寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析

煤成（型）气地质研究及勘探开发简况~

1.2.1 世界煤层气开发利用历史与现状
1920年和1931年，美国在粉河盆地（Powder River Basin）中部的怀俄德克煤层和阿巴拉契亚北部比格郎气田的匹兹堡煤层先后打出3 口煤层气自流井。20世纪50年代以来，菲利浦石油公司参与圣胡安盆地（San Juan Basin）的煤层气开发，在水果地组煤层打出一大批气井，其中大多数井均获成功。在此期间，采用常规油气理论为指导进行钻井。进入70年代，在全球能源危机的影响下，美国能源部做出了开展包括煤层气在内的非常规天然气回收研究的决定。从1978年开始对美国16个含煤盆地进行了长达8年的煤层气研究。研究过程中对煤层气的储集和运移机理、生产方式和开采工艺有了进一步的认识，先后对14个盆地做出了资源量计算。
20世纪80年代初，美国对煤层气的开发利用取得了重大突破，尤其在圣胡安盆地和黑勇士盆地（Black Warrior Basin）取得了商业性开发的成功（杨锡禄等，1995）。1986年以后，在取得东部浅层含煤盆地煤层气开发经验的基础上，美国对西部深层含煤盆地展开了研究，并取得了明显的开发效果（张武等，2000）。
美国煤层气工业在近几年来取得长足进步的关键是对含煤盆地进行了系统、全面的地质综合评价，尤其是在黑勇士盆地、皮申斯盆地及圣胡安盆地开展了大规模的研究和开发试验，根据各地的经验，提出在选择勘探、开发煤层的有利区块进行地质综合评价时，应考虑一系列地质因素，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（叶建平，2006）。其中，煤层厚度、煤阶、气含量、渗透性、埋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。
美国煤层气勘探开发情况代表了世界煤层气工业的发展状况。近年来，澳大利亚的煤层气勘探工作也十分活跃，主要集中在东部的几个二叠纪-三叠纪含煤盆地，包括悉尼（Sydney）、冈尼达（Gunnedah）、博恩（Bowen）等盆地，其中博恩盆地的一些井经过测试已经转化为生产井。2000～2001年度，仅博恩盆地用于煤层气勘探的费用就达4440万美元，占该盆地全部勘探费（1.2 亿美元）的37%。昆士兰天然气公司已经在靠近Chianchill的Argyle-1井成功进行了煤层气生产，日产量超过2.823×104m3，煤层气的勘探开发已经成为昆士兰石油和天然气工业的基本部分。但直到目前，澳大利亚的煤层气生产还是以矿井煤层气抽放为主，生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。澳大利亚煤层气勘探开发进展较快，主要原因有三：一是澳大利亚煤炭及煤层气资源丰富；二是几个主要含煤盆地离东海岸人口密集区较近，具有潜在的煤层气销售市场；三是在勘探过程中借鉴了美国的成功经验，并与本国的客观地质情况相结合。
除了美国和澳大利亚，世界上其他30多个国家和地区也开始进行煤层气的勘探和开发工作，但是仅有少量的国家能进行成功的煤层气规模开发，主要原因有三：一是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；二是除美国外，各国不能彻底解决各自的具体技术问题；三是煤层气本身的特殊性，即从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间。
1.2.2 我国煤层气开发利用历史与现状
我国煤层气勘探开发起步较晚，20世纪70年代末至90年代初，我国仍以煤矿安全为主要目的进行瓦斯抽放，部分矿井同时进行煤层气开采试验。1980年，我国的瓦斯抽放量已达到2.934×108m3，其中1000×104m3以上的矿井就有5个。1985年，国家经委修订了《资源综合利用目录》，将瓦斯列入废弃能源，1996年又把煤层气开发和煤层气发电列入该目录。1992年，煤炭部门与联合国开发计划署（UNDP）签订协议，投资1000万美元进行试验，该项目包括松藻矿务局、开滦矿务局、铁法矿务局和煤炭科学研究总院西安分院的4个子项目，主要目的是为我国发展煤层气工业引进技术和设备。这一阶段主要借用美国的技术和经验，但对于地质条件复杂的中国含煤区不太适用，因此未获得突破性进展，但是通过试验，对我国煤层气勘探开发情况取得了一定的认识，为后来的煤层气勘探开发奠定了基础。
