傅雪海

(1.新疆大學(xué) 地質(zhì)與勘查工程學(xué)院，烏魯木齊 830047;2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué) 資源與地球科學(xué)學(xué)院，江蘇 徐州 221116)

我國(guó)煤層氣勘探開發(fā)現(xiàn)存問題及發(fā)展趨勢(shì)

傅雪海1，2

(1.新疆大學(xué) 地質(zhì)與勘查工程學(xué)院，烏魯木齊 830047;2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué) 資源與地球科學(xué)學(xué)院，江蘇 徐州 221116)

針對(duì)我國(guó)煤層氣開發(fā)的現(xiàn)存問題及發(fā)展趨勢(shì)，從煤層氣固溶體、煤儲(chǔ)層多相介質(zhì)、煤層氣超臨界吸附、低煤級(jí)煤含氣量、煤儲(chǔ)層多級(jí)壓力降與多級(jí)滲流、水壓與氣壓關(guān)系、動(dòng)態(tài)滲透率等方面對(duì)我國(guó)煤層氣基礎(chǔ)研究薄弱環(huán)節(jié)進(jìn)行了分析;從井間距、排采制度、鉆完井增產(chǎn)改造、適應(yīng)中國(guó)煤儲(chǔ)層物性的開發(fā)工藝、平衡開發(fā)等方面對(duì)煤層氣排采現(xiàn)存問題進(jìn)行了評(píng)述。最后指出，我國(guó)煤層氣勘探開發(fā)趨勢(shì)是由中高煤級(jí)向低煤級(jí)儲(chǔ)層、由淺部向深部、由單一煤層(組)向多煤層(組)、由地面開發(fā)向井地立體式開發(fā)、由陸地向海洋、由煤層氣單采向煤層氣與煤成氣共采的方向發(fā)展。

煤層氣;勘探與開發(fā);現(xiàn)存問題;發(fā)展趨勢(shì)

0 引言

我國(guó)埋深2 000 m以淺的煤層氣資源總量為36.81 ×1012m3，可采資源量10.87 ×1012m3，集中分布在鄂爾多斯、沁水、準(zhǔn)噶爾、滇東黔西等大型盆地［1］。2010年地面煤層氣產(chǎn)量為 15.7億 m3，利用11.8億m3，利用率78%［2］。截至2011年6月底，全國(guó)鉆煤層氣井約6 300口［3］，累計(jì)探明煤層氣儲(chǔ)量2 902.75億m3［2］。在沁水盆地、鄂爾多斯盆地、阜新盆地和兩淮盆地初步實(shí)現(xiàn)了小規(guī)模的商業(yè)化生產(chǎn)、銷售和利用。但對(duì)煤層氣固溶體的賦存形式、超臨界吸附、低煤級(jí)煤含氣量、多級(jí)壓力降與多級(jí)滲流、水壓與氣壓關(guān)系、動(dòng)態(tài)滲透率等方面的基礎(chǔ)研究還較薄弱;對(duì)煤層氣排采井間距、鉆完井增產(chǎn)改造、適應(yīng)中國(guó)煤儲(chǔ)層物性的開發(fā)工藝、平衡開發(fā)等排采制度還在探索之中。筆者對(duì)上述基礎(chǔ)研究的薄弱環(huán)節(jié)以及現(xiàn)存問題進(jìn)行分析探討。

1 現(xiàn)存問題

1.1 基礎(chǔ)研究

1.1.1 固溶體

煤層氣由吸附氣、游離氣、水溶氣三部分組成，已得到煤層氣工作者的公認(rèn)。但煤與瓦斯突出時(shí)的相對(duì)瓦斯涌出量是煤層含氣量的數(shù)倍乃至近百倍也是不爭(zhēng)的事實(shí)，如此高的倍數(shù)，就是煤層采動(dòng)影響區(qū)的煤層氣和圍巖中的煤成氣也不可能達(dá)到。顯然，艾魯尼提出的固溶體是客觀存在的，甚至在煤層氣總量中的比例遠(yuǎn)高于他認(rèn)為的替代式固溶體2%～5%、填隙式固溶體5% ～12%這一比例［4］。固溶體很可能與天然氣水化合物——可燃冰類似，在煤與瓦斯突出時(shí)被釋放出來。由此可見，固溶體亦是煤層氣的一種重要賦存方式。

