傅雪海

(1.新疆大學 地質與勘查工程學院，烏魯木齊 830047;2.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116)

我國煤層氣勘探開發(fā)現(xiàn)存問題及發(fā)展趨勢

傅雪海1，2

(1.新疆大學 地質與勘查工程學院，烏魯木齊 830047;2.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116)

針對我國煤層氣開發(fā)的現(xiàn)存問題及發(fā)展趨勢，從煤層氣固溶體、煤儲層多相介質、煤層氣超臨界吸附、低煤級煤含氣量、煤儲層多級壓力降與多級滲流、水壓與氣壓關系、動態(tài)滲透率等方面對我國煤層氣基礎研究薄弱環(huán)節(jié)進行了分析;從井間距、排采制度、鉆完井增產(chǎn)改造、適應中國煤儲層物性的開發(fā)工藝、平衡開發(fā)等方面對煤層氣排采現(xiàn)存問題進行了評述。最后指出，我國煤層氣勘探開發(fā)趨勢是由中高煤級向低煤級儲層、由淺部向深部、由單一煤層(組)向多煤層(組)、由地面開發(fā)向井地立體式開發(fā)、由陸地向海洋、由煤層氣單采向煤層氣與煤成氣共采的方向發(fā)展。

煤層氣;勘探與開發(fā);現(xiàn)存問題;發(fā)展趨勢

0 引言

我國埋深2 000 m以淺的煤層氣資源總量為36.81 ×1012m3，可采資源量10.87 ×1012m3，集中分布在鄂爾多斯、沁水、準噶爾、滇東黔西等大型盆地［1］。2010年地面煤層氣產(chǎn)量為 15.7億 m3，利用11.8億m3，利用率78%［2］。截至2011年6月底，全國鉆煤層氣井約6 300口［3］，累計探明煤層氣儲量2 902.75億m3［2］。在沁水盆地、鄂爾多斯盆地、阜新盆地和兩淮盆地初步實現(xiàn)了小規(guī)模的商業(yè)化生產(chǎn)、銷售和利用。但對煤層氣固溶體的賦存形式、超臨界吸附、低煤級煤含氣量、多級壓力降與多級滲流、水壓與氣壓關系、動態(tài)滲透率等方面的基礎研究還較薄弱;對煤層氣排采井間距、鉆完井增產(chǎn)改造、適應中國煤儲層物性的開發(fā)工藝、平衡開發(fā)等排采制度還在探索之中。筆者對上述基礎研究的薄弱環(huán)節(jié)以及現(xiàn)存問題進行分析探討。

1 現(xiàn)存問題

1.1 基礎研究

1.1.1 固溶體

煤層氣由吸附氣、游離氣、水溶氣三部分組成，已得到煤層氣工作者的公認。但煤與瓦斯突出時的相對瓦斯涌出量是煤層含氣量的數(shù)倍乃至近百倍也是不爭的事實，如此高的倍數(shù)，就是煤層采動影響區(qū)的煤層氣和圍巖中的煤成氣也不可能達到。顯然，艾魯尼提出的固溶體是客觀存在的，甚至在煤層氣總量中的比例遠高于他認為的替代式固溶體2%～5%、填隙式固溶體5% ～12%這一比例［4］。固溶體很可能與天然氣水化合物——可燃冰類似，在煤與瓦斯突出時被釋放出來。由此可見，固溶體亦是煤層氣的一種重要賦存方式。

1.1.2 多相介質

煤儲層是由氣、水、煤基質塊等多種物質組成的三相介質系統(tǒng)。其中氣組分具有多種相態(tài)，即游離氣(氣態(tài))、吸附氣(準液態(tài))、吸收氣(固溶體)、水溶氣(溶解態(tài));水組分也有多種形態(tài)，諸如裂隙、大孔隙中的自由水，顯微裂隙、微孔隙和芳香層缺陷內(nèi)的束縛水，與煤中礦物質結合的化學水;煤基質塊則由煤巖和礦物質組成。在一定的壓力、溫度下，電、磁場中各相組分處于動平衡狀態(tài)。在排水降壓或外加場干擾作用下，開發(fā)煤層氣的過程中，三相介質間存在一系列物理化學作用，其儲層物性亦相應發(fā)生一系列變化，單一相態(tài)的實驗研究很難模擬煤儲層的真實物性狀態(tài)。

