煤层气过滤撬

A. 国内煤层气车载钻机（2000-2500米）大约多少钱一台

邯郸市五合地能有限公司，专业生产页岩气钻机2000型车载液压钻机，

B. 我国煤层气与页岩气富集特征与开采技术的共性与差异性

琚宜文 颜志丰 李朝锋 房立志 张文静

作者简介:琚宜文,男,博士,教授,博士生导师。中国科学院研究生院,北京市玉泉路甲19号,100049,010-88256466,13810002826,[email protected]

(中国科学院研究生院 地球科学学院 北京 100049)

摘要:煤层气和页岩气是重要的非常规资源。目前我国的煤层气产业已实现商业化生产,但页岩气还处于试验阶段。在一些能源盆地中,会同时存在煤层气和页岩气源岩,它们可能相邻或处于较近或较远层位。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同,但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中,页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中。煤层气和页岩气均储存于低孔低渗的储层中,它们的开采技术均包含评价技术、测试技术、钻井技术和储层改造技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气,就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采,从而提高它们的开采效率,促进非常规天然气产业的快速发展。

关键词:煤层气 页岩气 富集特征 开发技术 储层改造

Commonness and Differences of Enrichment Characteristics and Mining Technology of China's Coalbed Methane and Shale Gas

JU Yiwen YAN Zhifeng LI Chaofeng FANG Li ZHANG Wenjing

(College of Earth Science, Graate University of Chinese Academy of Sciences, Beijing, 100049, China)

Abstract: Coalbed methane and shale gas are important unconventional resources.At present, the coalbed methane instry of China has been proced commercially; however, the shale gas proction is still at experi- mental stage.The source rocks of coalbed methane and shale gas will occur in some energy basin together,and they may be adjacent or in near or far layers.Although coalbed methane and shale gas are different in their sources and occurrence layers etc., there are some common situation, such as the enrichment characteristics, the migrating procere and the developing technology.The coalbed methane mainly enrichs in the coalbeds with adsorption state, while shale gas enriches in the high-carbon mudstone or shale with adsorption or free state.Because both coalbed methane and shale gas store in reservoirs with low porosity and permeability,and all their mining technolo- gy include evaluating, testing, drilling and reservoir stimulation etc.If both coalbed methane and shale gas occur in the same basin, then they can be exploited by the same well, therefore their exploiting efficiency will be im- proved, and the unconventional natural gas instry will be developed rapidly.

Keywords: coalbed methane; shale gas; enrichment characteristics; development technology; reservoir stimulation

1 前言

我国经济持续快速发展,能源需求不断增加,天然气需求迅速增长,预测2015年需求量1560亿m³,缺口约560亿m³,2020年需求量2930亿m³,缺口将达1000亿m³(王一兵等,2010)。在国际上煤层气和页岩气等非常规天然气是油气勘探的重要目标(Ross et al.,2008)。在我国增加常规油气产量非常困难的情况下,开发煤层气和页岩气等非常规资源,就成为我国能源可持续发展的现实选择。

煤层气和页岩气的勘探开发和利用首先由美国获得成功,2006年以来全美煤层气年产量稳定在540亿m³以上(李五忠等,2008),2009年美国的煤层气产量达到542亿m³。2009年美国页岩气生产井近98590口,页岩气年产量接近1000亿m³(崔青,2010),2010年,美国页岩气探明储量已逾60万亿m³,产量达1000亿m³,占其天然气总产量的1/5(新华网,2011)。煤层气和页岩气产业已成为美国举足轻重的能源工业。煤层气方面除美国外,加拿大、澳大利亚和中国等国家也已获得突破。截至2009年底,我国已建煤层气产能25亿m³,全年地面煤层气产量超过10亿m³(新华网,2011)。2010年地面煤层气抽采量为15.8亿m³。页岩气方面除美国外,加拿大也开始了规模化生产,中国和澳大利亚等国也已开始了试验性研究。

在一些能源盆地中,会同时存在煤层气和页岩气源岩,它们可能相邻或处于较近或较远层位。在地质作用过程中,受生物化学作用或物理化学作用所产生的气体,会分别储存在煤层气或页岩气储层,若不同储层通过断层或裂隙相连通,可能会形成混合储层或相距很近的储层。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同,但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。在开采煤层气或页岩气的过程中,我们怎样才能够把相距较近两种储层的气体都采出来呢?如果两个储层相距较远的话我们能不能同时对煤层气和页岩气进行开采呢?

经过多年的探索、试验和研究,我国煤层气地质研究在煤层气赋存的地质过程与动力学机制研究、煤层气储集系统与聚散机制研究以及煤层气藏经济高效开发的场效应研究等方面均取得显著进展(秦勇,2003;汤达祯等,2003);同时,在选区评价技术、钻井技术、压裂技术、排采技术等开发技术上也取得重要突破(李嘉川等,2011)。近些年来,在页岩气勘探理论与技术方面也取得一定的成果(程克明等,2009;聂海宽等,2010;张金川等,2008)。

我国煤层气存在的问题是地质条件复杂——低渗透、低压力、低饱和度,开发理论与技术有诸多难题没有解决,储存运输困难,利用率低等问题;我国页岩气还处于研究阶段,没有开始试生产,对于页岩气的研究中渗流机理方面研究较少(刘德华等,2011)。对此应加强煤层气的基础理论研究,进一步提高对煤层气的认识程度,提高开采效率和资源利用率;对页岩气应加强富集特征与渗流机理的研究,形成系统的开发技术体系,以促进页岩气产业的发展。

