中国煤层气产业发展现状与技术对策

1. 中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵1 杨焦生1 王金友2 周元刚2 鲍清英1
基金项目:国家973项目(2009CB219607)、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。
作者介绍:王一兵,男,1966年6月生,2008年获中国地质大学(北京)博士学位,高级工程师,多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E-mail:wybmcq69@petrochina.com.cn
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司 天津 300457)
摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状,总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上,认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术,包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等,并分析了各种技术的应用效果,认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。
关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采
The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Industry
WANG Yibing1 YANG Jiaosheng1 WANG Jinyou2 ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1
(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The second logging company of bohai drilling and exploration company, Petrochina, Tianjin 300457, China)
Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called “earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development”.Based on the analysis of the geolog- ical conditions , it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized, including drilling/completion,coal-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering control, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank coal-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.
Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering
我国煤层气资源丰富,预测2000m以浅煤层气资源量36.8万亿m3(国土资源部,2006),可采资源量约11万亿m3,仅次于俄罗斯和加拿大,超过美国,居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源,可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖,同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。
1 煤层气规模开发已经起步,初步具备产业雏形
自上世纪80年代后期以来,国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位,以及一些外国公司,对全国30多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至2010年底,全国已累计探明煤层气地质储量3311亿m3,并针对不同煤阶的煤层气特点,掌握了实验室分析化验和地质评价技术,直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术,空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术,注入/压降试井技术,压裂增产和排采等技术系列,在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流,为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。
近年国内天然气市场的快速发展,天然气基础管网逐步完善,煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是2007年政府出台了煤层气开发补贴政策,极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性,促进了煤层气产业的快速发展,近年全国煤层气开发井由不足百口增加到5240余口(含水平井约100口),建成煤层气产能约30亿m3/年,年产气量超过15亿m3(图1),形成沁南、鄂东2大煤层气区为重点的产业格局。预测到“十二五”期间,全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到100亿m3以上。
我国煤层气发展,主要经历了四个发展阶段(图2)。

图1 中国历年煤层气开发井数与产量图


图2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;
1992~2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井,柳林、晋城、阜新开展小井组试验;
2000~2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;
2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段,特别是2007年国家出台采政补贴政策,每生产1方煤层气国家补贴0.2元,极大地调动了生产企业的积极性,纷纷加大投入,煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。
2 煤层气开发技术现状
在多年的勘探开发实践中,针对我国煤层气地质特点,逐步探索出适合我国配套工艺技术,如钻井完井、地面建设、集输处理等,形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体,以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍,总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。
不同演化程度的煤层煤岩性质不同,主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面,其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等,2006),因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展,国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。
2.1 钻井完井技术
2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD,中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD,对于此类高渗煤层的煤层气开采,一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低,压裂易形成大量煤粉堵塞割理),可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式,根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴,扩大煤层裸露面积,提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井,既可提高钻速,又可有效减小煤层污染。
裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等,1997,1999),特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。
常采用的井身结构有两种:
(1)造洞穴后不下套管,适用于稳定性较好的煤储层,是目前普遍采用的井身结构;
(2)造洞穴后下入筛管,可适用于稳定性较差的储层。
这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验,效果都不理想,需要进一步探索、完善。
2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5~5mD,采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排,实现大面积降压后,煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛,技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区,辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好,多数井获得了单井日产2000~10000m3/d的稳定气流,数百口井已稳产5~10年。
2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区,通过钻多分支井增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙,提高单井产量和采收率,效果相当显著。同时,对于低渗(3,最高日产可达到10万m3,比直井压裂方法单井产量提高4~10倍。
2.2 储层保护技术
2.2.1 煤层气空气钻井技术
主要有空气钻井和泡沫钻井技术,主要优点是可实现欠平衡钻井,煤层损害小、钻速快、钻井周期短,综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性,并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂,所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时,岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现,会润湿水敏性页岩,这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起,在钻杆外壁上形成泥饼环,不能被空气从环空中带上来,当填充环空时,阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移,它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此,空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术
多分支水平井主井眼与洞穴井连通后,在水平井眼钻进过程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然后通过油管向洞穴直井注气,从水平井环空排气的钻井液充气方式,保持水平井眼环空压力,保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入,压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合,形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离,混合液流从液体出口流入振动筛,气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处,有大排量风机,将排出的气体尽快吹散。
如果三相分离器分离返出混合流体不明显,液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭,从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理,气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞,可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通,各种阀门灵活可靠。
2.3 煤层气井水力压裂工艺技术
2.3.1 针对煤储层特征的压裂液
压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节,其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂,因此着重考虑流体的粘度性质,不仅在裂缝的起裂时,具有较高的粘度,而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而,成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外,在泵送时还应具有低的摩擦阻力,能很好地控制流体滤失,快速破胶,施工结束后迅速返排出来等性能,同时应在经济上可行。
压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强,减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求,达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点,压裂液研究应着重考虑以下几个方面:
储层温度25~50℃,井深300~1000m,属低温浅井范畴。因此,要求压裂液易于低温破胶返排,满足低温压裂液体系的要求,并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层,要求压裂液具有好的助排能力,并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小,水敏弱,水化膨胀不是压裂液的主要问题,但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低,提高压裂液效率。
为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求,压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能,以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率,控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗,要求压裂液具有合适的交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案,在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下,满足压后快速破胶返排的需要,以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力,破乳性能好,有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。
2.3.2 煤层压裂方案优化
针对一个区块的压裂方案,优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上,针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力,然后逐一优化各施工参数,包括排量、规模、砂比、前置液百分数等,并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力,并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。
压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数,通过三维压裂分析与设计软件,优化压裂施工参数。
前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长,二是造出足够宽度的裂缝,保证支撑剂能够进入,并保证足够的支撑宽度,满足地层对导流能力的需求。
排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现,变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生,减少近井摩阻,有最新文献资料表明,通过先进的裂缝实时监测工具的反应,当排量超过一定值时,多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。
加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度,即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑,借鉴国内外施工经验,在煤层可能的滤失系数范围内,平均砂比20%~25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差),因开始加砂时可能造缝宽度不足,或起步砂液量过早滤失脱砂,会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之,如起步砂液比过低,可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂,使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能,使裂缝的支撑剖面更不合理。同时,滤失伤害也会增大。因此,起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑,一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间,如压力无异常情况,再考虑提高阶段砂液比。
2.4 煤层气井抽排采气技术
煤层气以吸附状态为主,煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等,2001),煤层气井产气需要解决的关键问题是:
(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;
(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;
(3)有一定长的降压时间。
因此,煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作,合理确定排采设备,控制动态参数,发挥煤层产气能力,同时在排采中要控制煤粉产生,减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。
煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响,排采初期应保持液面缓慢稳定下降,生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动,控制煤粉爆发,使之均匀产出并保持流动状态,防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。
煤层具有较强的塑性变形能力,应力敏感性强,在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等,1999),应保证煤层内流体压力持续稳定下降,避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性,需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m,解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m,越接近煤层,降液速度越慢,当液面降至煤层以上20~30m时,稳定液面排采,进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。
3 煤层气开发技术发展趋势
与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比,我国煤层气地质条件复杂,主要表现在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都经历多期次构造运动,煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实,煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性,多数煤层气富集区渗透率都很低,导致大多数探井试采效果差,勘探成功率低。针对国内煤层气特点,提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。
3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术
高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究,结合地震处理与解释方法,寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高,一些开发区块或即将进入开发的区块,通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法,在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区,优化开发井网和井位部署,可有效指导煤层气高效开发。
3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究
以高丰度煤层气富集区为主要研究对象,以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容,通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究,宏观研究与微观研究相结合,开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象,利用多井试井技术和数值模拟技术,从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论,将有效指导煤层气开发技术的进步。
3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究
针对当前300~1000m深度为主的煤层气资源,开展空气钻井技术攻关,发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法,总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺,跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术,分析增产效果,优选适用技术。同时,还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。
3.4 煤层高效改造技术研究
通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据,分析煤层伤害的主要机理,研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点,探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。
参考文献
李安启,路勇.1999.中国煤层气勘探开发现状及问题剖析.天然气勘探与开发,22(3):40~43
李五忠,王一兵,田文广等.2006.沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选.天然气,3(5):62~64
王一兵,孙景民,鲜保安.2006.沁水煤层气田开发可行性研究.天然气,2(1):50~53
王一兵,田文广,李五忠等.2006.我国煤层气选区评价标准探讨.地质通报,25(9~10):1104~1107
赵庆波.1999.煤层气地质与勘探技术[M].北京:石油工业出版社
赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社
赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油丁业出版社

