中国煤层气产业发展报告
作者简介:叶建平，男，1962出生，教授级高级工程师，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、开发和科学研究工作。地址:北京市东城区安外大街88号(10011)，电话:(010) 64265710，邮箱:yejp01 @ 163。
(中国联合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)
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，对中国煤层气产业发展进行了基本评价。认为中国煤层气勘探进展迅速，探明储量大幅增加。煤层气产能规模扩大，产销量同步增长；煤层气产业初步形成，煤层气成为天然气最现实的补充能源；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
中国煤层气产业发展报告
叶建平
(中国联合煤层气有限公司，北京100011，中国)
(中国煤炭学会煤层气专业委员会)
摘要:该报告分析了煤层气勘探开发利用的现状，梳理了煤层气勘探开发的技术进展，同时对中国煤层气产业发展做出了基本评估。中国的煤层气勘探目前进展迅速。探明储量显著增加。煤层气产能规模扩大。产量和销量都上升了。煤层气产业初步形成。煤层气已经成为天然气最现实的补充能源。煤层气技术为煤层气产业提供了强有力的支撑；然而，技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气；勘探和开发技术；产业发展
中国煤层气开发已进入工业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到654.38+0.7亿m3，2009年达到654.38+0.01.0亿m3，预计2065.438+05年将达到654.38+0.0亿m3。因此，煤层气产业进入快速发展轨道，成为现实天然气的补充资源。本文简要报道了近年来我国煤层气勘探、开发和利用的发展和技术进步。
1煤层气勘探快速推进，探明储量大幅增加。
近两年来，我国煤层气勘探进度明显加快，探明储量大幅增加。据不完全统计，截至2011年6月底，全国共有煤层气井5942口。截至2010年底，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%。在“十一五”期间，发现了数千亿立方米的气田。中国煤层气探明储量11，主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部，如沁水盆地南部的潘庄、成庄、范庄、郑庄、枣园、张子和鄂尔多斯盆地东部的三交、柳林、乡宁-吉县、韩城。如表1所示，沁水盆地探明储量为2007.69亿m3，占695.438+07%。鄂尔多斯盆地煤层气探明储量8654.38+7.76亿m3，占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量已成为这些地区煤层气产业发展的坚实基础。但与全国36.81万亿m3的资源量相比，我国煤层气资源探明率很低，仅为8‰。广大地区煤层气的勘探潜力尚不清楚。
表1中国煤层气探明储量分布
沁水盆地作为中国超大型煤层气田，具有巨大的勘探潜力。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，全国相对最好，煤层气可采性好。除已探明的南部区块外，石庄南、石庄北、马鼻、秦南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块属于煤层气富集区和极其有利的目标区。寿阳街区和晋城地区不一样。以太原组15煤层为目的层。经过多年的探索，实现了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，近期将提交探明储量。阳泉已钻井461口，日产65438+50万m3，已具备商业生产能力。
鄂尔多斯盆地东缘具有良好的含煤性、含气性和可采性。渭北区块韩城-河阳井区、临汾区块吴城-窑曲井区、吕梁区块柳林-三交井区和吕梁区块宝德-神府井区是四大煤层气富集区，也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发的有利地区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率、资源转化率和勘探程度较低，煤层气勘探开发前景广阔。具有商业产气能力和形成大型煤层气田的条件，必将成为我国煤层气规模化、工业化、商业化运营的“甜点”地区。
除上述地区外，黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区也取得了勘探突破。
黑龙江省依兰区块煤层埋深约700米，厚度16米，含气量8 ~ 103/t，长焰煤和盖层油页岩厚80米。2011，黑龙江省煤田地质局在依兰区块钻了4口井，钻了两口煤层气生产试验井YD-03和YD-04。排水后，两口井日产气量约为1500m3/t，达到了工业用气流量标准，标志着黑龙江低煤阶煤层气开发取得了有效突破。
常斌煤业集团在鄂尔多斯盆地中生代常斌区块钻水平井1口，日产气5600m3。
中国石油内蒙古霍林河地区煤层气管理部在华北二连盆地霍林河地区施工了霍氏1井，日产气约1300m3。已经进行了探索和研究，并取得了一定的进展。
依兰、常斌和霍林河区块的成功勘探，标志着低阶煤煤层气勘探取得初步成功，意义深远。
川南煤田古徐矿区大村段煤层气地面抽采试验取得历史性突破。DCMT 3煤层气试验井平均产量为1160m3/d，一年多累计产气量超过50万m3。DC-1井和DC-2井以前的产气量达到500 ~ 1000m3/d..初步认为大村矿区煤层气具有良好的商业开发前景。该区煤层气井排水试验成功，意义重大，将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力地区煤层气勘探开发提供技术和经验。
在云南老厂建设了5口井的先导试验井组。压裂后出现自流。经过初期泄油，产量逐渐增加，显示出良好的勘探潜力。
自2008年以来，安徽淮北矿业集团在庐陵淮北ⅲ1和ⅲ2矿区共建设了12 "一井三用"井。大部分井达到了800m3左右，部分高产井如LG-6，最高日产3000m3以上，稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科技集团Xi安研究院在淮北宿南向斜的先导试验相继取得商业性产出，表明其具有良好的勘探潜力。
