液泵的冷却水系统改造为软水冷却后，从未出现过轴承烧坏现象。同时7增设一台备用脱酸塔，这样7检修脱酸塔时系统可不停工，缓解了脱酸塔检修时对废水生化处理系统的冲击。8>9洗涤工序的改造。增设洗氨塔碱洗段的循环碱液流量计，以便准确掌握循环碱液流量，确保碱洗段的脱硫效率。原设计将各伴热汽的冷凝液、两苯塔间接蒸汽冷凝液和蒸汽管网的冷凝液经疏水阀排入地沟。现将冷凝液集中送入固定铵塔，既节约了固定铵塔蒸汽，又杜绝了蒸汽的跑冒滴漏。将剩余氨水换热器由列管式改为螺旋板式，既可用循环水冷却，也可用新水冷却，解决了因冷却水供应不足而造成剩余氨水温度过高的现象。将富氨水和半富氨水的换热器由列管式改为螺旋板式，提高了换热效率，可降低洗液温度和保证净化指标。将洗苯塔喷头改为无堵喷头，提高了洗苯效率。8 A 9吸气机的改造。在吸气机主电机国产化的同时，加装了手动调速系统，当自动控制系统发生故障时7可进行人工控制。!改进生产操作8"9电捕焦油器运行的好坏直接影响煤气中的含油量，定期用热氨水冲洗7以防止煤气中的焦油附着在沉淀极上7再用"5@23B.-氮气保护绝缘箱。停用氮气时使用净煤气，并制定了严格的切换制度，切换时必须先放水，以防水汽进入绝缘箱而损坏瓷缸。8 2 9三台初冷器两开一备，定期冲洗下液管，及时调节循环水量，确保煤气集合温度在"C@23D 7以降低系统的堵塞几率。8!9本工艺采用.EF集散控制系统，实现了生产的自控调节，主要测点都由微机监视和控制。但在调节吸气机吸力时，必须同时观察上升管压力的变化情况。为此，我们在组画面上增加了设置，把相关紧密的测点设在同一组内=还增设了报警和联锁功能，进一步完善了操作控制。;6<两苯塔采用液相进料，塔底用54>?,+间接蒸汽加热。自从苯加氢分厂的富萘苯残渣送入粗苯工段后，曾出现过两苯塔油管因萘结晶而严重堵塞的事故，现在管外加装蒸汽拌热管，至今未出现过堵塞现象。#存在问题;:<焦油磁力泵前的过滤网拆开清理频繁=工作量大，环境恶劣。;1<焦油精制产生的硫酸钠分离水、酚工序的分离水和焦油罐分离水=虽有几种送入@A循环系统的方案，但对系统的乳化仍不容忽视。;0<因增压机后压力调节阀的放散位置在阀后，曾出现过因无法调节而停机修阀，造成克劳斯炉和氨分解炉灭火达数小时。增压机意外停机时，常因传动轴被焦油粘住而无法正常开启。;6<微机控制系统配置有两台监视器=曾多次出现死机、黑屏、信息丢失、键盘无法调节等现象。;8<克劳斯装置仍存在酸汽回炉管内漏和硫磺尾气分析仪无法正常运行等问题，氨分解器的堵塞问题也未完全解决。\
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庚勐1 孙粉锦1 李贵中1 刘萍1 梁丽1 李林地2
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院;2.中国石化石油勘探开发研究院.)