2. 国内外学者对煤层气产业发展观点

参考前瞻产业研究院发布的《2015-2020年 中国煤层气行业经济效益评价及投资战略规划分析报告》
据世界能源研究所(WRI)的数据显示，中国页岩气储量高达30万亿立方米以上，居世界第一，页岩油资源位居世界第三。前瞻产业研究院发布的《2015-2020年中国非常规油气产业发展前景与投资战略规划分析报告》显示：我国油气资源对外依存度不断上升。2014年石油进口量近3.1亿吨，对外依存度接近60%。天然气产量同样不能满足需求，2014年，天然气对外依存度上升至32.2%。

随着我国经济快速增长，对能源的需求量越来越大，我国石油、天然气供求矛盾将长期存在，仅靠常规油气供应将很难满足国民经济发展的需要，发展非常规油气产业成为了解决我国能源安全问题的有效手段。
结合国家对非常规油气的发展规划、我国能源的供需矛盾、非常规油气发展现状以及开采技术水平等诸多因素，前瞻预计2015年我国煤层气的产量将达到120亿立方米，页岩气的产量将达到50-70亿立方米，到2020年非常规油气产量将翻番。

3. 中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵1杨焦生1王金友2周元刚2鲍清英1
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院廊坊065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司天津300457)
摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状，总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上，认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术，包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等，并分析了各种技术的应用效果，认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。
关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采
基金项目: 国家 973 项目 ( 2009CB219607) 、国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”课题 33，43( 2011ZX05033 001''，2011ZX05043) 。
作者介绍: 王一兵，男，1966 年 6 月生，2008 年获中国地质大学 ( 北京) 博士学位，高级工程师，多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E mail: wybmcq69@ petrochina. com. cn
The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Industry
WANG Yibing1YANG Jiaosheng1WANG Jinyou2ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1
( 1. Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina， Langfang 065007，China; 2. The second logging company of bohai drilling and exploration company，Petrochina，Tianjin 300457，China)
Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China，this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's，which can be called“earlier period's appraisal，ex- plores and region optimization，development experiments，scale development”. Based on the analysis of the geolog- ical conditions ，it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree，low permeability. Simultaneously，the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized，including drilling / completion，coal-bed protection，hydraulic fracturing and dewatering control，also all technologies’application effect are evaluated. In general，it can be believed that the CBMdevelopmenttechnologiesinmiddleandhighrankcoal-bedshallowerthan1000mhavebeenbasicallyma- tured.Finally，thedirectionofdevelopmenttechnologiesisforecasted.
Keywords:CBM;developmenttechnologies;hydraulicfracturing;dewatering
我国煤层气资源丰富，预测 2000 m 以浅煤层气资源量 36. 8 万亿 m3( 国土资源部，2006) ，可采资源量约 11 万亿 m3，仅次于俄罗斯和加拿大，超过美国，居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源，可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖，同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。
1 煤层气规模开发已经起步，初步具备产业雏形
自上世纪 80 年代后期以来，国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位，以及一些外国公司，对全国 30 多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至 2010 年底，全国已累计探明煤层气地质储量 3311 亿 m3，并针对不同煤阶的煤层气特点，掌握了实验室分析化验和地质评价技术，直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术，空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术，注入/压降试井技术，压裂增产和排采等技术系列，在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流，为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。
近年国内天然气市场的快速发展，天然气基础管网逐步完善，煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是 2007 年政府出台了煤层气开发补贴政策，极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性，促进了煤层气产业的快速发展，近年全国煤层气开发井由不足百口增加到 5240 余口 ( 含水平井约 100 口) ，建成煤层气产能约 30 亿 m3/ 年，年产气量超过15 亿 m3( 图 1) ，形成沁南、鄂东 2 大煤层气区为重点的产业格局。预测到 “十二五”期间，全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到 100 亿 m3以上。
我国煤层气发展，主要经历了四个发展阶段 ( 图 2) 。