1.1.2 多相介質(zhì)

煤儲(chǔ)層是由氣、水、煤基質(zhì)塊等多種物質(zhì)組成的三相介質(zhì)系統(tǒng)。其中氣組分具有多種相態(tài)，即游離氣(氣態(tài))、吸附氣(準(zhǔn)液態(tài))、吸收氣(固溶體)、水溶氣(溶解態(tài));水組分也有多種形態(tài)，諸如裂隙、大孔隙中的自由水，顯微裂隙、微孔隙和芳香層缺陷內(nèi)的束縛水，與煤中礦物質(zhì)結(jié)合的化學(xué)水;煤基質(zhì)塊則由煤巖和礦物質(zhì)組成。在一定的壓力、溫度下，電、磁場(chǎng)中各相組分處于動(dòng)平衡狀態(tài)。在排水降壓或外加場(chǎng)干擾作用下，開發(fā)煤層氣的過程中，三相介質(zhì)間存在一系列物理化學(xué)作用，其儲(chǔ)層物性亦相應(yīng)發(fā)生一系列變化，單一相態(tài)的實(shí)驗(yàn)研究很難模擬煤儲(chǔ)層的真實(shí)物性狀態(tài)。

1.1.3 超臨界吸附

平衡水條件下，煤對(duì)甲烷的吸附性呈“兩段式”演化模式。即朗氏體積先隨煤級(jí)的增大而增加，后隨煤級(jí)的增大而降低，其拐點(diǎn)(即極大值點(diǎn))大約在鏡質(zhì)組最大反射率3.5% ～4.5%這一區(qū)間內(nèi)，在褐煤和低煤化煙煤階段受煤巖組分的影響波動(dòng)性較大［5］。對(duì)于甲烷，任一埋深儲(chǔ)層溫度均高于臨界溫度，但只有當(dāng)煤層甲烷壓力(氣壓)超過4.6 MPa才真正出現(xiàn)超臨界流體，實(shí)際上在我國(guó)煤礦瓦斯實(shí)測(cè)壓力中超過此壓力的礦井是比較少的。但對(duì)于原位且處于封閉系統(tǒng)的煤儲(chǔ)層，儲(chǔ)層中水壓等于氣壓，只要煤層埋深超過500 m，煤層甲烷就可能成為超臨界流體。因此，地層條件下，煤層甲烷超臨界吸附的現(xiàn)象是存在的。

