我国煤层气勘探开发现存问题及发展趋势

傅雪海

(1.新疆大学 地质与勘查工程学院，乌鲁木齐 830047;2.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116)

我国煤层气勘探开发现存问题及发展趋势

傅雪海1，2

(1.新疆大学 地质与勘查工程学院，乌鲁木齐 830047;2.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116)

针对我国煤层气开发的现存问题及发展趋势，从煤层气固溶体、煤储层多相介质、煤层气超临界吸附、低煤级煤含气量、煤储层多级压力降与多级渗流、水压与气压关系、动态渗透率等方面对我国煤层气基础研究薄弱环节进行了分析;从井间距、排采制度、钻完井增产改造、适应中国煤储层物性的开发工艺、平衡开发等方面对煤层气排采现存问题进行了评述。最后指出，我国煤层气勘探开发趋势是由中高煤级向低煤级储层、由浅部向深部、由单一煤层(组)向多煤层(组)、由地面开发向井地立体式开发、由陆地向海洋、由煤层气单采向煤层气与煤成气共采的方向发展。

煤层气;勘探与开发;现存问题;发展趋势

0 引言

我国埋深2 000 m以浅的煤层气资源总量为36.81 ×1012m3，可采资源量10.87 ×1012m3，集中分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西等大型盆地［1］。2010年地面煤层气产量为 15.7亿 m3，利用11.8亿m3，利用率78%［2］。截至2011年6月底，全国钻煤层气井约6 300口［3］，累计探明煤层气储量2 902.75亿m3［2］。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地、阜新盆地和两淮盆地初步实现了小规模的商业化生产、销售和利用。但对煤层气固溶体的赋存形式、超临界吸附、低煤级煤含气量、多级压力降与多级渗流、水压与气压关系、动态渗透率等方面的基础研究还较薄弱;对煤层气排采井间距、钻完井增产改造、适应中国煤储层物性的开发工艺、平衡开发等排采制度还在探索之中。笔者对上述基础研究的薄弱环节以及现存问题进行分析探讨。

1 现存问题

1.1 基础研究

1.1.1 固溶体

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乃至近百倍也是不争的事实，如此高的倍数，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。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他认为的替代式固溶体2%～5%、填隙式固溶体5% ～12%这一比例［4］。固溶体很可能与天然气水化合物——可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来。由此可见，固溶体亦是煤层气的一种重要赋存方式。

1.1.2 多相介质

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，诸如裂隙、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、温度下，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。

1.1.3 超临界吸附

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［5］。对于甲烷，任一埋深储层温度均高于临界温度，但只有当煤层甲烷压力(气压)超过4.6 MPa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500 m，煤层甲烷就可能成为超临界流体。因此，地层条件下，煤层甲烷超临界吸附的现象是存在的。

1.1.4 低煤级煤含气量

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［6］。该方法对中、高煤级煤适应性相对较好，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。这是由于低煤级煤孔裂隙发育，取心过程中在地层温度条件下快速解吸，到地面后温度降低，解吸速度变慢，有的甚至没有解吸气，所以，由解吸气推算的损失气也就明显偏低。目前施工的煤层气井，多采用美国矿业局的直接法测试，即 USBM 法［7－9］，在储层温度下进行很长时间的解吸气测定，由于低煤级储层的物性特征，其解吸气量测值也偏低，尤其是初始几个点解吸气量低，由解吸气推算的损失气也就更低，且不测定煤储层水中的水溶气，所以，造成低煤级煤含气量严重失真。Pratt等在储层温度和低于储层温度下进行过平行煤样的自然解吸，发现低于储层温度的煤样损失气低估了57%，含气量低估了29%［10］;他分析美国粉河盆地Triton井的煤芯气含量测试结果，认为由于没有将游离气和溶解气计算在内，因而使含气量被低估了22%［10］。即使采用在储层温度下解吸，损失气量也是根据解吸气量来推算，美国粉河盆地勘探阶段煤层含气量的估值也要比煤层气生产后得到的实际含气量低数倍［11－13］。中国煤田地质总局1995—1998年进行煤层气资源评价时，就没有涉及到褐煤［14］，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［1，15］。因此，低煤级储层中的煤层气资源量的多少，是造成我国各单位和个人计算煤层气资源总量差异的根本原因。基于低煤级煤层的含水性、孔裂隙特点、温度和压力条件，及时开展低煤级储层中水溶气、游离气、吸附气的物理模拟与数值模拟研究很有必要［16－17］。这两项模拟的特点，即物理模拟储层条件下低煤级煤的孔隙度与游离气的关系，数值模拟不同埋深条件(地应力、储层温度、压力)下煤中游离气含量;物理模拟储层条件下甲烷的溶解度与水溶气的关系，数值模拟不同埋深、不同水分含量和性质条件下煤中水溶气含量;物理模拟储层条件下煤对甲烷的吸附能力与吸附气的关系，数值模拟不同埋深条件下煤中吸附气含量。也就是说，厘定低煤级煤含气量测定标准是我国下一步的研究方向之一。

