煤层气的采出水处理

『壹』 煤层气勘探开发的几个基础问题浅析

傅雪海

（中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008）

作者简介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡阳县人，博士，教授，博士生导师，从事能源地质的教学与科研工作。

项目：国家重点基础研究发展规划——“973”煤层气项目（编号：2002CB211704）。

摘要 本文从煤层气的赋存方式、超临界吸附、低煤级煤的含气量的测试方法、采动影响区动态含气量、煤层气的多级压力降与多级渗流、煤储层渗透率的气体滑脱效应、有效应力效应、煤基质收缩效应、煤储层压力中水压与气压的关系、高煤级煤产气缺陷及煤层气平衡开发等方面对我国煤层气勘探开发的应用基础研究问题作了简要剖析。指出针对各煤级煤储层特征，实行平衡开发，是保障我国煤层气勘探开发持续、稳定发展的重要措施。

关键词 煤层气 动态含气量 动态渗透率 平衡开发

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

煤层气藏为介于固体矿藏与流体矿藏之间的一种特殊类型压力-吸附矿藏。美国通过30多年的研究，建立了中、低煤级煤生储优势、次生生物气成藏、煤储层双孔隙导流等基础理论体系，形成了煤储层孔、渗、吸附性等物性室内实验测试技术、排水降压开发煤层气技术、与储层物性相适应的完井技术、增产技术、多井干扰技术、储层压力与渗透率现场试验技术、煤层气、水产能数值模拟技术等为核心的煤层气勘探开发技术^[1～8]。此理论除在加拿大有一定的适应性外，其他近30个国家或地区应用效果不佳，揭示该理论存在着较大的局限性。我国在各煤级煤矿区施工了600 多口煤层气井、10余个井组，大多进行了试气排采，煤层气、水产能稳定性差，井与井之间、同一口井不同排采阶段之间变化极大，煤层气产量与试井渗透率的关系并不十分一致，甚至高渗透率低产量，低渗透率却具有较高的稳定气产量^[9]。这一现实使我国煤层气工作者感到迷惑，严重扰乱了我国煤层气的勘探开发部署。储层参数与排采工作制度怎样配置才能获得稳定、连续的产能呢？不同学者或工程技术人员从自己的专业范围就上述问题的某一方面曾作过一些有益探索，未从整体上去把握。本文就我国煤层气勘探开发工作中面临的应用基础研究问题提出一些想法，与大家一起讨论。

1 煤层气的赋存方式与低煤级煤含气性问题

1.1 固溶气问题

煤层气由吸附气、游离气、水溶气三部分组成已得到煤层气工作者的公认。但煤与瓦斯突出时的相对瓦斯涌出量是煤层含气量的数倍至近百倍也是不争的事实，就是煤层采动影响区的煤层气和围岩中的煤成气也不可能达到如此高的程度。显然艾鲁尼提出的固溶体是客观存在的，甚至在煤层气总量中的比例远高于艾鲁尼认为的替代式固溶体2%～5%、填隙式固溶体5%～12%这一比例^[10]。固溶气（体）可能与天然气水合物——可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来，由此可见固溶气（体）亦是煤层气的一种重要赋存方式。

1.2 超临界吸附问题

平衡水条件下，煤对甲烷的吸附性呈“两段式”演化模式，即朗氏体积先随煤级的增大而增加，后随煤级的增大而降低，其拐点（即极大值点）大约在镜质组最大反射率3.5%～4.5%这一区间内，在褐煤和低煤化烟煤阶段受煤岩组分的影响波动性较大^[11]。

地层条件下，煤层甲烷超临界吸附的现象是存在的。但只有当煤层甲烷压力（气压）超过5.18MPa（表1）才真正出现超临界流体，实际上在我国煤矿瓦斯实测压力中超过此压力的矿井是比较少的。但对于原位且处于封闭系统的煤储层，储层中水压等于气压，只要煤层埋深超过600m，煤层甲烷就可能成为超临界流体。

图1 二氧化碳和乙烷在正常温压梯度条件下的液化区间

对于甲烷和氮气，任一埋深储层温度均高于临界温度，无论压力多大，均不会液化；对于二氧化碳，当储层温度低于31.1℃（表1），对于乙烷，当储层温度低于32.4℃（表1），而储层压力（气压）高于液化压力，二者可以呈液态形式存在。按正常地温梯度3℃/100m、正 常 储层 压 力 梯 度0.98MPa/100m，设恒温带深度为20m、温度为10℃，则埋深400m左右，储层温度约为22℃、储层压力为3.9MPa，此时二者均低于临界温度和压力，二氧化碳和乙烷以气态形式存在；当埋深达到800m，储层温度约为34℃，高于临界温度，二氧化碳和乙烷仍为气态。但当二氧化碳压力大于7.38MPa、乙烷压力大于4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成为超临界流体；只有在400～800m范围内的局部层段（封闭体系），储层温度低于临界温度，储层压力高于液化压力，二氧化碳和乙烷才可能以液态形式存在（图1）。

表1 煤层气组分的简明物理性质^[12］

*在30℃时进行二氧化碳等温吸附实验时得出。

对于以甲烷为主，含有二氧化碳、氮气、乙烷的煤层气而言，其超临界状态和液化的温度和压力条件是下一步值得关注的问题之一。

1.3 低煤级煤含气量的测试问题

我国煤层含气量现场测试大多是基于MT-77-84解吸法标准得出的，对中、高煤级煤适应性较好，但对于分布在我国东北、西北地区的低煤级煤而言，实测含气量明显偏低，由于低煤级煤孔裂隙发育，取心过程在地层温度条件下快速解吸，到地面由于温度降低，解吸速度变慢，有的甚至没有解吸气，由解吸气推算的损失气也就明显偏低。中国煤田地质总局1995～1998年进行的煤层气资源评价时就没有涉及到褐煤，其他单位和个人大多基于褐煤平衡水等温吸附实验来推算褐煤的含气量，从而计算出资源量。因此低煤级煤储层中的煤层气资源量大小不同是造成我国各单位和个人计算煤层气资源量差异的根本原因。

基于低煤级煤层的含水性、孔裂隙特点、温度、压力条件，分别进行吸附气、水溶气和游离气的数值模拟，厘定低煤级煤含气量是我国下一步的研究方向之一。

1.4 采动影响区动态含气性的问题

煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。煤矿井巷开拓和煤炭生产改变了煤层的地应力场、流体压力场，打破了煤层内游离气、吸附气和水溶气之间的动态平衡关系。煤矿采动影响区因为煤层卸压，裂隙张开或形成新的裂隙，又因为矿井通风，采动影响区与暴露煤壁间连续出现甲烷浓度差，使煤层渗透性、扩散性能大大增强，煤层气发生解吸，并在浓度梯度、压力梯度作用下向巷道或工作面扩散、渗流或紊流。随着巷道和采煤工作面的连续推进，采动影响区内煤层的含气量呈现出动态变化特征。

煤矿采动影响区可划分为本煤层采动影响区（水平采动影响区）、邻近层采动影响区（垂向采动影响区）和煤炭资源残留区^[13]。本煤层采动影响区又可进一步分为掘进巷道和采煤工作面采动影响区。采动影响区内煤层动态含气量与煤壁暴露时间（采煤或掘进工作面推进速度）和距暴露煤壁的距离有关，任何一点的煤层气流速、流向和瓦斯压力均随时间的变化而变化，即为非稳定流场，求其解析解很困难。只有采用数值模拟的方法，如有限元法、瓦斯压力连续测定法、瓦斯涌出量法、瓦斯排放效率法等来近似地估算^[13]。

2 煤层气多级压力降与多级渗流问题

煤储层是由气、水、煤基质块等多种物质组成的三相介质系统。其中气组分具有多种相态，即游离气（气态）、吸附气（准液态）、吸收气（固溶体）、水溶气（溶解态）；水组分也有多种形态，即裂隙、大孔隙中的自由水、显微裂隙、微孔隙和芳香层缺陷内的束缚水、与煤中矿物质结合的化学水；煤基质块则由煤岩和矿物质组成。在一定的压力、温度、电、磁场中各相组分处于动平衡状态。在排水降压或外加场干扰作用下开发煤层气的过程中，三相介质间存在一系列物理化学作用，其储层物性亦相应发生一系列变化，单一相态的实验研究很难模拟煤储层的真实物性状态。

煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成的三元结构系统^[11]。在排水降压开发煤层气的过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气-水的运移也相应地存在着三级渗流场，即宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）——煤层气的层流-紊流场、显微裂隙系统——煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统——煤层气的扩散场^[14]。扩散作用又包括整体扩散、克努森型扩散和表面扩散，渗流亦存在达西线性渗流和非线性渗流。煤层气开发，上述三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。前期研究大多忽略气体的扩散作用，渗流方程只考虑前两个环节，数值模拟气、水产能与实际情况相差甚远，且过于强调宏观裂隙，即试井渗透率的研究，忽略煤岩体实验渗透率及扩散系数的测试分析。因此，与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合问题、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的煤层气产能模拟软件是下一步煤层气勘探开发应用基础研究方向之一。

3 储层压力中的水压与气压的关系问题

煤储层流体压力由水压与气压共同构成。美国煤储层压力以水压为主，气、水产能稳定、持续；我国煤储层压力构成复杂，气压占有较大比例，不同压降阶段，煤层气、水产能不同，在总体衰减的趋势下呈跳跃性、阶段性变化^[15]。

水动力势是煤层气富集和开发的最活跃因素，是储层压力或地层能量的直接反映和主要贡献者；水的不可压缩性对裂隙起支撑作用，水动力又是煤储层渗透率的维持者。我国中、高煤级煤层为相对隔水层，煤层本身的水体弹性能较低，气体弹性能较高^[16]。

美国以单相水流作为介质测试煤储层压力和渗透率的试井方法应用到我国以气饱和为主的煤储层肯定会存在较大缺陷，也就是说用美国的试井方法得出的我国煤储层压力和渗透率是不确切的，由储层压力、含气量和等温吸附曲线计算的含气饱和度、临界解吸压力、理论采收率同样是不确切的。

笔者认为处于封闭系统的煤储层，其水压等于气压，处于开放系统的煤储层，其储层压力等于水压与气压之和。煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系，控制了煤层甲烷的解吸、扩散和渗流特征，是目前煤层气开发亟待解决的关键科学问题。

4 煤储层动态渗透率问题

煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应，三种效应综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化^[11]。

4.1 有效应力效应

有效应力是裂隙宽度变化的主控因素。有效应力增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，有的减少两到三个数量级。在排水降压开发煤层气的过程中，随着水和气的排出，煤储层的流体压力逐渐降低，有效应力逐渐增大，煤储层渗透率呈现出快速减少、缓慢减少的动态变化过程^[11]。

4.2 煤基质收缩效应

气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩，可用朗格缨尔形式来描述，笔者用CO₂作为介质对不同煤级圆柱体煤样（每点只平衡12h）进行过吸附膨胀实验，结果表明煤基质收缩系数随煤级的增大而减少^[11]。煤层气开发过程中，储层压力降至临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，煤基质出现收缩，由于煤储层侧向上受到围限，煤基质的收缩不可能引起煤储层的整体水平应变，只能沿裂隙发生局部侧向应变，使煤储层原有裂隙张开，裂隙宽度增大，渗透率逐渐增高，且中煤级煤增加的幅度大于高煤级煤^[11]。

4.3 气体滑脱效应

在煤这种多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在一个数量级上，气体分子就与流动路径上的壁面相互作用（碰撞），从而造成气体分子沿通道壁表面滑移。这种由气体分子和固体间相互作用产生的滑移现象，增加了气体的流速，使煤的渗透率增大，且随着储层压力的降低，先缓慢增加，到低压时快速增大。

