煤层气开发地质研究什么
⑴ 国内外煤层气地质研究 现状
美国是世界上最早开始煤层气地面开发，煤层气商业化开发利用也最为成功和规模最大。
加拿大: 煤层气资源量占世界第二位，连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术两项关键技术,生产区域主要在西部的阿尔伯特省。
德国: 在煤层气发电利用上较为成功，主要技术特点是模块化燃气发电机组，采用集装箱式设计,便于拆装、运输，对30%浓度以上甚至略低于30%甲烷浓度的气体进行发电利用，实现了电热联产。
中国煤层气主要集中在沁水盆地南部、铁法和阳泉矿区。全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中晋陕内蒙古含气区煤层气资源量最大，占全国煤层气总资源量的50%左右。
国家能源局2013年1月发布《煤层气产业政策》征求意见稿。根据该意见稿，“十二五”期间，我国将建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地，形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系。加大新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探力度，建设规模化开发示范工程。之后再用5~10年时间，新建3~5个产业化基地，实现煤层气开发利用与工程技术服务、重大装备制造等相关产业协调发展。
但也有业内人士表示，我国实现煤层气大规模产业化开发存在瓶颈。首先，我国的煤炭企业片面追求产量，没有考虑开发利用煤层气。其次，我国管网建设以及储配能力不足，阻碍了实现煤层气产业化。再次，由于电力行业存在门槛，煤矿利用瓦斯所发电量难以实现并网。
⑵ 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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⑶ 寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析
王明寿1王楚峰1魏永佩2张心勇1徐文军1
（1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011；2.美国远东能源公司 北京 100016）
作者简介：王明寿，男，1966年出生，高级地质师，在职博士生，矿产普查与勘探专业，现在中联煤层气有限责任公司工作，多年从事煤炭、煤层气勘探、生产及科研工作。
摘要 煤层气的富集与储层特征密切相关，并受地质条件的制约。本文在详细研究煤储层特征及煤层气富集机制的基础上，分析和总结了沁水盆地北端寿阳区块煤层气的勘探开发现状，并对开发前景进行了初步评价。基于煤岩、煤质、煤体结构及孔渗性、吸附性的观察和测试，该区煤层表现为厚度大、热演化程度高，局部发育构造煤、裂隙较发育，吸附性能力强、含气量高，含气饱和度偏低。总体来说，适合煤层气的开发。该区煤层气的富集主要受控于热演化史和埋藏史。在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用，生气强度大；另外，煤层的埋深、顶底板封闭性及水文地质条件都会影响含气量的大小，煤层气富集是多因素有效配置的结果。
关键词 煤储层 含气量 热演化 羽状水平井 寿阳区块
Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block
Wang Mingshou1，Wang Chufeng1，Wei YongPei2，Zhang Xinyong1，Xu Wenjun1
（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）
Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.
Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block
引言
寿阳区块位于山西省北中部、沁水盆地北端（图1），相邻的阳泉矿区是我国著名的无烟煤生产基地之一，也是典型的高瓦斯矿区，从1957年就开始煤矿瓦斯抽放与利用工作[1]。在多年的煤矿生产实践中，积累了丰富的煤矿瓦斯抽放经验，是我国煤矿瓦斯抽放和利用最成功的矿区。现建有8座瓦斯抽放站，抽放历史长，目前年瓦斯抽放量达2×108m3，占全国第一位[2]。20世纪80年代初，随着我国煤层气勘探开发的兴起，寿阳区块以其良好的资源条件及开发条件成为我国煤层气开发的热点。从1996年中国煤田地质总局在韩庄区施工HG1井开始，近十年来先后有多家单位在区内开展煤层气基础研究和煤层气勘探开发试验工作，施工了10口煤层气参数井或生产试验井（包括远东能源公司施工的3口煤层气羽状水平井），煤层气的勘探开发工作取得了阶段性进展。本文对近年来该区块的煤层气勘探开发活动进行了总结，针对该地区煤层气勘探实践过程中遇到的一些地质技术问题，对该区煤层气的富集机制和控气因素进行了探讨，以期指导勘探工程部署，从而实现该地区煤层气开发的突破。
图2 SY—XX井3号煤层原煤等温吸附曲线
3.5 煤的渗透性
研究区有8口煤层气参数井和生产试验井16层煤进行了注入/压降测试，取得了较多的煤层渗透率数据，总体来讲，煤储层的渗透性相对较好，介于0.0352～82.84mD，取得的煤层渗透率相差在几至几十倍以上，这也从一个侧面说明了煤层的非均质性[6]。
4 煤层气的富集机制
4.1 煤的热演化史和埋藏史是煤层气富集的主要控制因素
