国内外煤层气勘探开发利用现状

国内外煤层气勘探开发利用现状世界煤层气资源与勘探开发现状世界煤层气资源与勘探开发现状目前，世界煤层气勘探开发的主要进展情况如下。美国煤层气勘探开发技术发展过程与现状简介以往为了保证煤矿开采安全，美国的煤矿在采矿过程中要向大气中排放大量甲烷气（瓦斯）。据估计，在20世纪80年代初，从美国煤矿中排入大气的甲烷气量高达780×104m3/d，在1990年增至850×104m3/d。抽排瓦斯不仅严重污染大气，而且耗费很大财礼、物力，在亚拉巴马州，每排出57×104m3的甲烷需耗用10MW的动力。努力变害为宝，是促使美国煤层气工业发展的重要原因。20世纪50年代，已出现对煤层气的零星开发利用，如美国圣胡安盆地1953年投产了第一口煤层气井，产量0.2×104—1.2×104m3/d。到70年代末，大规模开采煤层气资源已初具规模。1980年12月12日美国阿拉巴马州黑勇士盆地的OakGrove煤层气田建成投产，标志着现代煤层气工业的诞生。此后，美国煤层气工业迅速发展。到1994年底，美国已有6000多口煤层气井，其中正在生产的井超过5500口，年产量愈210×108m3，约占美国天然气总产量的4.2%，仅美国佛吉尼亚洲1999年就有293口煤层气井完井并投入生产，比1998年增加了22%。据估计，美国在17个含煤盆地或地区（见表1-1）中，煤层气总资源量为19×1012m3，其中可采资源量约为3×1012m3。澳大利亚煤层气勘探开发现状近5年来澳大利亚的煤层气勘探十分活跃，主要集中在东部的几个二叠纪-三叠纪含煤盆地，包括悉尼、冈尼达、博恩、加利利等盆地，仅在近几年已钻60多口煤层气探井，其中博恩盆地的2口井经测试后转为生产井。悉尼盆地位于澳大利亚新南威尔士州，面积3×104km2，是一个二叠纪弧后盆地。盆地的煤层包括上二叠纪Illawarra煤系和二叠纪Greta煤系，累计煤层厚度为9-100m，大部分地区为30m。煤层多为高至低挥发烟煤，R0为0.2-0.6%，以褐煤为主，煤层渗透率较低，为0.05×10-3--5×10-3μm2不等。估计煤层气资源量为3.68×1012m3。冈尼达盆地位于悉尼盆地以北，以MtCoricudgy背斜相隔，其地质条件与悉尼盆地相似。AustralianCBMPtyLtd(ACM)公司自20世纪80年代末开始对该盆地进行研究，但直到1993表1-1美国含煤盆地煤层气资源概况盆地名称面积(km2)煤层最大埋深(m)主要煤层层数+单井最大总煤层厚度(m)单煤层最大厚度(m)最高煤阶压力类型含气量①(m3.t-1)煤层气地质储量(1012m3)西部圣胡安195001200③143012LvBu,n,o17(1070)2.38皮申斯17400366020306.7SAu,n,o12(2320)>2.38大格林河54600183030296HvaBu,n15.4(1070)8.89泡德河670001220249160Sbau2.0(370)0.85拉顿570092040273Lvbu14(370)0.28西华盛顿16900？？？12HvbB?2.1(180)0.68温德河②2100036606？308.5Sban,u??0.06尤因塔24000920？？7.6HvaB?10.0(970)0.28东部北阿巴拉契亚11400610663.7HvaBu12.5(240)1.73伊利诺斯130000920354.6HvaBu4.2(210)0.55黑勇士155001220562.4LvBu,n17(850)0.57中阿巴拉契亚1300760651.8LvBu19(370)0.14阿科马35000920232.1LvBu15.6(430)0.11卡霍巴和库萨940380025？?LvB?11(?)0.08里奇蒙德6509202？4.6MvB?8.5(?)0.08宾州无烟煤13009203？2.0A?20.0(209)?瓦利16012202？?SA????注：LvB为低挥发煤，SA为半无烟煤，HvaB为高挥发A烟煤，Sba为亚烟煤，HvbB为高挥发B煤。压力类型：u欠压，n常压，o超压。①最大含气量（取样深度）。②数据只来源于FortUnion组。③为Fruitland组最大深度。+单井主要煤层层数。年才开始打井，1995年打了第二口评价井。测井结果表明，二叠系煤层厚度累计为80m，实测渗透率为45×10-3μm2，部分煤层的R0为0.7-2.0%。博恩盆地位于昆士兰州东部，主体二叠系煤层包括Reids层、Dome层、Collinsville层、Moranbah层和Rangal层。盆地中的煤阶向东逐步上升，可达半无烟煤—无烟煤。博恩盆地的煤层气资源量很大，估计为5×1012m3。目前博恩盆地的煤层气勘探十分活跃，并取得明显的进展。主要作业公司有Conoco、Tristar和CRA勘探公司。Conoco公司在博恩盆地已累计打煤层气井17口，其中包括4个生产测试试验区的7口测试井。Tristar公司自1994年8月以来已在该盆地打了14口井，其中13口井作洞穴完井，其中2口井测试结果表明储量超过万且不产水。CRA勘探公司主要在该盆地东缘作业，其PeatⅡ井的测试产量是目前澳洲的最高产量，该井1995年3月完井，生产测试时用7/8in(22.2mm)油嘴，在896kPa的稳定压力下产气7.1万m3/d，后转为生产井；另一口井（PeatⅢ井）在1995年8月钻进985m，测试获3.6万m3/d的产量，后也转为生产井。加利利盆地位于昆士兰州中部，是一个克拉通内断陷盆地，面积23．4万km2。目前只有Enron公司在此进行煤层气勘探。Enron公司的研究区位于盆地东北部，面积48000km2。据随钻测井结果，该盆地煤层为二叠系Aramac煤系和Bandanna／Colinlea层系，煤层厚（单层可达13m），煤阶低（仅在局部地区R0超过0．7％），煤层含气量也比较低，平均为2.6m3／t（钻井测结果）。煤层为常压至超压。1993～1994年Enron公司打了6口探井，确定两个有利构造区，即Crossmore背斜和RodneyCreek背斜。Crossmore地区煤层净厚度为24m，含气量为3．7m3／t，为饱含气，平均渗透率约为52X10-3μm2，估计地质储量170亿m3。RodneyCreek地区饱含气的煤层净厚度为35m，平均渗透率13×10-3μm2，估计地质储量230亿m3。1995年7月Enron公司又打了2口测试井。3．其他国家的煤层气勘探现状（1）捷克共和国俄斯特拉发·卡尔菲纳盆地是捷克最重要的含煤盆地，其石炭系地层含225个煤层。目前已建成了一个煤层气开发试验区，面积240km2，包括10个小区，计划在其中最有希望的小区打6口井。1994年底已完成第一口井。（2）波兰波兰于1992年10月完成第一轮开发煤层气的招标，当时吸引了一些外国公司前往合作。近两年来在煤层气的勘探、资源评价和开采试验等方面做了许多工作，尚待建成工业产能。估计波兰煤层气资源量为3×1012m3。（3）比利时比利时东北的凯平（Campine）盆地是西北欧海相石炭系大煤田的一部分。为了评价该煤田未开采地区煤层气开发利用的可行性，已建立了一个试验区。1992年底在比利时的皮尔地区打了一口井井进行了生产测试，但测试结果并不理想。（4）英国英国煤矿瓦斯利用的历史较长，但用直井开发这种资源只是近几年才开始。现已有7家公司获得了煤层气开发租约，其中英国Evergreen资源公司最为活跃。1992年春完成了第一口井，完钻井深1074．4m，钻遇煤层厚22．