煤層氣的采出水處理

『壹』 煤層氣勘探開發的幾個基礎問題淺析

傅雪海

（中國礦業大學資源與地球科學學院 江蘇徐州 221008）

作者簡介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡陽縣人，博士，教授，博士生導師，從事能源地質的教學與科研工作。

項目：國家重點基礎研究發展規劃——「973」煤層氣項目（編號：2002CB211704）。

摘要 本文從煤層氣的賦存方式、超臨界吸附、低煤級煤的含氣量的測試方法、采動影響區動態含氣量、煤層氣的多級壓力降與多級滲流、煤儲層滲透率的氣體滑脫效應、有效應力效應、煤基質收縮效應、煤儲層壓力中水壓與氣壓的關系、高煤級煤產氣缺陷及煤層氣平衡開發等方面對我國煤層氣勘探開發的應用基礎研究問題作了簡要剖析。指出針對各煤級煤儲層特徵，實行平衡開發，是保障我國煤層氣勘探開發持續、穩定發展的重要措施。

關鍵詞 煤層氣 動態含氣量 動態滲透率 平衡開發

Brief Analysis on Several Basic Issues in CBM Exploration and Developme nt

Fu Xuehai

（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）

Abstract：This article briefly analyzed several basic issues in CBM exploration and development，including CBM existence ways，supercritical absorption，test method of gas content for low rank coal，dynamic gas content in mining impact zone，CBM multi-level pressure dropping and multi-level percolation flow，gas slippage effects of coal reservoir permeability，effective stress effects，coal matrix shrinkage effects，the relationship between gas pressure and water pressure in the coal reservoir，gas problems in high rank coal and CBM balance development and so on.The author pointed out that the balance development of CBMfor various rank coals is important measure to ensure the continuing and stable development of China's CBM.

Keywords：CBM；dynamics gas content；dynamic penetration；balance development

引言

煤層氣藏為介於固體礦藏與流體礦藏之間的一種特殊類型壓力-吸附礦藏。美國通過30多年的研究，建立了中、低煤級煤生儲優勢、次生生物氣成藏、煤儲層雙孔隙導流等基礎理論體系，形成了煤儲層孔、滲、吸附性等物性室內實驗測試技術、排水降壓開發煤層氣技術、與儲層物性相適應的完井技術、增產技術、多井干擾技術、儲層壓力與滲透率現場試驗技術、煤層氣、水產能數值模擬技術等為核心的煤層氣勘探開發技術^[1～8]。此理論除在加拿大有一定的適應性外，其他近30個國家或地區應用效果不佳，揭示該理論存在著較大的局限性。我國在各煤級煤礦區施工了600 多口煤層氣井、10餘個井組，大多進行了試氣排采，煤層氣、水產能穩定性差，井與井之間、同一口井不同排采階段之間變化極大，煤層氣產量與試井滲透率的關系並不十分一致，甚至高滲透率低產量，低滲透率卻具有較高的穩定氣產量^[9]。這一現實使我國煤層氣工作者感到迷惑，嚴重擾亂了我國煤層氣的勘探開發部署。儲層參數與排采工作制度怎樣配置才能獲得穩定、連續的產能呢？不同學者或工程技術人員從自己的專業范圍就上述問題的某一方面曾作過一些有益探索，未從整體上去把握。本文就我國煤層氣勘探開發工作中面臨的應用基礎研究問題提出一些想法，與大家一起討論。

1 煤層氣的賦存方式與低煤級煤含氣性問題

1.1 固溶氣問題

煤層氣由吸附氣、游離氣、水溶氣三部分組成已得到煤層氣工作者的公認。但煤與瓦斯突出時的相對瓦斯湧出量是煤層含氣量的數倍至近百倍也是不爭的事實，就是煤層采動影響區的煤層氣和圍岩中的煤成氣也不可能達到如此高的程度。顯然艾魯尼提出的固溶體是客觀存在的，甚至在煤層氣總量中的比例遠高於艾魯尼認為的替代式固溶體2%～5%、填隙式固溶體5%～12%這一比例^[10]。固溶氣（體）可能與天然氣水合物——可燃冰類似，在煤與瓦斯突出時被釋放出來，由此可見固溶氣（體）亦是煤層氣的一種重要賦存方式。

1.2 超臨界吸附問題

平衡水條件下，煤對甲烷的吸附性呈「兩段式」演化模式，即朗氏體積先隨煤級的增大而增加，後隨煤級的增大而降低，其拐點（即極大值點）大約在鏡質組最大反射率3.5%～4.5%這一區間內，在褐煤和低煤化煙煤階段受煤岩組分的影響波動性較大^[11]。

地層條件下，煤層甲烷超臨界吸附的現象是存在的。但只有當煤層甲烷壓力（氣壓）超過5.18MPa（表1）才真正出現超臨界流體，實際上在我國煤礦瓦斯實測壓力中超過此壓力的礦井是比較少的。但對於原位且處於封閉系統的煤儲層，儲層中水壓等於氣壓，只要煤層埋深超過600m，煤層甲烷就可能成為超臨界流體。

圖1 二氧化碳和乙烷在正常溫壓梯度條件下的液化區間

對於甲烷和氮氣，任一埋深儲層溫度均高於臨界溫度，無論壓力多大，均不會液化；對於二氧化碳，當儲層溫度低於31.1℃（表1），對於乙烷，當儲層溫度低於32.4℃（表1），而儲層壓力（氣壓）高於液化壓力，二者可以呈液態形式存在。按正常地溫梯度3℃/100m、正 常 儲層 壓 力 梯 度0.98MPa/100m，設恆溫帶深度為20m、溫度為10℃，則埋深400m左右，儲層溫度約為22℃、儲層壓力為3.9MPa，此時二者均低於臨界溫度和壓力，二氧化碳和乙烷以氣態形式存在；當埋深達到800m，儲層溫度約為34℃，高於臨界溫度，二氧化碳和乙烷仍為氣態。但當二氧化碳壓力大於7.38MPa、乙烷壓力大於4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成為超臨界流體；只有在400～800m范圍內的局部層段（封閉體系），儲層溫度低於臨界溫度，儲層壓力高於液化壓力，二氧化碳和乙烷才可能以液態形式存在（圖1）。

表1 煤層氣組分的簡明物理性質^[12］

*在30℃時進行二氧化碳等溫吸附實驗時得出。

對於以甲烷為主，含有二氧化碳、氮氣、乙烷的煤層氣而言，其超臨界狀態和液化的溫度和壓力條件是下一步值得關注的問題之一。

1.3 低煤級煤含氣量的測試問題

我國煤層含氣量現場測試大多是基於MT-77-84解吸法標准得出的，對中、高煤級煤適應性較好，但對於分布在我國東北、西北地區的低煤級煤而言，實測含氣量明顯偏低，由於低煤級煤孔裂隙發育，取心過程在地層溫度條件下快速解吸，到地面由於溫度降低，解吸速度變慢，有的甚至沒有解吸氣，由解吸氣推算的損失氣也就明顯偏低。中國煤田地質總局1995～1998年進行的煤層氣資源評價時就沒有涉及到褐煤，其他單位和個人大多基於褐煤平衡水等溫吸附實驗來推算褐煤的含氣量，從而計算出資源量。因此低煤級煤儲層中的煤層氣資源量大小不同是造成我國各單位和個人計算煤層氣資源量差異的根本原因。

基於低煤級煤層的含水性、孔裂隙特點、溫度、壓力條件，分別進行吸附氣、水溶氣和游離氣的數值模擬，釐定低煤級煤含氣量是我國下一步的研究方向之一。

1.4 采動影響區動態含氣性的問題

煤礦采動影響區是地面煤層氣開發或井下瓦斯抽放的有利部位。煤礦井巷開拓和煤炭生產改變了煤層的地應力場、流體壓力場，打破了煤層內游離氣、吸附氣和水溶氣之間的動態平衡關系。煤礦采動影響區因為煤層卸壓，裂隙張開或形成新的裂隙，又因為礦井通風，采動影響區與暴露煤壁間連續出現甲烷濃度差，使煤層滲透性、擴散性能大大增強，煤層氣發生解吸，並在濃度梯度、壓力梯度作用下向巷道或工作面擴散、滲流或紊流。隨著巷道和採煤工作面的連續推進，采動影響區內煤層的含氣量呈現出動態變化特徵。

煤礦采動影響區可劃分為本煤層采動影響區（水平采動影響區）、鄰近層采動影響區（垂向采動影響區）和煤炭資源殘留區^[13]。本煤層采動影響區又可進一步分為掘進巷道和採煤工作面采動影響區。采動影響區內煤層動態含氣量與煤壁暴露時間（採煤或掘進工作面推進速度）和距暴露煤壁的距離有關，任何一點的煤層氣流速、流向和瓦斯壓力均隨時間的變化而變化，即為非穩定流場，求其解析解很困難。只有採用數值模擬的方法，如有限元法、瓦斯壓力連續測定法、瓦斯湧出量法、瓦斯排放效率法等來近似地估算^[13]。

2 煤層氣多級壓力降與多級滲流問題

煤儲層是由氣、水、煤基質塊等多種物質組成的三相介質系統。其中氣組分具有多種相態，即游離氣（氣態）、吸附氣（准液態）、吸收氣（固溶體）、水溶氣（溶解態）；水組分也有多種形態，即裂隙、大孔隙中的自由水、顯微裂隙、微孔隙和芳香層缺陷內的束縛水、與煤中礦物質結合的化學水；煤基質塊則由煤岩和礦物質組成。在一定的壓力、溫度、電、磁場中各相組分處於動平衡狀態。在排水降壓或外加場干擾作用下開發煤層氣的過程中，三相介質間存在一系列物理化學作用，其儲層物性亦相應發生一系列變化，單一相態的實驗研究很難模擬煤儲層的真實物性狀態。

煤儲層系由宏觀裂隙、顯微裂隙和孔隙組成的三元結構系統^[11]。在排水降壓開發煤層氣的過程中各結構系統壓降程度不同，客觀上存在著三級壓力降，煤層氣-水的運移也相應地存在著三級滲流場，即宏觀裂隙系統（包括壓裂裂縫）——煤層氣的層流-紊流場、顯微裂隙系統——煤層氣的滲流場、煤基質塊（孔隙）系統——煤層氣的擴散場^[14]。擴散作用又包括整體擴散、克努森型擴散和表面擴散，滲流亦存在達西線性滲流和非線性滲流。煤層氣開發，上述三個環節缺一不可，且氣、水產能受制於滲流最慢的流場。前期研究大多忽略氣體的擴散作用，滲流方程只考慮前兩個環節，數值模擬氣、水產能與實際情況相差甚遠，且過於強調宏觀裂隙，即試井滲透率的研究，忽略煤岩體實驗滲透率及擴散系數的測試分析。因此，與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的解吸—擴散—滲流—紊流多級耦合問題、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的煤層氣產能模擬軟體是下一步煤層氣勘探開發應用基礎研究方向之一。

3 儲層壓力中的水壓與氣壓的關系問題

煤儲層流體壓力由水壓與氣壓共同構成。美國煤儲層壓力以水壓為主，氣、水產能穩定、持續；我國煤儲層壓力構成復雜，氣壓佔有較大比例，不同壓降階段，煤層氣、水產能不同，在總體衰減的趨勢下呈跳躍性、階段性變化^[15]。

水動力勢是煤層氣富集和開發的最活躍因素，是儲層壓力或地層能量的直接反映和主要貢獻者；水的不可壓縮性對裂隙起支撐作用，水動力又是煤儲層滲透率的維持者。我國中、高煤級煤層為相對隔水層，煤層本身的水體彈性能較低，氣體彈性能較高^[16]。

美國以單相水流作為介質測試煤儲層壓力和滲透率的試井方法應用到我國以氣飽和為主的煤儲層肯定會存在較大缺陷，也就是說用美國的試井方法得出的我國煤儲層壓力和滲透率是不確切的，由儲層壓力、含氣量和等溫吸附曲線計算的含氣飽和度、臨界解吸壓力、理論採收率同樣是不確切的。

筆者認為處於封閉系統的煤儲層，其水壓等於氣壓，處於開放系統的煤儲層，其儲層壓力等於水壓與氣壓之和。煤儲層壓力構成及其傳導、煤儲層中氣、水介質之間的相互關系，控制了煤層甲烷的解吸、擴散和滲流特徵，是目前煤層氣開發亟待解決的關鍵科學問題。

4 煤儲層動態滲透率問題

煤儲層在排水降壓過程中，隨著水和甲烷的解吸、擴散和排出，其滲透率存在有效應力效應、煤基質收縮效應和氣體滑脫效應，三種效應綜合作用使煤儲層滲透率呈現出動態變化^[11]。

4.1 有效應力效應

有效應力是裂隙寬度變化的主控因素。有效應力增加會使裂隙閉合，使煤的絕對滲透率下降。滲透率越低，相對變化越大，有的減少兩到三個數量級。在排水降壓開發煤層氣的過程中，隨著水和氣的排出，煤儲層的流體壓力逐漸降低，有效應力逐漸增大，煤儲層滲透率呈現出快速減少、緩慢減少的動態變化過程^[11]。

