煤層氣過濾撬

A. 國內煤層氣車載鑽機（2000-2500米）大約多少錢一台

邯鄲市五合地能有限公司，專業生產頁岩氣鑽機2000型車載液壓鑽機，

B. 我國煤層氣與頁岩氣富集特徵與開采技術的共性與差異性

琚宜文 顏志豐 李朝鋒 房立志 張文靜

作者簡介:琚宜文,男,博士,教授,博士生導師。中國科學院研究生院,北京市玉泉路甲19號,100049,010-88256466,13810002826,[email protected]

(中國科學院研究生院 地球科學學院 北京 100049)

摘要:煤層氣和頁岩氣是重要的非常規資源。目前我國的煤層氣產業已實現商業化生產,但頁岩氣還處於試驗階段。在一些能源盆地中,會同時存在煤層氣和頁岩氣源岩,它們可能相鄰或處於較近或較遠層位。盡管煤層氣和頁岩氣在氣體的來源與賦存層位等方面有所不同,但是在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性。煤層氣的富集主要是以吸附狀態存在於煤層中,頁岩氣的富集是以吸附或游離狀態存在於高碳質泥頁岩中。煤層氣和頁岩氣均儲存於低孔低滲的儲層中,它們的開采技術均包含評價技術、測試技術、鑽井技術和儲層改造技術等。如果在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣,就可以考慮利用同一口井同時進行煤層氣和頁岩氣開采,從而提高它們的開采效率,促進非常規天然氣產業的快速發展。

關鍵詞:煤層氣 頁岩氣 富集特徵 開發技術 儲層改造

Commonness and Differences of Enrichment Characteristics and Mining Technology of China's Coalbed Methane and Shale Gas

JU Yiwen YAN Zhifeng LI Chaofeng FANG Li ZHANG Wenjing

(College of Earth Science, Graate University of Chinese Academy of Sciences, Beijing, 100049, China)

Abstract: Coalbed methane and shale gas are important unconventional resources.At present, the coalbed methane instry of China has been proced commercially; however, the shale gas proction is still at experi- mental stage.The source rocks of coalbed methane and shale gas will occur in some energy basin together,and they may be adjacent or in near or far layers.Although coalbed methane and shale gas are different in their sources and occurrence layers etc., there are some common situation, such as the enrichment characteristics, the migrating procere and the developing technology.The coalbed methane mainly enrichs in the coalbeds with adsorption state, while shale gas enriches in the high-carbon mudstone or shale with adsorption or free state.Because both coalbed methane and shale gas store in reservoirs with low porosity and permeability,and all their mining technolo- gy include evaluating, testing, drilling and reservoir stimulation etc.If both coalbed methane and shale gas occur in the same basin, then they can be exploited by the same well, therefore their exploiting efficiency will be im- proved, and the unconventional natural gas instry will be developed rapidly.

Keywords: coalbed methane; shale gas; enrichment characteristics; development technology; reservoir stimulation

1 前言

我國經濟持續快速發展,能源需求不斷增加,天然氣需求迅速增長,預測2015年需求量1560億m³,缺口約560億m³,2020年需求量2930億m³,缺口將達1000億m³(王一兵等,2010)。在國際上煤層氣和頁岩氣等非常規天然氣是油氣勘探的重要目標(Ross et al.,2008)。在我國增加常規油氣產量非常困難的情況下,開發煤層氣和頁岩氣等非常規資源,就成為我國能源可持續發展的現實選擇。

煤層氣和頁岩氣的勘探開發和利用首先由美國獲得成功,2006年以來全美煤層氣年產量穩定在540億m³以上(李五忠等,2008),2009年美國的煤層氣產量達到542億m³。2009年美國頁岩氣生產井近98590口,頁岩氣年產量接近1000億m³(崔青,2010),2010年,美國頁岩氣探明儲量已逾60萬億m³,產量達1000億m³,占其天然氣總產量的1/5(新華網,2011)。煤層氣和頁岩氣產業已成為美國舉足輕重的能源工業。煤層氣方面除美國外,加拿大、澳大利亞和中國等國家也已獲得突破。截至2009年底,我國已建煤層氣產能25億m³,全年地面煤層氣產量超過10億m³(新華網,2011)。2010年地面煤層氣抽采量為15.8億m³。頁岩氣方面除美國外,加拿大也開始了規模化生產,中國和澳大利亞等國也已開始了試驗性研究。

在一些能源盆地中,會同時存在煤層氣和頁岩氣源岩,它們可能相鄰或處於較近或較遠層位。在地質作用過程中,受生物化學作用或物理化學作用所產生的氣體,會分別儲存在煤層氣或頁岩氣儲層,若不同儲層通過斷層或裂隙相連通,可能會形成混合儲層或相距很近的儲層。盡管煤層氣和頁岩氣在氣體的來源與賦存層位等方面有所不同,但是在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性。在開採煤層氣或頁岩氣的過程中,我們怎樣才能夠把相距較近兩種儲層的氣體都采出來呢?如果兩個儲層相距較遠的話我們能不能同時對煤層氣和頁岩氣進行開采呢?

經過多年的探索、試驗和研究,我國煤層氣地質研究在煤層氣賦存的地質過程與動力學機制研究、煤層氣儲集系統與聚散機制研究以及煤層氣藏經濟高效開發的場效應研究等方面均取得顯著進展(秦勇,2003;湯達禎等,2003);同時,在選區評價技術、鑽井技術、壓裂技術、排采技術等開發技術上也取得重要突破(李嘉川等,2011)。近些年來,在頁岩氣勘探理論與技術方面也取得一定的成果(程克明等,2009;聶海寬等,2010;張金川等,2008)。

我國煤層氣存在的問題是地質條件復雜——低滲透、低壓力、低飽和度,開發理論與技術有諸多難題沒有解決,儲存運輸困難,利用率低等問題;我國頁岩氣還處於研究階段,沒有開始試生產,對於頁岩氣的研究中滲流機理方面研究較少(劉德華等,2011)。對此應加強煤層氣的基礎理論研究,進一步提高對煤層氣的認識程度,提高開采效率和資源利用率;對頁岩氣應加強富集特徵與滲流機理的研究,形成系統的開發技術體系,以促進頁岩氣產業的發展。

本文在前人研究的基礎上探討煤層氣和頁岩氣富集特徵與開采技術的共性與差異性,研究的目的在於探索煤層氣與頁岩氣富集的內在關系,煤層氣與頁岩氣生成、演化與富集的機理,以及它們共同開發的可能性。因此,通過煤層氣與頁岩氣富集特徵與開采技術的比較研究,對於發展適合於我國地質條件的非常規天然氣地質理論、推動我國非常規天然氣產業的盡快形成均有所裨益。

2 煤層氣與頁岩氣概念及其評價方法

煤層氣俗稱瓦斯,又名煤層甲烷,是與煤伴生、共生的氣體資源,其主要成分為甲烷,含量組成為80%~99%,其次含有少量的CO₂、N₂、H₂、SO₂、C₂H₆等氣體。煤層氣主要以吸附態賦存於煤層孔隙表面或填隙於煤層結構內部,另外煤層裂隙與煤層水中存在少許游離氣與溶解氣。煤層孔隙及裂隙中的煤層氣與煤層水形成特殊的水動力系統,只有當儲層壓力低於解吸壓力時,煤層氣才能解吸出來。

頁岩氣是從富有機質頁岩地層系統中開采出來的天然氣,是位於暗色泥頁岩或高碳泥頁岩中,主體上以吸附和游離狀態同時賦存於具有生烴能力的泥岩、頁岩等地層中的天然氣聚集。頁岩氣開發雖然產能低,但具有開采壽命長和生產周期長的優點。由於含氣頁岩分布范圍廣、厚度大,使得頁岩氣資源量巨大。因而,頁岩氣井能夠長期地以穩定的速率產氣,一般開采壽命為30~50年,長者甚至能達80年(Xia et al.,2009;李世臻等,2010)。

煤層氣和頁岩氣都是自生自儲、吸附成藏、連續聚集的非常規天然氣,它們在概念特徵上既有聯系,又有區別,表1為煤層氣和頁岩氣在概念特徵上的比較。

表1 煤層氣與頁岩氣概念的比較

煤層氣和頁岩氣的富集有許多特徵,如氣體來源、儲集介質等。評價這些特徵需要許多方法(馮利娟等,2010),有些方法僅適合煤層氣儲層,有些方法僅適合頁岩氣儲層,有些方法二者均適用。表2中列出了一些重要的評價方法。

表2 用於評價煤層氣和頁岩氣儲層的重要方法

(據馮利娟等,2010修改)