摘要:煤层气作为一种重要的非常规天然气能源，在成藏方式、储集类型、开发手段上与常规天然气藏存在很大差异。煤层不仅是煤层气的生气层，同时也是储气层，而且煤层气多以吸附态赋存于煤层中。因此，在煤层气井压裂施工过程中压裂液对煤储层的伤害不仅体现在宏观的渗流能力伤害方面，更主要体现在对吸附在煤表面的煤层气吸附解吸伤害影响上。本文针对煤层气的吸附解吸影响因素进行了综合分析评价，具体分析了煤的成分与煤中化学元素组成对煤层气吸附解吸的影响;确定了煤层气吸附解吸伤害实验评价方法;提出了压裂液与煤层润湿性是评价压裂液对煤层气解吸附伤害程度的衡量参数。利用该评价模式对两处不同煤质特征样品进行了含有粘土防膨剂的压裂液及活性水对煤层气解吸附伤害影响评价。该研究成果为煤层气井压裂施工过程中的压裂液选择具备理论指导作用。
关键词:煤层气 吸附-解吸 压裂液 润湿角 伤害机理
基金项目: 国家科技重大专项项目 37“煤层气完井与高效增产技术及装备研制”项目 ( 2008ZX05037) 资助。
作者简介: 庚勐，男，1981 年生，硕士研究生，2009 年毕业于中国石油大学 ( 北京) ，从事煤层气地质评价研究。地址: ( 065007) 河北省廊坊市广阳区万庄 44#煤层气所。电话 ( ，。E mail:gengmengxi@ petrochina. com. cn。
Research on the Mechanism of Coalbed Methane Desorption Damages Caused by Fracturing Fluid
GENG Meng1，SUN Fenjin1，LI Guizhong1，LIU Ping1，LIANG Li1，LI Lindi2
( 1. Langfang Branch，PetroChina Petroleum Exploration and Development Research Institute， Lang-fang，Hebei 065007，China; 2. Sinopec Petroleum Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China. )
Abstract: Coal-bed methane is an important unconventional natural energy resource. Compared to convention- al gas reservoir，it has greater difference with the ways of reservoir modes and storage types and exploration meth- ods. Coal seam is the generation and storage of the gas which prefers to exist with adsorption behavior. Therefore， the damage caused by fracturing fluid during the fracture treatment not only displayed on the harm to filtration ca- pability，moreover the influence on the adsorption ＆ desorption of the gas being on the coal surface. This article makes synthetic analysis and appraisal of the coal bed methane absorption ＆ desorption affecting factors. It analyzes the influence of the coal component and chemical elements composition to coal-bed methane absorption-desorption， establishes the coal-bed methane absorption ＆ desorption damage experimental evaluation methods，proposes that fracturing fluid and coal seam wettability are the measuring parameters for evaluating the damage degree of the frac- turing fluid to coal-bed methane desorption. It evaluates the damages of the fracturing liquid and active water con- taining clay antiswelling agent with two samples of different coal quality features. The result has theoretical guid- ance on choosing fracturing liquid during coal-bed methane fracturing operation.
