同样的锅炉烧天然气和甲醇哪个更省钱

陕西省煤炭资源丰富，含煤面积5.71×104km2，埋深2000m以浅的煤炭资源蕴藏总量超过3800×108t，煤炭资源分布呈现北富南贫的特点，秦岭以北约占全省的98%，以南不足2%。成煤时代主要为石炭－二叠纪、三叠纪和侏罗纪，主要煤田有渭北石炭－二叠纪煤田、陕北石炭－二叠纪煤田、陕北三叠纪煤田、黄陇侏罗纪煤田、陕北侏罗纪煤田、商洛石炭－二叠纪煤田和镇巴侏罗纪煤田等七个煤田（图0.1）。各个煤田均有煤层气分布，但具有资源价值的煤层气主要分布在陕北石炭－二叠纪煤田、渭北石炭－二叠纪煤田和黄陇侏罗纪煤田。全省2000m以浅煤层气资源量13095×108m3，位居全国第三位。

0.1.1 陕西省主要煤田

渭北石炭－二叠纪煤田：东起韩城，西至耀县，地层走向由北东向南西展布，有渭北“黑腰带”之称。东西长约220km，南北宽37～50km，含煤面积近1×104km2，划分为铜川、蒲白、澄合、韩城四个矿区。总体构造为一向北西倾斜的单斜，倾角5°～15°。蒲白、澄合两矿区断裂构造较发育，断层多成为井田自然边界。煤系为山西组和太原组，含煤11层，可采者3～4层，即3＃、5＃、10＃、11＃煤层。煤类以瘦煤、贫煤为主。

黄陇侏罗纪煤田：东起黄陵，经宜君、旬邑、彬县、凤翔、千阳等，西至陇县，长约280km，宽30～40km，含煤面积约1.1×104km2，为一向北倾斜的单斜。煤田内多出现宽缓的背、向斜，倾角多在3°～10°之间，个别地段15°左右。构造线以东西向或北东向为主。煤系为侏罗系中统延安组，含煤4层，可采者1～2层。划分为4个矿区和一个勘探区，即：黄陵矿区、焦坪矿区、旬耀矿区、彬长矿区、永陇勘探区。煤类主要为不粘煤、弱粘煤，黄陵矿区有少量气煤。

陕北三叠纪煤田：含煤地层分布范围包括延安、子长、子洲、安塞、米脂、横山等县、市，南北长约75km，东西宽约30km，含煤面积约2200km2，为一向西倾斜的单斜，倾角1°～5°。煤系为三叠系上统瓦窑堡组，含煤7～15层，可采者1～2层，即3＃、5＃煤层，主采为5＃煤。主采煤层的特点是薄而分布广，0.7m以上厚度仅分布于子长县境内，现仅规划一个矿区（子长矿区）。煤类为气煤。

陕北侏罗纪煤田：东北起于府谷至西南的靖边、定边，经神木、榆林、横山等县、市，长约300km，宽25～80km，含煤面积约17400km2。地层倾角1°～5°左右，为一大型向北西倾斜的单斜。煤层赋存稳定，划分为神府矿区、榆神矿区、榆横矿区和靖定预测区。煤系为侏罗系中统延安组，分五个含煤段，分别含5个煤层组，自下而上编为1＃、2＃、3＃、4＃、5＃，主采煤层为1＃－2、2＃－2、3＃－1、4＃－2、5＃－2五层。煤类主要为不粘煤、长焰煤，局部有弱粘煤。

图0.1 陕西省煤炭资源分布图

陕北石炭二叠纪煤田：分布于府谷、佳县、吴堡沿黄河以西一带，是山西河东煤田西延部分。以煤层埋深2000m为深部界线，划分为两个不相连接的分区，即府谷矿区和吴堡勘探区。府谷矿区与吴堡勘探区之间的佳县地区，因煤层埋深超过2000m，未作规划分区。煤田地层走向近于南北，为向西倾的单斜，断层稀少，褶皱不发育，地层倾角＜10°。煤系地层为山西组和太原组，含煤10层，主要可采煤层为3＃、8＃、9＃三层。煤类为焦煤。

0.1.2 陕西省煤层气资源

0.1.2.1 煤层气区块划分和资源量

根据全省煤田地质勘探钻孔的瓦斯资料，全省的煤层气可按含气量及平面分布特点划分为15个含气区，其中：①单层可采煤层烃类气体含量≥4m3/t，具有一定分布面积的矿区或勘探区，有渭北石炭－二叠纪煤田的铜川、蒲白、澄合、韩城矿区和陕北石炭－二叠纪煤田的府谷矿区和吴堡勘探区六个含气区；②单层可采煤层烃类气体虽≥4m3/t，但分布面积较小，并以孤立点出现的矿区或勘探区，有黄陇侏罗纪煤田的黄陵、焦坪、彬长矿区三个含气区；③单层可采烃类气体含量小于4m3/t的矿区或勘查区，有陕北侏罗纪煤田的神府矿区、榆神矿区、榆横矿区、孟家湾勘查区和陕北三叠纪煤田子长矿区，共五个含气区。

根据全省煤层气赋存情况，对韩城、澄合、蒲白、铜川、府谷、吴堡6个含气区计算了煤层气资源量。对黄陵、焦坪及彬长矿区，估算了煤层气资源量。全省1500m以浅共蕴藏煤层气资源量约13121×108m3（表0.1、表0.2）。

表0.1 石炭－二叠纪煤田煤层气资源量

表0.2 侏罗纪煤田煤层气资源量（埋深＜1500m）

通过对煤田煤储层展布、煤层气含量、煤层渗透率、煤变质特征、煤的吸附性能等条件的综合分析，认为渭北与陕北石炭－二叠纪煤田煤层厚度大（图0.2），煤层埋深适中，甲烷含量较高，生、储、盖条件较好，目前有在建和生产矿井，是煤层气勘探开发的理想地区，并具有重要的理论和实际意义。

图0.2 陕西省煤层气资源分布图

彬长矿区至2007年底，已有下沟、火石嘴、水帘、亭南、大佛寺等煤矿生产，其中有的矿井瓦斯涌出量每分钟超过150m3，从目前井下抽放获得的资料分析，本区具有良好的开发前景。

0.1.2.2 不同含气区煤层气地质特征

（1）渭北石炭－二叠纪煤田

煤层的埋深主要受地形和构造的影响。煤田边浅部地层倾角较陡，一般20°左右，局部有直立甚至倒转现象，一般埋深小于500m。煤田的中深部，地层倾角变小，一般5°～10°，地形高差变化较大，在澄合、蒲白、铜川三矿区，地层倾向近于正北。黄土台塬区煤层埋深一般为600～1500m，低山区煤层埋深一般在1800～2300m之间。韩城矿区地层倾向北西，煤层在山区边部埋深仅为0～200m。

3＃煤层厚0.18～9.26m，一般3.0m；4＃煤层厚度0～3.56m，一般1.00m；5＃煤层在韩城矿区厚0～7.19m，澄合矿区厚0.40～10.54m，蒲白矿区煤厚0～8.28m，铜川矿区煤厚0～8.18m；10＃煤层澄合矿区厚0～7.39m，蒲白矿区厚0～20.25m，铜川矿区厚0～6.62m。

煤层裂隙、割理发育程度各可采煤层相近。一方面与宏观煤岩类型有关，光亮型和半亮型中，内生裂隙发育，一般为20条/5cm。另一方面，煤层的割理与构造的关系较为密切。韩城北区压性、压扭性构造较发育，不利于煤层割理的形成，并常形成构造煤，阻止了煤层气的运移和逸散，有利于煤层气的富集，从而使北区各矿为高沼矿，相对涌出量较高，下峪口矿可达55.3m3/t，桑树坪矿可达56.09m3/t，但煤层渗透性很低，并常出现瓦斯突出现象。韩城南区张性构造发育，有利于煤层割理形成，煤层渗透率最高达2.5×10－3μm2。

（2）陕北石炭－二叠纪煤田

陕北石炭－二叠纪煤田煤层的内生裂隙较发育，割理不发育，就影响孔隙度和透气性的因素而言，陕北煤的变质程度较低，有利于煤中大孔隙的存在，推测煤层的透气性较高。煤层埋深主要受后期构造影响。地层倾向正西，煤田边浅部沿倾向约5～10km的范围，煤层埋深从露头增加到1000m，中深部埋深在1000m以上，沿走向在佳县以西煤层埋深大于2000m，使煤田一分为二，即南部吴堡区和北部府谷区。

府谷矿区：东部以黄河为界，北以陕西与内蒙古自治区边界为界，西部延伸较远，但埋藏深度1500m的边界位于新民镇—三道沟乡一带。1500m以浅面积893km2，资源量140×108t，探明区面积200km2，资源量53×108t。矿区含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组，含可采煤层11层，自上而下编号为3＃、4＃、5＃、6＃、7＃、8＃、9＃－1、9＃－2、10＃－1、10＃－2、11＃，其中3＃、4＃煤赋存于山西组，其余赋存于太原组。主要可采煤层为4＃、6＃、7＃、9＃－2，其余为局部可采煤层，煤层埋深200～1200m。根据总体规划，划分为西王寨、冯家塔井田等。西王寨井田4＃煤层厚度0.96～12.41m，平均6.93m，埋藏深度125.29～473.84m；6＃煤层厚度1.16～5.29m，平均2.29m，埋深141.03～501.98m；7＃煤层厚度0.80～7.52m，平均1.74m，埋深150.13～506.33m；9＃－2煤厚度1.41～8.60m，平均3.20m，埋深171.76～543.60m。煤类均为长焰煤—气煤，该区是陕西省炼焦配煤基地之一。

吴堡矿区：南起吴堡县城，北至丁家湾乡，呈长条形沿黄河西岸南北向展布，南北长约26km，东西宽2.8～5.6km，面积93.1km2。按照总体规划，划分为柳壕沟井田和横沟井田，两井田以柳壕沟北断层为界。矿区内含煤地层为山西组下段和太原组，总厚度131m，含煤4～14层，其中可采煤层5层，可采煤层总厚度2.89～16.58m，平均9.05m，平均含煤系数9.4%。山西组含煤3层，自下而上编号分别是S3、S2、S1号煤层。其中S3煤层厚度0.31～1.34m，平均0.76m，埋藏深度284.24～952.50m，煤层底板标高－180～－360m，煤层整体向西倾斜，倾角5°左右；S2煤层厚度0.30～1.62m，平均0.99m，埋藏深度294.18～962.40m，煤层底板标高－190～－250m，煤层整体向西倾斜，倾角5°左右；S1煤层厚度1.20～5.10m，平均2.74m，埋藏深度301.41～969.92m，煤层底板标高－240～－350m，煤层整体向西倾斜，倾角5°左右。太原组含可采煤层1层，编号T1，煤层厚度3.51～8.98m，平均6.03m，煤层埋藏深度380.74～1074.28m，底板标高－285～－260m，煤层整体向西倾斜，倾角4.6°。1500m以浅含煤面积813km2，资源量90×108t，其中探明区面积78.5km2，资源量15.3806×108t。煤类为焦煤JM25为主，肥煤FM36、FM26次之，少量焦煤JM24、气煤QM34、瘦煤S13和S14、焦煤JM15及中粘煤1/2ZN23。由于埋藏较深、开采技术条件复杂，暂时尚未开采。

（3）黄陇侏罗纪煤田

黄陵矿区：位于陕西省黄陵县境内，东距县城约55km。受沮水河及其支流长期切割和侵蚀，基岩裸露，沟壑纵横。区内森林植被广泛分布。地势呈西北高而东南低，最高点位于野猪窝附近，海拔1537m，最低点位于索罗湾一带，海拔1022.75m，相对高差514.25m。属地形较为复杂的中—低山区。延安组为含煤地层，地表无出露，属一套生油含煤内陆碎屑河、湖沼相沉积。厚度7.44～135.18m，平均92.30m，区内呈南薄北厚的变化规律，可采煤层有2＃、3＃两层，2＃煤层厚度0.05～6.75m，平均3.91m。3＃煤层厚0.85～3.80m，平均厚2.09m，煤层厚度变化较大。煤类以弱粘煤为主，少量1/2中粘煤。勘探阶段发现有3个孔煤层中甲烷含量大于4m3/t，分布面积约15km2，预计储量约3×108m3。勘探阶段施工的1个水文孔，当钻进到延安组第二段时，孔内有煤成气逸出，气量不大，导管引出点燃后火焰呈淡蓝色，火苗短而弱，30～40cm。分2次采集气体样品进行了化验测试，第一次测试结果，氧含量6.31%，氮含量41.69%，二氧化碳含量0.16%，甲烷含量51.27%，乙烷含量0.37%，丙烷含量0.20%；第二次测试结果，氧含量0.25%，氮含量13.54%，二氧化碳含量0.06%，甲烷含量85.06%，乙烷含量1.09%。2004年5月20～21日对孔内气体压力进行了测量，采用0.6MPa压力表，每30分钟测量一次，其值介于0.05～0.145MPa之间。另有1个孔钻进到三叠系时，天然气喷出，导管引出，火焰高达1m。

焦坪矿区：焦坪矿区位于陕西省铜川市耀州区和印台区境内，距铜川市约70km，矿区南北长26.5km，东西宽3.84km，含煤面积103.1km2。现由陈家山、下石节和玉华煤矿开采。矿区含煤地层为侏罗系中统延安组，厚度105～147m。主采4＃－2煤层和局部可采的3＃－2煤层。4＃－2煤层属全区可采，煤层倾角2°～5°，厚度一般6～14m，平均约10m。靠近煤层底板，普遍发育1～3m的劣质煤。煤层结构复杂，一般含矸2～3层，为炭质泥岩或泥岩，夹矸总厚度为0.1～0.5m。煤层直接顶为粉砂岩，厚度2～6m；老顶为中、粗粒砂岩，厚度10m左右；底板为根土岩及花斑泥岩，遇水极易膨胀，厚度4～12m。矿区4＃－2煤层赋存较稳定，构造及水文地质条件简单。3＃－2煤层仅局部可采（分布于下石节煤矿，现未开采），煤层厚度一般4～6m，平均厚度5m。煤质特征是，原煤灰分产率15%，全硫含量小于1%，发热量25～32MJ/kg。矿区三矿属高瓦斯矿井，煤层属极易自燃煤层，发火期3～6个月，最短24天。由于开采中煤、油、气共生，所以焦坪矿区开采地质条件既特殊，又十分复杂。2006年在该矿区转角勘查区钻探施工时，遇到井喷，喷出气体以二氧化碳气为主。