5 高煤级煤储层产气缺陷问题

高煤级煤储层渗透率对应力敏感性强，应力渗透率衰减快；高吸附性、微孔性，自封闭性效应明显；高煤级煤束缚水饱和度大，相渗能力低；经历的构造运动期次多，其反复加压和卸压，渗透性损害极大；煤基质收缩能力弱，煤层气开发过程中其渗透率较难得到改善^[17]。

第一，高煤级煤储层显微裂隙不发育。高煤级煤储层大多经过强烈的构造运动，煤层呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。

第二，高煤级煤储层应力渗透率衰减很快。流体压力不变、围压不断增大的渗透率实验表明：高煤级煤岩体的渗透率随围压增大呈指数形式降低，且衰减系数远大于中煤级。由于地应力梯度（我国通常为1.6MPa/100m左右）大于储层压力梯度（正常压力梯度为0.98MPa/100m），因此，随煤层埋深的增加，煤储层有效应力增大，煤储层渗透率降低。

第三，高煤级煤相渗能力低。相对渗透率表明：高煤级煤束缚水饱和度大，介于71.3%～84.82%之间，单相水流和气、水双相渗流区域狭窄。气-水双相渗流时，高煤级煤最大气相相对渗透率与最大水相相对渗透率之和介于25.4%～40.78%之间，平均为33.2%，即气相与水相有效渗透率之和约为其克氏渗透率的1/3；束缚水下高煤级煤气相渗透率只有其克氏渗透率的15.7%～22.1%，平均为18.2%，即多相介质条件下，高煤级煤有效气相渗透率不及其克氏渗透率的1/5^[11]。

在排水降压开发煤层气的过程中，流体沿渗透性较好的区域指进，使指进流体绕过较大面积的被驱替相，形成被驱替相的一座座“孤岛”。高煤级煤束缚水饱和度大，即这样的“孤岛”较多，排水降压困难，煤层气难于解吸，大部分煤层气被残留，然而由于其吸附时间只有1～9d，所以能较快（数月后）达到产气高峰，造成高资源量、低产能之“瓶颈”现象^[17]。

第四，高煤级煤储层渗透率改善能力弱。多相介质煤岩体吸附/膨胀实验表明，高煤级煤吸附最大，膨胀量低于中煤级煤。反过来，煤的吸附/膨胀与解吸/压缩互为可逆过程，即在煤层气的开发过程中，高煤级煤的收缩能力较弱。数值模拟结果表明煤基质收缩引起的渗透率正效应低于有效应力引起的渗透率负效应，高煤级煤储层渗透率在煤层气排采过程中逐渐衰减。

开展不同煤级煤柱样甲烷吸附（吸附平衡时间长达数月）膨胀实验、测试不同压力降、不同孔裂隙结构的气、水流量和扩散能力是下一阶段煤层气勘探开发的重要研究方向。

6 煤层气平衡开发问题

煤储层由多元孔裂隙结构组成，煤层气排采时存在多级压力降和多级扩散/渗流场，由于前期受急功近利的思想支配，煤层气井排采常打破煤储层气-水相渗平衡，没有处理好套压、液面降深和井底压力三者之间的关系，因气、水产能的过度增加，势必加速原始储层内能的消耗，使生产的持续时间缩短。因此，在试气排采阶段，针对不同的储层物性条件，多开展关井测压工作，绘制压力恢复霍纳曲线图，求出压力恢复曲线的斜率，再进一步据关井测压前的平均日产量折算成储层内的体积流量，并结合储集系数和压缩系数来估算气井现实条件下储层内的气体流动系数和气相有效渗透率，从而确定该储层的平衡产能^[18]。据沁南 TL007 井和铁法 DT3 井产能历史分析，沁南 TL007 井的平衡产能为2000m³/t左右，铁法DT3井的平衡产能为3000m³/t左右^[9]。因此，在排采工作制定时，不断调整套压、液面降深和井底压力，维持气、水产能平衡开发，增长井孔服务年限，是下一步煤层气勘探开发所要关注的问题之一。

7 结论

中国煤层气开发目前处于商业化生产的启动阶段。煤层气超临界状态和液化的温压条件、低煤级煤的含气量测试方法、采动影响区动态含气量、排水降压开发的动态渗透率、煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合理论、与煤储层特征相适应的钻井、完井、增产技术、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的排采工作制度和产能模拟软件等均是下一步煤层气勘探开发的应用基础研究课题。

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『贰』 煤层气生产技术

为适应煤储层的特殊性，常规的油气生产工艺必须经过较大改进才能用于煤层气的开采。本节主要根据美国黑勇士盆地和圣胡安盆地的商业化生产实践，介绍煤层气生产工艺和流程，以期为未来我国煤层气的产业化生产提供借鉴。

7.5.1 煤层气的地下运移

煤层气主要以吸附状态存在于煤基质的微孔隙中，其产出过程包括：从煤基质孔隙的表面解吸，通过基质和微孔隙扩散到裂隙中，以达西流方式通过裂隙流向井筒运移3个阶段。上述过程发生的前提条件是，煤储层压力必须低于气体的临界解吸压力。在煤层气生产中，该条件是通过排水降压来实现的。因此，在实际的煤层气生产井中，气体是与水共同产出的，煤层流体的运移可分为单相流阶段、非饱和单相流阶段及两相流阶段。

7.5.2 产气量的变化规律

煤层流体的运移规律，决定了煤层气的生产特点。图7.10为典型的煤层气生产井的气、水产量变化曲线，可分出3个阶段：

图7.10 煤层气生产中气、水产量变化曲线

（据苏现波等，2001）

Ⅰ—排水降压阶段；Ⅱ—稳定生产阶段；

Ⅲ—气产量下降阶段

1）排水降压阶段：排水作业使井筒水柱压力下降，若这一压力低于临界解吸压力后继续排水，气饱和度将逐渐升高、相对渗透率增高、产量开始增加；水相对渗透率相应下降，产量相应降低。在储层条件相同的情况下，这一阶段所需的时间，取决于排水的速度。

2）稳定生产阶段：继续排水作业，煤层气处于最佳的解吸状态，气产量相对稳定，而水产量下降，出现高峰产气期。产气量取决于含气量、储层压力和等温吸附的关系。产气速率受控于储层特性。产气量达到高峰的时间一般随着煤层渗透率的降低和井孔间距的增加而增加。在黑勇士盆地，许多生产井的产气高峰出现在3年或更长的时间之后。

3）气产量下降阶段：随着煤内表面煤层气吸附量的减少，尽管排水作业继续进行，但气和水产量都不断下降，直至产出少量的气和微量的水。这一阶段延续的时间较长，可达10年以上。

可见，在煤层气生产的全过程都需要进行排水作业，这样不仅降低了储层压力，同时也降低了储层中水饱和度，增加了气体的相对渗透率，从而增加了解吸气体通过煤层裂隙系统向井筒运移的能力，有助于提高产气量。

气体自煤储层中的解吸量与煤储层压力有关。因此，为了最大限度地回收资源，增加煤层气产量，生产系统的设计应能保证在低压下产气。例如，在黑勇士盆地Deerlick Creek采区，将井口压力从520kPa降至100kPa，气产量可增加25%，经济效益显著提高。

7.5.3 煤层气生产工艺特点

煤层气生产主要包括排采、地表气水分离、气体输送前加压、生产水的处理与净化4个环节。

（1）生产布局

煤层气开发的生产布局与常规油气有较大差异。当煤层气开发选区确定以后，在钻井之前，就应进行地面设施的系统设计与布局。在确定井径、地面设施与井筒的位置关系时，应综合考虑地质条件、储层特征、地形及环境条件等因素。一个煤层气采区包括生产井、气体集输管路、气水分离器、气体压缩器、气体脱水器、流体监测系统、水处理设施、公路、办公及生活设施等（图7.11）。该系统中各部分密切配合，才会使得煤层气生产顺利进行。

图7.11 煤层气生产布局

（据苏现波等，2001）

（2）井筒结构

煤层气开发的成功始自井底，一般井筒应钻至最低产层之下，以产生一个口袋，使得产出水在排出地面之前，在此口袋内汇集。

煤层气生产井的结构是将油管置于套管之内，这种构型是由常规油气生产井演化而来的。这种设计还可使气、水在井筒中初步分离，从而减少地面气、水分离器的数量，并可降低井筒内流体的上返压力。一般情况下，产出水通过内径为10mm或20mm的油管泵送至地面，气体则自油管与套管的环形间隙产出。在黑勇士盆地，套管直径通常为115mm或140mm，而圣胡安盆地通常为180mm或200mm。

除排水产气外，井筒的设计还应尽量降低固体物质（如煤屑、细砂等）的排出量。井底口袋可用于收集固体碎屑，使其进入水泵或地面设备的数量降至最低。在泵的入口处，可安装滤网，减少进入生产系统中的碎屑物质。另外，在操作过程中，缓慢改变井口压力，也有利于套管与油管环形间隙的清洁，降低碎屑物质的迁移。

『叁』 勘探煤层气压裂抽出的水该怎么处理

您好，希望以下回答能帮助您
水力压裂的目的是为了获得高导流能力的裂缝,工程技术人员专希望属通过对返排流速的控制使支撑剂在裂缝内获得较好的铺置,进而使裂缝具有较高的导流能力。但在现场施工时由于没有选择合理的时机对支撑剂的回流进行控制,导致大量的支撑剂回流到井筒。

如您还有疑问可继续追问。

『肆』 柳林区块煤层气井产出水特征及动态变化规律

唐书恒¹ 朱卫平² 李忠城¹ 吕建伟¹ 陈江¹ 郭东鑫¹

(1.中国地质大学能源学院北京100083 2.中国石油吐哈油田公司新疆哈密839009)

摘要:河东煤田柳林区块煤层气井产出水具有高盐度、高矿化度的特点，直接排放可能会造成对生态环境的破坏，开展煤层气井产出水特征及动态变化规律研究，将为建立合理有效的产出水处理技术提供依据。通过连续跟踪采集柳林区块煤层气井产出水样品，并进行了25项物理化学参数的系统测试，发现矿化度及氯离子、钠离子浓度均呈现先高后低的变化趋势，而碳酸氢根离子的变化规律相反，呈现先低后高的特点。水型呈现由NaCl水型向NaClHCO₃水型和NaHCO₃Cl水型变化的规律。产出水中阳离子以K⁺+Na⁺离子为主，阴离子HCO^－₃和Cl^－值较为接近，不存在明显占绝对优势的离子。依据产出水中各离子的变化特点。采用回归分析方法，建立了氯离子浓度排采动态变化模型。

关键词: 煤层气井 产出水 水质 动态变化 柳林区块

基金项目: 国家科技重大专项课题 ( 2011ZX05034 003) ; 国家自然科学基金项目 ( 40972108) ; 国家 973 计划课题 ( 2009CB219604)

作者简介: 唐书恒，1965 年生，河北正定人，博士，教授，博士生导师，从事煤层气地质与开发工程研究。电话: 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 地质背景

河东煤田柳林区块面积183.824km²，位于山西省西部，河东煤田中部，距太原市220km，隶属于吕梁市柳林县。该区属于西北黄土高原地带，总体地形形态南北高，西部与中部低，区内属黄河流域。从构造位置上看，该区块处于鄂尔多斯盆地东缘吕梁山西坡的南北向构造带上，总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造，属于吕梁复背斜西翼的一部分。该区断层稀少，次级褶曲一般幅度也不大，以单斜为主导构造。