6m，并进行了压裂处理。（5）俄罗斯和乌克兰俄罗斯和乌克兰的煤层气资源极为丰富。然而，由于资金和技术上的问题，煤层气的勘探开发活动仅停留在煤矿瓦斯气的处理和煤层气资源评价上。目前这些独联体国家正积极努力，希望借助美国石油公司的技术和资金开发利用煤层气资源。（6）加拿大早在20世纪80年代初期加拿大就开始在西部盆地进行煤层气勘探活动，但无进展。1990年以后由加拿大沉积和石油地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地以及东部新斯科舍省部署了一批井进行勘探和开采试验。（7）印度印度的煤层气资源潜力很大，但开采还存在问题。一是技术上的问题，如准确估算煤层气的含气量和渗透率；二是商业上的问题，市场问题尚未解决，管道设施也跟不上。（8）津巴布韦目前共设有4个煤层气勘探区块，总面积达8100km2。勘探费用由欧洲投资银行提供，勘探工作主要是通过遥感、航空磁测和构造模拟寻找高渗透性煤层。1994年底打了一口测试井。其他一些国家也在进行煤层气资源的评价和勘探，包括法国、匈牙利、西班牙、南非、新西兰等。总之，目前除美国之外，世界上其他国家尚没有大规模开发煤层气。即使是澳大利亚，也只有少数生产井。形成这种局面的原因可能有三点：第一，煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作往往需要很大的资金投入，如果没有税收政策上的优惠，很难吸引资金；第二，除美国外，其他国家尚不能彻底解决各自存在的具体技术问题；第三，由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间。二、中国煤层气勘探开发利用现状中国是世界第一产煤大国，以井下开发为主。据1992年全国矿井瓦斯等级鉴定，有2351个主要矿井中有1034个为高瓦斯和突出矿井，占44%。近年来，随着采深进一步加深和掘进度进一步扩大，矿井瓦斯涌出量平均每年增加1．7亿m3。1993年国有重点煤矿瓦斯涌出量达44．8亿m3。瓦斯爆炸和瓦斯突出事故在煤矿重大恶性事故中一直占有很大比例。瓦斯事故已构成煤矿安全生产的最大威胁。抽放煤层气是减少矿井瓦斯涌出量，防止瓦斯爆炸和突出事故的根本性的措施。抚顺煤矿从1952年开始实行煤层气抽放，是我国最早进行抽放煤层气的煤矿。到1980年，全国有32个矿区进行煤层气抽放。但是除少数抽放量大的矿井建立煤层气利用设施外，许多煤矿抽放煤层气仅是为了安全生产的需要，抽放的煤层气没有加以利用，而是抽放后排放到大气中，这样既浪费了能源资源，又污染了环境。为了发展矿井煤层气抽放和利用，在国家经济贸易委员会资源节约综合利用公司的支持下，原煤炭部加工利用局开始将煤层气利用工程列入国家节能基建投资计划。从资源论证、设计审查、资金安排到施工管理均实行行业管理。到20世纪80年代末，利用国家拨款，煤代油资金和各项优惠贷款，兴建和扩建煤矿煤层气利用工程50多项，建设储气罐总容量65万m3，输配气干线618．7km，供气22万户。同时还开发了煤层气发电、生产碳黑和甲醛等工业项目。1995年全国煤矿抽放井已达146个，年抽放量为6.3亿m3，利用量达4亿m3。20世纪80年代至90年代初，我国开始引进美国煤层气开发技术。1989年初，能源部邀请美国ICF公司来华进行煤层气技术交流，同年12月召开中国首次煤层气开发研讨会，预示着我国煤层气开发将成为一个新的热点。随后，能源部组织有关专家和工程技术人员赴美考察，原煤炭部、地矿部、石油部等部门也先后组团考察学习；同时，国外如美国的ARI、ARCO、中美能源公司、安然公司、阿莫科公司和澳大利亚的BHP、路伟尔公司等纷纷来华洽谈合作项目。截至1990年8月，中央批复能源部关于开发利用煤层气的书面建议，我国煤层气进入技术引进和试验阶段，开滦矿务局唐山矿煤层气示范项目经国家计委批准开始实施。1991年联合国开发计划署（UNDP）确定向我国提供援助，建立“中国煤层气资源开发”项目，1992年6月转为全球环境基金项目（GEF）提供援助资金1000万美元，该项目包括松藻矿务局、开滦矿务局、铁法矿务局三个煤层气开发示范子项目和西安煤炭勘探开发院全国煤层气资源评估子项目，由原煤炭部组织实施。1993年，联合国援助原地矿部开展“深层煤层气勘探”项目，提供援助资金130万美元，由华北石油地质局实施。上述项目对中国煤层气开发有极大的推动和影响作用。截至1998年底，煤炭、石油、地矿系统所属的有关部门及地方政府利用国内资金或引进外资与技术，已在20多个矿区打了近百口煤层气勘探和生产试验井。其中柳林、晋城、铁法项目已取得较好煤层气显示，前景看好，有所突破。这些项目为煤层气工业的发展奠定了基础。第二节中国煤炭资源和煤层气资源概述由于煤层既是煤层气的生气岩，又是储集层，煤层气的赋存又以吸附状态为主，煤层的分布范围，也就是煤层气的分布范围。因此，煤层气的研究，就离不开对煤田和煤层本身的研究。一、中国的主要聚煤期中国煤炭资源的特点是成煤期多、分布广、煤种全。主要的聚煤期有华北的石炭二叠纪、华南的晚二叠世、广西的晚三叠世、西北的早佛罗世与中林罗世、东北和内蒙古东部的晚佛罗系与早白至世以及东北、西南和沿海诸省的第三纪，共六个聚煤期。二、煤炭资源的分布特点中国煤层发育好，煤层总厚大于50m的地区有新疆的伊宁。乌鲁木齐、吐鲁番，内蒙古的海拉尔、胜利、霍林河，黑龙江鹤岗，辽宁抚顺以及云南的个别第三纪煤田。其厚度虽大，但分布范围有限。煤层厚为20～50m的分布区有准噶尔、伊犁、吐哈等盆地的大部分地区，青海木里，甘肃靖远，宁夏石炭井、灵武，内蒙古准格尔，山西大同、宁武，河北承德、京西，黑龙江的双鸭山、鸡西，安徽的淮南、淮北及贵州六盘水地区，其煤层分布范围较广煤厚为10～20m的分布区，主要有鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东麓诸煤田、平顶山、鲁西、淮北、川南、黔北、黔西等地，其煤层稳定，分布广阔。以上各地也是中国煤层气田的主要分布地区。中国煤种自褐煤到无烟煤都有，在各煤种的探明储量中褐煤占14．0％，低级烟煤占31．1％（含长焰煤、不粘煤、弱粘煤）；中高级烟煤（炼焦煤）占35．0％（其中，气煤为20．0％；肥煤为4．5％；焦煤为6．0％；瘦煤为4．5％。）；高变质煤占19．90％（其中，贫煤为2．9％；无烟煤为17．0％）。可见，中国煤炭资源中不利于形成煤层气的低级烟煤和褐煤占到近半数，有利于产气的中、高级烟煤只占1／3强，而煤层气开发难度较大的高变质煤占近1／5，这就是中国煤炭资源的特点。中国煤种在地理上的分布有一定规律，西北地区以早、中林罗世含煤区为主，煤种多为长焰煤、不粘煤和弱粘煤，个别地区有气煤、肥煤和焦煤。华北地区以中、高变质烟煤及无烟煤为主，只有鄂尔多斯盆地的中生代煤层以低级烟煤为多；此外在若干煤田范围内仍有高、低煤种呈带状分布现象；内蒙古东部和东北地区则以褐煤和低变质烟煤为主。华南广大地区，除第三纪为褐煤外，均以中、高变质烟煤及无烟煤为主，如六盘水含煤区，湘、闽、粤及长江中、下游等地区都广泛分布有无烟煤。低级烟煤常在大煤田或大范围内分布，储量大而煤质相对稳定；褐煤和无烟煤也在某些地区相对比较集中；而中、高变质烟煤则常在一个煤田或较小范围内多变。在不少煤田中，气煤、肥煤及其过渡煤可单独存在，形成规模较大的气、肥煤煤田，如大同、开滦、两淮、平顶山等煤田及鄂尔多斯盆地东线（黄河东西两岸地区），这些煤种的相对集中分布对煤层气的形成和开发有利。