大量资料表明，该区煤层气的富集主要受控于该区煤的热演化史和埋藏史[7]，沁水煤田石炭纪、二叠纪时期，该区处于台型稳定均衡沉降阶段，沉降速率22.82m/Ma。至三叠纪，地壳沉降速度加快，最大沉降速率达65m/Ma，侏罗纪仅有短暂的微弱沉降，总体以褶皱抬升为主。根据现有资料估算，三叠纪末，该区下煤组埋藏深度约3400m左右，地温达154℃左右，煤化程度为肥、焦、瘦煤阶段，处于生气高峰期，平均生气速率为0.8978×108m3/km2·Ma，白垩纪变慢为0.018×108m3/km2·Ma，白垩纪之后，生气作用基本终止。由于研究区处于纬度34°带，在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用。因此，该区生气强度大，阳泉、寿阳、昔阳一带，生气强度一般90×108m3/km2以上。综上所述，研究区于成煤期后，曾有两次大的热演化阶段，一次为印支期，主要是快速沉降堆积增温阶段。这一阶段使石炭纪、二叠纪煤层煤化作用加强，煤级增高，区内大部分区段的煤层都跨越了生气“门槛”值，进入主要生气阶段（R°max＞1.0%），大部分地区的煤层达到生气高峰期（R°max=＞1.35%），因此，印支期是煤层气主要生成期。另一次为燕山期，主要为岩浆区域热增温阶段。
4.2 煤层埋深对煤层气富集的影响
一般来讲，随着煤层埋深的增加，含气量增加。表现在平面上由北往南含气量增加，而在钻孔中，下组煤含气量高于上组煤。该区的煤层气风化带深度在300m，即在300m以浅，煤层气成分中甲烷含量一般小于80%。
4.3 煤层顶、底板封闭程度对含气量的影响
研究表明：煤储层的顶底板岩性和封盖性能对含气量的影响很大，顶底板岩性致密、封盖性能好的区域，含气量高，否则相反，在平面上含气量低的区域和煤层顶板砂岩带基本上是重合的。
4.4 水文地质条件对含气量的影响
煤系地层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。在控制煤层气赋存、产出的主要地质因素（含气量、临界解吸压力、储层压力、渗透率、内外生裂隙等）中，煤层水作为客观载体通过与诸多因素的相互作用实现对煤层气赋存、产出能力的影响[7]。煤岩储层压力表现为煤层水压力，而常规砂岩储层压力则表现为气体压力。因此，煤层水压力的高低反映了煤岩储层能量的大小。煤岩对甲烷分子的吸附能力主要与温度和压力在煤层水压力作用下，埋深变浅的煤层仍保持了较高的原始含气量，煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体，形成煤层气藏[8]。
在研究区，主煤层高含气量区域与地下水等水位线的局部低洼地带较吻合。如韩庄井田主煤层含气量在研究区内是最高的地带，对比之下，该地带中奥陶统、太原组、山西组含水层的等水位线均呈现出低洼状态，地下水明显滞流是导致韩庄井田主煤层含气量高的重要原因。
上述规律得到了地下水矿化度、水质类型等分布规律的进一步佐证。韩庄井田一带存在着中奥陶统灰岩含水层高矿化度中心，矿化度在2000mg/L 以上：太原组含水层中，这一地带矿化度最高，在1500mg/L 以上；在山西组含水层中，这一地带矿化度最高，在1000mg/L 以上。这一高矿化度区带与主煤层高含气量地带在空间分布上高度一致的规律，进一步揭示出地下水缓流或滞流对煤层气保存富集的重要作用[2]。
需要指出的是，沁水盆地北端煤层气的富集，是以上诸因素综合作用的结果，只有多种因素的有效配置，才能形成富集的煤层气藏，在进行选区评价和勘探部署时，一定要全面考虑可能影响含气量的各种因素。
5 勘探中存在的问题及对策
从1997年中国煤田地质总局施工HG1号煤层气探井揭开该区的煤层气勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以说取得了阶段性进展，但客观地讲，该区勘探开发的进程缓慢，究其原因，除和近年来煤层气产业发展的大气候有关外，还和对该区的地质规律认识水平以及采取的煤层气完井方式及工艺有一定的关系。
1996～1997年由中国煤田地质总局施工的4口井均布置在韩庄精查区内，由于韩庄精查勘探就是由煤炭队伍完成的，对地质资料的占有和研究程度都很高，因此在井位选择上非常成功，煤层厚度、含气量等主要参数都非常乐观，特别是生产试验井HG6井压裂后，单井排采最大日产气量达到1300m3，现在回过头看，该井应该是比较成功的，但限于当时对煤层气理论的认识水平和工程技术的局限，如钻井过程中对储层污染的重视不够，排采中没建立合理的排采制度造成煤层吐砂、埋泵等事故。中联公司施工的1号探井由于选在煤田勘探空白区内，加上由于地层涌、漏水等原因，并未达到预期目的，而3口井的小井组由于受当时勘探思路的影响选择在构造高点，加上对该区的水文地质条件研究不够，正好打在了富水区内，在排采过程中由于裂隙水补给充分，液面长期稳定，加上当时其他因素，最后不得不终止作业。
水平井技术是最近几年在美国、加拿大、澳大利亚等国家兴起的一项有效的煤层气增产技术，远东公司在分析总结了该区以往地质和勘探资料的基础上，决定实施羽状水平井以期取得突破，从完成的3口井的情况看是比较成功的，但由于羽状水平井作业成本高，因此在实施之前对综合地质的研究，包括煤层的机械物理性能、可钻性、水文地质特征等非常重要，同时对井眼轨迹区构造的控制（如实施三维地震勘探等）也非常重要。此外，由于涉及多个工种，煤层气羽状水平井的施工也是一个系统工程，有效科学的组织管理将会事半功倍。
6 结论
沁水盆地北端煤储层厚度大，埋深适中；煤的热演化程度较高，已进入生气高峰，煤层顶底板封闭性能好，含气量高；煤储层裂隙较发育，孔隙以小孔和微孔为主，渗透性较好；煤的吸附性能强，但含气饱和度偏低。总体来讲，该地区煤层气开发条件良好。
煤层气的富集受诸多地质条件的控制，是各种因素有效配置的结果，在这些地质因素中，煤的热演化史和埋藏史起着主导作用。其他因素如顶、底板的封盖性能、水文地质条件、埋深等也都影响着气的富集，在选区和勘探部署时要综合考虑各种因素。在增产措施的选择上，建议采用传统垂直井压裂和羽状水平井并用的方针，同时尝试近年来效果好的清洁压裂液、氮气泡沫压裂等先进的工艺和技术。