从20世纪90年代初开始，我国开展了煤层气的勘探试验，取得了实质性的突破与进展。1990年以来，全国已有30多个含煤盆地进行了煤层气勘探钻井，取得了一批储层测试参数和生产参数，在一些地区甚至获得工业气流。为了加快我国煤层气的开发，国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“九五”和“十五”国家科技攻关项目中都设立了煤层气研究和试验项目，同期，国家计委设立了“中国煤层气资源评价”国家一类地勘项目。为了推进煤层气的产业化进程，2002年，国家“973”计划设立了“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”项目，从基础及应用基础理论的层面对制约我国煤层气发展的关键科学问题进行系统研究，并将其成果应用于煤层气的勘探开发中。到目前为止，我国施工煤层气井270余口，共有31个区块进行过不同程度的试验，主要集中在华北、东北和华南聚气区，建成煤层气井组12个；探明煤层气地质储量10.23×1012m3，中联煤层气公司和煤炭科学研究总院西安分院新一轮全国煤层气资源预测显示，我国煤层气总资源量为31.46×1012m3。
1999～2002年，由东煤107队于辽宁省阜新盆地共施工了8口煤层气地面开发井，为阜新市提供日产气量为2×104m3以上的居民生活用气，标志着我国煤层气地面钻井商业开发实现了零的突破。2005年，山西省晋城地区投入2.37亿美元建设的国内第一个煤层气综合开发利用示范项目开工，预计2008年建成投产。该项目通过地表向地下煤层钻孔，每年抽取煤层气大约1.66×108m3，供应当地工业、商业用户和居民作燃料，并建设一座12×104kW的煤层气发电厂。
1.2.3 我国煤层气勘探开发的进展与趋势
2004～2006年，在国家发展和改革委员会、国土资源部、财政部联合组织下，开展了全国新一轮煤层气资源评价，中联公司、中石油、中石化和中国矿业大学等单位承担了具体评价任务。评价中首次考虑了褐煤中的煤层气资源，首次进行了全国重点矿区煤层气资源评价。
截至目前，我国煤层气探明地质储量为1023.08×108m3。其中，以地面开发为主探明储量为754.44×108m3，以矿井抽放为主探明储量为268.64×108m3。
1.2.3.1 煤层气地面商业性开发取得历史性突破
自2000年阜新矿区实现小规模煤层气地面商业性开发以来，我国在山西南部无烟煤地区数个区块又取得地面商业性开发的突破，昭示出中国特有的煤层气地质特色和商业性开发前景。
1）辽宁阜新刘家井组煤层气开发工程：1999～2002年，阜新矿区刘家井田施工煤层气井8口，形成小型开发井网，单井平均产气量0.3×104m3/d左右，最高达0.6×104m3/d，并于2003年3月1日正式向阜新市区供气，日均供气约2×104m3，在我国率先实现煤层气地面商业性生产。
2）山西沁水枣园井组煤层气开发试验工程：该工程共有生产试验井15 口，建有日发电400 kW的小型煤层气电站，2003年4月开始向外供气。
3）山西晋城潘庄煤层气地面开发工程：该工程2003年施工30口开发井放大试验并开始商业性生产，目前已形成210口井的开发规模，其中110口已投入生产。日产气量30×104m3，单井最高产量1.3×104m3，形成了年产1.5×108m3煤层气的生产规模。目前，生产的煤层气除就地发电、居民供气、汽车燃料外，已销往郑州、长治、安阳等地作为民用或工业用气源。
4）山西晋城潘河煤层气开发利用先导性试验工程：该工程计划施工900口煤层气井，分3期完成。2006年完成第一期施工150 口煤层气生产试验井，计划建成年产煤层气约1×108m3的生产示范基地。该基地已于2005年11月1日正式开始对外供应压缩煤层气，日产气约7×104m3。
1.2.3.2 煤层气勘探与开发试验活动更为活跃
至2006年8月底，我国完成的煤层气井数约650口（图1.1），其中80%以上分布在山西和陕西两省。20世纪80年代以来，全国投入煤层气勘探开发资金达21亿～22亿元人民币，引进外资约1.8亿美元。在2000年以前30余个勘探或开发试验区的基础上，近年来进一步扩展了新的区块，目前正在进行作业的区块达到20余个，开发试验规模和技术水平都有极大提高，对外合作也取得新的进展。目前，全国已登记的煤层气区块共64个，各方参与煤层气勘探开发活动的热情空前高涨。

