趙慶波，孔祥文，趙 奇

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007; 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;3.中國地質(zhì)大學(xué)，北京 100083）

煤層氣成藏條件及開采特征

趙慶波1，孔祥文2，趙 奇3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007; 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;3.中國地質(zhì)大學(xué)，北京 100083）

根據(jù)煤層氣的存儲狀態(tài)及煤層所處的構(gòu)造位置，將煤層氣劃分為自生自儲吸附型、自生自儲游離型和內(nèi)生外儲型3種成藏模式，不同成藏模式的富集高產(chǎn)機(jī)制不同?；谇咚璧?、鄂爾多斯盆地東緣、阜新及鐵法盆地不同層位煤層氣甲烷含量及甲烷碳同位素分布研究，煤層氣成藏期可劃分為早期成藏、后期構(gòu)造改造成藏和開采中二次成藏3個(gè)時(shí)期，特別指出了開采中竄位和竄層引發(fā)二次成藏的條件。利用沉積相分析厚煤層的層內(nèi)微旋回，細(xì)劃分出優(yōu)質(zhì)煤層富含氣段;進(jìn)一步利用沉積相探索成煤母質(zhì)類型及其對煤層氣高產(chǎn)富集的控制作用，闡述了構(gòu)造應(yīng)力場及水動(dòng)力對煤層氣成藏的作用機(jī)理。最后，總結(jié)了煤層氣的開采特征，指出煤層氣井開采中包含阻礙、暢通和欠飽和3個(gè)開采階段，欠飽和階段可劃分為多個(gè)階梯狀遞減階段;并認(rèn)為由構(gòu)造部位和層內(nèi)非均質(zhì)性的差異形成了自給型、外輸型和輸入型3類開采特征。

成煤母質(zhì);高產(chǎn)富集;成藏模式;開采特征;煤層氣

1 煤層氣成藏條件

1.1 煤層氣成藏模式和成藏期

1.1.1 煤層氣成藏模式

煤層氣成藏模式劃分為3類:自生自儲吸附型、自生自儲游離型和內(nèi)生外儲型。

1）自生自儲吸附型

該成藏模式中煤層氣大部分以吸附態(tài)存在于煤層中，于構(gòu)造相對穩(wěn)定的斜坡帶富集［1］。如沁水盆地南部潘莊水平井單井平均日產(chǎn)氣3×104m3;鄭試60井3#煤埋深1 337 m，日產(chǎn)氣2 000 m3（圖1）。

2）自生自儲游離型

該成藏模式中煤層吸附氣與游離氣多少是相對的，多為同源共生互動(dòng)。煤層氣一部分以游離態(tài)存在于煤層中，有的局部構(gòu)造高點(diǎn)占主體，早期煤層埋藏深、生氣量高，后期抬升、煤層變淺、壓實(shí)弱，次生割理發(fā)育、滲透性好，兩翼又是烴類供給指向區(qū)，在有利封蓋層條件下于局部高點(diǎn)形成高滲透的高產(chǎn)富集區(qū)［2－3］。準(zhǔn)噶爾盆地彩南地區(qū)彩504井，構(gòu)造發(fā)育的斷塊高點(diǎn)煤層次生割理裂隙發(fā)育、物性好，游離氣與吸附氣同源共儲，煤層深2 575 m，日產(chǎn)氣6 500 m3。

3）內(nèi)生外儲型

該成藏模式中煤層作為烴源巖，生成的氣體向上部或圍巖運(yùn)移，在有利的圈閉條件下在砂巖和灰?guī)r中形成游離氣藏，使吸附氣、游離氣具有同源共生性、伴生性、轉(zhuǎn)換性和疊置性，可在平面上疊加成大面積分布［4］。鄂爾多斯盆地東緣韓城地區(qū)WL2－015井山西組煤層頂板砂巖厚14.1 m，壓裂后井口壓力為2.32 MPa，日產(chǎn)氣2 400 m3。

1.1.2 煤層氣成藏期

煤層氣成藏期劃分為3類:早期成藏、后期構(gòu)造改造成藏和開采中二次成藏。

1）早期成藏

隨著沉積作用的進(jìn)行，煤層埋深逐漸增加，大量氣體持續(xù)生成。充分的生氣環(huán)境，良好的運(yùn)聚勢能，足夠的的吸附作用，有利的可封閉、高飽和、高滲透成藏條件，為早期成藏奠定了基礎(chǔ)［5］。這類氣藏δ13C1（甲烷碳同位素）相對重（表1），表現(xiàn)為原生氣藏特征。

