煤制氣發展現狀與前景分析

A. 中國煤層氣勘探開發現狀與發展前景

徐鳳銀 劉 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周曉紅

（中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028）

摘 要：「清潔化、低碳化」 是全球趨勢。加快煤層氣勘探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣 環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。中國對煤層氣開發力度不斷加大，出台了價格優惠、 稅收優惠、開發補貼、資源管理、礦權保護等一系列鼓勵政策，形成中石油、晉煤集團、中聯煤三大煤層氣 企業，但目前產業整體規模較小。針對礦權問題，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技術上已初步形成適合不同煤階和不同地質條件下煤層氣的勘探開發配套技術，建成了高水平的煤層氣實驗室，並在800m以深地區、低階煤儲層的開發等領域有實質性突破。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過30× 10⁸m³/a，年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力56×10⁸m³/a。截至2011年 6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及 保德四個有利區都緊鄰已有天然氣主幹管線。

中國煤層氣資源豐富，潛力大、前景好，加大研發力度，依靠技術進步，特別建議加強四個方面的工作： 一是根據資源分布研究與調整對策；二是國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強；三是在提高單井 產量和整體效益方面強化技術攻關；四是建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資。這將會大大促 進煤層氣產業快速發展。

關鍵詞：中國；煤層氣；開發；產業；技術；現狀；前景

Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane

Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong

（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）

Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.

By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.

China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.

Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects

引言

煤層氣俗稱瓦斯，成分主要是甲烷，形成於煤化過程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤層水中三種賦存形式，以吸附狀態為主。當煤層生烴量增大或外界溫度、壓力條件改 變時，三種賦存形式可以相互轉化。「清潔化、低碳化」 是全球趨勢，能源轉型和低碳經濟已成為世界 各國經濟社會發展的重要戰略。

煤層氣開發利用具有「一舉三得」 的優越性。首先它是一種清潔、高效、安全的新型能源，燃燒 幾乎不產生任何廢氣，有利於優化能源結構，彌補能源短缺；再者，瓦斯是煤礦安全「第一殺手」，它 的開發有利於煤礦安全生產，減少煤礦瓦斯事故；同時它也是一種強烈溫室效應氣體，溫室效應是CO₂ 的20倍，開發煤層氣可以有效減少溫室效應。總體體現出經濟、安全和環保三大效益。加快煤層氣勘 探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。煤層氣的開采方式分為井下抽采與地面抽采兩種方式。地面抽採在鑽完井、測錄井、壓裂、排采、集輸 工藝上與常規油氣開采技術基本相同。

1 世界煤層氣資源及產業現狀

1.1 資源分布

全世界埋深小於2000m的煤層氣資源量約為260×10¹²m³，主要分布在俄羅斯、加拿大、中國、美 國、澳大利亞等國家（圖1）。

圖1 全世界煤層氣資源分布情況

1.2 產業現狀

目前，美國、加拿大、澳大利亞等 國家煤層氣產業發展趨於成熟。美國自 20世紀80年代以來，有14個含煤盆地 投入煤層氣勘探開發，現已探明可采儲 量3×10¹²m³。2009年，煤層氣生產井 5萬余口，產量542×10⁸m³。煤層氣產 量占天然氣總產量比重日益增大，2009 年煤層氣產量比例達到9％。加拿大煤 層氣產業發展迅猛。1987年開始勘探，2002年規模開發，2009年生產井7700 口，產量達60×10⁸m³。澳大利亞也已 形成工業規模。主要分布在東部悉尼、蘇拉特、鮑恩三個含煤盆地，2005年生產井數1300口，產量 12×10⁸m³，2009年產量達48×10⁸m³。

1.3 技術現狀

通過長期的理論與技術研發，目前國際上形成4大主體技術，4項工程技術。4大主體技術包括： 地質選區理論和高產富集區預測技術，煤層氣儲層評價技術，空氣鑽井、裸眼洞穴完井技術，多分支水 平井鑽井技術。

4項工程技術包括：連續油管鑽井、小型氮氣儲層改造技術，短半徑鑽井和U形水平井技術，注氮 氣、二氧化碳置換煤層氣增產技術，採煤采氣一體化技術。

2 中國煤層氣產業現狀

2.1 勘探開發現狀

受美國、加拿大、澳大利亞等國家煤層氣快速發展的影響，加之國家出台一系列優惠政策，中國煤 層氣開發規模和企業迅速發展，已形成中國石油、晉煤集團、中聯煤三大主要煤層氣生產企業。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過 30×10⁸m³/年，地面抽采實現年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力 56×10⁸m³/a。截至2011年6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。

中國石油：2010年12月，商務部等四部委宣布為進一步擴大煤層氣開采對外合作，新增中國石 油、中國石化以及河南省煤層氣公司三家企業作為第一批試點單位。目前中國石油登記煤層氣資源超過 3×10¹²m³，探明地質儲量佔全國64％，重點分布在沁水、鄂東兩大煤層氣盆地。近幾年來，積極開展 煤層氣前期評價、勘探選區及開發先導試驗，投資力度大幅度增加，發現沁水、鄂東兩大千億立方米規 模以上煤層氣田，逐步形成沁南、渭北、臨汾與呂梁四個區塊的開發格局。截止到2010年底，商品氣 量近4×10⁸m³。

通過幾年的探索，與煤炭企業和地方政府合作，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即： 沁南模式：礦權重疊區協議劃分，分別開發，雙方開展下游合作；潞安模式：整體規劃、分步實施，共 同維護開采秩序，避免重復性投資；三交模式：先採氣、後採煤，共同開發。這些模式得到張德江副總 理和國家有關部委的肯定。

已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及保德四個有利區都緊鄰已有天然氣 主幹管線（圖2）。

建成了高水平的煤層氣實驗室，測試樣品涵蓋全國絕大多數煤層氣勘探開發區，工作量佔全國 80％，技術水平居國內領先。

主要實驗技術包括：含氣量測試技術，等溫吸附測試技術，煤儲層物性分析技術，煤層壓裂傷害測 試技術等。

晉煤集團：到2010年底，完成鑽井2510口，地面抽采產量達到9×10⁸m³。建成寺河-晉城10× 10⁸m³/a輸氣管線；參股建成晉城-博愛輸氣管線。與香港港華共同投資組建煤層氣液化項目日液化量 可達25×10⁴m³；投產120兆瓦煤層氣發電廠。開發地區涉及山西沁水、陽泉、壽陽、西山，甘肅寧 縣，河南焦作等。

中聯煤並中海油：中聯煤目前有礦權面積2×10⁴km²，其中對外合作區塊面積達1.6×10⁴km²。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成國家沁南高技術產業化示範工程，以及端氏國家油氣戰略選區示範 工程。

目前完成鑽井672口，投產230口，日產氣50×10⁴m³。2010年，中海油通過收購中聯煤50％股 份，成功介入煤層氣勘探開發，為發展煤層氣產業打下了基礎。

圖2 中國石油天然氣主幹管網示意圖

阜新煤業：阜新煤炭礦業集團與遼河石油勘探局合作，開展了三種煤層氣合作開采模式，顯著提高 了整體開發效益。三種開發模式包括：未采區短半徑水力噴射鑽井見到實效；動采區應用地面負壓抽采 技術，實現了煤氣聯動開采；采空區穿越鑽井取得成功。2010年已鑽井52口，日產氣10×10⁴m³，商 品氣量3226×10⁴m³，建成CNG站3座，主要供盤錦、阜新市CNG加氣站。

中石化：煤層氣礦權區主要為沁水盆地北部和順區塊及鄂東延川南區塊。2010年完成鑽井34口，產氣84×10⁴m³，目前日產氣近3000m³。2010年，華東局與淮南礦業簽署了 「煤層氣研究開發合作意 向書」，在淮南潘謝礦區優選出100km²有利區塊，共同開發煤層氣資源。2011年，與澳大利亞太平洋 公司在北京簽署了一項框架協議，雙方確立了非約束性關鍵商務條款。

其他：龍門、格瑞克、遠東能源及亞美大陸等合資公司及其它民企紛紛介入煤層氣勘探開發，加大 產能建設規模，其中亞美大陸目前日產氣19.7×10⁴m³。

總體來看，沁水盆地南部成為我國煤層氣開發的熱點，共建產能近25×10⁸m³/a，目前日產氣近 380×10⁴m³，實現大規模管網外輸和規模化商業運營，初步形成產運銷上下游一體化的產業格局。