4.2 煤基質收縮效應

氣體吸附或解吸導致煤基質膨脹或收縮，可用朗格纓爾形式來描述，筆者用CO₂作為介質對不同煤級圓柱體煤樣（每點只平衡12h）進行過吸附膨脹實驗，結果表明煤基質收縮系數隨煤級的增大而減少^[11]。煤層氣開發過程中，儲層壓力降至臨界解吸壓力以下時，煤層氣開始解吸，煤基質出現收縮，由於煤儲層側向上受到圍限，煤基質的收縮不可能引起煤儲層的整體水平應變，只能沿裂隙發生局部側向應變，使煤儲層原有裂隙張開，裂隙寬度增大，滲透率逐漸增高，且中煤級煤增加的幅度大於高煤級煤^[11]。

4.3 氣體滑脫效應

在煤這種多孔介質中，由於氣體分子平均自由程與流體通道在一個數量級上，氣體分子就與流動路徑上的壁面相互作用（碰撞），從而造成氣體分子沿通道壁表面滑移。這種由氣體分子和固體間相互作用產生的滑移現象，增加了氣體的流速，使煤的滲透率增大，且隨著儲層壓力的降低，先緩慢增加，到低壓時快速增大。

5 高煤級煤儲層產氣缺陷問題

高煤級煤儲層滲透率對應力敏感性強，應力滲透率衰減快；高吸附性、微孔性，自封閉性效應明顯；高煤級煤束縛水飽和度大，相滲能力低；經歷的構造運動期次多，其反復加壓和卸壓，滲透性損害極大；煤基質收縮能力弱，煤層氣開發過程中其滲透率較難得到改善^[17]。

第一，高煤級煤儲層顯微裂隙不發育。高煤級煤儲層大多經過強烈的構造運動，煤層呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。

第二，高煤級煤儲層應力滲透率衰減很快。流體壓力不變、圍壓不斷增大的滲透率實驗表明：高煤級煤岩體的滲透率隨圍壓增大呈指數形式降低，且衰減系數遠大於中煤級。由於地應力梯度（我國通常為1.6MPa/100m左右）大於儲層壓力梯度（正常壓力梯度為0.98MPa/100m），因此，隨煤層埋深的增加，煤儲層有效應力增大，煤儲層滲透率降低。

第三，高煤級煤相滲能力低。相對滲透率表明：高煤級煤束縛水飽和度大，介於71.3%～84.82%之間，單相水流和氣、水雙相滲流區域狹窄。氣-水雙相滲流時，高煤級煤最大氣相相對滲透率與最大水相相對滲透率之和介於25.4%～40.78%之間，平均為33.2%，即氣相與水相有效滲透率之和約為其克氏滲透率的1/3；束縛水下高煤級煤氣相滲透率只有其克氏滲透率的15.7%～22.1%，平均為18.2%，即多相介質條件下，高煤級煤有效氣相滲透率不及其克氏滲透率的1/5^[11]。

在排水降壓開發煤層氣的過程中，流體沿滲透性較好的區域指進，使指進流體繞過較大面積的被驅替相，形成被驅替相的一座座「孤島」。高煤級煤束縛水飽和度大，即這樣的「孤島」較多，排水降壓困難，煤層氣難於解吸，大部分煤層氣被殘留，然而由於其吸附時間只有1～9d，所以能較快（數月後）達到產氣高峰，造成高資源量、低產能之「瓶頸」現象^[17]。

第四，高煤級煤儲層滲透率改善能力弱。多相介質煤岩體吸附/膨脹實驗表明，高煤級煤吸附最大，膨脹量低於中煤級煤。反過來，煤的吸附/膨脹與解吸/壓縮互為可逆過程，即在煤層氣的開發過程中，高煤級煤的收縮能力較弱。數值模擬結果表明煤基質收縮引起的滲透率正效應低於有效應力引起的滲透率負效應，高煤級煤儲層滲透率在煤層氣排采過程中逐漸衰減。

開展不同煤級煤柱樣甲烷吸附（吸附平衡時間長達數月）膨脹實驗、測試不同壓力降、不同孔裂隙結構的氣、水流量和擴散能力是下一階段煤層氣勘探開發的重要研究方向。

6 煤層氣平衡開發問題

煤儲層由多元孔裂隙結構組成，煤層氣排采時存在多級壓力降和多級擴散/滲流場，由於前期受急功近利的思想支配，煤層氣井排采常打破煤儲層氣-水相滲平衡，沒有處理好套壓、液面降深和井底壓力三者之間的關系，因氣、水產能的過度增加，勢必加速原始儲層內能的消耗，使生產的持續時間縮短。因此，在試氣排采階段，針對不同的儲層物性條件，多開展關井測壓工作，繪制壓力恢復霍納曲線圖，求出壓力恢復曲線的斜率，再進一步據關井測壓前的平均日產量折算成儲層內的體積流量，並結合儲集系數和壓縮系數來估算氣井現實條件下儲層內的氣體流動系數和氣相有效滲透率，從而確定該儲層的平衡產能^[18]。據沁南 TL007 井和鐵法 DT3 井產能歷史分析，沁南 TL007 井的平衡產能為2000m³/t左右，鐵法DT3井的平衡產能為3000m³/t左右^[9]。因此，在排采工作制定時，不斷調整套壓、液面降深和井底壓力，維持氣、水產能平衡開發，增長井孔服務年限，是下一步煤層氣勘探開發所要關注的問題之一。

7 結論

中國煤層氣開發目前處於商業化生產的啟動階段。煤層氣超臨界狀態和液化的溫壓條件、低煤級煤的含氣量測試方法、采動影響區動態含氣量、排水降壓開發的動態滲透率、煤儲層壓力構成及其傳導、煤儲層中氣、水介質之間的相互關系、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的解吸—擴散—滲流—紊流多級耦合理論、與煤儲層特徵相適應的鑽井、完井、增產技術、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的排采工作制度和產能模擬軟體等均是下一步煤層氣勘探開發的應用基礎研究課題。

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『貳』 煤層氣生產技術

為適應煤儲層的特殊性，常規的油氣生產工藝必須經過較大改進才能用於煤層氣的開采。本節主要根據美國黑勇士盆地和聖胡安盆地的商業化生產實踐，介紹煤層氣生產工藝和流程，以期為未來我國煤層氣的產業化生產提供借鑒。

7.5.1 煤層氣的地下運移

煤層氣主要以吸附狀態存在於煤基質的微孔隙中，其產出過程包括：從煤基質孔隙的表面解吸，通過基質和微孔隙擴散到裂隙中，以達西流方式通過裂隙流向井筒運移3個階段。上述過程發生的前提條件是，煤儲層壓力必須低於氣體的臨界解吸壓力。在煤層氣生產中，該條件是通過排水降壓來實現的。因此，在實際的煤層氣生產井中，氣體是與水共同產出的，煤層流體的運移可分為單相流階段、非飽和單相流階段及兩相流階段。

7.5.2 產氣量的變化規律

煤層流體的運移規律，決定了煤層氣的生產特點。圖7.10為典型的煤層氣生產井的氣、水產量變化曲線，可分出3個階段：

圖7.10 煤層氣生產中氣、水產量變化曲線

（據蘇現波等，2001）

Ⅰ—排水降壓階段；Ⅱ—穩定生產階段；

Ⅲ—氣產量下降階段

1）排水降壓階段：排水作業使井筒水柱壓力下降，若這一壓力低於臨界解吸壓力後繼續排水，氣飽和度將逐漸升高、相對滲透率增高、產量開始增加；水相對滲透率相應下降，產量相應降低。在儲層條件相同的情況下，這一階段所需的時間，取決於排水的速度。

2）穩定生產階段：繼續排水作業，煤層氣處於最佳的解吸狀態，氣產量相對穩定，而水產量下降，出現高峰產氣期。產氣量取決於含氣量、儲層壓力和等溫吸附的關系。產氣速率受控於儲層特性。產氣量達到高峰的時間一般隨著煤層滲透率的降低和井孔間距的增加而增加。在黑勇士盆地，許多生產井的產氣高峰出現在3年或更長的時間之後。

3）氣產量下降階段：隨著煤內表面煤層氣吸附量的減少，盡管排水作業繼續進行，但氣和水產量都不斷下降，直至產出少量的氣和微量的水。這一階段延續的時間較長，可達10年以上。

可見，在煤層氣生產的全過程都需要進行排水作業，這樣不僅降低了儲層壓力，同時也降低了儲層中水飽和度，增加了氣體的相對滲透率，從而增加了解吸氣體通過煤層裂隙系統向井筒運移的能力，有助於提高產氣量。

氣體自煤儲層中的解吸量與煤儲層壓力有關。因此，為了最大限度地回收資源，增加煤層氣產量，生產系統的設計應能保證在低壓下產氣。例如，在黑勇士盆地Deerlick Creek采區，將井口壓力從520kPa降至100kPa，氣產量可增加25%，經濟效益顯著提高。

7.5.3 煤層氣生產工藝特點

煤層氣生產主要包括排采、地表氣水分離、氣體輸送前加壓、生產水的處理與凈化4個環節。

（1）生產布局

煤層氣開發的生產布局與常規油氣有較大差異。當煤層氣開發選區確定以後，在鑽井之前，就應進行地面設施的系統設計與布局。在確定井徑、地面設施與井筒的位置關系時，應綜合考慮地質條件、儲層特徵、地形及環境條件等因素。一個煤層氣采區包括生產井、氣體集輸管路、氣水分離器、氣體壓縮器、氣體脫水器、流體監測系統、水處理設施、公路、辦公及生活設施等（圖7.11）。該系統中各部分密切配合，才會使得煤層氣生產順利進行。

圖7.11 煤層氣生產布局

（據蘇現波等，2001）

（2）井筒結構

煤層氣開發的成功始自井底，一般井筒應鑽至最低產層之下，以產生一個口袋，使得產出水在排出地面之前，在此口袋內匯集。

煤層氣生產井的結構是將油管置於套管之內，這種構型是由常規油氣生產井演化而來的。這種設計還可使氣、水在井筒中初步分離，從而減少地面氣、水分離器的數量，並可降低井筒內流體的上返壓力。一般情況下，產出水通過內徑為10mm或20mm的油管泵送至地面，氣體則自油管與套管的環形間隙產出。在黑勇士盆地，套管直徑通常為115mm或140mm，而聖胡安盆地通常為180mm或200mm。

除排水產氣外，井筒的設計還應盡量降低固體物質（如煤屑、細砂等）的排出量。井底口袋可用於收集固體碎屑，使其進入水泵或地面設備的數量降至最低。在泵的入口處，可安裝濾網，減少進入生產系統中的碎屑物質。另外，在操作過程中，緩慢改變井口壓力，也有利於套管與油管環形間隙的清潔，降低碎屑物質的遷移。

『叄』 勘探煤層氣壓裂抽出的水該怎麼處理

您好，希望以下回答能幫助您
水力壓裂的目的是為了獲得高導流能力的裂縫,工程技術人員專希望屬通過對返排流速的控制使支撐劑在裂縫內獲得較好的鋪置,進而使裂縫具有較高的導流能力。但在現場施工時由於沒有選擇合理的時機對支撐劑的迴流進行控制,導致大量的支撐劑迴流到井筒。

如您還有疑問可繼續追問。

『肆』 柳林區塊煤層氣井產出水特徵及動態變化規律

唐書恆¹ 朱衛平² 李忠城¹ 呂建偉¹ 陳江¹ 郭東鑫¹

(1.中國地質大學能源學院北京100083 2.中國石油吐哈油田公司新疆哈密839009)

摘要:河東煤田柳林區塊煤層氣井產出水具有高鹽度、高礦化度的特點，直接排放可能會造成對生態環境的破壞，開展煤層氣井產出水特徵及動態變化規律研究，將為建立合理有效的產出水處理技術提供依據。通過連續跟蹤採集柳林區塊煤層氣井產出水樣品，並進行了25項物理化學參數的系統測試，發現礦化度及氯離子、鈉離子濃度均呈現先高後低的變化趨勢，而碳酸氫根離子的變化規律相反，呈現先低後高的特點。水型呈現由NaCl水型向NaClHCO₃水型和NaHCO₃Cl水型變化的規律。產出水中陽離子以K⁺+Na⁺離子為主，陰離子HCO^－₃和Cl^－值較為接近，不存在明顯占絕對優勢的離子。依據產出水中各離子的變化特點。採用回歸分析方法，建立了氯離子濃度排采動態變化模型。

關鍵詞: 煤層氣井 產出水 水質 動態變化 柳林區塊

基金項目: 國家科技重大專項課題 ( 2011ZX05034 003) ; 國家自然科學基金項目 ( 40972108) ; 國家 973 計劃課題 ( 2009CB219604)

作者簡介: 唐書恆，1965 年生，河北正定人，博士，教授，博士生導師，從事煤層氣地質與開發工程研究。電話: 010 82320601，E mail: tangsh@ cugb. e. cn

The Characteristics and Dynamic Changes of Procing Water from Coalbed Methane Wells in Liulin Block

TANG Shuheng¹，ZHU Weiping²，LI Zhongcheng¹，LV Jianwei¹， CHEN Jiang¹，GUO Dongxin¹

( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing，100083 2. Tuha Oilfield Company，CNPC，Hami，Xinjiang，839009，China)

Abstract: The groundwater proced from the coalbed methane ( CBM) wells in Liulin block，Hedong coal field is characterized by high salinity，so the direct discharge of the water will cause environment degradation. The research on the characteristics and dynamic changes of the water proced from the CBM wells will provide basis for establishing the reasonable and effective proced water treatment technology. Based on the continuous tracking collection of the CBM wells proced water samples and the systematically testing 25 physical and chemical param- eters，the dynamic changes of the Salinity and various anions and cations were analyzed. The results show that the concentration of salinity，chloride ion and sodium ion change from high to low，but the concentration of bicarbon- ate ion changes conversely with the trend from low to high. The water changes from Na Cl type to Na Cl HCO3 type and Na HCO3Cl type. The cations are mainly K+and Na+ions，and there is no obvious dominant anions with the close HCO3－and Cl－values in the proced water. According to the changes of the ions，the model of Chloride ion concentration in the water was established using nonlinear regression analysis.