1.1.3 超臨界吸附

平衡水條件下，煤對甲烷的吸附性呈“兩段式”演化模式。即朗氏體積先隨煤級的增大而增加，后隨煤級的增大而降低，其拐點(即極大值點)大約在鏡質組最大反射率3.5% ～4.5%這一區(qū)間內(nèi)，在褐煤和低煤化煙煤階段受煤巖組分的影響波動性較大［5］。對于甲烷，任一埋深儲層溫度均高于臨界溫度，但只有當煤層甲烷壓力(氣壓)超過4.6 MPa才真正出現(xiàn)超臨界流體，實際上在我國煤礦瓦斯實測壓力中超過此壓力的礦井是比較少的。但對于原位且處于封閉系統(tǒng)的煤儲層，儲層中水壓等于氣壓，只要煤層埋深超過500 m，煤層甲烷就可能成為超臨界流體。因此，地層條件下，煤層甲烷超臨界吸附的現(xiàn)象是存在的。

1.1.4 低煤級煤含氣量

我國煤層含氣量現(xiàn)場測試大多是基于MT 77—84解吸法標準得出［6］。該方法對中、高煤級煤適應性相對較好，但對于分布在我國東北、西北地區(qū)的低煤級煤而言，實測含氣量明顯偏低。這是由于低煤級煤孔裂隙發(fā)育，取心過程中在地層溫度條件下快速解吸，到地面后溫度降低，解吸速度變慢，有的甚至沒有解吸氣，所以，由解吸氣推算的損失氣也就明顯偏低。目前施工的煤層氣井，多采用美國礦業(yè)局的直接法測試，即 USBM 法［7－9］，在儲層溫度下進行很長時間的解吸氣測定，由于低煤級儲層的物性特征，其解吸氣量測值也偏低，尤其是初始幾個點解吸氣量低，由解吸氣推算的損失氣也就更低，且不測定煤儲層水中的水溶氣，所以，造成低煤級煤含氣量嚴重失真。Pratt等在儲層溫度和低于儲層溫度下進行過平行煤樣的自然解吸，發(fā)現(xiàn)低于儲層溫度的煤樣損失氣低估了57%，含氣量低估了29%［10］;他分析美國粉河盆地Triton井的煤芯氣含量測試結果，認為由于沒有將游離氣和溶解氣計算在內(nèi)，因而使含氣量被低估了22%［10］。即使采用在儲層溫度下解吸，損失氣量也是根據(jù)解吸氣量來推算，美國粉河盆地勘探階段煤層含氣量的估值也要比煤層氣生產(chǎn)后得到的實際含氣量低數(shù)倍［11－13］。中國煤田地質總局1995—1998年進行煤層氣資源評價時，就沒有涉及到褐煤［14］，其他單位和個人大多基于褐煤平衡水等溫吸附實驗來推算褐煤的含氣量，從而計算出資源量［1，15］。因此，低煤級儲層中的煤層氣資源量的多少，是造成我國各單位和個人計算煤層氣資源總量差異的根本原因?；诘兔杭壝簩拥暮?、孔裂隙特點、溫度和壓力條件，及時開展低煤級儲層中水溶氣、游離氣、吸附氣的物理模擬與數(shù)值模擬研究很有必要［16－17］。這兩項模擬的特點，即物理模擬儲層條件下低煤級煤的孔隙度與游離氣的關系，數(shù)值模擬不同埋深條件(地應力、儲層溫度、壓力)下煤中游離氣含量;物理模擬儲層條件下甲烷的溶解度與水溶氣的關系，數(shù)值模擬不同埋深、不同水分含量和性質條件下煤中水溶氣含量;物理模擬儲層條件下煤對甲烷的吸附能力與吸附氣的關系，數(shù)值模擬不同埋深條件下煤中吸附氣含量。也就是說，厘定低煤級煤含氣量測定標準是我國下一步的研究方向之一。

1.1.5 多級壓力降與多級滲流

煤儲層系由宏觀裂隙、顯微裂隙和孔隙組成三元結構系統(tǒng)［5］。在排水降壓開發(fā)煤層氣的過程中各結構系統(tǒng)壓降程度不同，客觀上存在著三級壓力降，煤層氣－水的運移也相應地存在著三級滲流場，即宏觀裂隙系統(tǒng)(包括壓裂裂縫)中煤層氣的層流－紊流場、顯微裂隙系統(tǒng)中煤層氣的滲流場、煤基質塊(孔隙)系統(tǒng)中煤層氣的擴散場［18］。擴散作用又包括整體擴散、克努森型擴散和表面擴散，滲流亦存在達西線性滲流和非線性滲流。煤層氣開發(fā)，上述三個環(huán)節(jié)缺一不可，且氣、水產(chǎn)能受制于滲流最慢的流場。前期研究中大多忽略氣體的擴散作用，滲流方程只考慮前兩個環(huán)節(jié)，數(shù)值模擬氣、水產(chǎn)能與實際情況相差甚遠，且過于強調(diào)宏觀裂隙，即試井滲透率的研究，忽略煤巖體實驗滲透率及擴散系數(shù)的測試分析。因此，與煤儲層孔裂隙結構系統(tǒng)相匹配的解吸—擴散—滲流—紊流多級耦合問題、與煤儲層孔裂隙結構系統(tǒng)相匹配的煤層氣產(chǎn)能模擬軟件，也將是下一步煤層氣勘探開發(fā)應用基礎研究的方向之一。