2.2 政府優惠政策與技術支持

為了鼓勵煤層氣產業發展，中國政府出台了一系列優惠政策，包括價格優惠、稅收優惠、開發補 貼、資源管理及礦權保護等等（表1），取得了明顯效果。

表1 中國政府鼓勵煤層氣產業發展的優惠政策

與此同時，在技術層面也給予了強有力的支持。2007年以來，國家發改委專門組建了煤層氣開發 利用、煤礦瓦斯治理兩個國家工程研究中心，科技部設立了 「大型油氣田及煤層氣開發」 國家科技重 大專項。中國石油成立了專業煤層氣公司，並設立「煤層氣勘探開發關鍵技術與示範工程」 重大科技 專項。這些都為煤層氣產業發展與技術進步創造了條件。

2.3 技術現狀

我國的地質條件和美國等有所區別。目前，煤層氣開發都源於美國最早的理論。隨著規模化深入開 發，現場實驗了很多不同類型煤階和煤體結構、構造條件、水文地質條件下的煤層氣儲存特點。已經證 明，這套理論是否完全適合中國煤層氣地質條件還有待進一步證實。針對中國不同盆地地質條件研發的 不同的勘探開發技術，有些已經取得了突破性進展。

2.3.1 地質上有新認識

有利區評價方法有新突破：通過煤岩特徵、含氣量、滲透率、產氣量等地質綜合研究，建立起富集 高產區評價標准，提出了產能建設區開發單元的劃分標准和方法。

800m以深煤層氣井產量有突破：一般認為，隨著煤層埋深的增加壓力隨之增大，滲透率急劇減小、 產氣量也隨之減少。目前國內商業開發深度都在800m以淺地區。隨著勘探開發的深入推進，800m以 深井也獲得了工業氣流（最高產氣量2885m³/d）（圖3），但煤層產氣規律尚不清楚，正在通過加強研 究及大井組排采試驗得以證實。

圖3 800m以深井排采曲線

煤儲層滲透率普遍較低，儲層保護是關鍵：煤儲存條件的研究是煤層氣開發關鍵的制約因素。沁水 盆地3＃煤滲透率（0.013～0.43）×10^-3μm²，平均0.112×10^-3μm²；鄂東（0.22～12）×10^-3μm²，平均1×10^-3μm²。總體來看，煤層物性差、非均質性強，因此，鑽井過程中加強儲層保護是關鍵。鑽 井、壓裂過程中應盡量採用對井筒周圍煤儲層的危害小的欠平衡鑽井及低傷害壓裂液。

2.3.2 現場管理有新措施

高煤階開發井網井距有新探索。由於我國高煤階煤層氣儲層物性與外國有較大差異，開發證實一直 沿用的300m×300m井距不完全適合，主要表現在高產井數少，達產率低，產量結構不合理。為此，通 過精細地質研究，以提高單井產量為目標，對不同井距產氣效果數值模擬並進行先導試驗，探索了高煤 階煤層氣開發的200m×200m井網和井距。與此同時，在水平井的下傾部位實施助排井也初見成效。

2.3.3 工程技術配套有新進展

三維地震勘探：韓城地區實施100km²三維地震，資料品質明顯好於二維，小斷層的刻畫更加清晰（圖4），有效地指導了井網部署。

圖4 韓城地區三維與二維剖面對比

羽狀水平井鑽井：通過市場化運作，打破了 外國公司在羽狀水平井施工領域的壟斷地位，擺 脫了羽狀水平井鑽井完全依賴外國公司的局面，成本大幅度降低。

壓裂配套工藝：在對煤層實驗分析的基礎 上，結合大量的壓裂實踐，形成以 「變排量、低 傷害」 為原則，「高壓井處理技術、分層壓裂技 術」 等新工藝，採用低密度支撐劑、封上壓下、 一趟管柱分壓兩層等工藝技術。

排采技術：形成緩慢、穩定、長期、連續八 字原則；為培養高產井形成三個關鍵環節：液面 控制、套壓控制、煤粉控制；針對低成本戰略，形成井口排采設備的兩種組合：電動機＋抽油 機，氣動機＋抽油機。

地面集輸處理：標准化設計、模塊化建設、 自動化管理，基本實現低成本高效運營。

2.4 利用現狀

2009年全國建成6家煤層氣液化廠，液化產能260×10⁴m³/d，2010年為300×10⁴m³/d，2020年 可達到700×10⁴m³/d。除此之外，還主要用於低濃度瓦斯發電，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤層氣和煤礦瓦斯開發利用產業體系。

2.5 存在問題

技術上：技術是制約目前產業進展緩慢的主要問題。目前存在的主要問題包括：煤層氣高滲富集區 的控氣因素，符合我國煤層氣地質條件、用以指導生產實踐的開發理論，適合我國地質條件的完井、壓 裂、排采等關鍵技術與相應設備等。

管理上：主要包括：煤層氣、煤炭礦權重疊，先採氣、後採煤、發電上網等政策實施困難較多，對 外合作依賴程度高，自營項目受到限制，管道規模小，市場分散、不確定性大等。

3 煤層氣發展前景與建議

隨著國民經濟的發展，天然氣需求快速增長為煤層氣發展提供了機會。2000年以來，天然氣年均 增長速度達到16％（圖5），2009年底，全國天然氣消費總量875×10⁸m³，2010年，天然氣需求量超 過1400×10⁸m³，供應能力約1000×10⁸m³。2015年，預計天然氣需求量2600×10⁸m³，供應能力只有 1600×10⁸m³，到2020年，天然氣缺口將超過1000×10⁸m³，這就為煤層氣等非常規氣的發展提供了 空間。

3.1 發展前景

據有關規劃，到2015年，全國地面開發煤層氣產量將達到100×10⁸m³；2020年，天然氣產量約 2020×10⁸m³，其中非常規天然氣產量達到620×10⁸m³，地面開發煤層氣將達到200×10⁸m³。

圖5 2000～2008年中國天然氣消費量變化趨勢

與此同時，各相關企業也制定了 「十二五」 發展目標（表2）。

表2 全國重點地區及企業煤層氣地面開發預測表

上述目標能否順利實現，前景如何，勘探開發及產業規模能否迅速發展，主要取決於國家政策的進 一步落實以及幾大主要企業的投入。尤為重要的是這些企業針對煤層氣賦存條件的技術進步與突破，而 非資金問題，這一點必須引起高度重視。中國石油將會進一步加大投入，促進煤層氣產業快速發展。主 要加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個重點產業基地的勘探開發力度，積極探索外圍盆地煤層氣 開發配套技術。預計：2012年新增探明煤層氣地質儲量2000×10⁸m³，為建產能提供資源保障；2013 年建成生產能力45×10⁸m³/年，2015年產量達到45×10⁸m³，商品量40×10⁸m³，成為國內第一煤層氣 生產企業。同時，成為業務技術主導者、規范標准制定者、行業發展領跑者。到2020年，煤層氣商品 量預計達到100×10⁸m³，成為中國石油主營業務重要組成部分和戰略經濟增長點。

3.2 對策與建議

3.2.1 根據資源分布研究與調整對策

全國埋深小於2000m的煤層氣總資源量為36.8×10¹²m³，可采資源量約10.8×10¹²m³。資源量大 於1×10¹²m³盆地有8個，資源量合計28×10¹²m³，佔全國76％，主要分布於中西部地區。埋藏深度小 於1000m的資源量為14×10¹²m³，是目前開發的主要資源。低階煤煤層氣資源量佔43％，但目前主要 開發的是中高階煤煤層氣資源。因此，現在必須加強對西部地區中深層（埋深大於800m）和中低階煤 煤層氣開發的研究與開發試驗力度，力求更大范圍的實質性突破。

3.2.2 國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強

完善相關政策措施，制定煤層氣、煤炭開發統一規劃，做到無縫銜接，切實落實「先採氣、後采 煤」，實現資源充分利用。採煤采氣3種合作方式還需要進一步擴展；積極推進煤層氣產業發展與煤礦 瓦斯防治一體化合作。