本文在前人研究的基础上探讨煤层气和页岩气富集特征与开采技术的共性与差异性,研究的目的在于探索煤层气与页岩气富集的内在关系,煤层气与页岩气生成、演化与富集的机理,以及它们共同开发的可能性。因此,通过煤层气与页岩气富集特征与开采技术的比较研究,对于发展适合于我国地质条件的非常规天然气地质理论、推动我国非常规天然气产业的尽快形成均有所裨益。

2 煤层气与页岩气概念及其评价方法

煤层气俗称瓦斯,又名煤层甲烷,是与煤伴生、共生的气体资源,其主要成分为甲烷,含量组成为80%~99%,其次含有少量的CO₂、N₂、H₂、SO₂、C₂H₆等气体。煤层气主要以吸附态赋存于煤层孔隙表面或填隙于煤层结构内部,另外煤层裂隙与煤层水中存在少许游离气与溶解气。煤层孔隙及裂隙中的煤层气与煤层水形成特殊的水动力系统,只有当储层压力低于解吸压力时,煤层气才能解吸出来。

页岩气是从富有机质页岩地层系统中开采出来的天然气,是位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,主体上以吸附和游离状态同时赋存于具有生烃能力的泥岩、页岩等地层中的天然气聚集。页岩气开发虽然产能低,但具有开采寿命长和生产周期长的优点。由于含气页岩分布范围广、厚度大,使得页岩气资源量巨大。因而,页岩气井能够长期地以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,长者甚至能达80年(Xia et al.,2009;李世臻等,2010)。

煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气,它们在概念特征上既有联系,又有区别,表1为煤层气和页岩气在概念特征上的比较。

表1 煤层气与页岩气概念的比较

煤层气和页岩气的富集有许多特征,如气体来源、储集介质等。评价这些特征需要许多方法(冯利娟等,2010),有些方法仅适合煤层气储层,有些方法仅适合页岩气储层,有些方法二者均适用。表2中列出了一些重要的评价方法。

表2 用于评价煤层气和页岩气储层的重要方法

(据冯利娟等,2010修改)

3 煤层气和页岩气的富集特征

煤层气和页岩气均为自生自储,吸附成藏的非常规天然气。页岩气富集区页岩厚度往往较大,裂隙发育,热演化程度合适,如美国的Barnett页岩(Bowker,2007;Zhao et al.,2007;Polastro,2007)。它们在富集特征上有许多相似之处,也存在着明显的不同。下面主要从源岩、生成与演化特征,储集与分布特征,渗流与运移特征等方面来对比研究煤层气藏以及页岩气藏的富集特征。表3列出了二者在富集特征上的一些异同。

表3 煤层气和页岩气在富集特征上的异同

4 煤层气与页岩气的富集机理

煤层气是煤在煤化作用过程中形成的天然气在源岩中的残留部分,煤层既是生气源岩又是储气层段,煤化作用过程中形成的天然气原地聚集或短距离运移,主要通过煤层的吸附作用(Scholl,1980;Tadashi et al.,1995)将天然气聚集起来,为典型的吸附富集机理。煤的储气能力与煤的煤岩组分、变质程度、温度和压力有关。因此,煤层气在聚集方式、动力类型以及成藏特征等方面与常规天然气藏有较大差别(张金川等,2008)。由于煤层气主要以吸附作用为主,吸附气含量通常大于80%,游离气和溶解气比例很小,因此,可以不需要通常的圈闭存在。只要有较好的盖层条件,能够维持相当的地层压力,无论在储层的构造高部位还是低部位,都可以形成气藏(褚会丽等,2010)。

页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件,页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。第一阶段是天然气的生成与吸附,具有与煤层气相同的富集成藏机理(张金川等,2003);第二阶段发生在生气高峰;随着页岩生气过程的继续,页岩有机质颗粒所提供的最大吸附气量不足以满足所生成的天然气聚集需求时,游离态天然气开始出现。随着生气过程的继续,天然气在地层中逐渐形成高压,从而导致沿页岩的薄弱面小规模裂缝的形成,天然气开始在裂缝中以游离态运移聚集。由于页岩孔隙及微裂缝具有孔喉细小的特征,游离态天然气对地层水的排驱为活塞式整体排驱富集机理。如果天然气生成量继续增加,则天然气选择大孔隙通道进行置换式运移,气上水下,表现为裂缝系统中的置换富集机理(徐波,2009)。

煤层气和页岩气均产自于能源盆地,煤层气源岩的煤岩形成于适宜植物生长的沼泽环境中,页岩气源岩的页/泥岩形成于深湖相或湖泊中心相(Law,2002)。经沉降埋藏成岩后,受构造变动的影响岩石产生断层和裂隙,因此造成不同层位间孔隙和裂隙的连通。有机质经埋藏和变质作用,有机碳开始产生气体。随着变质作用的进行,油气成熟度越来越高,气体生成量也越来越大,生成的气体大部分被吸附在煤层和页岩等不同储层中,部分会沿着断裂和裂隙运移。如果煤层气储层和页岩气储层相邻或相距很近,煤层气和页岩气就可能会形成两个相邻或相近的气体储层,由于气体的运移在两个储层相邻或相近的情况下甚至可能出现煤层气和页岩气的混合储层。

5 煤层气与页岩气的开发技术

煤层气和页岩气开发的关键技术首先是评价技术,采用地质、测井等方法评价源岩(储层)的性能、含气量、分布范围和丰度等参数,确定储层性能和开采的有利区域;测试技术,对含气量、吸附性能、微观裂隙、渗透率等储层参数进行测试;储层改造技术,如压裂技术和水平钻井技术,水平钻井技术指从水平井筒钻出多水平井段,非常有利于低渗储层的技术改造。