3 煤層氣和頁岩氣的富集特徵

煤層氣和頁岩氣均為自生自儲,吸附成藏的非常規天然氣。頁岩氣富集區頁岩厚度往往較大,裂隙發育,熱演化程度合適,如美國的Barnett頁岩(Bowker,2007;Zhao et al.,2007;Polastro,2007)。它們在富集特徵上有許多相似之處,也存在著明顯的不同。下面主要從源岩、生成與演化特徵,儲集與分布特徵,滲流與運移特徵等方面來對比研究煤層氣藏以及頁岩氣藏的富集特徵。表3列出了二者在富集特徵上的一些異同。

表3 煤層氣和頁岩氣在富集特徵上的異同

4 煤層氣與頁岩氣的富集機理

煤層氣是煤在煤化作用過程中形成的天然氣在源岩中的殘留部分,煤層既是生氣源岩又是儲氣層段,煤化作用過程中形成的天然氣原地聚集或短距離運移,主要通過煤層的吸附作用(Scholl,1980;Tadashi et al.,1995)將天然氣聚集起來,為典型的吸附富集機理。煤的儲氣能力與煤的煤岩組分、變質程度、溫度和壓力有關。因此,煤層氣在聚集方式、動力類型以及成藏特徵等方面與常規天然氣藏有較大差別(張金川等,2008)。由於煤層氣主要以吸附作用為主,吸附氣含量通常大於80%,游離氣和溶解氣比例很小,因此,可以不需要通常的圈閉存在。只要有較好的蓋層條件,能夠維持相當的地層壓力,無論在儲層的構造高部位還是低部位,都可以形成氣藏(褚會麗等,2010)。

頁岩氣富集機理具有典型的「混合型」特徵。根據不同富集條件,頁岩氣富集可表現為典型吸附機理、活塞富集機理或置換富集機理。第一階段是天然氣的生成與吸附,具有與煤層氣相同的富集成藏機理(張金川等,2003);第二階段發生在生氣高峰;隨著頁岩生氣過程的繼續,頁岩有機質顆粒所提供的最大吸附氣量不足以滿足所生成的天然氣聚集需求時,游離態天然氣開始出現。隨著生氣過程的繼續,天然氣在地層中逐漸形成高壓,從而導致沿頁岩的薄弱面小規模裂縫的形成,天然氣開始在裂縫中以游離態運移聚集。由於頁岩孔隙及微裂縫具有孔喉細小的特徵,游離態天然氣對地層水的排驅為活塞式整體排驅富集機理。如果天然氣生成量繼續增加,則天然氣選擇大孔隙通道進行置換式運移,氣上水下,表現為裂縫系統中的置換富集機理(徐波,2009)。

煤層氣和頁岩氣均產自於能源盆地,煤層氣源岩的煤岩形成於適宜植物生長的沼澤環境中,頁岩氣源岩的頁/泥岩形成於深湖相或湖泊中心相(Law,2002)。經沉降埋藏成岩後,受構造變動的影響岩石產生斷層和裂隙,因此造成不同層位間孔隙和裂隙的連通。有機質經埋藏和變質作用,有機碳開始產生氣體。隨著變質作用的進行,油氣成熟度越來越高,氣體生成量也越來越大,生成的氣體大部分被吸附在煤層和頁岩等不同儲層中,部分會沿著斷裂和裂隙運移。如果煤層氣儲層和頁岩氣儲層相鄰或相距很近,煤層氣和頁岩氣就可能會形成兩個相鄰或相近的氣體儲層,由於氣體的運移在兩個儲層相鄰或相近的情況下甚至可能出現煤層氣和頁岩氣的混合儲層。

5 煤層氣與頁岩氣的開發技術

煤層氣和頁岩氣開發的關鍵技術首先是評價技術,採用地質、測井等方法評價源岩(儲層)的性能、含氣量、分布范圍和豐度等參數,確定儲層性能和開採的有利區域;測試技術,對含氣量、吸附性能、微觀裂隙、滲透率等儲層參數進行測試;儲層改造技術,如壓裂技術和水平鑽井技術,水平鑽井技術指從水平井筒鑽出多水平井段,非常有利於低滲儲層的技術改造。

煤層氣的開發技術有:(1)鑽井技術,包括鑽井和完井技術。如水平井鑽井技術、空氣欠平衡鑽井技術、保護儲層的鑽井技術等,是煤層氣孔經濟、高效、快速成孔的關鍵;(2)儲層改造技術,煤層氣儲層屬於低孔低滲的儲層,進行商業性生產需對儲層進行改造,儲層改造措施是提高煤層氣產量的重要措施,壓裂技術是儲層改造的重要技術,如清潔壓裂液壓裂技術、水力加砂壓裂技術、氮氣泡沫壓裂技術等增產改造技術的試驗與應用、井下微地震壓裂裂縫監測試驗;(3)排采技術,把煤層氣從地下抽到地面所採取的技術;(4)煤層氣田的低壓集輸工藝技術,包括集中式壓縮機站與分散式撬裝液化裝置等技術。

頁岩氣的開發離不開儲層的改造技術,美國的Barnett頁岩就是經水力壓裂後才開始產氣的(Zhao et al.,2007)。技術的進步推動了頁岩氣水平井的發展,在Barnett頁岩氣藏中,90%的新井都是水平井(馮利娟等,2010);儲層壓裂及重復壓裂技術(鄒才能等,2011)大幅度提高了頁岩氣產量,對頁岩氣商業性開采起著決定作用。

煤層氣和頁岩氣均為非常規天然氣,它們的開發技術有許多相同的地方。假如在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣,那麼如果能夠利用同一口井同時進行煤層氣開采和頁岩氣開采,則和單一氣體開采相比,單井在產氣量和開采壽命上均應該會有所提高。因此可以提高天然氣生產企業的經濟效益。

6 結論與認識

煤層氣和頁岩氣同為非常規天然氣,它們在儲層特徵、富集機理和開采技術等方面存在許多相同的地方,但二者之間也有明顯的差異。

(1)煤層氣和頁岩氣都是自生自儲、吸附成藏、連續聚集的非常規天然氣。通過氣體來源、氣體組成、氣體成因、賦存狀態、賦存方式等比較了它們在概念特徵上的聯系和區別。評價煤層氣和頁岩氣儲層特徵有不同的方法,有些方法僅適合煤層氣儲層,有些方法僅適合頁岩氣儲層,有些方法二者均適用。

(2)煤層氣和頁岩氣在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性,但在氣體的來源、賦存層位及保存條件等方面有所不同。煤層氣的富集主要是以吸附狀態存在於煤層中,頁岩氣的富集是以吸附或游離狀態存在於高碳質泥頁岩中;煤層氣富集需要有合適的蓋層條件和水文地質條件,而頁岩氣的富集不需要附加的蓋層條件和水文地質條件。

(3)煤層氣的富集主要是通過吸附作用將天然氣聚集起來,為典型的吸附富集機理;頁岩氣富集機理具有典型的「混合型」特徵。根據不同富集條件,頁岩氣富集可表現為典型吸附機理、活塞富集機理或置換富集機理。

(4)煤層氣儲層和頁岩氣儲層均為低孔低滲的儲層,開采時均需要採取儲層改造增滲技術,如水平井技術和儲層壓裂技術等。如果在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣,就可以考慮利用同一口井同時進行煤層氣和頁岩氣開采,從而提高它們的開采效率。

參考文獻

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C. 煤層氣試采技術規范

1.總則

為規范煤層氣井試采管理，提高工程技術水平，特製定本規范。

煤層氣試采包括探井試采、試驗井組試采。

煤層氣試采應以獲得真實完整的產能、流體性質、地層壓力、溫度及解吸壓力等資料為目的，為進一步勘探或編制煤層氣開發方案提供依據。

2.試采工程方案與設計

2.1 編制煤層氣井試采工程方案應以獲得煤層真實產能、氣液性質、壓力、溫度等為目的。試采時間以能滿足儲量申報和獲得煤層真實產能要求為原則。

2.2 依據鑽井、測井、分析化驗等資料，確定試采層位、井段，明確施工井目的和目標。

2.3 依據煤層物性、含氣量、臨界解析壓力、煤層頂底板力學性質等參數，利用儲層模擬軟體預測氣、水產量歷史曲線、不同階段煤層壓力分布圖，綜合考慮自然、地理、生產條件等各種因素，優化試采設備，確定生產參數。

2.4 進行煤層應力敏感性試驗，根據煤層物性及其所含流體性質，結合試驗結果確定不同抽排階段的工作制度，主要包括液面下降速度和套壓、油嘴的控制。

2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、檢泵、沖砂、解堵等技術應用的必要性，篩選主體配套技術及相應的工藝參數。