Keywords: coal-bed methane; adsorption ＆ desorption; fracturing fluid; wetting angle; damage mecha- nism
1 前言
煤层气作为一种重要的非常规天然气资源越来越受到世界各国的重视，2010年美国煤层气年产量已突破560亿方，达到常规天然气产量的一半;中国煤层气储量丰富，煤层气勘探开发利用的产业化进程也正在快速进行。煤层气开发技术不断突破，但由于煤储层的特殊性质，压裂施工成为获得工业气流的重要手段，而煤层气多以吸附态赋存于煤层中，使得压裂施工中对煤储层造成的伤害因素大大增加，其中压裂液与煤储层的配伍性显得格外重要。
2 煤层气吸附解吸机理
煤层气在煤中主要以吸附态赋存外，还有游离态和水溶态赋存方式。煤是具有裂缝系统和基质孔隙的双孔结构，该结构控制了其中气体的储集和运移。煤层其主要吸附于煤的孔隙中，受到温度压力等条件影响，造成热运动能力改变，从而实现在煤表面的吸附和解吸［1］。
煤层气的吸附和解吸主要区别于以下四个方面:(1)作用过程。吸附是一种自发的热演化生烃排烃过程;解吸则是一种被动的人为排水降压过程。(2)作用时间。吸附过程要经历漫长的年代，要以百万年计算;而解吸过程则非常短暂，只需要几分钟或者几小时。(3)作用类型。吸附包括了物理吸附和化学吸附两种形式，化学吸附是以离子键吸附，需要能量较大，但所占吸附气比例很小，物理吸附则具备了热能低、速度快、可逆和无选择性等特点;解吸过程则是单一的物理过程。(4)作用条件。吸附是通过煤演化过程中逐渐脱水、增压实现的;解吸则是一个相对恒温过程［2］。
通过对煤层气的吸附解吸原理分析可知，压裂液对煤层气的吸附解吸影响主要发生在解吸附过程中。
3 煤层气解吸附影响因素分析
煤对气体的吸附能力受多种因素的影响，通常情况下主要影响因素有压力、温度、矿物质含量、水分含量、煤阶、岩性、气体组分等［3］。本研究中使用了同一地区同一批次煤岩样品，等温吸附实验是在室内利用纯甲烷气体进行吸附解吸实验;人为规避了以上常规因素对煤层气解吸附的影响，可以将各种压裂液配方对煤层气解吸附的影响在同一标准下进行比较。
压裂液对煤层气解吸附的影响主要体现为与气体在煤表面的润湿能力不同，造成对煤层气解吸附促进作用存在差异，降低了由于孔隙堵塞造成的解吸附气量减少，个别压裂液配方的注入甚至增加了煤层气的解吸量。压裂液与煤的润湿性可以通过接触角来测定，接触角越小润湿性越好，对煤层气解吸附的促进作用越大［4］。
4 煤质特征对润湿性的影响
4.1 水分
煤层中水的赋存状态分包括外在水和内在水以及部分结晶水，本研究中涉及的水分含量是指内在水含量，此时内在水是以物理吸附形势存在于煤样中;而煤样中的结晶水是以化学方式与煤中矿物质结合的，含量很小，可以忽略其影响。由图1可知，随着煤样的空气干燥基水分增高，煤样与水的接触角越小，表明煤样越容易被水润湿，该煤样的润湿性越好。
图1 煤样水分含量与接触角关系
4.2 灰分
煤的灰分是指煤中所有可燃物完全燃烧，煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣。煤中灰分全部来自煤中矿物质，而灰分的组成和重量与煤中矿物质含量不完全相同，其并非煤中固有成分，通常将其称为灰分产率。煤中的矿物质成分主要有高岭石、黄铁矿、石英和方解石等。
如图2所示，煤样中灰分含量越大，煤样与水之间接触角越小，煤样润湿性能越好。
4.3 挥发分
图2 煤样灰分含量与接触角关系
水分和矿物质含量虽然对煤的润湿性起到一定作用，但由于二者均属于无机物，并不是煤的主要成分，而挥发分是煤中有机成分，其与煤的成因、显微组分和煤化程度有关，可以通过挥发分产率大致判断煤的变质程度。由于挥发分主要是由吸附于煤样孔隙中的气体和水分以及随温度升高煤样外围官能团释放气，其中水分和极性官能团亲水，气体和非极性官能团不亲水，所以很难通过挥发份产率判断煤样的润湿性。如图3所示，挥发份产率同煤样与水的接触角之间相关性很差，证明了挥发份与煤样润湿性之间并无明显关联。
图3 煤样挥发分含量与接触角关系
4.4 固定碳
固定碳与挥发分一样都属于煤中有机成分，煤样中的干燥无灰基固定碳含量随煤化程度增加而变高，所以也有国家(或地区)将其作为煤的分类标准。
实际上固定碳并不只是煤中碳元素的含量，还包括氧、氮、硫等元素。固定碳并不是煤中固有成分，而是热分解的产物。由于煤是由若干结构相似的结构单元通过性质活泼的桥键连接而成的大分子结构，其核心结构是芳香核，在边缘存在一定得较为活泼的基团，随着固定碳含量增加，煤化程度加深，煤分子的稳定性加强，导致了润湿性变差。由图4可以看出，随着煤中固定碳含量的增加，煤样与水之间的接触角逐渐增大，润湿性变差。