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[8]周志成，王念喜，段春生等.1999.煤层水在煤层气勘探开发中的作用.天然气工业，19（4）：23～25
⑷ 煤层气地质理论研究
我国煤层气地质研究是从20世纪80年代开始的。煤层气研究者根据中国煤层气的地质特点，对煤层气理论开展了广泛的探索。探讨了煤层气热演化生气理论、高煤阶构造抬升盆地煤层松动理论，提出了“五类生储盖组合形式”、“有效盖层厚度控气”的观点，并对中国煤层气聚集区进行了划分，据此对我国煤层气富集分布规律进行了有益的探讨。开展区域性煤层气成藏条件综合研究，初步提出我国构造、沉积、水文地质条件的控气作用类型。对煤层气可采性标志和控制因素进行了较为深入的研究，提出了“煤化作用阶跃式控气”、“地应力与煤储层渗透性定向耦合”等新的学术思想。在国际上率先建立起煤层气地质演化史反演的思路与模型，探讨了煤－水－气三相耦合岩石力学与渗流力学的机理，初步剖析了煤储层中甲烷－二氧化碳－氮气三元气体吸附的物理化学实质。率先提出煤层气有利区带“递阶优选”理论和数学模型以及经济评价的新思路，开展了对煤层气地面开采技术的理论探讨，并在沁水、柳林、韩城、铁法等地煤层气勘探实现的突破中发挥了重要引导作用［122］。
迄今取得的煤层气地质理论研究成果有:高煤阶区用煤层松动理论在构造抬升盆地寻找高产富集带;中低级煤阶区用应力场、水动力场、构造发育与煤热演化特征、封盖条件等控气因素等认识寻找高产富集区块;用煤显微组分、光亮度等划分厚煤层相带，解决层内非均质矛盾［123］等方面，这些研究成果都有效地指导了煤层气勘探实践。通过一系列的试验和实践，有关专家在煤层气地质理论方面认为:我国煤层气勘探主要应集中在如下区域:中高阶煤找区域热变质、割理发育、承压水封闭的饱和吸附带;低煤阶找厚煤层、深盆浅层、封盖条件好的高渗区［124］。
⑸ 煤层气勘探开发技术研究
我国从20世纪80年代开始，积极引进美国的煤层气开采技术，进行勘探开发试验专，但效果不理想。90年代后属，国内一些勘探部门也投入一定的力量进行煤层气技术攻关研究，也未能实现煤层气开发的大规模突破。主要原因是我国煤层气的地质条件不同于美国。我国煤层气储层与美国相比，具有低压、低渗透和低饱和的特点，煤层气地质条件复杂，开采难度大。美国的煤层气主要产于中生代白垩纪地层的中等变质程度的中煤阶煤层。我国虽然高中低煤阶的煤层均含有煤层气，但埋深2000m以浅的煤层气主要赋存在古生代石炭纪—二叠纪高变质程度的高煤阶煤层中。美国在煤层气开发技术方面取得的经验，不能完全适用于我国煤层气的勘探开发。在煤层气开发中，对我国煤层气地质赋存特点和复杂性认识不够，勘探开发技术研究不够。因此，应结合我国煤层气的地质特性，借鉴美国、加拿大等发达国家煤层气勘探开发实践经验，加大煤层气勘探开发技术研究，提高煤层气产量和采收率。
⑹ 控制煤层气富集的地质因素有哪些
如果进了地质行业，那么地质学还是会比地球物理和煤及煤层气要好，因为地质行业还是学地质的说了算，地物和其他的只是辅助性的，而且单位老总大部分是学地质的，而地球物理大多是总工，煤及煤层气就不说了，
⑺ 煤层气地面开发技术
综合国内外煤层气产业化发展历程，煤层气开发领域逐渐扩展，已从最初的中煤阶气肥煤逐步扩展到低煤阶褐煤和高煤阶贫煤、无烟煤；同时，煤层气开发技术也不断发展，初步形成针对不同地质条件下煤层渗透性、力学性质、井壁稳定性的煤层气开发技术系列，针对中国煤层气地质特点（表8-12），逐步探索适合我国煤层气勘探开发的工艺技术。
1.中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
低煤阶区煤层渗透率一般大于5×10-3μm2，中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5×10-3μm2。对于此类高渗煤层的煤层气开采，不需压裂改造（低煤阶煤层机械强度低，压裂易形成大量煤粉堵塞割理），可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式，根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴，扩大煤层裸露面积，提高单井产量；同时对高渗透煤层采用空气钻井，既可提高钻速，又可有效减小煤层污染。
（1）煤层气空气钻井技术
空气钻井的主要优点是可实现欠平衡钻井，煤层损害小、钻速快、钻井周期短，综合钻井成本低。但空气钻井也存在局限性，并不是任何地层都适用。由于空气不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时，岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会黏附在一起在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来，当填充环空时，阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此，空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
（2）煤层气洞穴完井技术
裸眼洞穴完井作为一种新兴的完井方法，目前在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了意想不到的良好效果，特别是在高渗透率、超高压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。该技术在2007年新疆昌吉地区昌试1井进行了试验，取得了一定的效果。
2.中高煤阶中渗区大井组直井压裂技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5～5 ×10-3 μm2 ，采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，实现大面积降压后，煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。同一口井比未压裂时的产量提高数十倍。适用于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南缘、二连盆地等。