2.6 分析儲層傷害的潛在因素，篩選與儲層配伍的入井流體，提出儲層保護措施。

2.7 試采完成後，要求在煤層頂界以上100m 採取封堵措施，原則是既能保證煤層流體不發生泄漏，又方便重新利用。考慮到煤層排水後的高漏失，原則上禁用水泥塞。

2.8 對含硫化氫等有毒氣體進行預測，並有完整的處置措施；編制合理、經濟可行的氣、水處理措施。

3.試采設備

3.1 地面設備

3.1.1 修井機具有25t 以上的提升能力，能滿足1000m 以內煤層氣井作業的要求。

3.1.2 發電機滿足作為井下試采設備動力及日常生活的要求。

3.1.3 封井器具有10MPa 井口壓力的密封能力。

3.1.4 分離器滿足10×10⁴m³以下氣水分離能力。

3.1.5 舉升設備採用數控裝置，實現無級變速調節。

3.1.6 採油樹具備10MPa 井口壓力的密封能力。

3.1.7 測氣裝置滿足50～100000m³/d 的計量要求，有連續計量能力，既可記錄瞬時流量，又有累計流量，流量計應定時校正。

3.1.8 通信設備滿足從施工現場到基地及項目部三地的通信需要，實現數據、圖片電子化傳輸。

3.2 井下設備

3.2.1 油管具有防腐能力。

3.2.2 泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，組合排水能力為實際日產水量的1.1～1.5 倍，通過與變頻裝置配合，實現排水量無級變速調節，適用於不同階段排水量的變化。

3.2.3 泵掛：對壓裂直井、斜井，管式泵、桿式泵吸入口初期階段下至射孔井段以上20～100m，後期下至射孔井段底界以下10m。潛油電泵井、螺桿泵井泵掛最底端下至距實探砂面25m；對多分支水平井、洞穴井，泵掛最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。

3.2.4 排水設備標准選擇：日產水量 <100m³，優先選擇抽油機作為舉升設備；日產水量100～200m³，且煤層出砂、煤粉情況不嚴重，選擇螺桿泵；日產水量100～200m³，且煤層出砂、煤粉嚴重，或日產水量>200m³選擇潛油電泵。

3.2.5 抽油機選型：利用API 計演算法和圖表選擇法進行抽油機選型，採用舉升優化設計技術對舉升系統進行優化，主要內容包括：泵深、泵徑、抽油桿尺寸及配比、油管尺寸、地面設備型號、工作參數等；在經濟技術條件允許和滿足產水量的前提下，泵徑越小，光桿負荷越小，有利於設備利用，同時為了提高沖程效率和泵效，盡量利用長沖程、小沖次；懸點載荷應較油井附加一定的安全系數，對斜度小於4°的井附加10%；大於4°的斜井附加10%～50%；高產水量井（>200m³/d），氣層套管內徑不得小於150mm。

4.排采工程

4.1 抽排制度

4.1.1 抽排以最小工作制度啟動，逐步增大排量，保證井底流動壓力均勻緩慢下降。對於直（斜）井排采初期日降液面小於20m，當接近解吸深度時日降液面應小於5m；對於洞穴井、多分支水平井等特殊井應控制降液面速度，一般應小於5m/d。抽排過程應連續，無特殊情況中途不得間斷。

4.1.2 以油嘴或針型閥控制環空壓力，套壓控制以0.5MPa 為宜，原則上不超過1.0MPa。

4.1.3 當有煤層氣產出，但不能連續測氣，應在出口處每8 小時點火一次，進行產氣情況描述，若產氣連續，應將套管和油管產出氣一並引出進入地面流程計量。

4.2 抽油機井工作制度

4.2.1 對於抽油機井應定期進行示功圖和動液面測試並診斷分析，及時採取調參、換泵等措施。

4.2.2 定期進行系統效率測試，採用先進的提高抽油機井系統效率優化設計技術，通過調整工作參數、選用節能降耗設備等措施提高系統效率。

4.2.3 及時調整抽油機井平衡，保持平衡比在85%～100% 之間。

4.2.4 按有關標准和規定做好地面設備日常維護保養工作。

4.2.5 應採取氣錨等防氣措施，對於斜井、發生桿管偏磨的井應採取扶正等防偏磨措施。

4.3 電潛泵工作制度

4.3.1 根據煤層特徵、地下流體特徵、壓力、溫度等資料，合理選擇電潛泵和泵掛深度，使電潛泵保持在最佳工作區間，保證高效、經濟、合理、安全運行。

4.3.2 電潛泵正常運行時按電機額定電流1.2倍調過載保護，按電機實際電流的0.8倍調欠載保護，欠載延時啟動時間不得小於30min。電機工作電流不平衡度不能大於5%，電壓不平衡度不得大於3%。

4.3.3 加強對變壓器、控制櫃等設備維護保養，若出現過載停機或欠載停機時，應按照規程進行檢查，查明原因並採取有效措施後方可重新啟動電潛泵。電潛泵啟停應由專業管理人員操作。

4.3.4 應採用井口變頻裝置，適時調節電機轉速，保證供排協調。

4.3.5 加強對電流卡片的分析，結合其他動態資料對潛油電泵的工況進行綜合診斷，及時採取調整措施，保證在合理的地面驅動工況下運行。

4.4 螺桿泵井工作制度

4.4.1 根據氣井特徵，對地面驅動設備、桿管柱、井下泵、工作參數等進行系統優化設計。

4.4.2 螺桿泵在使用前應進行水力性能檢測，未達到指標要求嚴禁使用。

4.4.3 螺桿泵應採用防反轉裝置，井下管柱必須錨定。

4.4.4 螺桿泵井正常生產時沉沒度應在100m 以上，泵掛處產出液溫度應低於螺桿泵定子額定耐溫指標，產出液硫化氫含量應小於2.5%。

4.4.5 加強螺桿泵地面驅動裝置日常維修保養，搞好日常管理和工況分析，發現問題及時處理。

4.5 中途作業工作制度

4.5.1 作業首先應在對當時井下技術狀況進行分析的基礎上，根據安全、可靠、合理的原則，做出合理設計。

4.5.2 壓井液應與煤層進行配伍性試驗，優化壓井液密度、黏度等參數，防止和減少煤層傷害，有條件的盡可能採用煤層產出液（需過濾殺菌）。

4.5.3 作業過程中如果採用鑽、銑、磨工序，應確定合理的鑽壓、鑽速以及工具，保證不損壞套管。

4.5.4 所有工具（含油管、抽油桿）、儀器應清潔，經地面檢查、測量，確認可靠後方可下入井內。

4.5.5 採用可靠的井口防噴裝置，制定可行的井控措施，保證施工安全。

4.5.6 嚴格計量漏失壓井液量，對可能造成的煤層傷害進行評估。

5.儲層模擬

5.1 煤層氣井生產時間長，出氣機理不同於常規油氣，短期內獲取煤層氣井完整生產特徵應藉助於儲層模擬。模擬應採用國際上通用的COALGAS、COMMET等軟體，提倡自主開發軟體。

5.2 預測項目包括：氣、水日產量，氣、水累計產量，地層壓力變化等。

5.3 儲層模擬應包括以下方面：試采前模擬主要用於預測初始階段出水產氣情況，並根據預測情況指導設計；試采期間模擬與實際生產相結合，用於修正模擬參數，並利用修正後參數預測下一階段生產特徵；若產量歷史擬合曲線與實際生產曲線有連續2個月符合率在90%以上，則認為試采結束。

6.資料錄取

資料錄取工作包括正常抽排時日常資料錄取、增產措施和中途作業資料錄取、測試資料錄取等。

6.1 日常資料錄取

6.1.1 錄取項目包括：開井時間、工作制度、油嘴、套壓、油壓、環空動液面或井底流壓、氣水產量、累計產量、取樣時間、取樣部位、氣體組分、產出水水型分析、固體顆粒物產出情況描述、點火描述等。

6.1.2 油套管、分離器、管線均選擇合適的壓力表，所測壓力要求在壓力表1/3～2/3量程范圍內。

6.1.3 氣、水應連續計量，既有瞬時流量，又有累計流量，流量計應定時校正。

6.1.4 如採用墊圈流量計計量氣量，每4 小時測氣1 次，日產量採用平均值。

6.1.5 取樣要求：在井口或氣水分離器處採取樣品；現場初期每日取水樣一個，並進行簡易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。採用凍膠壓裂的井，排完壓裂液前要求做黏度分析；每30日取樣做氣、水全分析1次，每次取樣各3支，樣品量不少於500ml，水樣水型應一致，氯根相差小於10%，天然氣樣含氧小於2%，樣品密度差小於0.02；特殊取樣要求在專業人員指導下進行。