图 1 中国历年煤层气开发井数与产量图


图 2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;
1992～2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井，柳林、晋城、阜新开展小井组试验;
2000～2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;
2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段，特别是2007年国家出台采政补贴政策，每生产1方煤层气国家补贴0.2元，极大地调动了生产企业的积极性，纷纷加大投入，煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。
2 煤层气开发技术现状
在多年的勘探开发实践中，针对我国煤层气地质特点，逐步探索出适合我国配套工艺技术，如钻井完井、地面建设、集输处理等，形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体，以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍，总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。
不同演化程度的煤层煤岩性质不同，主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面，其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等，2006)，因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展，国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。
2.1 钻井完井技术
2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD，中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD，对于此类高渗煤层的煤层气开采，一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低，压裂易形成大量煤粉堵塞割理)，可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式，根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴，扩大煤层裸露面积，提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井，既可提高钻速，又可有效减小煤层污染。
裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等，1997，1999)，特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。
常采用的井身结构有两种:
(1)造洞穴后不下套管，适用于稳定性较好的煤储层，是目前普遍采用的井身结构;
(2)造洞穴后下入筛管，可适用于稳定性较差的储层。
这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验，效果都不理想，需要进一步探索、完善。
2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5～5mD，采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，实现大面积降压后，煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛，技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区，辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好，多数井获得了单井日产2000～10000m3/d的稳定气流，数百口井已稳产5～10年。
2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著。同时，对于低渗(<0.5mD)薄煤层(<2m)地区，也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。
煤层气多分支水平井是指在一个或两个主水平井眼旁侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统，最大限度地沟通裂缝通道，增加泄气面积和气流的渗透率，使更多的甲烷气进入主流道，提高单井产气量。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体(王一兵等，2006)，是开发煤层气的主要手段之一。该技术具有三大技术优势:一是可以提高单井产量，约为直井的6～10倍，同时减少钻前工程、占地面积、设备搬安、钻井工作量和钻井液用量，节约套管和地面管线及气田管理和操作成本，从而提高开发综合效益;二是可以加快采气速度，提高采收率。用直井需要15～20年才能采出可采储量的80%，但用分支水平井仅需5～8年可采出70%～80%(李五忠等，2006)，而且可以在很大程度上提高煤层气的采收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管，不压裂，避免压裂对煤层顶底板造成伤害，便于后续的采煤，是先采气后采煤的最佳配套技术。
目前我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地等煤层埋深300～800m的地区已完成多分支水平井100余口，沁水盆地南部单井日产量达到0.8万～5.5万m3，最高日产可达到10万m3，比直井压裂方法单井产量提高4～10倍。
2.2 储层保护技术
2.2.1 煤层气空气钻井技术
主要有空气钻井和泡沫钻井技术，主要优点是可实现欠平衡钻井，煤层损害小、钻速快、钻井周期短，综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性，并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时，岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起，在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来，当填充环空时，阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此，空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术
多分支水平井主井眼与洞穴井连通后，在水平井眼钻进过程中，在洞穴直井下入油管，洞穴之上下入封隔器，然后通过油管向洞穴直井注气，从水平井环空排气的钻井液充气方式，保持水平井眼环空压力，保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入，压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合，形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离，混合液流从液体出口流入振动筛，气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处，有大排量风机，将排出的气体尽快吹散。
如果三相分离器分离返出混合流体不明显，液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭，从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理，气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞，可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通，各种阀门灵活可靠。
2.3 煤层气井水力压裂工艺技术
2.3.1 针对煤储层特征的压裂液
压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节，其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂，因此着重考虑流体的粘度性质，不仅在裂缝的起裂时，具有较高的粘度，而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而，成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外，在泵送时还应具有低的摩擦阻力，能很好地控制流体滤失，快速破胶，施工结束后迅速返排出来等性能，同时应在经济上可行。
压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强，减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求，达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点，压裂液研究应着重考虑以下几个方面:
储层温度25～50℃，井深300～1000m，属低温浅井范畴。因此，要求压裂液易于低温破胶返排，满足低温压裂液体系的要求，并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层，要求压裂液具有好的助排能力，并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小，水敏弱，水化膨胀不是压裂液的主要问题，但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低，提高压裂液效率。
为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求，压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能，以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率，控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗，要求压裂液具有合适的交联时间，以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案，在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下，满足压后快速破胶返排的需要，以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力，破乳性能好，有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。
2.3.2 煤层压裂方案优化
针对一个区块的压裂方案，优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上，针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力，然后逐一优化各施工参数，包括排量、规模、砂比、前置液百分数等，并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力，并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。
压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数，通过三维压裂分析与设计软件，优化压裂施工参数。
前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长，二是造出足够宽度的裂缝，保证支撑剂能够进入，并保证足够的支撑宽度，满足地层对导流能力的需求。
排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现，变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生，减少近井摩阻，有最新文献资料表明，通过先进的裂缝实时监测工具的反应，当排量超过一定值时，多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。
加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度，即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑，借鉴国内外施工经验，在煤层可能的滤失系数范围内，平均砂比20%～25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差)，因开始加砂时可能造缝宽度不足，或起步砂液量过早滤失脱砂，会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之，如起步砂液比过低，可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂，使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能，使裂缝的支撑剖面更不合理。同时，滤失伤害也会增大。因此，起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑，一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间，如压力无异常情况，再考虑提高阶段砂液比。
2.4 煤层气井抽排采气技术
煤层气以吸附状态为主，煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等，2001)，煤层气井产气需要解决的关键问题是:
(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;
(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;
(3)有一定长的降压时间。
因此，煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作，合理确定排采设备，控制动态参数，发挥煤层产气能力，同时在排采中要控制煤粉产生，减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。
煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响，排采初期应保持液面缓慢稳定下降，生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动，控制煤粉爆发，使之均匀产出并保持流动状态，防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。
煤层具有较强的塑性变形能力，应力敏感性强，在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等，1999)，应保证煤层内流体压力持续稳定下降，避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性，需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m，解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m，越接近煤层，降液速度越慢，当液面降至煤层以上20～30m时，稳定液面排采，进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。
3 煤层气开发技术发展趋势
与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比，我国煤层气地质条件复杂，主要表现在成煤期早、成煤期多，大部分煤田都经历多期次构造运动，煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实，煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性，多数煤层气富集区渗透率都很低，导致大多数探井试采效果差，勘探成功率低。针对国内煤层气特点，提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。
3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术
高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究，结合地震处理与解释方法，寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高，一些开发区块或即将进入开发的区块，通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法，在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区，优化开发井网和井位部署，可有效指导煤层气高效开发。
3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究
以高丰度煤层气富集区为主要研究对象，以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容，通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究，宏观研究与微观研究相结合，开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象，利用多井试井技术和数值模拟技术，从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论，将有效指导煤层气开发技术的进步。
3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究
针对当前300～1000m深度为主的煤层气资源，开展空气钻井技术攻关，发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法，总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺，跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术，分析增产效果，优选适用技术。同时，还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。
3.4 煤层高效改造技术研究
通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据，分析煤层伤害的主要机理，研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点，探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。
参考文献
李安启，路勇.1999.中国煤层气勘探开发现状及问题剖析.天然气勘探与开发，22(3):40～43
李五忠，王一兵，田文广等.2006.沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选.天然气，3(5):62～64
王一兵，孙景民，鲜保安.2006.沁水煤层气田开发可行性研究.天然气，2(1):50～53
王一兵，田文广，李五忠等.2006.我国煤层气选区评价标准探讨.地质通报，25(9～10):1104～1107
赵庆波.1999.煤层气地质与勘探技术［M］.北京:石油工业出版社
赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社
赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油工业出版社