三、煤层气资源量预测中国煤层气资源量大于1万亿m3的有鄂尔多斯盆地、晋中南含煤区、六盘水含煤区、准噶尔盆地、吐哈盆地、三塘湖盆地。资源量为1000～1×104亿m3的有三江穆梭河含煤区、京唐含煤区、大同宁武含煤区、太行山东麓含煤区、豫西含煤区、鲁西含煤区、徐惟含煤区、淮南含煤区、桌贺含煤区、华銮山永荣含煤区、川南黔北含煤区、伊宁含煤区、焉香含煤区和塔北含煤区。资源量为100～1000亿m3的有松辽南缘含煤区、浑江红阳含煤区、阜新彰武含煤区、北票建昌含煤区、承德含煤区、济南含煤区、豫东含煤区、萍乐含煤区、涟邵含煤区、渡口楚雄含煤区和靖远景泰含煤区等。吉、苏、渐、鄂、闽、粤、挂、藏等省区的诸多含煤区的煤层气资源量则多小于100亿m3。表1-2中国不同成煤时代的煤层气资源量成煤时代C-P（北方）P2（南方）T3J1-2J3-K1N合计煤层气资源量（108m3）62041119551527144173166321711238039中国煤炭资源丰富，煤种齐全，分布广泛，为煤层气的形成提供了雄厚的物质基础。在煤田勘探和煤矿生产中不断证实，许多地区煤层的含气量很高，各系统测算的全国煤层气资源量很大（表2－2），一般均在30万亿m3左右，与全国常规天然气资源量相当。由于煤炭资源相当落实，煤层气资源亦丰实存在。表1－3中国煤层气资源量预测表研究者提出时间煤层气资源量冯福门等①1985年17.93×1012m3李明潮、张五齐等②1987年32.15×1012m3焦作矿业学院③1987年30.00×1012m3张新民等1991年(30-35)×1012m3中国统配煤矿部公司1992年24.75×1012m3段俊琥1992年36.3×1012m3关德师1992年(25-50)×1012m3刘友民1993年38×1012m3李静、张五齐等1995年25×1012m3①冯福门等，1985年，中国煤盆地形成及煤成气分布规律研究，“六五”国家科技攻关报告；③李明潮、张五侪等，1987年，中国主要煤田煤成气赋存规律及资源评价，“六五”国家科技攻关报告；③焦作矿业学院，1987年，中国煤矿瓦斯地质说明书。中国煤层气以其惊人的资源潜力、优质的能源和化工原料。埋藏浅、开发成本低、受益时间长、减轻或消除采煤时的瓦斯危害、净化生存环境等优越条件而日益被人所重视。在开发上一旦突破，其经济效益和社会效益更佳，发展前景十分广阔。第三节中国煤层气开发前景中国能源工业经过40多年的发展，已基本形成了以煤炭为主、多种能源互补的能源生产体系。建国初期，我国的能源生产和消费结构基本是单一的煤炭型结构，煤炭约占能源生产总量的96％，占消费量的94％。随着我国石油天然气工业的迅速发展和水能及其它能源的开发利用度进一步加强，从20世纪60年代开始，我国的能源结构有了较大的改善，初步形成了以煤为主、多种能源互补的生产和消费结构。1994年，煤炭在一次能源的生产和消费中的比重逐渐下降到75％左右，石油、天然气和水（核）电在一次能源生产中的比重分别增加到17．5％、2％和5．5％。中国与印度在主要能源消费上很类似，这两个国家煤炭在能源结构中均占一半以上，而其它能源占很小比例。日本、澳大利亚、美国和俄罗斯等国家不同于中国，他们大量依靠石油和天然气，二者约占能源需求量的一半以上。由于生物燃料缺乏，日本依靠大量核能、进口石油和水电。中国的现代化建设面临能源问题的严重挑战。由于中国人口、资源、环境以及经济、科技等因素的制约，能源供应长期以来不能满足经济迅速增长的需要。要解决中国现代化建设所面；临的能源问题，必须改变依靠大量消费资源、增加能源供应来维持经济增长的状况，采取一条新的非传统的发展模式和发展战略，即保证持续发展的能源战略。这一新的发展战略与发达国家通然不同，也有别于其它发展中国家，其基本思路和主要内容如下：一、节能优先靠增加能源供应保证经济增长的发展模式，受资金、资源。环境等因素的严重制约，已经越来越行不通了。而消费使用必将加剧能源短缺，削弱资源基础，延缓现代化进程。此外，中国节能潜力巨大，能源利用效益如果提高到发达国家目前的水平，则能源消费至少可减少30％。实施这一战略是中国经济持续、稳定、协调发展的关键一环，也是减少大气污染、CO2和CH4排放量的最经济途径。二、改善能源结构当前中国能源结构存在的主要问题在于煤炭比重过大，水电和天然气与其潜在的资源量极不相称；一次能源转换成电能比例和电力占终端能源消费比例太低；工业用能比例偏高、交通运输和民用能源比例过低；农村生活用能70％依靠生物质能源；煤。电、运发展不协调；能源产业结构不合理，小煤矿、小火电过多，石油开采与下游工业分割；能源供需的地区分布极不平衡。世界一次性能源生产结构中，天然气占25％，消费构成中占22％。而中国在能源消费与生产构成中，天然气徘徊在2％左右，这是极不相称的。必须提高对发展天然气的重要性的认识，在价格、税收和投资等方面采取一系列政策，以促进天然气工业的发展。煤层气也是一种有发展远景的新能源，美国用地面钻井开发煤层气，年产气量从1983年的8．07亿m3增加到1995年的275亿m3，超过我国天然气的产量。我国煤层气储量丰富，开发煤层气可增加新能源产量。三、环境保护与能源开发同步发展目前，燃煤引起的环境问题已经成为严重制约中国社会经济发展的一个因素，在一些重点城市和使用高硫煤的地区尤为突出。中国的一些周边国家对大量燃煤排放的SO2和NOX已表示深切关注。至于燃煤排放的队可能导致全球气候变暖问题更是国际社会关注的一个焦点，对于中国这样一个燃煤大国来说，唯一可行的方法就是大力发展洁净煤技术，减少污染排放，提高煤炭的利用效率。中国必须发展适合国情的洁净煤技术，这是一项重大的中长期能源战略。煤炭开采中排放的大量煤层气也是一种强烈的温室气体，回收煤层气也将有利于保护全球环境。四、煤层气开发战略中国政府十分重视煤层气的开发利用。1993年，国务院副总理邹家华就我国煤层气工业的发展方向和行业管理做了重要批示，赞成走联合开发之路。1994年，李鹏总理指示：“煤层气开发要有一个大的突破”。1996年3月，国务院批准由煤炭工业部、地质矿产部和中国石油天然气总公司联合组建中联煤层气有限责任公司（简称中联公司），它标志着我国煤层气开发进入一个新的阶段。中联公司的主要任务是从事煤层气资源的勘探、开发、输送、销售和利用，同时享有对外合作进行煤层气勘探、开发、生产的专营权。1996年中联公司提出了中国煤层气产量的发展目标——建设3～4个煤层气生产基地，2010年产气超过100亿m3，使煤层气产量达到常规天然气产量的1／3～1/2。我国煤层气开发应采取新老结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、工作程度较深的老矿区进行补充勘探，集中力量开发，使之在2000年达到7亿m3以上的能力。如柳林、三交矿区，从完成的11口井的钻井资料分析，煤层气资源量和开发条件好，柳林已完成并组试验，估计生产规模可达10亿m3。沈阳矿区范围以沈阳为中心，包括铁法、阜新、红阳等煤矿在内的含煤区，利用井下深水平井、采空区地面垂直钻井以及原始煤层地面钻井的综合方法，可以达到煤层气规模生产。“九五”期间可望形成3～5亿m3生产规模。淮北矿区煤层气开发资源条件及市场前景看好，已与美国德士古公司合作开发，可能发展为年产10亿m3以上规模，可向宿州、徐州、南京等城市供气。韩城矿区面积1120km2，资源量148亿m3，年产量可达5亿m3。阳泉矿区煤层气资源量1500亿矿，交通便利、利用市场条件好，煤层气生产规模可望达5～10亿m3。