图1.1 中国各时期煤层气钻井数

（据叶建平，2006）
除前述4个已进行商业性开发的项目外，目前正在进行的勘探与开发试验的区块有20余个，如中联公司自营或与地方合作的端氏、韩城、鹤岗、沈北等区块；与国外公司合作的淮南潘谢东、保德、沁源、寿阳、丰城、乌鲁木齐白杨河、盘县青山、云南老厂等区块；中国石油天然气集团自营的大宁-吉县、宁武、郑庄、樊庄、乌鲁木齐等区块；晋城兰焰公司自营的潞安屯留、郑庄、成庄、赵庄、胡底等区块。此外，国内某些大型煤炭企业也积极开展煤层气地面抽采工作，如铁法、抚顺、淮南、平顶山、焦作、潞安、松藻等。上述工作成效显著，如在韩城、晋城潘庄、盘县青山等地打出了煤层气自喷井，揭示了这些地区煤层气资源开发的巨大前景。
在上述区块中，有五大项目即将投入开发试验：①韩城项目施工直井11口，加上前期6口煤层气井（平均产气量0.1×104m3/d），组成韩城开发试验区；②晋城端氏区块施工多分支水平井2口，经过排采试验，单井产气量已达1×104m3/d左右；③晋城大宁区块施工多水平分支井5口，其中2000年底投入排采试验的DNP02井产气量稳定在2×104m3/d左右；④晋城樊庄区块计划施工200口直井形成煤层气开发区，目前数十口井开始进入排采试验；⑤大宁-吉县形成了由34口直井和1口多分支水平井组成的开发试验井网，正在排采试验，已取得单井（0.1～0.28）×104m3/d的试验成果。
我国自与美国德士古公司于1998 年签署国内第一个煤层气产品分成合同（淮北项目）以来，目前先后已与16家外国公司签订了27个煤层气资源开采产品分成合同，合同区总面积超过3.5×104km2。截至2005年底，对外合作区块内已施工各类煤层气井254口，压裂排采204 口，施工二维地震2065 km，建立了潘庄、柿庄、保德、三交、寿阳、淮北、丰城、恩洪等先导性开发试验井组，获得了具有商业价值的煤层气产量，国际合作成效显著。
1.2.3.3 煤层气勘探开发技术进展
经过20余年来的研发和实践，我国已形成了从煤层气资源评价、地质选区、勘探至地面开发的完整技术方法体系。近年来，在某些关键技术上又有了新的突破。
1）基于动力学条件的有利区带优选技术：该项技术包括两个方面，一是煤层气储层弹性能聚散程度的三元判识标志，用于煤层气成藏效应的预测；二是煤储层弹性能能量聚散模式，形成了基于该模式的煤层气有利带动力学定量预测方法。采用三元判识标志，将煤层气成藏效应分为3个级别组合和27个类型，有关方法在沁水盆地煤层气富集高渗动力学条件发育区预测中得到了验证，形成了适用于我国地质条件的煤层气有利区带先进预测技术。
2）煤层气地震勘探技术：在传统的二维和三维地震勘探技术的基础上，开发了三维P波煤层气地震勘探技术，提出利用“两个理论、六项技术”来指导煤层气藏勘探。六项技术包括地震属性技术、地震反演技术、方位AVO技术、方位各向异性技术、煤层厚度非线性反演技术和基于MAPGIS的多源信息预测技术，以岩性地震勘探为核心，形成了先进的煤层气地震勘探技术系列，并在煤层几何形态和裂隙发育程度等的探测中取得了良好的应用效果。
3）煤层气井空气/雾化钻井技术：结合中国煤层气地质特点，在引进美国相关技术的基础上进一步研制出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术。目前，该项技术已在沁水盆地南部潘河国家煤层气开发示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5 d，降低了施工成本，避免了钻井液对储层的伤害。
4）多分支水平井钻井、排采技术：2004年11 月，我国第一口煤层气多分支水平井投入生产，煤层中水平井眼总进尺8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，实现了煤层气开发工艺和产能的双重突破。截至目前，国内已有14口多分支水平井施工完毕。大宁井田完成3口多分支水平井，目前正在排采；端氏区块实施2口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上，并首次实现双主支多分支水平井钻进记录；武M1-1多分支水平井，在煤层中进尺达6088m；大宁PSC项目，首次实现9000 m总进尺的水平定向钻进记录；寿阳区块多分支水平井3口，正在排采试验。该项技术在我国的应用成功，为我国低渗煤层的煤层气高效开发提供了新的技术途径。