区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O₂f);石炭系中统本溪组(C₂b)和上统太原组(C₃t);二叠系下统山西组(P₁s)和下石盒子组(P₁x);二叠系上统上石盒子组(P₂s)和石千峰组(P₂sh);三叠系下统刘家沟组(T₁l)和和尚沟组(T₁h);新生界新近系上新统(N₂);第四系中更新统(Q₂)、上更新统(Q₃)和全新统(Q₄)。

该区目前主要开采二叠系下统山西组(P₁s)3+4号和5号煤层中的煤层气(周宝艳等，2007;接铭训，2010;赵庆波等，2006;刘新社等，2007;傅雪海等，2007)。

2 产出水离子变化规律

河东煤田柳林区块煤层气井产出水具有高盐度、高矿化度的特点，直接排放可能会对生态环境造成破坏，开展煤层气井产出水特征及动态变化规律研究，将为建立合理有效的产出水处理技术提供依据。本文以柳林区块MC试验区井组为基础，选取了MC01V，MC0-2V两口水平井和MC03，MC04，MC05三口直井共五口井为对象，进行连续跟踪取样，进行了包括矿化度、钾钠离子、钙离子、镁离子、氯离子、碳酸氢根离子、硫酸根离子等在内的25项物理化学参数的系统测试，分析了其变化规律。

2.1 矿化度变化规律

根据化验所得到的矿化度数据，MC试验区矿化度值整体较高，5口井排采初期最高值接近7000mg/L，最小值也接近2900mg/L，平均值约为4980mg/L(见表1)。

MC试验区所取的5口煤层气井中，其中3口直井(MC03，MC04，MC05)采集数据时处于压裂后排采初期，2口水平井(MC01V，MC02V)是排采2～3个月后开始取样。水样分析结果表明:MC试验区产出水矿化度在排采初期较高，在较短的时间内矿化度值下降明显。MC01V排采到第70天时矿化度值超过3500mg/L，在排采到约90天时，其值下降到2400mg/L，在之后长达160天的时间段内基本趋于稳定。MC02V井从取样开始，矿化度值始终保持相对平稳(图1)。

2.2 氯离子变化规律

由MC试验区煤层气井产出水氯离子变化趋势图(图2)可以看出，MC试验区由于排采时间长短不同，测定的氯离子浓度变化趋势亦不同，MC03，MC04，MC05三口直井排采初期即开始取样，初期氯离子浓度较高，之后呈现迅速降低的变化趋势。两口水平井MC01V，MC02V分别从排采70天和118天才开始取样，取样时间段内氯离子变化较平稳，且浓度值较直井显著偏低，大部分数值处于300～400mg/L的范围内。

表1 MC实验区煤层气井产出水矿化度统计

图1 MC试验区煤层气井产出水矿化度变化趋势

图2 MC试验区煤层气井产出水氯离子变化趋势

2.3 HCO^―₃变化规律

从MC试验区煤层气井产出水HCO^－₃变化趋势图(图3)可以发现，MC-03，MC-04，MC-05三口直井在排采初期，HCO^－₃离子浓度较高，基本位于1400～1900mg/L之间，之后处于缓慢上升的过程;而MC-01V，MC-02V两口水平井HCO^－₃离子浓度较3口直井要低，在排采100天后，HCO^－₃离子浓度缓慢上升，但数值变化较平稳，均处于1000～1500mg/L范围之内。

图3 MC试验区煤层气井产出水HCO^－₃变化趋势

2.4 Na⁺变化规律

从MC试验区煤层气井产出水Na⁺变化趋势图(图4)可以看出，MC-03、MC-04，MC-05三口直井在排采初期Na⁺离子浓度较高，在2000～2500mg/L之间，之后呈现缓慢下降的趋势。MC04井下降幅度最为明显，而MC-01V，MC-02V两口水平井在排采100天后，Na⁺离子在数值上变化较平稳，处于700～800mg/L范围之内。

图4 MC试验区煤层气井产出水钠离子变化趋势

2.5 其他离子变化规律

其他离子主要是钙、镁离子和硫酸根离子。5口井化验得出的钙镁离子浓度均较低，一般小于12mg/L;硫酸根离子浓度一般小于40mg/L。

3 水型动态变化规律

MC试验区2口水平井MC-01V，MC-02V水型表现为NaHCO₃Cl水型;3口直井中，MC-03，MC-05前期呈现为Na-Cl水型，后期呈现为Na-Cl-HCO₃水型;MC-04井前期呈现为Na-Cl水型，后期呈现为Na-HCO₃-Cl水型。MC试验区产出水中阳离子以K⁺+Na⁺离子为主，阴离子HCO^－₃和Cl^－值较为接近，不存在明显占绝对优势的离子(图5)。

图5 MC试验区派珀三线图解

可以用Stiff图表示MC试验区的水型随排采时间的整体变化情况(图6)。在排采初期，MC试验区水型表现为NaCl水型，Stiff图呈上宽下窄的漏斗状，如图6(a)所示，这一阶段的持续时间一般为4～6个月;在排采的中期，MC试验区水型表现为NaClHCO₃水型或者NaHCO₃-Cl水型，Stiff图形如图6(b、c)所示，这一阶段的持续时间大约为6～8个月;在排采的中后期，水型以NaHCO₃水型或Na-Cl-HCO₃水型为主，Stiff图形呈图6(d)所示形状。

图6 MC试验区煤层气井产出水平均化学成分Stiff图形

4 氯离子浓度排采动态变化模型

经水质化验显示，由于钻井液的影响(李忠城等，2011)，柳林区块煤层气井产出水在开采初期具有较高的矿化度和盐度，但不含国家Ⅱ类饮用水标准(地表水环境质量标准，2002)(表2)中所严格限制的铁、锰、铜、锌、砷等阳离子，硝酸盐(以N计)、硫酸盐(以SO^2－₄计)阴离子也远低于国家Ⅱ类饮用水标准的限定值。唯有氯化物(以Cl^－计)浓度在排采前期远高于国家Ⅱ类饮用水标准，并随着排采时间的增加而降低，柳林区块煤层气井产出水中氯化物的变化趋势见图2。

表2 国家Ⅱ类饮用水标准主要离子限定要求

可以发现，随着排采时间的增加，煤层气井产出水中氯离子浓度，由初期远高于国家Ⅱ类饮用水标准，逐渐降低并向Ⅱ类饮用水标准接近，最后完全达到Ⅱ类饮用水标准。建立产出水中氯离子浓度与排采时间的关系模型，对于煤层气井产出水的处理具有重要意义。本文利用回归分析方法对氯离子浓度进行分析。

在应用回归分析法时，一般用Newton迭代法求解此正规方程组。也可以直接极小化残差平方和，求出未知参数的非线性最小二乘估计值。在实际应用中，可以采用SPSS软件直接求算(潘国营等，2002)。

图7 MC-04井氯离子浓度与时间的关系

以MC-04井为例，采用SPSS软件进行函数的计算和模型建立。初步判定氯离子浓度变化的模型为f(x)=b₀b^x₁，随机给定初值b₀=1240，b₁=0.95，经过13次迭代后收敛。从计算结果来看(图7)，模型的相关系数R²=0.958，说明非线性回归拟合效果较好。因而可以得到该井氯化物(以Cl计)浓度的变化模型为:f(x)=b₀b^x₁=1774.6^*0.991^x。

同理可计算其余两口井模拟计算数据，模型相关参数见表3。

表3 柳林区块氯离子浓度排采动态模型参数

根据上述数学模型可以预测煤层气井产出水水质达到国家标准所要求的时间(表3)，在这个时间点之前，产出水必须进行处理才能进行排放，否则会对周围环境和地表水源产生污染。

5 结论

通过对河东煤田柳林区块煤层气井产出水进行系统的跟踪采样分析，对产出水的水质变化规律进行研究，取得了以下主要的认识和成果:

1)各煤层气井产出水的矿化度和氯离子、钠离子浓度，均随着排采时间的增长呈现由高到低的变化趋势，而碳酸氢根离子的变化规律相反，呈现先低后高的特点。

2)煤层气井产出水的水型呈现由Na-Cl水型向Na-Cl-HCO₃水型、Na-HCO₃-Cl水型或NaH-CO₃水型变化的规律。

3)建立了氯离子浓度变化与排采时间的非线性回归分析模型。采用该模型可以较好地预测氯离子浓度达到国家Ⅱ类饮用水标准所需的时间，为煤层气井产出水的技术处理提供了参考依据。

参考文献

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傅雪海，秦勇，韦重韬.2007.煤层气地质学［M］.徐州:中国矿业大学出版社，143～144

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李忠城，唐书恒，王晓锋等.2011.沁水盆地煤层气井产出水化学特征与产能关系研究［J］.中国矿业大学学报，40(3):434～439

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『伍』 煤层气井 出水减少了！产气流量没有掉，套压也没有掉！什么原因怎么处理

你给的信息有点少啊，产水量减少原因很多，一种是煤解吸到一定程度了，煤层气解吸的较多，出现不稳定流。你说的煤层气井解吸程度在那个阶段啊？

『陆』 煤层气藏开发初期单相水排采特征及其指示意义———以沁水盆地南部煤层气田为例

吕玉民 汤达祯 许 浩 陶 树 张 彪

( 中国地质大学 ( 北京) 能源学院 北京 100083)

摘 要: 研究欠饱和煤层气藏开发过程中独特性的单相水流阶段有助于加深了解这类煤层气藏早期排采特征及其对气井潜在产能的指示作用。本文以沁南煤层气田欠饱和煤层气藏为例，重点研究这类气藏开发初期单相水排采特征，揭示其与后期气井产能大小的关系，并分析其对气井潜在产能的预示意义。研究表明: 沁南地区气井单相水排采特征受断层影响大，其排采时间与累计产量之间存在指数关系; 排采时间介于 50 ～140 d、累计产水量小于 500 m3的气井显示较好的产气能力。

关键词: 欠饱和煤层气藏 单相水 排采特征 指示意义

基金项目: 大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项 ( 2011ZX05034 －001) ; 国家重点基础研究发展规划项目 ( 973) ( 2009CB219600) ; 中央高校基本科研业务费专项资金 ( 2011PY0211)

作者简介: 吕玉民，男，1985 年生，江西吉安人，博士生，现从事煤层气地质与开发研究。地址: 北京市海淀区学院路 29 号中国地质大学 ( 北京) 能源学院。电话: 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

煤层气藏作为重要的非常规天然气藏，日益受到国内学者的广泛关注。近几年来，一大批国内学者在煤层气藏储层物性(陈振宏等，2007)、水文地质条件(王红岩等，2001;王勃等，2007)、边界及封闭机理(苏现波等，2005;宋岩等，2009)及成藏演化(宋岩等，2009;赵群等，2007;赵孟军等，2005)等方面开展了大量的研究工作并取得一定的成果。但与国外相比，我国煤层气藏基础研究起步晚，在煤储层发育地质环境及形成机理、高温高压下煤的吸附特性及描述模型和煤的吸附性能的地质控制因素等方面需要加强和深化(宋岩等，2005)。我国目前对煤层气藏开发缺乏系统的认识，尤其是对欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征及其与气井产能之间的关系认识不足，制约了气田的合理开发部署。由于煤储层具有明显的应力敏感特性，因而欠饱和煤层气藏开发初期不合理的单相水排采措施将极大地损害储层绝对渗透率，降低气井潜在的产气能力，甚至影响整个煤层气田的后期开发部署和开发效果。