煤层气的开发技术有:(1)钻井技术,包括钻井和完井技术。如水平井钻井技术、空气欠平衡钻井技术、保护储层的钻井技术等,是煤层气孔经济、高效、快速成孔的关键;(2)储层改造技术,煤层气储层属于低孔低渗的储层,进行商业性生产需对储层进行改造,储层改造措施是提高煤层气产量的重要措施,压裂技术是储层改造的重要技术,如清洁压裂液压裂技术、水力加砂压裂技术、氮气泡沫压裂技术等增产改造技术的试验与应用、井下微地震压裂裂缝监测试验;(3)排采技术,把煤层气从地下抽到地面所采取的技术;(4)煤层气田的低压集输工艺技术,包括集中式压缩机站与分散式撬装液化装置等技术。

页岩气的开发离不开储层的改造技术,美国的Barnett页岩就是经水力压裂后才开始产气的(Zhao et al.,2007)。技术的进步推动了页岩气水平井的发展,在Barnett页岩气藏中,90%的新井都是水平井(冯利娟等,2010);储层压裂及重复压裂技术(邹才能等,2011)大幅度提高了页岩气产量,对页岩气商业性开采起着决定作用。

煤层气和页岩气均为非常规天然气,它们的开发技术有许多相同的地方。假如在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气,那么如果能够利用同一口井同时进行煤层气开采和页岩气开采,则和单一气体开采相比,单井在产气量和开采寿命上均应该会有所提高。因此可以提高天然气生产企业的经济效益。

6 结论与认识

煤层气和页岩气同为非常规天然气,它们在储层特征、富集机理和开采技术等方面存在许多相同的地方,但二者之间也有明显的差异。

(1)煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气。通过气体来源、气体组成、气体成因、赋存状态、赋存方式等比较了它们在概念特征上的联系和区别。评价煤层气和页岩气储层特征有不同的方法,有些方法仅适合煤层气储层,有些方法仅适合页岩气储层,有些方法二者均适用。

(2)煤层气和页岩气在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性,但在气体的来源、赋存层位及保存条件等方面有所不同。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中,页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中;煤层气富集需要有合适的盖层条件和水文地质条件,而页岩气的富集不需要附加的盖层条件和水文地质条件。

(3)煤层气的富集主要是通过吸附作用将天然气聚集起来,为典型的吸附富集机理;页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件,页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。

(4)煤层气储层和页岩气储层均为低孔低渗的储层,开采时均需要采取储层改造增渗技术,如水平井技术和储层压裂技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气,就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采,从而提高它们的开采效率。

参考文献

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C. 煤层气试采技术规范

1.总则

为规范煤层气井试采管理，提高工程技术水平，特制定本规范。

煤层气试采包括探井试采、试验井组试采。

煤层气试采应以获得真实完整的产能、流体性质、地层压力、温度及解吸压力等资料为目的，为进一步勘探或编制煤层气开发方案提供依据。

2.试采工程方案与设计

2.1 编制煤层气井试采工程方案应以获得煤层真实产能、气液性质、压力、温度等为目的。试采时间以能满足储量申报和获得煤层真实产能要求为原则。

2.2 依据钻井、测井、分析化验等资料，确定试采层位、井段，明确施工井目的和目标。

2.3 依据煤层物性、含气量、临界解析压力、煤层顶底板力学性质等参数，利用储层模拟软件预测气、水产量历史曲线、不同阶段煤层压力分布图，综合考虑自然、地理、生产条件等各种因素，优化试采设备，确定生产参数。

2.4 进行煤层应力敏感性试验，根据煤层物性及其所含流体性质，结合试验结果确定不同抽排阶段的工作制度，主要包括液面下降速度和套压、油嘴的控制。

2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、检泵、冲砂、解堵等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。

2.6 分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。

2.7 试采完成后，要求在煤层顶界以上100m 采取封堵措施，原则是既能保证煤层流体不发生泄漏，又方便重新利用。考虑到煤层排水后的高漏失，原则上禁用水泥塞。

2.8 对含硫化氢等有毒气体进行预测，并有完整的处置措施；编制合理、经济可行的气、水处理措施。

3.试采设备

3.1 地面设备

3.1.1 修井机具有25t 以上的提升能力，能满足1000m 以内煤层气井作业的要求。

3.1.2 发电机满足作为井下试采设备动力及日常生活的要求。

3.1.3 封井器具有10MPa 井口压力的密封能力。

3.1.4 分离器满足10×10⁴m³以下气水分离能力。

3.1.5 举升设备采用数控装置，实现无级变速调节。

3.1.6 采油树具备10MPa 井口压力的密封能力。

3.1.7 测气装置满足50～100000m³/d 的计量要求，有连续计量能力，既可记录瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。

3.1.8 通信设备满足从施工现场到基地及项目部三地的通信需要，实现数据、图片电子化传输。

3.2 井下设备

3.2.1 油管具有防腐能力。

3.2.2 泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，组合排水能力为实际日产水量的1.1～1.5 倍，通过与变频装置配合，实现排水量无级变速调节，适用于不同阶段排水量的变化。

3.2.3 泵挂：对压裂直井、斜井，管式泵、杆式泵吸入口初期阶段下至射孔井段以上20～100m，后期下至射孔井段底界以下10m。潜油电泵井、螺杆泵井泵挂最底端下至距实探砂面25m；对多分支水平井、洞穴井，泵挂最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。

3.2.4 排水设备标准选择：日产水量 <100m³，优先选择抽油机作为举升设备；日产水量100～200m³，且煤层出砂、煤粉情况不严重，选择螺杆泵；日产水量100～200m³，且煤层出砂、煤粉严重，或日产水量>200m³选择潜油电泵。

