中国煤田地质2010

A. 中国煤炭地质总局职工待遇情况

中国煤炭地质总局下辖中化地质矿山总局、省（区）煤炭地质局、专业局（中心、院）、干部学校、《中煤地质报》社等16个直属单位，截止2010年底共有职工47115人，资产总额79亿元。

B. 中国煤层气勘探开发现状与发展前景

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红

（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

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

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

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

关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景

Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane

Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong

（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）

Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.

By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.

China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.

Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects

引言

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

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

1 世界煤层气资源及产业现状

1.1 资源分布

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

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状

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

1.3 技术现状

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

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

2 中国煤层气产业现状

2.1 勘探开发现状

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

图2 中国石油天然气主干管网示意图

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

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

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

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

2.2 政府优惠政策与技术支持

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

表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策

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

2.3 技术现状

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

2.3.1 地质上有新认识

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

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

图3 800m以深井排采曲线

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

2.3.2 现场管理有新措施

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

2.3.3 工程技术配套有新进展

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

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

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

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

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

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

2.4 利用现状

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

2.5 存在问题

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

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

3 煤层气发展前景与建议

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

3.1 发展前景

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

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。

表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表

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

3.2 对策与建议

3.2.1 根据资源分布研究与调整对策

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

3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强

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

3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关

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

3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资

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

结束语

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

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C. 中国主要煤田名称

我知道潞安属于沁水煤田，准 东 煤 田
新疆准东煤田是我国目前已知最大的煤田，也是世界上罕见的巨型煤田，预计煤田中资源量（煤矿储量）为3900亿吨，目前探知2236亿吨，含煤面积3.21万平方千米，占我国总储量的近1/4。新疆淮东煤田1989年开始建设，2010年前后基本完成后，将成为年产原煤6000万吨的大型煤矿。
准东煤田位于新疆昌吉回族自治州，是指准噶尔盆地东部从阜康市到木垒哈萨克自治县的一条狭长地带,东西长约220公里。准东煤田资源预测储量达3900亿吨,目前累计探明煤炭资源储量为2136亿吨,是我国目前最大的整装煤田。
准东煤田在2005年被勘探确认为地下储藏着上千亿吨的煤炭资源.准东煤田东西长达220公里的茫茫戈壁下蕴藏着3900亿吨煤炭资源,以现在我国煤炭年产量计算,一个准东煤田就够全国使用一百年。
胜 利 煤 田
胜利煤田位于锡林浩特北郊，整个煤田总体呈北东-南西条带状展布，走向长45公里，倾向宽平均7.6公里，含煤面积342平方公里，煤炭地质储量224亿吨。煤田伴生有益矿物（锗、石油）。煤田内15个煤层中，6号煤层以上绝大部分区段适合大型露天开采。
新疆维吾尔自治区鄯善县沙尔湖煤田
庆阳煤田
专家称，庆阳市的煤炭资源埋藏较深，大多在 1000米以下，但储量集中，构造简单，属于未受破坏的整装煤田，具有很高的开发价值。根据成煤规律和地质理论，整个陇东地区（主要指庆阳市，平凉市）的煤炭预测储量大约为 1342亿吨，占全省储量的 94％。正宁南煤田是甘肃省截至目前发现的储量最
大的煤田。
巨野煤田
本煤田位于山东省西南部，包括巨野、金乡、梁宝寺等区。现已探明总地质储量55．7亿吨，主要煤藏以国家紧缺的焦煤、肥煤为主，具有高热值、低灰分、低含硫等特点，平均厚度6．6米，适合建设大型和特大型矿井，是山东乃至华东地区尚未开发的最好、最大的一块煤田，属菏泽、济宁两市管辖。巨野煤田规划有7对矿井，建成后每年可产煤1800万吨，平均服务年限达60多年，将有效地解决山东省乃至华东地区的能源供应紧张问题。2007年3月28日正式在其所在地产出“乌金”。
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沁水煤田
沁水煤田为中国目前产煤最多的大型石炭二叠纪煤田。它位于山西省中南部，介于太行山、吕梁山、五台山、中条山之间，跨太原、寿阳、阳泉、昔阳、和顺、左权、武乡、沁县、长治、高平、晋城、阳城、沁水、安泽、沁源等20余市，县，面积近30000平方公里。该煤田范围内已建成阳泉、潞安、晋城等大型矿务局，地方煤矿在数百处以上，煤炭开发极盛大，是中国无烟煤，化工用煤和炼焦煤最大的供应基地。
淮南煤田
中国华北聚煤区南侧的石炭二叠纪煤田。位于安徽省中北部，跨淮河两岸。煤田以中厚倾煤层为主，构造复杂程度中等，一般开采条件尚可。
淮南煤田位于中国华北聚煤区南侧安徽省中北部，以淮南市为主体，东部伸入滁县地区，西部延展到阜阳附近，平面呈北西西向长椭圆状，长约100km，宽度20～30km，面积2500km。为石炭二叠纪煤田。煤田因发现及开发从淮河南岸开始，故名淮南煤田，后经勘探在淮河北岸更大范围内见煤，但乃沿用原名。
河东煤田
河东煤田位于山西省西部，西临黄河，含煤地层为石炭系太原组（C3T）和二叠系山西组（P1S），含煤面积15285.5km2，划分偏关河曲、保德、兴县、柳林、离石、隰县、蒲县、乡宁等7个矿区，总资源量2335.2亿吨，区内产量为3858万吨。区内有山西焦煤汾西矿业的贺西、双柳矿生产400万吨，霍州煤田庞庞塔、店坪、等生产300万吨，华晋焦煤河曲生产200万吨。该煤田北部（兴县及其以北矿区）为动力煤，其中部和南部为炼焦煤。其余为地方煤矿生产，产品以主焦煤为主。该煤田基本没有进行规模化的开发，具备建设大型矿井的资源条件，是山西炼焦煤保有储量最为充足的煤田。