3.2.3 在提高單井產量和整體效益方面強化技術攻關

針對煤層氣勘探開發關鍵技術需要加強攻關。進一步研發針對煤層氣地質特點而形成配套合適的鑽 探、壓裂、排采、管輸等專有設施和設備，加大發展羽狀水平井開發關鍵技術力度。

3.2.4 建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資

強化信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復性投資。建立煤層氣行業統一的信息管理系統 是一項非常重要的基礎工作。包括兩方面內涵：企業內部應加強煤層氣田的數字化建設，國家層面應加 強行業技術與產業信息的統計和交流發布，為煤層氣行業提供統一的信息化建設標准。

結束語

低碳經濟是我國能源經濟發展的必由之路。為了從源頭上減少碳排放，引領能源結構和產業多元 化，天然氣供需缺口將長期存在，對煤層氣需求會不斷增加。中國煤層氣資源豐富，目前產業整體規模 小，但潛力大、前景好。加大研發力度，依靠技術進步，將大大促進煤層氣產業快速發展。

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B. 壽陽區塊煤層氣勘探開發現狀、地質特徵及前景分析

王明壽¹王楚峰¹魏永佩²張心勇¹徐文軍¹

（1.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011；2.美國遠東能源公司 北京 100016）

作者簡介：王明壽，男，1966年出生，高級地質師，在職博士生，礦產普查與勘探專業，現在中聯煤層氣有限責任公司工作，多年從事煤炭、煤層氣勘探、生產及科研工作。

摘要 煤層氣的富集與儲層特徵密切相關，並受地質條件的制約。本文在詳細研究煤儲層特徵及煤層氣富集機制的基礎上，分析和總結了沁水盆地北端壽陽區塊煤層氣的勘探開發現狀，並對開發前景進行了初步評價。基於煤岩、煤質、煤體結構及孔滲性、吸附性的觀察和測試，該區煤層表現為厚度大、熱演化程度高，局部發育構造煤、裂隙較發育，吸附性能力強、含氣量高，含氣飽和度偏低。總體來說，適合煤層氣的開發。該區煤層氣的富集主要受控於熱演化史和埋藏史。在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用，生氣強度大；另外，煤層的埋深、頂底板封閉性及水文地質條件都會影響含氣量的大小，煤層氣富集是多因素有效配置的結果。

關鍵詞 煤儲層 含氣量 熱演化 羽狀水平井 壽陽區塊

Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block

Wang Mingshou¹，Wang Chufeng¹，Wei YongPei²，Zhang Xinyong¹，Xu Wenjun¹

（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）

Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.

Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block

引言

壽陽區塊位於山西省北中部、沁水盆地北端（圖1），相鄰的陽泉礦區是我國著名的無煙煤生產基地之一，也是典型的高瓦斯礦區，從1957年就開始煤礦瓦斯抽放與利用工作^[1]。在多年的煤礦生產實踐中，積累了豐富的煤礦瓦斯抽放經驗，是我國煤礦瓦斯抽放和利用最成功的礦區。現建有8座瓦斯抽放站，抽放歷史長，目前年瓦斯抽放量達2×10⁸m³，佔全國第一位^[2]。20世紀80年代初，隨著我國煤層氣勘探開發的興起，壽陽區塊以其良好的資源條件及開發條件成為我國煤層氣開發的熱點。從1996年中國煤田地質總局在韓庄區施工HG1井開始，近十年來先後有多家單位在區內開展煤層氣基礎研究和煤層氣勘探開發試驗工作，施工了10口煤層氣參數井或生產試驗井（包括遠東能源公司施工的3口煤層氣羽狀水平井），煤層氣的勘探開發工作取得了階段性進展。本文對近年來該區塊的煤層氣勘探開發活動進行了總結，針對該地區煤層氣勘探實踐過程中遇到的一些地質技術問題，對該區煤層氣的富集機制和控氣因素進行了探討，以期指導勘探工程部署，從而實現該地區煤層氣開發的突破。

圖2 SY—XX井3號煤層原煤等溫吸附曲線

3.5 煤的滲透性

研究區有8口煤層氣參數井和生產試驗井16層煤進行了注入/壓降測試，取得了較多的煤層滲透率數據，總體來講，煤儲層的滲透性相對較好，介於0.0352～82.84mD，取得的煤層滲透率相差在幾至幾十倍以上，這也從一個側面說明了煤層的非均質性^[6]。

4 煤層氣的富集機制

4.1 煤的熱演化史和埋藏史是煤層氣富集的主要控制因素

大量資料表明，該區煤層氣的富集主要受控於該區煤的熱演化史和埋藏史^[7]，沁水煤田石炭紀、二疊紀時期，該區處於台型穩定均衡沉降階段，沉降速率22.82m/Ma。至三疊紀，地殼沉降速度加快，最大沉降速率達65m/Ma，侏羅紀僅有短暫的微弱沉降，總體以褶皺抬升為主。根據現有資料估算，三疊紀末，該區下煤組埋藏深度約3400m左右，地溫達154℃左右，煤化程度為肥、焦、瘦煤階段，處於生氣高峰期，平均生氣速率為0.8978×10⁸m³/km²·Ma，白堊紀變慢為0.018×10⁸m³/km²·Ma，白堊紀之後，生氣作用基本終止。由於研究區處於緯度34°帶，在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用。因此，該區生氣強度大，陽泉、壽陽、昔陽一帶，生氣強度一般90×10⁸m³/km²以上。綜上所述，研究區於成煤期後，曾有兩次大的熱演化階段，一次為印支期，主要是快速沉降堆積增溫階段。這一階段使石炭紀、二疊紀煤層煤化作用加強，煤級增高，區內大部分區段的煤層都跨越了生氣「門檻」值，進入主要生氣階段（R°_max＞1.0%），大部分地區的煤層達到生氣高峰期（R°_max=＞1.35%），因此，印支期是煤層氣主要生成期。另一次為燕山期，主要為岩漿區域熱增溫階段。

4.2 煤層埋深對煤層氣富集的影響

一般來講，隨著煤層埋深的增加，含氣量增加。表現在平面上由北往南含氣量增加，而在鑽孔中，下組煤含氣量高於上組煤。該區的煤層氣風化帶深度在300m，即在300m以淺，煤層氣成分中甲烷含量一般小於80%。

4.3 煤層頂、底板封閉程度對含氣量的影響

研究表明：煤儲層的頂底板岩性和封蓋性能對含氣量的影響很大，頂底板岩性緻密、封蓋性能好的區域，含氣量高，否則相反，在平面上含氣量低的區域和煤層頂板砂岩帶基本上是重合的。

4.4 水文地質條件對含氣量的影響

煤系地層水在煤層氣的生成、儲集（吸附）和產出的全過程中都起著重要的作用。在控制煤層氣賦存、產出的主要地質因素（含氣量、臨界解吸壓力、儲層壓力、滲透率、內外生裂隙等）中，煤層水作為客觀載體通過與諸多因素的相互作用實現對煤層氣賦存、產出能力的影響^[7]。煤岩儲層壓力表現為煤層水壓力，而常規砂岩儲層壓力則表現為氣體壓力。因此，煤層水壓力的高低反映了煤岩儲層能量的大小。煤岩對甲烷分子的吸附能力主要與溫度和壓力在煤層水壓力作用下，埋深變淺的煤層仍保持了較高的原始含氣量，煤岩儲層中「圈閉」了一定數量的氣體，形成煤層氣藏^[8]。

在研究區，主煤層高含氣量區域與地下水等水位線的局部低窪地帶較吻合。如韓庄井田主煤層含氣量在研究區內是最高的地帶，對比之下，該地帶中奧陶統、太原組、山西組含水層的等水位線均呈現出低窪狀態，地下水明顯滯流是導致韓庄井田主煤層含氣量高的重要原因。

上述規律得到了地下水礦化度、水質類型等分布規律的進一步佐證。韓庄井田一帶存在著中奧陶統灰岩含水層高礦化度中心，礦化度在2000mg/L 以上：太原組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1500mg/L 以上；在山西組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1000mg/L 以上。這一高礦化度區帶與主煤層高含氣量地帶在空間分布上高度一致的規律，進一步揭示出地下水緩流或滯流對煤層氣保存富集的重要作用^[2]。