6.1.6 鼓勵煤層氣試采井組採用遠程自動化計量。

6.2 增產措施和中途作業資料錄取

6.2.1 通井包括時間、油管規范、根數、方入、遇阻加壓頓位、井底深度、通井規簡圖、管柱結構示意圖、通井規痕跡描述。

6.2.2 檢泵包括泵型號、各附件名稱、型號、深度、管（桿）柱結構示意圖、防沖距。

6.3 測試作業（主要包括注入/ 壓降試井、流壓/ 靜壓點測試、抽油機井示功圖測試和環空動液面測試等項目）錄取

6.3.1 測試作業應實行全面質量控制，嚴格遵守行業標准和相關規定，保證錄取資料的有效性，滿足試采管理和動態分析的需要。

6.3.2 測試施工前應清楚測試井下狀況，井筒條件應能保證測試儀器暢通起下；施工時應嚴格執行設計，取全取准各項資料。

6.3.3 測試儀器、儀表及其標定裝置應按照國家、行業計量的有關規定進行檢定，並定期調整和校準，超過校準檢定有效期的不準使用。

6.3.4 測試資料解釋應用多種方法進行對比驗證，要求提供詳細的試井分析曲線、數據及分析解釋結果，同時參考地質、測井、岩心等資料進行綜合分析，使選擇的解釋模型和計算參數准確可靠。

6.3.5 測試施工一次成功率90% 以上、測試資料合格率99% 以上，儀器儀表及其標定裝置定期校準檢定率100%。

6.3.6 注入/ 壓降試井要求：應在煤層首次排采之前進行；應選用專用的煤層氣試井設備，可實現井下多次開關井；高性能的井下電子壓力計，精度不低於0.05%FS，解析度不低於0.001MPa，采樣間隔不大於3s，一次采樣點不少於20000點；應採用地面直讀設備；注入前，應進行階梯注入破裂試驗；注入速率應適中，既不致使煤層破裂，又可造成煤層足夠的壓力激動。注入過程速率波動值不大於10%；注入時間8～10h，應保證注入過程的影響半徑不小於10m，關井不少於3倍注入時間；注入/壓降過程中，要求連續記錄井口壓力值、注入量；測試用液體為經過濾處理的防膨活性水，以減少注入液對煤層的傷害。配液量為預測注入量的2倍。

6.3.7 現場每天測液面一次，試采停止後測液面恢復24h。

7.煤層氣試采動態分析

7.1 煤層氣井產出狀態分析：根據理論模擬和室內計算的解吸壓力推算解吸出氣的排采時間、動液面，分析煤層氣井出氣前後的液面變化、流體性質等。

7.2 煤層氣井生產能力變化分析：根據區塊煤層氣藏的地質特徵，單井控制儲量、煤層滲透率等資料分析產氣量的變化因素、延長穩產時間，不斷提高煤層氣藏採收率。

7.3 根據煤階特性，分析煤層氣井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉產出和防砂的技術方法。

7.4 大井組和區塊開發的煤層氣井應分析井間干擾的相互關系程度和煤層氣藏壓降的速度等，提出快速合理整體降壓的有效辦法。

7.5 根據煤層的能量情況，分析煤層氣井產水、產氣的能力與抽汲設備的匹配狀況，提出抽汲設備潛力和存在問題，提高設備效率，最大限度地挖掘氣藏潛力。

7.6 煤層氣井試采動態分析應包括月度、年度生產運行數據及曲線；綜合開發數據表及排水采氣曲線；煤層氣藏壓力分布等值線圖；煤層氣藏單井累計產出水與出氣關系曲線；煤層氣井氣、水組分和性質數據表；煤層氣井排采工藝數據表及泵效分析數據；煤層氣井抽汲效率分析數據表。上述分析主要針對直井，對於水平井、多分支井等特殊井的動態分析，還應在實踐中補充完善有關資料。

7.7 煤層氣井試采工藝技術分析應包括：井筒管理狀況分析；抽油機地面配件和井下配件使用效果分析；產出水處理效果和環保要求分析；生產測井工藝技術及效果分析；氣、水計量設備、儀器、儀表使用效果分析；井下作業質量分析；新工藝、新技術推廣效果分析。

D. 空分裝置上需要哪些儀器儀表類的物品

色譜儀 液位 壓力等等，根據具體場合定

E. 冰膨脹做功能量的轉化

還是內能。水結構較特殊（氫鍵的排列），水降溫時，內能不是全部作為熱放出，還有一部分轉化為機械能。

F. 我國煤層氣與頁岩氣富集特徵與開采技術的共性與差異性

琚宜文 顏志豐 李朝鋒 房立志 張文靜

( 中國科學院研究生院 地球科學學院 北京 100049)

摘 要: 煤層氣和頁岩氣是重要的非常規資源。目前我國的煤層氣產業已實現商業化生產，但頁岩氣還處於試驗階段。在一些能源盆地中，會同時存在煤層氣和頁岩氣源岩，它們可能相鄰或處於較近或較遠層位。盡管煤層氣和頁岩氣在氣體的來源與賦存層位等方面有所不同，但是在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性。煤層氣的富集主要是以吸附狀態存在於煤層中，頁岩氣的富集是以吸附或游離狀態存在於高碳質泥頁岩中。煤層氣和頁岩氣均儲存於低孔低滲的儲層中，它們的開采技術均包含評價技術、測試技術、鑽井技術和儲層改造技術等。如果在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣，就可以考慮利用同一口井同時進行煤層氣和頁岩氣開采，從而提高它們的開采效率，促進非常規天然氣產業的快速發展。

關鍵詞: 煤層氣 頁岩氣 富集特徵 開發技術 儲層改造

作者簡介: 琚宜文，男，博士，教授，博士生導師。中國科學院研究生院，北京市玉泉路甲 19 號，100049，010 88256466，13810002826，juyw03@ 163. com

Commonness and Differences of Enrichment Characteristics and Mining Technology of China's Coalbed Methane and Shale Gas

JU Yiwen YAN Zhifeng LI Chaofeng FANG Li ZHANG Wenjing

( College of Earth Science，Graate University of Chinese Academy of Sciences，Beijing，100049，China)

Abstract: Coalbed methane and shale gas are important unconventional resources. At present，the coalbed methane instry of China has been proced commercially; however，the shale gas proction is still at experi- mental stage. The source rocks of coalbed methane and shale gas will occur in some energy basin together，and they may be adjacent or in near or far layers. Although coalbed methane and shale gas are different in their sources and occurrence layers etc. ，there are some common situation，such as the enrichment characteristics，the migrating procere and the developing technology. The coalbed methane mainly enrichs in the coalbeds with adsorption state，while shale gas enriches in the high － carbon mudstone or shale with adsorption or free state. Because both coalbed methane and shale gas store in reservoirs with low porosity and permeability，and all their mining technolo- gy include evaluating，testing，drilling and reservoir stimulation etc. If both coalbed methane and shale gas occur in the same basin，then they can be exploited by the same well，therefore their exploiting efficiency will be im- proved，and the unconventional natural gas instry will be developed rapidly.

Keywords: coalbed methane; shale gas; enrichment characteristics; development technology; reservoir stimulation

1 前言

我國經濟持續快速發展，能源需求不斷增加，天然氣需求迅速增長，預測2015年需求量1560億m³，缺口約560億m³，2020年需求量2930億m³，缺口將達1000億m³(王一兵等，2010)。在國際上煤層氣和頁岩氣等非常規天然氣是油氣勘探的重要目標(Ross et al.，2008)。在我國增加常規油氣產量非常困難的情況下，開發煤層氣和頁岩氣等非常規資源，就成為我國能源可持續發展的現實選擇。

煤層氣和頁岩氣的勘探開發和利用首先由美國獲得成功，2006年以來全美煤層氣年產量穩定在540億m³以上(李五忠等，2008)，2009年美國的煤層氣產量達到542億m³。2009年美國頁岩氣生產井近98590口，頁岩氣年產量接近1000億m³(崔青，2010)，2010年，美國頁岩氣探明儲量已逾60萬億m³，產量達1000億m³，占其天然氣總產量的1∕5(新華網，2011)。煤層氣和頁岩氣產業已成為美國舉足輕重的能源工業。煤層氣方面除美國外，加拿大、澳大利亞和中國等國家也已獲得突破。截至2009年底，我國已建煤層氣產能25億m³，全年地面煤層氣產量超過10億m³(新華網，2011)。2010年地面煤層氣抽采量為15.8億m³。頁岩氣方面除美國外，加拿大也開始了規模化生產，中國和澳大利亞等國也已開始了試驗性研究。

在一些能源盆地中，會同時存在煤層氣和頁岩氣源岩，它們可能相鄰或處於較近或較遠層位。在地質作用過程中，受生物化學作用或物理化學作用所產生的氣體，會分別儲存在煤層氣或頁岩氣儲層，若不同儲層通過斷層或裂隙相連通，可能會形成混合儲層或相距很近的儲層。盡管煤層氣和頁岩氣在氣體的來源與賦存層位等方面有所不同，但是在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性。在開採煤層氣或頁岩氣的過程中，我們怎樣才能夠把相距較近兩種儲層的氣體都采出來呢?如果兩個儲層相距較遠的話我們能不能同時對煤層氣和頁岩氣進行開采呢?