圖1 煤層氣成藏模式Fig.1 Coalbed methane accumulation model

表1 不同類型氣藏CH4含量及δ13C1分布Table 1 CH4content and δ13C1distribution of different coalbed gas reservoirs

2）后期成藏構(gòu)造改造

系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)平衡一旦被構(gòu)造斷裂活動(dòng)打破，即煤層氣藏將被水打開，煤層割理被方解石脈充填，則能量將再調(diào)整、烴類再分配，古煤層氣藏遭受破壞，新的高產(chǎn)富集區(qū)塊開始形成（圖2）。

構(gòu)造抬升后在局部出現(xiàn)斷裂背斜構(gòu)造，抬升使煤層壓力降低，氣體發(fā)生解吸，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的裂隙又溝通了低部位的氣體，使之向局部構(gòu)造高點(diǎn)運(yùn)移聚集。當(dāng)盆地沉降接受沉積時(shí)，壓力逐漸增大，再次生氣，背斜翼部氣體再吸附聚集。這類氣藏多為次生型，δ13C1相對輕（表 1）［6］。

3）開采中二次成藏

煤層氣原始狀態(tài)為吸附態(tài)，開采中壓力降至臨界點(diǎn)后打破原平衡狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x態(tài)，氣、水將重新分配，解吸氣竄層或竄位，從而形成煤層氣開采中的二次成藏。這是常規(guī)油氣不具備的條件。煤礦區(qū)這類氣藏由于鄰近采空區(qū)，CH4含量較低。

a）煤層氣二次成藏中的竄位

圖2 煤層氣運(yùn)聚成藏過程Fig.2 Process of coalbed methane migration and accumulation

竄位是指煤層氣開采中氣向高處或高滲區(qū)運(yùn)移，水向低部位運(yùn)移，形成煤粉、氣、水三相流，再開發(fā)幾年進(jìn)入殘余態(tài)，微小孔隙、深部氣大量產(chǎn)出。煤層氣開采過程中，在同一地區(qū)，有些井高產(chǎn)，有些井低產(chǎn)，這與他們所處的構(gòu)造部位有關(guān)。解吸氣向構(gòu)造頂部或高滲通道差異流向或“游離成藏”，煤層氣發(fā)生竄位，使得高點(diǎn)氣大、水少，甚至后期自噴，向斜水大、氣少。如蒲池背斜煤層氣的開發(fā)實(shí)例（圖3;表2）。

圖3 蒲池背斜煤層氣開發(fā)特征Fig.3 Coalbed methane production profile of Puchi anticline

表2 蒲池背斜開發(fā)井開采情況Table 2 Production well performance on Puchi anticline

該地區(qū)早期整體排水降壓單相流，中期氣、水、煤粉三相流，后期低部位降壓、高部位自噴高產(chǎn)氣井單相流，4年后基本保持現(xiàn)狀。區(qū)塊中477口直井和57口水平井已開采4年多，目前直井、水平井產(chǎn)氣不產(chǎn)水的分別為29%和11%，產(chǎn)水不產(chǎn)氣的分別為12%和19%。

b）煤層氣二次成藏中的竄層

竄層是指煤層氣開采中或煤層采空區(qū)上部塌陷中解吸氣沿?cái)鄬恿严痘蚝笃陂_發(fā)中形成的通道等向上再聚集到其他層位，主要有5種情況:①原斷層早期是封閉的，壓力下降到臨界點(diǎn)后是開啟的;②水平井穿透頂、底板和斷層;③壓裂壓開頂、底板;④開采應(yīng)力釋放產(chǎn)生裂縫使解吸氣穿透頂?shù)?、板進(jìn)入砂巖、灰?guī)r形成游離氣;⑤煤層采空后頂板坍塌應(yīng)力釋放，底部出現(xiàn)裂隙帶。

以下是竄層的幾個(gè)典型實(shí)例分析。

①阜新煤礦區(qū)開采應(yīng)力釋放導(dǎo)致二次成藏

阜新鉆井7口，采空區(qū)坍塌后在煤層頂部砂巖裂隙帶單井日產(chǎn)氣（1.50～2.15）×104m3，CH4含量大于50%。生產(chǎn)1年，單井累計(jì)產(chǎn)氣折純最高260×104m3;陽泉年產(chǎn)氣7.16×108m3，90%是鄰層抽采;鐵法70%煤層氣是采動(dòng)區(qū)采出。