3.2.5 抽油机选型：利用API 计算法和图表选择法进行抽油机选型，采用举升优化设计技术对举升系统进行优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等；在经济技术条件允许和满足产水量的前提下，泵径越小，光杆负荷越小，有利于设备利用，同时为了提高冲程效率和泵效，尽量利用长冲程、小冲次；悬点载荷应较油井附加一定的安全系数，对斜度小于4°的井附加10%；大于4°的斜井附加10%～50%；高产水量井（>200m³/d），气层套管内径不得小于150mm。

4.排采工程

4.1 抽排制度

4.1.1 抽排以最小工作制度启动，逐步增大排量，保证井底流动压力均匀缓慢下降。对于直（斜）井排采初期日降液面小于20m，当接近解吸深度时日降液面应小于5m；对于洞穴井、多分支水平井等特殊井应控制降液面速度，一般应小于5m/d。抽排过程应连续，无特殊情况中途不得间断。

4.1.2 以油嘴或针型阀控制环空压力，套压控制以0.5MPa 为宜，原则上不超过1.0MPa。

4.1.3 当有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每8 小时点火一次，进行产气情况描述，若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出进入地面流程计量。

4.2 抽油机井工作制度

4.2.1 对于抽油机井应定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。

4.2.2 定期进行系统效率测试，采用先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。

4.2.3 及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100% 之间。

4.2.4 按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。

4.2.5 应采取气锚等防气措施，对于斜井、发生杆管偏磨的井应采取扶正等防偏磨措施。

4.3 电潜泵工作制度

4.3.1 根据煤层特征、地下流体特征、压力、温度等资料，合理选择电潜泵和泵挂深度，使电潜泵保持在最佳工作区间，保证高效、经济、合理、安全运行。

4.3.2 电潜泵正常运行时按电机额定电流1.2倍调过载保护，按电机实际电流的0.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5%，电压不平衡度不得大于3%。

4.3.3 加强对变压器、控制柜等设备维护保养，若出现过载停机或欠载停机时，应按照规程进行检查，查明原因并采取有效措施后方可重新启动电潜泵。电潜泵启停应由专业管理人员操作。

4.3.4 应采用井口变频装置，适时调节电机转速，保证供排协调。

4.3.5 加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进行综合诊断，及时采取调整措施，保证在合理的地面驱动工况下运行。

4.4 螺杆泵井工作制度

4.4.1 根据气井特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进行系统优化设计。

4.4.2 螺杆泵在使用前应进行水力性能检测，未达到指标要求严禁使用。

4.4.3 螺杆泵应采用防反转装置，井下管柱必须锚定。

4.4.4 螺杆泵井正常生产时沉没度应在100m 以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。

4.4.5 加强螺杆泵地面驱动装置日常维修保养，搞好日常管理和工况分析，发现问题及时处理。

4.5 中途作业工作制度

4.5.1 作业首先应在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，做出合理设计。

4.5.2 压井液应与煤层进行配伍性试验，优化压井液密度、黏度等参数，防止和减少煤层伤害，有条件的尽可能采用煤层产出液（需过滤杀菌）。

4.5.3 作业过程中如果采用钻、铣、磨工序，应确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。

4.5.4 所有工具（含油管、抽油杆）、仪器应清洁，经地面检查、测量，确认可靠后方可下入井内。

4.5.5 采用可靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。

4.5.6 严格计量漏失压井液量，对可能造成的煤层伤害进行评估。

5.储层模拟

5.1 煤层气井生产时间长，出气机理不同于常规油气，短期内获取煤层气井完整生产特征应借助于储层模拟。模拟应采用国际上通用的COALGAS、COMMET等软件，提倡自主开发软件。

5.2 预测项目包括：气、水日产量，气、水累计产量，地层压力变化等。

5.3 储层模拟应包括以下方面：试采前模拟主要用于预测初始阶段出水产气情况，并根据预测情况指导设计；试采期间模拟与实际生产相结合，用于修正模拟参数，并利用修正后参数预测下一阶段生产特征；若产量历史拟合曲线与实际生产曲线有连续2个月符合率在90%以上，则认为试采结束。

6.资料录取

资料录取工作包括正常抽排时日常资料录取、增产措施和中途作业资料录取、测试资料录取等。

6.1 日常资料录取

6.1.1 录取项目包括：开井时间、工作制度、油嘴、套压、油压、环空动液面或井底流压、气水产量、累计产量、取样时间、取样部位、气体组分、产出水水型分析、固体颗粒物产出情况描述、点火描述等。

6.1.2 油套管、分离器、管线均选择合适的压力表，所测压力要求在压力表1/3～2/3量程范围内。

6.1.3 气、水应连续计量，既有瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。

6.1.4 如采用垫圈流量计计量气量，每4 小时测气1 次，日产量采用平均值。

6.1.5 取样要求：在井口或气水分离器处采取样品；现场初期每日取水样一个，并进行简易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。采用冻胶压裂的井，排完压裂液前要求做黏度分析；每30日取样做气、水全分析1次，每次取样各3支，样品量不少于500ml，水样水型应一致，氯根相差小于10%，天然气样含氧小于2%，样品密度差小于0.02；特殊取样要求在专业人员指导下进行。

6.1.6 鼓励煤层气试采井组采用远程自动化计量。

6.2 增产措施和中途作业资料录取

6.2.1 通井包括时间、油管规范、根数、方入、遇阻加压顿位、井底深度、通井规简图、管柱结构示意图、通井规痕迹描述。

6.2.2 检泵包括泵型号、各附件名称、型号、深度、管（杆）柱结构示意图、防冲距。

6.3 测试作业（主要包括注入/ 压降试井、流压/ 静压点测试、抽油机井示功图测试和环空动液面测试等项目）录取

6.3.1 测试作业应实行全面质量控制，严格遵守行业标准和相关规定，保证录取资料的有效性，满足试采管理和动态分析的需要。

6.3.2 测试施工前应清楚测试井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时应严格执行设计，取全取准各项资料。