經過多年的探索、試驗和研究，我國煤層氣地質研究在煤層氣賦存的地質過程與動力學機制研究、煤層氣儲集系統與聚散機制研究以及煤層氣藏經濟高效開發的場效應研究等方面均取得顯著進展(秦勇，2003;湯達禎等，2003);同時，在選區評價技術、鑽井技術、壓裂技術、排采技術等開發技術上也取得重要突破(李嘉川等，2011)。近些年來，在頁岩氣勘探理論與技術方面也取得一定的成果(程克明等，2009;聶海寬等，2010;張金川等，2008)。

我國煤層氣存在的問題是地質條件復雜———低滲透、低壓力、低飽和度，開發理論與技術有諸多難題沒有解決，儲存運輸困難，利用率低等問題;我國頁岩氣還處於研究階段，沒有開始試生產，對於頁岩氣的研究中滲流機理方面研究較少(劉德華等，2011)。對此應加強煤層氣的基礎理論研究，進一步提高對煤層氣的認識程度，提高開采效率和資源利用率;對頁岩氣應加強富集特徵與滲流機理的研究，形成系統的開發技術體系，以促進頁岩氣產業的發展。

本文在前人研究的基礎上探討煤層氣和頁岩氣富集特徵與開采技術的共性與差異性，研究的目的在於探索煤層氣與頁岩氣富集的內在關系，煤層氣與頁岩氣生成、演化與富集的機理，以及它們共同開發的可能性。因此，通過煤層氣與頁岩氣富集特徵與開采技術的比較研究，對於發展適合於我國地質條件的非常規天然氣地質理論、推動我國非常規天然氣產業的盡快形成均有所裨益。

2 煤層氣與頁岩氣概念及其評價方法

煤層氣俗稱瓦斯，又名煤層甲烷，是與煤伴生、共生的氣體資源，其主要成分為甲烷，含量組成為80%～99%，其次含有少量的CO₂、N₂、H₂、SO₂、C₂H₆等氣體。煤層氣主要以吸附態賦存於煤層孔隙表面或填隙於煤層結構內部，另外煤層裂隙與煤層水中存在少許游離氣與溶解氣。煤層孔隙及裂隙中的煤層氣與煤層水形成特殊的水動力系統，只有當儲層壓力低於解吸壓力時，煤層氣才能解吸出來。

頁岩氣是從富有機質頁岩地層系統中開采出來的天然氣，是位於暗色泥頁岩或高碳泥頁岩中，主體上以吸附和游離狀態同時賦存於具有生烴能力的泥岩、頁岩等地層中的天然氣聚集。頁岩氣開發雖然產能低，但具有開采壽命長和生產周期長的優點。由於含氣頁岩分布范圍廣、厚度大，使得頁岩氣資源量巨大。因而，頁岩氣井能夠長期地以穩定的速率產氣，一般開采壽命為30～50年，長者甚至能達80年(Xiaetal.，2009;李世臻等，2010)。

煤層氣和頁岩氣都是自生自儲、吸附成藏、連續聚集的非常規天然氣，它們在概念特徵上既有聯系，又有區別，表1為煤層氣和頁岩氣在概念特徵上的比較。

表1 煤層氣與頁岩氣概念的比較

煤層氣和頁岩氣的富集有許多特徵，如氣體來源、儲集介質等。評價這些特徵需要許多方法(馮利娟等，2010)，有些方法僅適合煤層氣儲層，有些方法僅適合頁岩氣儲層，有些方法二者均適用。表2中列出了一些重要的評價方法。

表2 用於評價煤層氣和頁岩氣儲層的重要方法

(據馮利娟等，2010修改)

3 煤層氣和頁岩氣的富集特徵

煤層氣和頁岩氣均為自生自儲，吸附成藏的非常規天然氣。頁岩氣富集區頁岩厚度往往較大，裂隙發育，熱演化程度合適，如美國的Barnett頁岩(Bowker，2007;Zhaoetal.，2007;Pollastro，2007)。它們在富集特徵上有許多相似之處，也存在著明顯的不同。下面主要從源岩、生成與演化特徵，儲集與分布特徵，滲流與運移特徵等方面來對比研究煤層氣藏以及頁岩氣藏的富集特徵。表3列出了二者在富集特徵上的一些異同。

表3 煤層氣和頁岩氣在富集特徵上的異同

4 煤層氣與頁岩氣的富集機理

煤層氣是煤在煤化作用過程中形成的天然氣在源岩中的殘留部分，煤層既是生氣源岩又是儲氣層段，煤化作用過程中形成的天然氣原地聚集或短距離運移，主要通過煤層的吸附作用(Scholl，1980;Tadashi et al.，1995)將天然氣聚集起來，為典型的吸附富集機理。煤的儲氣能力與煤的煤岩組分、變質程度、溫度和壓力有關。因此，煤層氣在聚集方式、動力類型以及成藏特徵等方面與常規天然氣藏有較大差別(張金川等，2008)。由於煤層氣主要以吸附作用為主，吸附氣含量通常大於80%，游離氣和溶解氣比例很小，因此，可以不需要通常的圈閉存在。只要有較好的蓋層條件，能夠維持相當的地層壓力，無論在儲層的構造高部位還是低部位，都可以形成氣藏(褚會麗等，2010)。

頁岩氣富集機理具有典型的「混合型」特徵。根據不同富集條件，頁岩氣富集可表現為典型吸附機理、活塞富集機理或置換富集機理。第一階段是天然氣的生成與吸附，具有與煤層氣相同的富集成藏機理(張金川等，2003);第二階段發生在生氣高峰;隨著頁岩生氣過程的繼續，頁岩有機質顆粒所提供的最大吸附氣量不足以滿足所生成的天然氣聚集需求時，游離態天然氣開始出現。隨著生氣過程的繼續，天然氣在地層中逐漸形成高壓，從而導致沿頁岩的薄弱面小規模裂縫的形成，天然氣開始在裂縫中以游離態運移聚集。由於頁岩孔隙及微裂縫具有孔喉細小的特徵，游離態天然氣對地層水的排驅為活塞式整體排驅富集機理。如果天然氣生成量繼續增加，則天然氣選擇大孔隙通道進行置換式運移，氣上水下，表現為裂縫系統中的置換富集機理(徐波，2009)。

煤層氣和頁岩氣均產自於能源盆地，煤層氣源岩的煤岩形成於適宜植物生長的沼澤環境中，頁岩氣源岩的頁/泥岩形成於深湖相或湖泊中心相(Law，2002)。經沉降埋藏成岩後，受構造變動的影響岩石產生斷層和裂隙，因此造成不同層位間孔隙和裂隙的連通。有機質經埋藏和變質作用，有機碳開始產生氣體。隨著變質作用的進行，油氣成熟度越來越高，氣體生成量也越來越大，生成的氣體大部分被吸附在煤層和頁岩等不同儲層中，部分會沿著斷裂和裂隙運移。如果煤層氣儲層和頁岩氣儲層相鄰或相距很近，煤層氣和頁岩氣就可能會形成兩個相鄰或相近的氣體儲層，由於氣體的運移在兩個儲層相鄰或相近的情況下甚至可能出現煤層氣和頁岩氣的混合儲層。

5 煤層氣與頁岩氣的開發技術

煤層氣和頁岩氣開發的關鍵技術首先是評價技術，採用地質、測井等方法評價源岩(儲層)的性能、含氣量、分布范圍和豐度等參數，確定儲層性能和開採的有利區域;測試技術，對含氣量、吸附性能、微觀裂隙、滲透率等儲層參數進行測試;儲層改造技術，如壓裂技術和水平鑽井技術，水平鑽井技術指從水平井筒鑽出多水平井段，非常有利於低滲儲層的技術改造。

