王 成

(中煤科工集團西安研究院，陜西 710054)

1 礦區(qū)煤層氣抽采現狀

下石節(jié)煤礦位于焦坪礦區(qū)邊緣，設計生產能力90萬t/a，1980年2月投產，核定生產能力60萬t/a。1996～2004年經技術改造后，生產能力大幅提高，2005年度礦井核定生產能力180萬t/a。井田走向長 4.0km，傾斜寬 3.3km，面積約13.2km2。礦井主采侏羅紀3號和4－2號煤層，3號煤層平均厚度5m，4－2號煤層平均厚度10m，傾角5～15°，屬于結構復雜的較穩(wěn)定煤層。煤層埋藏深度0～626m，平均480m。礦井歷年鑒定為高瓦斯礦井。

1.1 井下煤層氣抽采

下石節(jié)煤礦有三套固定瓦斯抽放系統(tǒng)。第一套瓦斯抽放系統(tǒng)SK285型水環(huán)式真空泵，安設抽放管路4100m;第二套瓦斯抽放系統(tǒng)2BEC62型水環(huán)式真空泵，安設抽放管路4500m;第三套抽放系統(tǒng)2BEC72型水環(huán)式真空泵，安設抽放管路4500m。工作面安設2BEA2303移動抽放系統(tǒng)一套，沿工作面回順接＜325mm抽放管路至工作面上隅角處。

采用采前預抽、采后卸壓抽放和橫川埋管抽放等方法進行井下瓦斯抽采，保障煤礦開采安全。

1.2 地面煤層氣試驗抽采

2008年，陜西陜煤銅川礦業(yè)有限公司和中煤科工集團西安研究院在銅川礦業(yè)有限公司下石節(jié)煤礦進行了JPC－01井煤層氣抽采試驗，實現了日產超千方目標。通過三年多的抽采實踐顯示:該井日產氣量最高達1512.3m3/d，產氣相對穩(wěn)定階段煤層氣產量持續(xù)穩(wěn)定在1000m3/d左右，穩(wěn)產時間接近3年，抽采試驗效果良好。為進一步提高下石節(jié)煤礦地面煤層氣區(qū)域預抽的效果，2011年3月以JPC－01井為基礎，在其周圍部署3口井，形成一個“1+3”模式的小型試驗井組，實現地面井組煤層氣預抽采。以期推動焦坪礦區(qū)地面煤層氣抽采技術研究，加快焦坪礦區(qū)煤層氣規(guī)模化開發(fā)利用步伐，為我國探索低煤級、低氣含量煤層氣開發(fā)提供理論依據和實踐指導。截止到2012年6月30日，JPC－02、JPC－03和JPC－04三口井平均單井最大日產氣量已超過1500m3，連續(xù)穩(wěn)產3個月以上。

2 地面煤層氣抽采效果預測

煤層氣儲層數值模擬是了解煤層氣開發(fā)動態(tài)、展現煤層氣產出過程、進行抽采效果評價研究的重要手段，為煤層氣開發(fā)規(guī)劃提供重要科學決策的依據。

本次采用地面煤層氣開發(fā)專業(yè)數值模擬軟件CBM－SIM對地面瓦斯抽采井組 (4口井)進行了產能預測。

產能預測采用的煤層埋深、煤厚數據均采用鉆孔實際揭露數據。含氣量、滲透率、儲層壓力、Langmuir體積和Langmuir壓力等參數均采用JPC－01井和JPC－04井的氣含量測試、注入/壓降試井測試和實驗室分析測試數據，模擬采用參數具體見表1。預測了單井未來3年、5年、10年、11.5年和12.5年地面抽采的產能、采收率和剩余煤層氣含量，以1口井為代表，預測結果見表2。

表1 煤層氣產能預測參數表

表2 煤層氣單井抽采預測效果分析表

以1口地面瓦斯抽采井為例，抽采3年累計抽采煤層氣量234.44×104m3，煤層氣采收率達31.42%;抽采5年累計抽采煤層氣量335.33×104m3，煤層氣采收率達44.94%;抽采10年累計抽采煤層氣量497.32×104m3，煤層氣采收率達66.65%。抽采3年后3號煤層含氣量將降至2.79m3/t，4－2號煤層的含氣量將降至2.36m3/t;5年后3號煤層含氣量將降至2.24m3/t，4－2號煤層的含氣量將降至1.89m3/t;10年后3號煤層含氣量將降至1.36m3/t，4－2號煤層的含氣量將降至1.15m3/t。