4. 中国煤层气资源分布特征

8.2.1 煤层气区划的基本原则
我国煤储层的发育状况、煤层的含气特征以及煤层的渗透性等，在地域上的分布是很不均衡的，这种不均衡是我国各地区的地质背景、煤系后期变形改造特征、煤盆地的沉积和聚煤规律等因素综合作用和影响的结果。煤层气分布的不均衡性，加上区域经济因素，造成了当前我国煤层气勘探开发工作在地域上的不平衡，因此，研究和总结我国煤层气在区域分布方面的规律性，合理地进行煤层气资源分布区划，对于从宏观上阐明资源分布特征、分析煤层气勘探开发态势、指导未来煤层气勘探开发工作具有重要意义。
我国煤田地质界根据聚煤区（赋煤区）、含煤区、煤田和煤产地等不同级别的含煤区块进行煤炭资源分布区划。目前比较一致的认识是对聚煤区和含煤区的划分。根据昆仑-秦岭、阴山东西向巨型构造带和贺兰-龙门山-哀牢山近南北向巨型构造带纵横交错的关系，将全国煤炭资源分布划分为6个聚煤区；在聚煤区内，按主要聚煤作用的差异、区域构造变形特征和地域上的邻近关系等划分含煤区，全国共划分出了85个含煤区。对聚煤区的划分是依据主要成煤地质时代的聚煤沉积与构造条件，大致相当于原始的聚煤盆地或聚煤盆地群，其主要聚煤构造条件定格于早中生代以前；对含煤区的划分则主要着眼于原始聚煤盆地遭受变形改造后所保留下来的煤系分布范围；而对于煤层气含气性来说，聚煤沉积的构造条件固然重要，但后期变形改造对煤层气的保存、气含量和可采性的控制十分明显，特别是现代地质结构和地应力特征对煤层气可采性的影响更为突出和重要。因此，煤层气资源区划应不同于煤炭资源区划。
石油地质工作者对全国油气区划分的工作也十分重视。张俏从板块构造区划的角度出发，以板块活动的动力类型为依据，提出将我国划分为以大陆裂解、扩张活动为主的中国东部含油气区和以碰撞、挤压活动为主的中国西部含油气区的中国含油气区构造区划方案（张俏，1995）。吴奇之等根据中国中、新生代含油气盆地形成的地球动力学背景和基底结构，划分出东、中、西部三类盆地，进而根据地质背景、盆地类型及构造变形、沉积特点及含油气组合，同时也考虑到勘探状况及地理因素等，将我国含油气盆地划分为八大油气区（吴奇之等，1997）。戴金星等在总结国内外有关天然气聚集区、带研究现状的基础上，系统地论述了中国天然气聚集带、聚集区和聚集域的定义与分类，并在我国13个含油气盆地内部进行了天然气聚集带、聚集区的划分（戴金星等，1996）。这些工作为进行煤层气区划提供了有益的借鉴。
在全国煤层气资源评价工作中，在充分考虑煤层气特征的基础上，结合煤炭资源区划中的有关成果，并参考常规油气区划工作的经验，尝试着对中国煤层气资源分布进行了区划，主要考虑了以下5方面的因素：
1）区域地球物理资料：我国大陆自西向东，深层结构有明显阶梯式分带现象，主要的南北—北北东向深层构造陡变带有3条，自西向东依次为贺兰山-龙门山陡变带、大兴安岭-武陵山陡变带和中国东部陆缘陡变带，它们按地壳深层结构将我国划分成各具特色的4个壳-幔带（据程裕淇，1994）。这3条规模宏大的深层构造陡变带，在地貌上大多构成山链，不仅代表了中国地质构造和矿产资源沿南北—北北东向分带的界线，也是我国地势、地貌自西向东阶梯状展布的分界线，这些界线与我国宏观经济发展水平的地域差异划分大致吻合，因而对我国煤层气资源分布及勘探开发工作也具有广泛而深刻的影响。本书将3条陡变带作为煤层气区划一级单元的边界。
2）大地构造分区边界：在南北向分带的基础上，按板块边界和稳定区（陆块）与活动区（褶皱带）的界线进行东西向分块，主要有塔里木-华北陆块与天山-赤峰活动带的界线、塔里木-华北板块与华南板块的界线，以及扬子陆块与松潘-甘孜活动带的界线。这些边界对我国煤田的形成和分布具有重要的控制作用，尤其是对晚古生代煤层的影响更为突出，是划分二级单元的依据。这些二级单元的边界大多与煤炭资源区划中聚煤区（赋煤区）的边界一致，这就便于将煤田地质资料应用到煤层气地质之中。
3）区域构造和聚煤特征：煤系的沉积、聚煤特征和后期变形构造对煤层气的生成、储集和保存具有直接控制作用。我国石炭二叠纪、晚二叠世、早中侏罗世和早白垩世这4个重要聚煤期的煤层各有特定的主要聚集范围，所遭受的后期变形改造也各不相同。这些特征决定了三级单元的划分，在三级单元中，强调以一个聚煤期为主，也可能以某一个聚煤期为主，同时包含两个或多个聚煤期。
4）含气性：由于受原始沉积作用、煤变质作用、构造变形及剥蚀风化作用等多种因素的综合影响，煤层含气性的变化很大。这里所说的含气性，既指煤层气含量，也包括煤层厚度和赋存面积的大小。本次区划，对所有褐煤、无烟煤1号均未进行三级单元划分；福建、广东、滇南、西藏等省（区）的煤层，以及塔里木南部等地区的煤层，或因煤层气含量很低，或因煤层赋存面积小，或因构造十分复杂等原因，而未进行煤层气资源区划。
5）地域因素：在进行二级区划时，对华北陆块的东北部未按大地构造分区边界进行划分，而是按辽宁省与河北省的分界线划分的。这一方面是考虑到滨太平洋构造带的强烈作用效果，另一方面也是考虑到行政区划的人为因素。这样做便于区划命名和煤层气资源的统计与决策。
8.2.2 中国煤层气资源分布的区划方案
根据实际资料和工作程度，建议按煤层气大区、含气区、含气带和气田4个级别进行中国煤层气资源分布区划。
1）煤层气大区：煤层气大区是按照3条南北—北北东向深部构造陡变带划分的一级煤层气资源分布区，主要体现中、新生代以来现代板块构造对我国煤层气资源广泛而深刻的影响。共划分为4个大区，自东向西依次为：海域区、东部区、中部区和西部区。
2）含气区：是煤层气区划的二级单元，以近东西向展布的几条大地构造分区边界与近南北向构造的纵横交切而成的“块”来划分，重点反映古生代以来板块构造通过对聚煤作用、煤变质作用的控制而影响我国煤层气资源的分布。共划分为10个含气区，以行政区划的组合而命名。
3）含气带：是煤层气区划的三级单元，在含气区内主要依据煤层分布情况和含气性划分。除了前述因各种原因而未进行煤层气资源区划的范围外，其余基本按第三次煤田预测中含煤区的划法和命名来进行含气带的划分和命名，仅对少数含煤区进行了改变。全国共划分了85个含煤区，划分并命名了59个含气带，其中东部大区26个、中部大区18个、西部大区14个、海域大区1个。
4）煤层气田：是同一地质时代的若干个煤层气藏的总合，单个煤层气藏也可构成煤层气田。煤层气田的范围大致相当于煤田地质界所称的“煤产地”（矿区），所谓“煤产地”是指煤田中由于后期构造所导致的含煤区块。
由于我国现阶段煤层气勘探开发工作刚刚兴起，对煤层气藏的认识程度很有限，还没有一个正式开发的煤层气田，所以本次没有进行煤层气田的划分和命名，待以后工作深入、时机成熟后再行划分。
8.2.3 主要含气区特征
根据煤层气区划原则，将中国煤层气区划分为：东部大区，包括黑吉辽（Ⅰ）冀鲁豫皖（Ⅱ）、华南（Ⅲ）3个含气区；中部大区，包括内蒙古东部（Ⅳ）、晋陕蒙（Ⅴ）、云贵川渝（Ⅵ）3个含气区；西部大区，包括北疆（Ⅶ）、南疆-甘青（Ⅷ）、滇藏（Ⅸ）3个含气区；海域大区，只包括台湾（Ⅹ）一个含气区，全国共划分为10个大区。在10个含气区中，内蒙古东部含气区全部为褐煤，暂未评价，台湾含气区和滇藏含气区煤层气资源稀少，缺乏开发价值，未予评价，下面介绍其余7个含气区基本特征。