需要指出的是，沁水盆地北端煤層氣的富集，是以上諸因素綜合作用的結果，只有多種因素的有效配置，才能形成富集的煤層氣藏，在進行選區評價和勘探部署時，一定要全面考慮可能影響含氣量的各種因素。

5 勘探中存在的問題及對策

從1997年中國煤田地質總局施工HG1號煤層氣探井揭開該區的煤層氣勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以說取得了階段性進展，但客觀地講，該區勘探開發的進程緩慢，究其原因，除和近年來煤層氣產業發展的大氣候有關外，還和對該區的地質規律認識水平以及採取的煤層氣完井方式及工藝有一定的關系。

1996～1997年由中國煤田地質總局施工的4口井均布置在韓庄精查區內，由於韓庄精查勘探就是由煤炭隊伍完成的，對地質資料的佔有和研究程度都很高，因此在井位選擇上非常成功，煤層厚度、含氣量等主要參數都非常樂觀，特別是生產試驗井HG6井壓裂後，單井排采最大日產氣量達到1300m³，現在回過頭看，該井應該是比較成功的，但限於當時對煤層氣理論的認識水平和工程技術的局限，如鑽井過程中對儲層污染的重視不夠，排采中沒建立合理的排採制度造成煤層吐砂、埋泵等事故。中聯公司施工的1號探井由於選在煤田勘探空白區內，加上由於地層涌、漏水等原因，並未達到預期目的，而3口井的小井組由於受當時勘探思路的影響選擇在構造高點，加上對該區的水文地質條件研究不夠，正好打在了富水區內，在排采過程中由於裂隙水補給充分，液面長期穩定，加上當時其他因素，最後不得不終止作業。

水平井技術是最近幾年在美國、加拿大、澳大利亞等國家興起的一項有效的煤層氣增產技術，遠東公司在分析總結了該區以往地質和勘探資料的基礎上，決定實施羽狀水平井以期取得突破，從完成的3口井的情況看是比較成功的，但由於羽狀水平井作業成本高，因此在實施之前對綜合地質的研究，包括煤層的機械物理性能、可鑽性、水文地質特徵等非常重要，同時對井眼軌跡區構造的控制（如實施三維地震勘探等）也非常重要。此外，由於涉及多個工種，煤層氣羽狀水平井的施工也是一個系統工程，有效科學的組織管理將會事半功倍。

6 結論

沁水盆地北端煤儲層厚度大，埋深適中；煤的熱演化程度較高，已進入生氣高峰，煤層頂底板封閉性能好，含氣量高；煤儲層裂隙較發育，孔隙以小孔和微孔為主，滲透性較好；煤的吸附性能強，但含氣飽和度偏低。總體來講，該地區煤層氣開發條件良好。

煤層氣的富集受諸多地質條件的控制，是各種因素有效配置的結果，在這些地質因素中，煤的熱演化史和埋藏史起著主導作用。其他因素如頂、底板的封蓋性能、水文地質條件、埋深等也都影響著氣的富集，在選區和勘探部署時要綜合考慮各種因素。在增產措施的選擇上，建議採用傳統垂直井壓裂和羽狀水平井並用的方針，同時嘗試近年來效果好的清潔壓裂液、氮氣泡沫壓裂等先進的工藝和技術。

參考文獻

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C. 煤化工發展前景

一、發展中國煤化工產業的優勢：
1、我國煤炭資源豐富、種類齊全、價格相對低廉 中國已探明可開採煤炭儲量居世界第三， 年產量居世界第 一。品種以褐煤到無煙煤各個煤種， 特別是低變質、中低變質 煤種佔有較大比例。
2、國家政策支持， 政府大力扶持， 企業堅固的資金和技 術後盾 實行「節能優先、立足國內、煤為基礎、多元發展」的能源政策。西部大開發戰略的實施， 為煤化工發展提供了有力的政策支持。 各級政府加大對煤化工項目發展的支持力度， 政策傾斜獲 得更多的資金投入， 不少實力強大的能源企業也審時度勢有選 擇地參與發展煤化工， 加大投資， 重視研發。同時， 外資與民 營資本也在相關政策的支持下大規模進入煤化工行業。 大型高效潔凈加壓氣流床煤氣化裝置， 新工藝超大型甲醇生產裝置， 煤炭直接液化、間接液化裝置， 煤基烯烴 (MTP、MTO) 裝置等各項商業化示範工廠的建成。
3、市場需求有保障， 產業化前景樂觀 新型煤化工產品主要是煤炭液化生產油品燃料， 煤基甲醇、 二甲醚進一步加工生產乙烯、丙烯等。生產上述產品不僅對平 衡我國能源結構， 解決石油短缺具有重大戰略意義， 而且有利 於改變傳統煤化工的產品格局， 實現煤化工和石油化工產品的相互補充。
二、影響煤化工發展的制約因素：
1、周期長、投資高、技術水平高是煤炭化工本身的固有特性， 要將其從不清潔的能源轉化為清潔能源及化工原料， 所需的環節多、流程長、技術要求高、難度 大， 投資高。
2、資源量高度集中 根據 2003 年公布的數據 ，國內煤炭基礎儲量排前 15 名 的省區占總量的 96. 1%， 其中排前 3 位的山西、內蒙和陝西佔 61. 82%， 僅山西就佔有中國煤炭基礎儲量的 31. 29%。 同時， 中國煤炭資源的地區分布還有 2 個特點： 一是煤炭資源儲存與 地區經濟發展水平呈逆向分布， 西煤東運、北煤南運的格局仍 將長期存在； 二是煤炭資源與水資源呈逆向分布， 富煤地區大 都缺水。 3）環境污染嚴重 煤直接燃燒的排放已成為中國環境的主要污染源。目前，我國 SO2 和 CO2 排放量分別居世界第 1 位和第 2 位 ，其中 85% 的 SO2 的排放來自於煤炭的使用。一次能源以煤為主給 中國的環境保護帶來沉重的壓力。 2 發展煤化工面臨的機遇和風險 2.1 機遇 1）目前， 我國經濟正處於工業化發展的中期， 經濟結構 化特徵日趨明顯， 對能源的需求日益增加。同時， 許多替代能源的新技術大部分已有開發成果， 其中許多已商業化或接近商業化。
2、受國際原油、天然氣價格上漲以及國內油氣資源不足、 石油進口日益增加的影響， 加速發展煤化工已成為煤炭和化工行業關注的熱點。
三、目前煤化工行業發展的現狀及其點評，以及未來發展的方向：
目前， 國內部分煤炭企業和產煤地區把建設新型煤化 工工程作為企業和地方經濟發展的方向， 並在加緊實施以煤化工調整產業結構， 走新型工業化道路的戰略。
我國煤炭工業長期以來以結構零散、無序競爭為主要特徵， 傳統的煤化工行業也是高消耗、高污染的行業。以簡單的擴張數量為主， 不注重優化結構、治理污染的粗放式增長模 式造成了煤炭資源的大量浪費。 研發不足導致技術滯後煤化工行業持續發展的支撐力量在於技術進步。
另外，煤化工技術開發尚未被提升至我國經濟發展的戰略地位， 我國煤化工技術與國外先進技術水平還有相當大 的差距， 技術進步速度也比較緩慢。

D. 未來煤炭行業的發展前景如何

2008年以來，受國內多年積累的能源「瓶頸」因素影響及國際金融危機不斷深化等多重因素的作用，國內煤炭市場呈現出極度漲落的特徵。主要成因為，近年來國內經濟顯著的「重工業化」趨勢加劇，經濟主要部類農業和工業發展呈不平衡發展態勢。農產品及主要消費品供應不足，首先導致前半年由cpi持續上漲引導的全面物價上漲，並形成相當嚴重的「泡沫化」價格；而長期依賴外部需求的的工業尤其是加工製造部門的擴張投資，直接造就了能源供應相對不足、價格大幅上行的前提，但一經遭遇外部需求突發性減弱，即暴露產能過剩的弊病。在過剩壓力態勢下，需求難以短期內恢復、價格大幅下滑、工業品利潤率下降、重工行業甚至虧損經營，是未來一定時期內工業行業的主要趨勢。