6.3.3 测试仪器、仪表及其标定装置应按照国家、行业计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。

6.3.4 测试资料解释应用多种方法进行对比验证，要求提供详细的试井分析曲线、数据及分析解释结果，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。

6.3.5 测试施工一次成功率90% 以上、测试资料合格率99% 以上，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。

6.3.6 注入/ 压降试井要求：应在煤层首次排采之前进行；应选用专用的煤层气试井设备，可实现井下多次开关井；高性能的井下电子压力计，精度不低于0.05%FS，分辨率不低于0.001MPa，采样间隔不大于3s，一次采样点不少于20000点；应采用地面直读设备；注入前，应进行阶梯注入破裂试验；注入速率应适中，既不致使煤层破裂，又可造成煤层足够的压力激动。注入过程速率波动值不大于10%；注入时间8～10h，应保证注入过程的影响半径不小于10m，关井不少于3倍注入时间；注入/压降过程中，要求连续记录井口压力值、注入量；测试用液体为经过滤处理的防膨活性水，以减少注入液对煤层的伤害。配液量为预测注入量的2倍。

6.3.7 现场每天测液面一次，试采停止后测液面恢复24h。

7.煤层气试采动态分析

7.1 煤层气井产出状态分析：根据理论模拟和室内计算的解吸压力推算解吸出气的排采时间、动液面，分析煤层气井出气前后的液面变化、流体性质等。

7.2 煤层气井生产能力变化分析：根据区块煤层气藏的地质特征，单井控制储量、煤层渗透率等资料分析产气量的变化因素、延长稳产时间，不断提高煤层气藏采收率。

7.3 根据煤阶特性，分析煤层气井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉产出和防砂的技术方法。

7.4 大井组和区块开发的煤层气井应分析井间干扰的相互关系程度和煤层气藏压降的速度等，提出快速合理整体降压的有效办法。

7.5 根据煤层的能量情况，分析煤层气井产水、产气的能力与抽汲设备的匹配状况，提出抽汲设备潜力和存在问题，提高设备效率，最大限度地挖掘气藏潜力。

7.6 煤层气井试采动态分析应包括月度、年度生产运行数据及曲线；综合开发数据表及排水采气曲线；煤层气藏压力分布等值线图；煤层气藏单井累计产出水与出气关系曲线；煤层气井气、水组分和性质数据表；煤层气井排采工艺数据表及泵效分析数据；煤层气井抽汲效率分析数据表。上述分析主要针对直井，对于水平井、多分支井等特殊井的动态分析，还应在实践中补充完善有关资料。

7.7 煤层气井试采工艺技术分析应包括：井筒管理状况分析；抽油机地面配件和井下配件使用效果分析；产出水处理效果和环保要求分析；生产测井工艺技术及效果分析；气、水计量设备、仪器、仪表使用效果分析；井下作业质量分析；新工艺、新技术推广效果分析。

D. 空分装置上需要哪些仪器仪表类的物品

色谱仪 液位 压力等等，根据具体场合定

E. 冰膨胀做功能量的转化

还是内能。水结构较特殊（氢键的排列），水降温时，内能不是全部作为热放出，还有一部分转化为机械能。

F. 我国煤层气与页岩气富集特征与开采技术的共性与差异性

琚宜文 颜志丰 李朝锋 房立志 张文静

( 中国科学院研究生院 地球科学学院 北京 100049)

摘 要: 煤层气和页岩气是重要的非常规资源。目前我国的煤层气产业已实现商业化生产，但页岩气还处于试验阶段。在一些能源盆地中，会同时存在煤层气和页岩气源岩，它们可能相邻或处于较近或较远层位。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同，但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中，页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中。煤层气和页岩气均储存于低孔低渗的储层中，它们的开采技术均包含评价技术、测试技术、钻井技术和储层改造技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采，从而提高它们的开采效率，促进非常规天然气产业的快速发展。

关键词: 煤层气 页岩气 富集特征 开发技术 储层改造

作者简介: 琚宜文，男，博士，教授，博士生导师。中国科学院研究生院，北京市玉泉路甲 19 号，100049，010 88256466，13810002826，juyw03@ 163. com

Commonness and Differences of Enrichment Characteristics and Mining Technology of China's Coalbed Methane and Shale Gas

JU Yiwen YAN Zhifeng LI Chaofeng FANG Li ZHANG Wenjing

( College of Earth Science，Graate University of Chinese Academy of Sciences，Beijing，100049，China)

Abstract: Coalbed methane and shale gas are important unconventional resources. At present，the coalbed methane instry of China has been proced commercially; however，the shale gas proction is still at experi- mental stage. The source rocks of coalbed methane and shale gas will occur in some energy basin together，and they may be adjacent or in near or far layers. Although coalbed methane and shale gas are different in their sources and occurrence layers etc. ，there are some common situation，such as the enrichment characteristics，the migrating procere and the developing technology. The coalbed methane mainly enrichs in the coalbeds with adsorption state，while shale gas enriches in the high － carbon mudstone or shale with adsorption or free state. Because both coalbed methane and shale gas store in reservoirs with low porosity and permeability，and all their mining technolo- gy include evaluating，testing，drilling and reservoir stimulation etc. If both coalbed methane and shale gas occur in the same basin，then they can be exploited by the same well，therefore their exploiting efficiency will be im- proved，and the unconventional natural gas instry will be developed rapidly.