②直井壓裂竄層

蒲南3－8井壓裂顯示超低破裂壓力，為9.6 MPa，比鄰井低10 MPa以上，壓開水層，初期日產(chǎn)水62 m3，4年后目前為54.8 m3，累計(jì)產(chǎn)氣僅有3.8×104m3。

③水平井竄層

FZP03－1井煤層進(jìn)尺4 084 m，鉆遇率81%，主、分支共鉆遇斷層4條，明顯鉆入下部水層，開發(fā)效果差:最高間歇日產(chǎn)氣1 366 m3，累計(jì)產(chǎn)氣29×104m3，累計(jì)產(chǎn)水 4.3 ×104m3，目前日產(chǎn)氣392 m3，日產(chǎn)水28 m3;原水層的構(gòu)造高點(diǎn)被解吸氣占據(jù)。而比該井淺75 m的FZP03－3井日產(chǎn)氣3 783 m3，日產(chǎn)水 5 m3［7－8］。

在煤層氣的勘探開發(fā)中應(yīng)形成一次開發(fā)井網(wǎng)找煤層吸附氣，二次開發(fā)井網(wǎng)找生產(chǎn)中由于開采中壓力下降，烴類由吸附態(tài)變游離態(tài)使氣、水重新分配，打破原始平衡狀態(tài)，解吸氣竄層或竄位形成二次成藏的游離氣藏的勘探開發(fā)思路。

1.2 有利的成煤環(huán)境和煤層氣高產(chǎn)富集旋回段

以往油氣勘探上用沉積相分析砂體變化特征，通過對大量煤層進(jìn)行粘土礦物分析、植物鑒定、測井特征分析，特別是全煤層取心觀察，以及煤質(zhì)和含氣性分析認(rèn)為:沉積環(huán)境對煤層氣的生成、儲集、保存和滲透性能的影響是通過控制儲層物質(zhì)組成來實(shí)現(xiàn)的，層內(nèi)的非均質(zhì)性和煤質(zhì)的微旋回性受控于沉積環(huán)境，并控制層內(nèi)含氣性和滲透性的非均質(zhì)變化［9］。

平面上，河間灣相煤層厚、煤質(zhì)好、含氣量高、單井產(chǎn)量高，河邊高地和湖洼潟湖相相反（表3）。

表3 鄂東氣田石炭系－二疊系不同煤巖相帶煤質(zhì)與產(chǎn)量數(shù)據(jù)Table 3 Coal quality and production data of different coal facies in the Permo-Carboniferous in East Ordos gas field

縱向上，受沉積環(huán)境影響，厚煤層往往形成夾矸、暗煤、亮煤幾個(gè)沉積旋回，亮煤鏡質(zhì)組含量高、滲透率高、含氣量高。不同的煤巖組分受成煤母質(zhì)類型的控制。高等植物豐富、經(jīng)凝膠化作用形成的亮煤灰分低、鏡質(zhì)組含量高、割理發(fā)育、含氣量高;而碎屑物質(zhì)、水溶解離子攜入或草本成煤環(huán)境的暗煤則相反［10］。

武試1井9#煤可劃分為4個(gè)層內(nèi)微旋回。灰分含量:暗煤14% ～15%，亮煤3.7% ～5.1%;鏡質(zhì)組含量:暗煤23% ～49%，亮煤66% ～79%。

1.3 構(gòu)造應(yīng)力場對煤層氣成藏的控制作用

古應(yīng)力場高值區(qū)斷裂發(fā)育，水動(dòng)力活躍，煤層礦化嚴(yán)重，含氣量低;低值區(qū)則煤層割理發(fā)育，處于承壓水封閉環(huán)境，煤層氣保存條件好，含氣量高［11］。局部構(gòu)造高點(diǎn)也往往是應(yīng)力場相對低值區(qū)，并且煤層滲透率高、單井產(chǎn)量高，煤層氣保存條件好，煤層沒被水洗刷，含氣量高［12］。

1.4 熱演化作用對煤層孔隙結(jié)構(gòu)的控制作用

高煤階以小于0.01 μm的微孔和0.01～1 μm的中孔為主，一般占80%以上，中、微孔是煤層氣的主要吸附空間，靠次生割理、裂隙疏通運(yùn)移;低煤階以小于1 μm大孔和中孔為主，演化程度低，裂隙不發(fā)育，大孔是吸附氣、游離氣的主要儲集空間和擴(kuò)散、滲流、產(chǎn)出通道;中煤階以中、大孔為主，中、大孔是煤層氣擴(kuò)散、滲流通道［13］。