彬长矿区：位于彬县及长武县境内，彬长规划矿区东西长70km，南北宽25km，详查区面积913km2。矿区地层总体为一倾向北西—北北西的平缓单斜，在单斜背景上有少量方向单一的宽缓褶曲，地层倾角小于9°，构造简单。含煤地层为侏罗系延安组，4＃煤为主采煤层，位于延安组第一段的中部，厚度0.15～43.87m，平均10.64m。4＃煤为本区主要气源层，最大埋藏深度700m，结构简单，厚度大，分布面积广，可采面积达577.39km2。煤层气与成煤环境、煤化程度、煤厚、沉积构造及围岩性质等关系密切。彬长矿区4＃煤层气分带呈南北展布，即矿区东西部大面积范围内为煤层气风化带（CO2－N2带）。中部为N2－CH4带，局部地段为CH4带。煤层埋藏深度、煤变质程度、镜质组含量、煤层的顶、底板泥岩厚度与煤层气含量呈正相关关系。在顶、底板泥岩厚度＞4m时，其甲烷含量＞2.5mL/g；当泥岩厚度＜4m，其甲烷含量＜2.5mL/g。

0.1.3 煤层气赋存规律

研究表明，煤层中甲烷含量与煤层埋深、上覆基岩厚度等呈正相关关系（图0.3，图0.4），在渭北石炭二叠纪煤田，煤层瓦斯含量不仅受控于煤层埋深，同时也受控于地质构和煤层厚度。

图0.3 煤层瓦斯含量与煤层埋深关系

（据闫江伟等，2008）

图0.4 煤层瓦斯含量与上覆基岩厚度关系

（据闫江伟等，2008）

煤层气含量与构造的关系：一般在张性断裂发育的地区，煤层气含量低，如蒲白矿区杜康沟逆断层以南，有数条断距在100～300m的较大的正断层，呈北东向斜交于杜康沟逆断层之上，此处煤层气含量明显偏低。另外，在铜川矿区和澄合矿区边浅部以及韩城矿区的边浅部和南区，张性断裂也比较发育，因此，这些区域甲烷浓度和含量均较低。褶皱构造较发育的地区，有利于煤层气的局部富集，一般向斜轴部受挤压，孔隙少，吸附甲烷含量较背斜低，但易于保存；背斜轴部受到拉伸，裂隙、孔隙较发育，当顶板为泥质岩石时，甲烷含量高，当顶板为砂质或脆性岩石时，甲烷易于通过张裂隙散失，甲烷含量低。

甲烷含量与煤层埋深的关系：从渭北煤田四个矿区来看，浅部基本上属于瓦斯风化带，如铜川、蒲白、澄合三个矿区，埋深300m以浅，煤层气组分以N2为主，甲烷含量一般都小于4mL/g。各可采煤层甲烷含量＞4m3/t的分布区，韩城、澄合矿区多在煤层埋深300m以深，蒲白、铜川矿区多在400m以深。而韩城矿区，煤层埋深在1000m左右时，甲烷含量已达到19.99m3/t。甲烷含量随深度增加而增大，在本煤田中表现极为明显。

甲烷含量与煤层厚度的关系：一般煤层厚度越大，生、储气越多，甲烷含量就高。从煤田中各可采煤层所采瓦斯煤样统计分析，在正常情况下，同一煤层，深度相近时一般煤层厚的地区甲烷量较高。

（一）煤层气地质特征

1.含煤地层及煤层

鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭—二叠系和侏罗系。三叠纪含煤层系瓦窑堡组，仅5号煤层为主要可采煤层，只分布在子长至蟠龙一带。本溪期，鄂尔多斯地块内部沉降幅度很小，沉积厚度仅10～25m左右。上石炭统太原组沉积厚度50～100m，含煤5～8层。各地煤层厚度变化较大，如河东煤田太原组主要可采煤层为8、9、10号煤，平均总厚6.66m。往南至乡宁一带变薄，甚至不可采。盆地西缘靖远组、羊虎沟组沉积厚度大，含薄煤层及煤线50层之多，太原期坳陷幅度减小，但沉积厚度仍比东部大，含煤10余层，是主要含煤地层之一。下二叠统山西组厚60～100m，形成较厚的可采煤层。河东煤田4、5号煤层平均总厚为7.82m。南部渭北煤田由东向西煤厚减薄，3号煤层一般0.8～5m（图6-8、图6-9）。

图6-8 鄂尔多斯盆地石炭—二叠系煤层厚度分布图

侏罗纪含煤层系延安组，自下而上分为5、4、3、2、1煤组，主要可采煤层5～7层，可采煤层累计厚度一般15～20m。主要可采煤层发育在盆地南部和北部，中部仅有煤线发育。聚煤作用受湖泊—三角洲—河流沉积体系控制，围绕盆地中心形成一个巨大的聚煤环带，煤层层数、煤层厚度均由无煤区向四周逐步增加。

图6-9 晋西挠褶带中段柳林地区石炭—二叠系煤系柱状图

2.煤岩煤质特征

（1）煤岩特征

石炭—二叠系山西组和太原组煤的镜质组含量在71%～90%之间，平均含量为79%。侏罗系延安组煤的镜质组含量变化于19.4%～95.2%之间，平均值约为58.5%左右。从两套煤层煤岩显微组分含量的变化趋势来看，山西、太原组煤岩组成特征明显好于延安组。从两套煤层的宏观煤岩类型来观察，侏罗系延安组煤质硬且暗，易污手，而石炭—二叠系山西组和太原组煤质软而亮，具金属光泽，煤质特征显然好于延安组。

（2）煤质特征

北部及东缘含煤区的石炭—二叠纪煤的灰分含量变化不大，基本都为中灰煤。中侏罗世煤在陕北含煤区以低灰煤为主，灰分一般小于10%，黄陇含煤区为低分—中低灰煤。陕北含煤区子长煤产地的晚三叠世煤为中灰煤。

鄂尔多斯盆地石炭—二叠系煤层主要为中高变质烟煤和无烟煤，不同地区煤级分布有较大差异。在盆地东部，煤层主要受深成变质作用，从北向南，煤级逐渐增高。从准噶尔煤田、河东煤田到渭北煤田，煤镜质组反射率从0.65%增大到1.95%。从东向西，随深度增加煤级呈增高趁势，到盆地中部煤级达2.8%以上。在盆地西缘，煤级分布比较复杂。从石炭井矿区—石嘴山矿区—横城矿区—韦州煤田向斜东翼，存在一条南北向展布的低变质煤分布区，镜质组反射率在1%左右。该带以西，马边滩、鸳鸯湖矿区、镜质组反射率急剧增高，汝箕沟矿区达4%以上。反映了西部在深成变质作用基础上叠加了岩浆热变质作用。

侏罗系煤变质作用强度低于石炭—二叠系煤。侏罗系延安组煤的热变质作用以区域深成热变质作用为主，煤化程度具有在盆地周缘低、中间高的特征，镜质体反射率介于0.41%～1.07%，煤阶相当于褐煤、长焰煤、气煤和肥煤。盆地中南部环县以南庆阳、合水、宁县地区以及北部乌审旗、鄂托克旗地区，镜质体反射率大于0.7%；东胜、陕北、灵盐、陇东煤田镜质体反射率为0.42%～0.61%；黄陇煤田为0.5%～0.75%。

3.含气性特征

鄂尔多斯盆地东缘、南部的渭北煤田和西缘桌贺煤田是石炭—二叠纪煤田的分布区。煤田勘探和煤层气勘探中积累了大量的煤层含气量资料，如表6-11。由表可见，鄂尔多斯盆地东缘煤层含气量由北向南随煤级升高而增高，含气量随上覆有效地层厚度增加而提高。受上覆有效地层厚度影响，渭北煤田含气量由东向西逐渐降低，韩城矿区为煤层气富集区。桌贺煤田，煤类全，含气量较高。

鄂尔多斯盆地侏罗系煤层煤级低，含气量普遍低，在局部地区和煤层埋深较大的部位含气量较高。在黄陇侏罗纪煤田，彬长矿区煤含气量0.1～6.29m3/t，黄陵矿区、焦坪矿区少数煤层含气量达4～6m3/t。

表6-11 鄂尔多斯盆地石炭—二叠纪煤层含气量

续表

（二）成藏条件

（1）煤层长期持续生气，产气率逐步增大，总生气量大

鄂尔多斯盆地石炭—二叠系主要煤系沉积后，长期持续沉降，煤变质程度逐渐加深，煤层气大量生成。东部地区大量热模拟实验资料表明，煤由褐煤演化至长焰煤阶段，累积煤气发生率达138～168m3/t，演化至肥煤阶段时，累积煤气发生率达199～230m3/t，至瘦煤阶段时，累积煤气发生率达257～287m3/t，因此本区全区的煤层生成气量均远远超出其自身的吸附能力。

（2）煤储层割理和气孔发育，构造轴部次生裂隙发育，煤层气产出条件有利

本区煤岩以光亮型、半光亮型为主，镜质组含量高，以中变质的肥煤、焦煤为主，变质程度适当，故煤层割理发育，有利地区割理密集呈网状，连通较好。据不完全统计，煤层发育2组割理：一组为面割理，密度7～25条/5cm，裂口宽0.01～0.3mm；另一组为端割理，密度7～22条/5cm，裂口宽0.001～0.05mm。本区中生代以来在南北向扭应力及东西向挤压应力作用下，产生了成排分布的压扭性断裂鼻状构造或断裂背斜构造，沿构造轴部出现少量张性断层，并在煤层中产生一组张裂隙。这些次生裂隙疏通了煤层的端割理和面割理，使煤层储集物性变好。

据煤显微组分观察，本区煤气孔特别发育，尤其基质镜质体中气孔密集，以煤化过程中气体逸出留下的生气孔为主，孔径一般为0.01～0.7mm。这些气孔不仅是煤层生气的直接标志之一，也是煤层吸附气的主要储集空间。

（3）盖层封盖能力强，水动力条件好，煤层气保存条件有利

本区成煤期后的燕山运动和喜山运动断裂和褶皱作用很弱，含煤地层保存完整，煤层顶底不管是灰岩还是泥岩封盖层，钻井所取岩心都很少见构造裂缝。上石盒子组和下石盒子组杂色泥岩、粉砂质泥岩单层厚度大（一般为5～10m），可对比性和连续性强，所取泥岩样品的孔隙度为1.17%～8.11%，而渗透率值均近于零，是本区具有较好封盖条件的区域盖层。

收集了鄂尔多斯盆地边缘17口井地下水特征的有关资料，三叠系含水层的自流量为0.5～4.19L/s，矿化度值20g/L～60g/L，水化学类型偏CaCl2型，局部含Na2SO4型。山西组和太原组含煤地层的含水层自流量0.9～8.7L/s，矿化度10～250g/L，水型以过渡成因的NaHCO3为主。马家沟组灰岩含水层的自流量28.5～61.05L/s，矿化度1～100g/L，水型为CaCl2型、MgCl2型占优。由此可见，这三套地层的地下水特征明显不同，水文地质特征具有独立性、封闭性，有利于煤层气的保存。

石油气

开采石油或再炼油厂加工石油的时候产生的气体，主要成分是碳氢化合物和氢气。主要用作化工原料和燃料。

1.物质的理化常数:

国标编号 21053

CAS号 68476-85-7

中文名称 石油气

英文名称 liquefied petroleum ges；compressed petroleum gas

别名 液化石油气；压凝汽油

分子式 外观与性状 无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味

分子量 闪 点 -74℃

熔点 溶解性

密度 稳定性 稳定

危险标记 4(易燃气体) 主要用途 用作石油化工的原料，也可用作燃料

2.对环境的影响:

该物质对环境有危害，应特别注意对地表水、土壤、大气和饮用水的污染。

一、健康危害

侵入途径：吸入。

健康危害：本品有麻醉作用。

急性中毒：有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。可致皮肤冻伤。

慢性影响：长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳以及植物神经功能紊乱等。

二、毒理学资料及环境行为

危险特性：极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。

燃烧(分解)产物：一氧化碳、二氧化碳

天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。

天然气系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出。

天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，比重0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。 天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂（四氢噻吩），以资用户嗅辨。

若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸，这个浓度范围即为天然气的爆炸极限。爆炸在瞬间产生高压、高温，其破坏力和危险性都是很大的。 依天然气蕴藏状态，又分为构造性天然气、水溶性天然气、煤矿天然气等三种。而构造性天然气又可分为伴随原油出产的湿性天然气、与不含液体成份的干性天然气。

天然气主要有以下几个用途：

1、天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。

2、天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右。

3、城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。

4、压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。

目前人们的环保意识提高，世界需求干净能源的呼声高涨，各国政府也透过立法程序来传达这种趋势，天然气曾被视为最干净的能源之一，再加上1990年中东的波斯湾危机，加深美国及主要石油消耗国家研发替代能源的决心，因此，在还未发现真正的替代能源前，天然气需求量自然会增加。

天然气（natural gas)

在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤撑器和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

