李爱荣朱海涛，何廷鹏

(1.西北大学地质学系，陕西 西安710069;2.西安石油大学地学院，陕西 西安710065;3.延长油田股份有限公司，陕西 延安，716000;4.重庆地质矿产研究院，四川 重庆400000)

煤层气俗称“瓦斯”，是与煤炭伴生、以吸附或游离状态储存于煤层内的非常规天然气，主要成份是甲烷(CH4)。其热值是通用煤的2－5倍，与天然气热值相当，可以与天然气混输混用，是上好的工业、化工、发电和居民生活的洁净燃料;当煤层气空气浓度达到5%～16%时，遇明火就会爆炸，这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源;煤层气直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。因此，从能源、安全和环保的角度看，煤层气的开采具有重要意义[1－4]。

1 中国煤层气资源潜力

我国煤层气资源丰富，埋深2 000 m以内煤层气地质资源量约36.81×1012m3，与常规的天然气资源量相当，约占世界煤层气总资源量的10%，仅次于俄罗斯和加拿大[3]。目前，中国煤层气可采资源量约10×1012m3，累计探明煤层气地质储量1 023×108m3，可采储量约470×108m3。全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区[5－6]。

我国煤层气地质构造复杂，部分含煤盆地后期改造较强，构造形态多样，煤层及煤层气资源赋存条件在鄂尔多斯等大中型盆地较为简单，在中小盆地较为复杂。东北赋煤区:部分上覆地层厚度较大或煤层气封盖条件较好，有利于煤层气开发。华北赋煤区:吕梁山以西的鄂尔多斯盆地东缘及吕梁山与太行山之间的山西断隆(包括沁水盆地)，构造条件有利于煤层气开发;太行山以东华北盆地，煤层气开发困难。西北赋煤区:西北塔里木陆块、准噶尔及伊犁盆地，煤层气开发条件较好。华南赋煤区:煤层气资源开发条件较复杂。滇藏赋煤区:煤层气保存的构造条件差。中国五大聚煤区因地质条件的差异导致煤层气资源分布差异甚大(见图1)。我国煤层气资源以华北和西北聚煤大区为主，分别占全国总资源量的62.7%和28.0%，其次为华南聚煤大区，东北聚煤大区煤层气资源量相对较低，滇藏聚煤大区煤层气资源量极少[8]。

我国煤层气储层压力以欠压煤储层为主，部分煤储层压力较高，储层压力梯度最低为2.24千帕/米，最高达17.28千帕/米。我国煤层渗透率较低，平均在0.002～16.17毫达西。其中，渗透率小于0.10毫达西的占35%;0.1～1.0毫达西的占37%;大于1.0毫达西的占28%;大于10毫达西的较少。

图1 中国五大聚煤区煤层气资源分布图

2 煤层气的增产措施

我国的煤层气藏普遍存在“三低一高”(压力较低、饱和度低、渗透率低和吸附性高)的特点，这种特点造成煤层气勘探开发难度较大，如果只采用抽排煤层中的承压水来降低煤层压力的方法，使煤层中吸附的甲烷气释放出来，而不采取任何增产措施，不仅煤层气单井产量较低，而且许多井将失去开采的价值。目前国内外煤层气增产措施有水力压裂改造技术、注气增产技术、多分支水平井技术、复合射孔压裂技术、采煤采气一体化技术和洞穴完井技术等。

2.1 丛式井与羽状水平井

丛式井是指在一个井场上有计划地钻出两口及以上的定向井组，该技术是随着钻井技术和工艺的发展大规模应用于地面条件差，井场不便的地区。国内，长庆油田和延长油矿大规模应用于低渗油气田勘探开发[7－9]，同时滩海和海上钻井平台也大量使用，降低钻井综合成本，提高经济效益[10－11]。华北油田在沁水盆地部分区域进行了大量使用[12]，同时煤层气公司韩城分公司在2008年施工了丛式井组，排采效果也较好。韩城、三交及大宁吉县地区地面地形条件较差，征地和道路修整困难，大部分区域较适合采用丛式井技术开发煤层气田。

定向羽状水平井是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的，是指在一个主水平井眼的两侧再钻出多个分支井眼作为泄气通道(见图2)。定向羽状水平井极大地增加了煤层的裸露面积，沟通了煤内的割理、裂隙系统，扩展了煤层流体的泄流范围，可形成大面积压降区域，进而达到高产的目的。另外，定向羽状水平井通过破坏煤层的原始结构状态，打破煤层的原始地应力分布，促进井眼附近裂隙扩张，提高裂隙的导流能力，改善煤储层的渗透性，获得高产气量。

