煤层气资源量的计算

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，希望能够帮助到您。

煤层气资源与煤炭资源有着密不可分的内在联系 。由于含煤盆地已经不同程度地进行了煤田勘探，所以在煤层气勘探中为了降低风险和投资 ，首先要收集以往的勘探成果
，掌握物化探及钻孔资料，充分利用煤田勘探及瓦斯测试孔的成果 ，尽可能对煤层地质特征及含气性进行了解
。由于煤田勘探程度不同
，对煤层地质特征和含气情况认识程度也不同，进而使煤层气勘探程度和资源量及储量的可靠性也不同。为了正确评价 ，首先应该分级别计算煤层气资源量和储量 。

虽然煤层气的赋存方式和富集规律不同于常规天然气，勘探方法也有其特点
。但是
，与常规石油天然气勘探一样，煤层气的勘探也具有阶段性 ，首先应当从盆地评价工作开始
，在煤田勘探的基础上进行煤层气区域勘探、预探及评价钻探，由单井试采到井组试验 ，逐步建立起煤层气资源储量序列。下面根据《煤层气资源/储量规范》（DZ/T 0216—2002）的内容
，介绍煤层气储量的计算方法 。

3.4.1 煤层气资源

煤层气资源：指以地下煤层为储集层且具有经济意义的煤层气富集体
。其数量表述分为资源量和储量。

煤层气资源量：指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开采或未来可能开采的 ，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量 。

3.4.2 煤层气地质储量

煤层气地质储量：是指在原始状态下
，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。

原始可采储量（简称可采储量）：是地质储量的可采部分，指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下 ，采用现有的技术
，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终采出的煤层气数量
。

经济可采储量：是原始可采储量中经济的部分，指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下 ，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出
，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可采储量是累计产量和剩余经济可采储量之和 。

剩余经济可采储量：指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术 ，从指定的时间算起
，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量
。

3.4.3 煤层气资源/储量的分类与分级

3.4.3.1 分类分级原则

煤层气储量的分类以在特定的政策 、法律
、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则 ，在不同的勘查阶段通过技术经济评价
，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的3大类。分级以煤层气资源的地质认识程度的高低作为基本原则，根据勘查开发工程和地质认识程度的不同 ，将煤层气资源量分为待发现的和已发现的两级 。已发现的煤层气资源量
，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的 、控制的和探明的3级
。可采储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

3.4.3.2 分类

经济的：在当时的市场经济条件下 ，生产和销售煤层气在技术上可行
、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求 。

次经济的：在当时的市场经济条件下
，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的 ，但在经济环境改变或政府给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的
。

内蕴经济的：在当时的市场经济条件下
，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的 ，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。

3.4.3.3 分级

预测的：初步认识了煤层气资源的分布规律
，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数 。因没有进行排采试验，仅有一些含煤性 、含气性参数井工程 ，大部分储层参数条件是推测得到的
，煤层气资源的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2
。

控制的：基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律 ，开采技术条件基本得到了控制
，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能 ，因此煤层气资源可靠程度不高
，储量的可信系数为0.5左右 。

探明的：查明了煤层气藏的地质特征
、储层及其含气性的展布规律和开采技术条件（包括储层物性、压力系统和气体流动能力等）；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源及可采性。煤层气资源的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9
。

剩余的探明经济可采储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：①已开发的 ，是指从探明面积内的现有井中预期采出的煤层气数量；②待开发的，是指从探明面积内的未钻井区或现有井加深到另一储层中预期可以采出的煤层气数量。

3.4.3.4 煤层气资源储量分类 、分级体系

根据煤层气资源储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系
，建立煤层气资源储量分类和分级体系（表3.5） 。

表3.5 煤层气资源/储量分类与分级体系

3.4.4 煤层气资源储量计算

3.4.4.1 储量起算条件和计算单元

（1）储量起算条件

煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量
。根据国内平均条件 ，所确定的单井平均产量下限值见表3.6。表3.7中所给出的各级储量勘查程度和认识程度是储量计算应达到的基本要求 。

表3.6 储量起算单井产量下限标准

表3.7 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

（2）储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏
，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算
。计算单元在平面上一般称区块 ，面积很大的区块可细分井块（或井区）
，同一区块应基本具有相同或相似的构造条件
、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元 ，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量
，关于风化带的各项指标参照《煤炭资源地质勘探规范》。

（3）储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界 ，如断层、地层变化（变薄 、尖灭
、剥蚀、变质等） 、含气量下限
、煤层净厚下限（0.5～0.8 m）等边界确定（对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整）；若未查明地质边界
，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定 。煤层含气量下限值（见表3.8）也可根据具体条件进行调整 ，如煤层厚度不同时应适当调整
。

表3.8 煤层含气量下限标准

3.4.4.2 储量计算方法

（1）地质储量计算

A.类比法

类比法主要利用与已开发煤层气田（或相似储层）的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其他方法进行储量计算 。类比法可用于预测地质储量的计算
。

B.体积法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法
，适用于各个级别煤层气地质储量的计算，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识 ，也取决于有关参数的精度和数量。