（1） 天然气

天然气与煤炭、石油并称目前世界一次能源的三大支柱。天然气的蕴藏量和开采量都很大，其基本成分是甲烷。它除了是廉价的化工原料外，主要作为燃料使用，它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车、船舶、飞机等交通运输工具的燃料。由于天然气热值高，燃烧产物对环境污染少，被认为是优质洁净燃料。

随着世界经济的发展，石油危机的冲击和煤、石油所带来的环境污染问题日益严重，使能源结构逐步发生变化，天然气的消费量急剧增长。天然气用于联合发电、供冷和供热、燃料电池等方面都具有十分诱人的前途，发达国家都在竞相进行应用开发。

我国的天然气资源比较丰富，据不完全统计，资源量约为3.8×1013m3。近年来，我国在勘探、开发和利用方面均有较大的进展。

（2） 液化天然气（LNG）

由于天然气的产地往往不在工业或人口集中地区，因此必须解决运输和储存问题。天然气的主要成分是甲烷，其临界温度为190.58K，在常温下无法仅靠加压将其液化。天然气的液化、储存技术已逐步成为一项重大的先进技术。

目前，液化天然气（LNG）在我国已经成为一门新兴工业，正在迅猛发展。液化天然气（LNG）技术除了用来解决运输和储存问题外，还广泛地用于天然气使用时的调峰装置上。

（3） 液化煤层气

我国是世界煤炭生产大国，煤层气相应的储藏量也很大，储藏量和天然气基本一样。其基本成分是甲烷。它除了是廉价的化工原料外，主要作为燃料使用，它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车、船舶、飞机等交通运输工具的燃料。由于煤层气热值高，燃烧产物对环境污染少，被认为是优质洁净燃料。

将煤层气液化后使用，主要有几方面好处：

① 经济性

投资成本较低，回收快。

② 安全性

“先采气，后采煤”的方式已成为发达国家能源利用的基本方式。“先采气，后采煤”大大提高了采煤的安全性。

③ 政策性

此方式可节约能源，做到能源的彻底利用，符合国家的相关政策。有利于获得政府的支持。

煤层气液化设备和天然气液化设备基本一样，只是由于大多数煤层气中氧、氮的含量比天然气略高，需要增加一套精馏系统。

（4）液化天然气生产和使用的必要性

液化天然气与天然气比较有以下优点：

①便于贮存和运输

液化天然气密度是标准状态下甲烷的625倍。也就是说，1m3液化天然气可气化成625 m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。

②安全性好

天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩（CNG）。由于压缩天然气的压力高，带来了很多安全隐患。

③间接投资少

压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG的汽车行程远，相对可大大减少汽车加气站的建设数量。

④调峰作用

天然气作为民用燃气或发电厂的燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。

⑤环保性

天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准（如“欧Ⅱ”甚至“欧Ⅲ”）创造了条件。

天然气（Natural Gas）天然气是埋藏在地下的古生物经过亿万年的高温和高压等作用而形成的可燃气，是一种无色无味无毒、热值高、燃烧稳定、洁净环保的优质能源。天然气其主要成分为甲烷，热值为8500大卡/米3是一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。它主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。

当非化石的有机物质经过厌氧腐烂时，会产生富含甲烷的气体，这种气体就被称作生物气（沼气）。生物气的来源地包括森林和草地间的沼泽、垃圾填埋场、下水道中的淤泥、粪肥，由细菌的厌氧分解而产生。生物气还包括胃肠涨气（例如：屁），胃肠气最通常来自于牛羊等家畜。

当甲烷散逸到大气层中时，它将是一种直接促使全球变暖愈演愈烈的温室气体。这种飘散的甲烷，就会被视作一种污染物，而不是一种有用的能源。然而，在大气中的甲烷一旦与臭氧发生氧化反应，就会变成二氧化碳和水，因此排放甲烷所导致的温室效应相对短暂。而且就燃烧而言，天然气要比煤这类石炭纪燃料产生的二氧化碳要少得多。甲烷的重要生物形式来源是白蚁、反刍动物（如牛羊）和人类对土地的耕种。据估计，这三者的散发量分别是每年15、75和100百万吨（年散发总量约为1亿吨）。

天然气应用领域

天然气利用领域非常广泛，除了能用于炊事外，还可广泛作为发电、石油化工、机械制造、玻璃陶瓷、汽车、集中空调的燃料或原料。

天然气主要优点

天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁能源，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。其优点有：

① 绿色环保：天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物 质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量。

② 经济实惠：天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。

③ 安全可靠：天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较为安全的燃气。

④ 改善生活：随着家庭使用安全、可靠的天然气，以及享用港华燃气提供亲切、专业和高效率的售后服务和新式炉具，将会极大改善家居环境，提高生活质量。

李瑞明 尹淮新

（新疆煤田地质局156队 乌鲁木齐 830009）

作者简介：李瑞明，高级工程师，煤田地质专业，新疆煤田地质局156队总工程师，联系地址：新疆乌鲁木齐市西山路71号新疆煤田地质局156队，邮政编码830009.电子信箱：lrm950@126.com。

摘要 乌鲁木齐河东、河西矿区是我国重要的煤产地之一，煤层层数多，厚度大，具有煤层气资源丰度大的特点，煤层属低阶煤，其含气量较好，渗透性高，具有良好的勘探开发前景。

关键词 准南煤田 储层条件 煤层气资源 勘探开发前景

Resource Assessment of CBM in Hedong and Hexi Coalmines of Urumuqi，South Zhungar Coal Field

Li Ruiming，Yin Huaixin

（Team No.156 of Xinjiang Bureau of Coal Geology，Urumuqi 830009）

Abstract：Hedong and Hexi coalmines of Urumuqi are important coal production areas in China.There are a number of thick coal seams with high CBM concentration and low coal rank and high permeability in these areas.Therefore，the CBM exploration and development prospects are interesting.

Keywords：South Zhungar coalfield；reservoir condition；CBM resources；exploration and development prospects

前言

研究区位于北天山博格多山北麓，行政区划属阜康市、米泉市、乌鲁木齐县、昌吉市管辖，本次研究以乌鲁木齐河为界分为东、西两区。作为我国重要的煤产地之一，乌鲁木齐河东、河西矿区煤层气资源丰富，多为低山丘陵黄土地形，交通条件便利，都乌输气管道从区内通过，距乌鲁木齐市不足10km，煤层赋存条件好，具有良好的煤层气勘探开发条件。

1 地质背景

1.1 大地构造

大地构造位于天山-兴蒙褶皱系一级构造单元下的二级构造单元天山褶皱带北部中央部位。

该褶皱带北以准噶尔坳陷接壤，南以博罗科努-阿其库都克超岩石圈断裂为界，呈近东西向展布，南北宽约200km，这是自早古生代开始，历经华力西、印支、燕山及喜马拉雅构造运动，形成了一系列北西西向，近东西向及北东东向的断裂、褶皱及山间盆地。其断裂主要为压性，褶皱均以复背斜形式展现，东部构造形迹呈波浪起伏。

1.2 地层

地层主要有上古生界石炭系、二叠系、中生界三叠系、侏罗系、白垩系及新生界第三系和第四系。侏罗系西山窑组和八道湾组为主要含煤地层。

1.3 构造

1.3.1 断裂构造

整个研究区断层较为发育，现对区域性断裂由西至东简述如下：

（1）F1推覆断裂（阜康逆掩断裂）。分布于研究区北部，为一区域性控煤构造，控制煤系地层的北部边界，区内长度 70km，断面南倾，具犁式构造特征。地表倾角较大，约45°～55°，深部渐缓，约18°～40°，走向近于东西，具波状起伏该断层对乌鲁木齐河东区煤系地层有较大的破坏作用。

（2）F4推覆断裂（妖魔山逆掩断裂）。分布于研究区南部，为一区域性控煤构造，控制煤系地层的南部边界，区内长度70km，走向近于东西，断面南倾，倾角较大，约65°，断距由西向东逐渐增大。上盘为二叠系地层，下盘为三叠系、侏罗系地层及第四系砾石层。

（3）F2逆掩断裂（碗窑沟逆掩断裂）。是本区较大的断裂之一，区内长度68km，发育在七道湾背斜北翼并切割北翼西山窑组地层，对43、45号煤层破坏较严重。断层走向50°～70°，断层东起69线，西延至乌鲁木齐河西头屯河勘探区北部，断层北倾，倾角一般72°～85°，西部断距大，最大垂直断距达500m，9 线以东主要切割43、45号煤层，9线以西切割西山窑组大部分煤层。

1.3.2 褶皱

（1）头屯河向斜。位于乌鲁木齐河西区头屯河勘探区北部，区内长度26km，轴向北东东，轴面北倾，轴部地层为白垩系、第三系地层，两翼地层为侏罗系地层，北翼陡，南翼缓。

（2）小渠子—桌子山背斜。位于乌鲁木齐河西区南部，区内长度 22km，轴向北东东，轴面北倾，轴部地层为侏罗系三工河地层，两翼地层为侏罗系地层，北翼25°～45°，南翼20°～35°。

（3）七道湾背斜。位于乌鲁木齐河东区，分布于七道湾以东，向东延至69线，区内长度33km，轴向北东东，轴面南倾，倾角76°～88°，向西倾伏，背斜北翼被 F2断层切割，断层北盘（即上盘）由西山窑组、头屯河组地层构成单斜构造（北单斜），地层倾角70°～80°，局部直立甚至倒转。

（4）八道湾向斜。位于七道湾背斜以南，区内长度41km，轴向北东东60°，轴面南倾，两翼地层由西向东分别为西山窑组、八道湾组构成，南翼地层陡（55°～80°），北翼缓（30°～65°）。

1.4 地质发展史

华力西构造运动时期，北天山带产生了大型的地槽沉降，接受了泥盆系（D）、石炭系（C）和二叠系（P）的地层沉积，准噶尔坳陷基底已成形。印支构造运动爆发，北天山一带回返隆起成陆，但各地升降不一。奇台、乌鲁木齐至乌苏一带处于准噶尔地块南缘，受其向南俯冲影响，产生了大规模的沉降运动，接受了地层沉积，此时地壳沉降幅度较大，气候炎热，沉积以河流相及湖泊相为主，岩性为黄绿色、灰-灰白色、红色的砂砾岩、泥岩及砂质泥岩。

早-中侏罗世时，受燕山运动的作用，本区地壳进一步沉降。此时气候温湿，蕨类、新芦木类等大型乔木茂密生长，沉积环境以河流相及泥岩及泥岩沼泽相为主，地壳沉降幅度与泥岩的形成与保存基本适应，便形成了大面积的含煤建造，待侏罗纪晚期，气候开始变得干燥炎热，沉积由还原环境向氧化环境转变，形成了一套砖红色，灰色的泥岩、砂砾岩及砂岩。

整套地层与下伏三叠系地层整合接触。

燕山运动晚期即白垩纪（K），地壳继续下沉，沉积环境以氧化为主，形成一套棕红、棕褐色、灰白色的泥岩、砂岩及砾岩，晚期地壳略有抬起，导致地层倾斜，遭受风化剥蚀。与下伏的侏罗系地层呈假整合接触。

第三纪时，随着喜山运动的进一步发展，博格多复背斜由南向北运移，对本区产生西偏北向挤压力，北部有准噶尔地块向南俯冲，该区地层随即产生了一系列北偏东向褶皱，如M3、M7。这和区域性构造极为相似。地层处于准噶尔深断裂的一盘，断盘上致使中新生代地层出露于地表，遭受风化剥蚀。

2 煤层特征

2.1 煤层特征

2.1.1 西山窑组煤层

主要分布于头屯河勘探区、西山-老君庙勘探区、乌鲁木齐-白杨河勘探区、白杨河-水磨河勘探区。分别叙述如下：

（1）头屯河勘探区。西山窑组是本区主要含煤地层。含煤 3～18层。煤层总厚8.36～49.14m。煤层平均总厚为32.19m。含煤系数为8%。其中可采煤层2～4层，总厚6.97～45.24m，平均总厚为29.68m。全区主要可采煤层（组）有2、4～5、7和9～15号煤层，其中9～15号煤层在33勘探线以西分为9～10、14～15号两个可采煤层。

（2）西山-老君庙勘探区、乌鲁木齐-白杨河勘探区。西山窑组煤层分布于八道湾向斜南翼、北翼及北单斜。其分布特征、空间变化简述如下：区内含煤32个层（组），煤层（组）总厚338.65～414.01m，总有益厚135.60～147.43m，含煤系数16%，可采煤层（组）有2～3、4～6、6～9、13、14、15～17、18～19、20～22、25、26、27、28、31、32、33、34～36、37～39、41、42～43、45号等，计 12～20个层（组），总厚317.49～372.64m，可采总厚102.26～127.80m。

2.1.2 八道湾组煤层

乌鲁木齐河西区、河东区均有分布，现分述如下：

（1）乌鲁木齐河西区。大浦沟勘探区含煤 15层，煤层总厚平均47.27m，可采总厚平均21.87m，可采煤层有1、2、3、7、8、9、11、12，计8层，其中 A8 煤层最稳定，相当于河东区八道湾组14～15号煤层，稳定厚度6～7m，向东变厚并分叉。整个煤层沿走向由西向东具有变厚的趋势，沿倾向由浅向深变薄。含煤地层分布范围小，煤层厚度变化大，受构造破坏严重。

（2）乌鲁木齐河东区。分布于八道湾向斜南翼、北翼、七道湾背斜北翼，区内含煤33个层（组），煤层（组）总厚31.04～42.5m，总有益厚18.21～29.77m，含煤系数10.53%，可采煤层（组）有1、2、3～5、7～9、10～13、14～15、19～21、33等，计8个层（组），可采总厚14.89～22.83m。