1.1.4 低煤級(jí)煤含氣量

我國(guó)煤層含氣量現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試大多是基于MT 77—84解吸法標(biāo)準(zhǔn)得出［6］。該方法對(duì)中、高煤級(jí)煤適應(yīng)性相對(duì)較好，但對(duì)于分布在我國(guó)東北、西北地區(qū)的低煤級(jí)煤而言，實(shí)測(cè)含氣量明顯偏低。這是由于低煤級(jí)煤孔裂隙發(fā)育，取心過程中在地層溫度條件下快速解吸，到地面后溫度降低，解吸速度變慢，有的甚至沒有解吸氣，所以，由解吸氣推算的損失氣也就明顯偏低。目前施工的煤層氣井，多采用美國(guó)礦業(yè)局的直接法測(cè)試，即 USBM 法［7－9］，在儲(chǔ)層溫度下進(jìn)行很長(zhǎng)時(shí)間的解吸氣測(cè)定，由于低煤級(jí)儲(chǔ)層的物性特征，其解吸氣量測(cè)值也偏低，尤其是初始幾個(gè)點(diǎn)解吸氣量低，由解吸氣推算的損失氣也就更低，且不測(cè)定煤儲(chǔ)層水中的水溶氣，所以，造成低煤級(jí)煤含氣量嚴(yán)重失真。Pratt等在儲(chǔ)層溫度和低于儲(chǔ)層溫度下進(jìn)行過平行煤樣的自然解吸，發(fā)現(xiàn)低于儲(chǔ)層溫度的煤樣損失氣低估了57%，含氣量低估了29%［10］;他分析美國(guó)粉河盆地Triton井的煤芯氣含量測(cè)試結(jié)果，認(rèn)為由于沒有將游離氣和溶解氣計(jì)算在內(nèi)，因而使含氣量被低估了22%［10］。即使采用在儲(chǔ)層溫度下解吸，損失氣量也是根據(jù)解吸氣量來推算，美國(guó)粉河盆地勘探階段煤層含氣量的估值也要比煤層氣生產(chǎn)后得到的實(shí)際含氣量低數(shù)倍［11－13］。中國(guó)煤田地質(zhì)總局1995—1998年進(jìn)行煤層氣資源評(píng)價(jià)時(shí)，就沒有涉及到褐煤［14］，其他單位和個(gè)人大多基于褐煤平衡水等溫吸附實(shí)驗(yàn)來推算褐煤的含氣量，從而計(jì)算出資源量［1，15］。因此，低煤級(jí)儲(chǔ)層中的煤層氣資源量的多少，是造成我國(guó)各單位和個(gè)人計(jì)算煤層氣資源總量差異的根本原因?；诘兔杭?jí)煤層的含水性、孔裂隙特點(diǎn)、溫度和壓力條件，及時(shí)開展低煤級(jí)儲(chǔ)層中水溶氣、游離氣、吸附氣的物理模擬與數(shù)值模擬研究很有必要［16－17］。這兩項(xiàng)模擬的特點(diǎn)，即物理模擬儲(chǔ)層條件下低煤級(jí)煤的孔隙度與游離氣的關(guān)系，數(shù)值模擬不同埋深條件(地應(yīng)力、儲(chǔ)層溫度、壓力)下煤中游離氣含量;物理模擬儲(chǔ)層條件下甲烷的溶解度與水溶氣的關(guān)系，數(shù)值模擬不同埋深、不同水分含量和性質(zhì)條件下煤中水溶氣含量;物理模擬儲(chǔ)層條件下煤對(duì)甲烷的吸附能力與吸附氣的關(guān)系，數(shù)值模擬不同埋深條件下煤中吸附氣含量。也就是說，厘定低煤級(jí)煤含氣量測(cè)定標(biāo)準(zhǔn)是我國(guó)下一步的研究方向之一。

1.1.5 多級(jí)壓力降與多級(jí)滲流

煤儲(chǔ)層系由宏觀裂隙、顯微裂隙和孔隙組成三元結(jié)構(gòu)系統(tǒng)［5］。在排水降壓開發(fā)煤層氣的過程中各結(jié)構(gòu)系統(tǒng)壓降程度不同，客觀上存在著三級(jí)壓力降，煤層氣－水的運(yùn)移也相應(yīng)地存在著三級(jí)滲流場(chǎng)，即宏觀裂隙系統(tǒng)(包括壓裂裂縫)中煤層氣的層流－紊流場(chǎng)、顯微裂隙系統(tǒng)中煤層氣的滲流場(chǎng)、煤基質(zhì)塊(孔隙)系統(tǒng)中煤層氣的擴(kuò)散場(chǎng)［18］。擴(kuò)散作用又包括整體擴(kuò)散、克努森型擴(kuò)散和表面擴(kuò)散，滲流亦存在達(dá)西線性滲流和非線性滲流。煤層氣開發(fā)，上述三個(gè)環(huán)節(jié)缺一不可，且氣、水產(chǎn)能受制于滲流最慢的流場(chǎng)。前期研究中大多忽略氣體的擴(kuò)散作用，滲流方程只考慮前兩個(gè)環(huán)節(jié)，數(shù)值模擬氣、水產(chǎn)能與實(shí)際情況相差甚遠(yuǎn)，且過于強(qiáng)調(diào)宏觀裂隙，即試井滲透率的研究，忽略煤巖體實(shí)驗(yàn)滲透率及擴(kuò)散系數(shù)的測(cè)試分析。因此，與煤儲(chǔ)層孔裂隙結(jié)構(gòu)系統(tǒng)相匹配的解吸—擴(kuò)散—滲流—紊流多級(jí)耦合問題、與煤儲(chǔ)層孔裂隙結(jié)構(gòu)系統(tǒng)相匹配的煤層氣產(chǎn)能模擬軟件，也將是下一步煤層氣勘探開發(fā)應(yīng)用基礎(chǔ)研究的方向之一。