在核磁測井中，煤層氣藏儲層的T2（橫向）弛豫時(shí)間譜為特征的雙峰結(jié)構(gòu)。與常規(guī)低滲透儲層T2弛豫時(shí)間譜相對照，煤層氣儲層的兩個(gè)峰之間有明顯的間隔，這說明對于煤層氣儲層，束縛水與可動(dòng)流體并不能有效溝通［14］。然而，不同煤階煤儲層T2譜的結(jié)構(gòu)不同，這源于不同的孔隙結(jié)構(gòu)。低煤階以大孔為主，高煤階以微孔、小孔為主。高煤階煤層曲線峰值左峰高、右峰低，峰值中間為零值;低煤階煤層則相反。左峰為不可流動(dòng)孔隙，右峰為可流動(dòng)的次生割理裂隙儲集體。高煤階煤層曲線峰值右峰可流動(dòng)峰值越高（割理發(fā)育），氣井產(chǎn)量越高（圖4）。

1.5 水動(dòng)力場對煤層氣藏的控制作用

圖4 不同煤階煤儲層T2弛豫時(shí)間譜Fig.4 T2relaxation time spectrum of coal reservoir with different coal ranks

局部構(gòu)造高點(diǎn)滯留水區(qū)低產(chǎn)水、高產(chǎn)氣，向斜承壓區(qū)高產(chǎn)水。地下水一般在斜坡溝谷活躍，符合水往低處流、氣向高處運(yùn)移的機(jī)理。樊莊區(qū)塊滯流－弱徑流區(qū)域多為產(chǎn)量大于2 500 m3/d的高產(chǎn)井;東部地下水補(bǔ)給區(qū)含氣量小于10 m3/t，含氣飽和度為55%，見氣慢，單井產(chǎn)量在200～500 m3/d（圖5）。

2 煤層氣開采特征

對于中國中、低滲透性煤層，煤層氣井一般為300 m×300 m井距，單井產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)期4～6年，水平井更短，開采中劃分為上升期、穩(wěn)產(chǎn)期和遞減期3個(gè)階段，遞減期又可劃分為多個(gè)階梯狀遞減階段［15－16］。

圖5 樊莊區(qū)塊地下水與含氣量、煤層氣高產(chǎn)區(qū)關(guān)系Fig.5 Relationship among groundwater，gas content and high production zones in Fanzhuang block

2.1 構(gòu)造部位和層內(nèi)非均質(zhì)性差異形成3類開采特征

2.1.1 自給型

該類開采往往位于構(gòu)造平緩、均質(zhì)性強(qiáng)的地區(qū)。氣產(chǎn)量為本井降壓半徑之內(nèi)解吸的氣從本井產(chǎn)出。排采井一般處于構(gòu)造平緩區(qū)，層內(nèi)均質(zhì)性強(qiáng)。日產(chǎn)氣呈上升—穩(wěn)產(chǎn)—遞減3個(gè)階段。這類井多低產(chǎn)（圖6a）。

2.1.2 外輸型

該類開采位于構(gòu)造翼部、非均質(zhì)性強(qiáng)的地區(qū)。氣產(chǎn)量一部分通過本井降壓解吸半徑內(nèi)從本井產(chǎn)出，而大部分通過高滲通道或沿上傾部位擴(kuò)散到其他井內(nèi)產(chǎn)出。排采井一般處于構(gòu)造翼部、非均質(zhì)性強(qiáng)地區(qū)。日產(chǎn)氣從低產(chǎn)或不產(chǎn)—上升—緩慢遞減。這類井多低產(chǎn)，并且產(chǎn)量遞減快（圖6b）。

蒲池背斜的 P1－11，PN1－1，PN2－5，HP1－10和HP2－11－3井位于背斜的翼部，屬于構(gòu)造相對低部位，基本上沒有氣產(chǎn)出，而產(chǎn)水量較大，經(jīng)分析是由于降壓而解吸出來的氣體向構(gòu)造高部位運(yùn)移而沒有產(chǎn)出，具有輸出型的開采特征。

