煤制气发展现状与前景分析

A. 中国煤层气勘探开发现状与发展前景

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红

（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 10⁸m³/a，年产量15×10⁸m³，商品气量11.8×10⁸m³。建成管输、压缩/液化能力56×10⁸m³/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×10⁴m³。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。

中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。

关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；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

煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。

煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO₂ 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。

1 世界煤层气资源及产业现状

1.1 资源分布

全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×10¹²m³，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×10¹²m³。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×10⁸m³。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×10⁸m³。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×10⁸m³，2009年产量达48×10⁸m³。

1.3 技术现状

通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。

4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。

2 中国煤层气产业现状

2.1 勘探开发现状

受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×10⁸m³/年，地面抽采实现年产量15×10⁸m³，商品气量11.8×10⁸m³。建成管输、压缩/液化能力 56×10⁸m³/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×10⁴m³。

中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×10¹²m³，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×10⁸m³。

通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。

已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。

建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。

主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。

晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×10⁸m³。建成寺河-晋城10× 10⁸m³/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×10⁴m³；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。

中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×10⁴km²，其中对外合作区块面积达1.6×10⁴km²。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。

目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×10⁴m³。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。

图2 中国石油天然气主干管网示意图

阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×10⁴m³，商 品气量3226×10⁴m³，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。

中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×10⁴m³，目前日产气近3000m³。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km²有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。

其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×10⁴m³。

总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×10⁸m³/a，目前日产气近 380×10⁴m³，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。

2.2 政府优惠政策与技术支持

为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。

表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策

与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。

2.3 技术现状

我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。

2.3.1 地质上有新认识

有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。

800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m³/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。

图3 800m以深井排采曲线

煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10^-3μm²，平均0.112×10^-3μm²；鄂东（0.22～12）×10^-3μm²，平均1×10^-3μm²。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。

2.3.2 现场管理有新措施

高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。

2.3.3 工程技术配套有新进展

三维地震勘探：韩城地区实施100km²三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。

压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。

排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。

地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。

2.4 利用现状

2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×10⁴m³/d，2010年为300×10⁴m³/d，2020年 可达到700×10⁴m³/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。

2.5 存在问题

技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。

管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。

3 煤层气发展前景与建议

随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×10⁸m³，2010年，天然气需求量超 过1400×10⁸m³，供应能力约1000×10⁸m³。2015年，预计天然气需求量2600×10⁸m³，供应能力只有 1600×10⁸m³，到2020年，天然气缺口将超过1000×10⁸m³，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。

3.1 发展前景

据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×10⁸m³；2020年，天然气产量约 2020×10⁸m³，其中非常规天然气产量达到620×10⁸m³，地面开发煤层气将达到200×10⁸m³。

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。

表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表

上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×10⁸m³，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×10⁸m³/年，2015年产量达到45×10⁸m³，商品量40×10⁸m³，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×10⁸m³，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。

3.2 对策与建议

3.2.1 根据资源分布研究与调整对策

全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×10¹²m³，可采资源量约10.8×10¹²m³。资源量大 于1×10¹²m³盆地有8个，资源量合计28×10¹²m³，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×10¹²m³，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。

3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强

完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。

3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关

针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。

3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资

强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。

结束语

低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。

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B. 寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析

王明寿¹王楚峰¹魏永佩²张心勇¹徐文军¹

（1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011；2.美国远东能源公司 北京 100016）

作者简介：王明寿，男，1966年出生，高级地质师，在职博士生，矿产普查与勘探专业，现在中联煤层气有限责任公司工作，多年从事煤炭、煤层气勘探、生产及科研工作。

摘要 煤层气的富集与储层特征密切相关，并受地质条件的制约。本文在详细研究煤储层特征及煤层气富集机制的基础上，分析和总结了沁水盆地北端寿阳区块煤层气的勘探开发现状，并对开发前景进行了初步评价。基于煤岩、煤质、煤体结构及孔渗性、吸附性的观察和测试，该区煤层表现为厚度大、热演化程度高，局部发育构造煤、裂隙较发育，吸附性能力强、含气量高，含气饱和度偏低。总体来说，适合煤层气的开发。该区煤层气的富集主要受控于热演化史和埋藏史。在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用，生气强度大；另外，煤层的埋深、顶底板封闭性及水文地质条件都会影响含气量的大小，煤层气富集是多因素有效配置的结果。