3.中高煤阶多分支水平井技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著。同时，对于低渗（<0.5×10-3μm2）薄煤层（<2m）地区，也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。经试验晋城地区樊庄区块羽状水平井单井平均日产气1.6×104m3，潘庄地区单井日产量达10×104m3，比单井直井产量平均提高6～10倍。适用于沁水盆地南部、宁武盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘中高煤阶区。
表8-12 煤层气勘探适用技术分析表
4.U型钻井及水平井钻井技术
钻遇煤层水平段长1～2km，然后与另一直井进行末段两井间穿针对接，比单井直井产量提高2～3倍。适用于沁水盆地南部、宁武盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、准噶尔盆地东南缘、吐哈盆地三塘湖等中高煤阶区。
5.超短半径水力喷射钻井技术
在煤层中分几段沿360°方向水力喷射钻进100～200m，单井产量可提高2～5倍。适用于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、阜新盆地、霍林河盆地、准噶尔盆地东南缘等各类煤阶煤层分布区。
⑻ 煤层气开发概况
自20世纪90年代后期以来，中联煤层气有限责任公司、美国美中能源公司、中国石油勘探开发研究院廊坊分院、中国石油化工集团中原油田等单位分别在沁水盆地的潘庄区块、屯留区块、寿阳区块、樊庄区块、和顺区块进行了为期13年的勘探和开发试验工作，取得了良好的勘探成果。截至2006年年底，已获煤层气井组产能并实现利用的地区包括:中联煤层气有限责任公司沁南枣园井组(15口井);中联煤层气有限责任公司沁南潘河示范区(260口井，其中已完成40口井集输)，实现产能1.5×108m3/a;中联－萨摩亚美中能源潘庄试验区(150口垂直生产井和6口多分支水平)。上述地区均已建设压缩气站，成功实现了煤层气的产供销。中国石油化工集团樊庄开发区(200口井)，产能已达1.3×108m3/a。通过大量的煤田地质勘探和近几年的勘探和生产试验，基本查明了该区煤层气资源丰富、含气量高、渗透性好，是目前我国具有煤层气商业开发价值的地区，其中潘庄区块有望成为我国第一个煤层气商业开发区块。潘庄位于晋城市辖区，合同区已经与柿庄南项目一起获得了国家批准的煤层气探明地质储量。此项目外方作业者为萨摩亚美中能源有限公司(美国)，中方国内合作伙伴是晋城煤业集团。该项目在原有7口井井组试采和储量报批的基础上，现已委托有关部门编制总体开发方案和环境评估报告，并进行了市场调研。已完成150口垂直井和6口多分支水平井的钻井，大部分垂直井进行了压裂和排采，建成了压缩气站，煤层气用于供晋城市民用以及气田发电。水平井单井日产气量超过9×104m3［144］。
国家发展改革委《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》中提出:沁水盆地煤层气产业基地力争到2010年，建成产能39.5×108m3，产量30.5×108m3，累计新增探明地质储量1500×108m3。主要规划项目有:沁南、樊庄、晋城矿区、柿庄、寿阳、潘庄、大宁、端氏。截至2008年年底，沁水盆地共施工各类煤层气井约2000口，单井产气量平均500～4000m3/d。其中潘1井、TL-007井、TL-006井、TL-003井等均出现突破10000m3/d的产气高峰;TL-007井最高产气量高峰达到16000m3/d。沁南煤层气产能已达5×108～6×108m3/a。考虑山西省内外对煤层气的需求及规模开发效益，对沁水盆地进行日产400×104m3(按现在生产现状，2000口井，单井2000m3/d)和日产924×104m3(按“十一五”规划产量30.5×108m3计算，年生产天数330d)规模的两种开发方案的技术经济评价，为沁水盆地煤层气产业化可行性提供决策依据。
⑼ 煤层气地质评价
煤层气综合地质评价是分阶段的，包括区域预评价、勘探阶段地质评价和开发阶段评价等。由于不同阶段评价所依据的资料可靠程度和详细程度不同，造成评价的具体内容和结果有所差别。
7.1.1 煤层气地质评价的主要内容
煤层气综合地质评价涉及煤层气地质学的所有内容，必须对控制煤层气赋存的地质因素和储层进行系统的描述。煤层气可开发性最为关键的控制因素有6个：①沉积体系和煤层空间展布；②煤级；③含气量；④渗透率；⑤地下水动力条件；⑥构造背景。这6个因素的相互作用和匹配决定了煤层气的可开发性。综合地质评价实际上就是以6个因素及其相互关系的研究为主要内容，同时兼顾其他因素。因此综合地质评价大体可从以下两方面进行。
7.1.1.1 地质背景
通过已有的生产、科研资料和初步的野外及室内工作，了解煤层气赋存的区域和局部地质背景，是煤层气综合地质评价的基础工作。
1）层序地层学研究：层序地层学研究是通过地质、测井和地震资料对含煤岩系的地层层序和沉积环境进行详细研究，识别和划分出层序、副层序和体系域。层序地层学研究的目的是提供精细的煤岩层对比，查明煤层形成的控制因素和时空展布规律。
2）构造地质学研究：构造作用控制沉积环境、局部气候和生物的分区，因此直接或间接地控制着煤层气的形成与聚集，是煤层气赋存和产出的主控因素。其研究主要包括地层的产状；断层的性质、位置、大小、产状、封闭性和形成时期；褶皱形态、产状和形成时期；裂缝系统，如节理、割理等的特征；煤体结构类型及其空间展布规律。现代构造应力场的方向和大小与煤层气储层的关系密切。如果现代构造应力场最大主应力方向与裂隙的走向一致，则该方向的渗透率最高；如果最大主应力方向与裂隙走向垂直，则渗透率急剧降低。