1 欠饱和煤层气藏气水产出特征

较强的吸附能力是煤储层的显著特点之一，煤层吸附态气体一般能达到80%以上(苏现波等，1999)。这种不同于常规天然气藏的特殊赋存机制，决定了煤层气产出机制的独特性。煤层气产出是一个排水→降压→解吸→扩散→渗流→产出的过程(冯文光，2009)。在这个过程中，煤层气藏气水产出机理受其含气饱和度大小的影响，也就是说煤层气藏含气饱和度不同，煤层气井的气水生产曲线也不同(苏现波等，2001)。

1.1 过饱和/饱和煤层气藏气水产出特征

过饱和煤层气藏指含气饱和度大于100%的煤层气藏，其特点是部分煤层气以游离态赋存于煤储层的孔裂隙系统中。当气井开井排水降压后，煤层气迅速解吸扩散，并与游离态的煤层气一同产出(图1a)。因而，开发这类气藏时，气井开井排水后立即产出煤层气，基本上不经历不饱和单相水流阶段，直接进入气水两相流阶段(如图1中III阶段)。

图1 不同含气饱和度的煤层气藏气水产出特征曲线

饱和煤层气藏指含气饱和度等于100%的煤层气藏。当气井开井排水降压后，煤层气立即解吸扩散。随着解吸和扩散的进行，煤层孔裂隙中游离气饱和度逐渐增大，直到其大于残余气饱和度后，气井才开始产出煤层气(图1b)。因而，开发这类煤层气藏，气井经历一段较短的不饱和单相水流阶段(如图1中II阶段)，之后才产出煤层气。

1.2 欠饱和煤层气藏气水产出特征

欠饱和煤层气藏指含气饱和度低于100%的煤层气藏。当气井开井排水降压后，煤层气基本上尚未发生解吸，直到储层压力低于临界解吸压力后，煤层气才开始解吸。此时气井仍未产出煤层气。只有当煤层孔裂隙中游离气饱和度大于残余气饱和度后，气井才开始产出煤层气(图1c)。因而，开发这类煤层气藏，气井先后经历饱和单相水流、不饱和单相水流(图1中I、II阶段)，之后才开始产出煤层气。

欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采阶段需要较长的时间，少则1～2个月，多则数年之久。长时间单相水排采期内形成的气水排采特征是认识气藏储层特征和研究气井潜在产能的重要依据。

2 欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征

表征欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征的量化参数主要有2个:单相水排采时间和单相水累计产量。

2.1 单相水排采时间

单相水排采时间指开发欠饱和煤层气藏时煤层气井早期只产水不产气阶段所经历的时间。长时间的单相水排采时间势必增加煤层气井开发作业成本。因而，单相水排采时间的长短直接影响气田开发成本，是评价煤层气田开发经济性的重要参数。

2.2 单相水累计产量

单相水累计产量指开发欠饱和煤层气藏时煤层气井早期只产水不产气阶段地下水累计产出的总量。由于采出水大多具有高矿化度、高盐度等特征，不符合国家排放标准，必须经过处理后才能排放，以便不对地表水系及地下水造成污染(潘红磊等，1998;王志超等，2009)。采出水的处理无疑增加了煤层气开发成本，因而单相水累计产量的大小影响气田的开发成本，是评价煤层气田开发经济性的重要参数。

2.3 单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系

欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采时间与单相水累计产量同时受地质、工程以及人为因素等诸多相同因素的影响，两者之间必然存在一定的关系。从沁南煤层气田煤层气井单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系图上可以看出(图2):当单相水排采时间小于250d时，其与单相水累计产量之间呈现较强的线性关系;当单相水排采时间大于250d时，其与单相水累计产量的相关性较差，呈指数关系;整体而言，两者之间呈指数关系:

y=144.37exp(0.0069x)

式中:x为单相水排采时间，d;y为单相水累计产量，m³。该拟合函数的R²值达到0.8323，表明该函数能较好地描述该地区单相水排采时间与单相水累计产量之间关系。

2.4 单相水排采特征的影响因素

影响单相水排采特征的因素很多，主要有气藏临储比、排采速度、构造地质条件和水文地质条件。

在排采速度相同的条件下，煤层气藏含气饱和度越高，临解比越大，即临界解吸压力越接近储层压力，意味着气井实现产气所需降压的幅度越小，因而单相水排采时间就越短，累计产水量也相对较小。

图2 单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系图

在临储比相近的条件下，煤层气井排采速度越快，储层降压越快，实现产气的时间越短(即单相水排采时间就越短)，累计产水量也越小，如表1中的含气饱和度约为82.8%的J7与J10。

表1 单相水排采特征与断层的关系

构造地质条件和水文地质条件对单相水排采特征的影响极大。不同构造部分、不同水文地质条件的区域，其储层的渗透性、含水性以及地下水体的活跃性各不相同，造成气井的单相水排采特征也存在差异。沁南煤层气田多发育正断层(王红岩，2005)，这些断层附近的水文地质条件复杂，不利于排水降压，单相水排采时间较长、累计产量较大(表1)。

3 单相水排采特征与气井产能的关系

对于应力敏感的煤储层来说，欠饱和煤层气藏开发初期不合理的单相水排采措施(排采过快或过慢)必然引起储层渗透率的损害，降低气井后期的排水产气能力。研究探讨单相水排采特征参数与气井产能之间的关系可以为开发早期制定合理单相水排采方案、提前预测煤层气井产能以及采取必要的储层增产改造措施提供指导。

目前，沁南煤层气田处于开发初期阶段，大部分煤层气井排采时间不长。该区樊庄、潘庄及郑庄区块煤储层含气饱和度大体在80%～90%，属于欠饱和煤层气藏(要惠芳等，2009)。为了科学地评价单相水排采特征与气井产能之间的关系，选择气井产气后连续排采1年形成的平均产气量和最大产气量作为气井产能指标。

3.1 单相水排采时间与气井产能的关系

气井排采过快，单相水排采时间过短，往往引起储层不可恢复的应力伤害，降低渗透率，影响产能;同时单相水排采时间过长，储层中水量较大(或连通含水层)，不利于气井形成较好产能。

图3显示为沁南地区单相水排采时间与产气量之间的关系。从图中可以清楚地看出，气井的单相水排采时间与气井1年内的产气量之间存在4个明显的特点:1)单相水排采时间大于140d的煤层气井，其平均产气量基本上都小于3000m³/d，最大产气量则小于6000m³/d;2)单相水排采时间小于50d的煤层气井，其平均产气量基本上都小于3000m³/d，最大产气量则小于6000m³/d;3)出现较高产能的煤层气井(平均产气量大于3000m³/d，最大产气量大于6000m³/d)，其单相水排采时间均介于50～140d;4)部分单相水排采时间介于50～140d的煤层气井产能偏低。这表明过长/过短的单相水排采时间不利于煤层气井形成高产。

图3 单相水排采时间与气井产能的关系图

在煤储层含气饱和度相当、地下水总体不活跃的沁南地区，部分井出现过长的单相水排采时间意味着该井沟通了活跃的水层，造成气井降压困难，产气有限;而过短的单相水排采时间表明气井排采速度过快，储层渗透率出现不同程度不可逆转的伤害，不利产气。因而，沁南地区单相水排采时间大于140d或小于50d的煤层气井，指示其产能普遍偏低;而介于50～140d的煤层气井比较有利于形成较高的产能。

3.2 单相水累计产量与气井产能的关系

单相水累计产量的大小往往指示区域水文地质特征。在相同的水文地质背景下，某些气井长时间大量排采单相水，很可能表明储层与含水层沟通，不利排采，难以形成较好产能。

图4显示沁南地区单相水累计产量与产气量之间的关系。从图中可以清楚地看出:气井的单相水排采时间与气井1年内的产气量之间存在3个明显的特点:1)单相水累计产量大于500m³的煤层气井，其平均产气量基本上都小于2000m³/d，最大产气量则小于4000m³/d;2)出现较高产能的煤层气井(平均产气量大于2000m³/d，最大产气量大于4000m³/d)，其单相水累计产量小于500m³;3)有一部分单相水累计产量小于500m³的煤层气井产能偏低。

图4 单相水累计产量与气井产能的关系图

从表1看，沁南地区单相水累计产量偏高的煤层气井大多位于正断层附近。在煤层气藏成藏过程中，正断层绝大部分时间作为煤层气逸散的通道，导致正断层附近的煤层气保存条件较差，煤储层含气饱和度较低，增加了单相水排采阶段的排采时间和累计产水量。同时，正断层沟通附近的含水层，造成单相水排采阶段长时间降压困难，也延长了排采时间，增大了气井产水量。因而，沁南地区单相水累计产量大于500m³的煤层气井，指示其产能普遍偏低;而小于500m³的煤层气井比较有利于出现较高的产能。

4 结论

(1)过饱和、饱和和欠饱和煤层气藏开发过程中的气水产出特征各不相同，其中以欠饱和煤层气藏的气水产出特征最典型。欠饱和煤层气藏的气水产出特征最显著的特点是其开发初期存在较长时间的单相水排采阶段。

(2)单相水排采时间和单相水累计产量是描述欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征的2个重要参数。单相水排采特征受断层影响大。沁南煤层气田气井的单相水排采时间与单相水累计产量之间存在指数关系。

(3)沁南煤层气田产能较好的煤层气井，其单相水排采时间为50～140d，单相水累计产量小于500m³;单相水排采时间大于140d及小于50d或单相水累计产水量大于500m³的煤层气井，其产能普遍偏低。

参考文献

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『柒』 煤层气的开发管理

加拿大是联邦制国家，矿产资源管理权由联邦政府和省政府分享。联邦政府负责沿海大陆架矿产资源、铀矿资源、印第安保留地、国家公园的共有土地上的矿产资源管理，其余包括煤层气在内的矿产资源按属地管理，即当地省政府管理。加拿大的宪法赋予了各省自己管理本省范围内矿产资源的权利，联邦政府协调省际和国际的能源事务。在加拿大进行矿产资源勘探开发，首先要申请矿业权，并办理矿区租赁手续。矿业权审批发证、变更登记及转让管理等均由省政府负责。煤层气在加拿大作为天然气进行管理，管理天然气的政策法规直接适用于煤层气。

艾伯塔省煤层气资源潜力巨大，对政府和企业都具有巨大的吸引力，政府和企业都能从煤层气资源开发中获益^［77］。该省对煤层气的管理与天然气相同。艾伯塔省与能源有关的部门主要有省能源部、省环境部、省能源委员会、省资源可持续发展委员会、省地质调查局。省能源部主要负责本省能源开发的矿业权审批和颁发，制定产业政策和立法，矿区使用费和权利金的征收，在能源开发利用及运输过程中协调公司或企业间的关系，解决能源开发利用中的矛盾。加拿大的矿业权和土地所有权是分离的。勘探许可证和采矿许可证的持有者须得到土地所有者的同意才可以进行矿产勘探和开发活动。如果土地所有权属于省或联邦政府，矿业权人在得到有关部门的授权后可以无偿使用土地。如果土地所有权属于私人所有，则须征得土地所有权人同意，并给予一定的补偿。矿业权管理方面，省能源部每两周公布一次全省的矿业权分布变化情况，并对没有业主的区块进行公开拍卖。另外，矿业权按照不同矿种进行登记管理，政府对5年内没有任何投入的区块将收回矿业权^［78］。省环境部主要负责本省能源开发利用中涉及环境保护方面的立法和地下水资源的管理，以及与气候变化有关项目的协调与管理。省能源委员会对能源投资和生产者依据法规进行审核和监督，委员会在执法过程中要充分征求当地政府部门和公众的意见，必要时可举行听证会^［79］。省地质调查局负责省内油气(包括煤层气)勘探开发的研究项目管理及资料的汇交。地调局网站在线提供研究报告，并进行一些研究报告的出版工作，同时为油气开发商提供资料服务。