关键词 煤储层 含气量 热演化 羽状水平井 寿阳区块

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

寿阳区块位于山西省北中部、沁水盆地北端（图1），相邻的阳泉矿区是我国著名的无烟煤生产基地之一，也是典型的高瓦斯矿区，从1957年就开始煤矿瓦斯抽放与利用工作^[1]。在多年的煤矿生产实践中，积累了丰富的煤矿瓦斯抽放经验，是我国煤矿瓦斯抽放和利用最成功的矿区。现建有8座瓦斯抽放站，抽放历史长，目前年瓦斯抽放量达2×10⁸m³，占全国第一位^[2]。20世纪80年代初，随着我国煤层气勘探开发的兴起，寿阳区块以其良好的资源条件及开发条件成为我国煤层气开发的热点。从1996年中国煤田地质总局在韩庄区施工HG1井开始，近十年来先后有多家单位在区内开展煤层气基础研究和煤层气勘探开发试验工作，施工了10口煤层气参数井或生产试验井（包括远东能源公司施工的3口煤层气羽状水平井），煤层气的勘探开发工作取得了阶段性进展。本文对近年来该区块的煤层气勘探开发活动进行了总结，针对该地区煤层气勘探实践过程中遇到的一些地质技术问题，对该区煤层气的富集机制和控气因素进行了探讨，以期指导勘探工程部署，从而实现该地区煤层气开发的突破。

图2 SY—XX井3号煤层原煤等温吸附曲线

3.5 煤的渗透性

研究区有8口煤层气参数井和生产试验井16层煤进行了注入/压降测试，取得了较多的煤层渗透率数据，总体来讲，煤储层的渗透性相对较好，介于0.0352～82.84mD，取得的煤层渗透率相差在几至几十倍以上，这也从一个侧面说明了煤层的非均质性^[6]。

4 煤层气的富集机制

4.1 煤的热演化史和埋藏史是煤层气富集的主要控制因素

大量资料表明，该区煤层气的富集主要受控于该区煤的热演化史和埋藏史^[7]，沁水煤田石炭纪、二叠纪时期，该区处于台型稳定均衡沉降阶段，沉降速率22.82m/Ma。至三叠纪，地壳沉降速度加快，最大沉降速率达65m/Ma，侏罗纪仅有短暂的微弱沉降，总体以褶皱抬升为主。根据现有资料估算，三叠纪末，该区下煤组埋藏深度约3400m左右，地温达154℃左右，煤化程度为肥、焦、瘦煤阶段，处于生气高峰期，平均生气速率为0.8978×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪变慢为0.018×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪之后，生气作用基本终止。由于研究区处于纬度34°带，在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用。因此，该区生气强度大，阳泉、寿阳、昔阳一带，生气强度一般90×10⁸m³/km²以上。综上所述，研究区于成煤期后，曾有两次大的热演化阶段，一次为印支期，主要是快速沉降堆积增温阶段。这一阶段使石炭纪、二叠纪煤层煤化作用加强，煤级增高，区内大部分区段的煤层都跨越了生气“门槛”值，进入主要生气阶段（R°_max＞1.0%），大部分地区的煤层达到生气高峰期（R°_max=＞1.35%），因此，印支期是煤层气主要生成期。另一次为燕山期，主要为岩浆区域热增温阶段。

4.2 煤层埋深对煤层气富集的影响

一般来讲，随着煤层埋深的增加，含气量增加。表现在平面上由北往南含气量增加，而在钻孔中，下组煤含气量高于上组煤。该区的煤层气风化带深度在300m，即在300m以浅，煤层气成分中甲烷含量一般小于80%。

4.3 煤层顶、底板封闭程度对含气量的影响

研究表明：煤储层的顶底板岩性和封盖性能对含气量的影响很大，顶底板岩性致密、封盖性能好的区域，含气量高，否则相反，在平面上含气量低的区域和煤层顶板砂岩带基本上是重合的。

4.4 水文地质条件对含气量的影响

煤系地层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。在控制煤层气赋存、产出的主要地质因素（含气量、临界解吸压力、储层压力、渗透率、内外生裂隙等）中，煤层水作为客观载体通过与诸多因素的相互作用实现对煤层气赋存、产出能力的影响^[7]。煤岩储层压力表现为煤层水压力，而常规砂岩储层压力则表现为气体压力。因此，煤层水压力的高低反映了煤岩储层能量的大小。煤岩对甲烷分子的吸附能力主要与温度和压力在煤层水压力作用下，埋深变浅的煤层仍保持了较高的原始含气量，煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体，形成煤层气藏^[8]。

在研究区，主煤层高含气量区域与地下水等水位线的局部低洼地带较吻合。如韩庄井田主煤层含气量在研究区内是最高的地带，对比之下，该地带中奥陶统、太原组、山西组含水层的等水位线均呈现出低洼状态，地下水明显滞流是导致韩庄井田主煤层含气量高的重要原因。