1.1.6 水壓與氣壓的關系

煤儲層流體壓力由水壓與氣壓共同構成。美國煤儲層壓力以水壓為主，氣、水產(chǎn)能穩(wěn)定、持續(xù);我國煤儲層壓力構成復雜，氣壓占有較大比例，不同壓降階段，煤層氣、水產(chǎn)能不同，在總體衰減的趨勢下呈跳躍性、階段性變化［19］。水動力勢是煤層氣富集和開發(fā)的最活躍因素，是儲層壓力或地層能量的直接反映和主要貢獻者;水的不可壓縮性對裂隙起支撐作用，水動力又是煤儲層滲透率的維持者。我國中、高煤級煤層為相對隔水層，煤層本身的水體彈性能較低，氣體彈性能較高［20］。美國以單相水流作為介質測試煤儲層壓力和滲透率的試井方法，應用到我國以氣飽和為主的煤儲層肯定會存在較大缺陷，也就是說，用美國的試井方法得出的我國煤儲層壓力和滲透率不確切，由儲層壓力、含氣量和等溫吸附曲線計算的含氣飽和度、臨界解吸壓力、理論采收率同樣不確切。筆者認為處于封閉系統(tǒng)的煤儲層，其水壓等于氣壓，處于開放系統(tǒng)的煤儲層，其儲層壓力等于水壓與氣壓之和。煤儲層壓力構成及其傳導，煤儲層中氣、水介質之間的相互關系控制了煤層甲烷的解吸、擴散和滲流特征，這是目前煤層氣開發(fā)亟待解決的關鍵性問題。

1.1.7 動態(tài)滲透率

煤儲層在排水降壓過程中，隨著水和氣的解吸、擴散和排出，其滲透率存在有效應力、煤基質收縮和氣體滑脫三種效應，它們綜合作用使煤儲層滲透率呈現(xiàn)出動態(tài)變化［5］。其中有效應力是裂隙寬度變化的主控因素，它的增加會使裂隙閉合，使煤的絕對滲透率下降。滲透率越低，相對變化越大，甚至會減少兩到三個數(shù)量級。在排水降壓開發(fā)煤層氣的過程中，隨著水和氣的排出，煤儲層的流體壓力逐漸降低，有效應力逐漸增大，煤儲層滲透率呈現(xiàn)出快速減少、緩慢減少的動態(tài)變化過程［5］。氣體吸附或解吸導致煤基質膨脹或收縮，可用朗格繆爾形式來描述，筆者用CO2作為介質對不同煤級圓柱體煤樣(每點只平衡12 h)進行過吸附膨脹實驗，結果表明煤基質收縮系數(shù)隨煤級的增大而減少［5］。煤層氣開發(fā)過程中，儲層壓力降至臨界解吸壓力以下時，煤層氣開始解吸，煤基質出現(xiàn)收縮，由于煤儲層側向上受到圍限，煤基質的收縮不可能引起煤儲層的整體水平應變，只能沿裂隙發(fā)生局部側向應變，使煤儲層原有裂隙張開，裂隙寬度增大，滲透率逐漸增高，且中煤級煤增加的幅度大于高煤級煤［5］。在煤的這種多孔介質中，由于氣體分子平均自由程與流體通道在同一個數(shù)量級上，氣體分子就與流動路徑上的壁面相互作用(碰撞)，從而造成氣體分子沿通道壁表面滑移。這種由氣體分子和固體間相互作用產(chǎn)生的滑移現(xiàn)象，增加了氣體的流速，使煤的滲透率增大，且隨著儲層壓力的降低，先緩慢增加，到低壓時快速增大［5］。