艾伯塔省天然气管道设施良好。位于艾伯塔省东部的TransCanada管线是加拿大最重要的管道运输系统，最大的管线公司是TransCanada公司。管线公司负责建设和管理天然气运输管道，并对天然气输送收取一定的费用。加拿大生产的天然气一半以上出口到美国，其天然气管道与美国天然气管道实行跨国连接，使得加拿大和美国的天然气市场成为一个整体。因此，加拿大对天然气行业的价格监管采取与美国相同的天然气监管政策。艾伯塔省的煤层气销售与常规天然气一样，也实行市场化。

艾伯塔省与油气资源勘探开发有关的法规主要为《水法》及《能源资源保护法》、《天然气资源保护法》、《天然气设施法》等。《水法》应用于除家庭用水、营房用水、咸水(矿化度大于4000mg/l)开发外的所有水的开发和利用。在地下水被开发、利用和处理前必须获得省环境部的批准。从煤层气井里进行水的排采、利用和处理时，如果其矿化度小于4000mg/l，属非咸水，就必须按照《水法》获得省环境部的批准，如果其矿化度大于4000mg/l，属咸水，不在《水法》的管辖范围，但要遵从艾伯塔省能源及公用事业委员会的管理规定^［80］。按照《水法》的规定，在煤层气的开发中，非咸水和咸水禁止混合排采，一口煤层气井严禁在两个和两个以上的水层完井，严禁直接排采水层。矿区复垦和任何可能影响环境的物质处理都要遵守《环境保护及改善法》的规定。从煤层气井里排采出来的非咸水经过授权可用于任何合理的用途，也可以被重新回注到井下合适的水层中。环境部在审核煤层气开发者提交的申请时，要对煤层气钻井过程中涉及的水层进行评价，主要包括水层的保护、现存水用户的保护、邻井水层及地表水体的保护、排采水的利用和处理等，并要进行公告，征求公众意见。

『捌』 煤层气田集输工艺实践与探讨

刘宁

（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

摘要 煤层气集输是煤气田开发利用的核心环节之一，也是煤层气深加工提高经济效益的关键步骤。本文结合中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程地面集输工程施工的实际情况，简要分析煤气田集输技术，阐述目前煤气田集输技术所面临的突出问题，并建议国家在政策方面对煤气田集输规划和施工给予必要支持。

关键词 煤层气田 集输工艺 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

中国煤层气资源丰富，埋深2000m 以浅的煤层气资源量为（30～35）×10¹²m³，位居世界第三。经过多年的勘探，取得重大突破，从2004年开始，中联公司在沁水盆地南部实施了沁南煤层气开发示范先导性试验项目，其中开创性地进行了正规的煤层气田集输工程建设。本文扼要总结了该项目集输工程的工艺实践，以便积累经验，交流技术。

与常规天然气相比较，煤层气集输具有鲜明的自身特点：日产量偏低，平均单井产量在1500m³/d，需要规模连片开发，前期投资高；集输管线运行压力偏低，单井集输管线维持0.1MPa，集输管线运行压力不超过1MPa，进入现有天然气管网需要多次增压；生产周期长，参照国外煤层气井生产寿命，结合国内单井排采实际，生产周期约在20年以上，运行成本高；煤层气介质相对纯净，处理环节简单，过滤和压力调节是最主要的处理工艺。

1 煤层气集输过程

煤层气集输工艺流程：单井产气（正常压力0.1～0.3MPa），经过单井输气管线进入集气站，在集气站经过调压后，经集气管线进入集气总站，经过过滤、调压、计量和缓冲后，进入集气总站压缩机增压，增压后经外输管线进入处理母站，完成过滤、调压、计量和缓冲后进入母站压缩机处理，最终可采用进入管网长输、压缩（CNG）和液化（LNG）等三种处理方法。目前，沁南区块均采用压缩（CNG）处理模式。

1.1 单井工艺流程

单井工艺流程产气经过地面工艺流程进入输气管线，安装旁通管线和安全阀以备紧急情况放空；水管线经过水表计量后进入污水池。主要设备包括简易分气包、安全阀、流量计、水表和放空装置。

配套压力变送器、温度变送器、智能水表和小型RTU箱（信号传输模块），实现套压、温度和产水量往集气站的传输。

1.2 集气站工艺流程

将单井来气经过调压后汇集输往集气总站（在汇集中对单井产量实行轮换计量）；主要设备配件包括调压阀门、流量计、集气汇管和放空装置等。

将单井产量、集气站温度压力及单井传输信号向集气总站控制室传输。

1.3 集气总站工艺流程

集中集气站来气，经过过滤、调压、计量和缓冲，进入压缩机增压；压缩机将来气增压至0.6MPa，经长输管线进入供气母站；主要设备包括增压压缩机组、调压装置、缓冲装置、过滤装置等配套设备。

1.4 供气母站工艺流程

将所有产气经过过滤、调压、计量和缓冲后进入压缩机组，压缩至25MPa并经过深度脱水后，经加气柱加气销售；气体经过过滤、调压、计量和减压后进入燃气发电机组，确保所有用电设备正常运行；接收集气总站传输的信号和发电机、压缩机运行信号，在控制中心显示，实现保存和传输；实现对供气母站、集气总站和集气站及单井的远程监控；主要设备包括压缩机组、动力装置、调压装置、缓冲装置、过滤装置、计量装置和自动控制系统等。

2 煤层气集输技术的制约因素

2005年，中联公司在沁南潘河示范项目中成功进行了煤层气集输工程施工，取得了技术突破，设备运行平稳，工艺技术可靠，但也存在诸多制约因素，主要表现在：

2.1 尚未形成适合煤层气集输自身特点的设计施工标准和规范

由于我国的煤层气开发利用初步进入商业化运营阶段，目前，煤层气的集输技术研究也处于起步阶段。在集输技术应用过程中，主要是参考和借鉴现行天然气的集输和站厂建设规范规程。由于煤层气与天然气在工作压力、生产周期、工作制度和纯度各方面存在的较大差异，套用天然气集输和站厂工艺会在集输管线材料（含管件、阀门）和主要设备规格升高，进而导致投资偏高，造成煤层气“低压、低产，但投资高、回收周期长”。

2.2 市场机制不完善，生产的煤层气利用率不高，目前很难形成明显的经济收益

煤层气这种新兴清洁能源，开发地一般处于中西部地区，开发环境恶劣，加上输气管线严重缺乏，又很难进入国家天然气输气管网；受中间输送环节的制约，终端市场的煤层气消费价格居高不下，供应总量难以做大，目前尚不能形成规模效应，导致市场开发难度大，竞争力不够强。特别是目前采用压缩（CN G）处理模式，专用运输车辆有限，并且受运输费用限制，辐射半径一般不超过开发区300km范围，数量较少，影响较小，收益有限。

3 煤层气集输急需的政策支持

根据煤层气开发与市场需求，统筹规划煤层气管网规划，鼓励煤层气进入现有的天然气管网作为补充，扩大消费范围，坚持就近利用与余气外输相结合，出台政策支持地方政府与企业加快煤层气专用管网建设，逐步完善市场机制，提高利用率。

借鉴和参考天然气和国外煤层气开发经验，总结国内煤层气集输建设得失，尽快制订煤层气集输规范，指导国内蓬勃发展的煤层气集输送工程。

4 结论

我国是煤层气资源大国，通过煤层气的开发特别是经过集输处理和深加工，能够有效解决煤矿瓦斯危害和减少温室气体排放，提供新型清洁能源缓解天然气供应短缺矛盾，同时也给企业带来良好的经济效益。煤层气集输和深加工，其工艺和设备从国内和国际上来看都是成熟的，也必将有更为广阔的前景。

参考文献

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『玖』 石油开发地质环境状况及其对能源开发的影响研究

石油不仅是人类主要的能源之一，也是人类环境污染源之一。据资料统计，每年有800多万吨石油进入世界环境，污染土壤、地下水、河流和海洋。随着黄土高原地区石油的大量开采利用，该地区呈现采油面积大、油井多、产量低、开发技术落后等特点。它对自然环境带来的污染日趋严重，直接影响到该地区的生态与生存条件。局部地区情况已经极为严重，已威胁到当地的农业生产和农民的生存环境。石油类物质已成为该地区的重点污染物之一，区内土壤、河流等已不同程度的遭到石油类的污染。

一、鄂尔多斯盆地主要含油气系统

鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地，地跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省(区)，面积32万km²，显生宙沉积巨厚。盆地基底为太古宙—古元古代变质岩系，中、新元古代为裂陷槽盆地，沉积物为浅海碎屑岩—碳酸盐岩裂谷充填型;早古生代为克拉通盆地，沉积物为陆表海碳酸盐岩台地型;晚古生代—中三叠世为克拉通坳陷盆地，沉积物由滨海碳酸盐岩型过渡为陆相碎屑岩台地型;晚三叠世—白垩纪为大型内陆坳陷盆地，沉积物为陆内湖泊、河流相沉积型;新生代整体上升，盆地主体为平缓西倾的大斜坡，沉积物为三趾马红土和巨厚的风成黄土;周缘有断陷盆地发生和发展。盆地内已勘探开发的4套含油气系统均属地层-岩性油气藏。

1.上三叠统延长组岩油藏含油系统

最早勘探开发的延长组含油系统烃源岩以延长组深湖相及浅湖相黑色泥岩、页岩和油页岩为主，生烃中心分布在盆地南部马家滩—定边—华池—直罗—彬县范围，油源岩最厚达300～400m，有利生油区面积达6万km²(图3-3)，储集岩围绕生油凹陷分布，北翼缓坡带有定边、吴旗、志丹、安塞和延安等5个大型三角洲及三角洲前缘砂体，南翼较陡坡带则发育环县和西峰等堆积速率较快的河流相砂体及水下沉积砂体。储渗条件靠裂缝及浊沸石次生孔隙改善，圈闭靠压实构造，遮挡靠岩性在上倾方向的侧变。

2.下侏罗统延安组砂岩油藏含油系统

延安组砂岩油藏以淡水—微咸水湖相沉积的上三叠统延长组烃源岩为主要油源岩，属混合型干酪根;以沼泽相煤系沉积的侏罗系延安组为辅助烃源岩，属腐殖型干酪根，陕北南部的衣食村煤系更以含油率高为特征。三叠纪末期，印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升。在三叠系顶部形成侵蚀地貌，以古河道形式切割延长组。规模最大的甘陕古河由西南向东北汇聚庆西古河、宁陕古河和直罗古河，开口向南延伸(图3-4)。印支期侵蚀面的占河道切割了延长组，成为油气下溢通道，溢出侵蚀面的油气首先向古河床内的富县组和延安组底砂岩运移和聚集，也向延安组上部各砂岩体及古河床两侧的边滩砂体中运移、聚集，以压实构造和大量岩性圈闭为其主要圈闭形式。

图3-3 鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组沉积期沉积相图

3.奥陶系马家沟组碳酸盐岩含气系统

鄂尔多斯盆地奥陶系陆表海浅海碳酸盐岩的烃源岩主要为微晶及泥晶灰岩、泥质灰岩、泥质云岩及膏云岩，厚达600～700m。生烃中心:东部在榆林—延安一带，西部在环县—庆阳一带，产生腐泥型裂解气。加里东运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，经受130Ma的风化剥蚀，导致奥陶系顶面形成准平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖边一带分布有南北走向的宽阔潜台，周缘有潜沟和洼地，在上覆石炭系煤系铁铝土岩的封盖和东侧奥陶系盐膏层的侧向遮挡双重作用下，古潜台成为天然气运移聚集的大面积隐蔽圈闭(图3-5)。