8.2.3.1 黑吉辽含气区
黑吉辽含气区（Ⅰ）包括东北三省，北、东起自国境线，南至阴山-燕山褶皱带东段，西至大兴安岭构造带。区内含煤地层主要为下白垩统和第三系，其次为石炭-二叠系。早白垩世含煤盆地发育，含气性较好；第三系仅抚顺盆地煤级较高，为长焰煤和气煤，含气性好，其他盆地均为褐煤，含气量小，暂未作评价。石炭-二叠纪煤层仅分布在含气区南部，煤层稳定，含气性相对较好。
该区包括三江-穆棱河（Ⅰ01）、延边（Ⅰ02）、浑江-辽阳（Ⅰ03）、抚顺（Ⅰ04）、辽西（Ⅰ05）、松辽盆地东部（Ⅰ06）和松辽盆地西南（Ⅰ07）7个含气带。其中，抚顺含气带的分布范围与抚顺矿区一致（若无特别说明，含气带的分布范围与其对应的含煤区相同，下同）。煤层气资源主要集中于黑龙江和辽宁两省，其中，三江-穆棱河、浑江-辽阳、辽西含气带较为丰富。
本区是我国最早开展煤层气资源勘探开发活动的地区。煤层气勘探活动主要集中在南部辽宁省沈阳市周围地区进行，北部鹤岗盆地的勘探结果表明情况较差；煤层气开发活动为矿井瓦斯抽放，在抚顺、铁法、鹤岗、鸡西等矿区已产生明显的经济效益和社会效益。
8.2.3.2 冀鲁豫皖含气区
冀鲁豫皖含气区（Ⅱ）的地理分布范围为华北聚煤区的太行山以东地区，大致相当于华北陆块东部。西起太行山构造带，东至郯庐断裂带，北起黑吉辽含气区南界，南至秦岭-大别山褶皱带东段。含煤地层以石炭-二叠系为主，有少量下、中侏罗统。石炭-二叠纪含煤地层沉积范围广，煤层稳定，含煤性好。含气区包括冀北东部（Ⅱ01）、京唐（Ⅱ02）、太行山东麓（Ⅱ03）、冀中平原（Ⅱ04）、豫北鲁西北（Ⅱ05）、鲁中（Ⅱ06）、鲁西南（Ⅱ07）、豫西（Ⅱ08）、豫东（Ⅱ09）、徐淮（Ⅱ10）和淮南（Ⅱ11）11个含气带。其中，徐淮含气带地理分布范围为徐州和淮北矿区，淮南含气带地理分布范围与淮南煤田一致，冀北东部含气带为冀北含煤区东段。太行山东麓含气带的含气性相对较好，豫北鲁西北、鲁中、鲁西南含气带的含气性差，其他含气带的含气性居中。
冀鲁豫皖含气区内分布有较多煤层气勘探开发前景有利的区块，如开滦、大城、焦作、安阳、平顶山、淮北和淮南等煤矿区。
该含气区是我国目前煤层气勘探比较活跃的地区，在开滦、大城、安阳、鹤壁、荣巩、焦作、平顶山、淮北、淮南和新集等处都进行了勘探工作，其中，以开滦、大城、淮北和淮南矿区进展比较明显。
8.2.3.3 华南含气区
华南含气区（Ⅲ）在构造上相当于扬子陆块东部地区和华南活动带的范围。位于秦岭-大别山褶皱带以南，武陵山构造带以东的大部分地区，包括我国广大的东南和华南地区。区内主要发育晚二叠世含煤地层。由于受华夏和新华夏系构造的影响，晚二叠世煤田仅局部保存较好，煤层较稳定，含气性好。华南含气区包括鄂东南赣北（Ⅲ01）、长江下游（Ⅲ02）、苏浙皖边（Ⅲ03）、赣浙边（Ⅲ04）、萍乐（Ⅲ05）、湘中（Ⅲ06）、湘南（Ⅲ07）和桂中北（Ⅲ08）8个含气带。
煤层气资源主要集中于江西和湖南两省，其中，以萍乐和湘中含气带煤层气资源较为丰富，而其他含气带煤层气资源较为贫乏。本区其他含煤区的煤田或煤产地规模小，构造复杂，煤系分布零星；煤变质程度很高，已达无烟煤1号阶段。
本区煤层气勘探活动已在丰城、冷水江矿区进行，以丰城矿区的效果较好。
8.2.3.4 晋陕蒙含气区
晋陕蒙含气区（Ⅴ）是我国煤层气资源最为丰富的地区之一，其地理分布范围包括华北聚煤区的太行山以西地区，大致相当于华北陆块的西部。西起贺兰山-六盘山断裂带，东至冀鲁豫皖含气区西界，北起阴山-燕山褶皱带西段，南至秦岭-大别山褶皱带西段。该区含煤地层有石炭-二叠系和下、中侏罗统，含煤性好，煤层大面积发育稳定。晋陕蒙含气区包括冀北西部（Ⅴ01）、大宁（Ⅴ02）、沁水（Ⅴ03）、霍西（Ⅴ04）、鄂尔多斯盆地东缘（Ⅴ05）、渭北（Ⅴ06）、鄂尔多斯盆地北部（Ⅴ07）、鄂尔多斯盆地西部（Ⅴ08）、桌-贺（Ⅴ09）、陕北（Ⅴ10）和黄陇（Ⅴ11）11个含气带，其中，冀北西部含气带为冀北含煤区西段。沁水、霍西含气带的含气性好，陕北、黄陇含气带的含气性较差，其他含气带的含气性居中。
有许多煤层气勘探开发前景最有利区块分布于晋陕蒙含气区，如阳泉、寿阳、潞安、临兴、屯留、晋城、柳林、三交和韩城等。该含气区是我国目前煤层气勘探开发活动最为活跃的地区，特别是沁水盆地的晋城、屯留以及产出河东煤的柳林、临兴等地已成功获得小型试验性开发，展现出良好的开发前景。
8.2.3.5 云贵川渝含气区
云贵川渝含气区（Ⅵ）的地理分布范围为华南赋煤区的西部，西起龙门山-哀牢山断裂带，东至华南含气区西界，北起晋陕蒙含气区南界，南至国境线。区内主要发育二叠纪含煤地层，沉积范围广，煤层稳定，含煤性好，含气性也好。云贵川渝含气区包括华蓥山（Ⅵ01）、水荣（Ⅵ02）、雅乐（Ⅵ03）、川南黔北（Ⅵ04）、贵阳（Ⅵ05）、六盘水（Ⅵ06）和渡口楚雄（Ⅵ07）7个含气带。
其中，六盘水含气带煤层气资源最为丰富，煤层气资源丰度也最高；其次为华蓥山、永荣、川南黔北和贵阳含气带；而雅乐、渡口楚雄含气带煤层气资源较为贫乏。渡口楚雄含气带大部分地区为第三纪煤层，煤变质仅达褐煤阶段，含气量很低；只有宝鼎煤田攀枝花矿区，为晚三叠世煤层，煤层气资源丰度较高，但规模小，煤层厚度变化很大。
受地形条件限制，本区煤层气勘探活动较其他含气区相对滞后，目前正在贵州省的盘江矿区进行。区内矿井瓦斯抽放工作十分活跃，尤以重庆地区的松藻、南桐、中梁山等矿区闻名全国；另外四川的芙蓉，贵州的六枝、盘江、水城、林东等矿区的抽放工作成效也十分显著。
8.2.3.6 北疆含气区
北疆含气区（Ⅶ）的地理分布范围为新疆的天山褶皱带及其以北地区。区内发育众多早、中侏罗世含煤盆地，主要有准噶尔、吐-哈、伊犁等盆地。煤层较稳定，厚度大，含煤性好；但煤级低，多为长焰煤。煤层含气性一般比较低，仅在局部地段由于受到了高异常古地热场的叠加影响而使煤级增高，从而导致煤层含气性相对变好。北疆含气区包括吐-哈（Ⅶ01）、三塘-淖毛湖（Ⅶ02）、准噶尔中（Ⅶ03）、准噶尔东（Ⅶ04）、准噶尔北（Ⅶ05）、伊犁（Ⅶ06）、尤尔都斯（Ⅶ07）和焉耆（Ⅶ08）8个含气带。据目前掌握的资料，仅准噶尔南含气带含气性较好。
受地区经济发展相对落后和煤炭、石油及常规天然气等能源供应充足等因素的影响，本区煤层气资源勘探开发工作起步较晚，仅吐-哈盆地施工了少量煤层气勘探井。
8.2.3.7 南疆-甘青含气区
南疆-甘青含气区（Ⅷ）的地理分布范围为西北聚煤区的天山以南地区。北起天山-阴山褶皱带西段，南至昆仑-秦岭褶皱带西段，西起国境线，东至晋陕蒙含气区西界。区内有早、中侏罗世含煤盆地和石炭-二叠纪含煤盆地。南疆-甘青含气区包括蒙甘宁（Ⅷ01）、西宁-兰州（Ⅷ02）、河西走廊（Ⅷ03）、柴达木北（Ⅷ04）、塔里木东（Ⅷ05）和塔里木北（Ⅷ06）6个含气区。其中，河西走廊含气带包含中祁连和北祁连两个含煤区。南疆-甘青含气区，早、中侏罗世煤层煤级低，多为长焰煤，煤层含气性较差。二叠纪煤层的煤级普遍较高，但含煤地区分布局限，煤层气资源贫乏。本区至今还是我国煤层气资源勘探开发的空白区。