河东煤田离柳矿区的4#煤即“柳林煤”，属于世界范围稀有的优质炼焦煤。目前产量约500万吨，是山西小焦炉生产优质铸造焦的主要原料。
以柳林煤为代表的河东煤田中部4#主焦煤，以及与之相似的乡宁煤，后备资源充分，其综合质量指标将超过所有澳大利亚煤，与美国、加拿大的优质主焦煤媲美，而最终将以质量与成本的双重优势大举进入国际市场。
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山西煤炭资源数据库
1 大同煤田（侏罗纪矿区 ；石炭二叠纪矿区）
大同煤田位于山西最北端，大同市西南约10km，跨大同市南郊区及左云县和朔州市怀仁、右玉、山阴等县，北东以青磁窑断层南端为界；南和东南界为口泉山西麓煤层露头；西界为洪涛山东麓煤层露头；北部十里河一带已为煤系沉积边缘；西北为推测的煤层剥蚀边界。地理坐标东径112°30′00″~113°11′07″，北纬39°37′33″~40°07′01″，大致以鹅毛口河分别为北、南两个矿区。该为双纪煤田，石炭二叠系，含煤面积为1260km2 ，侏罗系含煤面积为772km，是山西重要动力煤产地之一。
2 宁武煤田
宁武煤田位于山西省北中部，为双纪（石炭二叠纪和侏罗纪）含煤地层，含煤田面积3087 km2，资源量974.34亿吨。区内产量3700余万吨，其中平朔煤炭公司2527万吨。 平朔矿区 朔州矿区 轩岗矿区 岚县矿区
宁武侏罗纪矿区
平朔矿区是宁武煤田最北端的一个矿区。跨朔州市区及其平鲁县境，矿区东、北、西三边均为煤层露头，南以担水沟断层与朔州矿区分开。东西宽20km，南北长19 km，面积约380 km2。
3 西山煤田
太原西山煤田位于山西省中部，太原市西侧，属太原市、晋中市管辖，是山西省重要的炼焦用煤产地之一。该煤田呈北东－南西向展布，跨太原市尖草坪区、万柏林区、晋源区、古交市、清徐县，晋中市交城县、文水县境内。地理坐标为：东经110?51?49?～112?30?00?，北纬37?23?51?～38?02?12?。南北长约75 km，东西宽约20~50km，呈不规则长方形。面积约为1853 km2。该煤田包括古交（697 km2）、西山（223 km2）、清交（400 km2）和东社（533 km2）等4个矿区。
古交矿区 西山矿区
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东社矿区
4 霍西煤田
霍西煤田位于山西省中南部属吕梁市、晋中市、临汾市管辖，是山西省重要的炼焦用煤产地之一。该煤田呈南北向展布，跨吕梁市汾阳县、交口县和孝义市，晋中市灵石县、介休市和临汾市尧都区、汾西县、蒲县、洪洞县、襄汾县、翼城县和霍州市境内。南北长约170 km，东西宽约70km，呈长方形。面积约为11900km2，含煤面积6907km2，其中勘探面积（主要指勘探、详查、普查）3170 km2，占总面积的26.64％。
该煤田包括汾孝（1100km2）、灵石（510km2）、霍州（560km2）、克城南湾里（700km2）和襄汾（300km2）等5个矿区。汾西和霍州煤田公司是重点国有企业，生产能力每年3000万吨。区内煤种以焦煤、肥煤、1/3焦煤为主，是原料法优质炼焦煤。
汾孝矿区 灵石矿区 霍州矿区 克城南湾里矿区 襄汾矿区
5 河东煤田
河东煤田位于山西省西部，西临黄河，含煤地层为石炭系太原组（C3T）和二叠系山西组（P1S），含煤面积15285.5km2，划分偏关河曲、保德、兴县、柳林、离石、隰县、蒲县、乡宁等7个矿区，总资源量2335.2亿吨，区内产量为3858万吨。区内有山西焦煤汾西矿业的贺西、双柳矿生产400万吨，霍州煤田庞庞塔、店坪、等生产300万吨，华晋焦煤河曲生产200万吨。该煤田北部（兴县及其以北矿区）为动力煤，其中部和南部为炼焦煤。其余为地方煤矿生产，产品以主焦煤为主。该煤田基本没有进行规模化的开发，具备建设大型矿井的资源条件，是山西炼焦煤保有储量最为充足的煤田。
河东煤田离柳矿区的4#煤即“柳林煤”，属于世界范围稀有的优质炼焦煤。目前产量约500万吨，是山西小焦炉生产优质铸造焦的主要原料。
以柳林煤为代表的河东煤田中部4#主焦煤，以及与之相似的乡宁煤，后备资源充分，其综合质量指标将超过所有澳大利亚煤，与美国、加拿大的优质主焦煤媲美，而最终将以质量与成本的双重优势大举进入国际市场。
保德矿区 偏关、河曲矿区 兴县矿区 柳林矿区
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隰县蒲县矿区 乡宁矿区
6 沁水煤田
沁水煤田位于山西省东南部，含煤地层为石炭系太原组（C3T）和二叠系山西组（P1S）。含煤面积30500.1km2，占全省煤田面积1/2，划分为东山、寿阳、阳泉、平昔、和顺、武乡、襄垣、潞安、长治、高平、晋城、阳城、沁水、翼城、古县、沁源等16个矿区，总资源量3316.5亿吨，区内2005年产量17000万吨。
其中有阳泉、潞安、晋城三大集团和东山、荫营、固庄煤矿等国有重点煤矿产量约8000万吨；地方煤矿产量约9000万吨。以无烟煤和贫煤为主，瘦煤和焦煤次之。知名品牌有晋城无烟煤和阳泉无烟煤，是山西省仅次于大同煤、平朔煤的第三大出口产品。
该煤田是中国无烟煤、化工用煤最大的供应基地。阳泉煤业集团已成为全国最大的优质高炉喷吹煤基地；晋城无烟煤集团是全国最大的化工用煤基地；潞安矿业集团是我国主要的优质贫瘦煤生产基地。
东山矿区 寿阳矿区 阳泉矿区 平定昔阳矿区 和顺矿区 左权武乡矿区 襄垣矿区 潞安矿区 长治矿区 高平矿区 晋城矿区 阳城矿区 沁水矿区 翼城矿区 古县矿区 沁源矿区
山西三大煤炭生产基地：晋北煤炭基地，晋中煤炭基地，晋东煤炭基地
晋北煤炭基地：地处太原市以北，行政区划跨大同、朔州、忻州、太原4个市的18
个县（市）。包括大同煤田、宁武煤田及河东煤田北部以动力用煤为主的各煤炭资源矿产地。