4.石炭-二叠系煤系含气系统

鄂尔多斯盆地石炭系为河湖相和潮坪相沉积，二叠系为海陆过渡相和内陆河湖相沉积，以碎屑岩为主，仅石炭系有少量碳酸盐岩。烃源岩主要为石炭系太原组和下二叠统山西组的煤系，显微组成为镜质体与丝质体，干酪根属腐殖型，煤层气的组分以甲烷为主。北部东胜、榆林地区煤层厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范围约7万km²;南部富县、环县地区煤层厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范围约6万km²。储集体以砂岩为主，主要物源区在北部大青山、鸟拉山一带，各层砂体叠置，蔚为壮观。山西组沉积中心位于盆地南部洛川—庆阳一带，以盆地北部砂体最发育，共有6条大砂体向盆地内延伸，各条大砂体内部受古河网控制，呈现复杂的条带状。储渗条件靠裂缝及后生成岩作用改善，圈闭靠压实构造及上倾方向的岩性遮挡。

图3-4 鄂尔多斯盆地早侏罗世甘陕古河示意图

二、石油开发引起的主要地质环境问题

(一)石油类污染物的产生

在石油的勘探开发过程中，从地质勘探到钻井及石油运输的各个环节中，由于工作内容多，工序差别大，施工情况复杂，管理水平不一，以及设备配置和环境状况的差异，使得污染源的情况比较复杂。石油开采的每一个环节都可能产生石油类污染物(图3-6)。

石油开采不同作业期所产生的石油类污染物具体描述如下:

1.钻井期

在油田进行钻井作业时，会产生含有石油类污染物的钻井废水及含油泥浆。这是钻井过程中，由冲洗地面和设备的油污、起下钻作业时泥浆流失、泥浆循环系统渗漏而产生。废水含抽浓度在50～1200mg/L之间，水量从几吨至数十吨不等。另外，有些情况下，在达到高含油层前，要经过一定数量的低含油地层，从而引起油随钻井泥浆一起带至地面。同时，一经到达高含油层，地压较高时少量高浓度油可能喷出。

图3-5 鄂尔多斯盆地奥陶系顶面古地貌图(据范正平等，2000)

图3-6 石油开采过程中石油类污染物的来源及污染途径示意图

2.采油期

采油期(包括正常作业和洗井)，排污包括采油废水和洗井废水。在地下含油地层中，石油和水是同时存在的，在采油过程中，油水同时被抽到地面，这些油水混合物被送进原油集输系统的选油站进行脱水，脱盐处理。被脱出来的废水即采油废水，又称“采出水”。由于采油废水是随原抽一起从油层中开采出来，经原油脱水处理而产生，因此，这部分废水不仅含有在高温高压的油层中溶进了地层中的多种盐类和气体，还含有一些其他杂质。更为主要的是，由于选油站脱水效果的影响，这部分废水中携带有原油———石油类污染物;另外，在研究流域范围内，也存在采用重力分离等简单的脱水方法，并多见于单井脱水的油井。一般地，油井采油废水含抽浓度在数千mg/L，单井排放量平均为数十m³/d。洗井废水是对注水井周期性冲洗产生的污水或由于油井在开采一段时间后，由于设备损坏、油层堵塞、管道腐蚀等原因需要进一步大修或洗井作业而产生的含油废水。

3.原油贮运过程的渗漏

原油在贮存、装运过程中由于渗漏而产生落地原油，以及原油在管道集中输运过程的一些中间环节均有可能造成一定数量的原油泄漏或产生含油废水。

4.事故污染

事故污染包括自然因素和人为因素两种情况:自然事故包括井喷，设备故障和采用车辆运输时山体滑坡引发的交通事故而造成原油泄漏。延安地区地表黄土结构松散、水力冲刷剧烈，由于山体滑坡而导致的污染事故更为频繁。人为事故指各种人为因素造成采油设备、输油管线被破坏及原油车辆运输时，人为交通事故引起的翻车等污染事故。事故污染具有产污量大、危害严重，难以预测的特点。

(二)石油开采过程中对水土环境的影响

在石油的各个环节都可以产生污染，污染对象以土壤为主，其次为地表水体，地下水的污染以间接污染为主，在鄂尔多斯盆地没有明显指标显示石油泄漏或渗透污染了地下水，即地下水中没有检测出有石油类污染物。但在石油开发过程中，地下水的水质发生了明显变化，矿化度明显增加，其他指标也发生了很大变化。

1.对土壤的影响

(1)落地原油对土壤环境的影响

大量的泄漏原油进入土壤中后，会影响土壤中微生物的生存，造成土壤盐碱化，破坏土壤结构，增加石油类污染物含量。原油泄漏后，原油在非渗透性基岩及黏重土壤中污染(扩展)面积较大，而疏松土质中影响扩展范围较小。特别强调的是，黏重土壤多为耕作土，原油覆于地表会使土壤透气性下降，土壤肥力降低。在最初发生泄漏事故时，原油在土壤中下渗至一定深度，随泄漏历时的延长，下渗深度增加不大，根据在陇东油田和陕北油田等实地调查表明，落地原油一般在土壤内部50cm以上深度内积聚，因此，原油泄漏后主要污染土壤的耕作层。

(2)石油类污染物在土壤中的垂直渗透规律

鄂尔多斯盆地气候干燥，降雨量少，地表多为戈壁砂砾覆盖，土壤发育不良，含沙量高，因此，在该盆地进行油田开发，其产生的石油类污染物更容易沿土壤包气带下渗迁移，危害生态环境。其迁移速度决定于土壤对污染物的吸附能力。一般原油比重小于1，长期在土壤中既不是静止不动，又不类似于可溶性物质上下迅速迁移。为了弄清油类物质在土壤中的迁移状况，采用野外取样分析的方法，对石油类污染物在油田区土壤中的迁移规律进行了研究。

分别对陇东西峰油田和庆城油田的井场附近土壤剖面中石油类物质的含量进行了测定，测定结果见表3-5至表3-7。

表3-5 庆城油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况

表3-6 西峰油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况

表3-7 陕北安塞杏2井放喷池附近石油类在土层中的纵向分布情况

由表3-5至表3-7可知，由于土壤的吸附等作用，石油类污染物随土层纵向剖面距离的增大，其含量逐渐降低，尤其是50cm以内污染物降低得很快。石油类污染物主要积聚在土壤表层80cm以内，而且一般很难下渗到2m以下。长庆油田所在区域多为风沙土和灰棕漠土壤，颗粒较粗，结构较松散，孔隙率比较高，垂直渗透系数较一般土壤大。但由于西北各油田所在地气候干旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的迁移渗透作用大大减弱，又很少有大量降水的淋滤作用，因此油田开发过程中产生的这些落地原油只积聚在土壤表层，渗透程度较浅，对深层土壤影响较小。

2.对地表水体的影响

鄂尔多斯油田地跨陕、甘、宁3省(区)，境内主要水系有3个，即甘肃陇东马莲河水系、陕西延安延河水系、陕西靖边无定河水系。石油开发过程中这三大水系都不同程度地受到了污染。

陇东石油开发区地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最严重，14个样品中全部超标，环江超标尤其严重;氯化物污染指数除葫芦河、固城川及蒲河各样点中的未超标之外，其余均超标，也以环江为最。pH值均未超标;石油类除环江韩家湾断面严重超标外，其余样品的石油类介于0.04～0.3mg/L;挥发酚除柔远河华池悦乐断面超标1倍之外，其余未超标;环江洪德桥由于地质原因，TDS含量非常高，这部分苦水下泄影响了下游水质，但随着下游水量增加，矿化度逐渐降低。

总体来看，在陇东地区环江和马莲河干流的污染最为严重的，其次是柔远河，蒲河污染最轻。环江与马莲河干流已不能满足Ⅲ类水体功能使用要求，柔远河和蒲河已不能满足Ⅱ类水体功能使用要求。

根据吴旗县水文站从1987年至1992年的水文资料(表3-8)，可以看出在石油资源大规模开发前北洛河上游河水中的硫酸盐，氯离子、六价铬含量年均值已超过国家标准Ⅲ类标准，尤其是氯化物含量和硫酸盐含量超过标准2～3倍，矿化度均大于1000，大部分为高TDS水，而且总硬度在500～600mg/L之间，超标严重。

表3-8 吴旗县水文站水质监测数值统计单位:mg·L^－1

洛河上游地区水质矿化度及各种盐类含量超标与洛河上游地下水补给区的白垩系、第三系(古、新近系)地层含盐有关，地下水本身矿化度或含盐量高。吴起地区的白于山南缘存在吴起古湖，干枯后形成含盐地层，在地下水补给时将大量盐分输入洛河。吴起西北方向定边地区存在大量盐池及含盐地层，盐分进入地下水向东南方向补给也不容忽视。90年代以来，石油资源大规模开发之后，TDS、六价铬、氨氮、氯化物、高锰酸盐指数、硫酸盐、总硬度等均呈明显的上升趋势，说明目前的洛河上游“高盐、高矿化度(TDS)、高硬度”是在本地较高的基础上进一步水质污染造成的。

陕北地区，石油开发区地表水体中六价铬均超标，其他重金属均未超标，挥发酚大部分都不超标，只有两个样品超标，超标分别为1.8，0.6倍，相对而言，化学需氧量和氨氮超标率大一点。氯化物超标最严重，超标率达到了63%，其次为硫酸盐，硫酸盐有一半多断面超标，接下来是硝酸盐和总磷，氟化物全部不超标。

表3-9是2006年、2007年长庆油田公司安塞油田开发区地面水中有害物监测结果。其中对环境污染最严重是石油类，最大超标32倍，硫化物最大超标120倍，挥发酚最大超标4.2倍，COD最大超标1.71倍，BOD₅最大超标5.23倍。其中超标严重地点主要在王窑水库、杏子河冯庄上游。从表3-9可以看出，2007年8月监测数据超标情况比2006年4月监测数据值高。

表3-9 长庆油田公司安塞油田区地面水中有害物监测结果表单位:mg·L^－1

3.对地下水的影响

鄂尔多斯盆地地下水埋藏较深，结合上述土壤和地表水体污染特征来看，落地原油和石油废水对地下水没有影响，石油开发对地下水的影响主要是注水井对地下水的影响，这主要在石油开发过程中，大量掠去地下水，改变了地下水环境。

(1)地下水污染状况

在陇东油区，各主要油田区块的地下水由于采油活动使得地下水中的指标超标严重(表3-10)。马岭油田地下水中氨氮超标最为严重，监测结果全部超标，六价铬6个监测点位中有5个超标或接近标准值;氯化物也有超标现象。华池油田地下水有1个监测点位的大肠菌群指标严重超标;各点COD均超标或接近标准值。樊家川油田地下水中氨氮、六价铬、氯化物、细菌总数、大肠菌群全部超标，其中，大肠菌群污染最为严重;另外，氟化物也有超标现象。总体上讲，属较差水质，不适合人类饮用。这些污染与石油开发有很大关系，但是也存在其他的污染因素。

表3-10 陇东油区地下水水质指标表单位:mg·L^－1

总体来说，陇东油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超过国家Ⅲ类标准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超过国家Ⅲ类标准;石油类全部未检出;矿化度变化范围为452.67～15736.00mg/L。