Keywords: coalbed methane; shale gas; enrichment characteristics; development technology; reservoir stimulation

1 前言

我国经济持续快速发展，能源需求不断增加，天然气需求迅速增长，预测2015年需求量1560亿m³，缺口约560亿m³，2020年需求量2930亿m³，缺口将达1000亿m³(王一兵等，2010)。在国际上煤层气和页岩气等非常规天然气是油气勘探的重要目标(Ross et al.，2008)。在我国增加常规油气产量非常困难的情况下，开发煤层气和页岩气等非常规资源，就成为我国能源可持续发展的现实选择。

煤层气和页岩气的勘探开发和利用首先由美国获得成功，2006年以来全美煤层气年产量稳定在540亿m³以上(李五忠等，2008)，2009年美国的煤层气产量达到542亿m³。2009年美国页岩气生产井近98590口，页岩气年产量接近1000亿m³(崔青，2010)，2010年，美国页岩气探明储量已逾60万亿m³，产量达1000亿m³，占其天然气总产量的1∕5(新华网，2011)。煤层气和页岩气产业已成为美国举足轻重的能源工业。煤层气方面除美国外，加拿大、澳大利亚和中国等国家也已获得突破。截至2009年底，我国已建煤层气产能25亿m³，全年地面煤层气产量超过10亿m³(新华网，2011)。2010年地面煤层气抽采量为15.8亿m³。页岩气方面除美国外，加拿大也开始了规模化生产，中国和澳大利亚等国也已开始了试验性研究。

在一些能源盆地中，会同时存在煤层气和页岩气源岩，它们可能相邻或处于较近或较远层位。在地质作用过程中，受生物化学作用或物理化学作用所产生的气体，会分别储存在煤层气或页岩气储层，若不同储层通过断层或裂隙相连通，可能会形成混合储层或相距很近的储层。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同，但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。在开采煤层气或页岩气的过程中，我们怎样才能够把相距较近两种储层的气体都采出来呢?如果两个储层相距较远的话我们能不能同时对煤层气和页岩气进行开采呢?

经过多年的探索、试验和研究，我国煤层气地质研究在煤层气赋存的地质过程与动力学机制研究、煤层气储集系统与聚散机制研究以及煤层气藏经济高效开发的场效应研究等方面均取得显著进展(秦勇，2003;汤达祯等，2003);同时，在选区评价技术、钻井技术、压裂技术、排采技术等开发技术上也取得重要突破(李嘉川等，2011)。近些年来，在页岩气勘探理论与技术方面也取得一定的成果(程克明等，2009;聂海宽等，2010;张金川等，2008)。

我国煤层气存在的问题是地质条件复杂———低渗透、低压力、低饱和度，开发理论与技术有诸多难题没有解决，储存运输困难，利用率低等问题;我国页岩气还处于研究阶段，没有开始试生产，对于页岩气的研究中渗流机理方面研究较少(刘德华等，2011)。对此应加强煤层气的基础理论研究，进一步提高对煤层气的认识程度，提高开采效率和资源利用率;对页岩气应加强富集特征与渗流机理的研究，形成系统的开发技术体系，以促进页岩气产业的发展。

本文在前人研究的基础上探讨煤层气和页岩气富集特征与开采技术的共性与差异性，研究的目的在于探索煤层气与页岩气富集的内在关系，煤层气与页岩气生成、演化与富集的机理，以及它们共同开发的可能性。因此，通过煤层气与页岩气富集特征与开采技术的比较研究，对于发展适合于我国地质条件的非常规天然气地质理论、推动我国非常规天然气产业的尽快形成均有所裨益。

2 煤层气与页岩气概念及其评价方法

煤层气俗称瓦斯，又名煤层甲烷，是与煤伴生、共生的气体资源，其主要成分为甲烷，含量组成为80%～99%，其次含有少量的CO₂、N₂、H₂、SO₂、C₂H₆等气体。煤层气主要以吸附态赋存于煤层孔隙表面或填隙于煤层结构内部，另外煤层裂隙与煤层水中存在少许游离气与溶解气。煤层孔隙及裂隙中的煤层气与煤层水形成特殊的水动力系统，只有当储层压力低于解吸压力时，煤层气才能解吸出来。

页岩气是从富有机质页岩地层系统中开采出来的天然气，是位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，主体上以吸附和游离状态同时赋存于具有生烃能力的泥岩、页岩等地层中的天然气聚集。页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点。由于含气页岩分布范围广、厚度大，使得页岩气资源量巨大。因而，页岩气井能够长期地以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年，长者甚至能达80年(Xiaetal.，2009;李世臻等，2010)。

煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气，它们在概念特征上既有联系，又有区别，表1为煤层气和页岩气在概念特征上的比较。

表1 煤层气与页岩气概念的比较

煤层气和页岩气的富集有许多特征，如气体来源、储集介质等。评价这些特征需要许多方法(冯利娟等，2010)，有些方法仅适合煤层气储层，有些方法仅适合页岩气储层，有些方法二者均适用。表2中列出了一些重要的评价方法。

表2 用于评价煤层气和页岩气储层的重要方法

(据冯利娟等，2010修改)

3 煤层气和页岩气的富集特征

煤层气和页岩气均为自生自储，吸附成藏的非常规天然气。页岩气富集区页岩厚度往往较大，裂隙发育，热演化程度合适，如美国的Barnett页岩(Bowker，2007;Zhaoetal.，2007;Pollastro，2007)。它们在富集特征上有许多相似之处，也存在着明显的不同。下面主要从源岩、生成与演化特征，储集与分布特征，渗流与运移特征等方面来对比研究煤层气藏以及页岩气藏的富集特征。表3列出了二者在富集特征上的一些异同。