1.1.6 水壓與氣壓的關(guān)系

煤儲(chǔ)層流體壓力由水壓與氣壓共同構(gòu)成。美國(guó)煤儲(chǔ)層壓力以水壓為主，氣、水產(chǎn)能穩(wěn)定、持續(xù);我國(guó)煤儲(chǔ)層壓力構(gòu)成復(fù)雜，氣壓占有較大比例，不同壓降階段，煤層氣、水產(chǎn)能不同，在總體衰減的趨勢(shì)下呈跳躍性、階段性變化［19］。水動(dòng)力勢(shì)是煤層氣富集和開發(fā)的最活躍因素，是儲(chǔ)層壓力或地層能量的直接反映和主要貢獻(xiàn)者;水的不可壓縮性對(duì)裂隙起支撐作用，水動(dòng)力又是煤儲(chǔ)層滲透率的維持者。我國(guó)中、高煤級(jí)煤層為相對(duì)隔水層，煤層本身的水體彈性能較低，氣體彈性能較高［20］。美國(guó)以單相水流作為介質(zhì)測(cè)試煤儲(chǔ)層壓力和滲透率的試井方法，應(yīng)用到我國(guó)以氣飽和為主的煤儲(chǔ)層肯定會(huì)存在較大缺陷，也就是說，用美國(guó)的試井方法得出的我國(guó)煤儲(chǔ)層壓力和滲透率不確切，由儲(chǔ)層壓力、含氣量和等溫吸附曲線計(jì)算的含氣飽和度、臨界解吸壓力、理論采收率同樣不確切。筆者認(rèn)為處于封閉系統(tǒng)的煤儲(chǔ)層，其水壓等于氣壓，處于開放系統(tǒng)的煤儲(chǔ)層，其儲(chǔ)層壓力等于水壓與氣壓之和。煤儲(chǔ)層壓力構(gòu)成及其傳導(dǎo)，煤儲(chǔ)層中氣、水介質(zhì)之間的相互關(guān)系控制了煤層甲烷的解吸、擴(kuò)散和滲流特征，這是目前煤層氣開發(fā)亟待解決的關(guān)鍵性問題。

1.1.7 動(dòng)態(tài)滲透率

煤儲(chǔ)層在排水降壓過程中，隨著水和氣的解吸、擴(kuò)散和排出，其滲透率存在有效應(yīng)力、煤基質(zhì)收縮和氣體滑脫三種效應(yīng)，它們綜合作用使煤儲(chǔ)層滲透率呈現(xiàn)出動(dòng)態(tài)變化［5］。其中有效應(yīng)力是裂隙寬度變化的主控因素，它的增加會(huì)使裂隙閉合，使煤的絕對(duì)滲透率下降。滲透率越低，相對(duì)變化越大，甚至?xí)p少兩到三個(gè)數(shù)量級(jí)。在排水降壓開發(fā)煤層氣的過程中，隨著水和氣的排出，煤儲(chǔ)層的流體壓力逐漸降低，有效應(yīng)力逐漸增大，煤儲(chǔ)層滲透率呈現(xiàn)出快速減少、緩慢減少的動(dòng)態(tài)變化過程［5］。氣體吸附或解吸導(dǎo)致煤基質(zhì)膨脹或收縮，可用朗格繆爾形式來描述，筆者用CO2作為介質(zhì)對(duì)不同煤級(jí)圓柱體煤樣(每點(diǎn)只平衡12 h)進(jìn)行過吸附膨脹實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明煤基質(zhì)收縮系數(shù)隨煤級(jí)的增大而減少［5］。煤層氣開發(fā)過程中，儲(chǔ)層壓力降至臨界解吸壓力以下時(shí)，煤層氣開始解吸，煤基質(zhì)出現(xiàn)收縮，由于煤儲(chǔ)層側(cè)向上受到圍限，煤基質(zhì)的收縮不可能引起煤儲(chǔ)層的整體水平應(yīng)變，只能沿裂隙發(fā)生局部側(cè)向應(yīng)變，使煤儲(chǔ)層原有裂隙張開，裂隙寬度增大，滲透率逐漸增高，且中煤級(jí)煤增加的幅度大于高煤級(jí)煤［5］。在煤的這種多孔介質(zhì)中，由于氣體分子平均自由程與流體通道在同一個(gè)數(shù)量級(jí)上，氣體分子就與流動(dòng)路徑上的壁面相互作用(碰撞)，從而造成氣體分子沿通道壁表面滑移。這種由氣體分子和固體間相互作用產(chǎn)生的滑移現(xiàn)象，增加了氣體的流速，使煤的滲透率增大，且隨著儲(chǔ)層壓力的降低，先緩慢增加，到低壓時(shí)快速增大［5］。