陕北地区石油类、六价铬、氯化物、硝酸盐、硫酸盐部分超标，其余的测试项目均未超标;个别地区石油类超标十倍多，部分井水和泉水六价铬超标，不是很严重;部分样品氯化物超标较严重，最高超标500倍。硝酸盐有1个井水样超标。泉水的pH值较大，井水次之，油层水最小(表3-11)。

表3-11 陕北地区地层水与河水TDS、硬度、氯离子含量对比表

续表

将各地的地下水与其地表水的矿化度、硬度、氯离子进行对比分析，以揭示地下水的地表水的相互关系。表中选取的河水水样是根据地层水的样点位置选取的，在地层水的附近。选取井水、泉水与相应的河流水进行对比，可以看出井水的TDS、硬度、氯离子的含量都比河水低，从其他指标看来地下水的水质也优于同一地区的地表水，这与在调查中发现的当地居民基本饮用地下水的情况相一致。

陕西靖边安塞油田位于大理河上游，从1990年到2006年，靖边青阳岔215km²的范围内先后打成近千口油井，致使这里的浅层地下水渗漏，深层高盐水上溢，地下水资源衰竭，加之民采混乱，蜂窝式的滥采，使油层、水层相互渗透污染，80%的水井干枯，部分能出水的水井水质苦涩，不能饮用。

(2)注水井对地下水的影响分析

以陇东地区为例，目前，陇东油田共有7座采出水处理厂，采出水经处理后回注地层，主要工艺流程为:沉降罐脱出水—除油罐除油—过滤—絮凝—杀菌—回注。

污水回注层位是直罗组(深度约1000m以下)。地层中夹有多层较厚的泥质粉砂岩与泥岩等弱透水层或不透水层，贯通上下岩层的导水构造极不发育，回注水不大可能突破不透水层向上部地层运移和渗透，更不可能进入潜水层与地表水。同时，直罗组砂岩层孔隙度大(19%～22%)，纳水容量大，以注水井为基点，影响半径500m范围内，仅按射孔段砂岩平均厚度30m(直罗组砂岩层厚达200～340m)计算，孔隙体积约为500万m³时。可见，选择直罗组作为回注层是合理可行的，在压力驱使下采出水回注直罗组地层后，不大可能突破多层隔水层而污染地下水。

采出水在回注前必须处理达到《地下水质量标准》(GB/T14848—1993)Ⅲ类标准值，这样与深层承压水水质无明显差异，某些组分还低于地下承压水水质，故不可能对深部承压水产生不良影响。此外注水的水体是随原油的开采来自深层地层，经过原油脱水处理后，它的体积远远小于开采时含水原油体积，再返注于作业区深部地层，有利于原油采空区的填充，不大可能因此引起水文地质与工程地质条件的改变。

但是，采出水处理后一般含有较高的矿化度与硬度，并含有一定的DO，H₂S，CO₂，硫酸盐还原菌和腐生菌。因此在回注过程中易产生沉淀而堵塞污水处理系统及地层孔隙，导致注水不畅，严重时易造成采出水回流污染地表水及地下潜水。DO，H₂S，CO₂和厌氧菌还可能造成污水处理系统及管线的腐蚀穿孔，也有可能使采出水向非注水层渗漏，引起地下水污染。

通过野外调查，鄂尔多斯盆地在石油开采过程中，用处理后的污水作为回注水的量实际上很少，大部分回注水还是采油部门通过购买当地的淡水资源(TDS含量小于1.5mg/L)进行回注，该盆地需要回注水的量很大，这样大量的占用了当地极为宝贵的淡水资源。

4.对植被影响

石油勘探开发是对地层油藏不断认识发展的过程，不仅扩大了人类活动的范围，更使原先无人到达或难以进入的地区变的可达和易进入，尤其是生态环境脆弱地区，对于黄土丘陵沟壑区、戈壁风沙区来说，灌木、蒿草在维持该地区生态系统平衡方面具有很重要的作用，地表剥离引起的植被破坏，短时间内很难恢复。从用地构成看，井场、站(所)对植被是点状影响，道路、集输管道是线状影响，线状影响远大于点状影响;从用地方式看，临时用地植被可采取人工和自然恢复，永久性用地则完全被人工生态系统代替，虽然经人工植树种草，植被覆盖率上升，但可能造成遗传均化，生态系统功能减弱。

石油生产过程产生的污染物对生长在土壤上植被资源也同样产生影响，污染物超过植物耐污临界点和适应性，将导致局部脆弱生态系统的恶化。对于荒漠戈壁沙滩植被来讲，自然更新很慢，及不易恢复。一般来说，采油、试油等过程中产生的落地原油在地表1m以内积聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不会污染地表水层，对区域地下水基本不产生影响。油田产生的废水、含醇废水经专门收集处理达标后，除部分生活污水用于绿化外，其余全部回注奥陶系，不外排。

同样，由于石油输送是密闭式地下管道输送，也不会对植被造成影响。当原油泄漏时，在管道压力的作用下，原油喷发而出，加上自然风力影响，原油喷溅在周围植物体表上，直接造成植物污染，情况严重的造成植物枯竭，死亡。输油压力越大，喷溅范围越广，污染越严重。

三、地质环境问题对石油开发的影响

石油开采破坏生产环境、增加了生产成本、引发所在生产地居民和生产单位的矛盾。油田道路与管线的修建，对山区方向来的洪水有一定的阻挡作用，水通过自然冲沟自流而下，而道路和管线则起到一定的阻挡和汇集作用，改变洪水流向，形成局部地段较大的洪水，会产生新的水蚀。而经污染的高矿化度的水必定会加速这种水蚀，缩短了石油管线等的使用寿命。

基于石油生产及运输(管道)的特点，不会像煤炭开采一样造成比较大的较明显的地质问题(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不会形成严重的事故(如坍塌)而造成的人员及财产损失。它对地质环境的危害相对缓和(与煤炭资源开采相比)。然而其对水体、土壤、气体、作物的影响，必定会危害原本和谐的生态环境，引起当地居民的强烈不满。在没有给当地政府和居民带来良好经济效益的时候，石油的开采及炼化过程必定会步履维艰，如建设征地、劳动力雇佣等。而这些会直接减缓甚或停止生产的顺利进行，从而加大了生产成本;另外，石油开采和生产引起当地土地和水资源的损失，严重影响了当地居民的生存状态，反过来，当地群众为了夺回属于自己的土地和水资源，阻碍石油部门的开采活动。

『拾』 煤层气开采试验井施工及排采

经过分析，韩城矿区煤层气资源丰富，且具有一定的可抽性，要商业性开发必须进行开发试验。首先要选好第一口井的井位，再进行钻探施工—测井—试井—完井—射孔—压裂工程—排采试验，才能作出可采性评价。1995年10月开始施工韩试1井。

9.5.1 试验孔及排采试验

9.5.1.1 试验孔孔位的选择

依据国内外资料，结合本区的地质构造特征，选择试验孔孔位的原则是：①煤层含气量＞8m³/t煤；②煤层埋深在400～800m之间；③构造简单，煤层未受构造破坏；④单层煤厚大于1m；⑤交通条件方便。

韩城矿区构造特征是：边浅部构造复杂，断裂发育，向中深部地层很快变平缓，断裂稀少。边浅部有生产矿井五对，由西南向东北依次为：象山煤矿、马沟渠煤矿、燎原煤矿、下峪口煤矿、桑树坪煤矿。南部的象山煤矿矿井瓦斯涌出量较大，但未曾发生过瓦斯突出事故，说明煤层的透气性较好；而北部的下峪口煤矿、桑树坪煤矿，煤层受到了压性断裂的影响，煤层较为破碎，并且呈鳞片状，煤层的透气性较差，曾多次发生瓦斯爆炸及煤与瓦斯突出事故。

煤层情况：共含煤11层，主要可采煤层南部3层，北部2层。

煤层瓦斯含量：边浅部含量较低，向中深部逐渐增加。

依据以上情况，结合布孔原则，选择矿区南部的中深部，煤层埋深600m左右的薛峰乡薛峰水库傍施工韩试1井，此处不仅交通方便，而且煤层总厚度相对较厚。

9.5.1.2 钻探施工

（1）施工目的

本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤层气有关的参数并进行试气；②立足于商业性开发，力争打出商业性开发的煤层气；③目的层为3^＃、5^＃、11^＃煤层。

（2）勘探区概况

1）探井位置和交通条件

韩试1号井位于陕西省韩城市薛峰乡，距韩城市20km，距西安市260km，有公路和铁路直通西安，交通条件十分便利。

2）地层概况

本井钻穿地层依次为：

a.第四系﹑新近系（Q＋N）

0～24m，层厚24m，为现代冲积﹑洪积﹑坡积物，岩性为浅黄﹑黄褐色黄土﹑亚砂土﹑亚粘土。岩性可钻性1～3级。

b.二叠系（P）

上统石千峰组（P₂s）：24～208m，层厚176m，以紫红色泥岩﹑灰绿色中粗砂岩为主，岩石可钻性4～5级。

上统上石盒子组（P₂sh）：205～508m，层厚303m，岩性以灰绿﹑灰白色粗砂岩为主，岩石可钻性4～6级。

下统下石盒子组（P₁sh）：508～560m，层厚52m，岩性以灰色﹑紫杂色粉砂岩﹑泥岩为主，岩石可钻性4～6级。

下统山西组（P₁s）：560～615m，层厚55m，岩性以深灰色﹑细砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩为主，本组含2号局部可采煤层和3号可采煤层，岩石可钻性3～6级。

c.石炭系（C）

上统太原组（C₃t）：615～676m，层厚61m，上部以粉砂岩﹑砂质泥岩﹑粘土层为主，含5号可采煤层，中部以石灰岩及钙质页岩为主，下部以粘土层﹑砂质泥岩﹑粉砂岩为主，顶部含11号煤，岩石可钻性3～6级。

d.奥陶系（O）

中统峰峰组（O₂f）：676～710m，层厚34m，以深灰色石灰岩为主，岩石可钻性4～6级。

（3）钻孔施工要求

1）井深：710m。

2）目的层位：二叠系下统山西组3^＃煤层及石炭系上统太原组5^＃和11^＃煤层，探明煤层气的含量，立足商业性开发。

3）完井原则：11^＃煤层底板以下40m或见石灰岩终井。

4）井斜：完井井斜不大于5°，井深每增加50m，井斜变化不超过1°。

5）录井与取心：0～560m进行岩屑录井，每5m捞取岩屑砂样一包，560～676m进行岩心录井，要求岩心采取率不低于75%，其中煤心长度采取率不低于90%，重量采取率不低于75%。

6）简易水文：①每回次进尺观测水位一次；②钻进时每小时观测一次钻井液消耗量，煤系地层每小时观测钻井液进出口比重各一次；③钻井过程若出现涌漏水现象，应及时进行观测﹑记录。

7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤层部位﹑钻井涌漏水段及完井时必须丈量钻具，误差不得超过0.15%，否则应合理平差。

（4）前期钻井工程

1）钻进方法

本次施工采用全面钻进和绳索取心钻进，即在黄土层和非煤系基岩层，采用牙轮钻头全面钻进，以减少辅助作业时间，提高钻进效率；在煤系地层采用金刚石绳索取心钻进，以提高所取煤心的采取率和质量。

2）钻进参数

根据所选钻头，扩井钻进时，要求中等压力，中等转速，大泵量。

3）井身结构：

0～26m，井径311mm，下入Φ245mm表层套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井径215mm，下入Φ140mm技术套管652.3m（技术套管高出表层套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井径215mm，裸眼。