1.2 排采技術

1.2.1 井間距

在全國施工的眾多垂直井組中，真正實現(xiàn)井間干擾的只有沁水盆地、韓城、阜新井群(組)，其他地區(qū)的煤層氣井組要么排采時間短，要么井間距大(如寧武煤田井間距達到400 m)，均沒有達到井間干擾的目的。目前需要研究的是，垂直井組井間距及水平井分支間距與煤儲層裂隙方位和滲透率、與煤儲層水系統(tǒng)、與儲層壓力等的關系。

1.2.2 排采制度

在地面排水降壓采氣過程中，煤層氣井產(chǎn)量受控于排采制度。對于不同的煤層氣地質、儲層條件(煤儲層水系統(tǒng)，含氣、水飽和度，氣、水相滲透率)和排采階段，需要制定不同的排采制度。而排采制度的調(diào)整取決于排采動態(tài)參數(shù)，即產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、液面深度、井口套壓、井底流壓等。煤層氣井生產(chǎn)排采過程中，可分為多個排采階段，各階段的排采動態(tài)參數(shù)具有不同的變化特征，它們間的相互關系也具有不同規(guī)律。排水降壓階段:為使井底和儲層間的壓差變小，并維護煤體結構的完好，該階段宜采用定壓排采制度，其技術關鍵是控制適中的排采強度，保持液面平穩(wěn)下降，可直接控制的是液面深度，即通過設計水泵的沖程和沖次來控制排水量，由排水量控制液面深度，由液面深度控制井口套壓、井底流壓［3］。產(chǎn)氣前液面降速過快、近井地段儲層有效應力快速增大，煤層過分激勵，煤粉流動，均使儲層滲透性降低。因此，控制產(chǎn)氣前液面降速是煤層氣井獲得穩(wěn)定產(chǎn)能的關鍵。穩(wěn)產(chǎn)階段:宜采用定產(chǎn)排采制度，即通過控制井底壓力來控制產(chǎn)氣量。通過降低套壓或降低動液面都可以達到降低井底壓力、增加產(chǎn)氣量的目的。目前，開展生產(chǎn)壓差、排采速度、排采組合方式，即分級、平穩(wěn)、連續(xù)降壓的精細排采制度也是亟須研究的方向之一。

1.2.3 鉆完井增產(chǎn)改造

清水、空氣/霧化、欠平衡鉆井技術，低密度鉆井液、固井液技術，清水、活性水、線性膠和凍膠、氮氣和二氧化碳泡沫、清潔壓裂液、連續(xù)油管、直井定向射孔、水平井分段壓裂技術，水平井、多分支水平井井壁穩(wěn)定技術，高應力、松軟煤層鉆完井技術，直井、水平井的修井技術，地面壓裂、井下抽采技術，井下壓裂、地面抽采技術，沿煤層頂?shù)装邈@進技術等，是增產(chǎn)改造需要解決的關鍵問題。

1.2.4 開發(fā)工藝

我國煤儲層從煤級、地應力、含氣飽和度、含水飽和度、孔裂隙特征、滲透特征、力學性質、埋深、圍巖狀態(tài)等，之間相差很大，針對不同的煤儲層本身特征和外部環(huán)境，采用針對性的開發(fā)工藝技術是當務之急。

1.2.5 平衡開發(fā)

我國前期煤層氣井排采常處于打破煤儲層氣－水相滲平衡的局面，沒有處理好套壓、液面降深和井底壓力三者之間的關系。因氣、水產(chǎn)能的過度增加，勢必加速原始儲層內(nèi)能的消耗，使生產(chǎn)的持續(xù)時間縮短。為了避免上述現(xiàn)象的發(fā)生，在試氣排采階段，應針對不同的儲層物性條件，多開展關井測壓工作，繪制壓力恢復霍納曲線圖，求出壓力恢復曲線的斜率，再進一步根據(jù)關井測壓前的平均日產(chǎn)量，折算成儲層內(nèi)的體積流量，并結合儲集系數(shù)和壓縮系數(shù)，來估算氣井現(xiàn)實條件下儲層內(nèi)的氣體流動系數(shù)和氣相有效滲透率，從而確定該儲層的平衡產(chǎn)能［21］。因此，在排采工作制定時，不斷調(diào)整套壓、液面降深和井底壓力，維持氣、水產(chǎn)能平衡開發(fā)，增長井孔服務年限，當是下一步煤層氣勘探開發(fā)所要關注的問題之一。