煤層氣的開發技術有:①鑽井技術，包括鑽井和完井技術。如水平井鑽井技術、空氣欠平衡鑽井技術、保護儲層的鑽井技術等，是煤層氣孔經濟、高效、快速成孔的關鍵;②儲層改造技術，煤層氣儲層屬於低孔低滲的儲層，進行商業性生產需對儲層進行改造，儲層改造措施是提高煤層氣產量的重要措施，壓裂技術是儲層改造的重要技術，如清潔壓裂液壓裂技術、水力加砂壓裂技術、氮氣泡沫壓裂技術等增產改造技術的試驗與應用、井下微地震壓裂裂縫監測試驗;③排采技術，把煤層氣從地下抽到地面所採取的技術;④煤層氣田的低壓集輸工藝技術，包括集中式壓縮機站與分散式撬裝液化裝置等技術。

頁岩氣的開發離不開儲層的改造技術，美國的Barnett頁岩就是經水力壓裂後才開始產氣的(Zhaoetal.，2007)。技術的進步推動了頁岩氣水平井的發展，在Barnett頁岩氣藏中，90%的新井都是水平井(馮利娟等，2010);儲層壓裂及重復壓裂技術(鄒才能等，2011)大幅度提高了頁岩氣產量，對頁岩氣商業性開采起著決定作用。

煤層氣和頁岩氣均為非常規天然氣，它們的開發技術有許多相同的地方。假如在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣，那麼如果能夠利用同一口井同時進行煤層氣開采和頁岩氣開采，則和單一氣體開采相比，單井在產氣量和開采壽命上均應該會有所提高。因此可以提高天然氣生產企業的經濟效益。

6 結論與認識

煤層氣和頁岩氣同為非常規天然氣，它們在儲層特徵、富集機理和開采技術等方面存在許多相同的地方，但二者之間也有明顯的差異。

(1)煤層氣和頁岩氣都是自生自儲、吸附成藏、連續聚集的非常規天然氣。通過氣體來源、氣體組成、氣體成因、賦存狀態、賦存方式等比較了它們在概念特徵上的聯系和區別。評價煤層氣和頁岩氣儲層特徵有不同的方法，有些方法僅適合煤層氣儲層，有些方法僅適合頁岩氣儲層，有些方法二者均適用。

(2)煤層氣和頁岩氣在富集特徵、運移過程及開發技術方面具有一些共性，但在氣體的來源、賦存層位及保存條件等方面有所不同。煤層氣的富集主要是以吸附狀態存在於煤層中，頁岩氣的富集是以吸附或游離狀態存在於高碳質泥頁岩中;煤層氣富集需要有合適的蓋層條件和水文地質條件，而頁岩氣的富集不需要附加的蓋層條件和水文地質條件。

(3)煤層氣的富集主要是通過吸附作用將天然氣聚集起來，為典型的吸附富集機理;頁岩氣富集機理具有典型的「混合型」特徵。根據不同富集條件，頁岩氣富集可表現為典型吸附機理、活塞富集機理或置換富集機理。

(4)煤層氣儲層和頁岩氣儲層均為低孔低滲的儲層，開采時均需要採取儲層改造增滲技術，如水平井技術和儲層壓裂技術等。如果在一個盆地中同時賦存有煤層氣和頁岩氣，就可以考慮利用同一口井同時進行煤層氣和頁岩氣開采，從而提高它們的開采效率。

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G. 燃氣過濾器裡面的那個濾片需要多久周期更換一次，只用天然氣的話

天然氣過來濾器濾芯的更換周期需要源根據精燃機電燃燒系統裝置的使用場合來確定其更換周期。天然氣加氣站脫水裝置如何使用在城市管網氣中，一般建議6個月就需要更換一次天然氣過濾器濾芯。

如果使用在油田煤層氣當中，則建議3個月就需要更換一次天然氣過濾器濾芯，因為在油田煤層氣中有大量的油污等雜質，很容易堵塞天然氣過濾器濾芯。

H. 我國煤層氣產業發展報告

葉建平

作者簡介:葉建平,男,1962年生,教授級高工,中聯煤層氣有限責任公司總經理助理,中國煤炭學會煤層氣專業委員會秘書長,主要從事煤層氣勘探開發科研工作。地址:北京市東城區安外大街甲88號(100011),電話:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中聯煤層氣有限責任公司 中國煤炭學會煤層氣專業委員會 北京 100011)

摘要:分析了煤層氣勘探、開發、利用現狀,梳理了煤層氣勘探開發技術進展,對我國煤層氣產業發展進行了基本評估。認為當前我國煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長;煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升;煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源;煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在。

關鍵詞:煤層氣 勘探開發技術 產業發展

China's Coalbed Methane Instry 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 instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development

我國煤層氣開發已經步入產業化初期階段。煤層氣地面開發產量2005年達到1.7億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³,因此煤層氣產業步入快速發展軌道,成為現實的天然氣的補充資源。本文簡要報告近年來我國煤層氣勘探、開發、利用發展情況和技術進展狀況。

1 煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長

近兩年,我國煤層氣勘探進度明顯加快,探明儲量顯著增長。據不完全統計,到2011年6月底,全國煤層氣鑽井總數5942口。到2010年底為止,我國已累計探明煤層氣儲量2902.75億m³,新增探明儲量近1121.55億m³,占總量的39%。「十一五」探明了千億立方米大氣田。我國煤層氣探明儲量區分布較集中,共11個區塊,主要分布在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、鄭庄、棗園、長子等區塊,鄂爾多斯盆地東緣三交、柳林、鄉寧-吉縣、韓城等區塊。如表1,沁水盆地探明儲量2007.69億m³,佔69.17%;鄂爾多斯盆地煤層氣探明儲量817.76億m³,佔28.17%。其他地區佔2.66%。探明儲量成為這些地區煤層氣產業發展強大的基礎。但是,相對全國36.81萬億m³的資源量而言,我國煤層氣資源探明率很低,僅8‰。廣大地區煤層氣勘探潛力尚不明朗。

表1 全國煤層氣探明儲量分布情況

沁水盆地作為我國特大型煤層氣田,勘探潛力巨大。山西組3號煤層和太原組15號煤層厚度大,分布穩定,含氣量高,滲透性在全國相對最好,煤層氣可采性良好。除了已探明的南部區塊以外,柿庄南和柿庄北、馬璧、沁南、沁源、壽陽、和順、上黃崖等區塊均屬於煤層氣富集區和極有利目標區。壽陽區塊不同於晉城地區,它以太原組15號煤層作為目的層,經過多年勘探,已獲得經濟單井產量的突破,韓庄井田多口煤層氣井產量達到1000m³/d以上,近期將可以提交探明儲量。陽泉鑽井461口,日產量15萬m³,獲得商業化生產的產能。

鄂爾多斯盆地東緣具有較好的含煤性、含氣性和可采性,渭北區塊的韓城—合陽井區、臨汾區塊的午城—窯渠井區、呂梁區塊的柳林—三交井區、呂梁區塊的保德—神府井區是4大煤層氣富集區,也是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發有利區。鄂爾多斯盆地東緣資源探明率和資源轉化率、勘探程度均較低,煤層氣勘探開發前景廣闊,具有商業化產氣能力和形成大型煤層氣田的條件,必將成為全國煤層氣規模化、產業化、商業化運作的「甜點」區。

除了上述地區以外,在黑龍江依蘭、雲南老廠、貴州織金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶爾盆地南部、陝西彬縣等地區相繼取得勘探突破。

黑龍江伊蘭區塊煤層埋深700m左右,厚16m,含氣量8~10m³/t,長焰煤,蓋層油頁岩厚80m。黑龍江煤田地質局2011年在伊蘭區塊鑽井4口,YD-03、YD-04兩口煤層氣生產試驗井,經排采,兩口井日產氣量均在1500m³/t左右,達到了工業氣流的標准,標志著黑龍江低階煤煤層氣開發的有效突破。

彬長煤業集團在鄂爾多斯盆地中生界彬長區塊鑽1口水平井,日產氣5600m³。

內蒙古霍林河地區中石油煤層氣經理部在華北二連盆地霍林河地區施工霍試1井,日產氣約1300m³;進行了勘查研究,取得一定的進展。

依蘭、彬長和霍林河區塊的勘探成功,標志著低階煤煤層氣勘探取得了初步的成功,意義深遠。

四川川南煤田古敘礦區大村礦段煤層氣地面抽采試驗取得了歷史性突破。DCMT-3煤層氣試驗井平均產量1160m³/d,一年多累計產氣超過50萬m³。之前的DC-1井、DC-2井產氣量均達到了500~1000m³/d。初步認為大村礦段煤層氣具有較好的商業開發前景。該區煤層氣井的排采試驗成功,意義重大,將為川南煤田低滲透、薄煤層、大傾角、高應力等特點地區的煤層氣勘探開發提供技術和經驗。