2.1.3 輸入型

該類開采多位于構(gòu)造高點(diǎn)。初期本井降壓解吸氣隨降壓漏斗從本井產(chǎn)出，后期構(gòu)造下傾部位解吸氣又運(yùn)移到本井產(chǎn)出。排采井處于構(gòu)造高點(diǎn)。這類井一般高產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)期長。日產(chǎn)氣從上升—穩(wěn)產(chǎn)—上升—遞減［17］（圖6c）。

蒲池背斜中位于構(gòu)造高點(diǎn)的PN1－4，P1－3，PN2－7和P1－5井產(chǎn)氣量高而產(chǎn)水量低，這與低部位氣體的擴(kuò)散輸入有關(guān)，具有典型的輸入型開采特征。

圖6 煤層氣單井開采特征Fig.6 Coalbed methane production characteristics of single wells

2.2 降壓速率不同形成3類開采效果

2.2.1 暢通型解吸

該類解吸抽排液面控制合理，降壓速率接近解吸速率，有效應(yīng)力引起的負(fù)效應(yīng)小于基質(zhì)收縮引起的正效應(yīng)，滲透率隨開采的束縛水、氣產(chǎn)出上升—穩(wěn)定，氣泡帶出部分束縛水，產(chǎn)量理想（圖7a）［18］。以固X－1井為例，該井排采制度合理，經(jīng)半年的排水降壓后液面基本保持穩(wěn)定，日產(chǎn)氣穩(wěn)定在4 320 m3以上，目前還保持穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)。

2.2.2 超臨界型解吸

圖7 不同排采制度煤層氣井產(chǎn)氣特征曲線Fig.7 Production curves of coalbed methane under different depletion conditions

該類解吸解吸速率小于降壓速率，降壓液面下降速度太快，煤層裂縫、割理產(chǎn)生應(yīng)力閉合，日產(chǎn)氣急劇上升—急劇下降，滲透率下降—穩(wěn)定，產(chǎn)氣效果差（圖7b）。以固Y－2井為例，該井經(jīng)30余天的排水降壓，液面降至煤層以下，由于抽排速度過快，前期產(chǎn)氣效果差，2010年7月二次壓裂及排采制度調(diào)整后，日產(chǎn)氣量最高達(dá)4 000 m3，后期穩(wěn)定在1 600 m3以上;PzP03井在產(chǎn)氣高峰期日降液面63～87 m，造成該井初期曾是全國單井產(chǎn)量最高（10.5×104m3）、而目前則是該區(qū)單井產(chǎn)量最低的井。

2.2.3 阻礙型解吸

該類解吸降壓速率過慢，解吸速率大于降壓速率，有效應(yīng)力引起的負(fù)效應(yīng)大于基質(zhì)收縮的正效應(yīng)，氣泡變形解吸困難，降壓早期受煤粉堵塞，因液面阻力作用解吸不暢通，日產(chǎn)氣不穩(wěn)定，開發(fā)效果差（圖7c）。FzP03－3井開采770天關(guān)井26次以上，開發(fā)效果很差。

2.3 煤層水類型及其開采特征

煤層水可劃分為層內(nèi)水、層間水和外源水。高產(chǎn)氣區(qū)為層內(nèi)水和層間水，有外源水區(qū)為低產(chǎn)氣區(qū)［19－20］。

2.3.1 層內(nèi)水

層內(nèi)水為煤層割理、裂隙中的水，日產(chǎn)水小，開采中、后期高部位幾乎不產(chǎn)，低部位遞減。層內(nèi)水又可進(jìn)一步劃分為可動(dòng)水（洞縫）、吸附水（煤粒面）、濕存水（＜10－5cm毛管內(nèi)）和結(jié)晶水（碳酸鈣）4類。

2.3.2 層間水

層間水為薄夾層水滲入煤層而成，開采中產(chǎn)水量明顯遞減，可控制。

有層間水的氣井連續(xù)降壓可控制水產(chǎn)量、提高開發(fā)效果。沁水樊莊FzP11－1井煤層總進(jìn)尺4 710 m。2009年4月投產(chǎn)，最高日產(chǎn)水175 m3，目前日產(chǎn)氣 21 436 m3，日產(chǎn)水 20.7 m3，套壓0.15 MPa，液面4 m，累計(jì)產(chǎn)水 3.7 ×104m3，累計(jì)采氣814×104m3?？梢钥闯?，對有層間水進(jìn)入煤層氣井的情況，短期加大排水量，后期日產(chǎn)氣持續(xù)上升，開發(fā)效果較好。