D. 煤地质学的著名煤地质学家

杨起复（1919-2010），1943年毕业于西南联制合大学。1946年北京大学研究生毕业。中国科学院院士，中国地质大学教授，主编《中国煤田地质学》、《煤田地质学》等教材，创办我国第一个煤田地质学专业 。
韩德馨（1918-2009），1942年毕业于西南联合大学，1943－1945年北京大学研究所进行研究工作。1950年毕业于美国密歇根大学研究院。中国矿业大学教授，中国工程院院士，主编的《中国煤田地质学》、《中国煤岩学》等专著和教材

E. 中国主要煤矿分布区有哪些

神东、晋北、晋中、晋东、陕北、冀中、河南、鲁西、两淮、云贵等。

一、神东、晋北、晋中、晋东、陕北大型煤炭基地主要负担向华东、华北、东北供给煤炭，并作为“西电东送”北通道电煤基地。

二、冀中、河南、鲁西、两淮基地负担向京津冀、中南、华东供给煤炭。蒙东（东北）基地负担向东三省和内蒙古东部供给煤炭。

三、云贵基地负担向西南、中南供给煤炭，并作为“西电东送”南通道电煤基地。黄陇（华亭）、宁东基地负担向西北、华东、中南供给煤炭。

(5)中国煤田地质2010扩展阅读：

煤炭是我国的基础能源，占一次能源消费的70％左右。大型煤炭基地建设将按照发展循环经济的要求，综合开发利用煤炭及与煤共伴生资源，实现上下游产业联营和集聚，把大型煤炭基地建成煤炭调出基地、电力供应基地、煤化工基地和资源综合利用基地。