雲南老廠施工5口井先導性試驗井組,壓裂後,發生自流現象,經過初期排采,產量逐步上升,顯示良好勘探潛力。

安徽淮北礦業集團2008年以來在蘆嶺淮北Ⅲ1、Ⅲ2采區共施工12口「一井三用」井的壓裂階段試驗,各井大部達到800m³左右,也有個別高產井,如LG-6井最高日產量曾到3000m³以上,穩產1200m³左右。中聯公司對外合作項目和煤炭科工集團西安研究院分別在淮北宿南向斜的先導性試驗相繼取得商業產量,預示著具有良好的勘探潛力。

全國其他地區的煤層氣勘探工作也如火如荼地展開。如貴州織金—納雍、陝西延川南、山西和順、山西沁源新疆准噶爾盆地南部等地區,初步勘探實踐表明具有良好的煤層氣勘探潛力。

上述可知,在沁水盆地南部高階煤煤層氣開發成功後,中階煤和低階煤煤層氣勘探也正在逐步取得成功。

在煤層氣勘探同時,廣大研究人員開展了大量的煤層氣富集規律和地質控制因素研究,進行了煤儲層孔隙性、滲透性、吸附解吸擴散、力學特性、變形特性等廣泛研究,進行不同煤級煤的煤層氣成藏特徵和選區評價研究。這些地質和儲層特徵的基礎研究有力支撐了煤層氣基礎理論的形成和發展。

2 煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升

「十一五」期間,煤層氣進入產業化發展階段,煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升。以中聯公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程、中石油華北煤層氣分公司沁南煤層氣田煤層氣開發項目和晉城煤業集團煤礦區煤層氣開采項目等商業化開發項目竣工投產為標志,我國煤層氣開發快速步入產業化初期階段,煤層氣開發處於快速發展階段。我國現有生產井3200口,到2010年全國地面煤層氣產能達到25億m³,產量15.7億m³,利用量11.8億m³,利用率78%。井下煤層氣抽采量69.6億m³,利用量21.9億m³,利用率相對較低,31.5%。2011年地面開發產量將達18~22億m³,見表2。地面煤層氣產量在近五年呈數量級增長,2005年1億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³。煤層氣產量主要來自沁水盆地南部,佔96%,少量產自韓城、阜新和柳林、三交地區。

目前進入商業性開發地區包括山西沁水盆地南部、陝西韓城、遼寧阜新。具備進入商業性開發地區包括山西三交、柳林、大寧—吉縣、陽泉、壽陽。

表2 全國主要煤層氣田煤層氣生產情況(不完全統計)

說明:投產井數包括已產氣井和未產氣井。

3 煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在

技術進步是煤層氣發展的源動力,這已被國內外的勘探開發實踐所證實。「十一五」期間在煤層氣增產改造技術的試驗和研究取得了有效突破,針對不同儲層參數研製了適宜的壓裂液、壓裂工藝等。鑽完井技術、地面集輸技術、煤礦區煤層氣抽采技術等方面均有創新性成果。當前最顯著的技術進展就是煤層氣水平井鑽完井技術、煤層氣水平井分段壓裂技術發展。

3.1 煤層氣水平井鑽完井技術

煤層氣水平井地質和工程影響因素認識顯著提高。煤層氣水平井、多分支水平井的地質條件局限性強,要求構造相對簡單,斷層少、地層平緩起伏小;煤層發育穩定、煤層硬度大結構完好;煤層鑽遇率高,避免鑽探溝通含水層;水平井眼軌跡按上傾方向布置,有利排水降壓產氣;水平井眼長度盡量長,分支水平井間距適中,與煤層滲透性相匹配。

煤層氣水平井井型設計多樣。根據地形地貌、地質條件和儲層滲透性,設計「U」型井、「V」型井、川字型井、叢式井(兩層煤層的雙台階水平井)等,在柿庄南、柳林獲得成功。

多分支水平井的工藝技術、關鍵工具實現國產化。多分支水平井鑽井實現一個井筒鑽多翼分支井,提高了鑽進效率和有效排泄面積。在「863」項目支持下,地質導向裝置實現國產化,並取得良好應用效果。

借鑒頁岩氣完井技術,開始進行了煤層氣水平井分段壓裂技術的試驗,並在三交區塊獲得成功。目前在柿庄南區塊繼續進行該項技術的試驗應用。

煤層氣多分支水平井修井一直是一項難題,現在開始探索性試驗,包括分支井段井眼坍塌的診斷、二次鑽井導向和儲層傷害控制等。

研究結果表明:水平井煤層段採用PEC篩管完井能有效保護井壁穩定性,減少井眼坍塌,即便排采過程中井眼發生局部垮塌,篩管仍能為煤層氣、水提供良好的流動通道;充氣欠平衡鑽井技術可有效減少煤儲層的污染和損害,保護煤儲層;沿煤層頂/底板鑽水平井可有效避免粉煤、構造煤等井壁穩定性問題,定向射孔分段壓裂可有效溝通煤儲層,釋放儲層應力,實現煤層氣的開采。通過對井眼軌跡和鑽井工藝參數進行優化設計,可增大煤層氣降壓解吸范圍,加快煤層氣解吸,並減少煤儲層傷害。

3.2 新型壓裂液研究方興未艾,成果豐碩

研究壓裂液對儲層傷害機理,根據煤中化學元素組成,研製含有粘土防膨劑的壓裂液及活性水,降低對煤層氣解吸附傷害。

研究認為嵌入傷害和煤粉堵塞裂縫是影響煤儲層長期導流能力的主要影響因素,施工中可採取增加鋪砂濃度、加大支撐劑粒徑、加入分散劑懸浮煤粉等方法。

通過重大專項攻關研製了新型低傷害高效清潔壓裂液,特點是分子量小,300~400;粘度較高,15.0mPa·s;殘渣較少;煤層傷害率低,11.5%;摩阻低,約為清水的30%。研製了新型煤粉分散活性水壓裂液,煤層傷害率低,11.8%,使煤粉在壓裂液中均勻分布,避免施工壓力過高,在返排時,煤粉隨著液排出,避免堵塞裂縫通道。研製了高效適宜的氮氣泡沫壓裂液。

3.3 低密度固井液減少了固井水泥對儲層的傷害

通過重大專項攻關,針對煤儲層井壁易坍塌、鑽井液易污染煤儲層等難題,研發出了中空玻璃微球低密度鑽井液體系。該鑽井液具有良好的流變性和濾失性,泥餅薄而緻密。同時具有很好的抗溫性、抗污染性能、防塌性能、沉降穩定性和保護儲層作用。研製了超低密度水泥漿體系:確定了超低密度水泥漿體系配方。該配方在40℃,24h時抗壓強度達到8.04MPa(超過預期7MPa指標)。在沁南柿庄南區塊成功進行了現場試驗,有效防止了液體對煤儲層的污染。

研製了一種應用於煤礦井下瓦斯抽采孔的可降解鑽井液,生物酶降解加鹽酸酸化的雙重解堵措施可有效地清除可降解鑽井液對煤層氣儲層的傷害,並能恢復甚至提高煤岩氣體滲透率。

開展了煤層氣鑽井井壁穩定機理及鑽井液密度窗口的確定的研究。

3.4 地面集輸工程技術有效增大集輸半徑,實現低成本建設

沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程,研究設計了「分片集輸一級增壓」煤層氣田地面集輸技術,亦稱「枝上枝閥組布站」工藝技術,使煤層氣集輸半徑增大到13km以上。新技術的應用取消了傳統技術中需要建設的無數個有人值守的站,最重要的是極大地改善了流體流動環境,簡化了工藝流程,節省了投資成本。採用汽油煤層氣兩用燃氣發動機新裝置,代替抽油機動力系統,采氣管線採用聚乙烯管(PE管)新材料,節省了工程建設投資。

沁水盆地煤層氣田樊庄區塊採用單井進站方式、增壓工藝及壓力系統優化等地面集輸工藝的優化技術。煤層氣水合物防治技術、低壓輸送不注醇集氣工藝、多井單管串接技術、低壓采氣管網管徑的確定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性復合管的應用等采氣管網優化技術。提出煤層氣田「標准化設計、模塊化建設」,煤層氣田集氣站建設核心是「四統一、一和諧」,即:統一工藝流程、統一設備選型、統一建設標准、統一單體安裝尺寸,保持平面布置與當地環境的和諧發展,實現集氣站功能統一,操作統一。

數字化氣田建設,實現了基於無線、光纜、電纜等多種通訊方式在SCADA系統中的融合,成功地降低了煤層氣田信息化建設和維護過程中自控系統的投資,適合了煤層氣井地處偏遠、井多、井密、低壓、低產等特點。

3.5 煤層氣排采生產技術

實踐表明,合理的排採制度和精細的排采控制是煤層氣井排采技術的核心,定壓排採制度適用於排采初期的排水降壓階段,定產排採制度適宜於穩產階段,分級平穩連續降壓是精細的排采控制的核心。