图2 定向羽状分支水平井示意图

2.2 水力压裂增产法

水力压裂增产技术是开采煤层气、致密砂岩气及页岩气的必要的有效增产措施，美国90%以上的煤层气井是由水力压裂改造的，目前我国几乎所有产气量在1 000 m3/d以上的煤层气井都是通过水力压裂改造而获得的[11]。通过高压驱动水流挤入煤中，压开煤层裂缝，加入支撑剂，进而在煤中产生更多的延伸很远的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。最后通过排水－降压－解吸的过程，达到正常排气的目的。目前，国内外煤层气井的压裂方法有凝胶压裂、加砂水压裂、不加砂水压裂、泡沫压裂、清水压裂等。

水力携砂压裂技术是煤层气增产的首选方法，美国对于水力压裂技术研究最早，经水力压裂后的煤层，能够产生众多且延伸很远的裂缝，其产量较压裂前增加了5～20倍，效果非常显著。我国含煤地层一般都经历了成煤后的强烈构造运动，煤层的原始结构往往遭到很大破坏，塑性大大增强，导致水力压裂时，往往既不能进一步扩展原有的裂隙和割理，也不能产生新的较长的水力裂缝，使得压裂效果并不理想，需要一定的措施以保证效果[12]。

2.3 气体驱替增产法

注气驱替增产法是一种新型的煤层气增产方法，它是通过向煤层中注入CO2、N2等气体来获得增产的。

由于煤层对不同气体的吸附能力不同，从强到弱依次为CO2、CH4和 N2。CO2可促进煤层内甲烷的解吸和扩散[13－16]。由于煤层对 CO2的吸附作用大于 CH4，当向煤层中注入 CO2时，将排挤吸附在煤层里的 CH4，使其解吸，而CO2则被吸附到煤表面，这种作用被称为竞争吸附置换作用;氮气驱替原理则明显不同，由于煤对N2的吸附能力比对CH4弱，N2是不能与CH4竞争吸附的，只能在等压状态下通过降低游离甲烷的分压来影响其吸附等温线，促使吸附的CH4被置换出来。但是，气体在煤层中的吸附能力越强，它对煤层形变、孔隙度、和渗透率的影响也越大。注入CO2到煤层中，会产生煤基质膨胀、应力增大及渗透率降低的现象;注入N2到煤层中，虽然不会对煤层物性产生负面影响，但N2的优先迁移方向是沿着主要渗透率方向，会降低区域驱气效率。鉴于上述驱替原理和煤层与气体相互影响，可采用多种气体混合驱替，克服单种气体驱替产生一些矛盾。

3 国内煤层气开发前景

华北中、高煤阶区仍是煤层气勘探开发的主战场。华北地区预测煤层气远景资源量为17.13×1012m3，占全国62.7%，其中在中、高煤阶区的远景资源量123×108m3，占全国44%。这类煤阶一般煤层割理发育，煤储层物性好，封盖条件好，保存条件有利，高产条件优越[17]。

东北、西北低煤阶煤层气的勘探。东北、西北的侏罗系－下第三系，广泛沉积一套陆相低煤阶中小型含煤盆地，在连续沉积较大型盆地的斜坡带，寻找古水动力场相对稳定、原生割理发育和优质巨厚煤层分布区，即寻找高饱和生物降解型煤层气田，这类地区尽管含气量低，但煤层巨厚、物性好、含气饱和度高，可形成高产区。据预测，低煤阶煤层气远景资源量约为8×1012m3，约占全国总资源量的近30%。近几年美国粉河、尤因塔等盆地发现这类高产煤层气田。

南方残留型含煤盆地，约有23个含煤盆地，煤层气远景资源量约为2.15×1012m3，占全国8%;其中贵州六盘水盆地煤层厚15～25 m，含气量10～35 m3/t，9个残余向斜面积达4 355 km2，煤层气远景资源量约(7 000～9 000)×108m3。江西萍乐地区煤层气也比较富集，有利勘探面积2 400 km2，煤层气远景资源量约400×108m3。对这些有利目标应深化研究煤层气成藏条件，优选有利区块进行钻探。南方还有一些巨厚煤层分布的小盆地，如云南省一些第三系小盆地，也是低煤阶煤层气勘探有利地区。

4 结语

中国煤层气资源潜力非常巨大，有着良好的勘探开发前景。从可持续发展的能源战略看，煤层气可以作为天然气的现实接替能源，从而改善中国不合理的以煤炭为主的能源结构，保证国民经济的稳定、快速、健康发展。由于中国的煤层气藏普遍具有低压、低渗透、低饱和及高吸附性的特点，造成其开采难度大，如何提高煤层气开采的回收量和回收率，是中国煤层气开采的关键问题。

煤层气增产措施有水力压裂改造技术、注气增产技术、多分支水平井技术、复合射孔压裂技术、采煤采气一体化技术和洞穴完井技术。其中羽状水平井技术、水力压裂改造技术和多元气体混注驱替增产技术是目前开采煤层气的主要的增产措施。根据中国煤层气藏的特点，利用并优化现有的增产技术，研究适合我国煤层气储层特点的增产技术是以后研究的方向[18]。

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