煤层气新区开发重点宜放在资源丰富、开发条件好的两大煤田，即山西河东煤田和沁水煤田。山西河东煤田面积1．69km2，预测资源量达1．6万亿m3，含气量高、渗透性好，生产规模可达50亿m3／a以上。山西沁水煤田面积2．94万km2，预测资源量2．5万亿m3，生产规模可达40亿m3/a以上。第三节世界煤层气开发利用现状一、煤层气资源量全世界煤层气资源极其丰富。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达260万亿m3（见表1－2），其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚的煤层气资源量均超过10万亿m3。目前，全世界每年因采煤向大气排放的煤层气达315～540亿m3，既是能源的极大浪费，又对全球环境造成严重破坏。表1－2世界主要产煤国煤层气资源量和排放量国家煤层气资源量（万亿m3）排放量（万亿m3/d）俄罗斯17—1137.3—10.6加拿大6—76中国30—3512.5—19.4澳大利亚8—140.7—1.2美国114.9—7.7德国31.5—2.4波兰31.0—2.4英国21.0—1.3乌克兰2哈萨克斯坦1印度<11.2—3.4南非<11.2—3.4合计84--6235.8—58.1注：根据美国环保局资料。二、煤层气开发利用现状目前，世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。井下打长井眼抽放瓦斯是常规技术，也是控制煤矿瓦斯事故的有效措施。但由于受井下条件限制，井下瓦斯抽放一般规模较小，几十年技术上没有新的突破。20世纪80年代初，美国开始试验应用常规油气井（既地面钻井）开采煤层气并获得突破性进展，加上政府给予税收优惠等政策扶持，使煤层气产量从1983年的8．07亿m3猛增至1995年的275亿m3，形成了煤层气产业。目前，美国有5个州14个煤田开采煤层气，其中圣胡安和黑勇士两个煤田的煤层气开发规模最大，年产气量分别为123亿m3和万亿m3。实践证明，煤层气地面开发能够实现规模生产，主要产煤国在继续改进井下抽放技术的同时，大力推广地面钻井技术回收煤层气，标志着世界煤层气开发进入一个新阶段。澳大利亚的煤层气资源主要分布在悉尼煤田和鲍思煤田。在悉尼煤田，一些矿井已广泛应用水平钻井、斜交钻井和地面采空区垂直钻孔抽放技术，阿莫科澳大利亚石油公司采用航空磁测和地震勘探以确定钻井的最佳位置。太平洋电力公司在该煤田已钻了6口评价井；在鲍恩煤田，休斯顿石油公司和澳大利亚矿业公司从1976年开始勘探煤层气。至今为止，投入煤层气勘探费用已达9000万澳元。康纳科公司在该煤田已建立了4个生产点；安然公司在该地区获得了48000km2的勘探权，并已打了4口煤层气井；特雷斯塔尔公司已在该地区钻了15口井，其中6号井产气量达6．4万m3／d。鲍思煤田煤层气井产气量都很高，其中2号井的产气量最高达7．08万m3／d。英国一些瓦斯含量高的煤矿井下煤层气抽放也有多年历史，但煤层气开发重点也已转入地面开发。在最近三轮陆上煤层气开发许可证招标中，有15个英国公司和美国公司获得了勘探开发许可证，总面积约900万英亩。德国主要采用井下长井眼抽放煤层气，1991年煤层气抽放量达4．8亿m3，抽放率为48．8％。1992年，德国鲁尔煤炭公司、鲁尔煤气公司和美国康纳科公司组建煤层气集团，计划应用新的地面钻井技术开发鲁尔煤田的煤层气。波兰有18座煤矿拥有瓦斯抽放系统。1993年，这些煤矿共抽出2．13亿m3煤层气。目前波兰为了最大限度地回收煤层气，在开采前、开采中和开采后用地面钻井和井下钻井相结合的方法回收煤层气，其抽出效率可达80％～90％。俄罗斯和乌克兰十分重视煤层气资源的开发。1991年，顿巴斯、库兹巴斯和沃里夫--沃伦三个煤田共生产煤层气7．41亿m3。俄罗斯主要采用采前预抽和采空区封闭抽放两种方式抽放煤层气。本层抽放抽出率为20％～40％，而邻层抽放抽出率达40％～70％。煤层气开发推动了煤层气利用市场的发展。煤层气是优质洁净燃料，甲烷浓度达90％以上，热值与天然气相当。美国有完善的天然气管道系统，生产的煤层气直接进入天然气管道进行销售。波兰雷布尼克矿区也已建立管道系统，连接9座煤矿。近年来，煤层气发电发展很快。英国有8座煤矿安装了煤层气发电机组，其中哈毕斯煤矿的联合循环发电厂装机容量为15MW；澳大利亚BHP公司在阿平和陶尔煤矿一共安装了94台煤层气发电机组，每台发电能力为1000kw；德国胡戈煤矿安装的煤层气发电机组功率为6500kw，年发电量为4800kw·h。煤层气在其它应用领域的研究试验也已取得新进展，包括将煤层气加压液化作为汽车燃料，或用于生产合成氨、甲醛和碳黑等。第二章煤层气的一般地质特征煤层气是指储集在煤层中的天然气，也称煤层吸附气、煤层甲烷或煤层瓦斯。它是成煤母质在煤化作用过程中形成的。煤层气与常规天然气不同。煤层既是生气层，又是储气层。生成的甲烷，除一部分运移出煤层聚集成煤成气藏之外，大部分残留在煤层中，并储集在煤层的孔隙、裂隙内或吸附于煤层的表面上。煤层中的甲烷，只有少量以游离状态存在，大部分以单分子层吸附于煤层的内表面上。单位质量的煤的表面积非常大。据估算，每吨煤的表面积为929×105m2以上，而且在单分子层中甲烷分子的堆积十分密集。因此，煤层中存在着大量的甲烷。第一节煤层气的成因与储集产出特征一、煤层气的成因图2-1煤层气的生成过程煤岩学中将成煤的原始物质分为两类，即高等植物在成煤过程中形成的腐殖质和低等植物在成煤过程中形成的腐泥质；前者形成腐殖煤，后者形成腐泥煤。高等植物在成煤过程中要经过漫长的化学作用和热演化作用过程，即所谓的煤化作用过程。煤层气是一种有机成因的天然气，是在煤化作用过程中形成的，其形成过程与煤同步，而且贯穿于成煤的全过程（图2－l）。根据气体生成作用的不同，煤层气的生成可分为生物成因和热成因两种。图2-1煤层气的生成过程1．生物成因生物气主要包括甲烷和二氧化碳，它是有机质在微生物作用下分解形成的，一般产生于泥炭沼泽环境。有机质分解生成甲烷的过程，是由种类繁多的微生物经过一系列复杂的作用过程完成的，其中的每个过程都会造成有机质的部分氧化。产甲烷的微生物只有在有机质缺氧分解的最后阶段才会起作用，而且它还依赖于能将复杂的有机化合物转变为简单的甲烷母体的其他细菌。大量生物气的生成，必须具备以下条件：①缺氧环境；②低的硫酸盐浓度；③低温；④丰富的有机质；⑤高PH值；③充足的孔隙空间；⑤快速的沉积。如果能够满足这些条件，则经过数万年的演变，就可以生成大量的生物甲烷。生物气的形成有两种途径：一是经过二氧化碳还原，二是通过甲基型物质发酵。大多数物质通过二氧化碳还原都具有生成甲烷的能力。二氧化碳可以来自早期的细菌作用和有机质的热脱羧作用。发酵作用是少数几种细菌通过几种作用物（通常是醋酸纤维素）的脱羧作用产生的。在作用过程中，甲基转化为甲烷，羧基则转化为二氧化碳。尽管这两种作用在近地表现代沉积环境中均能发挥作用，然而根据化学和同位素组分分析发现，绝大多数古代生物气都是通过二氧化碳还原产生的。据研究，生物气的生成以哪种途径为主，取决于沉积有机质的埋深和年代。当埋藏时间短、埋深较浅时，这两种反应过程都可能会发生，只是早期形成的气体可能会逸散到大气中；如果埋藏较深，则甲烷的生成主要靠二氧化碳还原，并能被较好地保存下来。生物气的产生可分为早期和晚期两个阶段。早期的生物气形成于低阶煤（泥煤阶至亚烟煤阶，RO＜05％），大部分古生物气可能都是在这一时期形成的。