煤炭下游用煤行業如電力、鋼鐵、化工等行業目前下行的趨勢仍在加劇。雖然短期內政府刺激投資的經濟政策對提振市場信心產生了一定的正面效應，但到發生實質性的影響尚需時日；鋼鐵、電力行業的生產開工雖然相比四季度初有所恢復，但當工業保有資源量增加的情況下，價格仍然將下滑，煤炭需求仍將呈現低位盤整。那麼，影響09年煤炭市場的主導因素有哪些，下面筆者分利空及利好兩方面加以分析：

影響09年煤炭市場的利空因素主要包括：

1、宏觀經濟政策的不穩定性、宏觀調控決策難度在09 年逐漸增大，使09年煤炭市場變數加大。中央政府近期安排的四萬億元投資及在不到一百天內多達5次的貨幣政策調整，旨在通過增加貨幣流動性，從而擴大交易量來擴大內需，遏制工業品需求嚴重不足、價格持續狂跌、就業形勢嚴峻局面，而非對業已過剩的工業行業的重復「追加」投資。政策預期對工業品需求的拉動作用到底有多大，還很模糊。而且值得注意的是，受價格及利潤影響，2008年年內已建成未投產能及在建產能，不穩定的市場及投資恐慌，將導致09年工業產能的閑置率仍將處於一定水平。煤炭下游產能不能充分運行，進一步使煤炭需求低位盤整。

2、在加大投資力度、刺激內需的時候，政府還必須防止投資方向走偏、並形成低水平重復建設的苗頭。一方面，資金使用不當，不僅拉動不了需求，反而會無形中加大貨幣供應量，形成投資陷阱，造成新一論的通貨膨脹；另一方面，投資方向失誤，將直接導致低水平重復建設，為未來一定時期內再次產能過剩埋下禍根。在政府這樣的宏觀經濟路線考慮下，內需不可能象工業投資那樣對刺激經濟增長短期立竿見影，鋼鐵、電力原本產能過剩，煤炭產能過剩也是隨之而發生的事件。

3、鋼鐵、電力等主要用煤行業對明年一季度的需求預期仍不是很樂觀。一方面，一季度正值兩節期間，其下遊行業的放假、開工不足等因素促使產品需求走低，市場再次萎靡；另外，經濟金融危機的影響仍在深化，部分產品出口退稅率雖然調低，但對反傾銷的考慮及外部市場本身難以在短期反彈的因素，仍然決定著國內市場的走勢。

利好因素，主要為：

1、國家已經在12月份出台對礦產品增值稅稅率的調整計劃，從明年一季度開始，礦產品增值稅率統一調整至17%。煤炭產品的增值稅稅率將由原來的13%調高4個百分點，增加煤炭財務成本30元/噸左右（按照700元/噸的價格預算）。另外，國家對煤炭資源的資源稅制改革也呼之欲出，草案是由原來的從量計征改從價徵收，稅率為煤價的5%（可能達到平均30-40元/噸），比以前2.5-3.6元/噸的從價額擴大10多倍。兩項稅收制度的改革將增加煤炭成本 70元/噸左右。稅費的提高，將對煤炭價格形成一定支撐。

2、煤炭產品的不可再生性及初級資源屬性，不允許煤炭價格一直在低水平運行。我國的煤炭資源經過近3-5年的大規模開采，儲量已經大幅減少。20世紀曾經是主采礦區的各大礦業集團目前已把就業及滿足煤炭需求的目光轉向外圍煤田，而本土儲量大多接近枯竭，採掘銜接業已出現深層次矛盾。前半年煤炭價格大幅度上漲，正是煤炭「瓶頸」及採掘矛盾深層次暴露的體現。只不過稅費的調整未及時跟進，明年稅制改革的推進，將進一步使煤炭開採的隱性成本顯性化，反應資源的稀缺程度，進而促進煤炭價格趨於穩定。

總體看來，明年一季度影響煤炭市場的因素多空並存，整體經濟復甦、需求恢復仍然是決定性因素。煤炭資源開采部分隱性成本顯性化，將加大煤炭成本，對煤炭價格形成有力支撐。

E. 中國煤層氣產業發展現狀與技術對策

王一兵¹楊焦生¹王金友²周元剛²鮑清英¹

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院廊坊065007;2.中國石油渤海鑽探公司第二錄井公司天津300457)

摘要:本文通過分析我國煤層氣發展歷程和現狀，總結了我國從上世紀80年代以來煤層氣發展經歷了「前期評價、勘探選區、開發試驗、規模開發」四個階段。在分析我國煤層氣地質條件基礎上，認為已發現的煤層氣田(富集區)煤層普遍演化程度高、滲透率低;總結了適合我國復雜地質條件的煤層氣配套開發技術，包括鑽井完井、儲層保護、水力壓裂、排采控制等，並分析了各種技術的應用效果，認為我國1000m以淺中高煤階煤層氣開發技術基本成熟。在此基礎上預測了我國提高煤層氣開發效果的技術發展方向。

關鍵詞:煤層氣 開發技術 壓裂 排采

基金項目: 國家 973 項目 ( 2009CB219607) 、國家科技重大專項 「大型油氣田及煤層氣開發」課題 33，43( 2011ZX05033 001''，2011ZX05043) 。

作者介紹: 王一兵，男，1966 年 6 月生，2008 年獲中國地質大學 ( 北京) 博士學位，高級工程師，多年從事煤層氣勘探開發綜合研究工作。E mail: wybmcq69@ petrochina. com. cn

The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Instry

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 -- tured.Finally，.

Keywords:CBM;developmenttechnologies;hydraulicfracturing;dewatering

我國煤層氣資源豐富，預測 2000 m 以淺煤層氣資源量 36. 8 萬億 m3( 國土資源部，2006) ，可采資源量約 11 萬億 m3，僅次於俄羅斯和加拿大，超過美國，居世界第三位。規模開發國內豐富的煤層氣資源，可在一定程度上減輕我國對進口石油天然氣的依賴，同時對實現我國能源戰略接替和可持續發展、降低煤礦瓦斯含量和瓦斯排放、減少煤礦瓦斯災害、保護大氣環境具有重要意義。

1 煤層氣規模開發已經起步，初步具備產業雛形

自上世紀 80 年代後期以來，國內石油、煤炭、地礦系統的企業和科研單位，以及一些外國公司，對全國 30 多個含煤區進行了勘探、開發和技術試驗，在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣韓城、大寧—吉縣、柳林—興縣地區、安徽淮北煤田、遼寧阜新煤田等試驗井都獲得了較高的產氣量。截至 2010 年底，全國已累計探明煤層氣地質儲量 3311 億 m3，並針對不同煤階的煤層氣特點，掌握了實驗室分析化驗和地質評價技術，直井/叢式井鑽井完井、多分支水平井鑽井技術，空氣/泡沫鑽井及水平井注氣保壓欠平衡儲層保護技術，注入/壓降試井技術，壓裂增產和排采等技術系列，在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地南部、阜新煤田、鐵法煤田、淮南淮北等地分別獲得了具有經濟價值的穩定氣流，為規模開發准備了可靠的資源、技術條件。

近年國內天然氣市場的快速發展，天然氣基礎管網逐步完善，煤層氣開發迎來前所未有的機遇。特別是 2007 年政府出台了煤層氣開發補貼政策，極大地調動了相關企業投資煤層氣產業的積極性，促進了煤層氣產業的快速發展，近年全國煤層氣開發井由不足百口增加到 5240 余口 ( 含水平井約 100 口) ，建成煤層氣產能約 30 億 m3/ 年，年產氣量超過15 億 m3( 圖 1) ，形成沁南、鄂東 2 大煤層氣區為重點的產業格局。預測到 「十二五」期間，全國地面鑽井開發的煤層氣產量可以達到 100 億 m3以上。

我國煤層氣發展，主要經歷了四個發展階段 ( 圖 2) 。

圖 1 中國歷年煤層氣開發井數與產量圖

圖 2 中國煤層氣發展階段劃分

80年代前期評價階段:在全國30多個煤層氣目標區開展了前期地質評價研究;

1992～2000年勘探選區階段:在江西豐城、湖南冷水江、山西柳林、晉城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陝西韓城等地鑽探煤層氣井，柳林、晉城、阜新開展小井組試驗;

2000～2005年開發試驗階段:在山西沁水、陝西韓城、遼寧阜新開展了開發先導試驗工作;