1.2 排采技術(shù)

1.2.1 井間距

在全國(guó)施工的眾多垂直井組中，真正實(shí)現(xiàn)井間干擾的只有沁水盆地、韓城、阜新井群(組)，其他地區(qū)的煤層氣井組要么排采時(shí)間短，要么井間距大(如寧武煤田井間距達(dá)到400 m)，均沒有達(dá)到井間干擾的目的。目前需要研究的是，垂直井組井間距及水平井分支間距與煤儲(chǔ)層裂隙方位和滲透率、與煤儲(chǔ)層水系統(tǒng)、與儲(chǔ)層壓力等的關(guān)系。

1.2.2 排采制度

在地面排水降壓采氣過程中，煤層氣井產(chǎn)量受控于排采制度。對(duì)于不同的煤層氣地質(zhì)、儲(chǔ)層條件(煤儲(chǔ)層水系統(tǒng)，含氣、水飽和度，氣、水相滲透率)和排采階段，需要制定不同的排采制度。而排采制度的調(diào)整取決于排采動(dòng)態(tài)參數(shù)，即產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、液面深度、井口套壓、井底流壓等。煤層氣井生產(chǎn)排采過程中，可分為多個(gè)排采階段，各階段的排采動(dòng)態(tài)參數(shù)具有不同的變化特征，它們間的相互關(guān)系也具有不同規(guī)律。排水降壓階段:為使井底和儲(chǔ)層間的壓差變小，并維護(hù)煤體結(jié)構(gòu)的完好，該階段宜采用定壓排采制度，其技術(shù)關(guān)鍵是控制適中的排采強(qiáng)度，保持液面平穩(wěn)下降，可直接控制的是液面深度，即通過設(shè)計(jì)水泵的沖程和沖次來控制排水量，由排水量控制液面深度，由液面深度控制井口套壓、井底流壓［3］。產(chǎn)氣前液面降速過快、近井地段儲(chǔ)層有效應(yīng)力快速增大，煤層過分激勵(lì)，煤粉流動(dòng)，均使儲(chǔ)層滲透性降低。因此，控制產(chǎn)氣前液面降速是煤層氣井獲得穩(wěn)定產(chǎn)能的關(guān)鍵。穩(wěn)產(chǎn)階段:宜采用定產(chǎn)排采制度，即通過控制井底壓力來控制產(chǎn)氣量。通過降低套壓或降低動(dòng)液面都可以達(dá)到降低井底壓力、增加產(chǎn)氣量的目的。目前，開展生產(chǎn)壓差、排采速度、排采組合方式，即分級(jí)、平穩(wěn)、連續(xù)降壓的精細(xì)排采制度也是亟須研究的方向之一。

1.2.3 鉆完井增產(chǎn)改造

清水、空氣/霧化、欠平衡鉆井技術(shù)，低密度鉆井液、固井液技術(shù)，清水、活性水、線性膠和凍膠、氮?dú)夂投趸寂菽?、清潔壓裂液、連續(xù)油管、直井定向射孔、水平井分段壓裂技術(shù)，水平井、多分支水平井井壁穩(wěn)定技術(shù)，高應(yīng)力、松軟煤層鉆完井技術(shù)，直井、水平井的修井技術(shù)，地面壓裂、井下抽采技術(shù)，井下壓裂、地面抽采技術(shù)，沿煤層頂?shù)装邈@進(jìn)技術(shù)等，是增產(chǎn)改造需要解決的關(guān)鍵問題。

1.2.4 開發(fā)工藝

我國(guó)煤儲(chǔ)層從煤級(jí)、地應(yīng)力、含氣飽和度、含水飽和度、孔裂隙特征、滲透特征、力學(xué)性質(zhì)、埋深、圍巖狀態(tài)等，之間相差很大，針對(duì)不同的煤儲(chǔ)層本身特征和外部環(huán)境，采用針對(duì)性的開發(fā)工藝技術(shù)是當(dāng)務(wù)之急。