体积法的计算公式为

Gi＝ 0.01 AhDCad

或

煤成（型）气地质学

式中：Cad＝100Cdaf（100－Mad－Ad）；Gi为煤层气地质储量
，108m3；A为煤层含气面积，km2；h为煤层净厚度 ，m；D为煤的空气干燥基质量密度（煤的容重）
，t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；Ddaf为煤的干燥无灰基质量密度 ，t/m3；Cdaf为煤的干燥无灰基含气量
，m3/t；Mad为煤中原煤基水分，%；Ad为煤中灰分 ，% 。

（2）可采储量计算

A.数值模拟法

数值模拟法是煤层气可采储量计算的一个重要方法
，这种方法是在计算机中利用专用软件（称为数值模拟器）对已获得的储层参数和早期的生产数据（或试采数据）进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可采储量。

数据模拟器选择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气 、水两相流体的3种流动方式（解吸
、扩散和渗流）及其相互作用过程 ，以及煤体岩石力学性质和力学表现等
。

储层描述：是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础
，描述应该包括基础地质、储层物性 、储层流体及生产动态等4个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。

历史拟合与产能预测：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算 ，将计算所得气
、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合 。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时
，即可建立气藏模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的煤层气累计总产量 ，即煤层气可采储量
。

根据资料的掌握程度和计算精度
，储层模拟法的计算结果可作为控制可采储量和探明可采储量。

B.产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律 、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后 ，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算 。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法
，运用产量递减法必须满足以下几个条件：

1）有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；

2）可以明确界定气井的产气面积；

3）产量-时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

4）必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响
。

产量递减法可以用于探明可采储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段 ，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。

C.采收率计算法

可采储量也可以通过计算气藏采收率来计算
，计算公式为

煤成（型）气地质学

式中：Gr为煤层气可采储量，108m3；Gi为煤层气地质储量 ，108m3；Rf为采收率，% 。

煤层气采收率（Rf）可以通过以下几种方法计算：

1）类比法：根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出
，只能用于预测可采储量计算
。

2）储层模拟法：在储层模拟产能曲线上直接计算，可用于控制可采储量和探明可采储量的计算。

煤成（型）气地质学

式中：GPL为气井累计气体产量 ，108m3；Giw为井控范围内的地质储量
，108m3 。

3）等温吸附曲线法：在等温吸附曲线上通过废弃压力计算，只能用于预测可采储量的计算 ，也可以作为控制可采储量计算的参考
。

煤成（型）气地质学

式中：Cgi为原始储层条件下的煤层气含量
，m3/t；Cga为废弃压力条件下的煤层气含量，m3/t。

4）产量递减法：在已获得稳定递减斜率的产量递减曲线上直接计算 ，可用于探明可采储量的计算 。

煤成（型）气地质学

式中：GPL为气井累计气体产量
，108m3；Giw为井控范围内的地质储量，108m3。

3.4.5 煤层气资源储量计算参数的选用和取值

3.4.5.1 体积法参数确定

（1）煤层含气面积（简称含气面积）

含气面积是指单井煤层气产量达到产量下限值的煤层分布面积
。应充分利用地质
、钻井、测井 、地震和煤样测试等资料综合分析煤层分布的地质规律和几何形态 ，在钻井控制和地震解释综合编制的煤层顶
、底板构造图上圈定
，储层的井（孔）控程度应达到表3.13和表3.7所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

钻井和地震综合确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭 、剥蚀等地质边界；达不到产量下限的煤层净厚度下限边界；含气量下限边界和瓦斯风化带边界 。

煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时 ，主要以煤层气井外推圈定
。探明面积边界外推距离不大于表3.13规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况（假定表3.13规定距离为1个井距）：①仅有1口井达到产气下限值时
，以此井为中心外推1/2井距；②在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距 ，可分别以这两口井为中心外推1/2井距；③在有多口相邻井达到产气下限值时
，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时 ，井间所有面积都计为探明面积
，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；④在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时 ，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。

由于各种原因也可由矿权区边界
、自然地理边界或人为储量计算线等圈定 。作为探明面积边界距离煤层气井不大于表3.13规定井距的0.5～1.0倍
。

（2）煤层有效（净）厚度（简称有效厚度或净厚度）

煤层有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚度
，又称为净厚度。探明有效厚度应按如下原则确定：①应是经过煤层气井试采证实已达到储量起算标准，未进行试采的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；②井（孔）控程度应达到表3.13井距要求 ，一般采用面积权衡法取值；③有效厚度应主要根据钻井取心或测井划定
，井斜过大时应进行井位和厚度校正；④单井有效厚度下限值为0.5～0.8 m（视含气量大小可作调整），夹矸层起扣厚度为0.05～0.10 m 。