5）注入二氧化碳增产技术：在“十五”期间，国内开展了注入二氧化碳提高煤层气采收率的先导性试验，研究了适合于我国地质特点的工艺参数，取得了显著的增产效果。2004年4月，完成了山西南部TL-003井的现场二氧化碳注入试验，为我国煤层气产业可持续发展、二氧化碳地下储藏等提供了先进的技术储备。
6）氮气泡沫压裂技术：氮气泡沫压裂技术主要适应于低压、低渗、强水敏性的煤层。潘河项目完成了2口井的氮气泡沫压裂施工，成功地将单井煤层气日产量提高了3倍左右。潘庄项目进行了氮气泡沫压裂对比试验，试验井煤层气日产量比参照井提高了1倍左右。在韩城开发试验项目中，通过氮气泡沫压裂技术的实际实施，分析了该项技术对特定煤层气地质条件的适应性，为我国应用此项技术积累了宝贵经验。
1.2.4 我国煤层气研究及勘探阶段
我国煤层气勘探开发起步较晚，从20世纪50年代开始至今，大体可分为3个阶段。
1.2.4.1 煤矿瓦斯井下抽放与利用阶段
自20世纪50年代开始到70年代末，我国煤层气勘探开发的主要目的是为减少煤矿瓦斯灾害而进行的煤矿井下瓦斯抽放与利用。我国煤矿井下抽放煤层气已有较长的历史。1980年，煤层气抽放量已达2.934×108m3，其中0.1×108m3以上的矿井就有5个。1996年，抽放量达6.338×108m3，抽放量在0.1×108m3以上的有16个矿区。这些对于减少井下瓦斯事故、保护环境及改善能源结构均有重要意义。瓦斯抽放也是煤层气开发的一项有效技术。
1.2.4.2 煤层气勘探开发试验初期阶段
20世纪70年代末至90年代初，我国以煤矿安全为主要目的，部分矿井同时进行煤层气开采试验，并进行了水力压裂试验和研究。这一阶段主要是借用美国的技术和经验，但对于我国地质条件复杂性研究不够深入，因此未获得突破性进展。但是也在煤层气的勘探开发取得了一定认识，积累了一些经验，学到了一些先进技术。
1.2.4.3 煤层气勘探开采试验全面展开阶段
20世纪90年代初至今，我国从优质能源的利用出发，开展了煤层气的勘探试验，取得了实质性的突破与进展。石油、煤炭、地矿系统和部分地方政府积极参与这项工作，并在20世纪90年代初成立了专门的煤层气研究机构，许多国外公司也积极在中国投资进行煤层气勘探试验。1990年以来，我国已有30多个含煤区煤层气勘探钻井，已钻成勘探和生产试验井119口，取得了一批储层测试参数和生产参数，并在柳林、晋城、大城及铁法等含煤区获得了工业气流。这一阶段我国的煤层气勘探，无论是地质选区评价，还是工艺技术都有了突飞猛进的发展，取得了实质性的突破，但对我国复杂地质条件下煤层气的富集高产规律认识还不够深入，工艺技术还未完全过关，煤层气地质选区评价仍是此阶段首要的研究课题。
1.2.5 煤成气地质研究与开发简况
煤成气也是一种非常重要的天然气，世界上很多国家在开采煤成气。我国一些大型煤产地也是煤成气田，如鄂尔多斯地区、华北各含煤区，都蕴藏大量煤成气藏。例如中原油田煤成气的勘探主要集中在东濮凹陷，已找到了文23、白庙及户部寨等古生新储煤成气田和混合气田，其中文23煤成气田已探明地质储量达149.4×108m3，为中原油田的主力气田。2003年，东濮凹陷文古2 井于上古生界石千峰组3813.5～3834.3 m 井段（16.8 m/3层）进行压裂，日产天然气1.1×104m3、油7.0 m3。华北苏桥的煤成气聚集于奥陶系，中原的“文23”煤成气藏和白庙混源气藏聚集于第三系沙河街组。济阳地区的155井和孤北1井气藏聚集于石炭、二叠系储层内，而曲古1井煤层甲烷聚集于第三系沙河街组二段内。
煤成气勘探开发已经具有比较多的研究实践，国内外研究人员取得了很多研究成果（M.Teichmuller，1983；B.Waiter等，2002；杨俊杰等，1987；戴金星等，2001；张新民等，2002）。
总的看来，国内外煤成气地质研究具有如下发展趋势：①十分重视煤系有机质的来源和显微组成，并将其与生烃潜力、产气量紧密联系起来；②分析化验不断采用高新技术，如天然气中微量生物标志物的富集与分析、单体烃同位素分析及含氮化合物分析等；③采用系统动态的观点，将天然气的生运聚散作为一个动态演化的系统，对该系统的研究不断由定性、半定量向定量化发展；④模拟实验更为符合实际，不仅模拟不同显微组分的生烃演化规律，而且对煤系地层烃类的排出、二次运移至聚集的过程都进行了实验探索，获得了多项参数；⑤对煤层本身的储集性能和封盖能力有了进一步的认识。