Keywords: CBM wells; proced water; water quality; dynamic changes; Liulin block

1 地質背景

河東煤田柳林區塊面積183.824km²，位於山西省西部，河東煤田中部，距太原市220km，隸屬於呂梁市柳林縣。該區屬於西北黃土高原地帶，總體地形形態南北高，西部與中部低，區內屬黃河流域。從構造位置上看，該區塊處於鄂爾多斯盆地東緣呂梁山西坡的南北向構造帶上，總體上是一個基本向西傾斜的單斜構造，屬於呂梁復背斜西翼的一部分。該區斷層稀少，次級褶曲一般幅度也不大，以單斜為主導構造。

區塊內及周邊賦存的地層有奧陶系中統峰峰組(O₂f);石炭系中統本溪組(C₂b)和上統太原組(C₃t);二疊系下統山西組(P₁s)和下石盒子組(P₁x);二疊繫上統上石盒子組(P₂s)和石千峰組(P₂sh);三疊系下統劉家溝組(T₁l)和和尚溝組(T₁h);新生界新近繫上新統(N₂);第四系中更新統(Q₂)、上更新統(Q₃)和全新統(Q₄)。

該區目前主要開采二疊系下統山西組(P₁s)3+4號和5號煤層中的煤層氣(周寶艷等，2007;接銘訓，2010;趙慶波等，2006;劉新社等，2007;傅雪海等，2007)。

2 產出水離子變化規律

河東煤田柳林區塊煤層氣井產出水具有高鹽度、高礦化度的特點，直接排放可能會對生態環境造成破壞，開展煤層氣井產出水特徵及動態變化規律研究，將為建立合理有效的產出水處理技術提供依據。本文以柳林區塊MC試驗區井組為基礎，選取了MC01V，MC0-2V兩口水平井和MC03，MC04，MC05三口直井共五口井為對象，進行連續跟蹤取樣，進行了包括礦化度、鉀鈉離子、鈣離子、鎂離子、氯離子、碳酸氫根離子、硫酸根離子等在內的25項物理化學參數的系統測試，分析了其變化規律。

2.1 礦化度變化規律

根據化驗所得到的礦化度數據，MC試驗區礦化度值整體較高，5口井排采初期最高值接近7000mg/L，最小值也接近2900mg/L，平均值約為4980mg/L(見表1)。

MC試驗區所取的5口煤層氣井中，其中3口直井(MC03，MC04，MC05)採集數據時處於壓裂後排采初期，2口水平井(MC01V，MC02V)是排采2～3個月後開始取樣。水樣分析結果表明:MC試驗區產出水礦化度在排采初期較高，在較短的時間內礦化度值下降明顯。MC01V排採到第70天時礦化度值超過3500mg/L，在排採到約90天時，其值下降到2400mg/L，在之後長達160天的時間段內基本趨於穩定。MC02V井從取樣開始，礦化度值始終保持相對平穩(圖1)。

2.2 氯離子變化規律

由MC試驗區煤層氣井產出水氯離子變化趨勢圖(圖2)可以看出，MC試驗區由於排采時間長短不同，測定的氯離子濃度變化趨勢亦不同，MC03，MC04，MC05三口直井排采初期即開始取樣，初期氯離子濃度較高，之後呈現迅速降低的變化趨勢。兩口水平井MC01V，MC02V分別從排采70天和118天才開始取樣，取樣時間段內氯離子變化較平穩，且濃度值較直井顯著偏低，大部分數值處於300～400mg/L的范圍內。

表1 MC實驗區煤層氣井產出水礦化度統計

圖1 MC試驗區煤層氣井產出水礦化度變化趨勢

圖2 MC試驗區煤層氣井產出水氯離子變化趨勢

2.3 HCO^―₃變化規律

從MC試驗區煤層氣井產出水HCO^－₃變化趨勢圖(圖3)可以發現，MC-03，MC-04，MC-05三口直井在排采初期，HCO^－₃離子濃度較高，基本位於1400～1900mg/L之間，之後處於緩慢上升的過程;而MC-01V，MC-02V兩口水平井HCO^－₃離子濃度較3口直井要低，在排采100天後，HCO^－₃離子濃度緩慢上升，但數值變化較平穩，均處於1000～1500mg/L范圍之內。

圖3 MC試驗區煤層氣井產出水HCO^－₃變化趨勢

2.4 Na⁺變化規律

從MC試驗區煤層氣井產出水Na⁺變化趨勢圖(圖4)可以看出，MC-03、MC-04，MC-05三口直井在排采初期Na⁺離子濃度較高，在2000～2500mg/L之間，之後呈現緩慢下降的趨勢。MC04井下降幅度最為明顯，而MC-01V，MC-02V兩口水平井在排采100天後，Na⁺離子在數值上變化較平穩，處於700～800mg/L范圍之內。

圖4 MC試驗區煤層氣井產出水鈉離子變化趨勢

2.5 其他離子變化規律

其他離子主要是鈣、鎂離子和硫酸根離子。5口井化驗得出的鈣鎂離子濃度均較低，一般小於12mg/L;硫酸根離子濃度一般小於40mg/L。

3 水型動態變化規律

MC試驗區2口水平井MC-01V，MC-02V水型表現為NaHCO₃Cl水型;3口直井中，MC-03，MC-05前期呈現為Na-Cl水型，後期呈現為Na-Cl-HCO₃水型;MC-04井前期呈現為Na-Cl水型，後期呈現為Na-HCO₃-Cl水型。MC試驗區產出水中陽離子以K⁺+Na⁺離子為主，陰離子HCO^－₃和Cl^－值較為接近，不存在明顯占絕對優勢的離子(圖5)。

圖5 MC試驗區派珀三線圖解

可以用Stiff圖表示MC試驗區的水型隨排采時間的整體變化情況(圖6)。在排采初期，MC試驗區水型表現為NaCl水型，Stiff圖呈上寬下窄的漏斗狀，如圖6(a)所示，這一階段的持續時間一般為4～6個月;在排採的中期，MC試驗區水型表現為NaClHCO₃水型或者NaHCO₃-Cl水型，Stiff圖形如圖6(b、c)所示，這一階段的持續時間大約為6～8個月;在排採的中後期，水型以NaHCO₃水型或Na-Cl-HCO₃水型為主，Stiff圖形呈圖6(d)所示形狀。

圖6 MC試驗區煤層氣井產出水平均化學成分Stiff圖形

4 氯離子濃度排采動態變化模型

經水質化驗顯示，由於鑽井液的影響(李忠城等，2011)，柳林區塊煤層氣井產出水在開采初期具有較高的礦化度和鹽度，但不含國家Ⅱ類飲用水標准(地表水環境質量標准，2002)(表2)中所嚴格限制的鐵、錳、銅、鋅、砷等陽離子，硝酸鹽(以N計)、硫酸鹽(以SO^2－₄計)陰離子也遠低於國家Ⅱ類飲用水標準的限定值。唯有氯化物(以Cl^－計)濃度在排采前期遠高於國家Ⅱ類飲用水標准，並隨著排采時間的增加而降低，柳林區塊煤層氣井產出水中氯化物的變化趨勢見圖2。

表2 國家Ⅱ類飲用水標准主要離子限定要求

可以發現，隨著排采時間的增加，煤層氣井產出水中氯離子濃度，由初期遠高於國家Ⅱ類飲用水標准，逐漸降低並向Ⅱ類飲用水標准接近，最後完全達到Ⅱ類飲用水標准。建立產出水中氯離子濃度與排采時間的關系模型，對於煤層氣井產出水的處理具有重要意義。本文利用回歸分析方法對氯離子濃度進行分析。

在應用回歸分析法時，一般用Newton迭代法求解此正規方程組。也可以直接極小化殘差平方和，求出未知參數的非線性最小二乘估計值。在實際應用中，可以採用SPSS軟體直接求算(潘國營等，2002)。

圖7 MC-04井氯離子濃度與時間的關系

以MC-04井為例，採用SPSS軟體進行函數的計算和模型建立。初步判定氯離子濃度變化的模型為f(x)=b₀b^x₁，隨機給定初值b₀=1240，b₁=0.95，經過13次迭代後收斂。從計算結果來看(圖7)，模型的相關系數R²=0.958，說明非線性回歸擬合效果較好。因而可以得到該井氯化物(以Cl計)濃度的變化模型為:f(x)=b₀b^x₁=1774.6^*0.991^x。

同理可計算其餘兩口井模擬計算數據，模型相關參數見表3。

表3 柳林區塊氯離子濃度排采動態模型參數

根據上述數學模型可以預測煤層氣井產出水水質達到國家標准所要求的時間(表3)，在這個時間點之前，產出水必須進行處理才能進行排放，否則會對周圍環境和地表水源產生污染。

5 結論

通過對河東煤田柳林區塊煤層氣井產出水進行系統的跟蹤采樣分析，對產出水的水質變化規律進行研究，取得了以下主要的認識和成果:

1)各煤層氣井產出水的礦化度和氯離子、鈉離子濃度，均隨著排采時間的增長呈現由高到低的變化趨勢，而碳酸氫根離子的變化規律相反，呈現先低後高的特點。

2)煤層氣井產出水的水型呈現由Na-Cl水型向Na-Cl-HCO₃水型、Na-HCO₃-Cl水型或NaH-CO₃水型變化的規律。

3)建立了氯離子濃度變化與排采時間的非線性回歸分析模型。採用該模型可以較好地預測氯離子濃度達到國家Ⅱ類飲用水標准所需的時間，為煤層氣井產出水的技術處理提供了參考依據。

參考文獻

地表水環境質量標准.2002.GB/3838

傅雪海，秦勇，韋重韜.2007.煤層氣地質學［M］.徐州:中國礦業大學出版社，143～144

接銘訓.2010.鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發前景［J］.天然氣工業，30:1～6+121

李忠城，唐書恆，王曉鋒等.2011.沁水盆地煤層氣井產出水化學特徵與產能關系研究［J］.中國礦業大學學報，40(3):434～439

劉新社，席勝利，周煥順.2007.鄂爾多斯盆地東部上古生界煤層氣儲層特徵［J］.煤田地質與勘探，35(1).37～40

潘國營，韓懷彥，王永安等.2002.應用SPSS統計軟體和污染指數評價地下水污染———以濮陽市地下水污染評價為例［J］.焦作工學院學報(自然科學版)，21(3):172～174

趙慶波等著.2006.煤層氣地質與勘探開發［M］.北京:石油工業出版社

周寶艷，傅雪海，秦勇等.2007.河東煤田水文地質條件與煤層氣的關系［A］.煤層氣勘探開發理論與實踐［C］.北京:石油工業出版社，70～77

『伍』 煤層氣井 出水減少了！產氣流量沒有掉，套壓也沒有掉！什麼原因怎麼處理

你給的信息有點少啊，產水量減少原因很多，一種是煤解吸到一定程度了，煤層氣解吸的較多，出現不穩定流。你說的煤層氣井解吸程度在那個階段啊？

『陸』 煤層氣藏開發初期單相水排采特徵及其指示意義———以沁水盆地南部煤層氣田為例

呂玉民 湯達禎 許 浩 陶 樹 張 彪

( 中國地質大學 ( 北京) 能源學院 北京 100083)

摘 要: 研究欠飽和煤層氣藏開發過程中獨特性的單相水流階段有助於加深了解這類煤層氣藏早期排采特徵及其對氣井潛在產能的指示作用。本文以沁南煤層氣田欠飽和煤層氣藏為例，重點研究這類氣藏開發初期單相水排采特徵，揭示其與後期氣井產能大小的關系，並分析其對氣井潛在產能的預示意義。研究表明: 沁南地區氣井單相水排采特徵受斷層影響大，其排采時間與累計產量之間存在指數關系; 排采時間介於 50 ～140 d、累計產水量小於 500 m3的氣井顯示較好的產氣能力。

關鍵詞: 欠飽和煤層氣藏 單相水 排采特徵 指示意義

基金項目: 大型油氣田及煤層氣開發國家科技重大專項 ( 2011ZX05034 －001) ; 國家重點基礎研究發展規劃項目 ( 973) ( 2009CB219600) ; 中央高校基本科研業務費專項資金 ( 2011PY0211)

作者簡介: 呂玉民，男，1985 年生，江西吉安人，博士生，現從事煤層氣地質與開發研究。地址: 北京市海淀區學院路 29 號中國地質大學 ( 北京) 能源學院。電話: 010 82322011。E-mail: yale1210@163. com

Single-Phase Water Flow Performance and Indication for Coalbed Methane Early Development: A Case of Southern Qinshui Basin

LV Yumin，TANG Dazhen，XU Hao，TAO Shu，ZHANG Biao

( School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing，100083，China)

Abstract: Research on the unique single-phase water flow performance in the under-saturated reservoir devel- opment is favorable to acquire early pumping characteristics and forecast gas well proctivity. This paper takes the case of the under-saturated CBM reservoirs in the southern Qinshui Basin，places emphasis on the characteristics of single-phase water pumping in the infancy of developing those under-saturated reservoirs，reveals the relation- ship between single-phase water pumping performance and gas well proctivity，and analyses its indication of gas well potential proction capacity. Results show single-phase water flow performance in Southern Qinshui Basin is mainly controlled by faults，and single-phase water pumping time has exponent relation to the accumulative water proction. Additionally，those wells with pumping time of 50 ～ 140d and accumulative water proction of less than 500 m³show excellent gas proction performance.