4）钻具组合

根据我们考察和了解的情况，采用的钻具组合如下：

黄土层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×620接头＋Φ311mm牙轮钻头。

基岩层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×420接头＋Φ215mm牙轮钻头。

绳索取心钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋Φ81mm双管取心器＋Φ130mm牙轮钻头。

扩井时，Φ121mm钻铤下接Φ215mm扩井钻头。

5）钻井液选型和配置

本井为探采结合井，为保证施工安全，减小对煤层的污染，选用KP共聚物低固相钻井液，黄土层钻井液不作硬性要求。

a.低固相钻井液配方及性能

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

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

b.钻井液的维护与净化

现场配备必要的钻井液测试仪器；专人负责钻井液的管理工作；定时定量加入处理剂，维护钻井液性能；使用固控系统净化钻井液，必要时采用除砂器和除泥机进行净化。

6）护壁堵漏

参照以往施工情况，钻进中可能出现涌漏水现象。①对于轻度漏水，及时调整钻井液性能，以达到堵漏目的；②对于中等漏水，采用8012堵漏剂进行堵漏；③严重漏失地层，采用地勘水泥堵漏。

7）钻井程序

a.0～25m采用Φ311mm牙轮钻头钻进，然后换用Φ215mm牙轮钻头钻至25m，进行电测井。

b.Φ245mm表层套管下至25m，采用灰浆进行固井，要求灰浆返至地表，候凝72h。

c.采用Φ215mm牙轮钻头钻至560mm。

d.更换钻具，采用绳索取心钻头钻至676m。

e.采用全面合金钻头钻至710m。

f.进行电测井。

（5）完井工艺

本次探采目的层为3^＃、5^＃、11^＃煤层，根据地层情况，完井工艺采用裸眼－套管完井法，Φ140mm技术套管下至11^＃煤层顶板之上2m，对3^＃和5^＃煤层进行压裂，鉴于测试、固井、射孔、压裂等项工作技术及装备要求高，聘请专业公司完成。

9.5.1.3 参数测试

煤层气抽采前必须对煤层实施有效的压裂，为了充分了解煤层的渗透率、初始压力、储层压力等储层特性，为压裂设计提供依据，必须进行试井工作。

（1）试井方法

采用国内普遍采用的注入/压降式试井。

（2）试井工艺

裸眼分层试井即随钻随测，即每钻穿一层煤进行一次试井，试井结束后继续钻进。

（3）试井队伍的选择

要坚持选择素质高、速度快、经验丰富的测试队伍，以保证测试工作的顺利进行和测试数据的质量。

（4）试井工艺技术

1）岩煤心采取率符合国家规定的特级孔标准，煤层底部留5m口袋以备沉渣，但不能与下伏的煤层贯通。

2）试层及其上部20m、下部5m的井径要求达到110～120mm，井壁平整，以便坐封。

3）试井前必须进行地球物理测井，以获得准确的煤层厚度、深度及井径等数据。

4）地质人员对煤层及上下岩层作详细观察描述，为试井队伍提供准确的煤层及上下岩层厚度、深度、岩性、夹矸情况及井径等资料。

5）煤层及其顶底板钻进最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等处理剂，黏度20～23s。

6）按照煤田地质规范进行简易水文观测。

7）测试前2～3天在钻台场地处搭一带有篷顶的平台，平台基础为250mm×250mm地木梁，上铺台板，面积5×5m²，提供3～4m³水箱一个，以备测试用水。

8）井队准备Φ73mmAPI标准N80或J－55油管若干米（按孔深定米数），准备拧卸Φ73mm油管的管钳、丝扣油、吊环等工具。

（5）测试项目

包括煤储层渗透率、储层压力、压力梯度、表皮系数、破裂压力、闭合压力、压力与时间关系曲线等，测试结果见表9.8。

表9.8 韩试1号井储层参数测试成果表

煤层的渗透率比较低，我国测试的渗透率一般都小于1×10^－3μm²，而韩试1井，三层煤均大于1×10^－3μm²，3号煤层顶板为砂岩，裂隙发育，所以所测的渗透率就较高，煤层气地面抽放就是寻找渗透率高、透气性好的储层，因此，韩试1井当时引起了有关部门的关注。

9.5.1.4 压裂工程

煤层气地面抽放工艺，与石油开采的工艺相同，因此就必须进行压裂。

1）压裂单位：地质矿产部华北石油地质局。

2）压裂目的：解除可能的地层堵塞，改善深部煤层流体流动条件，了解煤层产能。

3）施工方案：①泵注方式，环空压裂；②支撑剂选择20/40目石英砂50t；③压裂液选择HT－21原胶液；④压裂管柱（自下而上），3^＃＋5^＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管620m；11^＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管660m。

4）主要技术问题及对策

a.采用低伤害压裂液减轻对煤层渗透性伤害。

b.11^＃煤层压裂时仅对上部4m射孔，控制地层入口，采用低黏度压裂液，利用砂粒沉积阻挡裂缝发育向下扩展，采用合理排量，通过上述措施最大可能控制/阻挡裂缝向下发育，尽可能避免压开11^＃煤下部含水石灰岩。

c.3^＃＋5^＃煤层压裂时只射开5^＃煤层，通过控制裂缝启裂入口，帮助裂缝尽可能在5^＃煤层中扩展。

d.做好携砂段塞，处理裂缝遇曲影响。

5）施工步骤及要求

a.首先射开11^＃煤层，按设计要求下好压裂管柱，油管下深660m，装好井口，连接好管线。

b.摆好施工车辆，连接好高低压管线及各类传感器，高压管线试压至30MPa，保持压力5min，无刺漏合格。

c.缓慢替入压裂液，循环压裂液至井口，排出油管空气。

d.倒好井口闸门。

e.对压裂煤层11^＃煤层进行小型压裂试验，并监视压力降至裂缝闭合之后（约需90min）。

f.根据小型压裂，对压裂设计进行评价和必要的修正（约需60min）。

g.根据修正/确定后的泵注表，对压裂煤层进行压裂，最大处理压力控制在24.5MPa以内。

h.压裂结束后，关井测压降至裂缝闭合，压裂设备及人员撤离现场。

i.用节流阀控制放喷，控制放喷排量防止出砂。

j.11^＃煤层压裂放喷后下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，则填砂至680m，提出井内管柱。

k.下投胶塞于680m深度，并填砂至670m。

l.提出井内管柱，射开5^＃煤层。

m.下入3^＃＋5^＃煤层压裂管柱，管柱下深620m，准备3^＃＋5^＃煤层压裂。

n.重复上述b至g步骤，对3^＃＋5^＃煤进行压裂。

9.5.1.5 排采试验

1996年4月18日，完成了射孔、压裂及采油树和地面配套设施的安装，开始排采，一直排采到2001年底，历时5年多，纯排采时间1400天，获取各类原始排采数据7142个，累计产气量约100×10⁴m³。

（1）排采工作

1996年6月27日，第一次放喷试验时，一次点火成功，火焰高达0.88m，排采后点火火焰高达4.92m，初期出气量达2989～3995m³/d，最高4035m³/d，排采一年后，稳定气流在300～500m³/d，由于煤粉较多，抽油泵容易堵塞，故出气量变化较大，修井后气量较大。排采试验原始记录统计自1996年5月3日开始至2000年底，历时3年半，获各类原始排采记录数据5390个，其中产水量累计约7000m³，累计产气量近50×10⁴m³。初期日产水量0.2～28.5m³，日产气量0～2536m³，日产气量峰值为4035m³。此后，稳定日产水量5m³左右，日产气量800～1500m³。

美国黑勇士盆地的煤层气生产资料表明，在许多井中，最大产气阶段在3年或3年之后。获得最大产气量的时间长度随渗透率的降低和井间距离的增大而增长。图9.9是一个典型的煤层气生产曲线。开采初期，有大量的水排出，随着储层压力的降低，产水量下降，而产气量增加。韩试一井有着与黑勇士盆地相似的规律。

图9.9 典型煤层气井开采曲线

通过分析试一井大量的排采试验数据，可将排采工作分为两个阶段，即：脱水产气阶段、稳定产气阶段，对应于上图的一、二阶段。试一井排采过程有如下特点：

脱水产气阶段。初期4天，排水量大，但产气量不足1m³，表明只有游离气体产出。从第五天开始，产气量日渐增加，直到达到日产气量达1114m³。甲烷解吸量随着排水量的增加而逐渐加大。

稳定产气阶段。由于井内吐砂、吐煤屑导致频繁洗井。每次洗井后，排水出气的时间间隔越来越短，从开始的2～3天出气到当天出气，表明本井储层临界解吸压力大，且产水量与产气量呈正相关关系，即井内液面愈深（储层承受压力愈小），甲烷解吸速度愈快，产气量愈大。只要加大冲次，气量就会逐步提高，煤层中的裂隙并没有因为地下水的运移或储层卸压封闭，而是相对畅通，从而保证了更大范围内气的产出，从目前井内产气情况来看，该井产气量处在上升阶段。

井中排出的储层水经过化验：总溶解固体为7.404g/L，水质类型为Na－Cl型，总硬度22.6德国度，总碱度12.49mg/L，游离二氧化碳58mg/L。2000年，我们在洗井现场发现，堵塞泵体滤网的并非煤屑，而是碳酸钙结晶体，泵体的外侧也沉积了0～2mm的碳酸盐结晶层，可见煤层中的水在运动过程中，在CO₂的作用下，携带出了大量的原来沉积在煤层原生裂隙中的矿物质，使得煤中空隙度增大，裂隙增长，为煤层气的解吸创造了良好的通道。

（2）排采过程中的试验

在排采过程中，进行了多次憋压试验，在设备漏水漏气的条件下测得井内压力达到0.9MPa时，煤层气的解吸量明显减少，如果加上井内水头对煤层气解吸的压力，估计试一井内煤层气的脱气压力大于1MPa。类似的几次憋压试验的另一个特点是，每次试验井内压力的上升速度都比前面的试验快，憋气的周期逐次缩短（图9.10），表明在憋压之后，储层脱气量增大，研究认为是憋压、卸压导致了煤层中的导气通道更加顺畅所致。

图9.10 韩试1号井憋压试验曲线

憋压试验结束后，进行了关井试验。水位经过300h的缓慢恢复，当液面深度为406.51m时，井内无可燃气体逸出，产生熄火。熄火的水位比3^＃煤顶板高出了224.64m，表明各煤层甲烷解吸压力最小为2.2MPa。我们认为，这就是为什么目前长时间停机后重新开机很快产气的主要原因。

9.5.2 商业化开发利用

图9.11 韩城煤层气排采试验区（2006年3月摄）

韩城矿区“韩试1号”井获得煤层气工业气流后，引起了各界的关注，先后有许多国内外专家及投资商前来进行考查。中联煤层气有限责任公司2001年开始进入韩城矿区进行煤层气开发试验，已施工了11口勘探试验孔，全部出气（图9.11）。单井最高产气量3500m³/d，稳定出气量为500～2000m³/d，预测单井日平均产气量在1800m³/d左右，2007年9月提交了陕西省境内第一份煤层气储量报告，提交储量50×10⁸m³，其中技术可采储量为25.05×10⁸m³，经济可采储量为22.55×10⁸m³，可以达到每年1.5×10⁸m³的生产能力。

2007年10月24日，韩城市财政局小区、新城区世纪花园小区、二电小区居民首次使用上“煤层气”，成为陕西省煤层气商业化利用的范例。据悉，韩城市计划一期工程受益人口4.2万人，利用煤层气884×10⁴m³/a，高峰供气期最大流量4000m³/h。