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红
（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）
摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。
中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。
关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景
Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane
Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong
（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）
Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to reduce coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current industrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.
By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual production capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，producing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial production and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.
China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM industry.
Key words：China；CBM；development；industry；technology；status；prospects
引言
煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。
煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。
1 世界煤层气资源及产业现状
1.1 资源分布
全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状
目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。
1.3 技术现状
通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。
4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。
2 中国煤层气产业现状
2.1 勘探开发现状
受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。
中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。
通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。
已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。
建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。
主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。
晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。
中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。
目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。

图2 中国石油天然气主干管网示意图

阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。
中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。
其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。
总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。
2.2 政府优惠政策与技术支持
为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。
表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策


与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。
2.3 技术现状
我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。
2.3.1 地质上有新认识
有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。
800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。

图3 800m以深井排采曲线

煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。
2.3.2 现场管理有新措施
高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。
2.3.3 工程技术配套有新进展
三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。
压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。
排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。
地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。
2.4 利用现状
2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
2.5 存在问题
技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。
管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。
3 煤层气发展前景与建议
随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。
3.1 发展前景
据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。
表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表


上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。
3.2 对策与建议
3.2.1 根据资源分布研究与调整对策
全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。
3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强
完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。
3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关
针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。
3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资
强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。
结束语
低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。
参考文献
［1］徐凤银等.煤层气勘探开发的理论与技术发展方向［J］.中国石油勘探，2008，（5）
［2］宋岩等.煤层气成藏机制及经济开发理论基础［M］.北京：科学出版社，2005
［3］李景明等.中国煤层气资源特点及开发对策［J］.天然气工业，2009，（4）
［4］郭炳政.韩城区块煤层气勘探开发现状与启示，2006年煤层气学术研讨会论文集［C］.北京：地质出版社
［5］赵庆波等.煤层气地质选区评价理论与勘探技术［M］.北京：石油工业出版社，2009
［6］陈振宏等.煤粉产出对高煤阶煤层气井产能的影响及其控制［J］.煤炭学报，2009，（34）2
［7］孙茂远.煤层气资源开发利用的若干问题［J］.中国煤炭，2005，（3）
［8］刘洪林，李景明，宁宁，李贵中.我国煤层气勘探开发现状、前景及产业化发展建议［J］.天然气技术，2007，（04）
［9］鲜保安，崔思华，蓝海峰，李安启.中国煤层气开发关键技术及综合利用［J］.天然气工业，2004，（05）
［10］叶建平.中国煤层气勘探开发进展综述［J］.地质通报，2006，（Z2）
［11］崔荣国.国内外煤层气开发利用现状［J］.国土资源情报，2005，（11）
［12］秦勇，程爱国.中国煤层气勘探开发的进展与趋势［J］.中国煤田地质，2007，（1）
［13］彭贤强，张宝生，储王涛，刘玲莉.中国煤层气开发综合效益评价［J］.天然气工业，2008，（3）
［14］李五忠，田文广，孙斌，王宪花，赵玉红.低煤阶煤层气成藏特点与勘探开发技术［J］.天然气工业，2008，（3）
［15］严绪朝，郝鸿毅.国外煤层气的开发利用状况及其技术水平［J］.石油科技论坛，2007，（6）
［16］翟光明，何文渊.抓住机遇，加快中国煤层气产业的发展［J］.天然气工业，2008，（3）
［17］Working Document of the NPC Global Oil ＆Gas Study.Topic Paper＃29 Unconventional GAS.July 18，2007.
［18］司光耀，蔡武，张强国内外煤层气利用现状及前景展望［J］.中国煤层气，2009，（6）
［19］Facing the Hard Truths about Energy［R］.Washington，D.C：National Petroleum Council，2007.
［20］侯玉品，张永利，章梦涛.超短半径水平井开采煤层气的探讨［J］.矿山机械，2005，（6）
［21］严绪朝，郝鸿毅.国外煤层气的开发利用状况及其技术水平［J］.石油科技论坛，2006，（6）
［22］刘贻军.应用新技术促进煤层气的开发［J］.地质通报，2007，（26）