煤层沿走向由西向东，层数增多，厚度增大。41 线以西为薄煤层及煤线，以东煤层逐渐变厚，在53～64线为富煤带。沿倾向煤层逐渐变厚。

2.2 煤岩、煤质特征

研究区煤层较多，面积较大，平面分为乌鲁木齐河东、西两区，煤层分属于西山窑组、八道湾组，现将煤岩、煤质特征总结如下：

2.2.1 煤岩

宏观煤岩组分：西山窑组上部煤层和八道湾组煤层，以亮煤为主，镜煤、丝炭、暗煤次之，而西山窑组下部煤层丝炭含量相对较高，煤层中的丝炭层透镜状分布，局部厚度达10mm左右。

宏观煤岩类型：八道湾组煤层半亮煤占52.82%～55.23%，光亮煤占 13.94%～42.66%，半暗煤占4.51%～30.84%，暗淡煤含量甚微。均以半亮煤为主。

西山窑组下部主力煤层半亮煤占10.20%～63.35%，半暗煤占11.15%～61.22%，暗淡煤占8.10%～28.57%，光亮煤占0%～17.40%，故以半亮煤和半暗煤为主，西山窑组上部煤层平均光泽较亮。

2.2.2 煤体结构

河东碱沟煤矿为原生结构，六道湾煤矿为碎裂结构-糜棱结构，米泉为碎裂结构煤层；河西头屯河为原生结构，大浦沟为碎裂结构煤层。

2.2.3 煤质特征

八道湾组原煤灰分西区平均值一般为10.09%～22.46%，属低-中灰煤，东区原煤分一般平均值为12.23%～20.18%，属低-中灰煤，而 16～21号煤层为 27.94%～28.10%，富灰煤。煤的发热量（Qb，daf）均大于33MJ/kg，均属高发热的煤。总之八道湾组煤层，在横向上西区煤的灰分产率，硫磷含量比东区相对略低，纵向上下部煤层的灰分产率，硫磷含量比上部煤层略低。

西山窑组原煤灰分，东区一般平均值为11.65%～21.84%，属低-中灰煤，西区的老君-西山，一般平均值为8.00%～26.37%，属特低灰-中灰煤，头屯河一般平均值为9.01%～28.59%，属低-富灰煤。总之西山窑组各煤层的灰分产率，硫、磷含量的变化，在横向上整体看，相对东区高，西区略低，从某个区内分析，东区为由丁向东逐渐变高，而西区则由东向西逐渐变高，在纵向上上部煤层相对高，下部煤层低。

2.3 煤变质特征

煤的变质是煤在湿度、压力作用下以及随着作用时间的增长，煤发生质的变化，煤变质的实质是煤在热的作用下，煤分子发生裂解和聚合，芳香族稠环层在聚合作用下不断堆彻增大，在压力作用下煤分子从无序向有序化排列聚合和有序化使煤变质增高，使煤的反射率增高，该区煤变质指标如下：

2.3.1 碳元素

研究区煤的碳含量平均值一般为77.40%～85.02%，横向上东区由东向西递增，而西区则由西向东递增，纵向上下部煤层碳含量相对较高，上部煤层碳含量略低，如东区西山窑组煤层，45号煤层碳（Cdaf）为82.74%，而2～3号煤层碳（Cdaf）为78.31%。

2.3.2 煤类的分布

研究区的煤，根据煤质化验指标，对照中国煤炭分类国家标准（GB5751-86），属低变质烟煤，煤类分别为长焰煤、弱粘煤、气煤，西山窑组各煤层，在横向上，由东向西依次为东区为长焰煤-弱粘煤，西区的老君庙-西山为弱粘煤-气煤，而西端头屯河为不粘煤-长焰煤，故有中部气煤-弱粘煤，向东西两侧为弱粘煤-长焰煤展布。纵向上东区：下部煤层为弱粘煤，上部煤层为长焰煤，西区：老君庙-西山，下部煤层为弱粘煤-气煤，上部煤层为气煤-长焰煤，故煤类有下高上低之趋势，八道湾组各煤层东西区均为气煤。

2.3.3 煤的反射率

八道湾组煤层镜煤反射率：东区平均值为 0.601%～0.620%，煤变质阶段属（Ⅰ-Ⅱ），西区平均值为0.68%，煤变质阶段属（Ⅱ）。

西山窑组煤层镜质组反射率：东区平均值为 0.527%～0.655%，六道湾煤矿为0.68%，煤质变阶段属（Ⅰ-Ⅱ），西区头屯河平均值为0.413%～0.569%，煤变质阶段属（0～Ⅰ），故研究区煤的反射率在横向上中部高，东西两侧低，在纵向上下部八道湾组煤层相对较高，上部西山窑组煤层较低。

根据研究区煤层的上述分析指标，说明研究区的煤，煤变质的热源主要来源于煤系之下的深部，且与现今的埋深无关，加之八道湾组煤层与西山窑组煤层接受热源有差异，煤变质程度亦有所不同，故研究区煤的变质基本符合希尔特深成变质之规律。

3 煤储层特征

3.1 煤层气含量

新疆煤田地质局156队施工一口煤层气参数井获得含气量为：41号煤为 7～9m3/t，一般不超过10m3/t；43号煤为10～12m3/t，一般不超过15m3/t；45号煤为6～8m3/t，一般不超过10m3/t。

3.2 煤的吸附性

由测试得知，本区煤的平衡水分4.30%～8.71%，VL为12.36～26.51m3/g，PL为2.82～5.76MPa，可见煤的吸附性能与煤级密切相关，煤级高则兰格缨尔体积大，头屯河矿煤层变质程度最低，兰格缨尔体积最小。

3.3 煤的渗透性

新疆煤田地质局156 队施工一口煤层气参数井获得渗透率为：41号煤为13.51mD；43号煤为2.7mD；45号煤为2.8mD。

3.4 煤储层压力

一般用压力梯度去衡量储层压力的大小，为了在储层评价中统一方法和原则，将储层压力划分为三种类型。正常储层压力应等于9.5～10.0kPa/m，即基本上等于静水压力梯度；大于10.0kPa/m为高压储层，小于9.5kPa/m为低压储层。

新疆煤田地质局156队施工一口煤层气参数井获得压力梯度：41号煤为0.85MPa/100m；43号煤为0.84MPa/100m；45号煤为0.90MPa/100m。

4 水文地条件

区内水文地质研究说明，研究区煤层裂隙发育，属于富水性极弱的承压含水层，直接出露于地表的煤层，接受大气降水和河流的补给，在煤层的一定深度内形成迳流水。季节性形成的迳流水位不同，引起煤储层压力变化，煤层气解吸-扩散-运移-水溶气-迳流的逸散模式，对煤层气开发稍嫌不利。

5 煤层气资源量预测

研究区煤层气总资源量是1309.754524×108m3。其储量可成为一个大型气田，潜在的资源量有85.015556×108m3，远景资源量有1224.738968×108m3。不同深度煤层气资源量风化带～600m 最小，1000m～1500m 最大。研究区内煤层气资源丰度为 0.88×108m3/km2～17.94×108m3/km2，向斜南翼最大。其中 3个区块的资源丰度大于13×108m3/km2，这样的资源丰度在国内是极少见的，说明本区煤层气赋存条件比较好。资源丰度明显比我国东部和南部煤层气田大，这与煤层厚度大有关。

6 结论

研究区煤层气总资源量、煤层气含量、煤层气资源丰度、煤储层条件、煤储层压力、煤层气保存条件、水文地条件在全国属中上水平，在低阶地区属最好的，潜在的资源量有85.01×108m3，远景资源量有1224.73×108m3。为煤层气开发赢得有利条件，可以用较少的投资，获得较大的回报。

通过综合地质评价，确定向斜北翼为煤层气资源勘探开发的有利区；北单斜、向斜南翼、大浦沟井田为较有利区。

乌鲁木齐河东河西矿区邻进乌鲁木齐市区，交通便利，施工、开采条件优越，开发成功后，利用成本会相应降低，直接应用于城市入民生活、城市工业建设，非常便捷。

参考文献

[1]吴传荣，张慧，李远虑等.1995.西北早-中侏罗世煤岩煤质与煤变质研究.北京：煤炭工业出版杜

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[3]徐进，敬益武.2001.准南煤田白杨河-四工河普查区构造特征分析，中国煤田地质，第4期

[4]王俊民，张桂云.2002.新疆煤层气资源赋存特征及开发潜力分析，新疆地质，第20卷

[5]陈忠民.2002.准噶尔盆地煤层气勘探前景分析，第四届青年学术年会论文

[6]张新民，钟玲文，朱兆英等.1988.新疆乌鲁木齐矿区煤层甲烷赋存条件及资源评价

[7]李瑞明等.2002.新疆乌鲁木齐河东、河西矿区煤层气资源评价

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:huang-cucbm@sina.com.cn,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 productivity, (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 production in April 2010, and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.

Keywords: CBM-pilotcoal seamsadsorption isothermsCBM productivity

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

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Specifications for coalbedmethane resources/reserves

中华人民共和国地质矿产行业标准

DZ/T 0216—2002

国土资源部2002-12-17发布；2003-03-01实施。

1 范围

本标准规定了我国煤层气资源/储量分类分级标准及定义、储量计算方法、储量评价标准和储量报告的编写要求。

本标准适用于地面钻井开发时的煤层气资源/储量计算，适用于煤层气的资源勘查、储量计算、开发设计及报告编写；可以作为煤层气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 212—91 煤的工业分析方法

GBn/T 270—88 天然气储量规范

GB/T 13610—92 气体组分分析方法

储发[1986]147号 煤炭资源地质勘探规范

MT/T 77—94 煤层气测定方法(解吸法)

3 总则

3.1 煤层气田(藏)储层具有不均质性，其含气性和产能等也是有差别的，宜实行滚动勘探开发，应进行动态储量评估，从发现直到废弃的各个勘探开发阶段，其经营者应根据地质、工程资料的变化以及技术和经济或相关政策条件的变化，分阶段进行储量计算、复算、核算和结算。

3.2 煤层是赋存煤层气的储层，煤田勘查程度和认识程度既是煤层气勘查部署的重要基础，也是煤层气资源/储量评估的重要依据。

4 定义

4.1 煤层气

是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。

4.2 煤层气资源

4.2.1 定义

是指以地下煤层为储集层且具有经济意义的煤层气富集体。其数量表述分为资源量和储量。

4.2.2 煤层气资源量

是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开采或未来可能开采的，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量。

4.2.3 煤层气地质储量

4.2.3.1 定义

是指在原始状态下，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。

4.2.3.2 原始可采储量(简称可采储量)

是地质储量的可采部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终采出的煤层气数量。

4.2.3.3 经济可采储量

原始可采储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可采储量是累计产量和剩余经济可采储量之和。

4.2.3.4 剩余经济可采储量

是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，从指定的时间算起，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。

4.3 煤层气勘查

4.3.1 定义

是指在充分分析地质资料的基础上，利用钻井、地震、遥感以及生产试验等手段，调查地下煤层气资源赋存条件和赋存数量的评价研究和工程实施过程。可分为两个阶段，包括选区、勘探。

4.3.2 选区

主要根据煤田(或其他矿产资源)勘查(或预测)和类比、野外地质调查、小煤矿揭露以及煤矿生产所获得的煤资源和气资源资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的资源评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测资源量。

4.3.3 勘探

在评价选区范围内实施了煤层气勘查工程，通过参数井或物探工程获得了区内关于含煤性和含气性的认识，通过单井和/或小型井网开发试验获得了开发技术条件下的煤层气井产能情况和井网优化参数的煤层气勘查实际实施阶段。根据勘探结果可以计算煤层气储量。

4.4 煤层气开发

指在勘探区按照一定的开发方案部署了一定井距的开发井网后进行的煤层气资源的正式开采活动。煤层气通常适合进行滚动勘探开发。

5 煤层气资源/储量的分类与分级

5.1 分类分级原则

煤层气储量的分类以在特定的政策、法律、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则，在不同的勘查阶段通过技术经济评价，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的3大类。分级以煤层气资源的地质认识程度的高低作为基本原则，根据勘查开发工程和地质认识程度的不同，将煤层气资源量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气资源量，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的、控制的和探明的3级。可采储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

5.2 分类

5.2.1 经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求。

5.2.2 次经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或政府给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的。

5.2.3 内蕴经济的

在当时的市场经济条件下，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。

5.3 分级

5.3.1 预测的

初步认识了煤层气资源的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数。因没有进行排采试验，仅有一些含煤性、含气性参数井工程，大部分储层参数条件是推测得到的，煤层气资源的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。

5.3.2 控制的

基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气资源可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。

5.3.3 探明的

查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的展布规律和开采技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等)；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源及可采性。煤层气资源的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。

关于剩余的探明经济可采储量的分类、分级参照天然气储量规范，本规范暂不对其进行命名。剩余的探明经济可采储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：

a)已开发的，是指从探明面积内的现有井中预期采出的煤层气数量；

b)待开发的，是指从探明面积内的未钻井区或现有井加深到另一储层中预期可以采出的煤层气数量。

5.4 煤层气资源/储量分类、分级体系

根据煤层气资源/储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系，建立煤层气资源/储量分类和分级体系(表1)。

6 煤层气资源/储量计算

6.1 储量起算条件和计算单元

6.1.1 储量起算条件

煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量。根据国内平均条件，所确定的单井平均产量下限值见表2。表3中所给出的各级储量勘查程度和认识程度是储量计算应达到的基本要求。

表1 煤层气资源/储量分类与分级体系

表2 储量起算单井产量下限标准

6.1.2 储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块(或井区)，同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量，关于风化带的各项指标参照《煤炭资源地质勘探规范》。

表3 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

6.1.3 储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化(变薄、尖灭、剥蚀、变质等)、含气量下限、煤层净厚下限(0.5～0.8m)等边界确定(对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整)；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层含气量下限值如表4，表4也可根据具体条件进行调整，如煤层厚度不同时应适当调整。

表4 煤层含气量下限标准

6.2 储量计算方法

6.2.1 地质储量计算

6.2.1.1类比法

类比法主要利用与已开发煤层气田(或相似储层)的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其他方法进行储量计算。类比法可用于预测地质储量的计算。