中国其他地区的煤层气勘探也在如火如荼地进行。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。初步勘探实践表明，该区具有良好的煤层气勘探潜力。
综上所述，沁水盆地南部高煤阶煤层气开发成功后，中煤阶煤层气和低煤阶煤层气的勘探正逐步取得成功。
在煤层气勘探的同时，一大批科研人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究，对煤储层的孔隙度、渗透率、吸附、解吸和扩散、力学特征和变形特征进行了广泛的研究，对不同煤级进行了煤层气富集特征和选择评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力地支持了煤层气基础理论的形成和发展。
2煤层气产能规模扩大，产销量同步增长。
“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，产销量同步增长。随着中联公司秦南煤层气开发利用高技术产业化示范项目、中石油华北煤层气公司秦南煤层气田煤层气开发项目、晋城煤业集团煤层气开采项目的建成投产，我国煤层气开发迅速进入产业化初期，煤层气开发处于快速发展阶段。中国有3200口生产井。到2065，438+00年，全国地面煤层气产能达到25亿m3，产量654.38+0.57亿m3，利用量654.38+0.654 38+0.8亿m3，利用率78%。井下煤层气抽采量为69.6亿m3，利用量为2654.38+0.9亿m3，利用率较低，为365.438+0.5%。2011年地面开发产量将达到18 ~ 22亿m3，如表2所示。近五年来，地面煤层气产量呈数量级增长，2005年达到6543.8+000亿m3，2009年达到6543.8+006.5438+000亿m3，预计2065.438+05年将达到6543.8+000亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部，占96%，少量来自韩城、阜新、柳林和三交地区。
目前商业开发区域有山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。符合商业开发条件的区域包括山西三交、柳林、大宁-吉县、阳泉和寿阳。
表2中国主要煤层气田的煤层气产量(不完全统计)
注:投产井数包括已采气井和未采气井。
3煤层气技术有力支撑产业发展，技术瓶颈依然存在。
技术进步是煤层气开发的源动力，这已为国内外勘探开发实践所证实。“十一五”期间，煤层气增产改造技术实验研究取得有效突破，针对不同储层参数开发了适合的压裂液和压裂技术。煤矿区钻完井技术、地面集输技术、煤层气抽采技术取得创新成果。目前最显著的技术进步是煤层气水平井钻完井技术和煤层气水平井分段压裂技术的发展。
3.1煤层气水平井钻完井技术
对煤层气水平井地质和工程影响因素的认识有了显著提高。煤层气水平井和多分支水平井地质条件有限，要求结构相对简单，断层少，地层波动小；煤层发育稳定，煤层硬度高，结构完整；煤层钻速高，避免钻孔与含水层相通；水平井眼轨迹布置在上倾方向，有利于排水、降压和采气；水平钻孔长度应尽可能长，分支水平井间距适中，与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井有多种设计。根据地形、地质条件和储层渗透率，在石庄南和柳林成功地设计了“U”型井、“V”型井、四川型井和丛式井(两煤层双台阶水平井)。
多分支水平井技术和关键工具实现了国产化。多分支水平井钻井实现了在一个井筒内多翼分支钻井，提高了钻井效率和有效泄油面积。在“863”项目的支持下，地质导向装置实现了国产化，并取得了良好的应用效果。
以页岩气完井技术为基础，开展了煤层气水平井分段压裂技术试验，并在三交区块获得成功。目前，该技术在石庄南区块的试验性应用仍在继续。
煤层气多分支水平井的修井一直是一个难题，现在开始进行探索性试验，包括多分支井段井眼坍塌诊断、二次钻井指导和储层损害控制。
研究结果表明，PEC筛管完井能有效保护井壁稳定，减少井壁坍塌。即使在排水和生产过程中钻孔部分坍塌，筛管仍能为煤层气和水提供良好的流动通道。充气欠平衡钻井技术能有效降低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煤粉和结构煤的稳定性问题，定向射孔和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。通过优化井眼轨迹和钻井工艺参数，可以增大煤层气降压解吸范围，加快煤层气解吸速度，降低煤储层损害。
3.2新型压裂液研究方兴未艾，成果丰硕。
研究了压裂液对储层的损害机理。根据煤中化学元素组成，研制了含粘土防膨剂的压裂液和活性水，以降低解吸对煤层气的伤害。
认为嵌入损害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要因素，施工中可采用增加砂浓度、增大支撑剂粒径、添加分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项研究，研制出一种新型低伤害、高效清洁压裂液，其特点是分子量低，300 ~ 400；高粘度，15.0 MPa·s；残留物少；煤层损害率低，11.5%；低摩擦，清水30%左右。研制了一种新型煤粉分散活性水压裂液。煤层伤害率低，11.8%，使煤粉均匀分布在压裂液中，避免施工压力过大。返排时，煤粉随流体排出，避免堵塞裂缝通道。研制了一种高效、适用的氮气泡沫压裂液。
3.3低密度固井液减少固井水泥对储层的损害。
针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层的问题，研制了一种空心玻璃微珠低密度钻井液体系。钻井液具有良好的流变性和滤失性，泥饼薄而致密。同时具有良好的抗温、抗污染、防塌、沉降稳定性和储层保护性能。研制了超低密度水泥浆体系，确定了超低密度水泥浆体系的配方。该配方在40℃下24小时抗压强度达到8.04MPa(超过预期的7MPa指标)。现场试验在沁南石庄南块成功进行，有效地防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种可降解的煤矿井下瓦斯抽放钻孔钻井液。生物酶降解和盐酸酸化双重解堵措施能有效解除可降解钻井液对煤层气储层的伤害，恢复甚至提高煤岩的气体渗透率。