2006年至今規模開發階段:沁水煤層氣田、鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林區塊、遼寧阜新、鐵法等地煤層氣地面開發初步形成規模並進入商業開發階段，特別是2007年國家出台采政補貼政策，每生產1方煤層氣國家補貼0.2元，極大地調動了生產企業的積極性，紛紛加大投入，煤層氣產業進入快速發展階段。2010年全國煤層氣產量達到15億方。

2 煤層氣開發技術現狀

在多年的勘探開發實踐中，針對我國煤層氣地質特點，逐步探索出適合我國配套工藝技術，如鑽井完井、地面建設、集輸處理等，形成了以中國石油、中聯煤層氣、晉煤集團等大型國有煤業集團、有實力的大型國際能源公司為代表的煤層氣開發實體，以及煤層氣鑽井完井、地面建設、壓縮運輸等煤層氣技術服務隊伍，總體已經具備1000m以淺煤層氣資源開發和產業化發展的條件。

不同演化程度的煤層煤岩性質不同，主要表現在煤岩的壓實程度、機械強度、吸附能力等方面，其含氣性、滲透性、井壁穩定性有很大差別(王一兵等，2006)，因此不同煤階的煤層氣資源要求採用相應的技術手段來開發。經過多年的探索與發展，國內已初步形成針對不同地質條件和煤岩演化程度的煤層氣開發鑽井完井、壓裂改造、排采技術系列。

2.1 鑽井完井技術

2.1.1 中低煤階高滲區空氣鑽井裸眼/洞穴完井開採煤層氣技術

國內低煤階區煤層滲透率一般大於10mD，中煤階高滲區煤層滲透率也能大於5mD，對於此類高滲煤層的煤層氣開采，一般不需壓裂改造(低煤階煤層機械強度低，壓裂易形成大量煤粉堵塞割理)，可對煤層段裸眼下篩管完井或採用洞穴完井方式，根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴，擴大煤層裸露面積，提高單井產量;鑽井施工時採用空氣/泡沫鑽井，既可提高鑽速，又可有效減小煤層污染。

裸眼洞穴完井在國外如美國聖胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了良好效果(趙慶波等，1997，1999)，特別是在高滲、超壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。

常採用的井身結構有兩種:

(1)造洞穴後不下套管，適用於穩定性較好的煤儲層，是目前普遍採用的井身結構;

(2)造洞穴後下入篩管，可適用於穩定性較差的儲層。

這一技術在國內鄂爾多斯盆地東緣中煤階、湖南冷水江、新疆准噶爾南部進行試驗，效果都不理想，需要進一步探索、完善。

2.1.2 中高煤階中滲區大井組直井壓裂開採煤層氣技術

中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5～5mD，採用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在於鑽大井組壓裂後長期、連續抽排，實現大面積降壓後，煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。這一技術在國內應用最廣泛，技術最成熟。沁水盆地南部、鄂爾多斯東緣韓城、三交、柳林地區，遼寧阜新含煤區劉家區塊等大多數深度小於1000m的煤層氣井採用這一技術效果好，多數井獲得了單井日產2000～10000m³/d的穩定氣流，數百口井已穩產5～10年。

2.1.3 中高煤階低滲區多分支水平井開採煤層氣技術

該技術主要適用於機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區，通過鑽多分支井增加煤層裸露面積，溝通天然割理、裂隙，提高單井產量和採收率，效果相當顯著。同時，對於低滲(<0.5mD)薄煤層(<2m)地區，也是解決單井產量低、經濟效益差的主要技術手段。

煤層氣多分支水平井是指在一個或兩個主水平井眼旁側再側鑽出多個分支井眼作為泄氣通道，分支井筒能夠穿越更多的煤層割理裂縫系統，最大限度地溝通裂縫通道，增加泄氣面積和氣流的滲透率，使更多的甲烷氣進入主流道，提高單井產氣量。多分支水平井集鑽井、完井和增產措施於一體(王一兵等，2006)，是開發煤層氣的主要手段之一。該技術具有三大技術優勢:一是可以提高單井產量，約為直井的6～10倍，同時減少鑽前工程、佔地面積、設備搬安、鑽井工作量和鑽井液用量，節約套管和地面管線及氣田管理和操作成本，從而提高開發綜合效益;二是可以加快采氣速度，提高採收率。用直井需要15～20年才能采出可采儲量的80%，但用分支水平井僅需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層氣的採收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管，不壓裂，避免壓裂對煤層頂底板造成傷害，便於後續的採煤，是先採氣後採煤的最佳配套技術。

目前我國在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地等煤層埋深300～800m的地區已完成多分支水平井100餘口，沁水盆地南部單井日產量達到0.8萬～5.5萬m³，最高日產可達到10萬m³，比直井壓裂方法單井產量提高4～10倍。

2.2 儲層保護技術

2.2.1 煤層氣空氣鑽井技術

主要有空氣鑽井和泡沫鑽井技術，主要優點是可實現欠平衡鑽井，煤層損害小、鑽速快、鑽井周期短，綜合鑽井成本低。但空氣/泡沫鑽井也存在局限性，並不是任何地層都適用。由於空氣/泡沫不能攜帶保持井眼穩定的添加劑，所以不能直接用空氣鑽穿不穩定地層。當鑽遇含水層時，岩屑及更細的粉塵會變為段塞。由於液體在環空中出現，會潤濕水敏性頁岩，這會導致井塌而卡鑽。而且濕岩屑會粘附在一起，在鑽桿外壁上形成泥餅環，不能被空氣從環空中帶上來，當填充環空時，阻止了空氣流動並產生卡鑽。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移，它們會堵塞地面設備並且對井壁產生不穩定性效應。因此，空氣鑽井的關鍵在於保持井壁的穩定性。

2.2.2 水平井注氣保壓欠平衡保護技術

多分支水平井主井眼與洞穴井連通後，在水平井眼鑽進過程中，在洞穴直井下入油管，洞穴之上下入封隔器，然後通過油管向洞穴直井注氣，從水平井環空排氣的鑽井液充氣方式，保持水平井眼環空壓力，保證井眼穩定性(圖3)。

圖3 欠平衡鑽井剖面示意圖

空氣壓縮機將空氣從直井注入，壓縮空氣、煤屑與清水鑽井液在高速上返過程中充分混合，形成氣、液、固相三相環空流動。原則上返出混合流體經旋轉頭側流口進入液氣分離器進行分離，混合液流從液體出口流入振動篩，氣體夾雜煤粉從氣流管線進入燃燒管線排放。在燃燒管線出口處，有大排量風機，將排出的氣體盡快吹散。

如果三相分離器分離返出混合流體不明顯，液體為霧狀水滴時將分離器液流管線關閉，從分離器底部沉砂口進行煤屑和廢水的收集和處理，氣體夾雜煤粉從氣體管線進入燃燒管線排放。如果分離器處理能力有限或燃燒管線堵塞，可臨時使用節流管線應急排放混合物。在施工過程中要求地面管線暢通，各種閥門靈活可靠。

2.3 煤層氣井水力壓裂工藝技術

2.3.1 針對煤儲層特徵的壓裂液

壓裂液是煤層水力壓裂改造的關鍵性環節，其主要作用是在目的層張開裂縫並沿裂縫輸送支撐劑，因此著重考慮流體的粘度性質，不僅在裂縫的起裂時，具有較高的粘度，而且在壓裂流體返排時具快速降低的性能。然而，成功的水力壓裂改造技術還要求流體具有其他的性質。除了在裂縫中具有合適的粘度外，在泵送時還應具有低的摩擦阻力，能很好地控制流體濾失，快速破膠，施工結束後迅速返排出來等性能，同時應在經濟上可行。

壓裂液選擇的基本依據是:對煤層氣藏的適應性強，減少壓裂液對儲層的傷害;滿足壓裂工藝的要求，達到盡可能高的支撐裂縫導流能力。根據目前煤層氣井儲層的特點，壓裂液研究應著重考慮以下幾個方面:

儲層溫度25～50℃，井深300～1000m，屬低溫淺井范疇。因此，要求壓裂液易於低溫破膠返排，滿足低溫壓裂液體系的要求，並且也考慮壓裂液的降摩阻問題;煤層氣屬於低孔隙度、低滲特低滲透率儲層，要求壓裂液具有好的助排能力，並且壓裂液徹底破膠;儲層粘土礦物含量小，水敏弱，水化膨脹不是壓裂液的主要問題，但儲層低滲、低孔、壓裂液的破膠返排、降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題;要求壓裂液濾失低，提高壓裂液效率。

為了滿足煤層壓裂大排量、高砂比的施工要求，壓裂液在一定溫度下要具有良好的耐溫、耐剪切性能，以滿足造縫和攜砂的要求;同時提高壓裂液效率，控制濾失量。考慮較低的摩阻壓力損耗，要求壓裂液具有合適的交聯時間，以保證盡可能低的施工泵壓和較大的施工排量;採用適當的破膠劑類型及施工方案，在不影響壓裂液造縫和攜砂能力的條件下，滿足壓後快速破膠返排的需要，以降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害;要求壓裂液具有較低的表面張力，破乳性能好，有利於壓裂液返排;壓裂液在現場應具有可操作性強、使用簡便、經濟有效、施工安全、滿足環保等要求。

2.3.2 煤層壓裂方案優化

針對一個區塊的壓裂方案，優化研究的總體思路是:在目標區塊壓裂地質特點分析的基礎上，針對該區塊主要的地質特點進行各工藝參數的優化研究。首先針對目標區塊的物性特徵確定優化的縫長和導流能力，然後逐一優化各施工參數，包括排量、規模、砂比、前置液百分數等，並且研究提出一系列協助實現優化縫長和導流能力，並保證支撐剖面盡可能實現最優的配套技術措施。

壓裂施工參數的優化是指以優化縫長和導流能力為目標函數，通過三維壓裂分析與設計軟體，優化壓裂施工參數。

前置液量決定了在支撐劑達到端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。合理的前置液量是優化設計的基礎和保證施工成功的前提。前置液用量的設計目標有兩個:一是造出足夠的縫長，二是造出足夠寬度的裂縫，保證支撐劑能夠進入，並保證足夠的支撐寬度，滿足地層對導流能力的需求。

排量的優化對壓裂設計至關重要。研究試驗發現，變排量施工可以對實現預期的縫長和裂縫高度有很好的控制。另一個重要作用是抑制多裂縫的產生，減少近井摩阻，有最新文獻資料表明，通過先進的裂縫實時監測工具的反應，當排量超過一定值時，多裂縫的條數與排量呈正比關系。煤層易產生多裂縫的儲層尤其應該嘗試採取該項技術。

加砂規模優化包括平均砂液比的優化和加砂程序優化。平均砂液比的優化從施工安全形度，即從濾失系數和近井筒摩阻兩個方面考慮，借鑒國內外施工經驗，在煤層可能的濾失系數范圍內，平均砂比20%～25%施工風險低。加砂程序優化必須將壓裂設計研究中所有考慮因素和技術細節充分地體現出來。第一段砂液量的設計至關重要。如起步砂液比過高(或混砂車砂液比計量有誤差)，因開始加砂時可能造縫寬度不足，或起步砂液量過早濾失脫砂，會造成早期砂堵或中後期砂堵的後果;反之，如起步砂液比過低，可能造成停泵後第一批支撐劑還未脫砂，使停泵後裂縫仍有繼續延伸的可能，使裂縫的支撐剖面更不合理。同時，濾失傷害也會增大。因此，起步砂液比的設計很重要。而從施工安全形度考慮，一般的做法是讓第一段支撐劑進入裂縫後先觀察一段時間，如壓力無異常情況，再考慮提高階段砂液比。

2.4 煤層氣井抽排采氣技術

煤層氣以吸附狀態為主，煤層氣的產出機理主要包括脫附、擴散、滲流三個階段(趙慶波等，2001)，煤層氣井產氣需要解決的關鍵問題是:

(1)降低煤層壓力至臨界解吸壓力以下;

(2)保持煤層水力裂縫及天然割理系統內不至於壓力下降過快、過低而致使其滲透率急劇下降;

(3)有一定長的降壓時間。

因此，煤層氣采氣工程應結合不同煤岩特性和室內研究工作，合理確定排采設備，控制動態參數，發揮煤層產氣能力，同時在排采中要控制煤粉產生，減少煤儲層應力敏感性對滲透性的不利影響。

煤層氣井開采中煤粉遷移是普遍存在的現象。為了減少煤粉遷移對排採的影響，排采初期應保持液面緩慢穩定下降，生產階段應避免液面的突然升降和井底壓力激動，控制煤粉爆發，使之均勻產出並保持流動狀態，防止堵塞煤層滲流通道和排采管柱。

煤層具有較強的塑性變形能力，應力敏感性強，在強抽排條件下會引起滲透性下降。為了促使煤層氣井的高效排采(李安啟等，1999)，應保證煤層內流體壓力持續穩定下降，避免由於下降過快導致煤層割理和裂縫閉合引起煤層滲透性的急劇下降。不同煤層具不同的敏感性，需通過實驗和模擬確定最佳的降液速率。如:數值模擬確定晉試7井解吸壓力以上每天降液速度不超過30m，解吸壓力以下每天降液速度不超過10m;井底流壓不低於1MPa。一般控制降液速度每天不超過10m，越接近煤層，降液速度越慢，當液面降至煤層以上20～30m時，穩定液面排采，進入穩定產氣階段後根據實際情況再適當降低液面深度。

3 煤層氣開發技術發展趨勢

與美國、加拿大、澳大利亞等煤層氣工業發展較快的國家相比，我國煤層氣地質條件復雜，主要表現在成煤期早、成煤期多，大部分煤田都經歷多期次構造運動，煤層生氣、運移、保存和成藏規律都很復雜。多年的勘探開發試驗證實，煤層氣富集區分布、高滲區分布都具有很強的不均一性，多數煤層氣富集區滲透率都很低，導致大多數探井試采效果差，勘探成功率低。針對國內煤層氣特點，提高我國煤層氣開采效率的煤層氣開發技術研究應包括以下幾個方向。

3.1 高豐度煤層氣富集區地質評價技術

高豐度煤層氣富集區預測一般是通過地質學、沉積學、構造動力學、地球物理學、地下水動力學、地球化學等多學科聯合研究，結合地震處理與解釋方法，尋找煤層發育、蓋層穩定、成煤期、生氣期與構造運動期次相匹配的適合煤層氣聚集的煤層氣富集區。隨著各地區勘探程度和地質認識程度的提高，一些開發區塊或即將進入開發的區塊，通過二維、三維地震儲層反演與屬性提取方法，在煤層氣富集區預測孔隙、裂縫發育的高滲區，優化開發井網和井位部署，可有效指導煤層氣高效開發。

3.2 提高煤層氣開采效率的技術基礎研究

以高豐度煤層氣富集區為主要研究對象，以煤層氣富集區形成機理和分布規律、開采過程中煤層氣儲層變化、流體相態轉換、滲流和理論相應為重點研究內容，通過化學動力學、滲流力學等多學科聯合與交叉研究，宏觀研究與微觀研究相結合，開展系統的野外工作、測試分析和理論研究。以煤層氣井底壓力響應為主要研究對象，利用多井試井技術和數值模擬技術，從靜態和動態兩個方面開展煤層氣開發井間干擾機理與開發方式優選研究。研究適合我國地質條件的提高煤層氣開采效率的儲層改造基礎理論，將有效指導煤層氣開發技術的進步。

3.3 煤層氣低成本高效鑽井技術研究

針對當前300～1000m深度為主的煤層氣資源，開展空氣鑽井技術攻關，發展車載輕型空氣鑽機。採用岩心實驗、理論分析與生產動態分析相結合的方法，總結以往煤層氣鑽井設計方法和施工工藝，跟蹤國內外多分支水平井、U型井、小井眼短半徑水力噴射鑽井、連續油管鑽井等先進鑽井技術，分析增產效果，優選適用技術。同時，還要考慮超過1000m深度的煤層氣資源的開發技術。

3.4 煤層高效改造技術研究

通過煤層及頂底板力學實驗與壓裂液配伍性實驗數據，分析煤層傷害的主要機理，研發出適合不同地質條件下煤層壓裂的新型壓裂液體系。結合典型含煤盆地煤層的地質特點，探索適合煤層氣壓裂改造的工藝技術。