6.2.1.2 体积法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别煤层气地质储量的计算，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识，也取决于有关参数的精度和数量。

体积法的计算公式：

Gi=0.01 AhDCad

或

Gi=0.01 AhDdafCdaf

式中：Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

A——煤层含气面积，单位为平方千米(km2)；

h——煤层净厚度，单位为米(m)；

D——煤的空气干燥基质量密度(煤的容重)，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Ddaf——煤的干燥无灰基质量密度，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

6.2.2 可采储量计算

6.2.2.1 数值模拟法

数值模拟法是煤层气可采储量计算的一个重要方法，这种方法是在计算机中利用专用软件(称为数值模拟器)对已获得的储层参数和早期的生产数据(或试采数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可采储量。

a)数据模拟器选择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的3种流动方式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等。

b)储层描述：是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性、储层流体及生产动态等4个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。

c)历史拟合与产能预测：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立气藏模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的煤层气累计总产量，即煤层气可采储量。

根据资料的掌握程度和计算精度，储层模拟法的计算结果可作为控制可采储量和探明可采储量。

6.2.2.2 产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：

a)有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；

b)可以明确界定气井的产气面积；

c)产量-时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

d)必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。

产量递减法可以用于探明可采储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。

6.2.2.3 采收率计算法

可采储量也可以通过计算气藏采收率来计算，计算公式：

Gr=GiRf

式中：Gr——煤层气可采储量，单位为亿立方米(108m3)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

Rf——采收率，单位为百分数(%)。

煤层气采收率(Rf)可以通过以下几种方法计算：

a)类比法：根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出，只能用于预测可采储量计算。

b)储层模拟法：在储层模拟产能曲线上直接计算，可用于控制可采储量和探明可采储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

c)等温吸附曲线法：在等温吸附曲线上通过废弃压力计算，只能用于预测可采储量的计算，也可以作为控制可采储量计算的参考。

Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中：Cgi——原始储层条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cga——废弃压力条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)。

d)产量递减法：在已获得稳定递减斜率的产量递减曲线上直接计算，可用于探明可采储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

7 煤层气资源/储量计算参数的选用和取值

7.1 体积法参数确定

7.1.1 煤层含气面积(简称含气面积)

含气面积是指单井煤层气产量达到产量下限值的煤层分布面积。应充分利用地质、钻井、测井、地震和煤样测试等资料综合分析煤层分布的地质规律和几何形态，在钻井控制和地震解释综合编制的煤层顶、底板构造图上圈定，储层的井(孔)控程度应达到附录B和表3所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

a)钻井和地震综合确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭、剥蚀等地质边界；达不到产量下限的煤层净厚度下限边界；含气量下限边界和瓦斯风化带边界。

b)煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时，主要以煤层气井外推圈定。探明面积边界外推距离不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况(假定附录B规定距离为1个井距)：

1)仅有1口井达到产气下限值时，以此井为中心外推1/2井距；

2)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距，可分别以这两口井为中心外推1/2井距；

3)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；

4)在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。

c)由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。作为探明面积边界距离煤层气井不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍。

7.1.2 煤层有效(净)厚度(简称有效厚度或净厚度)

煤层有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚度，又称为净厚度。探明有效厚度应按如下原则确定：

a)应是经过煤层气井试采证实已达到储量起算标准，未进行试采的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；

b)井(孔)控程度应达到附录B井距要求，一般采用面积权衡法取值；

c)有效厚度应主要根据钻井取心或测井划定，井斜过大时应进行井位和厚度校正；

d)单井有效厚度下限值为0.5～0.8m(视含气量大小可作调整)，夹矸层起扣厚度为0.05～0.10m。

7.1.3 煤质量密度

煤质量密度分为纯煤质量密度和视煤质量密度，在储量计算中分别对应不同的含气量基准。测定方法见GB 212—91煤的工业分析方法。

7.1.4 煤含气量

可采用干燥无灰基(dry，ash-free basis)或空气干燥基(air-dry basis)两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：

Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)

式中：Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

但是，为了保证计算结果的准确性，最好采用原煤基(in-situ basis)含气量计算煤层气储量。原煤基含气量需要在空气干燥基含气量的基础上进行平衡水分和平均灰分校正，校正公式：

Cc=Cad-β[(Ad-Aav)+(Mad-Meq)]

式中：Cc——煤的原煤基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Aav——煤的平均灰分(wB)，单位为百分数(%)；

Meq——煤的平衡水分(wB)，单位为百分数(%)；

β——空气干燥基含气量与(灰分+水分)相关关系曲线斜率。

各种基准煤层气含量及平衡水分测定参照美国矿务局USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法。

煤层气含量确定原则如下：

a)计算探明地质储量时，应采用现场煤心直接解吸法(美国矿业局USBM法)的实测含气量，煤田勘查煤心分析法(煤炭行业标准MT/T 77—94)测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。采样间隔：煤层厚度10m以内，每0.5～1.0m 1个样；煤层厚度10m以上，均匀分布10个样以上(可每2m或更大间隔1个样)。井(孔)控程度达到附录B规定井距的1.5～2.0倍，一般采用面积权衡法取值，用校正井圈出的大于邻近煤层气井的等值线，所高于的含气量值不参与权衡。

b)计算未探明地质储量时，可采用现场煤心直接解吸法和煤田勘查煤心分析法(MT/T 77—94煤层气测定方法)测定的含气量。与邻近的、地质条件和煤层煤质相似的地区类比求得的含气量，可用于预测地质储量计算。必要时也可根据煤质和埋深估算含气量，估算的含气量可用于预测地质储量的计算。

c)矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层、顶底板和邻近层以及采空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测资源量时含气量的参考值。用于瓦斯突出防治的等温吸附曲线虽然也能提供煤层气容量值，但在参考引用时必须进行水分和温度等方面的校正，校正后可用于推测资源量计算。

d)煤层气成分测定参见 GB/T 13610—92气体组分分析方法。煤层气储量应根据气体成分的不同分类计算。一般情况下，参与储量计算的煤层气含量测定值中应剔除浓度超过10%的非烃气体成分。

7.2 数值模拟法和产量递减法参数的确定

数值模拟法和产量递减法参数，如气水性质、煤质与组分、储层物性、等温吸附特征、温度、压力和气水产量等，参照GB 212—91、GB/T 13610—92及有关标准执行，或另行制定细则。

7.3 储量计算参数取值

a)储量计算中的参数可由多种资料和多种方法获得，在选用时应详细比较它们的精度和代表性进行综合选值，并在储量报告中论述确定参数的依据；

b)计算地质单元的参数平均值时，煤层厚度原则上应根据实际构造发育规律，采用等值线面积平衡法或井点控制面积权衡法，但在煤田勘查的详查区和精查区可直接采用算术平均法计算，其他参数一般应采用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算；

c)各项参数名称、符号、单位及有效位数见附录B的规定，计算中一律采用四舍五入进位法；

d)煤层气储量应以标准状态(温度20℃，压力0.101MPa)下的干燥体积单位表示。

8 煤层气储量评价

8.1 地质综合评价

8.1.1 储量规模

按储量规模大小，将煤层气田的地质储量分为4类，如表5。

表5 储量规模分类表

8.1.2 储量丰度

按煤层气田的储量丰度大小，将煤层气田的地质储量丰度分为4类，如表6。

表6 储量丰度分类表

8.1.3 产能

按气井的稳定日产量，将气藏的产能分为4类，如表7。

表7 煤层气井产能分类表

8.1.4 埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类，如表8。

表8 煤层气藏埋深分类表

8.2 经济评价

a)采用净现值分析法对煤层气勘查开发各阶段所提交的各级储量在未来开发时的费用和效益进行预测，分析论证其财务可行性和经济合理性优选勘探开发项目，以获得最佳的经济效益和社会效益；

b)储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量均应进行相应的经济评价；

c)所有申报的探明储量必须进行经济评价；

d)经济评价中关于投资、成本和费用的估算应依据煤层气田的实际情况，充分考虑同类已开发或邻近煤层气田当年的统计资料；

e)对新气田煤层气井产能的预测，必须有开发部门编制的开发概念设计作为依据，平均单井稳定日产量可依据储层数值模拟做专门的论证。

8.3 储量报告

煤层气田或区块申报储量时应编写正式报告。储量报告的编写要求参照附录C。

附录A

(规范性附录)

煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

表A.1 煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

附录B

(规范性附录)

煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

表B.1 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

附录C

(资料性附录)

煤层气探明储量报告的编写要求

C.1 报告正文

C.1.1 前言

煤层气田名称、地理位置、登记区块名称和许可证号码、已有含气面积和储量、本次申报含气面积和储量申报单位等。

C.1.2 概况

勘查开发简史、煤田勘查背景，煤炭生产概况，煤层气勘查所实施的工作量、勘查单位、资料截止日期和取得资料情况等。

C.1.3 地质条件

区域构造位置、构造特征、地层及煤层发育特征、水文地质特征、煤层气勘查工程的地质代表性、储层特征、含气性及其分布特征等。

C.1.4 排采试验与产能分析

单井排采或小井网开发试验的时间、生产工艺，单井和井网产能及开发生产动态特征等。

C.1.5 储量计算

储量计算方式与方法选择、储量级别和类别的确定、参数确定、计算结果、可采储量计算和采收率确定方法与依据，以及储量复算或核算前后储量参数变化的原因和依据。

C.1.6 储量评价

规模评价、地质综合评价、经济评价、可行性评价等。

C.1.7 存在问题与建议

C.2 报告附图表

a)附图：气田位置及登记区块位置图、含气面积图、煤层底板等高线图，煤层厚度等值线图、煤层含气量等值线图、主要气井气水产量曲线图、确定储量参数依据等的有关图件。

b)附表：气田地质基础数据表、排采成果表、储层模拟成果表、储量参数原始数据表、主要气井或分单元储量参数和储量计算表、开发数据表、经济评价表。

C.3 报告附件

附件可包括：地质研究报告、煤储层描述研究报告、储量参数研究报告、关键井单井评价报告、试验生产报告等。

附加说明

煤层气是重要的洁净新能源，制定一个适合我国国情并与国际(油气)准则相衔接的煤层气储量计算、评价和管理规范，可以促进煤层气资源的合理利用。由于目前没有通用的储量分类标准和计算方法，为规范我国煤层气资源/储量分类和计算，并促进国际交流，根据GBn/T 270—88《天然气储量规范》、GB/T 17766—1999《固体矿产资源/储量分类》，并参考了美国石油工程师学会(SPE)和世界石油大会(WPC)、联合国经济和社会委员会以及美国证券交易管理委员会(SEC)等颁布的有关储量分类标准，制定本标准。

本标准自实施之日起，凡报批的煤层气储量报告，均应符合本标准和规定。

本标准和附录A、附录B是规范性附录。

本标准的附录C是资料性附录。

本标准由中华人民共和国国土资源部提出。

本标准由全国地质矿产标准化技术委员会归口。

本标准起草单位：中联煤层气有限责任公司。

本标准主要起草人：杨陆武、冯三利、胡爱梅、李明宅。

本标准由中华人民共和国国土资源部负责解释。

煤层气是一种自生自储的非常规天然气。与常规气藏不同，对于煤层气藏来讲，煤层既是煤层气的源岩，又是煤层气的储集层。

(一)煤储层的特征

与常规天然气储层相比，煤层气储层具自身的特殊性，煤层气的赋存与常规天然气也明显不同。表4－6列出了煤储层与常规砂岩储层的异同点。

表4－6常规砂岩储层和煤储层的比较表

1.煤的孔隙结构特征

煤层是一种双重孔隙介质，属裂隙－孔隙型储层。图4－11是煤储层孔隙结构的理想模型，割理(cleat)将煤分割成若干基质块，基质块中包含有大量的微小孔隙，是气体储存的主要空间，其渗透性很低割理是煤中的次要孔隙系统，但却是煤层中流体(气体和水)渗流的主要通道。孔隙和割理都是煤储层研究的重要内容。

图4－11煤的双重孔隙系统图 (据Warren和Root，1963)

割理是指煤层中近于垂直层面的天然裂隙，其成因有内生和外生(构造成因)之分，规模有大有小，与煤田地质学上的“裂隙”为同义词。在煤层气地质领域，一般将“割理”和“裂隙”通用。

根据孔隙－割理的物理测试结果，通常将煤中孔隙(包含割理)的空间尺度划分为:<0.01μm为微孔，0.01～0.1μm为小孔，0.1～1μm中孔，>1μm为大孔。

2.煤的割理系统

(1)割理的规模类型:割理的规模存在很大差异，小者数微米长，大者数米长。不同规模的割理在煤层中的发育程度相差较大。不同规模的割理，对气体的渗流起着不同的作用。张新民(2002)等按照割理的规模以及割理与煤层、煤岩类型及煤岩成分的关系对其进行了分类(表4－7)。

表4－7割理的规模类型及特征简述表

续表

(2)割理的三维几何形态:割理系统有互相大致垂直的两组，其中延伸长度大，且发育的一组叫面割理被面割理横切的另一组叫端割理(图4－12)。

图4－12煤中割理系统图 (据张新民等，2002)

割理的长度在层面上可测量到，发育的面割理呈等间距分布，其长度变化范围很大(表4－7)。总体上，煤的光泽越亮、镜煤和亮煤越多、厚度越大，面割理越发育、割理高度越大。面割理高度小到几微米，大到几十厘米。

端割理一般与面割理是互相连通的。端割理的长度受面割理间距的控制，面割理间距越宽，端割理越长。端割理与面割理的高度受控因素相同，主要与煤岩类型和煤岩组分有关。割理的宽度与其规模有关。割理规模越大，宽度亦越大，变化范围一般为1μm至几厘米。