（3）煤质量密度

煤质量密度分为纯煤质量密度和视煤质量密度 ，在储量计算中分别对应不同的含气量基准
。测定方法见GB 212—91《煤的工业分析方法》。

（4）煤含气量

可采用干燥无灰基或空气干燥基两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：

煤成（型）气地质学

式中：Cad为煤的空气干燥基含气量
，m3/t；Cdaf为煤的干燥无灰基含气量，m3/t；Mad为煤中原煤基水分 ，%；Ad为煤中灰分
，% 。

但是，为了保证计算结果的准确性 ，最好采用原煤基含气量计算煤层气储量
。原煤基含气量需要在空气干燥基含气量的基础上进行平衡水分和平均灰分校正
，校正公式为：

煤成（型）气地质学

式中：Cc为煤的原煤基含气量，m3/t；Cad为煤的空气干燥基含气量 ，m3/t；Aav为煤的平均灰分
，%；Meq为煤的平衡水分，%；β为空气干燥基含气量与（灰分＋水分）相关关系曲线斜率。

各种基准煤层气含量及平衡水分测定参照美国矿务局USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法 。

煤层气含量确定原则如下：

1）计算探明地质储量时 ，应采用现场煤心直接解吸法（美国矿业局USBM法）的实测含气量
，煤田勘查煤心分析法（煤炭行业标准MT/T 77—94）测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。采样间隔：煤层厚度10 m以内 ，每0.5～1.0 m 1个样；煤层厚度10 m以上，均匀分布10个样以上（可每2 m或更大间隔1个样）
。井（孔）控程度达到表3.13规定井距的1.5～2.0倍
，一般采用面积权衡法取值，用校正井圈出的大于邻近煤层气井的等值线 ，所高于的含气量值不参与权衡。

2）计算未探明地质储量时
，可采用现场煤心直接解吸法和煤田勘查煤心分析法（MT/T 77—94煤层气测定方法）测定的含气量 。与邻近的、地质条件和煤层煤质相似的地区类比求得的含气量，可用于预测地质储量计算
。必要时也可根据煤质和埋深估算含气量 ，估算的含气量可用于预测地质储量的计算。

3）矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层 、顶底板和邻近层以及采空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测资源量时含气量的参考值 。用于瓦斯突出防治的等温吸附曲线虽然也能提供煤层气容量值
，但在参考引用时必须进行水分和温度等方面的校正，校正后可用于推测资源量计算
。

4）煤层气成分测定参见 GB/T 13610—92 气体组分分析方法。煤层气储量应根据气体成分的不同分类计算 。一般情况下 ，参与储量计算的煤层气含量测定值中应剔除浓度超过10%的非烃气体成分
。

3.4.5.2 数值模拟法和产量递减法参数的确定

数值模拟法和产量递减法参数
，如气水性质
、煤质与组分、储层物性 、等温吸附特征
、温度、压力和气水产量等，参照GB 212—91 ，GB/T 13610—92及有关标准执行。

3.4.5.3 储量计算参数取值

1）储量计算中的参数可由多种资料和多种方法获得
，在选用时应详细比较它们的精度和代表性进行综合选值，并在储量报告中论述确定参数的依据 。

2）计算地质单元的参数平均值时 ，煤层厚度原则上应根据实际构造发育规律，采用等值线面积平衡法或井点控制面积权衡法
，但在煤田勘查的详查区和精查区可直接采用算术平均法计算，其他参数一般应采用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算
。

3）各项参数名称 、符号、单位及有效位数见表3.13的规定 ，计算中一律采用四舍五入进位法。

4）煤层气储量应以标准状态（温度20℃
，压力0.101 MPa）下的干燥体积单位表示 。

3.4.6 煤层气储量评价

3.4.6.1 地质综合评价

（1）储量规模

按储量规模大小，将煤层气田的地质储量分为4类（表3.9）。

（2）储量丰度

按煤层气田的储量丰度大小 ，将煤层气田的地质储量丰度分为4类（表3.10）
。

表3.9 储量规模分类

表3.10 储量丰度分类

（3）产能

按气井的稳定日产量
，将气藏的产能分为4类（表3.11）。

（4）埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类（表3.12） 。

表3.11 煤层气井产能分类

表3.12 煤层气藏埋深分类

3.4.6.2 经济评价

1）采用净现值分析法对煤层气勘查开发各阶段所提交的各级储量在未来开发时的费用和效益进行预测 ，分析论证其财务可行性和经济合理性优选勘探开发项目
，以获得最佳的经济效益和社会效益
。

2）储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量均应进行相应的经济评价。

3）所有申报的探明储量必须进行经济评价 。

4）经济评价中关于投资
、成本和费用的估算应依据煤层气田的实际情况 ，充分考虑同类已开发或邻近煤层气田当年的统计资料
。

5）对新气田煤层气井产能的预测
，必须有开发部门编制的开发概念设计作为依据，平均单井稳定日产量可依据储层数值模拟做专门的论证。

表3.13 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井（孔）控要求

建议进一步阅读

1.宋岩 ，张新民等.2005.煤层气成藏机制及经济开采理论基础.北京：科学出版社，1～9

2.赵庆波等.1999.煤层气地质与勘探技术.北京：地质出版社
，45～53

3.张新民等.2002.中国煤层气地质与资源评价.北京：科学出版社，51～61

4.中华人民共和国国土资源部.2003.中华人民共和国地质矿产行业标准（DZ/T 0216—2002）.煤层气资源/储量规范.北京：地质出版社

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
。

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