晚期的生物气形成于近代（数十万年至几百万年以前），其形成与活跃的地下水系有关。煤层一般是区域含水层，为细菌的活动和甲烷的生成，提供了有利的环境。只要条件具备，晚期生物气可在任何煤阶生成。含水层中最初的微生物作用是需氧的氧化作用，这一作用过程为后来的厌氧菌群提供了营养源。因此，后期生物甲烷的生成主要是还原其前期氧化作用阶段生成的二氧化碳的结果。生物气的生气量较之热成因气要小得多，一般为煤层总生气量的10％左右。2．热成因随着地层埋深的加大，地温梯度升高，煤层温度不断上升，压力不断增大，煤化作用增强，大量富氢的挥发性物质和氧被释放，有机质在深成热解作用下，形成热成因甲烷（同时还包括二氧化碳、氮和水）（图2－2）。气体开始形成时的温度大致相当于高挥发性C级烟煤阶段（RO=0.5％～0.77％）。当温度达到100～150OC左右时（RO=l.0％～2.0％），生气量达到高峰，约为褐煤至无烟煤总生气量的70％。二、煤层气的储集产出特征煤层与常规油气层有所不同。煤层既是生气层，又是储集层。煤层气以吸附状态储集于图2-2图2-2煤化过程中生成的甲烷气煤层中，少量以游离状态存在于煤的裂隙中。煤层气产出是煤层降压、气体解吸、扩散和流动等因素的综合结果。1．煤层气的储集特征（l）煤的孔隙结构煤是一种固态胶质体，其孔隙结构包括基质孔隙和裂隙孔隙两部分。基质孔隙所谓基质孔隙，指的是煤的原生孔隙，它是煤层气的主要储集空间。根据岩心分析得到的煤平均孔隙度是基质孔隙度。其数值，除低煤阶煤以外，一般均小于10％，中低挥发性烟煤的孔隙度只有6％或更少。按照煤层气工业的习惯，煤的基质孔隙分为大、中、小三类：大孔>5×10-2μm中孔5×10-2—0.2×10-2μm微孔<0.2×10-2μm对煤的孔隙喉道大小的研究表明，孔隙容积主要与中孔有关，而孔隙的表面积主要与微孔有关。基质孔隙中小于0.12×10-2μm的微孔占有很大的比例。由于煤层中甲烷储集的主要机理是吸附在孔隙的表面，因此，煤层中大部分气体储集在微孔隙中，并在压力作用下呈吸附状态。基质孔隙的发育直接受煤化程度的影响。随着变质程度的加深，微孔隙（主要是0.07×10-2～0.08×10-2μm的孔隙）所占比例不断增加，而大于3×10-2μm的大孔隙不断减少。图2-4煤层气储存和流动的孔隙系统图2-3圣胡安图2-4煤层气储存和流动的孔隙系统图2-3圣胡安盆地煤层中的割理系统煤中的裂隙，国外采矿业一般称为割理。割理的形成是煤化作用的结果（内生裂隙），局部也可由构造力引起（外生裂隙）。割理的间距从几毫米到几厘米不等，通常发育为近乎垂直的两组。占优势的一组称为面割理，可以延伸很远，甚至达几百米。另一组称为端割理，它只发育于两条面割理之间。两组割理与层理面正交或陡角相交，将煤体分割成一个个斜方形的基岩块体。据研究，面割理在褶皱轴呈直角拐弯的地方最为发育。以煤阶而论，焦煤的内生裂隙最发育，在5cm内面割理就有30～40条。由局部构造应力作用产生的裂隙称为外生裂隙。外生裂隙以各种角度与层理面相交，发育不规则，数量较少。煤的孔隙性质和数量的变化是煤吸附能力强弱的主导因素。资料表明，大孔隙随变质程度增加而减少，微孔隙随变质程度加深而增加。成煤初期，煤结构疏松，孔隙率大，褐煤吸附能力较大。在变质作用初期，由于压力的作用，煤的孔隙率减小，长焰煤吸附能力下降。随着变质作用的加深，在高温高压作用下，煤体内部生成许多微孔隙，使吸附表面积增加，到无烟煤阶段达到最大值。无烟煤阶段之后，由于强大的静压作用，微孔隙收缩减少，到石墨阶段为零，吸附能力完全消失。（2）煤的渗透性煤的渗透性是影响甲烷分子在孔隙裂隙中渗流过程的重要因素。煤的渗透性用渗透率来表示，它包括绝对渗透率和相对渗透率。煤的渗透率通常小于1×10-3μm2。延伸较长的面割理具有较高的渗透性，常比端割理方向的渗透率高几倍。另外，煤的渗透率随压力或深度的增加而减少。美国利用对数坐标图成功地绘制出渗透率与深度的关系，证实渗透率值随深度的增加而显著降低。图2-5是美国皮申斯盆地、圣胡安盆地和黑勇士盆地煤层渗透率与深度的关系图。由于圣胡安盆地的煤层浅，故其大部分地区的渗透率高出皮申斯盆地至少1×10-3μm2。而皮申斯盆地的煤层埋深较大，在超过1500m的大部分地区，渗透率小于0.1×10-3μm2。图2-5煤层渗透率与深度的关系煤脱水时孔隙压力下降，使煤的孔隙度、渗透率、压缩性有明显的下降。原始水饱和度很高的煤层，脱水时应力急剧上升，渗透率下降。实验室样品分析表明，有效应力增加到大约13800kPa时，将使渗透率下降1～2个数量级。预计深煤层甲烷井开采时的压力降可达到这样的程度。通过对煤样的多次加压、卸压的周期性试验，测定了其在不同压力下的渗透率。结果发现，加压可使渗透率降低；卸压时，渗透率只能得到一定程度的恢复，造成了渗透率损失。这种现象称渗透率滞后现象。钻井过程可使煤层发生这种现象。如在欠平衡钻井时就会引起渗透率下降。如果用过平衡钻井，则会加剧钻井液对煤层的侵害。这说明煤层不同于常规储集层，其渗透性强烈地取决于孔隙流体压力的变化。压裂时煤层压缩，压裂液渗入割理构造而不能有效地产生新的裂缝。由于煤层存在渗透性滞后现象，故测试时用注入测试法求得的表皮因子比压降法求得的表皮因子更合理些。这些现象表明，煤层受应力影响而产生的渗透性滞后现象有着广泛的影响。在饱含水的煤层中开采甲烷，所处的环境是气、水两相流动状态，气、水产量会受到相对渗透率的影响。煤层甲烷气井，必须首先进行排水，降低含水饱和度，使气体开始流动。由于煤层的大部分孔隙空间是半径小于0.02μm的微孔隙，比常规砂岩具有更高的毛细管压力，从而使煤层具有很高的束缚水饱和度，同时也使水的相对渗透率急剧下降。由于水饱和度总是保持在较高的水平，所以气的相对渗透率也处于较低的水平。即使煤层的绝对渗透率较高，其性质也只不过和致密的砂岩储层相当。这也说明，需要对煤层压裂才能获得更好的效益。2．煤层气的产出特征为了使吸附在煤表面的甲烷气进入井眼，必须使甲烷分子在煤层中产生流动。具体地讲，首先必须使其从煤的内表面上解吸，然后通过煤的基质和微孔进行扩散，最后才能穿过割理系统流动。因此，煤层气的流动机理包括解吸、扩散、渗流三个过程。（1）解吸过程煤层气要通过微孔进行扩散，首先必须从孔隙表面分离开来，这一过程称为解吸。甲烷的解吸量受高度非线性解吸等温线控制。一般说来，地层压力降至105Pa时，甲烷才能充分释放。（2）扩散过程甲烷解吸后必须通过煤基质扩散。解吸的甲烷分子在煤基质微孔隙中扩散、流入裂隙的过程称为扩散过程。扩散作用主要受甲烷浓度、扩散距离、煤基质特征和微孔隙特征等的影响。甲烷穿过固体颗粒间的扩散是借助自身的浓度梯度实现的。因为甲烷的浓度在解吸面附近高，在煤的割理面附近低，所以，甲烷向浓度低的割理面扩散。甲烷通过煤基质微孔隙扩散到割理系统的时间一般用天（d）表示。据报道，所需时间短至1d，最长可达100d以上。美国通过煤岩心试验取得的时间值，最短的是圣胡安盆地，仅为1～5d，而北阿巴拉契亚盆地长达100d。（3）渗流过程甲烷分子通过扩散作用到达割理系统再流至井底的过程称为渗流过程。甲烷和水一起按达西定律与煤的有效相对渗透率流动。影响渗透率的重要因素是煤层裂隙孔隙系统的渗透性。通过以上分析可以看出，煤层气是经过解吸、扩散后通过自然裂缝网络流动而到达井底的（图2－6）。也就是说，煤层气的产出存在三个阶段：第一阶段，随着井筒压力下降，首先只有水产出。这时，因为压力下降得比较少，只有单相流动。第二阶段，压力进一步下降，有一定数量的甲烷从煤的表面解吸，形成气泡，阻碍水的流动，水的相对渗透率下降。