Keywords: under-saturated coalbed methane reservoirs; single-phase water; pumping characteristics; indication

煤層氣藏作為重要的非常規天然氣藏，日益受到國內學者的廣泛關注。近幾年來，一大批國內學者在煤層氣藏儲層物性(陳振宏等，2007)、水文地質條件(王紅岩等，2001;王勃等，2007)、邊界及封閉機理(蘇現波等，2005;宋岩等，2009)及成藏演化(宋岩等，2009;趙群等，2007;趙孟軍等，2005)等方面開展了大量的研究工作並取得一定的成果。但與國外相比，我國煤層氣藏基礎研究起步晚，在煤儲層發育地質環境及形成機理、高溫高壓下煤的吸附特性及描述模型和煤的吸附性能的地質控制因素等方面需要加強和深化(宋岩等，2005)。我國目前對煤層氣藏開發缺乏系統的認識，尤其是對欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采特徵及其與氣井產能之間的關系認識不足，制約了氣田的合理開發部署。由於煤儲層具有明顯的應力敏感特性，因而欠飽和煤層氣藏開發初期不合理的單相水排采措施將極大地損害儲層絕對滲透率，降低氣井潛在的產氣能力，甚至影響整個煤層氣田的後期開發部署和開發效果。

1 欠飽和煤層氣藏氣水產出特徵

較強的吸附能力是煤儲層的顯著特點之一，煤層吸附態氣體一般能達到80%以上(蘇現波等，1999)。這種不同於常規天然氣藏的特殊賦存機制，決定了煤層氣產出機制的獨特性。煤層氣產出是一個排水→降壓→解吸→擴散→滲流→產出的過程(馮文光，2009)。在這個過程中，煤層氣藏氣水產出機理受其含氣飽和度大小的影響，也就是說煤層氣藏含氣飽和度不同，煤層氣井的氣水生產曲線也不同(蘇現波等，2001)。

1.1 過飽和/飽和煤層氣藏氣水產出特徵

過飽和煤層氣藏指含氣飽和度大於100%的煤層氣藏，其特點是部分煤層氣以游離態賦存於煤儲層的孔裂隙系統中。當氣井開井排水降壓後，煤層氣迅速解吸擴散，並與游離態的煤層氣一同產出(圖1a)。因而，開發這類氣藏時，氣井開井排水後立即產出煤層氣，基本上不經歷不飽和單相水流階段，直接進入氣水兩相流階段(如圖1中III階段)。

圖1 不同含氣飽和度的煤層氣藏氣水產出特徵曲線

飽和煤層氣藏指含氣飽和度等於100%的煤層氣藏。當氣井開井排水降壓後，煤層氣立即解吸擴散。隨著解吸和擴散的進行，煤層孔裂隙中游離氣飽和度逐漸增大，直到其大於殘余氣飽和度後，氣井才開始產出煤層氣(圖1b)。因而，開發這類煤層氣藏，氣井經歷一段較短的不飽和單相水流階段(如圖1中II階段)，之後才產出煤層氣。

1.2 欠飽和煤層氣藏氣水產出特徵

欠飽和煤層氣藏指含氣飽和度低於100%的煤層氣藏。當氣井開井排水降壓後，煤層氣基本上尚未發生解吸，直到儲層壓力低於臨界解吸壓力後，煤層氣才開始解吸。此時氣井仍未產出煤層氣。只有當煤層孔裂隙中游離氣飽和度大於殘余氣飽和度後，氣井才開始產出煤層氣(圖1c)。因而，開發這類煤層氣藏，氣井先後經歷飽和單相水流、不飽和單相水流(圖1中I、II階段)，之後才開始產出煤層氣。

欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采階段需要較長的時間，少則1～2個月，多則數年之久。長時間單相水排采期內形成的氣水排采特徵是認識氣藏儲層特徵和研究氣井潛在產能的重要依據。

2 欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采特徵

表徵欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采特徵的量化參數主要有2個:單相水排采時間和單相水累計產量。

2.1 單相水排采時間

單相水排采時間指開發欠飽和煤層氣藏時煤層氣井早期只產水不產氣階段所經歷的時間。長時間的單相水排采時間勢必增加煤層氣井開發作業成本。因而，單相水排采時間的長短直接影響氣田開發成本，是評價煤層氣田開發經濟性的重要參數。

2.2 單相水累計產量

單相水累計產量指開發欠飽和煤層氣藏時煤層氣井早期只產水不產氣階段地下水累計產出的總量。由於采出水大多具有高礦化度、高鹽度等特徵，不符合國家排放標准，必須經過處理後才能排放，以便不對地表水系及地下水造成污染(潘紅磊等，1998;王志超等，2009)。采出水的處理無疑增加了煤層氣開發成本，因而單相水累計產量的大小影響氣田的開發成本，是評價煤層氣田開發經濟性的重要參數。

2.3 單相水排采時間與單相水累計產量之間的關系

欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采時間與單相水累計產量同時受地質、工程以及人為因素等諸多相同因素的影響，兩者之間必然存在一定的關系。從沁南煤層氣田煤層氣井單相水排采時間與單相水累計產量之間的關系圖上可以看出(圖2):當單相水排采時間小於250d時，其與單相水累計產量之間呈現較強的線性關系;當單相水排采時間大於250d時，其與單相水累計產量的相關性較差，呈指數關系;整體而言，兩者之間呈指數關系:

y=144.37exp(0.0069x)

式中:x為單相水排采時間，d;y為單相水累計產量，m³。該擬合函數的R²值達到0.8323，表明該函數能較好地描述該地區單相水排采時間與單相水累計產量之間關系。

2.4 單相水排采特徵的影響因素

影響單相水排采特徵的因素很多，主要有氣藏臨儲比、排采速度、構造地質條件和水文地質條件。

在排采速度相同的條件下，煤層氣藏含氣飽和度越高，臨解比越大，即臨界解吸壓力越接近儲層壓力，意味著氣井實現產氣所需降壓的幅度越小，因而單相水排采時間就越短，累計產水量也相對較小。

圖2 單相水排采時間與單相水累計產量之間的關系圖

在臨儲比相近的條件下，煤層氣井排采速度越快，儲層降壓越快，實現產氣的時間越短(即單相水排采時間就越短)，累計產水量也越小，如表1中的含氣飽和度約為82.8%的J7與J10。

表1 單相水排采特徵與斷層的關系

構造地質條件和水文地質條件對單相水排采特徵的影響極大。不同構造部分、不同水文地質條件的區域，其儲層的滲透性、含水性以及地下水體的活躍性各不相同，造成氣井的單相水排采特徵也存在差異。沁南煤層氣田多發育正斷層(王紅岩，2005)，這些斷層附近的水文地質條件復雜，不利於排水降壓，單相水排采時間較長、累計產量較大(表1)。

3 單相水排采特徵與氣井產能的關系

對於應力敏感的煤儲層來說，欠飽和煤層氣藏開發初期不合理的單相水排采措施(排采過快或過慢)必然引起儲層滲透率的損害，降低氣井後期的排水產氣能力。研究探討單相水排采特徵參數與氣井產能之間的關系可以為開發早期制定合理單相水排采方案、提前預測煤層氣井產能以及採取必要的儲層增產改造措施提供指導。

目前，沁南煤層氣田處於開發初期階段，大部分煤層氣井排采時間不長。該區樊庄、潘庄及鄭庄區塊煤儲層含氣飽和度大體在80%～90%，屬於欠飽和煤層氣藏(要惠芳等，2009)。為了科學地評價單相水排采特徵與氣井產能之間的關系，選擇氣井產氣後連續排采1年形成的平均產氣量和最大產氣量作為氣井產能指標。

3.1 單相水排采時間與氣井產能的關系

氣井排采過快，單相水排采時間過短，往往引起儲層不可恢復的應力傷害，降低滲透率，影響產能;同時單相水排采時間過長，儲層中水量較大(或連通含水層)，不利於氣井形成較好產能。

圖3顯示為沁南地區單相水排采時間與產氣量之間的關系。從圖中可以清楚地看出，氣井的單相水排采時間與氣井1年內的產氣量之間存在4個明顯的特點:1)單相水排采時間大於140d的煤層氣井，其平均產氣量基本上都小於3000m³/d，最大產氣量則小於6000m³/d;2)單相水排采時間小於50d的煤層氣井，其平均產氣量基本上都小於3000m³/d，最大產氣量則小於6000m³/d;3)出現較高產能的煤層氣井(平均產氣量大於3000m³/d，最大產氣量大於6000m³/d)，其單相水排采時間均介於50～140d;4)部分單相水排采時間介於50～140d的煤層氣井產能偏低。這表明過長/過短的單相水排采時間不利於煤層氣井形成高產。

圖3 單相水排采時間與氣井產能的關系圖

在煤儲層含氣飽和度相當、地下水總體不活躍的沁南地區，部分井出現過長的單相水排采時間意味著該井溝通了活躍的水層，造成氣井降壓困難，產氣有限;而過短的單相水排采時間表明氣井排采速度過快，儲層滲透率出現不同程度不可逆轉的傷害，不利產氣。因而，沁南地區單相水排采時間大於140d或小於50d的煤層氣井，指示其產能普遍偏低;而介於50～140d的煤層氣井比較有利於形成較高的產能。

3.2 單相水累計產量與氣井產能的關系

單相水累計產量的大小往往指示區域水文地質特徵。在相同的水文地質背景下，某些氣井長時間大量排采單相水，很可能表明儲層與含水層溝通，不利排采，難以形成較好產能。

圖4顯示沁南地區單相水累計產量與產氣量之間的關系。從圖中可以清楚地看出:氣井的單相水排采時間與氣井1年內的產氣量之間存在3個明顯的特點:1)單相水累計產量大於500m³的煤層氣井，其平均產氣量基本上都小於2000m³/d，最大產氣量則小於4000m³/d;2)出現較高產能的煤層氣井(平均產氣量大於2000m³/d，最大產氣量大於4000m³/d)，其單相水累計產量小於500m³;3)有一部分單相水累計產量小於500m³的煤層氣井產能偏低。

圖4 單相水累計產量與氣井產能的關系圖

從表1看，沁南地區單相水累計產量偏高的煤層氣井大多位於正斷層附近。在煤層氣藏成藏過程中，正斷層絕大部分時間作為煤層氣逸散的通道，導致正斷層附近的煤層氣保存條件較差，煤儲層含氣飽和度較低，增加了單相水排采階段的排采時間和累計產水量。同時，正斷層溝通附近的含水層，造成單相水排采階段長時間降壓困難，也延長了排采時間，增大了氣井產水量。因而，沁南地區單相水累計產量大於500m³的煤層氣井，指示其產能普遍偏低;而小於500m³的煤層氣井比較有利於出現較高的產能。

4 結論

(1)過飽和、飽和和欠飽和煤層氣藏開發過程中的氣水產出特徵各不相同，其中以欠飽和煤層氣藏的氣水產出特徵最典型。欠飽和煤層氣藏的氣水產出特徵最顯著的特點是其開發初期存在較長時間的單相水排采階段。

(2)單相水排采時間和單相水累計產量是描述欠飽和煤層氣藏開發初期單相水排采特徵的2個重要參數。單相水排采特徵受斷層影響大。沁南煤層氣田氣井的單相水排采時間與單相水累計產量之間存在指數關系。