上述规律得到了地下水矿化度、水质类型等分布规律的进一步佐证。韩庄井田一带存在着中奥陶统灰岩含水层高矿化度中心，矿化度在2000mg/L 以上：太原组含水层中，这一地带矿化度最高，在1500mg/L 以上；在山西组含水层中，这一地带矿化度最高，在1000mg/L 以上。这一高矿化度区带与主煤层高含气量地带在空间分布上高度一致的规律，进一步揭示出地下水缓流或滞流对煤层气保存富集的重要作用^[2]。

需要指出的是，沁水盆地北端煤层气的富集，是以上诸因素综合作用的结果，只有多种因素的有效配置，才能形成富集的煤层气藏，在进行选区评价和勘探部署时，一定要全面考虑可能影响含气量的各种因素。

5 勘探中存在的问题及对策

从1997年中国煤田地质总局施工HG1号煤层气探井揭开该区的煤层气勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以说取得了阶段性进展，但客观地讲，该区勘探开发的进程缓慢，究其原因，除和近年来煤层气产业发展的大气候有关外，还和对该区的地质规律认识水平以及采取的煤层气完井方式及工艺有一定的关系。

1996～1997年由中国煤田地质总局施工的4口井均布置在韩庄精查区内，由于韩庄精查勘探就是由煤炭队伍完成的，对地质资料的占有和研究程度都很高，因此在井位选择上非常成功，煤层厚度、含气量等主要参数都非常乐观，特别是生产试验井HG6井压裂后，单井排采最大日产气量达到1300m³，现在回过头看，该井应该是比较成功的，但限于当时对煤层气理论的认识水平和工程技术的局限，如钻井过程中对储层污染的重视不够，排采中没建立合理的排采制度造成煤层吐砂、埋泵等事故。中联公司施工的1号探井由于选在煤田勘探空白区内，加上由于地层涌、漏水等原因，并未达到预期目的，而3口井的小井组由于受当时勘探思路的影响选择在构造高点，加上对该区的水文地质条件研究不够，正好打在了富水区内，在排采过程中由于裂隙水补给充分，液面长期稳定，加上当时其他因素，最后不得不终止作业。

水平井技术是最近几年在美国、加拿大、澳大利亚等国家兴起的一项有效的煤层气增产技术，远东公司在分析总结了该区以往地质和勘探资料的基础上，决定实施羽状水平井以期取得突破，从完成的3口井的情况看是比较成功的，但由于羽状水平井作业成本高，因此在实施之前对综合地质的研究，包括煤层的机械物理性能、可钻性、水文地质特征等非常重要，同时对井眼轨迹区构造的控制（如实施三维地震勘探等）也非常重要。此外，由于涉及多个工种，煤层气羽状水平井的施工也是一个系统工程，有效科学的组织管理将会事半功倍。

6 结论

沁水盆地北端煤储层厚度大，埋深适中；煤的热演化程度较高，已进入生气高峰，煤层顶底板封闭性能好，含气量高；煤储层裂隙较发育，孔隙以小孔和微孔为主，渗透性较好；煤的吸附性能强，但含气饱和度偏低。总体来讲，该地区煤层气开发条件良好。

煤层气的富集受诸多地质条件的控制，是各种因素有效配置的结果，在这些地质因素中，煤的热演化史和埋藏史起着主导作用。其他因素如顶、底板的封盖性能、水文地质条件、埋深等也都影响着气的富集，在选区和勘探部署时要综合考虑各种因素。在增产措施的选择上，建议采用传统垂直井压裂和羽状水平井并用的方针，同时尝试近年来效果好的清洁压裂液、氮气泡沫压裂等先进的工艺和技术。