但气不能流动，无论在基质孔隙中还是在割理中，气泡都是孤立的，没有相互连接。这一阶段叫做非饱和单相流阶段。虽然出现气、水两相，但只有水相可以流动。第三阶段，储层压力进一步下降，水中含气量已达到饱和，气泡互相连接，形成连续的流线，气的相对渗透率大于零，气体不断解吸，形成气—水两相流动阶段（图2－7）。图2-7煤层甲烷产出的三个阶段图2-6煤层甲烷气迁移图2-7煤层甲烷产出的三个阶段这三个阶段是连续的过程，随着时间的延长，它们由井眼沿径向逐渐向四周的煤层中推进。这也是一个递进过程。如果脱水降压时间越长，受影响的面积就越大，甲烷解吸和排放的面积也就越来越大。煤层中甲烷的产量逐年增加，通常在3～5a内产量达到最高，然后逐渐下降，且持续很长时间，开采期可达10～20a不等，甚至有开采30a以上仍在产气的井。第二节煤层气的赋存形式及含气量煤层中的甲烷大部分（70％～95％）呈吸附状态保存在煤的基质孔隙内表面上。甲烷在煤层中的储集依赖于吸附作用，而不是依赖于是否有储集气体的圈闭存在，因而与常规砂岩中的天然气储集有本质的区别。除了风化带，煤层中都会含有相当数量的天然气，因而含煤地区都应列入必须加以研究和评价的范围。一、煤层气的赋存状态煤层气的赋存状态有三种基本形式：游离状态、吸附状态和溶解状态；但以吸附状态为主，约占总量的90％。在游离状态下，煤层气以自由气体状态存在于煤的割理和其他裂隙孔隙中，可以自由运动，其运移的动力是压力。当气体迁移进入裂隙网络中呈游离状态后，可按常规气体研究。游离状态的煤层甲烷数量较少。在吸附状态下，煤的内表面上分子的吸引力，一部分指向煤的内部，已达到饱和；另一部分指向空间，没有饱和，从而在煤的表面产生吸附场，吸附周围的气体分子。这种吸附是一种物理现象，是100％的可逆过程。在一定条件下，被吸附的气体分子与煤的内表面脱离（解吸），进入游离相。煤中的甲烷还可以溶解于煤层中的地下水中，成为溶解气，但其数量较少。随着煤化作用的加深，甲烷在压力的作用下以单分子形成的单分子层越来越紧密地吸附在煤的内表面上。这种吸附的甲烷分子层还可以扩大孔隙；有的甲烷分子进入煤基质后可形成新的孔隙。吸附是煤层的独特性质，是煤层甲烷的主要赋存形式。归纳起来，煤层气的赋存有以下特点：（1）煤层中甲烷处于被吸附状态，在孔隙水中呈溶解状态；（2）煤层中被吸附的甲烷和被溶解的甲烷处于动态平衡状态，故被煤吸附的甲烷数量与溶液的甲烷浓度成正比；（3）因为能渗透的孔隙容积内充满了地下水，所以在潜水面以下的煤层中没有游离气态甲烷存在。制约煤吸附能力的因素很多，诸如煤质、煤阶、孔隙结构、水分、灰分及压力等。随着压力降低，甲烷解吸，并释放出来。释放的气量受非线性等温吸附线的控制。利用恒温下的吸附试验作出的等温吸附线可直观地反映出煤的吸附特性。二、煤层气含量煤层甲烷为自生自储式天然气资源，其富集特点与常规天然气有所不同，它基本上没有大规模的二次运移和聚集过程。煤层甲烷的含量主要取决于煤的成分、成熟度、埋藏深度煤层厚度及煤层储集空间的发育程度，以及地质构造和顶底板条件的优劣等。1．煤的成分对甲烷含量的影响煤，可根据品位、类型、煤级三个不同的特征进行分类。按其品位，从宏观上可分为镜煤、亮煤、暗煤和乌煤（丝煤）；按其类型可分为镜质组、类脂组和惰性组三大类。这就是通常所说的有机质在压力增强和温度升高条件下转化成的三种主要煤组分，又称三煤素质。镜质组煤素质代表胶质细胞壁或木质原料；类脂组煤素质代表植物树脂；而惰性组煤素质代表炭化质原料。按其生烃能力，最强的是类脂组，镜质组次之，惰性组最差（表2-1）。表2-1各种煤岩组分的生气量对比试样名称受热温度℃受热时间h产气率m3.t-1类脂组500112482.8含类脂组暗煤500112182.4眼球状镜质体500112125.8褐煤镜质体500112124.7丝质煤500112<332．煤层含气量与煤阶有关煤的变质演化是煤生气的主要原因。甲烷的生成量随煤变质程度的提高而增长，即随煤阶而改变（煤阶是用于确定煤所经历的煤化作用程度的专门术语，它是根据煤的挥发分含量、碳含量和镜质体反射率见来划分的）。美国的研究与实践表明，煤层甲烷含量首先取决于煤阶，生气量较大的煤阶，甲烷含量相对亦大。根据计算，不同煤阶的生气体积，中低挥发性烟煤的生气量最大（图18），分别为75.89m3/t和61.16m3/t，高挥发性烟煤为18.12m3/t。美国的脱气试验结果表明，中、低挥发性烟煤的解吸气量最高，分别是7.96m3/t和13．43m3/t，而高挥发性烟煤最低，为4.36～1.28m3/t。3．煤层含气量随埋深加大而增加图2-8生气量与镜质体反射率的关系图2-9不同煤阶含气量和深度的关系随着煤层埋深的加大，煤层甲烷的压力逐渐增大，封闭条件也相对变好，煤对甲烷的保存量在一定压力范围内显著增加。因此，在同等储集条件下，深部煤层的甲烷含量大于浅煤层的甲烷含量。根据国外学者对黑勇士盆地的研究结果，煤层甲烷的最大潜力是在305m以上的深处。埋深在地下水位以下153m的浅层，因微孔毛管压力下降，部分气体已解吸扩散到大气中，故煤中含气量较少或很少。埋深超过153m时，煤中的含气量为煤阶和深度的函数。含气量随深度增加而增加，这已为许多研究者所证实（图1－9）。4．煤层气含量与煤层顶底板围岩性能有关一般煤层顶底板的岩性可分为油页岩型、泥页岩型、砂泥岩互层型、石灰岩型和砂岩型。这些岩层的好坏对煤层内甲烷的保存极为重要。煤层围岩以厚层泥页岩和油页岩最好；石灰岩为顶底板时，由于其溶洞发育、水文地质条件复杂，对甲烷的保存有不利影响；砂岩顶底板因孔隙大，透气性强，亦不利于煤层甲烷的保存。5．含气量的测定煤层的甲烷含量是计算开采区煤层气储量、预测产气量与开采期限的重要参数之一。美国现场测定煤样甲烷含量的方法，一般采用美国矿业局1972年以来一直采用的直接测定法。该法采用密闭罐直接测定新鲜煤样的甲烷含量。所测得的甲烷气由解吸气、逸散气、残留气三部分组成。测量的具体步骤如下：（1）采取煤样，装入密封罐，并在现场立即进行瓦斯解吸速度测定；（2）计算采样过程中损失的甲烷量；（3）煤样粉碎前脱气；（4）煤样粉碎后脱气；（5）甲烷含量计算。图2-10是用直接法测定含气量的示意图。图2-10煤样甲烷含量测定仪示意图煤样的采集和具体操作时间是提高测试精度的关键。测定的要点在于取样要快要准。黑勇士盆地使用半合式取心工具存得成功。取心率达到73%。美国矿业局的调研报告中提出的时间要求是，从钻遇煤层至岩心于样品罐中密封林的时间不到1h。6．储量计算煤层气藏储量的计算是制定开采计划的依据。根据国外的经验，煤层气储量计算分三步进行，即估计原始地质储量，计算可采储量，最后是经济评价。第一步估计原始地质储量相对比较简单、因为煤的体积一般较容易确定，煤中甲烷的含量也可准确地测量出来。最后的经济分析也不难，只要能可靠地估计气和水的采收率和产量，即可进行简单的经济分析。较困难的是计算甲烷的可采储量。类比法、下降曲线法和物质平衡计算法等传统方法在这里不再适用。惟—可靠的方法是气藏模拟法，它可以估算出煤层甲烷气储量。目前使用的模拟模型是由美国ICF资源有限公司和气体研究所联合开发的用于单井分析的COMET-PC和用于多井、多层分析的COMET-PC3-D。后来在性能上有很大提高。在生产实践中，美国采用了一套具体计算储量的方法。首先估算出煤的储量，公式为：T=135．868×10－3．H．G式中，T为煤的储量（t／m2）；H为煤层厚度（m）；G为平均能谱测井的体积密度（t／m3）。然后利用煤的储量（单位面积的煤吨数）与含气量值的乘积，估算出单井控制的煤层气储量。