1.2.5 平衡開發(fā)

我國(guó)前期煤層氣井排采常處于打破煤儲(chǔ)層氣－水相滲平衡的局面，沒有處理好套壓、液面降深和井底壓力三者之間的關(guān)系。因氣、水產(chǎn)能的過度增加，勢(shì)必加速原始儲(chǔ)層內(nèi)能的消耗，使生產(chǎn)的持續(xù)時(shí)間縮短。為了避免上述現(xiàn)象的發(fā)生，在試氣排采階段，應(yīng)針對(duì)不同的儲(chǔ)層物性條件，多開展關(guān)井測(cè)壓工作，繪制壓力恢復(fù)霍納曲線圖，求出壓力恢復(fù)曲線的斜率，再進(jìn)一步根據(jù)關(guān)井測(cè)壓前的平均日產(chǎn)量，折算成儲(chǔ)層內(nèi)的體積流量，并結(jié)合儲(chǔ)集系數(shù)和壓縮系數(shù)，來估算氣井現(xiàn)實(shí)條件下儲(chǔ)層內(nèi)的氣體流動(dòng)系數(shù)和氣相有效滲透率，從而確定該儲(chǔ)層的平衡產(chǎn)能［21］。因此，在排采工作制定時(shí)，不斷調(diào)整套壓、液面降深和井底壓力，維持氣、水產(chǎn)能平衡開發(fā)，增長(zhǎng)井孔服務(wù)年限，當(dāng)是下一步煤層氣勘探開發(fā)所要關(guān)注的問題之一。

2 發(fā)展趨勢(shì)

2.1 由中高煤級(jí)向低煤級(jí)儲(chǔ)層

2003年，沁水藍(lán)焰煤層氣公司率先在沁水盆地南部無煙煤儲(chǔ)層中取得了煤層氣開發(fā)的突破，接著，在低煤級(jí)煙煤的阜新盆地、中高煤級(jí)煙煤的鄂爾多斯盆地也成功地進(jìn)行了商業(yè)性開發(fā)。目前，已在新疆、內(nèi)蒙、黑龍江等低煤級(jí)(褐煤和長(zhǎng)焰煤)盆地進(jìn)行煤層氣勘探開發(fā)實(shí)踐。在伊蘭盆地單井最高日產(chǎn)氣量達(dá)3 000～4 000 m3，內(nèi)蒙霍林河達(dá)1 256 m3，阜康煤1井達(dá)1 020 m3，撫順6口井的小井組單井日產(chǎn)量穩(wěn)定在800 m3，鄂爾多斯盆地彬長(zhǎng)區(qū)塊一口水平井日產(chǎn)氣量突破 5 600 m3［3］。

2.2 由淺部向深部

前期煤層氣勘探開發(fā)埋深一般淺于1 000 m，取得較高煤層氣產(chǎn)能的井大多淺于800 m。目前，在鄂爾多斯盆地延川南、甘肅慶陽等地埋深大于1 000 m處進(jìn)行煤層氣開發(fā)，在沁水盆地南部鄭莊埋深1 200 m處獲得了1 500 m3/d的產(chǎn)能。

2.3 由地面開發(fā)向井地立體式開發(fā)

地面煤層氣開發(fā)根據(jù)煤層氣井位置有煤礦未開拓區(qū)(即煤礦規(guī)劃區(qū))抽采、采動(dòng)影響區(qū)(煤礦生產(chǎn)卸壓區(qū))抽采、采空區(qū)抽采;井下抽采根據(jù)鉆井位置有本煤層抽采、鄰近層抽采和采空區(qū)抽采。目前，煤礦區(qū)大多采用井地聯(lián)合抽采，具有代表性的是晉城模式，即煤礦規(guī)劃區(qū)抽采+井下抽采和淮南模式，即采動(dòng)影響區(qū)抽采+井下抽采。煤礦規(guī)劃區(qū)+采動(dòng)影響區(qū)+井下立體式、遞進(jìn)式抽采將成為發(fā)展趨勢(shì)。