表3 煤层气和页岩气在富集特征上的异同

4 煤层气与页岩气的富集机理

煤层气是煤在煤化作用过程中形成的天然气在源岩中的残留部分，煤层既是生气源岩又是储气层段，煤化作用过程中形成的天然气原地聚集或短距离运移，主要通过煤层的吸附作用(Scholl，1980;Tadashi et al.，1995)将天然气聚集起来，为典型的吸附富集机理。煤的储气能力与煤的煤岩组分、变质程度、温度和压力有关。因此，煤层气在聚集方式、动力类型以及成藏特征等方面与常规天然气藏有较大差别(张金川等，2008)。由于煤层气主要以吸附作用为主，吸附气含量通常大于80%，游离气和溶解气比例很小，因此，可以不需要通常的圈闭存在。只要有较好的盖层条件，能够维持相当的地层压力，无论在储层的构造高部位还是低部位，都可以形成气藏(褚会丽等，2010)。

页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件，页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。第一阶段是天然气的生成与吸附，具有与煤层气相同的富集成藏机理(张金川等，2003);第二阶段发生在生气高峰;随着页岩生气过程的继续，页岩有机质颗粒所提供的最大吸附气量不足以满足所生成的天然气聚集需求时，游离态天然气开始出现。随着生气过程的继续，天然气在地层中逐渐形成高压，从而导致沿页岩的薄弱面小规模裂缝的形成，天然气开始在裂缝中以游离态运移聚集。由于页岩孔隙及微裂缝具有孔喉细小的特征，游离态天然气对地层水的排驱为活塞式整体排驱富集机理。如果天然气生成量继续增加，则天然气选择大孔隙通道进行置换式运移，气上水下，表现为裂缝系统中的置换富集机理(徐波，2009)。

煤层气和页岩气均产自于能源盆地，煤层气源岩的煤岩形成于适宜植物生长的沼泽环境中，页岩气源岩的页/泥岩形成于深湖相或湖泊中心相(Law，2002)。经沉降埋藏成岩后，受构造变动的影响岩石产生断层和裂隙，因此造成不同层位间孔隙和裂隙的连通。有机质经埋藏和变质作用，有机碳开始产生气体。随着变质作用的进行，油气成熟度越来越高，气体生成量也越来越大，生成的气体大部分被吸附在煤层和页岩等不同储层中，部分会沿着断裂和裂隙运移。如果煤层气储层和页岩气储层相邻或相距很近，煤层气和页岩气就可能会形成两个相邻或相近的气体储层，由于气体的运移在两个储层相邻或相近的情况下甚至可能出现煤层气和页岩气的混合储层。

5 煤层气与页岩气的开发技术

煤层气和页岩气开发的关键技术首先是评价技术，采用地质、测井等方法评价源岩(储层)的性能、含气量、分布范围和丰度等参数，确定储层性能和开采的有利区域;测试技术，对含气量、吸附性能、微观裂隙、渗透率等储层参数进行测试;储层改造技术，如压裂技术和水平钻井技术，水平钻井技术指从水平井筒钻出多水平井段，非常有利于低渗储层的技术改造。

煤层气的开发技术有:①钻井技术，包括钻井和完井技术。如水平井钻井技术、空气欠平衡钻井技术、保护储层的钻井技术等，是煤层气孔经济、高效、快速成孔的关键;②储层改造技术，煤层气储层属于低孔低渗的储层，进行商业性生产需对储层进行改造，储层改造措施是提高煤层气产量的重要措施，压裂技术是储层改造的重要技术，如清洁压裂液压裂技术、水力加砂压裂技术、氮气泡沫压裂技术等增产改造技术的试验与应用、井下微地震压裂裂缝监测试验;③排采技术，把煤层气从地下抽到地面所采取的技术;④煤层气田的低压集输工艺技术，包括集中式压缩机站与分散式撬装液化装置等技术。

页岩气的开发离不开储层的改造技术，美国的Barnett页岩就是经水力压裂后才开始产气的(Zhaoetal.，2007)。技术的进步推动了页岩气水平井的发展，在Barnett页岩气藏中，90%的新井都是水平井(冯利娟等，2010);储层压裂及重复压裂技术(邹才能等，2011)大幅度提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定作用。

煤层气和页岩气均为非常规天然气，它们的开发技术有许多相同的地方。假如在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，那么如果能够利用同一口井同时进行煤层气开采和页岩气开采，则和单一气体开采相比，单井在产气量和开采寿命上均应该会有所提高。因此可以提高天然气生产企业的经济效益。

6 结论与认识

煤层气和页岩气同为非常规天然气，它们在储层特征、富集机理和开采技术等方面存在许多相同的地方，但二者之间也有明显的差异。

(1)煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气。通过气体来源、气体组成、气体成因、赋存状态、赋存方式等比较了它们在概念特征上的联系和区别。评价煤层气和页岩气储层特征有不同的方法，有些方法仅适合煤层气储层，有些方法仅适合页岩气储层，有些方法二者均适用。

(2)煤层气和页岩气在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性，但在气体的来源、赋存层位及保存条件等方面有所不同。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中，页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中;煤层气富集需要有合适的盖层条件和水文地质条件，而页岩气的富集不需要附加的盖层条件和水文地质条件。

(3)煤层气的富集主要是通过吸附作用将天然气聚集起来，为典型的吸附富集机理;页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件，页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。

(4)煤层气储层和页岩气储层均为低孔低渗的储层，开采时均需要采取储层改造增渗技术，如水平井技术和储层压裂技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采，从而提高它们的开采效率。