(3)沁南煤層氣田產能較好的煤層氣井，其單相水排采時間為50～140d，單相水累計產量小於500m³;單相水排采時間大於140d及小於50d或單相水累計產水量大於500m³的煤層氣井，其產能普遍偏低。

參考文獻

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『柒』 煤層氣的開發管理

加拿大是聯邦制國家，礦產資源管理權由聯邦政府和省政府分享。聯邦政府負責沿海大陸架礦產資源、鈾礦資源、印第安保留地、國家公園的共有土地上的礦產資源管理，其餘包括煤層氣在內的礦產資源按屬地管理，即當地省政府管理。加拿大的憲法賦予了各省自己管理本省范圍內礦產資源的權利，聯邦政府協調省際和國際的能源事務。在加拿大進行礦產資源勘探開發，首先要申請礦業權，並辦理礦區租賃手續。礦業權審批發證、變更登記及轉讓管理等均由省政府負責。煤層氣在加拿大作為天然氣進行管理，管理天然氣的政策法規直接適用於煤層氣。

艾伯塔省煤層氣資源潛力巨大，對政府和企業都具有巨大的吸引力，政府和企業都能從煤層氣資源開發中獲益^［77］。該省對煤層氣的管理與天然氣相同。艾伯塔省與能源有關的部門主要有省能源部、省環境部、省能源委員會、省資源可持續發展委員會、省地質調查局。省能源部主要負責本省能源開發的礦業權審批和頒發，制定產業政策和立法，礦區使用費和權利金的徵收，在能源開發利用及運輸過程中協調公司或企業間的關系，解決能源開發利用中的矛盾。加拿大的礦業權和土地所有權是分離的。勘探許可證和采礦許可證的持有者須得到土地所有者的同意才可以進行礦產勘探和開發活動。如果土地所有權屬於省或聯邦政府，礦業權人在得到有關部門的授權後可以無償使用土地。如果土地所有權屬於私人所有，則須徵得土地所有權人同意，並給予一定的補償。礦業權管理方面，省能源部每兩周公布一次全省的礦業權分布變化情況，並對沒有業主的區塊進行公開拍賣。另外，礦業權按照不同礦種進行登記管理，政府對5年內沒有任何投入的區塊將收回礦業權^［78］。省環境部主要負責本省能源開發利用中涉及環境保護方面的立法和地下水資源的管理，以及與氣候變化有關項目的協調與管理。省能源委員會對能源投資和生產者依據法規進行審核和監督，委員會在執法過程中要充分徵求當地政府部門和公眾的意見，必要時可舉行聽證會^［79］。省地質調查局負責省內油氣(包括煤層氣)勘探開發的研究項目管理及資料的匯交。地調局網站在線提供研究報告，並進行一些研究報告的出版工作，同時為油氣開發商提供資料服務。

艾伯塔省天然氣管道設施良好。位於艾伯塔省東部的TransCanada管線是加拿大最重要的管道運輸系統，最大的管線公司是TransCanada公司。管線公司負責建設和管理天然氣運輸管道，並對天然氣輸送收取一定的費用。加拿大生產的天然氣一半以上出口到美國，其天然氣管道與美國天然氣管道實行跨國連接，使得加拿大和美國的天然氣市場成為一個整體。因此，加拿大對天然氣行業的價格監管採取與美國相同的天然氣監管政策。艾伯塔省的煤層氣銷售與常規天然氣一樣，也實行市場化。

艾伯塔省與油氣資源勘探開發有關的法規主要為《水法》及《能源資源保護法》、《天然氣資源保護法》、《天然氣設施法》等。《水法》應用於除家庭用水、營房用水、鹹水(礦化度大於4000mg/l)開發外的所有水的開發和利用。在地下水被開發、利用和處理前必須獲得省環境部的批准。從煤層氣井裡進行水的排采、利用和處理時，如果其礦化度小於4000mg/l，屬非鹹水，就必須按照《水法》獲得省環境部的批准，如果其礦化度大於4000mg/l，屬鹹水，不在《水法》的管轄范圍，但要遵從艾伯塔省能源及公用事業委員會的管理規定^［80］。按照《水法》的規定，在煤層氣的開發中，非鹹水和鹹水禁止混合排采，一口煤層氣井嚴禁在兩個和兩個以上的水層完井，嚴禁直接排采水層。礦區復墾和任何可能影響環境的物質處理都要遵守《環境保護及改善法》的規定。從煤層氣井裡排采出來的非鹹水經過授權可用於任何合理的用途，也可以被重新回注到井下合適的水層中。環境部在審核煤層氣開發者提交的申請時，要對煤層氣鑽井過程中涉及的水層進行評價，主要包括水層的保護、現存水用戶的保護、鄰井水層及地表水體的保護、排采水的利用和處理等，並要進行公告，徵求公眾意見。

『捌』 煤層氣田集輸工藝實踐與探討

劉寧

（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）

摘要 煤層氣集輸是煤氣田開發利用的核心環節之一，也是煤層氣深加工提高經濟效益的關鍵步驟。本文結合中聯公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程地面集輸工程施工的實際情況，簡要分析煤氣田集輸技術，闡述目前煤氣田集輸技術所面臨的突出問題，並建議國家在政策方面對煤氣田集輸規劃和施工給予必要支持。

關鍵詞 煤層氣田 集輸工藝 地面工程

Practice and Study on Gathering and Transportation Technology of CBM Field

Liu Ning

（China United Coalbed Methane Corp.，Ltd.，Beijing 100011）

Abstract：The gathering and transportation of CBM are one of the core links in the development and utilization of CBM and the critical steps for CBM deep process and enhanced economical profit.Based on the practices of CBM's gathering and transportation in CUCBM's Qinnan CBM Hi-tech demonstration project，this article briefed the technology of CBM gathering and transportation and summarized the problems existing in the operations of gathering and transportation of CBM.It was suggested that the State should provide necessary support to the engineering of CBM gathering and transportation.

Keywords：CBM field；gathering and transportation Technology；surface engineering

引言

中國煤層氣資源豐富，埋深2000m 以淺的煤層氣資源量為（30～35）×10¹²m³，位居世界第三。經過多年的勘探，取得重大突破，從2004年開始，中聯公司在沁水盆地南部實施了沁南煤層氣開發示範先導性試驗項目，其中開創性地進行了正規的煤層氣田集輸工程建設。本文扼要總結了該項目集輸工程的工藝實踐，以便積累經驗，交流技術。

與常規天然氣相比較，煤層氣集輸具有鮮明的自身特點：日產量偏低，平均單井產量在1500m³/d，需要規模連片開發，前期投資高；集輸管線運行壓力偏低，單井集輸管線維持0.1MPa，集輸管線運行壓力不超過1MPa，進入現有天然氣管網需要多次增壓；生產周期長，參照國外煤層氣井生產壽命，結合國內單井排采實際，生產周期約在20年以上，運行成本高；煤層氣介質相對純凈，處理環節簡單，過濾和壓力調節是最主要的處理工藝。

1 煤層氣集輸過程

煤層氣集輸工藝流程：單井產氣（正常壓力0.1～0.3MPa），經過單井輸氣管線進入集氣站，在集氣站經過調壓後，經集氣管線進入集氣總站，經過過濾、調壓、計量和緩沖後，進入集氣總站壓縮機增壓，增壓後經外輸管線進入處理母站，完成過濾、調壓、計量和緩沖後進入母站壓縮機處理，最終可採用進入管網長輸、壓縮（CNG）和液化（LNG）等三種處理方法。目前，沁南區塊均採用壓縮（CNG）處理模式。

1.1 單井工藝流程

單井工藝流程產氣經過地面工藝流程進入輸氣管線，安裝旁通管線和安全閥以備緊急情況放空；水管線經過水表計量後進入污水池。主要設備包括簡易分氣包、安全閥、流量計、水表和放空裝置。

配套壓力變送器、溫度變送器、智能水表和小型RTU箱（信號傳輸模塊），實現套壓、溫度和產水量往集氣站的傳輸。

1.2 集氣站工藝流程

將單井來氣經過調壓後匯集輸往集氣總站（在匯集中對單井產量實行輪換計量）；主要設備配件包括調壓閥門、流量計、集氣匯管和放空裝置等。

將單井產量、集氣站溫度壓力及單井傳輸信號向集氣總站控制室傳輸。

1.3 集氣總站工藝流程

集中集氣站來氣，經過過濾、調壓、計量和緩沖，進入壓縮機增壓；壓縮機將來氣增壓至0.6MPa，經長輸管線進入供氣母站；主要設備包括增壓壓縮機組、調壓裝置、緩沖裝置、過濾裝置等配套設備。

1.4 供氣母站工藝流程

將所有產氣經過過濾、調壓、計量和緩沖後進入壓縮機組，壓縮至25MPa並經過深度脫水後，經加氣柱加氣銷售；氣體經過過濾、調壓、計量和減壓後進入燃氣發電機組，確保所有用電設備正常運行；接收集氣總站傳輸的信號和發電機、壓縮機運行信號，在控制中心顯示，實現保存和傳輸；實現對供氣母站、集氣總站和集氣站及單井的遠程監控；主要設備包括壓縮機組、動力裝置、調壓裝置、緩沖裝置、過濾裝置、計量裝置和自動控制系統等。

2 煤層氣集輸技術的制約因素

2005年，中聯公司在沁南潘河示範項目中成功進行了煤層氣集輸工程施工，取得了技術突破，設備運行平穩，工藝技術可靠，但也存在諸多制約因素，主要表現在：

2.1 尚未形成適合煤層氣集輸自身特點的設計施工標准和規范

由於我國的煤層氣開發利用初步進入商業化運營階段，目前，煤層氣的集輸技術研究也處於起步階段。在集輸技術應用過程中，主要是參考和借鑒現行天然氣的集輸和站廠建設規范規程。由於煤層氣與天然氣在工作壓力、生產周期、工作制度和純度各方面存在的較大差異，套用天然氣集輸和站廠工藝會在集輸管線材料（含管件、閥門）和主要設備規格升高，進而導致投資偏高，造成煤層氣「低壓、低產，但投資高、回收周期長」。

2.2 市場機制不完善，生產的煤層氣利用率不高，目前很難形成明顯的經濟收益

煤層氣這種新興清潔能源，開發地一般處於中西部地區，開發環境惡劣，加上輸氣管線嚴重缺乏，又很難進入國家天然氣輸氣管網；受中間輸送環節的制約，終端市場的煤層氣消費價格居高不下，供應總量難以做大，目前尚不能形成規模效應，導致市場開發難度大，競爭力不夠強。特別是目前採用壓縮（CN G）處理模式，專用運輸車輛有限，並且受運輸費用限制，輻射半徑一般不超過開發區300km范圍，數量較少，影響較小，收益有限。

3 煤層氣集輸急需的政策支持

根據煤層氣開發與市場需求，統籌規劃煤層氣管網規劃，鼓勵煤層氣進入現有的天然氣管網作為補充，擴大消費范圍，堅持就近利用與余氣外輸相結合，出台政策支持地方政府與企業加快煤層氣專用管網建設，逐步完善市場機制，提高利用率。

借鑒和參考天然氣和國外煤層氣開發經驗，總結國內煤層氣集輸建設得失，盡快制訂煤層氣集輸規范，指導國內蓬勃發展的煤層氣集輸送工程。

4 結論

我國是煤層氣資源大國，通過煤層氣的開發特別是經過集輸處理和深加工，能夠有效解決煤礦瓦斯危害和減少溫室氣體排放，提供新型清潔能源緩解天然氣供應短缺矛盾，同時也給企業帶來良好的經濟效益。煤層氣集輸和深加工，其工藝和設備從國內和國際上來看都是成熟的，也必將有更為廣闊的前景。

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『玖』 石油開發地質環境狀況及其對能源開發的影響研究

石油不僅是人類主要的能源之一，也是人類環境污染源之一。據資料統計，每年有800多萬噸石油進入世界環境，污染土壤、地下水、河流和海洋。隨著黃土高原地區石油的大量開采利用，該地區呈現採油麵積大、油井多、產量低、開發技術落後等特點。它對自然環境帶來的污染日趨嚴重，直接影響到該地區的生態與生存條件。局部地區情況已經極為嚴重，已威脅到當地的農業生產和農民的生存環境。石油類物質已成為該地區的重點污染物之一，區內土壤、河流等已不同程度的遭到石油類的污染。

一、鄂爾多斯盆地主要含油氣系統

鄂爾多斯盆地是多旋迴的疊合含油氣盆地，地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，面積32萬km²，顯生宙沉積巨厚。盆地基底為太古宙—古元古代變質岩系，中、新元古代為裂陷槽盆地，沉積物為淺海碎屑岩—碳酸鹽岩裂谷充填型;早古生代為克拉通盆地，沉積物為陸表海碳酸鹽岩台地型;晚古生代—中三疊世為克拉通坳陷盆地，沉積物由濱海碳酸鹽岩型過渡為陸相碎屑岩台地型;晚三疊世—白堊紀為大型內陸坳陷盆地，沉積物為陸內湖泊、河流相沉積型;新生代整體上升，盆地主體為平緩西傾的大斜坡，沉積物為三趾馬紅土和巨厚的風成黃土;周緣有斷陷盆地發生和發展。盆地內已勘探開發的4套含油氣系統均屬地層-岩性油氣藏。