參考文獻

李安啟，路勇.1999.中國煤層氣勘探開發現狀及問題剖析.天然氣勘探與開發，22(3):40～43

李五忠，王一兵，田文廣等.2006.沁水盆地南部煤層氣可采性評價及有利區塊優選.天然氣，3(5):62～64

王一兵，孫景民，鮮保安.2006.沁水煤層氣田開發可行性研究.天然氣，2(1):50～53

王一兵，田文廣，李五忠等.2006.我國煤層氣選區評價標准探討.地質通報，25(9～10):1104～1107

趙慶波.1999.煤層氣地質與勘探技術［M］.北京:石油工業出版社

趙慶波等.1997.煤層氣勘探開發技術.北京:石油工業出版社

趙慶波等.2001.中國煤層氣勘探.北京:石油工業出版社

F. 煤化工行業發展特點特點及前景

煤化工是以煤為原料，經過化學加工使煤轉化為氣體、液體、固體燃料以及化學品等過程，而以煤炭為原料的相關化工產業被統稱為煤化工。從產業鏈位置來看，煤化工企業分屬於焦炭、煤頭化肥、煤液化、以電石乙炔為原材料的基礎化工幾大類。

煤炭行業正在逐漸探底、煤價大幅下降，煤化工項目運營成本不斷下調，國家層面和地方政府多次出台優惠政策幫助煤企和電企上馬相關產業園，以期能夠幫助企業升級轉型、擺脫困境。

新型煤化工行業在我國仍處於發展的初期階段，核心技術、核心設備的研發製造能力明顯不夠，國企央企在該領域無法實現自負盈虧，知名項目也多以財政補貼勉強維持。

煤化工行業普遍面臨著嚴重的產能過剩問題。根據前瞻產業研究院《2015-2020年中國煤化工產業發展前景預測與投資戰略規劃分析報告前瞻》數據顯示，2011年，我國焦炭產能達到6億噸，而產量僅為4.28億噸;2012年焦炭產量4.43億噸;到2013年，產量達到4.76億噸，即使不考慮新增產能，我國焦炭產能依然過剩明顯。

尿素、電石等行業面臨同樣的問題，產能雖然陸續提高，但由於需求量有限，產量提升速度相對較慢，造成普遍的開工率較低，行業的整體競爭力和抗擊風險能力較低，產能過剩、技術水平低、環境污染大、能耗高，甚至運輸風險等都成為制約行業發展的瓶頸。

未來新型煤化工項目將是重點，雖然國家政策層面的限制因素與地方政府的鼓勵勢頭齊頭並進，但研究認為"十二五"期間煤化工發展勢頭不減。從投入上，各路資本競相角逐;從地域上，中西部煤炭資源豐富地將集中主要投資;從類型上，煤制烯烴與煤制天然氣將是主打項目。

G. 煤化工產業的發展狀況如何

煤化工是以煤為原料，經過化學加工使煤轉化為氣體、液體、固體燃料以及化學品等過程，而以煤炭為原料的相關化工產業被統稱為煤化工。從產業鏈位置來看，煤化工企業分屬於焦炭、煤頭化肥、煤液化、以電石乙炔為原材料的基礎化工幾大類。
煤炭行業正在逐漸探底、煤價大幅下降，煤化工項目運營成本不斷下調，國家層面和地方政府多次出台優惠政策幫助煤企和電企上馬相關產業園，以期能夠幫助企業升級轉型、擺脫困境。
新型煤化工行業在我國仍處於發展的初期階段，核心技術、核心設備的研發製造能力明顯不夠，國企央企在該領域無法實現自負盈虧，知名項目也多以財政補貼勉強維持。
煤化工行業普遍面臨著嚴重的產能過剩問題。根據前瞻產業研究院《2015-2020年中國煤化工產業發展前景預測與投資戰略規劃分析報告前瞻》數據顯示，2011年，我國焦炭產能達到6億噸，而產量僅為4.28億噸;2012年焦炭產量4.43億噸;到2013年，產量達到4.76億噸，即使不考慮新增產能，我國焦炭產能依然過剩明顯。
尿素、電石等行業面臨同樣的問題，產能雖然陸續提高，但由於需求量有限，產量提升速度相對較慢，造成普遍的開工率較低，行業的整體競爭力和抗擊風險能力較低，產能過剩、技術水平低、環境污染大、能耗高，甚至運輸風險等都成為制約行業發展的瓶頸。
未來新型煤化工項目將是重點，雖然國家政策層面的限制因素與地方政府的鼓勵勢頭齊頭並進，但研究認為"十二五"期間煤化工發展勢頭不減。從投入上，各路資本競相角逐;從地域上，中西部煤炭資源豐富地將集中主要投資;從類型上，煤制烯烴與煤制天然氣將是主打項目。

H. 煤制天然氣的前景

國內天然氣供應的缺口正逐年加大，對外依存度更是呈快速上升之勢。據有關數據預測，到2020年，國內天然氣缺口將達1000億立方米。2011年，中國天然氣對外依存度達24%，與2010年12.8%相比，呈成倍增長態勢。這從客觀上加大了對非常規天然氣及替代天然氣的需求力度，除頁岩氣開發力度加大外，煤制天然氣在國家「十二五」戰略中也被寄予厚望。
隨著煤化工行業的蓬勃發展和天然氣消費量的大幅增長，我國煤制天然氣行業取得長足發展，成為煤化工領域投資熱點。2009年，神華集團鄂爾多斯20億立方米煤制天然氣項目奠基，大唐集團阜新40億立方米/年煤制天然氣項目通過了環保部的環評，中海油同煤集團40億立方米/年煤制天然氣項目正式啟動，新汶礦業集團伊犁能源年產100億立方米煤制天然氣一期工程開工建設……。一批投資數額巨大的煤制氣項目陸續上馬，我國煤制天然氣領域呈現良好發展勢頭。
部分數據顯示，未來我國天然氣供不應求的局面將長期存在，而利用煤炭資源相對豐富的特點發展煤制天然氣產業，是緩解我國天然氣供求矛盾的一條有效途徑。煤制天然氣產品的低熱值比國家天然氣質量標准規定的低熱值高17.8%-21%，能量轉化效率高。當石油價格為80美元/bbl時，與進口天然氣、進口LNG相比，煤制天然氣價格具有競爭力。
目前國內天然氣進口量逐年增加，對外依存度亦與日俱增。全世界天下太平遠未到來，如在天然氣進口上依然步進口石油之後塵，則會出現能源安全與否取決於國外的局面。出於國家能源安全之考慮，發展煤制天然氣實乃上策。發展煤制天然氣既可作無天然氣供應地區的氣源，又可作管道天然氣的補充氣源和調峰氣源。一旦多聯產開發成功和應用，則必將最終實現跨行業、多聯產、集團化發展之路。自煤制油的新項目叫停後，煤制天然氣項目相繼出現。隨著我國工業化、城鎮化的發展和人民生活水平的提高，對清潔能源天然氣的需求量迅速增長，天然氣供不應求的局面將會長期存在。利用我國煤炭資源相對豐富的特點發展煤制天然氣產業，補充天然氣資源的不足，是一條緩解我國天然氣供求矛盾的有效途徑，有著廣闊的發展前景。

I. 煤化工中，煤制氣的反應原理什麼，有什麼發展的前途

有製取水煤氣.反應原理：水和熾熱的煤反應（化學方程式C(煤)+H2O(水蒸汽)====CO+H2..提高煤的利用率.減少空氣的環境.還有煤的干餾.干餾的產物是煤炭、煤焦油和煤氣...所得的焦油為芳香烴、雜環化合物的混合物，是工業上獲得芳香烴的重要來源；低溫干餾煤焦油比高溫焦油含有較多烷烴，是人造石油重要來源之一..型煤化工以生產潔凈能源和可替代石油化工的產品為主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油氣、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它與能源、化工技術結合，可形成煤炭——能源化工一體化的新興產業。煤炭能源化工產業將在中國能源的可持續利用中扮演重要的角色，是今後20年的重要發展方向，這對於中國減輕燃煤造成的環境污染、降低中國對進口石油的依賴均有著重大意義。可以說，煤化工行業在中國面臨著新的市場需求和發展機遇