5. 我国煤层气产业发展报告

叶建平
作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:yejp01@163.com
(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长
近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表1 全国煤层气探明储量分布情况


沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升
“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)


说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
3.1 煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。
数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
3.5 煤层气排采生产技术
实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
3.6 煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
参考文献
陈仕林,李建春.2011.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术.天然气工业,33(5):35~38
接铭训.2010.鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景.天然气工业,30(6):1~6
雷怀玉,孙钦平,孙斌,李五忠,陈刚,田文广.2010.二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素.天然气工业,30(6):26~30
李民,王生维,李梦溪等.2011.晋城无烟煤地区煤层气储层区域差异及不同区域特征.中国煤层气,8(2):8~12
屈平,申瑞臣.2010.煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定.天然气工业,30(10):64~68
饶孟余,江舒华.2010.煤层气井排采技术分析.中国煤层气,7(1):22~25
孙晗森,冯三利,王国强等.2011.沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术.天然气工业,33(5):21~23
孙建平,张健,王建中.2011.沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术.天然气工业,33(5):24~27
王国强,吴建光,熊德华等.2011.沁南潘河煤层气田稳控精细煤层气排采技术.天然气工业,33(5):31~34
王红霞,李娜,张璞等.2010.沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计.天然气工业,30(6):84~86
吴建光,孙茂远,冯三利等.2011.沁南潘河煤层气田开发利用高技术产业化示范工程综述.天然气工业,33(5):9~15
许茜,薛岗,王红霞等.沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化.天然气工业,30(6):91~93
薛岗,许茜,王红霞等.2010.水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化.天然气工业,30(6):87~90
叶建平,吴建光,房超等.2011.沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响.天然气工业,33(5):16~20
叶建平,张健,王赞惟.2011.沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素分析.天然气工业,33(5):28~30
尹中山,李茂竹,徐锡惠等.2010.四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果.天然气工业,30(7):120~124
翟光明,何文渊.2010.中国煤层气赋存特点与勘探方向.天然气工业,30(11):1~3
张振华,孙晗森,乔伟刚.2011.煤层气储层特征及钻井液选择.中国煤层气,8(2):24~27
赵丽娟,秦勇.2010.国内深部煤层气研究现状,中国煤层气.7(2):38~40
赵贤正,桑树勋,张建国等.2011.沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义.中国煤层气,8(2):3~7

6. 我国煤层气产业发展报告

叶建平
( 中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘 要: 分析了煤层气勘探、开发、利用现状，梳理了煤层气勘探开发技术进展，对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进，探明储量显著增长; 煤层气产能规模扩大，产销量同步上升; 煤层气产业初步形成，煤层气成为天然气的最现实的补充能源; 煤层气技术有力支撑产业发展，技术瓶颈依然存在。
关键词: 煤层气 勘探开发技术 产业发展
作者简介: 叶建平，男，1962 年生，教授级高工，中职煤层气有限责任公司总经理助理，中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长，主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址: 北京市东城区安外大街甲 88 号 ( 100011) ，电话: ( 010) 64265710，E mail: yejp01@163. com
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
( China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)
( Coalbed Methane Specialized Committee，China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration，development and utilization，combs the technical progress of CBM exploration and development，meanwhile，it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however，technical bottlenecks still exist. 
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量 2005 年达到 1. 7 亿m3，2009 年达到 10. 1 亿 m3，预计 2015 年将达到 100 亿 m3，因此煤层气产业步入快速发展轨道，成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进，探明储量显著增长
近两年，我国煤层气勘探进度明显加快，探明储量显著增长。据不完全统计，到2011年6月底，全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止，我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3，新增探明储量近1121.55亿m3，占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中，共11个区块，主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部，如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块，鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁吉县、韩城等区块。如表1，沁水盆地探明储量2007.69亿m3，占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3，占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是，相对全国36.81万亿m3的资源量而言，我国煤层气资源探明率很低，仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表 1 全国煤层气探明储量分布情况


沁水盆地作为我国特大型煤层气田，勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大，分布稳定，含气量高，渗透性在全国相对最好，煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外，柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区，它以太原组15号煤层作为目的层，经过多年勘探，已获得经济单井产量的突破，韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上，近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口，日产量15万m3，获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性，渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区，也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低，煤层气勘探开发前景广阔，具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件，必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外，在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右，厚16m，含气量8～10m3/t，长焰煤，盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口，YD03、YD04两口煤层气生产试验井，经排采，两口井日产气量均在1500m3/t左右，达到了工业气流的标准，标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井，日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井，日产气约1300m3;进行了勘查研究，取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功，标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功，意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d，一年多累计产气超过50万m3。之前的DC1井、DC2井产气量均达到了500～1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功，意义重大，将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组，压裂后，发生自流现象，经过初期排采，产量逐步上升，显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验，各井大部达到800m3左右，也有个别高产井，如LG6井最高日产量曾到3000m3以上，稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量，预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区，初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知，在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后，中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时，广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究，进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究，进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大，产销量同步上升
“十一五”期间，煤层气进入产业化发展阶段，煤层气产能规模扩大，产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志，我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段，煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口，到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3，产量15.7亿m3，利用量11.8亿m3，利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3，利用量21.9亿m3，利用率相对较低，31.5%。2011年地面开发产量将达18～22亿m3，见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长，2005年1亿m3，2009年达到10.1亿m3，预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部，占96%，少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表 2 全国主要煤层气田煤层气生产情况 ( 不完全统计)