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C. 煤化工发展前景

一、发展中国煤化工产业的优势：
1、我国煤炭资源丰富、种类齐全、价格相对低廉 中国已探明可开采煤炭储量居世界第三， 年产量居世界第 一。品种以褐煤到无烟煤各个煤种， 特别是低变质、中低变质 煤种占有较大比例。
2、国家政策支持， 政府大力扶持， 企业坚固的资金和技 术后盾 实行“节能优先、立足国内、煤为基础、多元发展”的能源政策。西部大开发战略的实施， 为煤化工发展提供了有力的政策支持。 各级政府加大对煤化工项目发展的支持力度， 政策倾斜获 得更多的资金投入， 不少实力强大的能源企业也审时度势有选 择地参与发展煤化工， 加大投资， 重视研发。同时， 外资与民 营资本也在相关政策的支持下大规模进入煤化工行业。 大型高效洁净加压气流床煤气化装置， 新工艺超大型甲醇生产装置， 煤炭直接液化、间接液化装置， 煤基烯烃 (MTP、MTO) 装置等各项商业化示范工厂的建成。
3、市场需求有保障， 产业化前景乐观 新型煤化工产品主要是煤炭液化生产油品燃料， 煤基甲醇、 二甲醚进一步加工生产乙烯、丙烯等。生产上述产品不仅对平 衡我国能源结构， 解决石油短缺具有重大战略意义， 而且有利 于改变传统煤化工的产品格局， 实现煤化工和石油化工产品的相互补充。
二、影响煤化工发展的制约因素：
1、周期长、投资高、技术水平高是煤炭化工本身的固有特性， 要将其从不清洁的能源转化为清洁能源及化工原料， 所需的环节多、流程长、技术要求高、难度 大， 投资高。
2、资源量高度集中 根据 2003 年公布的数据 ，国内煤炭基础储量排前 15 名 的省区占总量的 96. 1%， 其中排前 3 位的山西、内蒙和陕西占 61. 82%， 仅山西就占有中国煤炭基础储量的 31. 29%。 同时， 中国煤炭资源的地区分布还有 2 个特点： 一是煤炭资源储存与 地区经济发展水平呈逆向分布， 西煤东运、北煤南运的格局仍 将长期存在； 二是煤炭资源与水资源呈逆向分布， 富煤地区大 都缺水。 3）环境污染严重 煤直接燃烧的排放已成为中国环境的主要污染源。目前，我国 SO2 和 CO2 排放量分别居世界第 1 位和第 2 位 ，其中 85% 的 SO2 的排放来自于煤炭的使用。一次能源以煤为主给 中国的环境保护带来沉重的压力。 2 发展煤化工面临的机遇和风险 2.1 机遇 1）目前， 我国经济正处于工业化发展的中期， 经济结构 化特征日趋明显， 对能源的需求日益增加。同时， 许多替代能源的新技术大部分已有开发成果， 其中许多已商业化或接近商业化。
2、受国际原油、天然气价格上涨以及国内油气资源不足、 石油进口日益增加的影响， 加速发展煤化工已成为煤炭和化工行业关注的热点。
三、目前煤化工行业发展的现状及其点评，以及未来发展的方向：
目前， 国内部分煤炭企业和产煤地区把建设新型煤化 工工程作为企业和地方经济发展的方向， 并在加紧实施以煤化工调整产业结构， 走新型工业化道路的战略。
我国煤炭工业长期以来以结构零散、无序竞争为主要特征， 传统的煤化工行业也是高消耗、高污染的行业。以简单的扩张数量为主， 不注重优化结构、治理污染的粗放式增长模 式造成了煤炭资源的大量浪费。 研发不足导致技术滞后煤化工行业持续发展的支撑力量在于技术进步。
另外，煤化工技术开发尚未被提升至我国经济发展的战略地位， 我国煤化工技术与国外先进技术水平还有相当大 的差距， 技术进步速度也比较缓慢。

D. 未来煤炭行业的发展前景如何

2008年以来，受国内多年积累的能源“瓶颈”因素影响及国际金融危机不断深化等多重因素的作用，国内煤炭市场呈现出极度涨落的特征。主要成因为，近年来国内经济显著的“重工业化”趋势加剧，经济主要部类农业和工业发展呈不平衡发展态势。农产品及主要消费品供应不足，首先导致前半年由cpi持续上涨引导的全面物价上涨，并形成相当严重的“泡沫化”价格；而长期依赖外部需求的的工业尤其是加工制造部门的扩张投资，直接造就了能源供应相对不足、价格大幅上行的前提，但一经遭遇外部需求突发性减弱，即暴露产能过剩的弊病。在过剩压力态势下，需求难以短期内恢复、价格大幅下滑、工业品利润率下降、重工行业甚至亏损经营，是未来一定时期内工业行业的主要趋势。

煤炭下游用煤行业如电力、钢铁、化工等行业目前下行的趋势仍在加剧。虽然短期内政府刺激投资的经济政策对提振市场信心产生了一定的正面效应，但到发生实质性的影响尚需时日；钢铁、电力行业的生产开工虽然相比四季度初有所恢复，但当工业保有资源量增加的情况下，价格仍然将下滑，煤炭需求仍将呈现低位盘整。那么，影响09年煤炭市场的主导因素有哪些，下面笔者分利空及利好两方面加以分析：

影响09年煤炭市场的利空因素主要包括：

1、宏观经济政策的不稳定性、宏观调控决策难度在09 年逐渐增大，使09年煤炭市场变数加大。中央政府近期安排的四万亿元投资及在不到一百天内多达5次的货币政策调整，旨在通过增加货币流动性，从而扩大交易量来扩大内需，遏制工业品需求严重不足、价格持续狂跌、就业形势严峻局面，而非对业已过剩的工业行业的重复“追加”投资。政策预期对工业品需求的拉动作用到底有多大，还很模糊。而且值得注意的是，受价格及利润影响，2008年年内已建成未投产能及在建产能，不稳定的市场及投资恐慌，将导致09年工业产能的闲置率仍将处于一定水平。煤炭下游产能不能充分运行，进一步使煤炭需求低位盘整。