2.3.3 外源水

外源水為斷層或裂縫溝通高滲奧陶系灰?guī)r水層及其他水層而成，產(chǎn)水大、難控制。

3 結(jié)論

1）根據(jù)中國煤層氣勘探開發(fā)實(shí)踐認(rèn)識，將煤層氣成藏模式劃分為自生自儲吸附型、自生自儲游離型和內(nèi)生外儲型3類。同時(shí)認(rèn)為，煤層氣成藏期劃分早期成藏、后期構(gòu)造改造成藏和開采中二次成藏3類。開采中二次成藏將是煤層氣開發(fā)二次井網(wǎng)的主要產(chǎn)量接替領(lǐng)域。

2）利用沉積相分析厚煤層、優(yōu)質(zhì)煤層和高產(chǎn)富集區(qū)，分析厚煤層的層內(nèi)微旋回。成煤母質(zhì)控制煤巖組分和單井產(chǎn)量。高等植物豐富、經(jīng)凝膠化作用形成的亮煤，灰分低、鏡質(zhì)組含量高、割理發(fā)育、含氣量高，是高產(chǎn)富集段;碎屑物質(zhì)、水溶解離子攜入或草本成煤環(huán)境的暗煤則相反。

3）古應(yīng)力場低值區(qū)煤層割理發(fā)育，處于承壓水封閉環(huán)境，煤層氣保存條件好，含氣量高;滯留水區(qū)低產(chǎn)水、高產(chǎn)氣，向斜承壓區(qū)高產(chǎn)水。

4）由構(gòu)造部位和層內(nèi)非均質(zhì)性的差異形成自給型、外輸型和輸入型3類開采特征。由降壓速率不同形成暢通型、阻礙型和超臨界型3類開采效果。

致謝:本文得到了華北油田研究院、長慶油田研究院、中國煤炭地質(zhì)總局地球物理勘探研究院、遼寧宏地勘煤層氣公司、鐵法能源有限公司等科研院所和公司的大力支持和幫助，在此謹(jǐn)向他們表示感謝!

［1］ 趙慶波，李貴中，孫粉錦，等.煤層氣地質(zhì)選區(qū)評價(jià)理論與勘探技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2009:5－14.

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Coalbed methane accumulation conditions and production characteristics

Zhao Qingbo1，Kong Xiangwen2and Zhao Qi3

（1.Langfang Branch Department，PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Langfang，Hebei065007，China; 2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing100083，China;3.China University of Geosciences，Beijing100083，China）

Based on the occurrence status of coalbed methane and structure setting of coal beds，the accumulation models of coalbed methane are divided into three types:self-source and self-reservoir adsorbed gas，self-source and self-reservoir free gas，and inside-source outside-reservoir gas.Coalbed methane enrichment and production mechanisms vary with various accumulation models.According to methane content and δ13C1distribution in different coalbed methane accumulation in Qinshui Basin，eastern margin of Ordos Basin，F(xiàn)uxin Basin and Tiefa Basin，three coalbed methane accumulation stages are indicated as early accumulation stage，late structural-reworking accumulation stage and secondary accumulation stage during production.The secondary accumulation is induced by inter-zone and inner-zone flow during production.Micro-cycles within thick coal beds are analyzed based on sedimentary facies and the coal bed intervals with high coalbed methane content are identified.Furthermore，the types of coal-forming parent materials and their control on coalbed methane enrichment and productivity are studied based on analysis of sedimentary facies.This paper also discusses tectonic stress field and hydrodynamic force influencing coalbed methane accumulation.Finally，this paper summarizes the production characteristics of coalbed methane.The production of methane well can be divided into three stages including blocked，unblocked，and unsaturated stages.The unsaturated stage is subdivided into several step-like declining stages.Structural positions and inner-layer heterogeneity result in three types of self-supporting，exporting and importing production characteristics.

book=553,ebook=264

coal-forming source，high production and enrichment，accumulation model，production characteristics，coalbed methane

TE132.2

A

0253－9985（2012）04－0552－09

2011－03－15;

2012－07－05。

趙慶波（1950—），男，教授級高級工程師，煤層氣勘探開發(fā)。

國家科技重大專項(xiàng)（2008ZX05033）;中國石油天然氣集團(tuán)公司重大專項(xiàng)（2009B0506）。

（編輯 李 軍）