我国煤矿主要分布在以下省市：

山西省：大同、阳泉、太原、吕梁、长治、晋城、忻州、朔州、临汾

黑龙江省：双鸭山、鸡西、鹤岗、七台河、密山

山东省：济宁、枣庄、泰安、龙口、菏泽

内蒙古：鄂尔多斯、乌海、呼伦贝尔、锡林郭勒、阿拉善盟

陕西省：榆林、铜川、神木

辽宁省：阜新、抚顺、调兵山

宁夏回族自治区：宁东

江苏省：徐州

四川省：攀枝花

贵州省：六盘水

安徽省：淮北、淮南、蒙城、涡阳

河南省：平顶山郑州、焦作、许昌、三门峡、永城

河北省：开滦、峰峰、井陉、邯郸、张家口

新疆维吾尔自治区：准东、吐哈、库拜、伊犁

甘肃省：窑街、靖远、华亭

云南省：曲靖、昭通、文山、保山、开远、丽江

F. 中国煤炭地质总局的国际合作

“十一五”期间，我局结合国家经济发展对矿产资源的需求，充分发挥地质勘查的技术优势，积极开拓国际市场，多方面参与国际竞争，努力建设矿产资源保障体系，在“走出去”方面取得积极进展，在一些国家取得较显著的地质勘查成果，树立了中央地勘单位的良好形象，初步展示了地质找矿工作跨国经营的良好前景。
（一）境外业务总体情况
“十一五”期间，我局境外业务收入年均增长47.9%，境外利润年均增长33.8%。境外经营业务范围以矿产资源的地质勘查工作为主，同时开展了对外工程承包业务，工作矿种包括煤炭、石油、钾盐、铁、铜、镍、钼、钨、锡等，市场拓展到五大洲31个国家和地区；另外也有少量的工业产品等国际贸易，涉及10多个国家。
（二）境外投资情况
截止2010年底，我局在境外投资的公司共有 6个，所在的国家和地区主要有：澳大利亚、印度尼西亚、刚果（金）、香港、澳门；投资的重点行业和领域：矿产资源勘查与开发、矿产品贸易、工程施工、工程测绘。
2009年，我局勘查总院控股，广西煤炭地质局、江苏煤炭地质局、湖北煤炭地质局参股共同投资3000万人民币在印尼组建中国煤地（印尼）矿业有限公司，主要是开发铬铁矿和煤炭项目，同时兼营煤炭贸易；江苏煤炭地质局与澳大利亚LOTUS LIFE公司合资成立EES矿业公司，其中江苏煤炭地质局占全部股权的51%，主要是在澳大利亚进行矿产资源勘查与开发；中煤地质工程总公司与第一勘探局、水文地质局、第二勘探局共同出资在澳大利亚设立澳大利亚中煤地质工程有限责任公司，主要是以资源勘查、申请探矿权及矿权经营为工作重点；航测遥感局投资香港分公司，主要开拓香港测绘市场；广州中煤江南基础工程公司出资（占51%）在澳门设立广州中煤江南基础工程（澳门）有限公司，主要是进行建筑基础施工。2010年，江苏煤炭地质局出资于刚果（金）设立中非国际矿业有限公司，主要开展资源勘查与矿权经营及开发。
（二）对外承包工程业务开展情况
我局对外承包工程业务主要为地质勘查及地质技术服务、工程勘察、桩基施工、桩基检测等，项目承揽主要为协议承包方式，遍及蒙古、老挝、刚果（金）、印度、印度尼西亚、莫桑比克等20几个国家。
（三）境外国际贸易的情况
江苏煤炭地质局稀土产品主要销往日本，生产的无纺布、膜料、雨衣、雨伞等产品销往波兰、泰国、日本、巴基斯坦等地；浙江煤炭地质研制的铸造生产线出口到朝鲜；航测遥感局印刷材料主要出口到亚洲、非洲、南美、东欧等地区；中化地质矿山总局以代理的方式，开展少量的国际贸易，主要有原棉、棉纱、化纤和机电产品等，进出口的国家有巴基斯坦、韩国、尼日利亚、美国和德国等。

G. 安徽宿州芦岭矿区煤层气生产条件分析

黄晓明¹ F.Andrew² 莫日和¹ 王洪洲² 林亮¹

黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:[email protected],电话:64298881。

(1.中联煤层气有限责任公司 北京 1000112.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)

摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件,这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性,(2)确定储层的排采条件,(3)评价并改进完井技术,进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等-偏高,含气饱和度较高,表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产,本文着重探讨了CLG09V-01井的煤层气生产条件。

关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件

Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area, Suzhou, China

HUANG Xiaoming¹ F. Andrew² MO Rihe¹ WANG Hongzhou² LIN Liang¹

(1. China United Coalbed Methane Co. Ltd., Beijing 100011, China2. Canelite Energy, Suzhou 235200, China)

Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal - mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to (1) assess gas proctivity, (2) determine if the reser- voir can be dewatered, (3) evaluate and improve completion techniques, and (4) assess full-field development issues, and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals, and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on proction in April 2010, and this paper focus primarily on the proctivity of the CLG09V- 01 well.

Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM proctivity

安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘,距宿州市20km,矿区面积23km²,煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局,1996),矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km²,是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目,目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井,CLG09V-01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区,也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入,该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初,依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ-4,5井),取得了较好的勘探成果。1998~2002年,美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15~20km范围内施工了9口煤层气参数井,包括一个300m井间距的生产试验井组,最高单井产气量为1700m³/d,最低500m³/d。2004~2008年,芦岭煤矿在距CLG09V-01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井,井间距250m,初期单井最高产气量为3000m³/d,投产两年多以来,目前单井产量稳定在1000m³/d左右,所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电,实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征

(1)构造

淮北煤田位于华北板块的东南缘,区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上,受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布,地层倾向偏东,倾角一般为23°。

芦岭矿区位于淮北煤田东南缘,北界为东西向的宿北断裂,南部靠近板桥断裂,这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑,对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层,对煤系地层起到明显的改造和控制作用,矿区呈北西向展布,地层北倾,使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育,从东向西呈叠瓦式推覆,矿井下常见层滑小构造,对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁,主要表现为酸性火成岩侵入体,多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中,下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显,煤质变化大,煤类复杂,以贫煤,无烟煤,天然焦为主。然而,岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小,煤变质程度相对不高,以气煤为主。

(2)地层

芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区,晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积,含多层可采煤层(中煤地质总局,2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征,将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V-01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井,钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层,以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。

从图2中可以看出,山西组10号煤层的电性特征明显,结构稳定,厚度为2.69m。其直接底板为砂质泥岩,厚3.38m,含水性弱,渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互,表现为高伽马和中高电阻率特征,弱含水,渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为6.08m厚的细砂岩,纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为,渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出,从而促进了煤层气的大量生成,有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等,2010),这点在本文后面的讨论中再次得到印证。

下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达9.19m,但井身结构不稳定,煤芯破碎,扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩,含水性弱,渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2),渗透性好,若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触,可有效地提高煤层的排烃效率,从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚2.36m,顶、底板为泥岩,含水性弱,渗透性差,内生裂隙发育,具有较好的煤层气渗流通道,但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。

CLG09V-01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处,以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层,在本井区不发育。

(3)水文地质

淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱,断层破碎带一般为泥质充填,亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2~3层,一般厚5~20m,单位涌水量0.26~1.21L/s·m,最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下,单位涌水量变化较大,在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源,但因其含水性弱,对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征

(1)煤岩、煤质特征

7 号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,内生裂隙发育,煤芯呈块状,玻璃光泽,断口呈阶梯状,网状结构。煤显微组分含量:镜质组为78.9%,惰质组为17.4%,壳质组未见,无机组分占12.6%,镜质体反射率为0.71%。煤视密度为1.37,灰分为21.97%,挥发分为37.84%,固定碳含量为83.55%。

8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成,宏观类型为半亮型煤,条痕为黑灰色。煤芯十分破碎,以至于裂隙无法描述,少部分小碎块断口为参差状,呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为76.2%~85.5%,惰质组为12.0%~19.5%,含微量壳质组成分,镜质体反射率为0.76%~0.83%。无机组分含量不高,平均为7.6%,一般为分散状粘土,个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为1.32~1.38,灰分为11.72%~16.78%,挥发分为31.08%~33.74%,固定碳含量为84.88%~85.84%。

10号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,宏观类型以半亮型煤为主,内生裂隙十分发育,裂隙面光滑平整,面裂隙40~42条/5cm,端裂隙28~32条/5cm。煤芯呈块状,条痕为灰黑色,呈金属光泽和玻璃光泽,断口参差状,具孤立网状结构,裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为76.3%~88.1%,惰质组为10.0%~18.8%,壳质组为1.95%~5.0%,无机组分占2.2%~16.2%,镜质体反射率为0.83%~0.90%。煤视密度为1.36,灰分含量平均为10.05%,挥发分平均为36.69%,固定碳含量为82.57%~85.57%。

