安徽省煤层气勘查开发进展与发展方向

刘春，孙贵，陈伯年，叶敏，武敬媛，石龙

[1.安徽省公益性地质调查管理中心，安徽合肥 230000；2.安徽煤田地质局勘查研究院，安徽合肥 230000；3.淮河能源集团煤层气公司，安徽淮南 232000；4.英发能源公司（金禧国际全资公司），安徽宿州 234000]

0 引言

煤层气资源的勘探和开发对缓解我国能源紧缺局面、煤矿安全问题和环境污染问题意义重大，具有良好的经济效益和社会效益。目前，世界上主要产煤国都在积极开展煤层气勘探开发工作，美国、加拿大、澳大利亚等少数国家经历了长期的勘查和开发，已经实现煤层气商业开发；中国正在开展大规模煤层气勘查开发试验，复杂的地质条件决定我国煤层气勘探开发任务的艰巨性，目前只在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘发现了两个上亿立方米的大型气田，形成了两大煤层气产业化基地。安徽省煤层气资源丰富，在全国煤层气勘查开发格局中占有重要位置，经过20多年的调查试验，近年取得了重要进展。

1 两淮煤田煤层气资源状况

安徽省煤炭资源丰富，主要分布在两淮地区，俗称“两淮煤田”，主要含煤段为二叠系，截至2020年底，两淮煤田保有煤炭资源量300 亿吨，与之伴生的煤层气资源也很丰富，据估算，两淮煤田-2000 m 以浅煤层气预测资源量为8984.7 亿m3，其中淮南煤田为5008.3亿m3，淮北煤田为3976.4亿m3[1]。

两淮煤田成煤后发生过多次地质构造运动，多期次构造运动导致构造煤发育，煤体结构破碎；煤岩压实作用强烈，储层物性差，致密低渗。煤层气赋存特征主要表现在以下几个方面：

（1）不同区域含气性变化较大，且具规律性。淮南煤田赋煤构造为一近东西向延展的复向斜，可采煤层最大厚度达34 m，煤层气含量丰度较大，主采煤层11-2 煤和13-1 煤瓦斯最高含量为12～15 m3/t，煤田煤层气含量总体是东高西低，全煤田有3 个高瓦斯含量区，分别为谢李区、潘集深部区、谢桥张集深部区。

淮北煤田煤层气含量总体表现为南高北低、东高西低趋势，以宿北断裂为界，北部濉萧矿区煤层气含量较低，多数达不到4 m3/t，北部区基本上没有煤层气勘探前景。南部宿县矿区、临涣矿区煤层气较富集，且含量又自东向西降低，至涡阳矿区，煤层气平均含量小于4 m3/t。

（2）构造煤发育。构造煤发育区（构造煤厚度比例＞20%）占含煤面积的40%左右，如潘集矿区为40%，谢李矿区为50%，张集、新集矿区为25%等[2]。

（3）储层渗透率较低。现有的煤层试井渗透率为0.002～3.21 mD[1]，在地域和层域上均变化较大，储层渗透率较低，总体小于1 mD。目前开采工艺所容许的评价标准，只在局部区域，煤层的渗透率分别达到了3.21 mD 和2.1 mD。而美国煤层气的渗透率普遍在10 mD以上[3]。

2 勘查开发进展

两淮煤田煤层气地面抽采试验工作始于20 世纪90年代，主要施工煤层气参数井和少量排采试验井，主要技术手段为直井压裂抽采。勘查主力是我省国有煤矿企业，起初是开展煤层气地面抽采试验，效果不佳，后来结合煤矿瓦斯治理的需要，采用井上井下结合，抽采采动卸压区、采空区瓦斯，创立“一井三用”模式，取得了较好效果；其次是在我省登记的煤层气矿权人，如中联公司等，主要开展煤层气地面抽采试验，大部分探矿权区块进展缓慢，近年部分区块取得了重要进展。

2.1 煤层气企业最新勘查进展

两淮煤田目前有煤层气探矿权9 宗（已注销2宗），探矿权总面积2788.9 km2,基本是2000年前后登记的，至今已有20年（图1）。总体来说，2018年以前，由于地质、施工技术及合同纠纷等因素，纯粹采用地面勘查的矿权人总体投入不足，进展缓慢。近些年，随着常用于石油、页岩气勘查的水平井和水平分段压裂技术在煤层气勘查中的应用，以及排采技术的提高，中联公司在宿州区块、淮南矿业集团在自有矿区内的潘谢区块、新集区块开展煤层气地面抽采试验取得了较大进展，显示较好的开发前景。另外，为促进我省煤层气勘查开发，我省在2021年度地勘基金项目中首次设立了“淮南谢家集-上窑煤层气预探”项目，先期投资近1600万元，即将施工。现简要介绍重要进展项目。