说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展，技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力，这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破，针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
3.1 煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强，要求构造相对简单，断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高，避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置，有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长，分支水平井间距适中，与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性，设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等，在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井，提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下，地质导向装置实现国产化，并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术，开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验，并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题，现在开始探索性试验，包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性，减少井眼坍塌，即便排采过程中井眼发生局部垮塌，筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害，保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题，定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层，释放储层应力，实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计，可增大煤层气降压解吸范围，加快煤层气解吸，并减少煤储层伤害。
3.2 新型压裂液研究方兴未艾，成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理，根据煤中化学元素组成，研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水，降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素，施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液，特点是分子量小，300～400;粘度较高，15.0mPa?s;残渣较少;煤层伤害率低，11.5%;摩阻低，约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液，煤层伤害率低，11.8%，使煤粉在压裂液中均匀分布，避免施工压力过高，在返排时，煤粉随着液排出，避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关，针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题，研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性，泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃，24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验，有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液，生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害，并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径，实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程，研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术，亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术，使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站，最重要的是极大地改善了流体流动环境，简化了工艺流程，节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置，代替抽油机动力系统，采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料，节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”，煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”，即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸，保持平面布置与当地环境的和谐发展，实现集气站功能统一，操作统一。
数字化气田建设，实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合，成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资，适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
3.5 煤层气排采生产技术
实践表明，合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心，定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段，定产排采制度适宜于稳产阶段，分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计，引入无级数控抽油机、永久监测压力，较好地完成了排采的施工及资料录取的要求，为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布，维持或提高储层渗透率，具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式，确定煤层气井的生产压差，为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
3.6 煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气，提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大，其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯，分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气，在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂，在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂，为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯，以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产，2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下，中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置，该项成果适合煤层气单井产量低特点，将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导，或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外，我国大部分勘探区煤层气单井产量低，同一地区单井产量差异大，除了地质和储层条件外，钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征，增大铺砂面积，有效提高储层导流能力，提高单井产量，是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌，高地应力、松软储层条件的钻井完井技术，有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化，以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化，是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成，煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户，约占85%～90%，少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等，年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道，输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户，其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气，以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底，我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3，约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划，“十二五”末，我国煤层气产量将达200亿～240亿m3，其中，地面开采煤层气100亿～110亿m3，井下瓦斯抽采量110亿～130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期，到2015年，新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展，积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入，勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持，为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础，为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
参考文献
陈仕林，李建春.2011.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术.天然气工业，33(5):35～38
接铭训.2010.鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景.天然气工业，30(6):1～6
雷怀玉，孙钦平，孙斌，李五忠，陈刚，田文广.2010.二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素.天然气工业，30(6):26～30
李民，王生维，李梦溪等.2011.晋城无烟煤地区煤层气储层区域差异及不同区域特征.中国煤层气，8(2):8～12
屈平，申瑞臣.2010.煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定.天然气工业，30(10):64～68
饶孟余，江舒华.2010.煤层气井排采技术分析.中国煤层气，7(1):22～25
孙晗森，冯三利，王国强等.2011.沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术.天然气工业，33(5):21～23
孙建平，张健，王建中.2011.沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术.天然气工业，33(5):24～27
王国强，吴建光，熊德华等.2011.沁南潘河煤层气田稳控精细煤层气排采技术.天然气工业，33(5):31～34
王红霞，李娜，张璞等.2010.沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计.天然气工业，30(6):84～86
吴建光，孙茂远，冯三利等.2011.沁南潘河煤层气田开发利用高技术产业化示范工程综述.天然气工业，33(5):9～15
许茜，薛岗，王红霞等.沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化.天然气工业，30(6):91～93
薛岗，许茜，王红霞等.2010.水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化.天然气工业，30(6):87～90
叶建平，吴建光，房超等.2011.沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响.天然气工业，33(5):16～20
叶建平，张健，王赞惟.2011.沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素分析.天然气工业，33(5):28～30
尹中山，李茂竹，徐锡惠等.2010.四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果.天然气工业，30(7):120～124
翟光明，何文渊.2010.中国煤层气赋存特点与勘探方向.天然气工业，30(11):1～3
张振华，孙晗森，乔伟刚.2011.煤层气储层特征及钻井液选择.中国煤层气，8(2):24～27
赵丽娟，秦勇.2010.国内深部煤层气研究现状，中国煤层气.7(2):38～40
赵贤正，桑树勋，张建国等.2011.沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义.中国煤层气，8(2):3～7

7. 煤层气产业特征

煤层气产业既与煤炭和油气工业密切相关，又不同于煤炭和油气工业，有其自身的特征。
(一)煤层气产业与天然气产业类似
煤层气不能低成本大量储存。为了把煤层气输送到最终用户，需要复杂的储存设施，这一点和天然气类似。由于煤层气呈气体状态，相对密度小，易散失，采用管道输送安全性高，输送产品质量有保证、经济性好，对环境污染小，所以煤层气(或天然气)的输送一般都采用管道运输。但管道输送必须满足三个前提条件:一是煤层气(或天然气)供气量要很大，二是供气时间足够长(30年以上)，三是煤层气资源充足。
煤层气开发的投资比石油高。石油生产的投资可逐步进行，而且在签订销售合同之前就可以投资。煤层气的投资和天然气相同，只有在潜在的生产者和消费者达成长期供销合同后才能进行。煤层气还能被煤炭、天然气等其他燃料所代替，这就要求煤层气的定价必须考虑到它对其他燃料要具有竞争力。
(二)煤层气开发投资巨大
煤层气开发需要巨额资金。其前期的勘探、开发需要巨额投资，运输、储存和配送的投入也大。运输煤层气(或天然气)等气体燃料所用的成本远远高于石油(长距离运输成本大约是石油的7～10倍)，这主要是由于其体积压力特性，而且当前主要是陆地的管线运输。还可以采用了LNG的形式输送，煤层气液化可以克服长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限，且不具备储存和调峰能力的缺点，但要选择LNG运输方法，前提条件是要有煤层气的液化工厂。
(三)煤层气市场对用户的确定性要求更高
煤层气如同天然气一样，它的生产规模是由需求决定的。因此，仅有资源和基础设施是不够的，必须开发终端用户市场。煤层气要能被用户接受，需要和其他燃料进行竞争。如在民用和商业领域，煤层气要与电力、液化石油气和煤炭竞争;在工业领域，要与煤炭和石油竞争;在电力生产方面，则面临着与煤炭、石油、核能、风力和水力等的竞争。煤层气作为非常规天然气资源，其产能无法与天然气相比。即使在美国，煤层气产量目前也只占天然气产量的10%左右，只能作为天然气的补充资源，还不能与天然气竞争。
(四)政府需要规范煤层气资源开发
我国煤层气资源属于国家所有。煤层气运输和配送都要占用公共土地上的固定设施。煤层气的输送如同天然气一样，具有自然垄断的性质。政府必须建立市场规则保持自然垄断下的竞争动力和弱势客户的利益。管道建设耗资巨大，为避免重复建设，政府应统一规划煤层气输送管网，符合质量要求的煤层气可以并入天然气管道混输混用。政府要做的是通过立法为煤层气产业建立管理框架，既要促进投资，又能保护各方获得正当的收益。