1.上三疊統延長組岩油藏含油系統

最早勘探開發的延長組含油系統烴源岩以延長組深湖相及淺湖相黑色泥岩、頁岩和油頁岩為主，生烴中心分布在盆地南部馬家灘—定邊—華池—直羅—彬縣范圍，油源岩最厚達300～400m，有利生油區面積達6萬km²(圖3-3)，儲集岩圍繞生油凹陷分布，北翼緩坡帶有定邊、吳旗、志丹、安塞和延安等5個大型三角洲及三角洲前緣砂體，南翼較陡坡帶則發育環縣和西峰等堆積速率較快的河流相砂體及水下沉積砂體。儲滲條件靠裂縫及濁沸石次生孔隙改善，圈閉靠壓實構造，遮擋靠岩性在上傾方向的側變。

2.下侏羅統延安組砂岩油藏含油系統

延安組砂岩油藏以淡水—微鹹水湖相沉積的上三疊統延長組烴源岩為主要油源岩，屬混合型乾酪根;以沼澤相煤系沉積的侏羅系延安組為輔助烴源岩，屬腐殖型乾酪根，陝北南部的衣食村煤系更以含油率高為特徵。三疊紀末期，印支運動使鄂爾多斯盆地整體抬升。在三疊系頂部形成侵蝕地貌，以古河道形式切割延長組。規模最大的甘陝古河由西南向東北匯聚慶西古河、寧陝古河和直羅古河，開口向南延伸(圖3-4)。印支期侵蝕面的占河道切割了延長組，成為油氣下溢通道，溢出侵蝕面的油氣首先向古河床內的富縣組和延安組底砂岩運移和聚集，也向延安組上部各砂岩體及古河床兩側的邊灘砂體中運移、聚集，以壓實構造和大量岩性圈閉為其主要圈閉形式。

圖3-3 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長組沉積期沉積相圖

3.奧陶系馬家溝組碳酸鹽岩含氣系統

鄂爾多斯盆地奧陶系陸表海淺海碳酸鹽岩的烴源岩主要為微晶及泥晶灰岩、泥質灰岩、泥質雲岩及膏雲岩，厚達600～700m。生烴中心:東部在榆林—延安一帶，西部在環縣—慶陽一帶，產生腐泥型裂解氣。加里東運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，經受130Ma的風化剝蝕，導致奧陶系頂面形成準平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖邊一帶分布有南北走向的寬闊潛台，周緣有潛溝和窪地，在上覆石炭系煤系鐵鋁土岩的封蓋和東側奧陶系鹽膏層的側向遮擋雙重作用下，古潛台成為天然氣運移聚集的大面積隱蔽圈閉(圖3-5)。

4.石炭-二疊系煤系含氣系統

鄂爾多斯盆地石炭系為河湖相和潮坪相沉積，二疊系為海陸過渡相和內陸河湖相沉積，以碎屑岩為主，僅石炭系有少量碳酸鹽岩。烴源岩主要為石炭系太原組和下二疊統山西組的煤系，顯微組成為鏡質體與絲質體，乾酪根屬腐殖型，煤層氣的組分以甲烷為主。北部東勝、榆林地區煤層厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范圍約7萬km²;南部富縣、環縣地區煤層厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范圍約6萬km²。儲集體以砂岩為主，主要物源區在北部大青山、鳥拉山一帶，各層砂體疊置，蔚為壯觀。山西組沉積中心位於盆地南部洛川—慶陽一帶，以盆地北部砂體最發育，共有6條大砂體向盆地內延伸，各條大砂體內部受古河網控制，呈現復雜的條帶狀。儲滲條件靠裂縫及後生成岩作用改善，圈閉靠壓實構造及上傾方向的岩性遮擋。

圖3-4 鄂爾多斯盆地早侏羅世甘陝古河示意圖

二、石油開發引起的主要地質環境問題

(一)石油類污染物的產生

在石油的勘探開發過程中，從地質勘探到鑽井及石油運輸的各個環節中，由於工作內容多，工序差別大，施工情況復雜，管理水平不一，以及設備配置和環境狀況的差異，使得污染源的情況比較復雜。石油開採的每一個環節都可能產生石油類污染物(圖3-6)。

石油開采不同作業期所產生的石油類污染物具體描述如下:

1.鑽井期

在油田進行鑽井作業時，會產生含有石油類污染物的鑽井廢水及含油泥漿。這是鑽井過程中，由沖洗地面和設備的油污、起下鑽作業時泥漿流失、泥漿循環系統滲漏而產生。廢水含抽濃度在50～1200mg/L之間，水量從幾噸至數十噸不等。另外，有些情況下，在達到高含油層前，要經過一定數量的低含油地層，從而引起油隨鑽井泥漿一起帶至地面。同時，一經到達高含油層，地壓較高時少量高濃度油可能噴出。

圖3-5 鄂爾多斯盆地奧陶系頂面古地貌圖(據范正平等，2000)

圖3-6 石油開采過程中石油類污染物的來源及污染途徑示意圖

2.採油期

採油期(包括正常作業和洗井)，排污包括採油廢水和洗井廢水。在地下含油地層中，石油和水是同時存在的，在採油過程中，油水同時被抽到地面，這些油水混合物被送進原油集輸系統的選油站進行脫水，脫鹽處理。被脫出來的廢水即採油廢水，又稱「采出水」。由於採油廢水是隨原抽一起從油層中開采出來，經原油脫水處理而產生，因此，這部分廢水不僅含有在高溫高壓的油層中溶進了地層中的多種鹽類和氣體，還含有一些其他雜質。更為主要的是，由於選油站脫水效果的影響，這部分廢水中攜帶有原油———石油類污染物;另外，在研究流域范圍內，也存在採用重力分離等簡單的脫水方法，並多見於單井脫水的油井。一般地，油井採油廢水含抽濃度在數千mg/L，單井排放量平均為數十m³/d。洗井廢水是對注水井周期性沖洗產生的污水或由於油井在開采一段時間後，由於設備損壞、油層堵塞、管道腐蝕等原因需要進一步大修或洗井作業而產生的含油廢水。

3.原油貯運過程的滲漏

原油在貯存、裝運過程中由於滲漏而產生落地原油，以及原油在管道集中輸運過程的一些中間環節均有可能造成一定數量的原油泄漏或產生含油廢水。

4.事故污染

事故污染包括自然因素和人為因素兩種情況:自然事故包括井噴，設備故障和採用車輛運輸時山體滑坡引發的交通事故而造成原油泄漏。延安地區地表黃土結構鬆散、水力沖刷劇烈，由於山體滑坡而導致的污染事故更為頻繁。人為事故指各種人為因素造成採油設備、輸油管線被破壞及原油車輛運輸時，人為交通事故引起的翻車等污染事故。事故污染具有產污量大、危害嚴重，難以預測的特點。

(二)石油開采過程中對水土環境的影響

在石油的各個環節都可以產生污染，污染對象以土壤為主，其次為地表水體，地下水的污染以間接污染為主，在鄂爾多斯盆地沒有明顯指標顯示石油泄漏或滲透污染了地下水，即地下水中沒有檢測出有石油類污染物。但在石油開發過程中，地下水的水質發生了明顯變化，礦化度明顯增加，其他指標也發生了很大變化。

1.對土壤的影響

(1)落地原油對土壤環境的影響

大量的泄漏原油進入土壤中後，會影響土壤中微生物的生存，造成土壤鹽鹼化，破壞土壤結構，增加石油類污染物含量。原油泄漏後，原油在非滲透性基岩及黏重土壤中污染(擴展)面積較大，而疏鬆土質中影響擴展范圍較小。特別強調的是，黏重土壤多為耕作土，原油覆於地表會使土壤透氣性下降，土壤肥力降低。在最初發生泄漏事故時，原油在土壤中下滲至一定深度，隨泄漏歷時的延長，下滲深度增加不大，根據在隴東油田和陝北油田等實地調查表明，落地原油一般在土壤內部50cm以上深度內積聚，因此，原油泄漏後主要污染土壤的耕作層。

(2)石油類污染物在土壤中的垂直滲透規律

鄂爾多斯盆地氣候乾燥，降雨量少，地表多為戈壁砂礫覆蓋，土壤發育不良，含沙量高，因此，在該盆地進行油田開發，其產生的石油類污染物更容易沿土壤包氣帶下滲遷移，危害生態環境。其遷移速度決定於土壤對污染物的吸附能力。一般原油比重小於1，長期在土壤中既不是靜止不動，又不類似於可溶性物質上下迅速遷移。為了弄清油類物質在土壤中的遷移狀況，採用野外取樣分析的方法，對石油類污染物在油田區土壤中的遷移規律進行了研究。

分別對隴東西峰油田和慶城油田的井場附近土壤剖面中石油類物質的含量進行了測定，測定結果見表3-5至表3-7。

表3-5 慶城油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況

表3-6 西峰油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況

表3-7 陝北安塞杏2井放噴池附近石油類在土層中的縱向分布情況

由表3-5至表3-7可知，由於土壤的吸附等作用，石油類污染物隨土層縱向剖面距離的增大，其含量逐漸降低，尤其是50cm以內污染物降低得很快。石油類污染物主要積聚在土壤表層80cm以內，而且一般很難下滲到2m以下。長慶油田所在區域多為風沙土和灰棕漠土壤，顆粒較粗，結構較鬆散，孔隙率比較高，垂直滲透系數較一般土壤大。但由於西北各油田所在地氣候乾旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的遷移滲透作用大大減弱，又很少有大量降水的淋濾作用，因此油田開發過程中產生的這些落地原油只積聚在土壤表層，滲透程度較淺，對深層土壤影響較小。

2.對地表水體的影響

鄂爾多斯油田地跨陝、甘、寧3省(區)，境內主要水系有3個，即甘肅隴東馬蓮河水系、陝西延安延河水系、陝西靖邊無定河水系。石油開發過程中這三大水系都不同程度地受到了污染。

隴東石油開發區地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最嚴重，14個樣品中全部超標，環江超標尤其嚴重;氯化物污染指數除葫蘆河、固城川及蒲河各樣點中的未超標之外，其餘均超標，也以環江為最。pH值均未超標;石油類除環江韓家灣斷面嚴重超標外，其餘樣品的石油類介於0.04～0.3mg/L;揮發酚除柔遠河華池悅樂斷面超標1倍之外，其餘未超標;環江洪德橋由於地質原因，TDS含量非常高，這部分苦水下泄影響了下游水質，但隨著下游水量增加，礦化度逐漸降低。

總體來看，在隴東地區環江和馬蓮河幹流的污染最為嚴重的，其次是柔遠河，蒲河污染最輕。環江與馬蓮河幹流已不能滿足Ⅲ類水體功能使用要求，柔遠河和蒲河已不能滿足Ⅱ類水體功能使用要求。

根據吳旗縣水文站從1987年至1992年的水文資料(表3-8)，可以看出在石油資源大規模開發前北洛河上遊河水中的硫酸鹽，氯離子、六價鉻含量年均值已超過國家標准Ⅲ類標准，尤其是氯化物含量和硫酸鹽含量超過標准2～3倍，礦化度均大於1000，大部分為高TDS水，而且總硬度在500～600mg/L之間，超標嚴重。

表3-8 吳旗縣水文站水質監測數值統計單位:mg·L^－1

洛河上游地區水質礦化度及各種鹽類含量超標與洛河上游地下水補給區的白堊系、第三系(古、新近系)地層含鹽有關，地下水本身礦化度或含鹽量高。吳起地區的白於山南緣存在吳起古湖，乾枯後形成含鹽地層，在地下水補給時將大量鹽分輸入洛河。吳起西北方向定邊地區存在大量鹽池及含鹽地層，鹽分進入地下水向東南方向補給也不容忽視。90年代以來，石油資源大規模開發之後，TDS、六價鉻、氨氮、氯化物、高錳酸鹽指數、硫酸鹽、總硬度等均呈明顯的上升趨勢，說明目前的洛河上游「高鹽、高礦化度(TDS)、高硬度」是在本地較高的基礎上進一步水質污染造成的。

陝北地區，石油開發區地表水體中六價鉻均超標，其他重金屬均未超標，揮發酚大部分都不超標，只有兩個樣品超標，超標分別為1.8，0.6倍，相對而言，化學需氧量和氨氮超標率大一點。氯化物超標最嚴重，超標率達到了63%，其次為硫酸鹽，硫酸鹽有一半多斷面超標，接下來是硝酸鹽和總磷，氟化物全部不超標。

表3-9是2006年、2007年長慶油田公司安塞油田開發區地面水中有害物監測結果。其中對環境污染最嚴重是石油類，最大超標32倍，硫化物最大超標120倍，揮發酚最大超標4.2倍，COD最大超標1.71倍，BOD₅最大超標5.23倍。其中超標嚴重地點主要在王窯水庫、杏子河馮莊上游。從表3-9可以看出，2007年8月監測數據超標情況比2006年4月監測數據值高。