2.1.1 淮北煤田宿州区块煤层气勘查区块

矿权人为北京中联公司，合作勘查方为英发能源公司。据矿权人介绍：该区块2008—2020年累计投入2.1亿元。截至2021年9月，新钻井36口（组），压裂和试产井20口，未压裂试产的直井11口；水平井组3组；目前还在排采的井5口。

按所处的不同构造单元，勘查区分为两个区块（图2）：

图2 宿州区块煤层气勘查区示意图Figure 2. Sketch of coalbed methane exploration areas in the Suzhou block

芦岭区块，面积23 km2，位于宿东向斜内，该向斜为徐宿逆冲推覆构造南部前缘的一个逆冲岩席，煤层埋藏较浅，构造封闭条件较好，煤层气不易散逸。8煤为主力煤层，单层厚8～12 m，埋深600～1000 m，含气量平均9～10 m3/t。截至2021年，施工各类钻井15口（组）。探明煤层气储量31.6 亿m3，技术可采储量15.8 亿m3，先后有10 口井进行排采试验，直井日产气量在500～2000 m3。区内施工3 组水平井（图3），当前CLG20HL-01 水平井日产气量3000 m3左右。目前芦岭区块正在做开发准备，将申请开采备案。

图3 L型水平井示意图Figure 3. Sketch of the L-shaped horizontal well

宿南南部区块，含煤8～15层，单层厚度1.5～5 m，总体为向斜构造。煤层埋深500～2000 m。煤层气含气量7～10 m3/t。目前宿南区块勘探取得了阶段性进展，施工各类煤层气探井21口，其中13口进行压裂改造和排采试验。单井日产气量500～1300 m3。2020年底压裂投产的3 口井产气量都超过预期，其中CSN14V-01 井创造日产超2000 m3的记录，其它2 口井在1000 m3左右并基本保持稳定，3口井的产气效果对宿南区块的勘探是个突破。宿州区块煤层气勘查范围与生产煤矿存在较大重叠（图2），需要做好协调工作。

2.1.2 淮南潘谢区块、新谢区块煤层气勘查

淮南矿业集团于2018年和2019年在自有生产煤矿——新庄孜、谢家集一矿、潘一、潘二等煤矿采矿权范围内增设的煤层气矿权，面积合计128.7 km2。自2019年开始，集团公司积极与中原石油开展技术合作，借鉴页岩气开发技术，首次在淮南矿区内进行煤层气水平井开采试验，目前共施工6口水平井，分别在13-1 煤、8 煤、1 煤层顶（底）板施工L型水平井，并进行压裂和排采试验。6 口井总投资1.8 亿元，目前5 口井产气，最高单井日产气量1519 m3，截至2021年10月累计产气97 万m3，标志着淮南矿区地面煤层气开发是可行的。同时，集团公司建成了望峰岗和潘集煤层气加工中心，产出的煤层气从井口输送至加工中心，对其进行除尘、脱水、加压处理后，并入城市天然气管网供居民使用。

2.2 煤炭企业煤层气（瓦斯）抽采利用现状

2.2.1 抽采现状

20世纪90年代，煤层气开发出现热潮，两淮矿业集团在不同地区开展了煤层气开发试验，以解决煤矿瓦斯突出为主要目的，施工了一些地面瓦斯抽排试验井，但由于技术、设备等条件不足，试验未达到预期效果。

2000年以来，在强化瓦斯治理，确保煤炭安全开采的同时，投入大量的资金和人力，加强了煤与瓦斯（煤层气）共采技术的研发和实践，形成了煤、气共采技术体系，瓦斯抽出量增幅较大。近年来积极探索井下与地面相结合、抽采与利用相结合的思路，提出了“一井三用”的煤气共采技术[4]，主要对煤层的原位区、采动区和采空区煤层气进行抽采，实现地面压裂井（原位区）→采动区井→采空区井，“一井三用”最大限度地抽采煤层气，达到瓦斯治理、煤与煤层气（瓦斯）共采的目标。事实证明，对采动卸压区煤层气抽采是低渗透率煤储层煤层气开发的最有效途径之一[5]。

如淮北矿业集团在芦岭煤矿施工有7 口“一井三用”抽采试验井，2008年4 月开始产气，有一口高产井（LG6）最高单井日产气量达到3000 m3以上，其余井日产气量在400～500 m3；2010年，中煤科工集团西安研究院携手淮北矿业集团依托国家“十一五”重大专项，在芦岭矿的采煤规划接替区施工5 口煤层气地面压裂井组，2010年12 月开始排采至2012年5 月底，单井日产气量230～3100 m3，累计产气193 万m3。

淮南矿业集团在煤层气地面排采试验取得重要参数的基础上，于2021年在顾桥、朱集东、潘二3个矿井共施工了12 口地面瓦斯治理井，分别对11-2 煤、13-1 煤、3 煤进行地面预抽煤层气，确保高瓦斯煤层在低瓦斯状态下开采。目前已有11 口井完井，其中3口井已完成压裂，2021年底前可全部进行排采。