8. 我国煤层气产业发展中存在的主要问题

（一）煤层气地质理论研究有待深入
我国的成煤和煤化作用地质条件复杂，在煤层气成藏机理和高产富集规律等诸多方面存在理论问题，诸如：尚未建立起较成熟的煤层气成藏理论，对煤层气成藏的形成过程与非均质性需要深入分析，缺乏煤层气藏储量计算和评价方法，煤层气藏数值模拟技术和气藏描述方法与技术有待完善。
我国高阶煤资源丰富、分布面广，含气量较大，但成煤年代早，煤层经历的构造运动多，所受到的后期改造破坏程度大，煤层气成藏和富集规律较为复杂，对高变质的无烟煤中获得高产的煤层气还缺乏深入的理论认识，因而无法对其他地区进行有效的预测。
在我国西部及内蒙古东部地区的含煤盆地分布着大量的低阶煤，由于存在“低煤级煤层气含量低，无开发价值”的片面认识，对低阶煤的孔隙结构、吸附能力、生气量和煤层气赋存方式等缺少研究，对低煤级煤层气井的高产气能力（单井产量可达14000m3/d）还无法给以合理、科学的说明。
（二）勘探开发技术亟待提高
近年来，我国在瓦斯抽放理论与工程实践方面取得了较大的进展，但目前我国矿井瓦斯平均抽出率仅有23%，而美国、澳大利亚等主要产煤国家的矿井瓦斯抽出率均在50%以上。抽放技术、抽放方法、抽放设备落后是我国抽放效果差的主要原因。如我国自行开发生产的钻机远不能满足要求；钻进工艺落后、钻进设备不配套等。
长期以来，在煤层气的勘探作业和地质研究中，各外国公司和国内大部分公司基本沿用了美国的勘探思路和方法。尽管我国已经取得了部分区块煤层气勘探开发试验的成功，但诸如高煤级煤层和低含气量厚煤层中的煤层气开采技术，低渗透性构造煤储层改造技术，油气共伴生煤田煤层气的开发技术，不同煤田类型采用的不同钻井技术，煤层气井压裂技术中压裂液对煤层的伤害，以及压裂液成本高或压裂效果欠佳的问题等，生搬硬套国外的经验难以适应我国的地质情况，使得产气效果不理想。
（三）勘探开发与科技投入不足
煤层气产业是一种高投入、高风险的技术密集型产业，从培育新产业角度看来，政府投入过低。美国在1983～1995年煤层气产业发展的早期，各种勘探费用总计达60多亿美元。而我国最近十几年中，包括政府、国内企业在内各个方面投入煤层气勘探资金仅4亿～5亿元人民币，时间跨度长，区域分布广，投资力度小。1996年成立的煤层气骨干企业—中联煤层气有限责任公司，组建时只有1亿元人民币，每年国家专项经费仅有2000～3000万元人民币，投资力度小。
我国煤层气开发从理论和技术方面都存在若干关键性难题，需要一定的科技投入解决基础问题。美国政府在1983～1995年投入的煤层气试验研究经费累计超过4亿美元。而我国迄今为止，国家层面对煤层气科技投入累计不足3000万元人民币，而且分散到不同的单位，与煤层气生产实际结合不紧密，难以起到促进产业发展的作用。
（四）煤层气经济性是影响产业发展的重要因素
由于煤层的储集性能及力学特征与常规砂岩等储层有明显不同，所以开发煤层气与开发常规天然气有很大差别。比如：常规天然气通常是储存在砂岩等储层孔隙、裂缝中，储存压力很高，只要地层压力得到释放，天然气即迅速逸出，而且日产气量很高。与此相反，由于煤层气通常吸附在煤基质颗粒表面上，储存压力很低，其压力系数一般小于1。要开采煤层气，必须把含在煤层中的水抽排出来，使煤层本身压力降低，煤层气才能从煤基质颗粒表面解吸逸出。即使煤层不含水，煤层气的释放过程也是极为缓慢的。通常煤层气井初期日产量只有常规天然气井日产量的1/10～1/20，这就是煤层气日产量低、影响煤层气生产经济效益的地质原因。天然气生产井从开始产量就很高，随着时间的延续而迅速下降。天然气井一般只需2～3年就能收回投资，正是由于天然气井在开始几年产量很高，通常是煤层气的2～3倍，因而能给投资者在较短的时间带来较高的回报率。煤层气井则在开始的1～4年中产量是逐步增加并达到最大值，然后开始很缓慢地下降。煤层气井的投资回收期较长，一般需10～20年时间。
（五）煤层气产业发展扶持政策不足
煤层气产业属于技术密集型产业，具有高投入、高风险、单井产量低、投资回收期长的特点。由于在经济上煤层气生产短期内一般无法与常规天然气生产竞争，所以，鼓励煤层气产业发展，亟需政府的大力扶持。美国1979年颁布著名的税收补贴法规（《能源意外获利法》第29条），规定在相当长的时期内，煤层气生产的税率不仅为零，还略有补贴。这项政策极大地激励了企业投资开发煤层气的积极性，因而煤层气产业突飞猛进。虽然我国明确提出鼓励煤层气的开发利用，颁布了一些优惠的税费政策，但在煤层气产业发展初期，我国现行的煤层气开发利用政策，只是比照常规天然气通常做法，没有出台更优惠、更适宜的激励政策，在资金投入、税收优惠、贷款、融资渠道和科技发展等方面缺乏一定的政策倾斜。
（六）煤层气资源管理有待加强
煤层气开发利用缺少国家统一规划，管理体制和运行机制有待进一步理顺。
从“十五”规划开始，煤层气的勘探开发规划附列于煤炭和石油的规划中，没有专项煤层气开发利用规划，在目前的规划管理、投资管理、项目实施的格局下，出现资金、项目无法配套落实的情况，规划落实乏力，力量不集中，同时政府的导向目标不明确。
煤层气的勘探开发缺乏探矿权、采矿权设置的保证。煤炭探矿权、采矿权由部、省两级管理，煤层气探矿权、采矿权则由国土资源部一级管理，由于缺乏协调、导致部分煤炭与煤层气的探矿权、采矿权交叉重叠，致使相关部门、企业之间产生了利益冲突和管理权限方面的分歧；由于急功近利，常常出现煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象，由此严重影响了煤层气的勘探开发。
（七）长输管网及基础设施不足
我国煤层气资源主要赋存于山西、陕西、内蒙和新疆地区，与东部经济发达城市群的连接，缺乏长输管网及基础设施建设。在煤田范围内，没有适应的煤层气管线，阻碍了煤层气的开发利用。煤层气可以与天然气混输混用，拥有共同的市场，但我国天然气管网稀少，而且煤层气利用天然气管网混输缺乏政策，这就使煤层气资源与市场脱节，缺少市场需求对煤层气的推动作用。从煤层气发展成功的事例分析，管网和基础设施的建设与市场的推动作用对发展煤层气产业不可忽视。