2.4 由陸地向海洋

我國(guó)近海海域廣泛發(fā)育新生代含煤地層，主要分布在渤海、南黃海、東海陸架、南海北部四個(gè)構(gòu)造聚煤帶。煤層層數(shù)較多，少則10～20層，多則近百層，以?。泻衩簩訛橹?煤級(jí)變化較大，北部?jī)蓚€(gè)構(gòu)造聚煤帶以褐煤和長(zhǎng)焰煤為主，中部的東海陸架聚煤帶為中－低變質(zhì)煙煤，南海北部聚煤帶從褐煤到焦煤均有分布［22］。

2.5 由煤層氣單采向煤層氣與煤成氣共采

煤系中煤層氣、致密砂巖氣(或常規(guī)砂巖氣、碳酸鹽巖氣等)、頁巖氣等具有同源性、伴生性、疊置性、轉(zhuǎn)換性和共采性［3］。如在準(zhǔn)噶爾盆地施工的彩504井進(jìn)行煤層氣與常規(guī)天然氣共采(煤層段2 567～2 583 m內(nèi)煤層與圍巖均壓裂)，最高日產(chǎn)氣量達(dá)到7 300 m3，顯示出良好的開發(fā)前景。我國(guó)中新生代多數(shù)大中型盆地均為煤油氣共生盆地，煤層氣、油氣資源層域上相互疊置，同樣具備共采的地質(zhì)條件［22］。

2.6 由單一煤層(組)向多煤層(組)

沁水盆地為雙主煤層(3煤與15煤)、鄂爾多斯盆地為雙主煤層組(3煤+4煤+5煤、8煤+9煤+10煤)，淮南、淮北、貴州、四川等地均為多煤層發(fā)育地區(qū)。目前，大多采用的是，第一，多煤層合排:兩個(gè)或兩個(gè)以上煤層(組)均先后壓裂，共同排采;第二，先合排，后單排:兩個(gè)或兩個(gè)以上煤層(組)均先后壓裂，先共同排采，后封堵產(chǎn)水量大的煤層(組)，進(jìn)行單煤層(組)排采。未來發(fā)展趨勢(shì)是先排采高壓力系統(tǒng)的煤層(組)，待壓力降到下一煤層(組)臨界解吸壓力時(shí)，再壓裂該煤層(組)，依次進(jìn)行遞進(jìn)排采。

3 結(jié)束語

我國(guó)煤層氣資源豐富，可采資源量可觀。但由于基本研究方面存在薄弱環(huán)節(jié)和排采技術(shù)的不夠完善，影響了煤層氣的可采量。筆者對(duì)目前的現(xiàn)存問題和排采技術(shù)以及發(fā)展趨勢(shì)作了分析和綜述，相信隨著研究的深入和技術(shù)的提高，煤層的勘探開發(fā)一定會(huì)有更美好的前景。

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Existing problems and development trend of CBM exploration and development in China

FU Xuehai1，2
(1.College of Geology ＆ Exploration Engineering，Xinjiang University，Urumqi 830047，China;2.School of Resource＆ Earth Science，China University of Mining＆ Technology，Xuzhou 221116，China)

This paper begins with an analysis of weak links in coalbed methane(CBM)basic research in China from the aspects of CBM solid solution，multiphase medium in coal reservoir，CBM supercritical adsorption，gas content in low rank coal，multilevel pressure drop and multilevel seepage in coal reservoir，relationship between hydraulic and gas pressure，as well as dynamic permeability.The paper proceeds with review of the existing problems in CBM extraction from the aspects of well distance，production system，yield increase transformation by well drilling and completion，development technology adapting China’s coal reservoir properties and balanced development.The paper ends with the conclusion that CBM exploration and development in China tend to go from intermediate and high rank coal reservoir to low rank coal reservoir，shallow depth to deep depth，single coal bed(formation)to multiple coal seams(formation)，ground development to well and ground integrated development，land to ocean and CBM mining to co-mining of CBM and coal-formed gas.

CBM;exploration and development;existing problems;development trend

P618.13

A

1671－0118(2012)01－0001－05

2012－01－11

新疆維吾爾族自治區(qū)天山學(xué)者計(jì)劃啟動(dòng)基金項(xiàng)目

傅雪海(1965－)，男，湖南省衡陽人，教授，博士，研究方向:能源地質(zhì)，E-mail:fuxuehai@163.com。

(編輯 徐 巖)