第三节煤层气选区地质评价进行地质评价的目的在于选区，选区的基本要求是高产、长效。美国的做法是以较为坚实的理论研究为基础，对煤层进行综合地质评价后选出适合开采的煤盆地；再优选盆地中的区块，确定最佳远景区；在远景区内圈定煤层气潜力最好的生产试验区。试验区一般选在低位沼泽还原环境条件下，由木本植物形成的分布稳定、厚度适宜、产状平缓、无岩浆侵入中等变质作用形成的中等煤阶中的镜煤与亮煤区，在含气量大、裂隙发育、渗透性好的大型线形构造盆地的最大曲率部位布勘查并。评价选区是否成功，最终由勘查并验证。一、煤层气地质综合评价的理论基础美国煤层气工业在近30年来取得长足进步的关键是对煤盆地进行了系统全面的地质综合评价。自70年代以来，美国先后在黑勇士、皮申斯和圣胡安盆地开展了大规模的研究和开发试验。根据他们的经验，在选择勘探、开发煤层的有利区块进行地质综合评价时，应考虑下列一些重要因素，即气含量、渗透性、煤阶、煤层的物理性质、煤层厚度、埋深、地温梯度、地应力、顶底板岩层特征、沉积环境及构造条件等。其中，煤层厚度、煤阶、气含量、渗透性、理深和构造条件是选择煤层气开发有利区块时必须优先考虑的因素。1．煤层气资源量评价煤层气资源量的含义，与常规天然气资源量的含义一致，是指赋存于地下煤储层及其围岩中的在现代技术和经济条件下可供开采，并能获得经济效益的甲烷储量。正确评价资源量是地质综合评价的重要依据，是选区的基本条件。如果煤层含气量太小，也就失去了开采价值。美国一般特含气量约8m3／t的煤层作为选区目标。煤层气资源量的大小，可根据体积计算法估计。先由煤层厚度乘以面积确定煤的体积，再乘以煤的密度得到煤的吨位数，最后用煤的吨位数乘以根据解吸煤样确定的煤含气量，获得地下煤层气的资源量。实际上，煤层气资源量包含两方面的内容，即现已发现的煤层气储量和根据地质、地球物理、地球化学资料用统计法或类比法所估算的尚未发现的煤层气远景资源量。2．渗透性评价一般情况下，渗透性好的煤层不利于甲烷的保存；甲烷含量低，不利于评价。但在开采煤层气时却要求煤层有一定的渗透性，因为煤层渗透性差影响气的解吸和扩散，气排不出来，不可能作为选区的对象，所以应综合考虑。美国在选区时非常重视渗透率，认为煤层渗透率为3×10-3--4×10-3μm2时最为合适。3．埋藏深度一般说来，煤层理深越大，含气量越大。但有个先决条件，就是所研究的地层剖面在沉积后未遭受过重大的语皱和断裂。在正常情况下，含气量较高的深度范围是1000～2000m。美国的经验证明，经济上成功的煤层气的井深限于1067m以内。因为超过这一深度，常会出现煤粒流动或煤层垮塌，造成堵塞。选区的最佳深度为300—1000m。4．煤层厚度含气煤层的厚度范围以中等厚度为好，美国的试验数据为0．6～5．0m。在这一厚度内，气体可以达到充分吸附和释放。当然，在选区时还应根据煤层的具体情况而定。如单层含气量高和多层合采时，薄层也可作为选区目标，但单层厚度不得小于0．6m。5．煤阶从长焰煤到焦煤，生气量达到高峰，而瘦煤一无烟煤又是一个相对生气高峰。美国的经验是将中低挥发性烟煤或部分高挥发性烟煤、半无烟煤作为选区目标。由于煤层内的微孔限随煤阶的上升而增多，造成渗透率降低，所以，这样的煤层虽然含气量高，但因渗透率太低，也不能作为选区目标。6．构造条件煤层气的保存与构造条件紧密相关。构造稳定区是煤层气的主要保存区，而构造活动区，甲烷分子极易沿孔隙通道或裂隙扩散，保存条件较差。煤层分市稳定，平面展布面积大，有利于煤层气的勘探与开发。一些国外学者在评价煤层气资源量时所使用的聚煤气系数Qc在稳定区为20％，而在活动区则为l％。7．煤岩特征煤岩特征受煤的原始组分的影响，而煤的原始组分则是由聚煤盆地的原始沉积环境决定的，所以评价时要对煤相、成煤沼泽类型进行研究。如在同样热力条件下，近海型煤的镜质体反射率偏低，挥发分偏高；在高位沼泽，煤在氧化环境中形成，壳质体和丝质体成分多，裂隙不发育，对煤层气形成不利；相反，在低位沼泽，煤在还原环境中形成，镜质体成分多，裂隙发育，有利于煤层气的形成。一个厚的煤层往往由高、中、低位沼泽交互组成。显然，低位沼泽相形成的煤所占的比例大，对煤层气的形成有利。二、煤层气选区的经济因素分析美国对煤层气选区的经济因素评价方法与其他自然资源的评价方法相类似（图2－11），具体分析步骤如下：图2-11煤层气选区经济评价方法（1）估算前期投资（包括钻井和完井）、煤层气脱水和气体压缩作业、人工增产措施、地面设备，以及其他一些费用等。前期投资费用国选区地理位置和地质情况的不同会有所差异；同时，还会因设备和处理措施的不同而存在差异。（2）估算井和地面操作维护费用，包括操作泵和压缩机以及产出水的处理费用。由于煤层气井产出水的成分不同，含盐度也不同，且产水量变化也很大。因此，其处理方法和成本也不同。美国圣胡安盆地，处理排出水的方法是将水由注入并注入地下或注入蒸发池。注入方法的不同，水的处理费用也不同，在0.625～3.125美元／m3。（3）计算煤层气和水的产量、最大储气量。气藏模拟，要按煤层气开采的排水采气、稳产和产量递减三个阶段考虑。传统的计算方法，如模拟、递减曲线或物质平衡法已不再适用。因此，应进行气藏模拟。常用的模拟模型有用于单井分析的COMET－PC和用于多井、多层分析的COMET－PC3D。（4）确定适当的煤层气井口价格。目前，合同价格与现货价格之间存在着较大的价格差，各产气盆地之间也存在着较大的价格差。因此应根据具体的合同和每一盆地的具体情况确定井口价格，并给定井口价格上浮值。这样，有利于用标准条件（考虑通货膨胀）和实际条件（不考虑通货膨胀）进行经济分析。（5）预测现金流量，确定支付矿区租赁费、开采税和公司税条款。由于非常规气减税对经济前景有着重要影响，因此，要研究有和没有减税两种情况下的结果，以确定一旦减税终止，再进行非常规气田开发能否满足公司财政上的收益标准。（6）为了衡量煤层气开发的经济性，应采用合适的财务度量与其他投资选择进行比较。有三种财务度量适宜于煤层气的经济评价。它们是资本回收率、贴现净现值和最低的煤层气井口价格。（7）环境问题。煤层气生产伴有大量的水产出。如果产出水中固相和盐的含量较低，可以将它们排放到地面，甚至用于农业和牲畜饮用。如果产出水含盐或含有大量其他固相，那么就必须用处理并再注入地下。但是，对于一些干旱缺水的地区，水是极为珍贵的。因此开发利用水净化和过滤技术对于煤层气工业具有很重要的意义。煤层气的其他环境问题是井场、交通道路和集输系统对陆地的破坏。一般来说，煤层气开发引起的地面破坏程度较轻且易恢复。但在环境敏感地带，如潮湿地区，应在一定面积内少布些井。第三章煤层气的开采技术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。本章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试气排采和产业化生产提供借鉴。煤层气与其他气藏相比具有三个方面的特点：一是煤层气在煤中的储集是以吸附状态附着于煤的表面；二是在进行大量开采之前，必须降低储层压力；三是储层中一般都有水，在采气的同时，必须进行排水。由于煤层的这些特点，在进行煤层气的开采时，涉及到以下几个方面的问题：一是最大限度地排水以降低储层压力；二是对所排出的气水进行地面分离；三是将采出气压缩到输送压力；四是对采出水的处置或处理。煤层气的生产方式尽管与常规油气的生产方式有许多相似之处，但有着很大的区别，因此，不能将常规油气的生产方式完全用于煤层气的开采，需要有所改动。