王明寿¹　王楚峰¹　魏永佩²　张心勇¹　徐文军¹

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

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

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

关键词 煤储层 含气量 热演化 羽状水平井 寿阳区块

Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block

Wang Mingshou¹，Wang Chufeng¹，Wei YongPei²，Zhang Xinyong¹，Xu Wenjun¹

（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）

Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.

Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block

引言

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

图1 研究区交通位置图

1 勘探开发历史及现状

研究区煤层气勘探开发的历史可追溯到20世纪70年代，1975年，原煤炭部在阳泉矿区施工了一些煤层气地面抽放井，有的井还进行过井下压裂以提高产量，但限于当时的技术条件和认识水平，未取得预期的目的^[3]。

1995年由联合国开发计划署（U N DP）利用全球环境基金资助、煤科总院西安分院承担的《中国煤层气资源开发》项目，《阳泉矿区煤层气资源评价》专题科研报告，对阳泉矿区（包括生产区、平昔区和寿阳区）煤层气资源开发进行了评价和研究，其中重点对寿阳区的煤层气资源开发进行了评价和研究。

中国煤田地质总局于1996～1997年在韩庄井田施工了HG1、HG6、HG3、HG2等煤层气勘探参数井，获得了该区有关的煤储层参数。其中对HG6井的主要煤层进行了压裂改造和排采试验，取得了该井合层排采的一整套生产数据。

1996年阳泉矿务局与煤炭科学研究总院西安分院合作，针对阳泉矿区寿阳区煤层气资源进行了评价研究，并且共同完成了《阳泉矿区寿阳区煤层气勘探开发可行性研究报告》。

中联公司1997～1998年在寿阳区块施工了4口煤层气井，其中1口探井，3口生产试验井，获得该区宝贵的煤储层参数和生产数据。1998年完成了四条二维地震勘探线，共计167km，获得了较丰富的地质成果；

2002年4月16日，美国康菲公司与中联公司正式签订PSC合同；2003年6月，康菲公司与远东公司签订寿阳项目转让协议，由远东公司接任作业者，根据对寿阳区块以往勘探资料的分析，项目联管会认为常规的垂直井压裂完井技术在该区效果不太理想，决定在该区块实施羽状水平井，以期取得开发的突破。2005年，远东公司在该区施工了3口羽状水平井，其中2口在煤层段进尺超过3000m，目前，3口井均在进行生产。

2 地质背景

沁水盆地北端位于北北东向新华夏系第三隆起带太行山隆起以西，汾河地堑东侧，阳曲—孟县纬向构造带南翼。总体形态呈现走向东西、向南倾斜的单斜构造。区内构造简单，地层平缓，倾角一般在10°左右。

寒武纪至中奥陶世，本区地壳稳定沉降，在古老结晶基底上形成了浅海相碳酸盐为主的沉积。中奥陶世以后，由于加里东地壳运动，华北断块上升，全区遭受长期剥蚀。到中石炭世，本区地壳再次沉降，沉积了石炭二叠纪海陆交互相含煤地层，奠定了形成煤层气的物质基础。随着上覆三叠系地层的沉积，石炭二叠纪煤层的埋深增加，地温、压力的增高，煤层发生深成变质作用。印支运动使本区整体抬升，广泛遭受剥蚀。早中侏罗世，发生了强烈的燕山运动，形成了北有孟县隆起，南有中条山隆起，东有太行山隆起，西有吕梁山隆起的沁水盆地。由于喜马拉雅运动的再次改造，沁水盆地被晋中断陷和霍山隆起分割为三个部分，即沁水煤田、西山煤田和霍西煤田。沁水向斜构成了一个独立的小构造盆地，本区即处于沁水向斜的北部转折端。