1.1.5 多级压力降与多级渗流

煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成三元结构系统［5］。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)中煤层气的层流－紊流场、显微裂隙系统中煤层气的渗流场、煤基质块(孔隙)系统中煤层气的扩散场［18］。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。前期研究中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，也将是下一步煤层气勘探开发应用基础研究的方向之一。

1.1.6 水压与气压的关系

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［19］。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［20］。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不确切，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、理论采收率同样不确切。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，这是目前煤层气开发亟待解决的关键性问题。

1.1.7 动态渗透率

煤储层在排水降压过程中，随着水和气的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力、煤基质收缩和气体滑脱三种效应，它们综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化［5］。其中有效应力是裂隙宽度变化的主控因素，它的增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，甚至会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［5］。气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩，可用朗格缪尔形式来描述，笔者用CO2作为介质对不同煤级圆柱体煤样(每点只平衡12 h)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［5］。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［5］。在煤的这种多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在同一个数量级上，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］。

1.2 排采技术

1.2.1 井间距

在全国施工的众多垂直井组中，真正实现井间干扰的只有沁水盆地、韩城、阜新井群(组)，其他地区的煤层气井组要么排采时间短，要么井间距大(如宁武煤田井间距达到400 m)，均没有达到井间干扰的目的。目前需要研究的是，垂直井组井间距及水平井分支间距与煤储层裂隙方位和渗透率、与煤储层水系统、与储层压力等的关系。

1.2.2 排采制度

在地面排水降压采气过程中，煤层气井产量受控于排采制度。对于不同的煤层气地质、储层条件(煤储层水系统，含气、水饱和度，气、水相渗透率)和排采阶段，需要制定不同的排采制度。而排采制度的调整取决于排采动态参数，即产气量、产水量、液面深度、井口套压、井底流压等。煤层气井生产排采过程中，可分为多个排采阶段，各阶段的排采动态参数具有不同的变化特征，它们间的相互关系也具有不同规律。排水降压阶段:为使井底和储层间的压差变小，并维护煤体结构的完好，该阶段宜采用定压排采制度，其技术关键是控制适中的排采强度，保持液面平稳下降，可直接控制的是液面深度，即通过设计水泵的冲程和冲次来控制排水量，由排水量控制液面深度，由液面深度控制井口套压、井底流压［3］。产气前液面降速过快、近井地段储层有效应力快速增大，煤层过分激励，煤粉流动，均使储层渗透性降低。因此，控制产气前液面降速是煤层气井获得稳定产能的关键。稳产阶段:宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。通过降低套压或降低动液面都可以达到降低井底压力、增加产气量的目的。目前，开展生产压差、排采速度、排采组合方式，即分级、平稳、连续降压的精细排采制度也是亟须研究的方向之一。

1.2.3 钻完井增产改造

清水、空气/雾化、欠平衡钻井技术，低密度钻井液、固井液技术，清水、活性水、线性胶和冻胶、氮气和二氧化碳泡沫、清洁压裂液、连续油管、直井定向射孔、水平井分段压裂技术，水平井、多分支水平井井壁稳定技术，高应力、松软煤层钻完井技术，直井、水平井的修井技术，地面压裂、井下抽采技术，井下压裂、地面抽采技术，沿煤层顶底板钻进技术等，是增产改造需要解决的关键问题。

1.2.4 开发工艺

我国煤储层从煤级、地应力、含气饱和度、含水饱和度、孔裂隙特征、渗透特征、力学性质、埋深、围岩状态等，之间相差很大，针对不同的煤储层本身特征和外部环境，采用针对性的开发工艺技术是当务之急。

1.2.5 平衡开发

我国前期煤层气井排采常处于打破煤储层气－水相渗平衡的局面，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。为了避免上述现象的发生，在试气排采阶段，应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，再进一步根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［21］。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，当是下一步煤层气勘探开发所要关注的问题之一。

2 发展趋势

2.1 由中高煤级向低煤级储层

2003年，沁水蓝焰煤层气公司率先在沁水盆地南部无烟煤储层中取得了煤层气开发的突破，接着，在低煤级烟煤的阜新盆地、中高煤级烟煤的鄂尔多斯盆地也成功地进行了商业性开发。目前，已在新疆、内蒙、黑龙江等低煤级(褐煤和长焰煤)盆地进行煤层气勘探开发实践。在伊兰盆地单井最高日产气量达3 000～4 000 m3，内蒙霍林河达1 256 m3，阜康煤1井达1 020 m3，抚顺6口井的小井组单井日产量稳定在800 m3，鄂尔多斯盆地彬长区块一口水平井日产气量突破 5 600 m3［3］。