割理形态也是多姿多态的，在层面上主要有:①网状，这种割理连通性好，属极发育②一组大致平行排列的面割理极发育，而端割理极少，这种割理属于发育，连通性属较好③面割理呈短裂纹状或断续状，端割理少见，这种割理连通性差，属于较发育。剖面上，割理主要呈垂直于层理或微斜交层理平行排列。

3.煤层渗透率

宏观孔隙网络组成了连通性好的面割理和连通性稍差的端割理。面割理与端割理正交并垂直于煤层层面。割理是水和气流动的主要通道。被割理网络所包围的完整煤基质块体中的大部分孔隙为微孔隙，在这些煤中，流体主要通过扩散方式运移。故煤层的渗透性主要取决于煤层中割理的渗透性。根据火柴模型(thematchstickmodel)(Sawyer，1990Harpalani和Chen，1997)，割理的孔隙度(Φc)和渗透率(k)可近似为:

非常规油气资源

式中:a和b分别为割理的间距和一个割理孔径的宽度。

割理渗透性由割理密度(间距)、裂缝宽度和开启性、范围和连通性控制。这些因素又取决于煤级、煤质(灰分含量)、煤岩组分、煤层厚度、构造变形、煤化作用和原地压力(Ammosov和Eremin，1963Close，1993Laubach et al.，1998)。由于煤层具极强的可压缩性，原地压力可以影响储层渗透性和产量特征。通常，由于超压作用，煤层渗透性随着埋深的加大而减小。因此，美国大多数煤层气产自埋深小于1200m的煤层。煤阶对煤层的渗透性也有显著影响，由表4－8可看出，低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏。

表4－8世界部分中、低煤阶煤层气藏试井渗透率参数表

(据陈振宏，2007)

4.煤储层的吸附特征

(1)吸附理论:由于煤是一种多孔的固体，具有很大的内部表面积，因而具有吸附气体的能力。所谓吸附，是指气体以凝聚态或类液态被多孔介质所容纳的一种过程。吸附过程可分为物理吸附和化学吸附两种类型。物理吸附是由范德华力和静电力引起的，气体和固体之间的结合较微弱物理吸附是快速的、可逆的。化学吸附是共价键引起的，气体和固体之间的结合力很强化学吸附是缓慢的、不可逆的。

煤是一种优良的天然吸附剂，对各种气体具有很强的吸附能力，这是煤层气与常规储层储气机理不同的物质基础。煤吸附甲烷属物理吸附，理由主要是甲烷的吸附热比气化热低2～3倍，氮气和氢气的吸附也与甲烷一样，这表明煤对气体的吸附是无选择性的大量的吸附试验证明，煤对甲烷等气体的吸附是快速的、可逆的。因此，可以用物理吸附模型来探讨煤吸附气体的机理。

对于物理吸附过程而言，吸附平衡是一个重要的概念。在一个封闭的系统里，固体颗粒表面上同时进行着吸附和解吸这样两种相反的过程。即一部分气体由于吸引力而被吸留在表面上而成吸附气相被吸附住的气体分子，在热运动和振动的作用下，其动能增加到足以克服吸引力的束缚时，就会离开表面而重新进入游离气相。当这两种作用的速度相等(即单位时间内被固体颗粒表面吸留的气体分子数等于离开表面的分子数)时，在颗粒表面上的气体分子数目维持某一个定量，这时就称为吸附平衡。在平衡状态时，吸附剂所吸附的气体量随气体的温度、压力而变化。显然，这是一种动态平衡状态。即吸附量(V)是温度(t)和压力(p)的函数，可表示为

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在上述函数关系式中，当温度一定时，称吸附等温线当压力一定时，称吸附等压线。最常用的是吸附等温线，即在某一固定温度下，当达到吸附平衡时，吸附量(V)与游离气相压力(p)之间的关系曲线。在煤层气地质及勘探开发中，某一温度(通常为储层温度)下煤的吸附等温线对评价煤层的最大储气能力、预测煤层气含量、确定临界解吸压力、计算煤层气理论回收率等方面具有重要用途。

吸附等温线可以由实验室测试而获得。实际上实验测得的吸附等温线形状很多，大致可归纳为5种类型(图4－13)。图中纵坐标为吸附量a，横坐标p/p0为相对压力，p0是气体在吸附温度时的饱和蒸汽压，p是吸附平衡时气体的压力。等温线形态上的差异，反映了吸附剂与吸附质之间相互作用的差别。

图4－13物理吸附的5种类型等温线图 (据朱陟瑶等，1996)

第Ⅰ类吸附等温线的特征是，在较低相对压力时吸附量迅速增加，达到一定相对压力后吸附量趋于恒定的数值(极限吸附量)。极限吸附量有时表示单分子层饱和吸附量，对于微孔吸附剂则可能是将微孔充满的量。

第Ⅱ—Ⅴ类等温线是发生多分子层吸附和毛细凝结的结果。当吸附剂为非孔的或孔径很大可近似看作是非孔的时，吸附层数原则上可认为不受限制，等温线为Ⅱ、Ⅲ型的。当吸附剂为孔性的(不是微孔或不全是微孔的)，吸附层数受孔大小限制，在p/p0→1时的吸附量近于将各种孔填满所需液态吸附剂的量，吸附等温线为Ⅳ、Ⅴ型的。Ⅱ和Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ类型等温线的区别在于起始段曲线的斜率，Ⅱ和Ⅳ型在低压区曲线凸向吸附量轴，Ⅲ和Ⅴ型的是由小变大在形状上，Ⅱ和Ⅳ型在低压区曲线凸向吸附量轴，Ⅲ和Ⅴ型则凸向压力轴。这些区别反映了吸附质与吸附剂表面作用的强弱。

从吸附等温线可以得到吸附质与吸附剂作用大小、吸附剂表面积、孔的大小及形状、孔径分布等信息。

由于煤储层的温度大都在10～50℃范围，远远高于甲烷的临界温度(－82.5712℃)，煤的等温吸附试验一般也是在这一温度范围内进行的，因而不易发生多层吸附煤是一种孔隙结构比较复杂、孔径分布不集中的多孔介质，不可能只在特定孔径的微孔结构中发生吸附，即吸附不是以微孔充填为主的过程(艾鲁尼，1992)，故大多数煤的吸附等温线属Ⅰ类。

由于大多数煤的吸附等温线属Ⅰ类，故可认为煤吸附气体属于单分子层吸附，用Langmuir方程可以较好地描述绝大部分煤的吸附等温线。

Langrnuir(1916)从动力学的观点出发，提出了单分子层吸附理论，其基本假设条件是:①吸附平衡是动态平衡②固体表面是均匀的③被吸附分子间无相互作用力④吸附作用仅形成单分子层。其数学表达式为

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式中:V为吸附量(cm3/g)p为平衡气体压力(MPa)a为吸附常数，反映吸附剂(如煤的最大吸附能力，与温度、压力无关，而取决于吸附剂和吸附质的性质(m3/g)b为压力常数，取决于温度和吸附剂的性质(MPa－1)。

(2)煤对甲烷的吸附能力:张新民等(2002)从110余个煤样(来自从褐煤至无烟煤2号等9个煤级的煤层)的等温吸附实验结果得出在模拟地下煤储层条件的情况下，我国煤对甲烷的吸附能力(以最大吸附量，即Langmuir体积表征)较强，Langmuir体积(VL)值在11.25～51.81cm3/g之间变化(干燥无灰基)(不包括无烟煤1号)。其分布情况如图4－14所示，由于各煤级煤样的数量不均衡，各VL值区间的数据个数并不完全代表我国煤的VL值的分布趋势。

图4－14我国煤样Langmuir体积实测值分布直方图 (据张新民，2002)

(3)煤吸附能力的影响因素:煤的吸附能力受煤本身的物理、化学性质及煤体所处的温度、压力等条件的控制。实验结果表明，煤的吸附能力受煤变质程度、温度、水分含量影响较为显著。

煤变质程度对吸附能力的影响。煤对甲烷的吸附是一种发生在煤孔隙内表面上的物理过程，吸附能力受孔隙特征的影响。在煤变质过程中，孔隙在发生着变化，从而影响着煤的吸附能力。张新民等(2002)认为从褐煤至无烟煤2号煤的吸附能力是随着煤化作用的增加而增大(图4－15，图4－16和表4－9)。成岩作用阶段褐煤的吸附能力明显低于其他各变质阶段的煤，长焰煤至肥煤3个煤阶吸附量增加缓慢，焦煤之后，煤的吸附量开始快速增加，于无烟煤2号煤的吸附能力最强。

图4－1530℃等温吸附Langmuir体积与Rmax关系图

图4－16不同变质程度(Rmax)煤在45℃条件下的等温吸附曲线图

表4－9不同煤阶煤的吸附常数平均值(t=30℃，含平衡水分)

温度对煤吸附性能的影响。等温吸附实验一般采用的温度是30℃或煤储层温度。图4－17、图4－18为两个代表性的煤样分别在25℃、35℃、45℃和50℃条件下实验得出的等温吸附实验曲线。其中图4－17的煤样YQ四－15Rmax为2.69%，图3－18的煤样HJH－8Rmax为0.88%。由图4－17和图4－18可见，不同温度下煤的吸附能力有变化。总体的变化趋势是在压力不变的情况下，随着温度的升高，煤的吸附能力降低。用Langrnuir方程，根据各温度条件下获得的Langmuir体积和Langmuir压力，分别计算2MPa、8MPa、12MPa、20MPa压力下的吸附量将同一压力不同温度的吸附量标绘在“温度－吸附量”坐标图中，即可用线性方程回归温度－吸附量经验公式，如图4－19和图4－20所示。

图4－17YQ四－15煤不同温度下的等温吸附实验曲线图 (据张新民，2002)

图4－18HJH－8煤不同温度下的等温吸附实验曲线图 (据张新民，2002)

图4－19YQ四－15煤在不同压力下温度与含气量关系图

图4－20HJH－8煤在不同压力下温度与含气量关系图

压力对煤吸附性能的影响。在其他条件不变时，随着压力的升高煤对甲烷的吸附能力增大(图4－21)。

图4－21随着压力的增大煤对甲烷的吸附能力也增大

图4－21a.在较高的温度下(虚线)，煤中储存较少甲烷当生气量大于煤的吸附能力时就发生运移图4－21b.随着盆地的抬升冷却生气量降低(实线)，从而导致煤层对甲烷不饱和。大气水中次生生物气的生成和热成因与生物成因气的运移可使煤层重新饱含甲烷。当煤层饱和时，解吸发生的压力就较高，则煤层气解吸只需较少的降压(排水)，甲烷的产量也会较高。

水分对煤吸附性能的影响。张新民等(2002)试验表明，随着煤中水分的增加，Langmuri体积呈减小趋势，这主要是煤的内表面上可供甲烷气体分子“滞留”的有效吸附点位是一定的，煤中水分越高，可能占据的有效吸附点位就越多，相对留给甲烷分子“滞留”的有效点位就会减少，煤的饱和吸附量就会降低。

5.煤储层压力特征

煤储层压力是指煤层孔隙中的流体(包括气体和水)压力。煤储层压力对煤层气含量、气体赋存状态起着重要作用。同时，储层压力也是水和气体从煤的裂隙中流向井筒的能量。当降低煤储层压力，煤孔隙中吸附的气体开始解吸，向裂隙中扩散，在压力差作用下从裂隙向井筒流动。煤层气开采就是根据这一原理，通过排水降低储层压力而采气的。

实际上，原始煤储层压力差别较大。这是由于它受多种因素的影响，如区域水文地质条件、埋深、含气量、地应力等都可对煤储层压力造成影响。一般用压力梯度去衡量储层压力的大小，将储层压力划分为三种类型(表4－10)。正常储层压力应等于9.5～10.0kPa/m，即基本上等于静水压力梯度大于10.0kPa/m为高压储层，小于9.5kPa/m为低压储层。

表4－10储层压力类型划分方案表

(二)煤层气的储存特征

一般说来，煤层气以3种状态存在于煤层之中:①吸附在煤孔隙的内表面上②以游离态分布于煤的孔隙中，其中大部分存在于各类裂隙之中③溶解于煤层内的地下水中。在煤化作用过程中生成的气体，首先满足吸附，然后是溶解和游离析出，在一定的温度和压力条件下，这3种状态的气体处于统一的动态平衡体系中。

上述这3种状态主要是针对甲烷而言，煤中的各种重烃组分是处于气态还是液态，这取决于煤储层的温度和气体压力。在当前开采深度和气体压力范围内，乙烷是气态，其他重烃呈液态。另外，除上述3种状态外，煤层中的气体还有可能以气体水合物晶体的形式存在，其条件是低温高压，如温度在0℃时，形成甲烷(CH4)水合物所需的压力为2.65MPa温度在10℃时，则所需压力为7.87MPa，而在这样的条件只有在深海或永久冻土地带才能出现，在我国煤田内一般是不存在的。由于煤层气成分中乙烷以上的重烃含量很小，所以煤层中烃类物质的相态绝大部分为气态。

1.吸附气

煤层区别于常规天然气储层的主要特征是，大部分气体以吸附的方式储存于煤层中。经测算，吸附状态的气占煤中气体总量的80%～95%以上，具体比例取决于煤的变质程度、埋藏深度等因素(张新民等，1991)。这主要由于煤是一种多孔介质，煤中的孔隙大部分为直径小于50nm的微孔，因而使煤具有很大的内表面积，对气体分子产生很大的表面吸引力，所以具有很强的储气能力。在我国，中、高变质程度的烟煤和无烟煤中实测煤层气含量(干燥无灰基)为10～30cm3/g，最高可达36cm3/g，甚至更高据测算，煤层的储气能力是同体积常规砂岩储气能力的2～3倍，如图4－22所示。