按上述方法推算，3號煤層含氣量降至1m3/t需要12.5年，此時4－2號煤層含氣量為0.85m3/t，累計抽采煤層氣 562.83×104m3，采收率達75.43%。4－2號煤層含氣量降至1m3/t需要11.5年，此時3號煤層含氣量為1.18m3/t，累計抽采煤層氣529.25×104m3，采收率達70.93%。

3 地面煤層氣抽采與井下煤層氣抽采成本對比分析

3.1 對比條件

目前，下石節(jié)煤礦主要依靠井下煤氣層抽采來保證安全生產。井下煤層氣抽采的目標是將煤層的瓦斯含量降至1m3/t以下，然后才進行煤炭的開采。所以，地面煤層氣抽采和井下煤層氣抽采成本對比的前提是:兩種方法均使煤層煤層氣含量降至1m3/t。在達到同樣的抽采效果下，來分析對比地面抽采成本費用和井下煤層氣抽采成本費用。

3.2 成本費用對比研究

綜合地區(qū)經濟、已有地面試驗開發(fā)井的投資費用和其他地區(qū)規(guī)模化開發(fā)的成本費用，單井投資和運行成本費用見表3。

表3 煤層氣單井投資費用估算表

單井的產能建設成本350萬元，具體費用包括鉆完井費用、射孔壓裂費用、抽采設備、井場建設集輸和征地等費用。

根據前面地面抽采效果分析，要使瓦斯含量降至1m3/t，需要抽采12.5年，每年抽采運行成本費用按5萬元計算，日常運行成本共計62.5萬元。

單井總費用等于產能建設成本和日常運行成本之和，共計412.5萬元。

規(guī)?；_發(fā)時1口地面瓦斯抽采井控制面積內的煤炭地質儲量為75.6萬t。其中:單井控制面積按4m3計，3號煤層平均厚度按4m計，4－2號煤層平均厚度按10m計，煤密度按1.35t/m3計，單井控制面積內的煤炭地質儲量約75.6萬t。

煤炭回采率平均按60%計，規(guī)?；_發(fā)時單井控制面積內的可采煤炭資源量為45.36萬t。

1口地面煤層氣抽采井的投資成本換算至噸煤投資價格為9.09元，即412.5/45.36=9.09元。

根據下石節(jié)煤礦近幾年井下煤層氣抽采成本統(tǒng)計顯示:煤礦井下抽采煤層氣的投資成本換算至噸煤投資價格約為16元。

由此可見，在達到相同煤層氣抽采效果下，地面抽采費用9.09元/t，井下抽采費用16元/t。地面煤層氣抽采費用僅為井下費用的56.8%。

這種對比，還未考慮抽采的煤層氣利用價值。單井12.5年累計可抽采煤層氣562.83萬 m3，按照煤層氣1.20元/m3的保守價格計算，可獲得銷售煤層氣收益675.40萬元，直接經濟效益顯著。

4 結語

以焦坪礦區(qū)地面煤層氣生產試驗井資料為基礎，采用CBM－SIM煤層氣儲層數值模擬軟件對氣井的產能和抽采效果進行了分析研究。進而研究了在達到相同的抽采效果的前提下，地面抽采需要12.5年的時間，抽采成本費用為9.09元/t，井下抽采為16元/t。地面煤層氣抽采費用遠低于井下抽采，同時，地面煤層氣抽采還可獲得可觀的直接經濟效益。在該區(qū)進行大規(guī)模地面煤層氣開發(fā)，可以保障煤礦安全生產和減少瓦斯抽采成本，提高煤礦企業(yè)經濟效益。從煤層氣商業(yè)開發(fā)的角度，可以獲得較高的直接經濟效益，地面煤層氣開發(fā)前景可觀。

由于地質條件、煤儲層條件和煤炭開采方式的差異性，文中的研究成果適用焦坪礦區(qū)下石節(jié)井田，類似條件下的地區(qū)可參考借鑒。不同的地區(qū)應具體分析。

［1］秦永強.瓦斯綜合抽采技術在下石節(jié)煤礦的應用［J］．陜西煤炭，2009，5:124－125.

［2］封華.下石節(jié)高瓦斯易自燃煤層抽采條件下自燃預測研究［M］．2010.

［3］吳靜，范耀，等.焦坪礦區(qū)侏羅紀煤層地面井組瓦斯預抽采技術研究與應用綜合研究報告［R］．西安:中煤科工集團西安研究院，2012.

［4］蔡鵬展.油田開發(fā)經濟評價［M］．北京:石油工業(yè)出版社，1997.