2.2.2 瓦斯利用现状

两淮煤田煤层气较大规模利用是从2002年开始的，随着煤层气开采总量的增加，以及国家对煤层气开发利用出台了一些鼓励政策，煤层气利用和环境保护被提高到重要的议事日程，国有煤矿集团高度重视，把煤层气作为一种能源来开采。例如，“十三五”期间，淮南矿业集团总抽采量达到21.1 亿m3，瓦斯利用量7.9亿m3，抽采利用率35%左右，发电量14.6亿度（表1），煤矿瓦斯抽采率近年来均在50%以上，达到了较高水平。目前，安徽省煤矿瓦斯利用主要是瓦斯发电、民用燃气等，其中瓦斯发电量约占煤矿瓦斯利用量的90%以上。

表1 “十三五”期间淮南矿业集团瓦斯抽采利用情况Table 1. Gas extraction and utilization by Huainan Mining Group during the 13th Five-Year Plan period

3 存在的问题

（1）地面抽采煤层气难度较大，关键技术有待突破。煤层气产业面临的最大困扰就是煤层气资源量虽大，但是有效开采难度大，共性关键技术尚待完全突破，国外技术并不适用于中国独特的地质条件，必须与当地实际情况相结合，对技术进行改造，形成适合的技术，才能实现经济有效开发[6]。

（2）不同主体的煤炭、煤层气矿权重叠问题。矿权重叠的根本原因是以前煤炭矿权和煤层气矿权实行独立的审批登记制，同一矿区的煤炭和煤层气矿业权可能分属不同矿权人。煤炭和煤层气的开发技术和规范要求各不相同，实际工作中易产生纠纷。

（3）勘查投入不足，部分煤层气矿权人存在圈而不探现象。除去其他诸多因素，足够的勘探开发投入是煤层气产业发展的充分条件[7]。总体来看，省内不少煤层气矿权人勘查投入低，进展缓慢。目前，煤层气矿权管理已下放省厅，应加强对矿权重叠和圈而不探现象的管理。

（4）瓦斯利用率有待进一步的提高。目前，主要矿业集团的井下瓦斯抽采利用率只有35%左右，还有较大的上升潜力，应加大对低浓度瓦斯的利用投入，以及地面抽采点的管网建设。

4 发展方向及建议

（1）以国有煤矿企业为主体，优先鼓励支持矿区煤层气勘查开发，大力推行“一井三用”的矿区煤层气勘查模式，应是我省今后一段时间的主要发展方向。

目前，煤层气开发技术还不够成熟，单纯的由地面勘查抽采，投入大、风险高，较难具备商业价值，这也是我省许多煤层气矿权人投入不足的主要原因。因此，我省煤层气勘查应循序渐进，由易到难，由浅到深，只有在煤层气钻井、压裂、排采技术，尤其是深部煤层气开发技术突破后，才具有地面煤层气开发的商业价值。

实践证明，结合煤矿采动区和采空区，结合矿井瓦斯综合治理，通过地面、井下相结合的方式开展煤矿“三区”煤层气开发利用，不仅具有较好的开发前景和经济效益，而且还具有重要的环境效益和社会效益。煤层气的开发能从根本上杜绝瓦斯爆炸，保障煤矿及煤矿工人的安全；另外，煤层气开发极大减少温室气体甲烷的排放，保护了大气环境。如果不抽采煤层气，其就会在煤矿开采过程中，逐渐释放到大气中，而甲烷的温室效应是二氧化碳的几十倍，对大气环境的破坏更严重，因此，开展矿区煤层气开发意义重大。

生产煤矿本身勘查程度高，不需要大量的前期勘查投入，可以直接进行煤层气参数井和排采井施工；煤炭和煤层气两种资源的共伴生关系，也决定了只有以煤矿企业为主体，才能更好地做到采煤、采气在空间布局、时间安排、技术方案、瓦斯利用上的合理衔接，更好地体现采煤采气一体化、“先采气后采煤”的政策初衷。

（2）我省煤层气处于开发初级阶段，并取得了重要进展，政府应继续加大补贴力度，制订优于常规天然气的经济扶持政策[8]，同时优化煤层气矿权的设置，以增强煤层气产业发展。

5 结语

安徽省煤层气资源丰富，开发前景广阔，经过20多年的不断探索，近年来煤层气勘查开发取得了重要进展。根据两淮煤田煤层气赋存特征，通过研究单纯的地面煤层气勘查试验进展，以及井下井上相结合的勘查开发进展，分析了目前面临的主要问题，提出了今后省内煤层气勘查开发方向应以国有煤矿集团为主体，政府应继续保持和加大政策扶持力度，优先支持矿区煤层气（瓦斯）勘查开发，逐步实现煤层气地面勘查开发的技术突破。