参考文献

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G. 燃气过滤器里面的那个滤片需要多久周期更换一次，只用天然气的话

天然气过来滤器滤芯的更换周期需要源根据精燃机电燃烧系统装置的使用场合来确定其更换周期。天然气加气站脱水装置如何使用在城市管网气中，一般建议6个月就需要更换一次天然气过滤器滤芯。

如果使用在油田煤层气当中，则建议3个月就需要更换一次天然气过滤器滤芯，因为在油田煤层气中有大量的油污等杂质，很容易堵塞天然气过滤器滤芯。

H. 我国煤层气产业发展报告

叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

China's Coalbed Methane Instry Development Report

YE Jianping

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

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m³,新增探明储量近1121.55亿m³,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m³,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m³,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m³的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m³/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m³,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m³/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m³/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m³。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m³;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m³/d,一年多累计产气超过50万m³。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m³/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m³左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m³以上,稳产1200m³左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m³,产量15.7亿m³,利用量11.8亿m³,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m³,利用量21.9亿m³,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m³,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排采生产技术

实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH₄和N₂。

采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m³低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m³CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m³撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m³。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m³。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m³,约占天然气产量946亿m³的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m³,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m³,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m³。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m³。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

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I. 煤粉产出与生产故障

煤粉产出与生产伤害主要指细小的煤粉颗粒会堵塞抽油泵吸入口,导致凡尔关闭不严,大幅度降低抽油泵的功效。煤粉颗粒不仅会造成生产设备的机械磨损,而且当成分复杂的煤粉颗粒以黏稠胶状物进入抽油泵内,还会极易造成卡泵故障。煤层气生产过程中频繁的检泵作业会破坏煤层气井排水采气的连续性,严重影响煤层气井产气潜力。此外,当地层流体与煤粉颗粒的液固两相流进入煤层气井的井筒后,由于流体运移速度的降低,部分煤粉在自身重力作用下无法有效排出井筒,反而沉入井筒底部,长期大量的煤粉堆积极易导致埋泵故障的发生。煤粉产出相关井下故障主要包括排水不畅、抽油泵漏失、卡泵等。由故障出现的时间顺序及严重程度差异性可知,排水不畅的强度递增将导致抽油泵漏失与卡泵的发生。

1.排水不畅

通常煤层气井抽油泵系统由浅及深依次为“抽油泵+气锚+绕丝筛管+丝堵”。气锚可在地层流体进入抽油泵前分离部分气体,降低气体对泵效的伤害影响。绕丝筛管是地层流体进入泵筒的过滤器,是保证排水畅通与泵筒清洁的关键,其允许流体进入泵筒而阻挡煤粉等固体颗粒。丝堵为密封装置,可防止大颗粒煤粉和压裂砂等杂质随流体进入泵筒。如果单井动液面在抽油泵吸液口以上,且排水强度未有突变,发生排水不畅极有可能是由于产出过多、形状复杂、颗粒较大的煤粉无法穿过绕丝筛管而附着堵塞其表面,逐渐降低绕丝筛管的过水面积,使流体不能充满泵筒,导致出液量缓慢降低,排水断续不畅(图6-5)。

2.抽油泵漏失

抽油泵漏失是由固体颗粒在抽油泵固定/游动凡尔处堆积聚集而引起凡尔密封不严所致。煤层气井井底固体颗粒主要为煤粉和压裂砂,而穿透绕丝筛管进入泵筒内的固体颗粒主要以颗粒微小的煤粉为主。如果抽油泵的自洁冲洗及携带煤粉能力不足,泵筒内煤粉颗粒将会在凡尔间隙中积聚胶结,使得凡尔密封不严,造成不同程度的抽油泵漏失(图6-6)。

图6-5 绕丝筛管堵塞

图6-6 游动凡尔漏失

3.卡泵

大量细粒的煤粉颗粒随排水过程进入泵筒后会发生沉淀,尤其是通过凡尔进入到活塞上部的煤粉颗粒会填充胶结于抽油杆与活塞之间的空隙,长期聚集将造成活塞卡死在泵筒,无法完成排采抽汲过程,导致卡泵发生(图6-7)。

图6-7 卡泵

煤粉产出与卡泵故障导致的修井作业是制约韩城区块煤层气井产能稳步提升的关键因素。频繁的修井作业违背了煤层气井缓慢、稳定、连续的原则,对煤储层的伤害是不可修复的,对煤层气井产能造成不可估计的影响。统计韩城区块示范区内WL1、WL2和韩3井组中共80口煤层气井的煤粉产出情况,其中75口煤层气井存在不同程度的煤粉产出问题,而且50口煤层气井出现过煤粉产出引起的卡泵故障,占统计总数的62.5%(图6-8)。据不完全统计,上述出现卡泵故障的50口煤层气井因煤粉问题共计进行过148次修井作业,不仅加大了生产成本,而且对煤储层的伤害是不可逆的,严重影响煤层气稳定和连续的排采过程,降低了煤层气单井的产能潜力(魏迎春等,2014)。

图6-8 韩城区块示范区煤层气井煤粉产出情况统计

J. 煤层气与天然气混合

要加设备，你说的问题不是很明朗，但是有几个东西是肯定需要的。
1、监测监控设备：包括流量计、温度传感器、压力传感器、湿度仪（通常煤层气的含湿量很大，几乎为100%）；
2、加臭设备，比如四氢噻吩之类的，具体的加臭量可以才考当地的《城市燃气条例》，当燃气有泄漏的话可以检测到。
3、如果城市管网要求对煤层气的露点温度有要求，就是还需要加除湿装置。