3）水文地质研究：与常规油气开发不同的是煤层气的开发必须首先排水降压，因此查明地下水的赋存状态和分布规律直接影响到煤层气的开发成功与否。水文地质学的研究包括：含水层的分布与含水性、地下水的补给情况及其压力分布、水的矿化度及其水化学特征等。地下水的运移对煤层气的赋存存在两方面作用：一是水力运移造成煤层气逸散，最常见的是导水性断层的存在沟通了煤层与含水层，造成煤层气的散失，我国的太行山东麓、鲁西南等地区均存在此类情况；二是地下水的运移可以造成煤层气的富集与封堵，美国圣胡安盆地水果地组的高渗、高压带即属此类情况。
4）其他研究：包括沉积演化史、埋藏史、构造演化史（煤的热演化史）与火成岩的影响等。
总之，区域地质背景研究是一项涉及多学科、多手段的综合性研究，旨在查明煤层气的生成、赋存、运移与产出的控制因素，从而优选出有前景的勘探区带。
7.1.1.2 储层描述
储层描述是通过一系列参数对储层进行定性和定量描述，查明储层的空间展布特征，并通过储层模拟了解煤层内气、水的运移及产出状态，为勘探开发提供依据。
1）煤的吸附、解吸特征：一般采用Langmuir方程描述煤的吸附特征，通过吸附等温线和Langmuir体积、Langmuir压力、临界解吸压力、含气饱和度进行描述。
2）孔隙特征：由孔隙度、孔隙体积压缩系数和孔隙结构等参数描述。
3）渗透率：渗透率是决定煤层气开发成功与否的关键参数，绝对渗透率与相对渗透率的空间变化规律是煤层气勘探开发必须获得的参数。这些参数可通过实验室测试、试井或储层模拟获得，但以试井获得的渗透率最为可靠。
4）储层压力和温度：储层压力和温度是控制煤层气运移和产出的重要参数，通常由试井获得。
5）储层数值模拟：储层数值模拟是运用煤层气储层模拟软件，模拟原始状态下气水在煤层内的运移和产出状态、全面了解储层性质和开发动态的一种技术，包括历史匹配、敏感性分析和产量预测3方面的内容。
7.1.2 地质评价的内容和原则
区域地质评价阶段是根据已有的生产和科研资料，对含煤盆地或含煤区进行煤层气开发潜力的初步评价，优选出有利的投资地区。
7.1.2.1 区域地质评价的内容
1）资料收集与野外调研：对研究的含煤盆地或含煤区已有的实际资料进行全面收集，主要包括：基础地质资料、煤资源量资料、气资源量资料和储层特性资料4个方面。野外调研包括露头及井下地质剖面的实际观测和取样。
2）室内资料整理和分析：从收集到的和实测的各方面资料中提取出有用的地质参数，建立符合研究区实际情况的预测评价模型，即各种评价参数的适用性、评价原则和评价标准等。
3）初步评价：根据已经建立的评价模型，进行全面的煤层气开发潜力评价，优选出煤层气勘探开发区的有利远景区。
4）前景勘探区的确定：通过各种图件（煤厚等值线图、含气量等值线图、煤级图、埋深图等）分析，从远景区中优选出有利区块，供进一步勘探。有利勘探区块的优选主要从以下几方面入手：
a.煤层气含量：确定富含煤层气的煤层及其厚度，由解吸实验确定煤层气含量及其分布规律，圈定煤层气风化带，确定可能的气藏范围并计算远景资源量。
b.确定可渗透储层：根据煤中裂隙的描述、测井资料、构造曲率分析及构造应力分析等确定渗透性较好的储层。
c.水文地质条件分析：查明煤岩层含水性、径流条件、煤岩层之间的水力联系，获取水文地质参数。在某些地区水文地质条件可能是控制煤层气开发的主要因素，因为地下水的运移不仅能导致煤层气的逸散，而且更重要的是导致煤层气的富集。
5）综合评价：确定可供勘探的有利区块和煤层，提出勘探井位。
7.1.2.2 评价原则
煤层气区域地质评价应以高资源丰度、高渗透性为原则。具体为：
1）煤层厚度与含气量：煤层越厚，层数越多，含气量越高，越有利于煤层气的勘探开发。
2）裂隙发育情况：渗透率的高低，发育完好的裂隙和割理系统预示着渗透性好。以原生结构煤与碎裂煤的渗透性最好。
3）后期构造作用：后期构造作用越强烈，煤体结构破坏越严重，越不利于煤层气的勘探开发。
7.1.3 勘探阶段地质评价
在区域地质评价提供的远景区块布置探井，通过钻井测试作业得出更为可靠的储层参数，根据这些参数对探区进行勘探阶段的地质评价。进一步认识探区内煤层气的开发潜力，优选出最佳区块。勘探阶段通常要完成以下任务：
1）取全目的层煤心：对煤心进行含气量、吸附等温线、镜质组反射率、工业分析、元素分析、孔隙度、渗透率和孔隙体积压缩率等测试。
2）测井：至少应进行密度、伽马、电阻率、微电极和自然电位等测井，由此可精确识别煤层及其厚度、深度、密度、孔隙度及灰分含量等。
3）试井：由此可获取试井渗透率和原地应力等参数。
通过以上获得的参数可对煤层气的开发潜力做出较为可靠的评价，同时还可运用储层模拟软件对主要参数进行敏感性分析，确定影响煤层气产量的主控因素，指导下一步的勘探开发。
7.1.4 初期开发试验阶段地质评价
与常规油气不同，经过上述两个阶段的评价，还不可能充分认识煤层气的开发潜力，必须进行正式开发前的小规模试验性开发，即初期开发试验。该阶段是在最有利区块内部进行小井网试验性开发作业。因此初期开发试验阶段的主要任务为：①通过长期连续的排采作业，建立气、水产量与压力和时间的关系剖面；②形成井间干扰，了解储层的渗透性以及渗透率的各向异性；③由储层模拟技术进行井距、完井方式的优化分析；④经济分析。
随着开发井的完成以及试生产，更多、更全面的评价参数使我们对储层以及储层内流体的认识越来越深入。因此，初期开发试验阶段的地质评价已不再是区域评价阶段的有利区块选择和勘探阶段的储层精细描述，而是产能的预测。主要评价参数是煤层气井经过强化处理后获得的产出速率。产出速率的评价标准因受煤层气市场价格、工艺水平和生产成本的限制，不同国家、不同地区不尽相同。我国GBN270-88（天然气工业标准）规定：产层埋深小于500 m时，产气量下限为500 m3/d；产层埋深500～1000 m时，产气量下限为1000 m3/d。根据国外标准，结合煤层气的生产成本，将煤层气产出速率的下限初步确定为：埋深在500 m以浅，产气速率为1000 m3/（井·d）；埋深在500～1000m，产气速率为2000 m3/（井·d）。