2 發(fā)展趨勢

2.1 由中高煤級向低煤級儲層

2003年，沁水藍焰煤層氣公司率先在沁水盆地南部無煙煤儲層中取得了煤層氣開發(fā)的突破，接著，在低煤級煙煤的阜新盆地、中高煤級煙煤的鄂爾多斯盆地也成功地進行了商業(yè)性開發(fā)。目前，已在新疆、內(nèi)蒙、黑龍江等低煤級(褐煤和長焰煤)盆地進行煤層氣勘探開發(fā)實踐。在伊蘭盆地單井最高日產(chǎn)氣量達3 000～4 000 m3，內(nèi)蒙霍林河達1 256 m3，阜康煤1井達1 020 m3，撫順6口井的小井組單井日產(chǎn)量穩(wěn)定在800 m3，鄂爾多斯盆地彬長區(qū)塊一口水平井日產(chǎn)氣量突破 5 600 m3［3］。

2.2 由淺部向深部

前期煤層氣勘探開發(fā)埋深一般淺于1 000 m，取得較高煤層氣產(chǎn)能的井大多淺于800 m。目前，在鄂爾多斯盆地延川南、甘肅慶陽等地埋深大于1 000 m處進行煤層氣開發(fā)，在沁水盆地南部鄭莊埋深1 200 m處獲得了1 500 m3/d的產(chǎn)能。

2.3 由地面開發(fā)向井地立體式開發(fā)

地面煤層氣開發(fā)根據(jù)煤層氣井位置有煤礦未開拓區(qū)(即煤礦規(guī)劃區(qū))抽采、采動影響區(qū)(煤礦生產(chǎn)卸壓區(qū))抽采、采空區(qū)抽采;井下抽采根據(jù)鉆井位置有本煤層抽采、鄰近層抽采和采空區(qū)抽采。目前，煤礦區(qū)大多采用井地聯(lián)合抽采，具有代表性的是晉城模式，即煤礦規(guī)劃區(qū)抽采+井下抽采和淮南模式，即采動影響區(qū)抽采+井下抽采。煤礦規(guī)劃區(qū)+采動影響區(qū)+井下立體式、遞進式抽采將成為發(fā)展趨勢。

2.4 由陸地向海洋

我國近海海域廣泛發(fā)育新生代含煤地層，主要分布在渤海、南黃海、東海陸架、南海北部四個構造聚煤帶。煤層層數(shù)較多，少則10～20層，多則近百層，以?。泻衩簩訛橹?煤級變化較大，北部兩個構造聚煤帶以褐煤和長焰煤為主，中部的東海陸架聚煤帶為中－低變質煙煤，南海北部聚煤帶從褐煤到焦煤均有分布［22］。

2.5 由煤層氣單采向煤層氣與煤成氣共采

煤系中煤層氣、致密砂巖氣(或常規(guī)砂巖氣、碳酸鹽巖氣等)、頁巖氣等具有同源性、伴生性、疊置性、轉換性和共采性［3］。如在準噶爾盆地施工的彩504井進行煤層氣與常規(guī)天然氣共采(煤層段2 567～2 583 m內(nèi)煤層與圍巖均壓裂)，最高日產(chǎn)氣量達到7 300 m3，顯示出良好的開發(fā)前景。我國中新生代多數(shù)大中型盆地均為煤油氣共生盆地，煤層氣、油氣資源層域上相互疊置，同樣具備共采的地質條件［22］。

2.6 由單一煤層(組)向多煤層(組)

沁水盆地為雙主煤層(3煤與15煤)、鄂爾多斯盆地為雙主煤層組(3煤+4煤+5煤、8煤+9煤+10煤)，淮南、淮北、貴州、四川等地均為多煤層發(fā)育地區(qū)。目前，大多采用的是，第一，多煤層合排:兩個或兩個以上煤層(組)均先后壓裂，共同排采;第二，先合排，后單排:兩個或兩個以上煤層(組)均先后壓裂，先共同排采，后封堵產(chǎn)水量大的煤層(組)，進行單煤層(組)排采。未來發(fā)展趨勢是先排采高壓力系統(tǒng)的煤層(組)，待壓力降到下一煤層(組)臨界解吸壓力時，再壓裂該煤層(組)，依次進行遞進排采。

3 結束語

我國煤層氣資源豐富，可采資源量可觀。但由于基本研究方面存在薄弱環(huán)節(jié)和排采技術的不夠完善，影響了煤層氣的可采量。筆者對目前的現(xiàn)存問題和排采技術以及發(fā)展趨勢作了分析和綜述，相信隨著研究的深入和技術的提高，煤層的勘探開發(fā)一定會有更美好的前景。

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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

新疆維吾爾族自治區(qū)天山學者計劃啟動基金項目

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

(編輯 徐 巖)