图4 煤样固定碳含量与接触角关系
5 压裂液对煤层气解吸附影响分析
5.1 含粘土防膨剂压裂液对煤层气解吸附影响分析
通过以上分析可以看出，水分、灰分和固定碳都与煤质和水的润湿性存在关联，水分和灰分含量的增加都会降低水与煤质间的接触角，提高煤的润湿性;固定碳含量增加则会增大水与煤之间的接触角，降低煤的润湿性。如表1工业分析数据可知，目标煤层的固定碳含量要远大于水分和灰分含量，超过了75%，所以该目标煤层的润湿性能较差。
表1 目标煤层工业分析结果
本次试验中首先用到了蒸馏水作为对比液，同时选择地下水作为基液，添加了不同浓度KCl进行对比，由于压裂液配方的成分远复杂于蒸馏水，所以每种添加了不同浓度KCl的地下水压裂液与煤层的润湿性能存在很大差异。
如表2所示，对于3#煤层添加了1%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最小，而2%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最大;同时对于5#目标煤层，添加了2%和6%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较小，而添加了1%和4%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较大。以上论则完全验证了添加不同浓度KCl粘土防膨剂的地下水压裂液污染后煤层解吸附曲线特征。
表2 不同浓度防膨剂与韩城地区3#煤样接触角对比表
如图5目标煤层受蒸馏水或含粘土防膨剂压裂液影响后的吸附解吸曲线所示，目标煤层受到含有KCl的地层水或蒸馏水污染后，解吸附曲线出现程度不同的滞后现象，且解吸滞后现象严重程度与压裂液同煤层的接触角度数大小成正比，即与润湿性成反比，这是由于不同配方污染后造成的不利影响与解吸促进综合作用后的结果，与目标煤层润湿性较好压裂液具备较好的促进解吸作用，相对解吸滞后性减小。
图5-1 蒸馏水对3#煤解吸影响
对于3#目标煤层，几种不同浓度防膨剂配方对煤层气解吸附影响程度由大到小依次为:地表水+2%KCl>地表水+6%KCl>蒸馏水>地表水+4%KCl>地表水+1%KCl，除地表水+2%KCl要根据煤层原始压力考虑其实用性意外，其余几种浓度防膨剂配方煤层气解吸附影响程度差别非常小［5］。如表3所示，综合考虑到目标煤层较低的粘土含量，从成本角度可以考虑优先选择浓度为1%的KCl防膨剂进行压裂液配制。
图5-2 蒸馏水对5#煤解吸影响
图5-3 1%防膨剂对3#煤解吸影响
图5-4 1%防膨剂对5#煤解吸影响
对于5#目标煤层，当压裂液为蒸馏水时对煤层气解吸附影响较小;当加入1%和4%KCl防膨剂对煤层解吸附的影响最大，使煤层气解吸出现了明显的滞后性，不建议使用该种防膨剂进行压裂液配制。其他几种防膨剂对煤层气解吸附影响有限，可以使用;如表4所示，综合考虑到目标煤层较低的粘土含量，最适合于5#煤层解吸的防膨剂是2%KCl。
图5-5 2%防膨剂对3#煤解吸影响
图5-6 2%防膨剂对5#煤解吸影响
图5-7 4%防膨剂对3#煤解吸影响
图5-8 4%防膨剂对5#煤解吸影响
图5-9 6%防膨剂对3#煤解吸影响
图5-10 6%防膨剂对5#煤解吸影响
表3 3#煤样粘土矿物含量测试表
表4 5#煤样粘土矿物含量测试表
5.2 活性水压裂液对煤层气解吸附影响分析
目前煤层压裂施工中大量使用活化水作为压裂液，因为活性水的粘度只有交联冻胶粘度1%，反排效果好，加砂量相对较少，同时对煤层的污染较少，所以具备较好的应用前景。
在对含粘土防膨剂压力液与煤层气解吸附影响评价基础上，本次试验中加入了0.5%DL8助排剂形成活性水进行试验分析。
如图6所示，受到地表水+0.5%Dl8助排剂+1%KCl防膨剂污染的5#煤试验样品解吸滞后性远远小于地表水+1%KCl防膨剂污染的5#煤层解吸过程。由表5可知，加入助排剂以后的压裂液与5#煤样接触角小于未加入助排剂之前，说明该助排剂改善了压裂液与目标煤层的润湿性，在某种程度上降低了单纯使用防膨剂给煤层气解吸造成的伤害。
图6 0.5DL8助排剂+1%防膨剂对5#煤解吸影响对比
表5 添加助排剂前后压裂液与5#煤样接触角对比表
结论
压力液对煤层气的影响主要发生在解吸附过程中;对于同一煤层煤样，压裂液对煤层气解吸附影响主要是由于固液间润湿性差异造成的压裂液置换煤层气能力不同，使得解吸气量产生差异。煤质中影响煤与水润湿性的主要成分为固定碳，固定碳含量越大煤的润湿性越差;与之相反的是水分和灰分，二者含量越大煤的润湿性越好，但由于二者含量远小于固定碳含量，所以目标煤层煤的润湿性较差。
添加防膨剂以后使得压裂液性质变复杂，根据不同压裂液与目标煤层润湿性验证了煤层气等温吸附解吸曲线滞后性特征;根据不同煤层具体情况选择经济高效的粘土防膨剂浓度进行压裂液配制。