燕山运动和喜马拉雅运动期间，由于较大规模的岩浆侵入活动，大地热流背景值升高，本区石炭二叠纪煤层在原来深成变质作用的基础上，又叠加了区域岩浆热变质作用，致使煤化作用大大加深，形成了本区高变质的瘦煤、贫煤以及少量无烟煤。

3 煤储层特征

3.1 主要煤层及其特征

主要含煤地层为上石炭统太原组及下二叠统山西组，含煤10余层，其中3^＃、15^＃煤为主力煤层。

上主煤层（3^＃煤层）：俗称七尺煤，位于山西组中上部，距下石盒子组与山西组分界砂岩（K₈）20～30m左右，全区煤层厚0～3.78m，煤层较稳定，寿阳矿区西部和阳泉三矿矿区煤层较厚，其他地区煤层变薄，甚至尖灭。结构简单，有时含一层夹矸，顶底板为泥岩，砂质泥岩、粉砂岩，局部为炭质泥岩和细砂岩。

下主煤层（15^＃煤层）：位于太原组下部，石灰岩标志层（K₂）底部为其直接顶板，煤厚0.27～6.48m，全区稳定，是研究区煤层气开发的主力煤层。在寿阳县城附近存在一潮道砂体，出现走向近南北，长10km，宽4km的无煤带。15号煤层含夹矸1～3层，结构中等，底板为泥岩、砂质泥岩，局部为细砂岩和炭质泥岩。

3.2 煤储层裂隙特征

从研究区内生产矿井井下观测，以及定向块样显微镜下观察裂隙密度和间距定量统计，煤中规模小的裂隙比规模大的裂隙发育，从中型、小型到微型，裂隙的密度增加，间距减小。裂隙的发育程度还与煤岩组分有关，从暗淡型煤、半暗型煤、半亮型煤到光亮型煤，裂隙的密度增大，间距减小。

镜煤中裂隙一般平直，垂直层理面，少数斜交层理面，显微镜下观察裂隙宽度为2～15μm；亮煤和暗煤中裂隙形态比较复杂，有锯齿状、分叉状、阶梯状、雁行状等，显微镜下测量裂隙宽度一般为8～45μm。

煤中裂隙常见矿物质充填，充填物多为方解石、黄铁矿及粘土矿物等。方解石多呈脉状充填，黄铁矿呈莓状或结核状，有时黄铁矿分布于方解石脉中，形成混合状填充。

3.3 煤层含气量及赋存规律

3^＃煤层甲烷含量在寿阳勘探区介于5.05～27.15m³/t，平均为11.99m³/t，主要集中在8～12m³/t范围内；15^＃煤层甲烷含量介于4.6～27.48m³/t，平均12.00m³/t。煤层解吸气成分以CH₄为主，一般为70.63%～99.87%；其次为N₂和CO₂，N₂浓度为0～27.47%，平均4.90%，CO₂为0～3.00%，平均1.62%；个别样品有C₂出现。

煤层含气量的平面分布特征与煤层埋藏深度变化相关，总体表现为自北向南随着埋藏深度的增加，含气量增大。该区埋深为300m 以浅的煤层，含气量一般小于10.00m³/t；在300～600m 埋深线之间，含气量为9～12m³/t；600～1000m 埋深线之间，含气量变化为12～16m³/t；1000～1400m 埋深线间，含气量为16～22m³/t；1400～1800m 埋深线附近，含气量为22～26m³/t；至最南部的煤层1800～2000m 埋深线附近，含气量最大可达26m³/t^[4]。

3.4 煤储层等温吸附性能及含气饱和度

煤的吸附性能决定着煤层气的储集能力和产出过程，通常用吸附常数和等温吸附曲线来描述，含气饱和度是指在一定的储层压力、温度条件下煤层气的吸附饱和程度^[5]。研究区内施工的10口煤层气井均进行了等温吸附试验，试验结果表明：寿阳地区煤的吸附能力较高，3号煤原煤的饱和吸附量（V_L）为 24.04～37.65m³/t，平均 28.29m³/t；Langmuir压力（P_L）为1.69～2.98MPa，平均2.41MPa。15号煤原煤的饱和吸附量（V_L）为31.55～34.93m³/t，平均 33.31m³/t；Langmuir 压力（P_L）为 1.79～2.74MPa，平均2.31MPa。