2、在加大投资力度、刺激内需的时候，政府还必须防止投资方向走偏、并形成低水平重复建设的苗头。一方面，资金使用不当，不仅拉动不了需求，反而会无形中加大货币供应量，形成投资陷阱，造成新一论的通货膨胀；另一方面，投资方向失误，将直接导致低水平重复建设，为未来一定时期内再次产能过剩埋下祸根。在政府这样的宏观经济路线考虑下，内需不可能象工业投资那样对刺激经济增长短期立竿见影，钢铁、电力原本产能过剩，煤炭产能过剩也是随之而发生的事件。

3、钢铁、电力等主要用煤行业对明年一季度的需求预期仍不是很乐观。一方面，一季度正值两节期间，其下游行业的放假、开工不足等因素促使产品需求走低，市场再次萎靡；另外，经济金融危机的影响仍在深化，部分产品出口退税率虽然调低，但对反倾销的考虑及外部市场本身难以在短期反弹的因素，仍然决定着国内市场的走势。

利好因素，主要为：

1、国家已经在12月份出台对矿产品增值税税率的调整计划，从明年一季度开始，矿产品增值税率统一调整至17%。煤炭产品的增值税税率将由原来的13%调高4个百分点，增加煤炭财务成本30元/吨左右（按照700元/吨的价格预算）。另外，国家对煤炭资源的资源税制改革也呼之欲出，草案是由原来的从量计征改从价征收，税率为煤价的5%（可能达到平均30-40元/吨），比以前2.5-3.6元/吨的从价额扩大10多倍。两项税收制度的改革将增加煤炭成本 70元/吨左右。税费的提高，将对煤炭价格形成一定支撑。

2、煤炭产品的不可再生性及初级资源属性，不允许煤炭价格一直在低水平运行。我国的煤炭资源经过近3-5年的大规模开采，储量已经大幅减少。20世纪曾经是主采矿区的各大矿业集团目前已把就业及满足煤炭需求的目光转向外围煤田，而本土储量大多接近枯竭，采掘衔接业已出现深层次矛盾。前半年煤炭价格大幅度上涨，正是煤炭“瓶颈”及采掘矛盾深层次暴露的体现。只不过税费的调整未及时跟进，明年税制改革的推进，将进一步使煤炭开采的隐性成本显性化，反应资源的稀缺程度，进而促进煤炭价格趋于稳定。

总体看来，明年一季度影响煤炭市场的因素多空并存，整体经济复苏、需求恢复仍然是决定性因素。煤炭资源开采部分隐性成本显性化，将加大煤炭成本，对煤炭价格形成有力支撑。

E. 中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵¹杨焦生¹王金友²周元刚²鲍清英¹

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院廊坊065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司天津300457)

摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状，总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上，认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术，包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等，并分析了各种技术的应用效果，认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。

关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采

基金项目: 国家 973 项目 ( 2009CB219607) 、国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”课题 33，43( 2011ZX05033 001''，2011ZX05043) 。

作者介绍: 王一兵，男，1966 年 6 月生，2008 年获中国地质大学 ( 北京) 博士学位，高级工程师，多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。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

我国煤层气资源丰富，预测 2000 m 以浅煤层气资源量 36. 8 万亿 m3( 国土资源部，2006) ，可采资源量约 11 万亿 m3，仅次于俄罗斯和加拿大，超过美国，居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源，可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖，同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。

1 煤层气规模开发已经起步，初步具备产业雏形

自上世纪 80 年代后期以来，国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位，以及一些外国公司，对全国 30 多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至 2010 年底，全国已累计探明煤层气地质储量 3311 亿 m3，并针对不同煤阶的煤层气特点，掌握了实验室分析化验和地质评价技术，直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术，空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术，注入/压降试井技术，压裂增产和排采等技术系列，在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流，为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。

近年国内天然气市场的快速发展，天然气基础管网逐步完善，煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是 2007 年政府出台了煤层气开发补贴政策，极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性，促进了煤层气产业的快速发展，近年全国煤层气开发井由不足百口增加到 5240 余口 ( 含水平井约 100 口) ，建成煤层气产能约 30 亿 m3/ 年，年产气量超过15 亿 m3( 图 1) ，形成沁南、鄂东 2 大煤层气区为重点的产业格局。预测到 “十二五”期间，全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到 100 亿 m3以上。

我国煤层气发展，主要经历了四个发展阶段 ( 图 2) 。

图 1 中国历年煤层气开发井数与产量图

图 2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;

1992～2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井，柳林、晋城、阜新开展小井组试验;

2000～2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;