对于加入了助排剂的活性水压裂液增加了液体表面活性，改善了其与目标煤层的润湿性，有效地降低了煤层气解吸附过程滞后性，提高了煤层气解吸附能力。
参考文献
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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
1.1 煤层气成藏模式和成藏期
1.1.1 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14.1m，压裂后井口压力为2.32MPa，日产气2400m3。
图 1 煤层气成藏模式图
1.1.2 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1.5万～2.15万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7.16亿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9.6MPa，低于邻井10MPa以上，初期日产水62m3，4年后目前为54.8m3，累计产气仅有3.8万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4.3万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。
1.2 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% 。
1.3 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。
1.4 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)。
1.5 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。
2.1 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。
2.2 降压速率不同形成三类开采效果
2.2.1 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
2.2.2 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(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。
2.2.3 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。
2.3 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20.7m3，套压0.15MPa，液面4m，累计产水3.7万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
3.1 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
3.2 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10.5万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9.4m，顶板6.8m灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19个月产水4.6万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0.95万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3.0万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<2.0万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。
3.3 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。
3.4 “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19.1万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［(1.0～3.6)×10－3μm2］效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万～1.4万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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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1.17。
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。
(一)煤层气的物理性质
煤层气的物理性质与煤层气的气体组成有关，不同气体组成的煤层气其物理性质亦有差异，但总的来说煤层气具有以下的物理性质:
1.煤层气分子的大小和分子量
煤层气分子的大小介于0.32～0.55nm之间，多为近似值(表4－2)。分子的偏心度或非均质度即偏心因子(两个分子间的相互作用力偏离分子中心之间的作用力的程度，为反映物质分子形状、极性和大小的参数)，甲烷最小(只有0.008)，分子平均自由程(气体分子运动过程中与其他分子两次碰撞之间的距离)约为其分子平均直径的200倍。其分子量由组成煤层气的各种分子的百分含量累加而成，称为表观分子量。
表4－2煤中吸附介质分子直径、沸点和分子自由程(0℃，0.101325MPa)
(据张新民等，2002)
2.煤层气的密度
标准状态下(1atm，温度15.55℃)单位体积煤层气的质量，单位为kg/m3。煤层气在地下的密度随分子量和压力增大而增大、随温度的升高而减小。标准状态下煤层气的密度为0.716kg/m3。
煤层气的相对密度，是指同温度、压力条件下(1atm，温度15.55℃或20℃)煤层气密度与空气密度的比值。通常煤层气的相对密度为0.554。
3.煤层气的黏度
黏度是流体运动时其内部质点沿接触面相对运动、产生内摩擦力以阻抗流体变形的性质。常用动力黏度系数即流体内摩擦切应力与切应变率的比值来表示，其单位为泊(P)。煤层气的黏度很小，在地表常压、20℃时，甲烷的动力黏度系数为1.08×10－5MPa·s。表示黏度的参数还有运动黏度系数(即动力黏度与密度的比值，单位:cm2/s)和相对黏度(即液体的绝对黏度与水的绝对黏度的比值)。
煤层气的黏度与气体的组成、温度、压力等条件有关，在正常压力下黏度随温度的升高而变大，这与分子运动加速、气体分子碰撞次数增加有关，而随分子量增大而变小。在较高压力下，煤层气的黏度随压力增加而增长、随温度的升高而减小、随分子量的增大而增大。
4.煤层气的临界点
临界温度，是指气相纯物质维持液相的最高温度，高于这一温度气体即不能用简单升高压力的办法(不降低温度)使之转化为液体。临界压力，是指气、液两相共存的最高压力，即在临界温度时气体凝析所需的压力。高于临界温度，无论压力多大气体均不会液化;高于临界压力，不管温度多少液态和气态亦不能同时存在。只有当温度和压力均超过其临界温度和临界压力时，才称为超临界状态。
地层条件下，煤层气超临界吸附的现象是存在的。但只有当煤层气压力(气压)超过4.604MPa(表4－2)才真正出现超临界流体。实际上，在我国煤矿瓦斯实测压力中超过此压力的矿井是比较少的。但对于原位且处于封闭系统的煤储层而言，储层中水压等于气压，只要煤层埋深超过500m煤层气就可能成为超临界流体。
对于甲烷和氮气，任一埋深储层温度均高于临界温度，无论压力多大均不会液化。对于二氧化碳，当储层温度低于31.06℃(表4－2)，对于乙烷，当储层温度低于32.37℃(表4－2)而储层压力(气压)高于液化压力时，二者均可以呈液态形式存在。按正常地温梯度3℃/100m、正常储层压力梯度0.98MPa/100m，设恒温带深度为20m、温度为10℃，则埋深500m左右时储层温度约为25℃、储层压力为4.9MPa，此时二者均低于临界温度和压力，二氧化碳和乙烷以气态形式存在;当埋深达到800m时储层温度约为34℃，高于临界温度，二氧化碳和乙烷仍为气态。但当二氧化碳压力大于7.38MPa、乙烷压力大于4.98MPa时，二氧化碳和乙烷有可能成为超临界流体;只有在500～800m范围内的局部层段(封闭体系)，储层温度低于临界温度、储层压力高于液化压力时，二氧化碳和乙烷才可能以液态形式存在(图4－3)。
上面所述临界温度和临界压力是对单一气体组分而言的。在自然条件下，煤层气通常是多种组分气体的混合物。混合气体的临界温度高于其最低沸点组分的临界温度、低于最高沸点的临界温度，等于组成混合气体的各个组分的绝对临界温度与相应的分子浓度的乘积之和。相应地也可以计算出混合气体的临界压力。这种计算出来的临界温度和临界压力叫做混合气体的拟临界温度和拟临界压力。
5.煤层气的溶解度
煤层气能不同程度地溶解于煤储层的地下水中，不同的气体溶解度差别很大。20℃、1atm下单位体积水中溶解的气体体积称为溶解度(m3气/m3水)，溶解度同气体压力的比值称为溶解系数(m3/m3·atm)。温度对溶解度的影响较复杂，温度<80℃时，随温度升高溶解度降低;温度>80℃时，溶解度随温度升高而增加(图4－4)。甲烷溶解度随压力的增加而增加，低压时呈线性关系，高压时(>10MPa)呈曲线关系(图4－5);甲烷溶解度随矿化度的增加而减少(图4－5)。所以在高温高压的地下水中溶解气明显增加。如果煤层水被CO2饱和时，则甲烷在水中的溶解度会明显增大。
