煤层气生产技术毕业论文

黄晓明1 莫日和1 王洪洲2 林亮1

黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:,电话:64298881。

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

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

关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件

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

HUANG Xiaoming1 F. Andrew2 MO Rihe1 WANG Hongzhou2 LIN Liang1

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

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

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

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

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征

(1)构造

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

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

(2)地层

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

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

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

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

(3)水文地质

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

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征

(1)煤岩、煤质特征

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

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

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

(2)含气量、等温吸附特性

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

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

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

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

3 生产条件

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

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

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

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

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

结语

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

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

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

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

参考文献

黄晓明等,2010.煤层气地质勘探实例分析[M].苏州:石油工业出版社

吴昱,2010.西山矿区煤层气资源可采性评价[J].中国煤层气,(4)

中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局,1996

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

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

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文

( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)

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

关键词: 煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征; 适用技术

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

Coalbed Methane Accumulation Conditions，Production Characteristics and Applicable Technology Analysis

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

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

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

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

1 煤层气成藏条件分析

煤层气成藏模式和成藏期

煤层气成藏模式划分为三类

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

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

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

图 1 煤层气成藏模式图

煤层气成藏期划分为三类

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

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

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

表 1 不同类型气藏 CH4含量及 δ13C1分布表

图 2 煤层气运聚成藏过程

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

(1)煤层气二次成藏中的窜位

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

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

(2)煤层气二次成藏中的窜层

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

典型实例分析:

①阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏

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

图3 蒲池背斜煤层气开发特征图

表 2 蒲池背斜开发井开采情况

注: 日产气及日产水两栏中分子为四年前产量，分母为目前产量。

图 4 采动、采空区煤层气开采示意图

②直井压裂窜层

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

③水平井窜层

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

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

有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段

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

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

图5 FZP03 1、FZP03 3 水平井轨迹示意图

表3 鄂东气田 C—P 不同煤岩相带煤质与产量数据表

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

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

构造应力场对煤层气成藏的控制作用

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

热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用

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

图6 武试1井9#煤沉积旋回图

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

中煤阶以中、大孔为主，中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。

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

水动力场对煤层气藏的控制作用

图7 高、低煤阶孔隙结构特征

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

图8 不同煤阶孔隙分布特征图

图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱

2 煤层气开采特征

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

构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征

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

图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图

图11 煤层气单井开采特征图

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

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

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

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

降压速率不同形成三类开采效果

畅通型解吸

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

图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线

超临界型解吸

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

阻碍型解吸

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

煤层水类型及其开采特征

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

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

(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减，可控制。

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

(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大，难控制。

3 煤层气勘探开发适用技术分析

地震AVO技术预测高产富集区

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

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

图13 吉试1井5#煤AVO特征图

定向羽状水平井钻井适用地质条件

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

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

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

(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。

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

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

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

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

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

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

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

超短半径水力喷射钻井适用条件

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

“山”型井、U型井、V型井钻井适用条件

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

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

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

4 结论

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

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

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

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

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

参考文献

陈刚，赵庆波，李五忠等.2009.大宁—吉县地区地应力场对高渗区的控制［J］.中国煤层气，6(3):15～20

陈振宏，贾承造，宋岩等.2007.构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响［J］.石油勘探与开发，34(4):461～464

陈振宏，王一兵，杨焦生等.2009.影响煤层气井产量的关键因素分析———以沁水盆地南部樊庄区块为例［J］.石油学报，30(3):409～412

邓泽，康永尚，刘洪林等.2009.开发过程中煤储层渗透率动态变化特征［J］.煤炭学报，34(7):947～951

康永尚，邓泽，刘洪林.2008.我国煤层气井排采工作制度探讨［J］.天然气地球科学，19(3):423～426

李金海，苏现波，林晓英等.2009.煤层气井排采速率与产能的关系［J］.煤炭学报，34(3):376～380

乔磊，申瑞臣，黄洪春等.2007.煤层气多分支水平井钻井工艺研究［J］.石油学报，28(3):112～115

鲜保安，高德利，李安启等.2005.煤层气定向羽状水平井开采机理与应用分析［J］.天然气工业，25(1):114～117

赵庆波，陈刚，李贵中.2009.中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术［J］.天然气工业，29(9):13～19

赵庆波，李贵中，孙粉锦等.2009.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

Diessel C F K. 1992. Coal-bearing depositional systems-coal facies and depositional environments. Springer-verlag. 19 ～ 22

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

煤层气的地下运移

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

产气量的变化规律

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

图 煤层气生产中气、水产量变化曲线

（据苏现波等，2001）

Ⅰ—排水降压阶段；Ⅱ—稳定生产阶段；

Ⅲ—气产量下降阶段

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

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

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

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

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

煤层气生产工艺特点

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

（1）生产布局

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

图 煤层气生产布局

（据苏现波等，2001）

（2）井筒结构

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

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

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