2.2 由浅部向深部

前期煤层气勘探开发埋深一般浅于1 000 m，取得较高煤层气产能的井大多浅于800 m。目前，在鄂尔多斯盆地延川南、甘肃庆阳等地埋深大于1 000 m处进行煤层气开发，在沁水盆地南部郑庄埋深1 200 m处获得了1 500 m3/d的产能。

2.3 由地面开发向井地立体式开发

地面煤层气开发根据煤层气井位置有煤矿未开拓区(即煤矿规划区)抽采、采动影响区(煤矿生产卸压区)抽采、采空区抽采;井下抽采根据钻井位置有本煤层抽采、邻近层抽采和采空区抽采。目前，煤矿区大多采用井地联合抽采，具有代表性的是晋城模式，即煤矿规划区抽采+井下抽采和淮南模式，即采动影响区抽采+井下抽采。煤矿规划区+采动影响区+井下立体式、递进式抽采将成为发展趋势。

2.4 由陆地向海洋

我国近海海域广泛发育新生代含煤地层，主要分布在渤海、南黄海、东海陆架、南海北部四个构造聚煤带。煤层层数较多，少则10～20层，多则近百层，以薄－中厚煤层为主;煤级变化较大，北部两个构造聚煤带以褐煤和长焰煤为主，中部的东海陆架聚煤带为中－低变质烟煤，南海北部聚煤带从褐煤到焦煤均有分布［22］。

2.5 由煤层气单采向煤层气与煤成气共采

煤系中煤层气、致密砂岩气(或常规砂岩气、碳酸盐岩气等)、页岩气等具有同源性、伴生性、叠置性、转换性和共采性［3］。如在准噶尔盆地施工的彩504井进行煤层气与常规天然气共采(煤层段2 567～2 583 m内煤层与围岩均压裂)，最高日产气量达到7 300 m3，显示出良好的开发前景。我国中新生代多数大中型盆地均为煤油气共生盆地，煤层气、油气资源层域上相互叠置，同样具备共采的地质条件［22］。

2.6 由单一煤层(组)向多煤层(组)

沁水盆地为双主煤层(3煤与15煤)、鄂尔多斯盆地为双主煤层组(3煤+4煤+5煤、8煤+9煤+10煤)，淮南、淮北、贵州、四川等地均为多煤层发育地区。目前，大多采用的是，第一，多煤层合排:两个或两个以上煤层(组)均先后压裂，共同排采;第二，先合排，后单排:两个或两个以上煤层(组)均先后压裂，先共同排采，后封堵产水量大的煤层(组)，进行单煤层(组)排采。未来发展趋势是先排采高压力系统的煤层(组)，待压力降到下一煤层(组)临界解吸压力时，再压裂该煤层(组)，依次进行递进排采。

3 结束语

我国煤层气资源丰富，可采资源量可观。但由于基本研究方面存在薄弱环节和排采技术的不够完善，影响了煤层气的可采量。笔者对目前的现存问题和排采技术以及发展趋势作了分析和综述，相信随着研究的深入和技术的提高，煤层的勘探开发一定会有更美好的前景。

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Existing problems and development trend of CBM exploration and development in China

FU Xuehai1，2
(1.College of Geology ＆ Exploration Engineering，Xinjiang University，Urumqi 830047，China;2.School of Resource＆ Earth Science，China University of Mining＆ Technology，Xuzhou 221116，China)

This paper begins with an analysis of weak links in coalbed methane(CBM)basic research in China from the aspects of CBM solid solution，multiphase medium in coal reservoir，CBM supercritical adsorption，gas content in low rank coal，multilevel pressure drop and multilevel seepage in coal reservoir，relationship between hydraulic and gas pressure，as well as dynamic permeability.The paper proceeds with review of the existing problems in CBM extraction from the aspects of well distance，production system，yield increase transformation by well drilling and completion，development technology adapting China’s coal reservoir properties and balanced development.The paper ends with the conclusion that CBM exploration and development in China tend to go from intermediate and high rank coal reservoir to low rank coal reservoir，shallow depth to deep depth，single coal bed(formation)to multiple coal seams(formation)，ground development to well and ground integrated development，land to ocean and CBM mining to co-mining of CBM and coal-formed gas.

CBM;exploration and development;existing problems;development trend

P618.13

A

1671－0118(2012)01－0001－05

2012－01－11

新疆维吾尔族自治区天山学者计划启动基金项目

傅雪海(1965－)，男，湖南省衡阳人，教授，博士，研究方向:能源地质，E-mail:fuxuehai@163.com。

(编辑 徐 岩)