煤中吸附气含量，可以用直接法，通过煤样解吸试验得到也可用以用间接法，通过Langmuir方程计算求得。

2.游离气

在气饱和的情况下，煤的孔隙和裂隙中充满着处于游离状态的气体。这部分气服从一般气体状态方程，由于甲烷分子的自由热运动，因而显现出气体压力。游离气的含量取决于煤的孔隙(裂隙)体积、温度、气体压力和甲烷的压缩系数，即

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式中:Qy为游离气含量(cm3/g)Φ为单位质量煤的孔隙体积(cm3/g)p为气体压力(MPa)K为甲烷的压缩系数(MPa－1)。

图4－22煤与砂岩储气能力比较图 (据Kuuskvaa et al.，1989)

煤中游离气的含量不大。据前苏联科学院艾鲁尼等人的资料，中等变质程度的煤，在埋深300～1200m的范围内，其游离气仅占总含气量的5%～12%。

3.水溶气

水对甲烷有一定的溶解能力。根据煤炭科学研究总院西安分院在20世纪80年代后期进行的系统甲烷水溶试验的结果(表4－11)，一般每升水可溶解零点几升到几升甲烷。与其他气体相比，甲烷在水中的溶解度是较小的。例如，在0℃和常压下，甲烷在水中的溶解度为0.055L/L，而相同条件下乙烷在水中的溶解度为0.098L/L，二氧化碳为1.713L/L，硫化氢为2.67L/L。可以看出，甲烷在水中的溶解度仅为二氧化碳的1/30，是相当低的。尽管如此，当溶解度低的甲烷溶于大量的地下水中，就会有巨大的气体从气藏中运移出去，引起甲烷的散失。在自然界，煤层常常为含水层，当储层压力低到足以使气体能够从煤中解吸出来时，甲烷会因地下水的运动而从煤层中运移出去。

表4－11不同温度、压力和不同矿化度下，水对甲烷的溶解度表

续表

(据张新民等，1991)

(三)煤中气体的流动

在自然界的原始状态下，煤层中的气体以承压状态存在着，气体处于平衡状态，可以将其看作是不发生流动的。但是，当人为活动影响时，如井下采掘活动，气井排水降压等，由于破坏了原始的压力平衡状态，会引起煤层中气体的流动。煤中气体穿过煤层孔隙介质的流动机制可以描述为3个相联系的过程(图4－23)，即:

首先，由于压力降低使气体从煤基质孔隙的内表面上发生解吸其次，穿过基质和微孔扩散到裂隙中，扩散作用是由于在基质与裂隙间存在的浓度差引起的最后，在压力差作用下以达西流的方式在裂隙中渗流。这3种作用是一个互为前提并且连续进行的统一过程，不能割裂开来单独进行。

图4－23煤中气体流动的3个阶段图

1.解吸

当储层压力下降到低于临界解吸压力时，气体分子开始解吸，并遵循给定介质的等温吸附过程。解吸过程与时间有关。解吸过程进行的快慢可以用解吸时间来定性表示。所谓解吸时间，是指总吸附气量(包括残留气)的63.2%释放出来所需要的时间，一般用天或小时来表示。为使气体从不饱和气的煤层中开始解吸并产出，必须将地层压力降低到饱和点以下(图4－24)。

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2.扩散流

气体穿过煤基质和微孔的扩散流动是由于体积扩散(分子与分子间的相互作用)、克努森(Knudson)扩散(分子与孔壁间的相互作用)和表面扩散(吸附的类液体状甲烷薄膜沿微孔隙壁的转移)共同作用的结果。

当孔隙直径大于气体分子的平均自由运动路程时，以体积扩散为主当孔隙相对于气体分子的平均自由运动路程较小时，以克努森扩散为主。表面扩散受气体分子与孔壁表面之间的持续碰撞作用的控制，在这些表面上气体以吸附状态被传输。在表面扩散中一旦发生碰撞，气体分子就立即被吸附在孔壁上。对整个运移过程来说，表面扩散的作用是不大的。

各种类型的扩散流动都是气体分子随机运动的结果。图4－25可用来说明煤基质中甲烷扩散的过程。由于气体分子的随机运动，可以假定试图穿过某一虚拟内表面发生运动的两边气体的百分率相同。这样，由于靠近基质中心一侧(左)的甲烷浓度大于靠近割理一侧(右)，所以试图从左向右穿越的分子数目就大于试图从右向左穿越的分子数目，于是总的运移方向是从左向右，即从煤基质块向割理流动。

图4－25煤基质中甲烷扩散的过程图

3.达西流

一般认为，在中孔(直径大于100nm)以上的孔隙和裂隙中，气体的流动为渗透，并且可能存在两种方式，即层流和紊流。由于煤层内孔隙的大小、形态、曲率非常复杂，具有明显的不均匀性，因此为了简化煤层中气体流动状态，通常认为煤层中气体流动属于层流渗透，且服从达西(Darcy)定律。即流体的流速v与其压力梯度成正比。它的简单表达式为:

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式中:k为煤层的渗透率(10－3μm2)μ为流体的绝对黏度，对于甲烷，μ=1.08×10－5Pa·s为流体的压力梯度(Pa/m)。

(四)煤储层箱和含气特征

1.煤储层箱

各个盆地中煤储层的性质不同，具有较好油气通道和甜点的区域只占不到盆地生产区面积的10%。煤层气的经济可采要求众多地质要素聚集在一个适当的时间框架中，而且还须有可操作性及合适的环境。煤层气勘探开发的关键是识别煤储层箱。煤储层箱是指具有相似储层属性的封隔体，包括含气量、渗透率、水和气组分等。

2.煤层含气性特征

煤层含气性指煤层气含量。煤层气含量是指单位重量煤中所含煤层气的体积，单位为m3/t。

煤层气含量和煤层厚度有关，煤层厚度越大，稳定性越好，对煤层气的生成量和资源量规模起决定性作用。煤是煤层气的母质，在同等煤级条件下，煤层越厚生气量越大，煤层气丰度也越高。

煤层集生气层与储集层于一体，故煤的生气量与储集性能对煤的含气量有重要影响。煤层的生气量与成煤物质、煤变质程度有关储气能力与煤的变质程度、煤岩成分、气体压力等因素有关，而压力又与煤储层的埋深、区域水文地质、气生成量有关除煤层自身条件外，煤储层的保存条件对煤层气含量也有重要影响。这些诸多的影响因素以及复杂的相互配置关系造成煤层气含量的差异变化。而这些因素又可归结为4个方面:

(1)煤变质对煤层气含量的影响:煤变质对煤层气含量的影响，主要是通过对煤的生气量和煤的吸附能力的控制作用而体现的。研究表明，煤的生气量随着煤变质程度的增加而增大，且随着煤变质程度的提高，煤对甲烷的吸附能力逐渐增大。这说明在相同的保存条件和煤储层压力条件下，变质程度愈高，煤中吸附的甲烷愈多，即煤层气含量越高。

(2)煤储层埋藏深度对气含量的影响:据Langmuir吸附理论，随着压力的增大，煤对甲烷的吸附量呈非线性增加。随着埋藏深度的增大，煤层的压力增大，煤对甲烷的吸附能力增强，煤层含气量增大。

(3)水文地质与煤层气含量的关系:水动力对煤层气具有水力封闭和水力驱替、运移的双重作用。水力封闭作用有利于煤层气的保存，而水力驱替、运移作用则引起煤层气的逸散及在新条件下的聚集(常规圈闭)。一般讲，地下水压力大，煤层气含量高，反之则低地下水的强径流带煤层气含量低，而滞流区则含量高。

(4)聚煤环境与煤层气含量的关系:含煤地层沉积环境主要有两类，即海陆过渡相沉积环境和陆相沉积环境。海陆过渡相形成的煤层，煤的还原程度高，镜质组含量通常较高，水体中的藻类、浮游动物往往残余成煤，形成富含烃类的沥青质体，构成亮褐煤和烟煤中微粒体的前身。在陆相沉积环境中形成的煤惰质组含量较高，惰质组由于炭化作用而变的惰性，富含碳，在煤化作用过程中挥发性物质少，生气量也少而且煤层中藻类、浮游生物少见。由于镜质组的生气量大于惰质组，沥青质体生烃量比镜质组和壳质组高因此，海陆交互沉积环境中形成的煤层的生气量、储气能力均大于陆相沉积环境中形成的煤层。

吴 见 王赞惟

( 中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

摘 要: 我国低煤阶煤层气资源十分丰富，但目前开发效果不明显。本文总结了低煤阶煤层气勘探开发现状，对五个煤层气盆地进行了特征对比。依据准南项目工作经验，提出了低煤阶煤层气井网部署、钻完井技术、排采技术等方面的认识。

关键词: 低煤阶 煤层气 研究进展 认识

The Low Rank Coalbed Methane Research Progress and Recognition of South Junggar Basin

WU Jian WANG Zanwei

( China United Coalbed Methane Corporation Ltd. Beijing 100011)

Abstract: Low rank coalbed methane is abundant in China，but with poor developing result. This article summarizes the current situation of CBM exploration and development，and developes a characteristic contrast of five CBM basins. Based on south Junggar Basin item，this article put forward the recognition about network deploy- ment，drilling and completion and draining technology.

Keywords: South Junggar BasinLow rankCoalbed methaneResearch progressRecognition

作者简介:吴见，男，(1983年生)，2009年毕业于中国矿业大学(北京)，硕士研究生，工程师，从事煤层气资源评价等工作。地址:北京东城区安外大街甲88号，100011。E-mail:ilcby@163.com。

1 前言

低阶煤是煤化作用早期阶段形成的产物，通常指碳含量低、挥发份高、发热量较低的褐煤、长焰煤和不粘煤等，煤岩镜质体反射率Ro<0.65%。

我国煤层气资源十分丰富，新一轮全国油气资源评价(2007年)结果表明:中国42个主要含煤盆地2000m以浅煤层气资源量为36.81×1012m3，其中低阶煤层气约占煤层气总资源量的36%。主要分布在侏罗系、下白垩统和第三系，其次为石炭二叠系。侏罗系低阶煤主要分布于中国西北部的80余个不同规模的内陆坳陷盆地，如准噶尔、吐哈、伊犁、塔里木等盆地下白垩统低阶煤主要分布于大兴安岭以西的40余个规模不等的中新生代断陷盆地，如伊敏、霍林河、胜利、扎赉诺尔、大雁等盆地第三系低阶煤分布于沈北、珲春、舒兰、梅河等盆地。中国低煤阶煤层气资源量巨大，形成了良好的勘探开发资源基础。开展低煤阶煤层气资源评价研究，探索勘探开发工艺技术具有积极的意义。

2 国内外研究现状

2.1 理论基础

美国的煤层气开发首先是在圣胡安和黑勇土两个盆地的中煤阶煤中取得突破，并由此形成了煤层气产出的“排水—降压—解吸—扩散—渗流”理论。20世纪90年代，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏”理论，并在尤因塔、粉河盆地上白垩统煤系地层勘探取得成功，实现了低煤阶煤层气的商业性开发。加拿大注重发展连续油管压裂、二氧化碳注入、水平羽状井等增产技术。澳大利亚发展了针对低渗透特点的地应力评价理论和水平井高压水射流改造技术，均实现了煤层气开发突破。同时，也证明了美国煤层气理论的适用性，根据煤层气资源条件进行借鉴应用和适宜性改进，可以促进中低煤阶煤层气资源开发。

中国实现煤层气资源开发的突破区是高阶煤，目前，中联公司、中石油、蓝焰等公司在沁水盆地实现了无烟煤煤层气地面商业化开发，形成了创新性煤层气开发技术体系，解决了高阶煤煤层气勘探开发的技术和模式问题，可保证煤层气地面开发的顺利进行，具有国际领先水平在低煤阶煤层气研究方面，开展了大量的工作，比如总结出影响低阶煤煤层气富集的关键因素是封堵，而构造、岩性和水动力是形成煤层气封堵的主要因素(傅小康，2006)开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究，提出低煤阶煤层气成藏模式(孙平，2009)介绍国外成功应用的低煤阶煤层气勘探开发技术，对我国的低煤阶煤层气资源与勘探开发前景进行了初步分析、评估和展望(李五忠，2008)。对于低煤阶煤层气资源的富集模式、成藏条件、储层特征以及钻完井等施工技术开展了理论研究和实践应用总结，在准南煤层气资源勘探开发方面，也形成了诸多研究成果，对于促进我国低阶煤煤层气资源发展起到了积极的作用。在总结国内外低煤阶煤层气研究成果的基础上，以准南地区为对象，提出低煤阶煤层气勘探开发的一些认识。

2.2 开发现状

全球已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发，其中，美国、加拿大、澳大利亚、中国已形成煤层气产业(图1)。2009年美国煤层气年产量542亿m3，占当年美国天然气产量的8.7%，在尤因塔、粉河盆地等的低煤阶煤层气资源开发突破，实现了煤层气产量的大幅增长。粉河盆地主要为低煤阶褐煤，深部存在高挥发分烟煤，煤层气以生物成因气为主且主要通过微生物发酵代谢途径形成。富集区带的高产是由于同时存在超压承压和水动力捕集致使煤层再饱和的运移热成因气和生物气而造成的，煤层气开发区位于盆地东缘浅部位。同时澳大利亚在低煤阶的苏拉特(Surat)盆地、加拿大在阿尔伯塔盆地成功实现煤层气规模开发。国外煤层气开采实践已证实，低煤阶煤层同样具有产气能力，完全可以实现规模化商业性生产。

2010年中国地面煤层气产量仅为14.5亿m3，占常规天然气总产量的1.5%，几乎全部来自沁水盆地无烟煤煤层气资源开发。而美国在粉河盆地2006年底年产气量就超过140亿m3，实现了低煤阶区煤层气的大规模开发。中国低煤阶煤层气资源十分丰富，若实现技术突破推动低煤阶煤层气资源开发，中国煤层气产量将大幅增加。