研究了煤层气钻井井壁稳定机理和钻井液密度窗口的确定。
3.4地面集输工程技术有效增加集输半径，实现低成本建设。
在沁南煤层气开发利用高技术产业化示范项目中，研究设计了“分段集输一级增压”煤层气地面集输技术，也称“分支上分支阀组站布置”技术，使煤层气集输半径增加到13km以上。新技术的应用，取消了无数传统技术中需要建设的载人站。最重要的是大大改善了流体流动环境，简化了工艺流程，节约了投资成本。采用汽油、煤层气两用燃气发动机新装置替代抽油机动力系统，采气管道采用聚乙烯管(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、增压技术、压力系统优化等地面集输工艺优化技术。煤层气水合物防治技术、无注醇低压输送、多井单管串联技术、低压集气管径确定、新材料聚乙烯管(pe管)和柔性复合管应用等集气技术。提出了煤层气田“标准化设计、模块化建设”，煤层气田集气站建设的核心是“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，保持平面布局与当地环境的和谐发展，实现集气站功能和运行的统一。
数字气田的建设实现了SCADA系统中无线、光缆、电缆等多种通信方式的集成，成功降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自动控制系统的投资，适合煤层气井偏远、多井、密井、低压、低产的特点。
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采降压阶段，定产排采制度适用于稳产阶段，分级稳定持续降压是精细排采控制的核心。
通过柳林煤层气井井下管柱和地面流程的设计，引入无级数控抽油机和永久压力监测，很好地完成了排采施工和数据采集的要求，为该区大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动态液面高度的合理区间和递减率，对于开采过程中有效维持井周应力的合理分布，维持或提高储层渗透率具有重要意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和修正后的煤层气储层底部流压计算公式确定了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持。
3.6煤层气利用技术
煤炭开采过程中会排放大量低浓度煤层气。这部分煤层气的净化利用对我国能源开发利用和环境保护具有重要意义。困难在于如何经济有效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法从低浓度含氧煤层气中分离氧和氮。在阳泉石岗矿建设年产2万吨液化(LNG)气工厂，在阳泉新井矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度净化压缩(CNG)气工厂，为阳泉公交、出租车提供城市低成本压缩气，以气代油。
低浓度气体的分离和净化是通过变压吸附实现的。该技术已于2011年3月在阳泉试生产，2011年底将投产5000万m3CNG工业生产线。
在国家重大科技专项的支持下，中科院理化所和中联煤层气公司成功研发了一套10000m3的撬装式液化装置，适用于煤层气单井产量低的情况，将直接实现煤层气在煤层气井场的液化利用。
3.7技术仍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的理论指导，或者说我国煤层气勘探开发理论尚不成熟。
除秦南外，我国大部分勘探区煤层气单井产量较低，同一地区单井产量差异较大。除了地质和储层条件，还需要测试和形成钻完井技术和增产改造技术。根据复杂多裂缝煤层的特点，如何增加铺砂面积，有效改善储层导流能力，提高单井产量，是增产改造的关键问题。
如何控制水平井和多分支水平井的钻完井工艺，以保持井壁稳定和防止井塌，在高地应力和软储层条件下，需要进一步探索和试验。
深部煤层高应力低渗透条件下储层物性的变化，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。
煤层气产业已初具规模，成为最现实的天然气补充能源。
煤层气主要通过管道输送给用户，约占85%~90%，少量以液化天然气和压缩天然气的形式输送。目前，煤层气管道包括端氏-艾博管道、端氏-沁水八家口管道和晋城煤业集团西气东输管道，年输送能力为50万立方米。正在建设的韩城-渭南-Xi安管道和西阳-太原管道输送能力为30万立方米。
煤层气的用户主要是西气东输的用户，其次是向山西省和沁水煤层气田周边省份供气，如河南、河北，向煤层气所在城市供气，如韩城、阜新。广泛应用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加油等天然气市场。截至2010年底，我国地下和地面煤层气产量达到85.3亿m3，占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气最现实的补充能源。
5煤层气产业发展前景
根据我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划，到“十二五”末，我国煤层气产量将达到200亿~ 240亿m3，其中地面开采654.38+00亿~ 654.38+065.438+00亿m3，井下瓦斯抽采654.38+00亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期，到2015年，探明地质储量将增加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，积累了良好的技术基础和储备基础；二是在中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入下，勘探开发资金得到了根本保障；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技攻关奠定了坚实基础，为实现产业目标提供了有力的技术支撑。
感谢赵清波教授提供相关统计数据。
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