2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段，特别是2007年国家出台采政补贴政策，每生产1方煤层气国家补贴0.2元，极大地调动了生产企业的积极性，纷纷加大投入，煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。

2 煤层气开发技术现状

在多年的勘探开发实践中，针对我国煤层气地质特点，逐步探索出适合我国配套工艺技术，如钻井完井、地面建设、集输处理等，形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体，以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍，总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。

不同演化程度的煤层煤岩性质不同，主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面，其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等，2006)，因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展，国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。

2.1 钻井完井技术

2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术

国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD，中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD，对于此类高渗煤层的煤层气开采，一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低，压裂易形成大量煤粉堵塞割理)，可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式，根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴，扩大煤层裸露面积，提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井，既可提高钻速，又可有效减小煤层污染。

裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等，1997，1999)，特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。

常采用的井身结构有两种:

(1)造洞穴后不下套管，适用于稳定性较好的煤储层，是目前普遍采用的井身结构;

(2)造洞穴后下入筛管，可适用于稳定性较差的储层。

这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验，效果都不理想，需要进一步探索、完善。

2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术

中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5～5mD，采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，实现大面积降压后，煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛，技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区，辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好，多数井获得了单井日产2000～10000m³/d的稳定气流，数百口井已稳产5～10年。

2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术

该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著。同时，对于低渗(<0.5mD)薄煤层(<2m)地区，也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。

煤层气多分支水平井是指在一个或两个主水平井眼旁侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统，最大限度地沟通裂缝通道，增加泄气面积和气流的渗透率，使更多的甲烷气进入主流道，提高单井产气量。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体(王一兵等，2006)，是开发煤层气的主要手段之一。该技术具有三大技术优势:一是可以提高单井产量，约为直井的6～10倍，同时减少钻前工程、占地面积、设备搬安、钻井工作量和钻井液用量，节约套管和地面管线及气田管理和操作成本，从而提高开发综合效益;二是可以加快采气速度，提高采收率。用直井需要15～20年才能采出可采储量的80%，但用分支水平井仅需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层气的采收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管，不压裂，避免压裂对煤层顶底板造成伤害，便于后续的采煤，是先采气后采煤的最佳配套技术。

目前我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地等煤层埋深300～800m的地区已完成多分支水平井100余口，沁水盆地南部单井日产量达到0.8万～5.5万m³，最高日产可达到10万m³，比直井压裂方法单井产量提高4～10倍。

2.2 储层保护技术

2.2.1 煤层气空气钻井技术

主要有空气钻井和泡沫钻井技术，主要优点是可实现欠平衡钻井，煤层损害小、钻速快、钻井周期短，综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性，并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时，岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起，在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来，当填充环空时，阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此，空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。

2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术

多分支水平井主井眼与洞穴井连通后，在水平井眼钻进过程中，在洞穴直井下入油管，洞穴之上下入封隔器，然后通过油管向洞穴直井注气，从水平井环空排气的钻井液充气方式，保持水平井眼环空压力，保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入，压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合，形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离，混合液流从液体出口流入振动筛，气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处，有大排量风机，将排出的气体尽快吹散。

如果三相分离器分离返出混合流体不明显，液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭，从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理，气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞，可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通，各种阀门灵活可靠。

2.3 煤层气井水力压裂工艺技术

2.3.1 针对煤储层特征的压裂液

压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节，其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂，因此着重考虑流体的粘度性质，不仅在裂缝的起裂时，具有较高的粘度，而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而，成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外，在泵送时还应具有低的摩擦阻力，能很好地控制流体滤失，快速破胶，施工结束后迅速返排出来等性能，同时应在经济上可行。

压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强，减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求，达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点，压裂液研究应着重考虑以下几个方面:

储层温度25～50℃，井深300～1000m，属低温浅井范畴。因此，要求压裂液易于低温破胶返排，满足低温压裂液体系的要求，并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层，要求压裂液具有好的助排能力，并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小，水敏弱，水化膨胀不是压裂液的主要问题，但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低，提高压裂液效率。

为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求，压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能，以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率，控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗，要求压裂液具有合适的交联时间，以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案，在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下，满足压后快速破胶返排的需要，以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力，破乳性能好，有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。

2.3.2 煤层压裂方案优化

针对一个区块的压裂方案，优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上，针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力，然后逐一优化各施工参数，包括排量、规模、砂比、前置液百分数等，并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力，并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。

压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数，通过三维压裂分析与设计软件，优化压裂施工参数。

前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长，二是造出足够宽度的裂缝，保证支撑剂能够进入，并保证足够的支撑宽度，满足地层对导流能力的需求。

排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现，变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生，减少近井摩阻，有最新文献资料表明，通过先进的裂缝实时监测工具的反应，当排量超过一定值时，多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。