表3-9 長慶油田公司安塞油田區地面水中有害物監測結果表單位:mg·L^－1

3.對地下水的影響

鄂爾多斯盆地地下水埋藏較深，結合上述土壤和地表水體污染特徵來看，落地原油和石油廢水對地下水沒有影響，石油開發對地下水的影響主要是注水井對地下水的影響，這主要在石油開發過程中，大量掠去地下水，改變了地下水環境。

(1)地下水污染狀況

在隴東油區，各主要油田區塊的地下水由於採油活動使得地下水中的指標超標嚴重(表3-10)。馬嶺油田地下水中氨氮超標最為嚴重，監測結果全部超標，六價鉻6個監測點位中有5個超標或接近標准值;氯化物也有超標現象。華池油田地下水有1個監測點位的大腸菌群指標嚴重超標;各點COD均超標或接近標准值。樊家川油田地下水中氨氮、六價鉻、氯化物、細菌總數、大腸菌群全部超標，其中，大腸菌群污染最為嚴重;另外，氟化物也有超標現象。總體上講，屬較差水質，不適合人類飲用。這些污染與石油開發有很大關系，但是也存在其他的污染因素。

表3-10 隴東油區地下水水質指標表單位:mg·L^－1

總體來說，隴東油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超過國家Ⅲ類標准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超過國家Ⅲ類標准;石油類全部未檢出;礦化度變化范圍為452.67～15736.00mg/L。

陝北地區石油類、六價鉻、氯化物、硝酸鹽、硫酸鹽部分超標，其餘的測試項目均未超標;個別地區石油類超標十倍多，部分井水和泉水六價鉻超標，不是很嚴重;部分樣品氯化物超標較嚴重，最高超標500倍。硝酸鹽有1個井水樣超標。泉水的pH值較大，井水次之，油層水最小(表3-11)。

表3-11 陝北地區地層水與河水TDS、硬度、氯離子含量對比表

續表

將各地的地下水與其地表水的礦化度、硬度、氯離子進行對比分析，以揭示地下水的地表水的相互關系。表中選取的河水水樣是根據地層水的樣點位置選取的，在地層水的附近。選取井水、泉水與相應的河流水進行對比，可以看出井水的TDS、硬度、氯離子的含量都比河水低，從其他指標看來地下水的水質也優於同一地區的地表水，這與在調查中發現的當地居民基本飲用地下水的情況相一致。

陝西靖邊安塞油田位於大理河上游，從1990年到2006年，靖邊青陽岔215km²的范圍內先後打成近千口油井，致使這里的淺層地下水滲漏，深層高鹽水上溢，地下水資源衰竭，加之民采混亂，蜂窩式的濫采，使油層、水層相互滲透污染，80%的水井乾枯，部分能出水的水井水質苦澀，不能飲用。

(2)注水井對地下水的影響分析

以隴東地區為例，目前，隴東油田共有7座采出水處理廠，采出水經處理後回注地層，主要工藝流程為:沉降罐脫出水—除油罐除油—過濾—絮凝—殺菌—回注。

污水回注層位是直羅組(深度約1000m以下)。地層中夾有多層較厚的泥質粉砂岩與泥岩等弱透水層或不透水層，貫通上下岩層的導水構造極不發育，回注水不大可能突破不透水層向上部地層運移和滲透，更不可能進入潛水層與地表水。同時，直羅組砂岩層孔隙度大(19%～22%)，納水容量大，以注水井為基點，影響半徑500m范圍內，僅按射孔段砂岩平均厚度30m(直羅組砂岩層厚達200～340m)計算，孔隙體積約為500萬m³時。可見，選擇直羅組作為回注層是合理可行的，在壓力驅使下采出水回注直羅組地層後，不大可能突破多層隔水層而污染地下水。

采出水在回注前必須處理達到《地下水質量標准》(GB/T14848—1993)Ⅲ類標准值，這樣與深層承壓水水質無明顯差異，某些組分還低於地下承壓水水質，故不可能對深部承壓水產生不良影響。此外注水的水體是隨原油的開采來自深層地層，經過原油脫水處理後，它的體積遠遠小於開采時含水原油體積，再返注於作業區深部地層，有利於原油采空區的填充，不大可能因此引起水文地質與工程地質條件的改變。

但是，采出水處理後一般含有較高的礦化度與硬度，並含有一定的DO，H₂S，CO₂，硫酸鹽還原菌和腐生菌。因此在回注過程中易產生沉澱而堵塞污水處理系統及地層孔隙，導致注水不暢，嚴重時易造成采出水迴流污染地表水及地下潛水。DO，H₂S，CO₂和厭氧菌還可能造成污水處理系統及管線的腐蝕穿孔，也有可能使采出水向非注水層滲漏，引起地下水污染。

通過野外調查，鄂爾多斯盆地在石油開采過程中，用處理後的污水作為回注水的量實際上很少，大部分回注水還是採油部門通過購買當地的淡水資源(TDS含量小於1.5mg/L)進行回注，該盆地需要回注水的量很大，這樣大量的佔用了當地極為寶貴的淡水資源。

4.對植被影響

石油勘探開發是對地層油藏不斷認識發展的過程，不僅擴大了人類活動的范圍，更使原先無人到達或難以進入的地區變的可達和易進入，尤其是生態環境脆弱地區，對於黃土丘陵溝壑區、戈壁風沙區來說，灌木、蒿草在維持該地區生態系統平衡方面具有很重要的作用，地表剝離引起的植被破壞，短時間內很難恢復。從用地構成看，井場、站(所)對植被是點狀影響，道路、集輸管道是線狀影響，線狀影響遠大於點狀影響;從用地方式看，臨時用地植被可採取人工和自然恢復，永久性用地則完全被人工生態系統代替，雖然經人工植樹種草，植被覆蓋率上升，但可能造成遺傳均化，生態系統功能減弱。

石油生產過程產生的污染物對生長在土壤上植被資源也同樣產生影響，污染物超過植物耐污臨界點和適應性，將導致局部脆弱生態系統的惡化。對於荒漠戈壁沙灘植被來講，自然更新很慢，及不易恢復。一般來說，採油、試油等過程中產生的落地原油在地表1m以內積聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不會污染地表水層，對區域地下水基本不產生影響。油田產生的廢水、含醇廢水經專門收集處理達標後，除部分生活污水用於綠化外，其餘全部回注奧陶系，不外排。

同樣，由於石油輸送是密閉式地下管道輸送，也不會對植被造成影響。當原油泄漏時，在管道壓力的作用下，原油噴發而出，加上自然風力影響，原油噴濺在周圍植物體表上，直接造成植物污染，情況嚴重的造成植物枯竭，死亡。輸油壓力越大，噴濺范圍越廣，污染越嚴重。

三、地質環境問題對石油開發的影響

石油開采破壞生產環境、增加了生產成本、引發所在生產地居民和生產單位的矛盾。油田道路與管線的修建，對山區方向來的洪水有一定的阻擋作用，水通過自然沖溝自流而下，而道路和管線則起到一定的阻擋和匯集作用，改變洪水流向，形成局部地段較大的洪水，會產生新的水蝕。而經污染的高礦化度的水必定會加速這種水蝕，縮短了石油管線等的使用壽命。

基於石油生產及運輸(管道)的特點，不會像煤炭開采一樣造成比較大的較明顯的地質問題(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不會形成嚴重的事故(如坍塌)而造成的人員及財產損失。它對地質環境的危害相對緩和(與煤炭資源開采相比)。然而其對水體、土壤、氣體、作物的影響，必定會危害原本和諧的生態環境，引起當地居民的強烈不滿。在沒有給當地政府和居民帶來良好經濟效益的時候，石油的開采及煉化過程必定會步履維艱，如建設征地、勞動力僱傭等。而這些會直接減緩甚或停止生產的順利進行，從而加大了生產成本;另外，石油開采和生產引起當地土地和水資源的損失，嚴重影響了當地居民的生存狀態，反過來，當地群眾為了奪回屬於自己的土地和水資源，阻礙石油部門的開采活動。

『拾』 煤層氣開采試驗井施工及排采

經過分析，韓城礦區煤層氣資源豐富，且具有一定的可抽性，要商業性開發必須進行開發試驗。首先要選好第一口井的井位，再進行鑽探施工—測井—試井—完井—射孔—壓裂工程—排采試驗，才能作出可采性評價。1995年10月開始施工韓試1井。

9.5.1 試驗孔及排采試驗

9.5.1.1 試驗孔孔位的選擇

依據國內外資料，結合本區的地質構造特徵，選擇試驗孔孔位的原則是：①煤層含氣量＞8m³/t煤；②煤層埋深在400～800m之間；③構造簡單，煤層未受構造破壞；④單層煤厚大於1m；⑤交通條件方便。

韓城礦區構造特徵是：邊淺部構造復雜，斷裂發育，向中深部地層很快變平緩，斷裂稀少。邊淺部有生產礦井五對，由西南向東北依次為：象山煤礦、馬溝渠煤礦、燎原煤礦、下峪口煤礦、桑樹坪煤礦。南部的象山煤礦礦井瓦斯湧出量較大，但未曾發生過瓦斯突出事故，說明煤層的透氣性較好；而北部的下峪口煤礦、桑樹坪煤礦，煤層受到了壓性斷裂的影響，煤層較為破碎，並且呈鱗片狀，煤層的透氣性較差，曾多次發生瓦斯爆炸及煤與瓦斯突出事故。

煤層情況：共含煤11層，主要可採煤層南部3層，北部2層。

煤層瓦斯含量：邊淺部含量較低，向中深部逐漸增加。

依據以上情況，結合布孔原則，選擇礦區南部的中深部，煤層埋深600m左右的薛峰鄉薛峰水庫傍施工韓試1井，此處不僅交通方便，而且煤層總厚度相對較厚。

9.5.1.2 鑽探施工

（1）施工目的

本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤層氣有關的參數並進行試氣；②立足於商業性開發，力爭打出商業性開發的煤層氣；③目的層為3^＃、5^＃、11^＃煤層。

（2）勘探區概況

1）探井位置和交通條件

韓試1號井位於陝西省韓城市薛峰鄉，距韓城市20km，距西安市260km，有公路和鐵路直通西安，交通條件十分便利。

2）地層概況

本井鑽穿地層依次為：

a.第四系﹑新近系（Q＋N）

0～24m，層厚24m，為現代沖積﹑洪積﹑坡積物，岩性為淺黃﹑黃褐色黃土﹑亞砂土﹑亞粘土。岩性可鑽性1～3級。

b.二疊系（P）

上統石千峰組（P₂s）：24～208m，層厚176m，以紫紅色泥岩﹑灰綠色中粗砂岩為主，岩石可鑽性4～5級。

上統上石盒子組（P₂sh）：205～508m，層厚303m，岩性以灰綠﹑灰白色粗砂岩為主，岩石可鑽性4～6級。

下統下石盒子組（P₁sh）：508～560m，層厚52m，岩性以灰色﹑紫雜色粉砂岩﹑泥岩為主，岩石可鑽性4～6級。

下統山西組（P₁s）：560～615m，層厚55m，岩性以深灰色﹑細砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩為主，本組含2號局部可採煤層和3號可採煤層，岩石可鑽性3～6級。

c.石炭系（C）

上統太原組（C₃t）：615～676m，層厚61m，上部以粉砂岩﹑砂質泥岩﹑粘土層為主，含5號可採煤層，中部以石灰岩及鈣質頁岩為主，下部以粘土層﹑砂質泥岩﹑粉砂岩為主，頂部含11號煤，岩石可鑽性3～6級。

d.奧陶系（O）

中統峰峰組（O₂f）：676～710m，層厚34m，以深灰色石灰岩為主，岩石可鑽性4～6級。

（3）鑽孔施工要求

1）井深：710m。

2）目的層位：二疊系下統山西組3^＃煤層及石炭繫上統太原組5^＃和11^＃煤層，探明煤層氣的含量，立足商業性開發。

3）完井原則：11^＃煤層底板以下40m或見石灰岩終井。

4）井斜：完井井斜不大於5°，井深每增加50m，井斜變化不超過1°。

5）錄井與取心：0～560m進行岩屑錄井，每5m撈取岩屑砂樣一包，560～676m進行岩心錄井，要求岩心採取率不低於75%，其中煤心長度採取率不低於90%，重量採取率不低於75%。

6）簡易水文：①每回次進尺觀測水位一次；②鑽進時每小時觀測一次鑽井液消耗量，煤系地層每小時觀測鑽井液進出口比重各一次；③鑽井過程若出現涌漏水現象，應及時進行觀測﹑記錄。

7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤層部位﹑鑽井涌漏水段及完井時必須丈量鑽具，誤差不得超過0.15%，否則應合理平差。

（4）前期鑽井工程

1）鑽進方法

本次施工採用全面鑽進和繩索取心鑽進，即在黃土層和非煤系基岩層，採用牙輪鑽頭全面鑽進，以減少輔助作業時間，提高鑽進效率；在煤系地層採用金剛石繩索取心鑽進，以提高所取煤心的採取率和質量。