从SY-XX井的等温吸附曲线（图2）可见，在0～8MPa区间内，随压力增高，吸附增量变化比较明显，其中以0～3MPa间变化最显著，平均吸附增量为6.42m³/t.MPa；3～8MPa间的平均吸附增量为1.66m³/t.MPa；8～11MPa间的平均吸附增量为0.69m³/t.MPa；11～15MPa间仅为0.42m³/t.MPa。这说明煤层气井在排水降压过程中的产气高峰期应该是3MPa至煤层排采废弃压力之间，含气饱和度总体偏低。

图2 SY—XX井3号煤层原煤等温吸附曲线

3.5 煤的渗透性

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

4 煤层气的富集机制

4.1 煤的热演化史和埋藏史是煤层气富集的主要控制因素

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

4.2 煤层埋深对煤层气富集的影响

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

4.3 煤层顶、底板封闭程度对含气量的影响

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

4.4 水文地质条件对含气量的影响

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

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

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

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

5 勘探中存在的问题及对策

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

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

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

6 结论

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

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

参考文献

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

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

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

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

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

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

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

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

---

兴宁市15875231969： 山东陆海石油技术股份有限公司怎么样? - ？
晁品联佳： 山东陆海石油技术股份有限公司是2008-01-15在山东省德州市注册成立的股份有限公司(非上市、自然人投资或控股),注册地址位于陵县经济开发区北辰路中段路北.山东陆海石油技术股份有限公司的统一社会信用代码/注册号是...

兴宁市15875231969： 钻井工艺技术 ？
晁品联佳： (一)工程井钻井工艺在工程井钻井施工作业中分三开作业,以DS01-1井为例.一... 主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备,它的核心部分为高灵敏快速色谱...

兴宁市15875231969： 中国地面煤层气开发现状怎样??中国煤层气有哪些重点企业? - ？
晁品联佳： 煤层气是煤层本身自生自储式的非常规天然气,世界上有74个国家蕴藏着煤层气资源,中国煤层气资源量达36.8万亿立方米,居世界第三位.目前,中国煤层气可采资源量约10万亿立方米,累计探明煤层气地质储量1023亿立方米,可采储量约...

兴宁市15875231969： 环世界挖矿快捷键 - 环世界一键挖矿 ？
晁品联佳： 1.环世界一键挖矿这个是区块链的文件,这种叫做有向无环图技术,你可以理解为挖矿的时候所产生的算账本.2.环世界采矿机器人怎么做环世界远古威胁有什么用?最经...

兴宁市15875231969： 我国当前煤层气开采利用情况怎么样? - ？
晁品联佳： 煤炭科学研究院重庆分院瓦斯研究所所长文光才说,我国埋深在2000米以内的煤层中含煤层气资源量达30万亿-35万亿立方米,是世界上第三大煤层气储量国,煤层气开发前景非常可观.然而,由于种种原因,我国煤层气的开发和利用规模普遍...

兴宁市15875231969： 私人二手房交易步骤有哪些 ？
晁品联佳： 1、如果买卖双方有初步看房意愿,卖方买方看房.2、看过房屋之后,如双方决定进行交易,再进行下一步的沟通,双方在协商好房产交易的相关事情之后,就可以草拟一...

兴宁市15875231969： 山西有哪些矿产?现在开采状况如何? - ？
晁品联佳： 山西,是中华民族的发祥地之一.在这片神奇的土地上,蕴藏着丰富的矿产资源,有着悠久的开采历史,早以＂煤乡＂之称闻名中外;山西,是矿产资源资源大省,是我国目前最大的能源重化工基地,矿业及相关原材料加工制品业产值占全省工...

兴宁市15875231969： 影响油田开发效果的地质因素有哪些 - ？
晁品联佳： (1)煤的变质程度;(2)围岩和煤层的渗透性;(3)地质构造;(4)地下水活动;(5)煤田暴露程度;(6)煤层埋藏深度. 煤层气直井必须通过压裂改造才可以产气,但是煤岩独有的双重孔隙结构决定了煤岩压裂不同于砂岩压裂.通过沁水南部盆地煤岩力学性质试验以及煤岩室内裂缝扩展形态与压力的试验,对投产的煤层气井进行现场压裂施工曲线形态的分析归类,三者相互结合,明确提出煤岩结构是影响煤层气井压裂效果的关键因素,只有根据不同煤岩结构实现煤层气开发工艺的一井一法,才能实现煤层气的高效开发.