加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度，即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑，借鉴国内外施工经验，在煤层可能的滤失系数范围内，平均砂比20%～25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差)，因开始加砂时可能造缝宽度不足，或起步砂液量过早滤失脱砂，会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之，如起步砂液比过低，可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂，使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能，使裂缝的支撑剖面更不合理。同时，滤失伤害也会增大。因此，起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑，一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间，如压力无异常情况，再考虑提高阶段砂液比。

2.4 煤层气井抽排采气技术

煤层气以吸附状态为主，煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等，2001)，煤层气井产气需要解决的关键问题是:

(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;

(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;

(3)有一定长的降压时间。

因此，煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作，合理确定排采设备，控制动态参数，发挥煤层产气能力，同时在排采中要控制煤粉产生，减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。

煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响，排采初期应保持液面缓慢稳定下降，生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动，控制煤粉爆发，使之均匀产出并保持流动状态，防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。

煤层具有较强的塑性变形能力，应力敏感性强，在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等，1999)，应保证煤层内流体压力持续稳定下降，避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性，需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m，解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m，越接近煤层，降液速度越慢，当液面降至煤层以上20～30m时，稳定液面排采，进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。

3 煤层气开发技术发展趋势

与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比，我国煤层气地质条件复杂，主要表现在成煤期早、成煤期多，大部分煤田都经历多期次构造运动，煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实，煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性，多数煤层气富集区渗透率都很低，导致大多数探井试采效果差，勘探成功率低。针对国内煤层气特点，提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。

3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术

高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究，结合地震处理与解释方法，寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高，一些开发区块或即将进入开发的区块，通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法，在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区，优化开发井网和井位部署，可有效指导煤层气高效开发。

3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究

以高丰度煤层气富集区为主要研究对象，以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容，通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究，宏观研究与微观研究相结合，开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象，利用多井试井技术和数值模拟技术，从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论，将有效指导煤层气开发技术的进步。

3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究

针对当前300～1000m深度为主的煤层气资源，开展空气钻井技术攻关，发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法，总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺，跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术，分析增产效果，优选适用技术。同时，还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。

3.4 煤层高效改造技术研究

通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据，分析煤层伤害的主要机理，研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点，探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。

参考文献

李安启，路勇.1999.中国煤层气勘探开发现状及问题剖析.天然气勘探与开发，22(3):40～43

李五忠，王一兵，田文广等.2006.沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选.天然气，3(5):62～64

王一兵，孙景民，鲜保安.2006.沁水煤层气田开发可行性研究.天然气，2(1):50～53

王一兵，田文广，李五忠等.2006.我国煤层气选区评价标准探讨.地质通报，25(9～10):1104～1107

赵庆波.1999.煤层气地质与勘探技术［M］.北京:石油工业出版社

赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社

赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油工业出版社

F. 煤化工行业发展特点特点及前景

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及化学品等过程，而以煤炭为原料的相关化工产业被统称为煤化工。从产业链位置来看，煤化工企业分属于焦炭、煤头化肥、煤液化、以电石乙炔为原材料的基础化工几大类。

煤炭行业正在逐渐探底、煤价大幅下降，煤化工项目运营成本不断下调，国家层面和地方政府多次出台优惠政策帮助煤企和电企上马相关产业园，以期能够帮助企业升级转型、摆脱困境。

新型煤化工行业在我国仍处于发展的初期阶段，核心技术、核心设备的研发制造能力明显不够，国企央企在该领域无法实现自负盈亏，知名项目也多以财政补贴勉强维持。

煤化工行业普遍面临着严重的产能过剩问题。根据前瞻产业研究院《2015-2020年中国煤化工产业发展前景预测与投资战略规划分析报告前瞻》数据显示，2011年，我国焦炭产能达到6亿吨，而产量仅为4.28亿吨;2012年焦炭产量4.43亿吨;到2013年，产量达到4.76亿吨，即使不考虑新增产能，我国焦炭产能依然过剩明显。

尿素、电石等行业面临同样的问题，产能虽然陆续提高，但由于需求量有限，产量提升速度相对较慢，造成普遍的开工率较低，行业的整体竞争力和抗击风险能力较低，产能过剩、技术水平低、环境污染大、能耗高，甚至运输风险等都成为制约行业发展的瓶颈。

未来新型煤化工项目将是重点，虽然国家政策层面的限制因素与地方政府的鼓励势头齐头并进，但研究认为"十二五"期间煤化工发展势头不减。从投入上，各路资本竞相角逐;从地域上，中西部煤炭资源丰富地将集中主要投资;从类型上，煤制烯烃与煤制天然气将是主打项目。