通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計,引入無級數控抽油機、永久監測壓力,較好地完成了排採的施工及資料錄取的要求,為該區的大規模開發奠定了基礎。

研究煤層氣動液面高度的合理區間及降低速率對開采過程中有效保持井周應力的合理分布,維持或提高儲層滲透率,具有十分重要的意義。

煤層氣井不同階段的產能方程和煤層氣藏井底流壓修正後的計算公式,確定煤層氣井的生產壓差,為煤層氣井合理生產壓差的確定和正常排采提供了技術支撐。

3.6 煤層氣利用技術

煤礦開采過程中排放出大量低濃度煤層氣,提純利用這部分煤層氣對我國能源開發利用和環境保護意義重大,其難點是如何經濟高效地分離CH₄和N₂。

採用低溫精餾法分離提純,分離低濃度含氧煤層氣中氧氣、氮氣,在陽泉石港礦建成年產2萬噸液化(LNG)瓦斯的工廠,在陽泉新景礦神堂嘴建設年產2000萬m³低濃度提純壓縮(CNG)瓦斯工廠,為陽泉市公交車、計程車提供城市低成本壓縮瓦斯,以氣代油。

採用變壓吸附法實現低濃度瓦斯的分離和凈化。該技術2011年3月已在陽泉進行試生產,2011年底5000萬m³CNG工業化生產線將投產。

在國家科技重大專項支持下,中科院理化所和中聯煤層氣公司合作成功研製了10000m³撬裝液化裝置,該項成果適合煤層氣單井產量低特點,將直接在煤層氣井場實現煤層氣液化利用。

3.7 技術仍然是煤層氣勘探開發的瓶頸

煤層氣高滲富集區預測缺乏成熟理論指導,或者說我國煤層氣勘探開發理論還不成熟。

除了沁南以外,我國大部分勘探區煤層氣單井產量低,同一地區單井產量差異大,除了地質和儲層條件外,鑽完井技術和增產改造技術有待試驗形成。如何針對復雜多裂縫煤層特徵,增大鋪砂面積,有效提高儲層導流能力,提高單井產量,是面臨的增產改造的關鍵問題。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁穩定、防止井眼坍塌,高地應力、松軟儲層條件的鑽井完井技術,有待進一步探索試驗。

深煤層高地應力、低滲條件下儲層物性變化,以及由此帶來的鑽井、完井、增產改造技術和工藝參數的一系列變化,是亟待研究的方向。

4 煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源

煤層氣主要通過管道輸送到用戶,約佔85%~90%,少部分採用液化天然氣和壓縮天然氣形式輸送。目前建成煤層氣管道包括端氏—博愛管道、端氏—沁水八甲口管道、晉城煤業集團西區瓦斯東輸管道等,年輸送能力50萬m³。正在建設的韓城—渭南—西安管道、昔陽—太原管道,輸送能力30萬m³。

煤層氣用戶主要為西氣東輸管道用戶,其次向山西省內及沁水煤層氣田周邊省份河南、河北等省供氣,以及韓城、阜新等煤層氣所在地城市供氣。廣泛用於城市燃氣、工業鍋爐燃氣、汽車加氣等天然氣市場。2010年底,我國井下、地面煤層氣產量達到85.3億m³,約占天然氣產量946億m³的9%。煤層氣已成為當地天然氣的最現實的補充能源。

5 煤層氣產業發展展望

根據我國「十二五」煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用規劃,「十二五」末,我國煤層氣產量將達200億~240億m³,其中,地面開採煤層氣100億~110億m³,井下瓦斯抽采量110億~130億m³。煤層氣探明地質儲量將進入快速增長期,到2015年,新增探明地質儲量10000億m³。因此煤層氣將在「十二五」進入快速發展軌道。一是通過「十一五」發展,積累了較好的技術基礎和儲量基礎;二是中石油、中石化、中海油等大公司的積極投入,勘探和開發資金有了根本保證;三是國家科技重大專項的持續支持,為煤層氣勘探開發利用科學技術攻關奠定了堅實基礎,為產業目標實現提供了有力的技術支撐。

感謝趙慶波教授提供相關統計資料。

參考文獻

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I. 煤粉產出與生產故障

煤粉產出與生產傷害主要指細小的煤粉顆粒會堵塞抽油泵吸入口,導致凡爾關閉不嚴,大幅度降低抽油泵的功效。煤粉顆粒不僅會造成生產設備的機械磨損,而且當成分復雜的煤粉顆粒以黏稠膠狀物進入抽油泵內,還會極易造成卡泵故障。煤層氣生產過程中頻繁的檢泵作業會破壞煤層氣井排水采氣的連續性,嚴重影響煤層氣井產氣潛力。此外,當地層流體與煤粉顆粒的液固兩相流進入煤層氣井的井筒後,由於流體運移速度的降低,部分煤粉在自身重力作用下無法有效排出井筒,反而沉入井筒底部,長期大量的煤粉堆積極易導致埋泵故障的發生。煤粉產出相關井下故障主要包括排水不暢、抽油泵漏失、卡泵等。由故障出現的時間順序及嚴重程度差異性可知,排水不暢的強度遞增將導致抽油泵漏失與卡泵的發生。

1.排水不暢

通常煤層氣井抽油泵系統由淺及深依次為「抽油泵+氣錨+繞絲篩管+絲堵」。氣錨可在地層流體進入抽油泵前分離部分氣體,降低氣體對泵效的傷害影響。繞絲篩管是地層流體進入泵筒的過濾器,是保證排水暢通與泵筒清潔的關鍵,其允許流體進入泵筒而阻擋煤粉等固體顆粒。絲堵為密封裝置,可防止大顆粒煤粉和壓裂砂等雜質隨流體進入泵筒。如果單井動液面在抽油泵吸液口以上,且排水強度未有突變,發生排水不暢極有可能是由於產出過多、形狀復雜、顆粒較大的煤粉無法穿過繞絲篩管而附著堵塞其表面,逐漸降低繞絲篩管的過水面積,使流體不能充滿泵筒,導致出液量緩慢降低,排水斷續不暢(圖6-5)。

2.抽油泵漏失

抽油泵漏失是由固體顆粒在抽油泵固定/游動凡爾處堆積聚集而引起凡爾密封不嚴所致。煤層氣井井底固體顆粒主要為煤粉和壓裂砂,而穿透繞絲篩管進入泵筒內的固體顆粒主要以顆粒微小的煤粉為主。如果抽油泵的自潔沖洗及攜帶煤粉能力不足,泵筒內煤粉顆粒將會在凡爾間隙中積聚膠結,使得凡爾密封不嚴,造成不同程度的抽油泵漏失(圖6-6)。

圖6-5 繞絲篩管堵塞

圖6-6 游動凡爾漏失

3.卡泵

大量細粒的煤粉顆粒隨排水過程進入泵筒後會發生沉澱,尤其是通過凡爾進入到活塞上部的煤粉顆粒會填充膠結於抽油桿與活塞之間的空隙,長期聚集將造成活塞卡死在泵筒,無法完成排采抽汲過程,導致卡泵發生(圖6-7)。

圖6-7 卡泵

煤粉產出與卡泵故障導致的修井作業是制約韓城區塊煤層氣井產能穩步提升的關鍵因素。頻繁的修井作業違背了煤層氣井緩慢、穩定、連續的原則,對煤儲層的傷害是不可修復的,對煤層氣井產能造成不可估計的影響。統計韓城區塊示範區內WL1、WL2和韓3井組中共80口煤層氣井的煤粉產出情況,其中75口煤層氣井存在不同程度的煤粉產出問題,而且50口煤層氣井出現過煤粉產出引起的卡泵故障,占統計總數的62.5%(圖6-8)。據不完全統計,上述出現卡泵故障的50口煤層氣井因煤粉問題共計進行過148次修井作業,不僅加大了生產成本,而且對煤儲層的傷害是不可逆的,嚴重影響煤層氣穩定和連續的排采過程,降低了煤層氣單井的產能潛力(魏迎春等,2014)。

圖6-8 韓城區塊示範區煤層氣井煤粉產出情況統計

J. 煤層氣與天然氣混合

要加設備，你說的問題不是很明朗，但是有幾個東西是肯定需要的。
1、監測監控設備：包括流量計、溫度感測器、壓力感測器、濕度儀（通常煤層氣的含濕量很大，幾乎為100%）；
2、加臭設備，比如四氫噻吩之類的，具體的加臭量可以才考當地的《城市燃氣條例》，當燃氣有泄漏的話可以檢測到。
3、如果城市管網要求對煤層氣的露點溫度有要求，就是還需要加除濕裝置。