其次是产能预测。根据实际生产数据和储层模拟软件的模拟，预测未来气，水产量和压力分布，对整个气田进行综合评价。
⑽ 煤成（型）气地质研究及勘探开发简况
1.2.1 世界煤层气开发利用历史与现状
1920年和1931年，美国在粉河盆地（Powder River Basin）中部的怀俄德克煤层和阿巴拉契亚北部比格郎气田的匹兹堡煤层先后打出3 口煤层气自流井。20世纪50年代以来，菲利浦石油公司参与圣胡安盆地（San Juan Basin）的煤层气开发，在水果地组煤层打出一大批气井，其中大多数井均获成功。在此期间，采用常规油气理论为指导进行钻井。进入70年代，在全球能源危机的影响下，美国能源部做出了开展包括煤层气在内的非常规天然气回收研究的决定。从1978年开始对美国16个含煤盆地进行了长达8年的煤层气研究。研究过程中对煤层气的储集和运移机理、生产方式和开采工艺有了进一步的认识，先后对14个盆地做出了资源量计算。
20世纪80年代初，美国对煤层气的开发利用取得了重大突破，尤其在圣胡安盆地和黑勇士盆地（Black Warrior Basin）取得了商业性开发的成功（杨锡禄等，1995）。1986年以后，在取得东部浅层含煤盆地煤层气开发经验的基础上，美国对西部深层含煤盆地展开了研究，并取得了明显的开发效果（张武等，2000）。
美国煤层气工业在近几年来取得长足进步的关键是对含煤盆地进行了系统、全面的地质综合评价，尤其是在黑勇士盆地、皮申斯盆地及圣胡安盆地开展了大规模的研究和开发试验，根据各地的经验，提出在选择勘探、开发煤层的有利区块进行地质综合评价时，应考虑一系列地质因素，即气含量、渗透性、煤阶、煤层的物理性质、煤层厚度、埋深、地温梯度、地应力、顶底板岩层特征、沉积环境及构造条件等（叶建平，2006）。其中，煤层厚度、煤阶、气含量、渗透性、埋深和构造条件是选择煤层气开发有利区块时必须优先考虑的因素。
美国煤层气勘探开发情况代表了世界煤层气工业的发展状况。近年来，澳大利亚的煤层气勘探工作也十分活跃，主要集中在东部的几个二叠纪-三叠纪含煤盆地，包括悉尼（Sydney）、冈尼达（Gunnedah）、博恩（Bowen）等盆地，其中博恩盆地的一些井经过测试已经转化为生产井。2000～2001年度，仅博恩盆地用于煤层气勘探的费用就达4440万美元，占该盆地全部勘探费（1.2 亿美元）的37%。昆士兰天然气公司已经在靠近Chianchill的Argyle-1井成功进行了煤层气生产，日产量超过2.823×104m3，煤层气的勘探开发已经成为昆士兰石油和天然气工业的基本部分。但直到目前，澳大利亚的煤层气生产还是以矿井煤层气抽放为主，生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。澳大利亚煤层气勘探开发进展较快，主要原因有三：一是澳大利亚煤炭及煤层气资源丰富；二是几个主要含煤盆地离东海岸人口密集区较近，具有潜在的煤层气销售市场；三是在勘探过程中借鉴了美国的成功经验，并与本国的客观地质情况相结合。
除了美国和澳大利亚，世界上其他30多个国家和地区也开始进行煤层气的勘探和开发工作，但是仅有少量的国家能进行成功的煤层气规模开发，主要原因有三：一是煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作往往需要很大的资金投入，如果没有税收政策上的优惠，很难吸引资金；二是除美国外，各国不能彻底解决各自的具体技术问题；三是煤层气本身的特殊性，即从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间。
1.2.2 我国煤层气开发利用历史与现状
我国煤层气勘探开发起步较晚，20世纪70年代末至90年代初，我国仍以煤矿安全为主要目的进行瓦斯抽放，部分矿井同时进行煤层气开采试验。1980年，我国的瓦斯抽放量已达到2.934×108m3，其中1000×104m3以上的矿井就有5个。1985年，国家经委修订了《资源综合利用目录》，将瓦斯列入废弃能源，1996年又把煤层气开发和煤层气发电列入该目录。1992年，煤炭部门与联合国开发计划署（UNDP）签订协议，投资1000万美元进行试验，该项目包括松藻矿务局、开滦矿务局、铁法矿务局和煤炭科学研究总院西安分院的4个子项目，主要目的是为我国发展煤层气工业引进技术和设备。这一阶段主要借用美国的技术和经验，但对于地质条件复杂的中国含煤区不太适用，因此未获得突破性进展，但是通过试验，对我国煤层气勘探开发情况取得了一定的认识，为后来的煤层气勘探开发奠定了基础。
从20世纪90年代初开始，我国开展了煤层气的勘探试验，取得了实质性的突破与进展。1990年以来，全国已有30多个含煤盆地进行了煤层气勘探钻井，取得了一批储层测试参数和生产参数，在一些地区甚至获得工业气流。为了加快我国煤层气的开发，国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“九五”和“十五”国家科技攻关项目中都设立了煤层气研究和试验项目，同期，国家计委设立了“中国煤层气资源评价”国家一类地勘项目。为了推进煤层气的产业化进程，2002年，国家“973”计划设立了“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”项目，从基础及应用基础理论的层面对制约我国煤层气发展的关键科学问题进行系统研究，并将其成果应用于煤层气的勘探开发中。到目前为止，我国施工煤层气井270余口，共有31个区块进行过不同程度的试验，主要集中在华北、东北和华南聚气区，建成煤层气井组12个；探明煤层气地质储量10.23×1012m3，中联煤层气公司和煤炭科学研究总院西安分院新一轮全国煤层气资源预测显示，我国煤层气总资源量为31.46×1012m3。