2）鑽進參數

根據所選鑽頭，擴井鑽進時，要求中等壓力，中等轉速，大泵量。

3）井身結構：

0～26m，井徑311mm，下入Φ245mm表層套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井徑215mm，下入Φ140mm技術套管652.3m（技術套管高出表層套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井徑215mm，裸眼。

4）鑽具組合

根據我們考察和了解的情況，採用的鑽具組合如下：

黃土層鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋310×311接頭＋Φ121mm鑽鋌＋310×620接頭＋Φ311mm牙輪鑽頭。

基岩層鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋310×311接頭＋Φ121mm鑽鋌＋310×420接頭＋Φ215mm牙輪鑽頭。

繩索取心鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋Φ81mm雙管取心器＋Φ130mm牙輪鑽頭。

擴井時，Φ121mm鑽鋌下接Φ215mm擴井鑽頭。

5）鑽井液選型和配置

本井為探采結合井，為保證施工安全，減小對煤層的污染，選用KP共聚物低固相鑽井液，黃土層鑽井液不作硬性要求。

a.低固相鑽井液配方及性能

配方：水＋30%人工鈉土＋0.5%～0.8%KP共聚物＋0.5%～0.8%CMC＋0.4%HSP。

性能：相對密度1.03～1.08，黏度18～22s，失水量＜10mL/30min，含砂量＜1%，pH值8～9。

b.鑽井液的維護與凈化

現場配備必要的鑽井液測試儀器；專人負責鑽井液的管理工作；定時定量加入處理劑，維護鑽井液性能；使用固控系統凈化鑽井液，必要時採用除砂器和除泥機進行凈化。

6）護壁堵漏

參照以往施工情況，鑽進中可能出現涌漏水現象。①對於輕度漏水，及時調整鑽井液性能，以達到堵漏目的；②對於中等漏水，採用8012堵漏劑進行堵漏；③嚴重漏失地層，採用地勘水泥堵漏。

7）鑽井程序

a.0～25m採用Φ311mm牙輪鑽頭鑽進，然後換用Φ215mm牙輪鑽頭鑽至25m，進行電測井。

b.Φ245mm表層套管下至25m，採用灰漿進行固井，要求灰漿返至地表，候凝72h。

c.採用Φ215mm牙輪鑽頭鑽至560mm。

d.更換鑽具，採用繩索取心鑽頭鑽至676m。

e.採用全面合金鑽頭鑽至710m。

f.進行電測井。

（5）完井工藝

本次探采目的層為3^＃、5^＃、11^＃煤層，根據地層情況，完井工藝採用裸眼－套管完井法，Φ140mm技術套管下至11^＃煤層頂板之上2m，對3^＃和5^＃煤層進行壓裂，鑒於測試、固井、射孔、壓裂等項工作技術及裝備要求高，聘請專業公司完成。

9.5.1.3 參數測試

煤層氣抽采前必須對煤層實施有效的壓裂，為了充分了解煤層的滲透率、初始壓力、儲層壓力等儲層特性，為壓裂設計提供依據，必須進行試井工作。

（1）試井方法

採用國內普遍採用的注入/壓降式試井。

（2）試井工藝

裸眼分層試井即隨鑽隨測，即每鑽穿一層煤進行一次試井，試井結束後繼續鑽進。

（3）試井隊伍的選擇

要堅持選擇素質高、速度快、經驗豐富的測試隊伍，以保證測試工作的順利進行和測試數據的質量。

（4）試井工藝技術

1）岩煤心採取率符合國家規定的特級孔標准，煤層底部留5m口袋以備沉渣，但不能與下伏的煤層貫通。

2）試層及其上部20m、下部5m的井徑要求達到110～120mm，井壁平整，以便坐封。

3）試井前必須進行地球物理測井，以獲得准確的煤層厚度、深度及井徑等數據。

4）地質人員對煤層及上下岩層作詳細觀察描述，為試井隊伍提供准確的煤層及上下岩層厚度、深度、岩性、夾矸情況及井徑等資料。

5）煤層及其頂底板鑽進最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等處理劑，黏度20～23s。

6）按照煤田地質規范進行簡易水文觀測。

7）測試前2～3天在鑽台場地處搭一帶有篷頂的平台，平台基礎為250mm×250mm地木樑，上鋪台板，面積5×5m²，提供3～4m³水箱一個，以備測試用水。

8）井隊准備Φ73mmAPI標准N80或J－55油管若干米（按孔深定米數），准備擰卸Φ73mm油管的管鉗、絲扣油、吊環等工具。

（5）測試項目

包括煤儲層滲透率、儲層壓力、壓力梯度、表皮系數、破裂壓力、閉合壓力、壓力與時間關系曲線等，測試結果見表9.8。

表9.8 韓試1號井儲層參數測試成果表

煤層的滲透率比較低，我國測試的滲透率一般都小於1×10^－3μm²，而韓試1井，三層煤均大於1×10^－3μm²，3號煤層頂板為砂岩，裂隙發育，所以所測的滲透率就較高，煤層氣地面抽放就是尋找滲透率高、透氣性好的儲層，因此，韓試1井當時引起了有關部門的關注。

9.5.1.4 壓裂工程

煤層氣地面抽放工藝，與石油開採的工藝相同，因此就必須進行壓裂。

1）壓裂單位：地質礦產部華北石油地質局。

2）壓裂目的：解除可能的地層堵塞，改善深部煤層流體流動條件，了解煤層產能。

3）施工方案：①泵注方式，環空壓裂；②支撐劑選擇20/40目石英砂50t；③壓裂液選擇HT－21原膠液；④壓裂管柱（自下而上），3^＃＋5^＃煤層壓裂採用油管掛＋2－7/8″油管620m；11^＃煤層壓裂採用油管掛＋2－7/8″油管660m。

4）主要技術問題及對策

a.採用低傷害壓裂液減輕對煤層滲透性傷害。

b.11^＃煤層壓裂時僅對上部4m射孔，控制地層入口，採用低黏度壓裂液，利用砂粒沉積阻擋裂縫發育向下擴展，採用合理排量，通過上述措施最大可能控制/阻擋裂縫向下發育，盡可能避免壓開11^＃煤下部含水石灰岩。

c.3^＃＋5^＃煤層壓裂時只射開5^＃煤層，通過控制裂縫啟裂入口，幫助裂縫盡可能在5^＃煤層中擴展。

d.做好攜砂段塞，處理裂縫遇曲影響。

5）施工步驟及要求

a.首先射開11^＃煤層，按設計要求下好壓裂管柱，油管下深660m，裝好井口，連接好管線。

b.擺好施工車輛，連接好高低壓管線及各類感測器，高壓管線試壓至30MPa，保持壓力5min，無刺漏合格。

c.緩慢替入壓裂液，循環壓裂液至井口，排出油管空氣。

d.倒好井口閘門。

e.對壓裂煤層11^＃煤層進行小型壓裂試驗，並監視壓力降至裂縫閉合之後（約需90min）。

f.根據小型壓裂，對壓裂設計進行評價和必要的修正（約需60min）。

g.根據修正/確定後的泵注表，對壓裂煤層進行壓裂，最大處理壓力控制在24.5MPa以內。

h.壓裂結束後，關井測壓降至裂縫閉合，壓裂設備及人員撤離現場。

i.用節流閥控制放噴，控制放噴排量防止出砂。

j.11^＃煤層壓裂放噴後下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，則填砂至680m，提出井內管柱。

k.下投膠塞於680m深度，並填砂至670m。

l.提出井內管柱，射開5^＃煤層。

m.下入3^＃＋5^＃煤層壓裂管柱，管柱下深620m，准備3^＃＋5^＃煤層壓裂。

n.重復上述b至g步驟，對3^＃＋5^＃煤進行壓裂。

9.5.1.5 排采試驗

1996年4月18日，完成了射孔、壓裂及採油樹和地面配套設施的安裝，開始排采，一直排採到2001年底，歷時5年多，純排采時間1400天，獲取各類原始排采數據7142個，累計產氣量約100×10⁴m³。

（1）排采工作

1996年6月27日，第一次放噴試驗時，一次點火成功，火焰高達0.88m，排采後點火火焰高達4.92m，初期出氣量達2989～3995m³/d，最高4035m³/d，排采一年後，穩定氣流在300～500m³/d，由於煤粉較多，抽油泵容易堵塞，故出氣量變化較大，修井後氣量較大。排采試驗原始記錄統計自1996年5月3日開始至2000年底，歷時3年半，獲各類原始排采記錄數據5390個，其中產水量累計約7000m³，累計產氣量近50×10⁴m³。初期日產水量0.2～28.5m³，日產氣量0～2536m³，日產氣量峰值為4035m³。此後，穩定日產水量5m³左右，日產氣量800～1500m³。

美國黑勇士盆地的煤層氣生產資料表明，在許多井中，最大產氣階段在3年或3年之後。獲得最大產氣量的時間長度隨滲透率的降低和井間距離的增大而增長。圖9.9是一個典型的煤層氣生產曲線。開采初期，有大量的水排出，隨著儲層壓力的降低，產水量下降，而產氣量增加。韓試一井有著與黑勇士盆地相似的規律。

圖9.9 典型煤層氣井開采曲線

通過分析試一井大量的排采試驗數據，可將排采工作分為兩個階段，即：脫水產氣階段、穩定產氣階段，對應於上圖的一、二階段。試一井排采過程有如下特點：

脫水產氣階段。初期4天，排水量大，但產氣量不足1m³，表明只有游離氣體產出。從第五天開始，產氣量日漸增加，直到達到日產氣量達1114m³。甲烷解吸量隨著排水量的增加而逐漸加大。

穩定產氣階段。由於井內吐砂、吐煤屑導致頻繁洗井。每次洗井後，排水出氣的時間間隔越來越短，從開始的2～3天出氣到當天出氣，表明本井儲層臨界解吸壓力大，且產水量與產氣量呈正相關關系，即井內液面愈深（儲層承受壓力愈小），甲烷解吸速度愈快，產氣量愈大。只要加大沖次，氣量就會逐步提高，煤層中的裂隙並沒有因為地下水的運移或儲層卸壓封閉，而是相對暢通，從而保證了更大范圍內氣的產出，從目前井內產氣情況來看，該井產氣量處在上升階段。

井中排出的儲層水經過化驗：總溶解固體為7.404g/L，水質類型為Na－Cl型，總硬度22.6德國度，總鹼度12.49mg/L，游離二氧化碳58mg/L。2000年，我們在洗井現場發現，堵塞泵體濾網的並非煤屑，而是碳酸鈣結晶體，泵體的外側也沉積了0～2mm的碳酸鹽結晶層，可見煤層中的水在運動過程中，在CO₂的作用下，攜帶出了大量的原來沉積在煤層原生裂隙中的礦物質，使得煤中空隙度增大，裂隙增長，為煤層氣的解吸創造了良好的通道。

（2）排采過程中的試驗

在排采過程中，進行了多次憋壓試驗，在設備漏水漏氣的條件下測得井內壓力達到0.9MPa時，煤層氣的解吸量明顯減少，如果加上井內水頭對煤層氣解吸的壓力，估計試一井內煤層氣的脫氣壓力大於1MPa。類似的幾次憋壓試驗的另一個特點是，每次試驗井內壓力的上升速度都比前面的試驗快，憋氣的周期逐次縮短（圖9.10），表明在憋壓之後，儲層脫氣量增大，研究認為是憋壓、卸壓導致了煤層中的導氣通道更加順暢所致。

圖9.10 韓試1號井憋壓試驗曲線

憋壓試驗結束後，進行了關井試驗。水位經過300h的緩慢恢復，當液面深度為406.51m時，井內無可燃氣體逸出，產生熄火。熄火的水位比3^＃煤頂板高出了224.64m，表明各煤層甲烷解吸壓力最小為2.2MPa。我們認為，這就是為什麼目前長時間停機後重新開機很快產氣的主要原因。

9.5.2 商業化開發利用

圖9.11 韓城煤層氣排采試驗區（2006年3月攝）

韓城礦區「韓試1號」井獲得煤層氣工業氣流後，引起了各界的關注，先後有許多國內外專家及投資商前來進行考查。中聯煤層氣有限責任公司2001年開始進入韓城礦區進行煤層氣開發試驗，已施工了11口勘探試驗孔，全部出氣（圖9.11）。單井最高產氣量3500m³/d，穩定出氣量為500～2000m³/d，預測單井日平均產氣量在1800m³/d左右，2007年9月提交了陝西省境內第一份煤層氣儲量報告，提交儲量50×10⁸m³，其中技術可采儲量為25.05×10⁸m³，經濟可采儲量為22.55×10⁸m³，可以達到每年1.5×10⁸m³的生產能力。

2007年10月24日，韓城市財政局小區、新城區世紀花園小區、二電小區居民首次使用上「煤層氣」，成為陝西省煤層氣商業化利用的範例。據悉，韓城市計劃一期工程受益人口4.2萬人，利用煤層氣884×10⁴m³/a，高峰供氣期最大流量4000m³/h。