图4－3二氧化碳在正常地温条件下的液化区间图
图4－4甲烷在水中的溶解度与温度的关系图 (据傅雪海等，2007)
图4－5不同温度、不同矿化度条件下的甲烷溶解度与压力的关系图 (据傅雪海等，2007)
6.主要气体组分的性质
甲烷为无色、无味、无臭、无毒气体(表4－3)。但煤储层中往往含有少量其他芳香族碳氢气体，因此常常伴着一些苹果香味。在大气压力为0.101325MPa、温度为0℃的标准状态下，甲烷的分子量为16.043，分子大小约为0.33～0.42nm;其密度为0.677kg/m3，相对密度为0.554(比空气轻)，当空气中混有5.3%～16.0%浓度的甲烷时遇火即可燃烧或爆炸;动力黏度为1.084×10－5Pa·s;临界温度为－82.57℃，临界压力为4.604MPa(表4－2);热值约为37.62kJ/m3。
表4－3煤层气成分的物理性质表
氮气是一种无色、无臭、无味的气体，微溶于水，0℃时1mL水仅能溶解0.023mL氮气。在1atm、15.55℃时，其密度为1.182kg/m3，相对密度为0.967(表4－2)。
二氧化碳为无色、无臭、略具酸味气体。在大气压力为0.101325MPa、温度为0℃的标准状态下，二氧化碳的分子量为44.010，分子大小约为0.33～0.47nm;密度为1.858kg/m3，相对密度为1.519(比空气重)，突然喷出可使人窒息;其动力黏度为1.466×10－5Pa·s;其临界温度为31.06℃、临界压力为7.384MPa(表4－2)。
(二)煤层气的同位素特征
Law(1993)研究认为，世界各地煤层气的同位素差异较大，甲烷的δ13C1值分布范围很宽，介于－80‰～－16.8‰之间;乙烷δ13C2的值介于－3.29‰～－2.28‰之间;甲烷的δD值分布在－33.3‰～－11.7‰之间;二氧化碳的δ13C值为－2.66‰～－18.6‰。从煤样中解吸出的甲烷的δ13C1值比开采气或自由(游离)气体中甲烷的δ13C1值高出几个千分点。这是因为在解吸作用过程中发生了同位素分馏作用，δ13C1优先被解吸出来。
国内测试资料表明，煤层气δ13C1变化于－78‰～－28‰之间，分布范围广，同位素组成总体上偏轻，而且不同地区、不同地质时代和不同煤阶煤中的δ13C1分布特征亦有所不同。就地区而言，华北煤层气δ13C1为－78‰～－28‰，东北煤层气δ13C1为－68‰～－49‰，华南煤层气δ13C1为－68‰～－25‰(图4－6)。显然，我国煤层气的δ13C1地域分布总体上体现出不同地质时代不同构造背景下煤中有机质生烃演化的特点。华北和华南的煤层主要形成于晚古生代，经历了多阶段构造演化，煤化作用的地质背景较为复杂，煤阶跨度大，生气历程长，δ13C1变化大;东北煤层主要形成于中－新生代，热演化历程及其控制因素相对简单，煤阶普遍较低，δ13C1分布较为集中。
就全国来看，煤层气δ13C1与煤阶之间的关系尽管离散性较大，但规律性仍然相当明显(图4－7)。δ13C1随镜质组反射率增高而变重，但二者之间的这种正相关关系并不是线性的。当镜质组反射率小于2.0%时，δ13C1值增大的速率较快，由－65‰(镜质组反射率0.3%左右)增至－25‰(镜质组反射率2.0%左右)，此后直到镜质组反射率4.0%附近δ13C1值仍低于－20‰。换言之，只有在进入无烟煤阶段之后，煤层气的δ13C1值才开始接近或落入腐殖型常规天然气δ13C1值的分布范畴(>－35‰)。
图4－6中国煤层气稳定碳同位素的地域分布图 (据叶建平等，1998)
图4－7中国煤层气稳定碳同位素分布与煤阶之间关系图 (据叶建平等，1998)
进一步分析特定地区煤层气稳定碳同位素的演化趋势发现，不仅δ13C1值与镜质组反射率之间的离散性显著减小，而且存在着有别于全国性趋势的区域规律。华北和华南煤层气δ13C1值与全国性规律一致、随煤阶增高而变重，且在进入无烟煤阶段后离散性明显变小(图4－8a，b)。东北煤层气δ13C1值的演化却与此相反，煤阶增高而δ13C1值变小(图4－8c)。
腐殖型常规天然气δ13C1与镜质组反射率之间呈对数相关关系，华北、华南和全国δ13C1值与煤阶之间的相关趋势与其一致，东北地区则与此相反，暗示东北煤层气稳定碳同位素的分布另有其他控制因素。
图4－8不同地区煤层气稳定碳同位素分布与煤阶之间关系图 (据叶建平等，1998)
Rice et al.(1993)总结美国和加拿大煤层气同位素资料后，得出气的稳定碳同位素δ13C1值与煤阶有很好的相关关系。一般低煤阶煤的δ13C1值小，煤阶增加而δ13C1值变大。但是同一煤阶δ13C1值具有很大的变化范围(图4－9)。此外，δ13C1值与现今煤层埋深亦有较好的对应关系，在煤阶一定情况下，浅部煤层气由轻同位素组成，深部煤层气则由重同位素组成。
图4－9煤层气δC1与Ro，max的关系图 据Rice et al.，1993)