1999～2002年，由东煤107队于辽宁省阜新盆地共施工了8口煤层气地面开发井，为阜新市提供日产气量为2×104m3以上的居民生活用气，标志着我国煤层气地面钻井商业开发实现了零的突破。2005年，山西省晋城地区投入2.37亿美元建设的国内第一个煤层气综合开发利用示范项目开工，预计2008年建成投产。该项目通过地表向地下煤层钻孔，每年抽取煤层气大约1.66×108m3，供应当地工业、商业用户和居民作燃料，并建设一座12×104kW的煤层气发电厂。
1.2.3 我国煤层气勘探开发的进展与趋势
2004～2006年，在国家发展和改革委员会、国土资源部、财政部联合组织下，开展了全国新一轮煤层气资源评价，中联公司、中石油、中石化和中国矿业大学等单位承担了具体评价任务。评价中首次考虑了褐煤中的煤层气资源，首次进行了全国重点矿区煤层气资源评价。
截至目前，我国煤层气探明地质储量为1023.08×108m3。其中，以地面开发为主探明储量为754.44×108m3，以矿井抽放为主探明储量为268.64×108m3。
1.2.3.1 煤层气地面商业性开发取得历史性突破
自2000年阜新矿区实现小规模煤层气地面商业性开发以来，我国在山西南部无烟煤地区数个区块又取得地面商业性开发的突破，昭示出中国特有的煤层气地质特色和商业性开发前景。
1）辽宁阜新刘家井组煤层气开发工程：1999～2002年，阜新矿区刘家井田施工煤层气井8口，形成小型开发井网，单井平均产气量0.3×104m3/d左右，最高达0.6×104m3/d，并于2003年3月1日正式向阜新市区供气，日均供气约2×104m3，在我国率先实现煤层气地面商业性生产。
2）山西沁水枣园井组煤层气开发试验工程：该工程共有生产试验井15 口，建有日发电400 kW的小型煤层气电站，2003年4月开始向外供气。
3）山西晋城潘庄煤层气地面开发工程：该工程2003年施工30口开发井放大试验并开始商业性生产，目前已形成210口井的开发规模，其中110口已投入生产。日产气量30×104m3，单井最高产量1.3×104m3，形成了年产1.5×108m3煤层气的生产规模。目前，生产的煤层气除就地发电、居民供气、汽车燃料外，已销往郑州、长治、安阳等地作为民用或工业用气源。
4）山西晋城潘河煤层气开发利用先导性试验工程：该工程计划施工900口煤层气井，分3期完成。2006年完成第一期施工150 口煤层气生产试验井，计划建成年产煤层气约1×108m3的生产示范基地。该基地已于2005年11月1日正式开始对外供应压缩煤层气，日产气约7×104m3。
1.2.3.2 煤层气勘探与开发试验活动更为活跃
至2006年8月底，我国完成的煤层气井数约650口（图1.1），其中80%以上分布在山西和陕西两省。20世纪80年代以来，全国投入煤层气勘探开发资金达21亿～22亿元人民币，引进外资约1.8亿美元。在2000年以前30余个勘探或开发试验区的基础上，近年来进一步扩展了新的区块，目前正在进行作业的区块达到20余个，开发试验规模和技术水平都有极大提高，对外合作也取得新的进展。目前，全国已登记的煤层气区块共64个，各方参与煤层气勘探开发活动的热情空前高涨。
图1.1 中国各时期煤层气钻井数
（据叶建平，2006）
除前述4个已进行商业性开发的项目外，目前正在进行的勘探与开发试验的区块有20余个，如中联公司自营或与地方合作的端氏、韩城、鹤岗、沈北等区块；与国外公司合作的淮南潘谢东、保德、沁源、寿阳、丰城、乌鲁木齐白杨河、盘县青山、云南老厂等区块；中国石油天然气集团自营的大宁-吉县、宁武、郑庄、樊庄、乌鲁木齐等区块；晋城兰焰公司自营的潞安屯留、郑庄、成庄、赵庄、胡底等区块。此外，国内某些大型煤炭企业也积极开展煤层气地面抽采工作，如铁法、抚顺、淮南、平顶山、焦作、潞安、松藻等。上述工作成效显著，如在韩城、晋城潘庄、盘县青山等地打出了煤层气自喷井，揭示了这些地区煤层气资源开发的巨大前景。
在上述区块中，有五大项目即将投入开发试验：①韩城项目施工直井11口，加上前期6口煤层气井（平均产气量0.1×104m3/d），组成韩城开发试验区；②晋城端氏区块施工多分支水平井2口，经过排采试验，单井产气量已达1×104m3/d左右；③晋城大宁区块施工多水平分支井5口，其中2000年底投入排采试验的DNP02井产气量稳定在2×104m3/d左右；④晋城樊庄区块计划施工200口直井形成煤层气开发区，目前数十口井开始进入排采试验；⑤大宁-吉县形成了由34口直井和1口多分支水平井组成的开发试验井网，正在排采试验，已取得单井（0.1～0.28）×104m3/d的试验成果。
我国自与美国德士古公司于1998 年签署国内第一个煤层气产品分成合同（淮北项目）以来，目前先后已与16家外国公司签订了27个煤层气资源开采产品分成合同，合同区总面积超过3.5×104km2。截至2005年底，对外合作区块内已施工各类煤层气井254口，压裂排采204 口，施工二维地震2065 km，建立了潘庄、柿庄、保德、三交、寿阳、淮北、丰城、恩洪等先导性开发试验井组，获得了具有商业价值的煤层气产量，国际合作成效显著。
1.2.3.3 煤层气勘探开发技术进展
经过20余年来的研发和实践，我国已形成了从煤层气资源评价、地质选区、勘探至地面开发的完整技术方法体系。近年来，在某些关键技术上又有了新的突破。
1）基于动力学条件的有利区带优选技术：该项技术包括两个方面，一是煤层气储层弹性能聚散程度的三元判识标志，用于煤层气成藏效应的预测；二是煤储层弹性能能量聚散模式，形成了基于该模式的煤层气有利带动力学定量预测方法。采用三元判识标志，将煤层气成藏效应分为3个级别组合和27个类型，有关方法在沁水盆地煤层气富集高渗动力学条件发育区预测中得到了验证，形成了适用于我国地质条件的煤层气有利区带先进预测技术。