(2)含气量、等温吸附特性

7 号煤的两个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为6.10~6.68m³/t;干燥无灰基含气量为7.30~8.00m³/t,吸附时间变化在4.60~4.67天,平均4.64天。气体成分以甲烷为主,占96.67%~96.82%,氮气含量2.92%~2.96%,重烃含量极微。等温吸附实验表明,7号煤的原煤饱和吸附量为12.87cm³/g,干燥无灰基饱和吸附量为16.71cm³/g,兰氏压力为2.21MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),原煤等温吸附曲线平缓,干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为8.05~9.85m³/t;干燥无灰基含气量为9.49~11.26m³/t,吸附时间变化在1.34~2.35天,平均2.08天。气体成分以甲烷为主,占94.10~98.25%,氮气含量0.65%~4.87%,重烃含量0%~0.39%。等温吸附实验表明,8号煤的原煤饱和吸附量范围14.89~17.01cm³/g,干燥无灰基饱和吸附量范围18.18~20.12cm³/g,兰氏压力平均为2.35MPa。从图3中可以看出,8号煤等温吸附性与7号煤相比,其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近,曲率变化明显增大。

10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为7.28~8.69m³/t;干燥无灰基含气量为8.82~10.42m³/t,吸附时间变化在1.37~2.50天,平均1.95天。气体成分以甲烷为主,占94.10%~95.79%,比前述两组煤层的甲烷含量略低,氮气含量变化在3.92%~5.41%,重烃含量0.06%~0.11%。等温吸附实验表明,10号煤的原煤饱和吸附量范围为11.44~15.09cm³/g,干燥无灰基饱和吸附量范围为15.91~16.29cm³/g,兰氏压力为2.04MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近,曲率相对较大。

3 生产条件

煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等,2010),这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的,也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲,石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件,而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。

芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层,分别为下石盒子组的7号煤和8号煤,以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高,但随埋深略微增高,煤类以气煤为主。受构造作用影响明显,煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高,甲烷含量高,重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低,但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。

从前述CLG09V-01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩,渗透性极差,按传统的煤层气地质观念来讲,其对煤层气具有较好的保存条件。然而,从煤层气生成的角度来看,较强的封闭性不利于煤层气的排出,反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是,7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育,煤层气的生成才得以持续发生,因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩,渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍,降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩,渗透性好,且煤层厚度适中,煤层受热变质程度最高,因此,煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出,同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。

通过以上分析结合煤层的等温吸附特性,我们可以看出:CLG09V-01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,等温吸附曲线曲率大,兰氏压力低的特点,在三个主要目的煤层中,其生产条件最好,初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育,含气饱和度高的特点,生产条件也是比较好的,特别是8号煤层巨厚,是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓,表明解吸条件相对较差,测试数据也表明其解吸天数是最多的,此外,其兰氏压力也较大,而兰氏体积相对不高。

另外,有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中,将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱,2010)。CLG09V-01井的煤芯样品分析结果表明,本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低,但其对生产条件的影响到底有多大,还需更多的实际资料加以验证,至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明,三层煤的惰质组组分含量几无差别,均普遍偏低,但煤层气解吸时间却相差较大,7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多,10号煤解吸时间最短。可见,惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。

结语

安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部,是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一,也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔-米勒公司(William W.Vail et al.,2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价,结果均表明该地区煤层气潜力巨大,勘探开发风险较小。

芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程,商业开采也有两年以上,目前的煤层气生产井以直井为主,采取的是套管完井技术,水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产,实现了商业化利用,提高了煤矿安全生产保障。

下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高,中等变质程度,煤吸附能力和煤层厚度适中,顶底板条件好,有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,临/储压力比大,有利于煤层气的产出。

10号煤层的储层压力大,含气饱和度高,煤解吸速率高,对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大,煤层气资源丰富,是煤层气高产稳产的基础,但煤层受构造影响而破碎,在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低,但饱和度较高,顶底板封闭性强,使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补,合理的控制生产节奏,就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造,从而加快厚煤层中煤层气的持续析出,我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等,2010)。

参考文献

黄晓明等,2010.煤层气地质勘探实例分析[M].苏州:石油工业出版社

吴昱,2010.西山矿区煤层气资源可采性评价[J].中国煤层气,(4)

中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局,1996

中国煤田地质总局,2001.中国聚煤作用系统分析[M].徐州:中国矿业大学出版社

William W. Vail and J.Matthew Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession, Anhui, Chi-na Marshall Miller & Associates

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