本章将简要介绍煤层气的开采机理，确定开采这类储层所使用的设备类型。煤层气的开采方法和开采设备主要包括地面设备的设计布局、井的设计、排水泵的类型、气水分离器、集输管线、流量测试的选择、气体的处理和压缩以及水处理工艺方法等。此外，本章还将讨论煤层气井的投产方法，同时，提出优化煤层气开采的一些建议。第一节煤层气的生产特征一、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三个阶段。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。二、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3-l为典型的煤层气生产井的气、水产量变化曲线，可分出如下三个阶段：（l）排水降压阶段。排水初期有大量的水被排出，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，气体开始解析，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。图3-1典型的煤层气开采曲线（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。产气量受控于储层特性，取决于含气量、储层压力和等温吸附的关系。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，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DeerlickCreek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。三、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四个环节。1．生产布局煤层气开发的生产布局与常现油气有较大差异。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。如图3-2所示，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。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3-2煤层气生产布局2．井筒结构煤层气开发的成功始自井底，煤层气井通常钻过几个含气层，可以同时进行开采。一般井筒应钻至最下部产层之下，以产生一个钻井工程称之为的“口袋”。“口袋”作用有三：一是可将泵挂吸入口下过最下部的煤层，使液面低于煤层，降低近井地带的含水饱和度，提高煤层气的产量。二是煤层气产出的煤粉和较大的固体颗粒沉积在“口袋”内，定期清除，防止埋掉产气层。三是使得产出气水在排出地面之前，在此口袋内汇集，可起到气水的初步分离作用。煤层气生产井的结构是将油管置于套管之内，这种结构是由常规油气生产并演化而来的。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60mm或73mm的油管泵送至地面，气体则自油管与套管的环形空间产出。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（如煤屑或压裂砂等）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，可安装带滤砂装置的筛管，减少进入生产系统中的碎屑物质。另外，在抽排过程中，平稳地改变井口压力，防止压力突变造成煤层激动，有利于降低煤屑或压裂砂等碎屑物质的迁移。第二节排采方法用于煤层气开采的排水系统包括有杆泵、螺杆泵、气举和电潜泵。采用哪种方法比较适宜，取决于诸多因素，包括井深、压力、产水量和产气量等。目前应用最多的是有杆泵和螺杆泵。至于选用哪种泵更经济有效，这要根据煤层的产能，在结合各种排采设备的能力来考虑。在许多情况下，无论是有杆泵还是螺杆泵都能很好地工作。而哪种泵操作费用更低，修井次数更少，主要取决于管理和操作的熟练程度。一、几种常见的机械排水方式煤层气机械排水常用的举升设备可分为地下和地面两部分：地下部分是泵，常用的有管式泵或杆式泵、螺杆泵和潜油电泵；和各种泵相配套使用的地面部分是抽油机（游梁式或链条式等）、驱动装置和配电系统。管式泵和螺杆泵是一种有杆泵，它是通过抽油杆传递动力达到抽水的目的。潜油电泵是一种无杆泵，它是通过叶轮产生的压力将液体举升到地面。泵的选用要考虑各种因素，如井深、井身结构、产水量、地层出砂、气体影响等。、游梁式抽油机+管式泵1．游梁式抽油机+管式泵构成及工作原理这种组合如图3-3所示，由以下几部分构成：地面部分为游梁式抽油机，由电动机、减速箱和四连杆机构组成；井下部分为抽油泵（管式泵或杆式泵），它悬挂在套管内油管的下端；泵的柱塞由一或几种直径和钢级的抽油杆和地面抽油机相连接。该系统的工作原理是：电动机通过三角皮带传动带动减速箱，减速后由曲柄、连杆、横梁和游梁等四连杆机构把减速箱输出的旋转运动变为游梁驴头的往复运动，驴头带动光杆和抽油杆作上下往复运动，抽油杆将这个运动传给井下抽油泵的柱塞，抽油泵泵筒的下部装有吸入（固定）凡尔，柱塞上装有排出（游动）凡尔。当抽油杆上行时，柱塞作上冲程运动，固定凡尔打开，游动凡尔此时处于关闭状态，泵从井中吸入水，柱塞将它上面油管中的液体上举到井口，完成抽油泵的排出过程；当抽油杆下行时，杜塞作下冲程运动，固定凡尔关闭而游动凡尔打开，柱塞下面的液体通过游动凡尔向上排泄，完成抽油泵的吸入过程。2．抽油机的选择图3-3典型的游梁式抽油机+管式泵装置用最大冲程、冲数及选用一定的泵径后，保证既能满足煤层气井最大可能的产水量，同时在最大下泵深度下，悬点最大载荷及减速箱输出轴的扭矩又不超过它的额定值。为保证连续抽排，选择抽油机应遵循下列步骤：①根据煤层气井预测的最大产水量初步确定泵径、冲程和冲次。②根据煤层气井在预测最大产水量下需要的泵深和抽排参数设计油管柱、抽油杆柱组合。③由已选出的泵径、冲程、冲次组合及抽油杆柱计算悬点最大载荷和减速箱输出轴扭矩。④根据计算得出的最大载荷和扭矩及选用的冲程和冲次，选出需要的抽油机型号。⑤初选后，再进行参数配合及抽油机和抽油杆柱的校核，如校核不合格，则调整后重新进行校核。⑥目前我国各油田所用抽油机和管式泵的选择是按照油井进行考虑的，并且在理论和实际结合下，总结出诸如机泵图、杆泵表，可很快捷方便的选择抽油机、管式泵。由于煤层气排水的特殊性，如出煤粉、水的腐蚀性和磨阻大于油、井斜等因素，在选择时要适当增加安全系数。⑦采油用的抽油机工作制度不便调整（大部分靠调整电机皮带轮来调整冲次，调整曲柄销位置调整冲程），并且调整范围大。而煤层气排采要求抽油机工作参数随时调整，以适应连续、匀速稳定降液的要求。现场常与电磁调速电动机或变频调速电机配合使用，可使冲次在较大范围内连续调整。⑧为防止在上下冲程对煤层的激动，应尽量选用长冲程抽油机，靠大冲程代替大冲次。3．管式泵的选择（1）工作过程要求泵体的各个部分应该密封良好；泵内应充满液体；应使活塞的有效冲程尽量长；为防止撞击固定凡尔还应调好防冲距。（2）种类根据活塞外径（泵筒内径）大小可分为φ38mm、φ44mm、φ56mm、φ70mm、φ83mm、φ95mm等。以上泵除φ95mm外在139.7mm套管中均可使用（φ95mm泵用于177.9mm以上套管）。其中，φ70mm以上泵属于大泵，在选择