G. 煤化工产业的发展状况如何

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及化学品等过程，而以煤炭为原料的相关化工产业被统称为煤化工。从产业链位置来看，煤化工企业分属于焦炭、煤头化肥、煤液化、以电石乙炔为原材料的基础化工几大类。
煤炭行业正在逐渐探底、煤价大幅下降，煤化工项目运营成本不断下调，国家层面和地方政府多次出台优惠政策帮助煤企和电企上马相关产业园，以期能够帮助企业升级转型、摆脱困境。
新型煤化工行业在我国仍处于发展的初期阶段，核心技术、核心设备的研发制造能力明显不够，国企央企在该领域无法实现自负盈亏，知名项目也多以财政补贴勉强维持。
煤化工行业普遍面临着严重的产能过剩问题。根据前瞻产业研究院《2015-2020年中国煤化工产业发展前景预测与投资战略规划分析报告前瞻》数据显示，2011年，我国焦炭产能达到6亿吨，而产量仅为4.28亿吨;2012年焦炭产量4.43亿吨;到2013年，产量达到4.76亿吨，即使不考虑新增产能，我国焦炭产能依然过剩明显。
尿素、电石等行业面临同样的问题，产能虽然陆续提高，但由于需求量有限，产量提升速度相对较慢，造成普遍的开工率较低，行业的整体竞争力和抗击风险能力较低，产能过剩、技术水平低、环境污染大、能耗高，甚至运输风险等都成为制约行业发展的瓶颈。
未来新型煤化工项目将是重点，虽然国家政策层面的限制因素与地方政府的鼓励势头齐头并进，但研究认为"十二五"期间煤化工发展势头不减。从投入上，各路资本竞相角逐;从地域上，中西部煤炭资源丰富地将集中主要投资;从类型上，煤制烯烃与煤制天然气将是主打项目。

H. 煤制天然气的前景

国内天然气供应的缺口正逐年加大，对外依存度更是呈快速上升之势。据有关数据预测，到2020年，国内天然气缺口将达1000亿立方米。2011年，中国天然气对外依存度达24%，与2010年12.8%相比，呈成倍增长态势。这从客观上加大了对非常规天然气及替代天然气的需求力度，除页岩气开发力度加大外，煤制天然气在国家“十二五”战略中也被寄予厚望。
随着煤化工行业的蓬勃发展和天然气消费量的大幅增长，我国煤制天然气行业取得长足发展，成为煤化工领域投资热点。2009年，神华集团鄂尔多斯20亿立方米煤制天然气项目奠基，大唐集团阜新40亿立方米/年煤制天然气项目通过了环保部的环评，中海油同煤集团40亿立方米/年煤制天然气项目正式启动，新汶矿业集团伊犁能源年产100亿立方米煤制天然气一期工程开工建设……。一批投资数额巨大的煤制气项目陆续上马，我国煤制天然气领域呈现良好发展势头。
部分数据显示，未来我国天然气供不应求的局面将长期存在，而利用煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，是缓解我国天然气供求矛盾的一条有效途径。煤制天然气产品的低热值比国家天然气质量标准规定的低热值高17.8%-21%，能量转化效率高。当石油价格为80美元/bbl时，与进口天然气、进口LNG相比，煤制天然气价格具有竞争力。
目前国内天然气进口量逐年增加，对外依存度亦与日俱增。全世界天下太平远未到来，如在天然气进口上依然步进口石油之后尘，则会出现能源安全与否取决于国外的局面。出于国家能源安全之考虑，发展煤制天然气实乃上策。发展煤制天然气既可作无天然气供应地区的气源，又可作管道天然气的补充气源和调峰气源。一旦多联产开发成功和应用，则必将最终实现跨行业、多联产、集团化发展之路。自煤制油的新项目叫停后，煤制天然气项目相继出现。随着我国工业化、城镇化的发展和人民生活水平的提高，对清洁能源天然气的需求量迅速增长，天然气供不应求的局面将会长期存在。利用我国煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，补充天然气资源的不足，是一条缓解我国天然气供求矛盾的有效途径，有着广阔的发展前景。

I. 煤化工中，煤制气的反应原理什么，有什么发展的前途

有制取水煤气.反应原理：水和炽热的煤反应（化学方程式C(煤)+H2O(水蒸汽)====CO+H2..提高煤的利用率.减少空气的环境.还有煤的干馏.干馏的产物是煤炭、煤焦油和煤气...所得的焦油为芳香烃、杂环化合物的混合物，是工业上获得芳香烃的重要来源；低温干馏煤焦油比高温焦油含有较多烷烃，是人造石油重要来源之一..型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭——能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在中国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后20年的重要发展方向，这对于中国减轻燃煤造成的环境污染、降低中国对进口石油的依赖均有着重大意义。可以说，煤化工行业在中国面临着新的市场需求和发展机遇