2）煤层气地震勘探技术：在传统的二维和三维地震勘探技术的基础上，开发了三维P波煤层气地震勘探技术，提出利用“两个理论、六项技术”来指导煤层气藏勘探。六项技术包括地震属性技术、地震反演技术、方位AVO技术、方位各向异性技术、煤层厚度非线性反演技术和基于MAPGIS的多源信息预测技术，以岩性地震勘探为核心，形成了先进的煤层气地震勘探技术系列，并在煤层几何形态和裂隙发育程度等的探测中取得了良好的应用效果。
3）煤层气井空气/雾化钻井技术：结合中国煤层气地质特点，在引进美国相关技术的基础上进一步研制出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术。目前，该项技术已在沁水盆地南部潘河国家煤层气开发示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5 d，降低了施工成本，避免了钻井液对储层的伤害。
4）多分支水平井钻井、排采技术：2004年11 月，我国第一口煤层气多分支水平井投入生产，煤层中水平井眼总进尺8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，实现了煤层气开发工艺和产能的双重突破。截至目前，国内已有14口多分支水平井施工完毕。大宁井田完成3口多分支水平井，目前正在排采；端氏区块实施2口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上，并首次实现双主支多分支水平井钻进记录；武M1-1多分支水平井，在煤层中进尺达6088m；大宁PSC项目，首次实现9000 m总进尺的水平定向钻进记录；寿阳区块多分支水平井3口，正在排采试验。该项技术在我国的应用成功，为我国低渗煤层的煤层气高效开发提供了新的技术途径。
5）注入二氧化碳增产技术：在“十五”期间，国内开展了注入二氧化碳提高煤层气采收率的先导性试验，研究了适合于我国地质特点的工艺参数，取得了显著的增产效果。2004年4月，完成了山西南部TL-003井的现场二氧化碳注入试验，为我国煤层气产业可持续发展、二氧化碳地下储藏等提供了先进的技术储备。
6）氮气泡沫压裂技术：氮气泡沫压裂技术主要适应于低压、低渗、强水敏性的煤层。潘河项目完成了2口井的氮气泡沫压裂施工，成功地将单井煤层气日产量提高了3倍左右。潘庄项目进行了氮气泡沫压裂对比试验，试验井煤层气日产量比参照井提高了1倍左右。在韩城开发试验项目中，通过氮气泡沫压裂技术的实际实施，分析了该项技术对特定煤层气地质条件的适应性，为我国应用此项技术积累了宝贵经验。
1.2.4 我国煤层气研究及勘探阶段
我国煤层气勘探开发起步较晚，从20世纪50年代开始至今，大体可分为3个阶段。
1.2.4.1 煤矿瓦斯井下抽放与利用阶段
自20世纪50年代开始到70年代末，我国煤层气勘探开发的主要目的是为减少煤矿瓦斯灾害而进行的煤矿井下瓦斯抽放与利用。我国煤矿井下抽放煤层气已有较长的历史。1980年，煤层气抽放量已达2.934×108m3，其中0.1×108m3以上的矿井就有5个。1996年，抽放量达6.338×108m3，抽放量在0.1×108m3以上的有16个矿区。这些对于减少井下瓦斯事故、保护环境及改善能源结构均有重要意义。瓦斯抽放也是煤层气开发的一项有效技术。
1.2.4.2 煤层气勘探开发试验初期阶段
20世纪70年代末至90年代初，我国以煤矿安全为主要目的，部分矿井同时进行煤层气开采试验，并进行了水力压裂试验和研究。这一阶段主要是借用美国的技术和经验，但对于我国地质条件复杂性研究不够深入，因此未获得突破性进展。但是也在煤层气的勘探开发取得了一定认识，积累了一些经验，学到了一些先进技术。
1.2.4.3 煤层气勘探开采试验全面展开阶段
20世纪90年代初至今，我国从优质能源的利用出发，开展了煤层气的勘探试验，取得了实质性的突破与进展。石油、煤炭、地矿系统和部分地方政府积极参与这项工作，并在20世纪90年代初成立了专门的煤层气研究机构，许多国外公司也积极在中国投资进行煤层气勘探试验。1990年以来，我国已有30多个含煤区煤层气勘探钻井，已钻成勘探和生产试验井119口，取得了一批储层测试参数和生产参数，并在柳林、晋城、大城及铁法等含煤区获得了工业气流。这一阶段我国的煤层气勘探，无论是地质选区评价，还是工艺技术都有了突飞猛进的发展，取得了实质性的突破，但对我国复杂地质条件下煤层气的富集高产规律认识还不够深入，工艺技术还未完全过关，煤层气地质选区评价仍是此阶段首要的研究课题。
1.2.5 煤成气地质研究与开发简况
煤成气也是一种非常重要的天然气，世界上很多国家在开采煤成气。我国一些大型煤产地也是煤成气田，如鄂尔多斯地区、华北各含煤区，都蕴藏大量煤成气藏。例如中原油田煤成气的勘探主要集中在东濮凹陷，已找到了文23、白庙及户部寨等古生新储煤成气田和混合气田，其中文23煤成气田已探明地质储量达149.4×108m3，为中原油田的主力气田。2003年，东濮凹陷文古2 井于上古生界石千峰组3813.5～3834.3 m 井段（16.8 m/3层）进行压裂，日产天然气1.1×104m3、油7.0 m3。华北苏桥的煤成气聚集于奥陶系，中原的“文23”煤成气藏和白庙混源气藏聚集于第三系沙河街组。济阳地区的155井和孤北1井气藏聚集于石炭、二叠系储层内，而曲古1井煤层甲烷聚集于第三系沙河街组二段内。
煤成气勘探开发已经具有比较多的研究实践，国内外研究人员取得了很多研究成果（M.Teichmuller，1983；B.Waiter等，2002；杨俊杰等，1987；戴金星等，2001；张新民等，2002）。
总的看来，国内外煤成气地质研究具有如下发展趋势：①十分重视煤系有机质的来源和显微组成，并将其与生烃潜力、产气量紧密联系起来；②分析化验不断采用高新技术，如天然气中微量生物标志物的富集与分析、单体烃同位素分析及含氮化合物分析等；③采用系统动态的观点，将天然气的生运聚散作为一个动态演化的系统，对该系统的研究不断由定性、半定量向定量化发展；④模拟实验更为符合实际，不仅模拟不同显微组分的生烃演化规律，而且对煤系地层烃类的排出、二次运移至聚集的过程都进行了实验探索，获得了多项参数；⑤对煤层本身的储集性能和封盖能力有了进一步的认识。