图1 煤层气年产量曲线

3 中国低煤阶煤层气基本特征

中国典型的低煤阶含煤盆地具有煤层层数多、厚度大、分布广泛的特点，弥补了含气量小的缺点，使得低煤阶煤层气具有良好的勘探开发前景。低煤阶煤层气藏以美国的粉河盆地为代表，在盆地开发初期，认为低含气量、低地层压力将阻碍煤层气的发展，但独特的地质条件和煤储集层特征、理论和技术进步带来的全新完井工艺技术理念，推动了该盆地煤层气商业性开发，成为低煤阶煤层气开发的示范。中国准噶尔盆地煤层气藏与美国粉河盆地煤层气藏的成藏特征极为相似，含气量明显高于粉河盆地，粉河盆地的煤层气商业开发给准噶尔盆地煤层气的勘探开发提供了思路和借鉴。

选择北部的二连盆地、中部的鄂尔多斯盆地、实现高煤阶煤层气商业化开发的沁水盆地以及国外具有代表性的低煤阶煤层气区粉河盆地进行特征对比。其中北部的二连盆地群，是我国重要的低煤阶聚煤区，霍林河地区是二连盆地群典型的聚煤盆地。而中部的鄂尔多斯盆地侏罗系，截至2010年5月底，共钻煤层气探井17口，部分井目前已获得了工业气流。其中铜川矿务局与煤炭科学研究总院西安研究院在焦坪矿区合作开发一口煤层气井，井深628米，排采一个月后日产气量达到了1000m3，之后产气量维持在1000～1500m3/d。准南地区施工煤层气井14口，阜试1井和ZN－01井获得了连续排采数据，为准南地区排采特征的研究和排采制度的制定提供了原始数据。

相对于高煤阶含气量高的特点而言，低煤阶地区具有渗透率好、煤层厚度大等特点，保证了低煤阶煤层气开发的资源条件和煤层气产出的有利条件。比如沁水盆地主要含气区含气量在10m3/t以上，普遍高于低煤阶几立方米的含气量，但低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏，美国粉河盆地低煤阶煤层气藏渗透率一般为35～450mD，鄂尔多斯盆地乌审旗地区、准南地区主力煤层都在10mD，而沁南高煤阶煤层气藏渗透率一般小于2mD，同时，煤层厚度也普遍高于沁水盆地。

表1 煤层气盆地主要特征对比表

相对于国内其他低煤阶地区，准南地区具有更高的含气量，煤层厚度适中，但地层倾角大，加大了开发难度，与粉河盆地具有诸多的相似性，煤储层渗透率高，煤层厚度大，地层倾角大，粉河盆地成功的勘探开发模式和技术对准南地区具有更好的适用性。

4 准南煤层气基本特征

本区含煤地层主要为侏罗系中统西山窑组(J2x)和下统的八道湾组(J1b)，煤层赋存条件相对较好的区域主要分布于玛纳斯河至阜康大黄山区段，其中八道湾组富煤带位于阜康水西沟一带，西山窑组富煤带展布于玛纳斯乌鲁木齐。西山窑组可采煤层总厚度6～45.24m，八道湾组可采煤层总厚度2.50～45.32m。煤类以长焰煤、气煤为主。含气量较高的地区分布在乌鲁木齐河白杨河区域，主可采煤层含气量均能达到10m3/t以上阜康大黄山和乌鲁木齐矿区最高气含量均达到15cm3/g左右。该地区孔裂隙发育，煤层渗透率高，利于煤层气开采。储层压力总体处于稍欠压和正常压力状态。准南地区煤层基本特征总体为高倾角、厚煤层、高含气量、中渗透率、稍欠压。

目前普遍认为准噶尔盆地等具有良好的煤层气勘探前景，是我国低煤阶煤层气勘探开发潜在的接替领域，力争在低煤阶煤层气勘探开发领域取得突破。依据《中国西部低阶煤煤层气资源调查研究成果报告》(中联煤层气公司，2005)，准噶尔盆地共有5个低阶煤煤层气富集区，而准噶尔盆地南缘为最具有潜力的地区，准噶尔盆地南缘是现在新疆具有较好条件的勘探开发区域。

5 准南勘探现状

至2010年底，准南地区施工了7口参数井、3口生产试验井、1口参数+生产试验井，共11口井。

在准南地区实施排采的煤层气井共有4口。2006年中石油在呼图壁施工了昌试1井、昌试2井，套管完井，通过造穴射孔、压裂进行储层改造，煤层最高实测含气量为7m3/t(深度890～1070m)2008年，新疆煤田地质局在阜康地区实施阜试1井，42号煤层为射孔高能气体压裂，44号煤为洞穴完井，同年11月开始排采，12月9日点火成功，在排采过程中，日最大产气量近1000m32009年中联公司与新疆煤田地质局在阜康地区实施ZN01井，是一口套管完井的煤层气生产井加参数井，测试42号煤层平均含气量9.6m3/t，对42号煤层(880～888m)进行压裂，目前正进行排采，产气量较小。

图2 准南地区煤层气井分布图

总体上，准南地区的煤层气勘探开发处于勘探初期阶段，目前已初步完成了选区评价工作，对地区煤层气地质条件和储层特征有了一定认识，同时实施了十余口煤层气井，4口井进行了生产试验，获取了部分煤储层参数和生产特征数据，在煤层气井钻井、储层改造、排采方面积累了宝贵经验。勘探开发工作集中在阜康、后峡、硫磺沟玛纳斯地区，也是工作的优先区和重点区。新疆煤田地质局在阜康白杨河地区，以阜试1井、ZN01井为基础，已开展小井网建设，拟在该地区初步建成煤层气开发利用基地，起到示范带动作用。

6 勘探开发建议

6.1 井网部署

由于该区地层倾角较大(阜康有利区地层倾角在45°～50°)，根据高倾角地层压降漏斗的特点，考虑采用三角形构成的梯形网。即布设两条线(井距大约300m)，线距200m(垂深700m～900m)，共布置5个井(杨曙光，2010)。井网井型的确定应采用数值模拟进行优化部署，建议尽快开展数值模拟工作，以确定合理的布井间距。

6.2 钻完井技术

(1)大倾角、高渗区:准南阜康地区煤层倾角大、渗透率偏高地区，可以采用大倾角斜井钻井技术，以及U型水平井技术(U型定向斜井)。斜井沿煤层倾向从高向低钻进，保证了与煤层的最大限度接触面积，预期可实现单井产量提高3～5倍

(2)厚煤层:阜康地区主力煤层厚度大于20米，ZN01井进行了水力携砂压裂，压裂过程和压裂曲线都比较理想，但由于地应力较高，可能裂缝压开后，随着井内压力被释放，压开的裂缝又闭合，从而造成煤层的渗透性减弱，可试验注N2，CO2置换工艺技术，查看实际应用效果。

(3)煤层较松软、破裂压力较低:煤层气井固井一般水泥返深在最上层煤层顶板以上200m，ZN01井目的层42号煤层距最上层煤层39号煤层100余米，煤层破裂压力较低，可能对煤储层造成了一定影响。水泥返深应根据煤层埋深、破裂压力、煤质等状况确定，合理控制水泥浆量与顶替液量，在煤层较松软、破裂压力较低时，合理降低水泥返深，降低固井液密度，防止煤层在固井时压裂，保证固井质量，保护煤储层。

6.3 排采

煤层气主要以吸附状态储存于煤层中，因此，煤层气井的生产是通过抽排煤层或顶底板含水层的承压水，降低煤储层压力，促使煤储层中吸附的煤层气解吸。煤层气井的产气量大小、生产周期则直接受控于排采制度的调整以及设备的选型。因此在排采过程中，必须选择适合该煤层气井地质、储层条件和不同生产阶段的排采工艺技术。

总体原则是排液应连续平稳，保持动液面平稳下降，禁止间歇间排和排量的大起大落而造成生产压差上下波动，至使储层激动、吐粉、垮塌。

依据中联公司在沁南地区排采经验，排水降压阶段，为使井底和储层间的压差变小，并维护煤层结构的完好，宜采用定压排采制度，根据本区地层水的情况和煤层强度，控制适中的排采强度，保持液面平稳下降。阜康地区主力煤层埋深近900米，目的层较深，排水降压后期液面下降每天不宜超过50m。一方面是防止煤粉和压裂砂抽吸过程中在井筒附近聚积堵塞煤缝隙，二是避免进入泵筒引起泵堵，因为每一次的停泵检修，都是对煤储层的一次伤害，三是如果井底压力释放过快，受上覆地层压力的影响，前期改造好的气体运移通道将受到大力挤压，从而使通道闭合，降低渗透率稳产阶段，宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。通过降低套压或降低动液面都可以达到降低井底压力、增加产气量的目的。

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鄂尔多斯盆地侏罗纪主要煤层煤岩变质程度较低，大部地区为长焰煤、气煤，东胜一带为褐煤。煤岩宏观分布与煤阶分布相一致，变质程度较高的弱粘结煤或气煤为光泽较强的亮煤、半亮煤，变质程度较低的边缘区长焰煤、不粘煤为光泽暗淡的暗淡煤或半暗煤。主要煤层显微组分镜质组含量以延安为中心呈环状向外递减，丝质组含量相反并与镜质组相互递补。丝质组含量一般在沉积盆地边缘、古隆起附近和古河道两侧含量高，镜质组含量低；在古凹陷及远离古河道的沼泽相区丝质组含量逐步降低，镜质组相对增高。

东胜含煤区延安组煤层宏观煤岩以半暗煤为主，光亮煤次之，再次为暗淡煤。煤岩显微组分北部镜质组含量较低，丝质组含量较高；南部镜质组含量较高，丝质组含量较低。纵向上煤层上、中部镜质组含量较高，丝质组较低；下部镜质组含量低，丝质组含量高。区内属于低—特低灰、低—特低硫不粘煤，自北而南煤种单一，煤质变好。陕北含煤区煤岩镜质组、丝质组含量变化较大，稳定组分含量普遍较低，小于2.5%。榆林、横山滨湖三角洲相区镜质组含量低，为53.39%～66.42%；丝质组含量较高，为32.1%～44.27%。神木、府谷泛滥平原相区镜质组含量仅为26.73%～62.12%，丝质组含量较高可达37.03%～71.0%。煤岩挥发分一般为30%～37%，变化较小，在纵向自下而上挥发分产率逐渐增加。煤岩属低—中灰煤、低硫煤。宁东含煤区宏观煤岩类型为亮暗煤和暗亮煤，有机组分含量大于90%，其中镜质组平均含量30%～50%，丝质组40%～60%，稳定组1.2%，以特低—低灰、特低硫不粘煤为主，有少量长焰煤。陇东含煤区除延安组三、四段外，已有资料表明西部（甜水堡）煤层自下而上镜质组含量由低到高，丝质组由高到低；东部（正宁南）自下而上镜质组含量由高到低，丝质组由低到高；中部（新窑）自下而上镜质组含量先由高到低，后由低到高。区内煤岩为低硫、低灰长焰煤—弱粘煤。黄陇含煤区店头8煤镜质组、半镜质组77.5%，丝质组16.4%，稳定组2.30%；含挥发分34.67%，灰分15.23%，硫分0.83%。焦坪镜质组、半镜质组50.04%，丝质组39.62%，稳定组1.25%；含挥发分35.62%，灰分16.59%，硫分1.52%。彬长镜质组、半镜质组24.58%，丝质组64.98%，稳定组2.08%；含挥发分30.83%，灰分20.80%，硫分1.02%。

印支末期，盆地隆升，瓦窑堡组煤系地层被剥蚀残缺不全，仅留存在杭锦旗—佳县西南、环县—耀县东北和鸳鸯湖以东地区。侏罗纪始盆地下沉接受沉积，早白垩世末最大埋深达2400～2600 m，盆地东、西缘埋深不足600 m。晚白垩世埋深状况变化不大，仅西北部甜水堡一带变浅200 m。喜马拉雅期范围进一步缩小，东界退缩至镇川堡—延长—黄陇一线，现今盆地瓦窑堡组在天环向斜最大埋深2000～3000 m。早白垩世末瓦窑堡组煤系地层热演化程度在天环向斜和伊陕斜坡最高，古地温为80～100℃，Ro为0.5%～0.64%，属长焰煤阶，其余地区变质程度较低为褐煤阶。晚白垩世末天环向斜和华池—店头一带Ro为0.66%～0.735%，属气煤阶，外围为长焰煤阶，褐煤阶分布于鸳鸯湖和盆地东南部。现今盆地瓦窑堡组煤系地层热演化状况是，气煤位于鄂托克—横山—黄陵—长武一线，定边、环县、葫芦河一带Ro为0.814%～0.845%，属肥煤阶，长焰煤阶分布于伊陕斜坡东部，褐煤阶分布于鸳鸯湖以东。

鄂尔多斯盆地中侏罗统延安组煤系地层热演化变质程度，在早白垩世末埋深1700～2300 m，古地温为70～90℃，Ro为0.5%～0.583%，属长焰煤阶。天环向斜埋深最大区及华池、庆阳、店头一带和埋深400～1700 m的其它地区为褐煤阶。随着盆地隆升煤层逐渐浅埋，至晚白垩世末，盐池、店头、泾川一带为600～2200 m埋深，Ro为0.65%～0.7%，属气煤阶，长焰煤阶位于该线以东，纳林淖、榆林—宜君一线以西。现今盆地在准格尔、延安、宜君以东和西缘鸳鸯湖一带缺失延安组，煤层最大埋深为2000 m，Ro最高值为0.739%，但气煤阶区东界延至鄂托克、志丹、正宁一线，外围为长焰煤阶，盆地东北角（东胜一带）为褐煤区。从煤岩镜质体反射率反映的有机质成熟度分布状况分析，延安组煤系地层Ro为0.36%～0.92%，多为低成熟煤阶，局部处于未成熟阶段，有机质热演化程度呈环带状展布，盆地南部煤阶较高。Ro小于0.75%的分布范围大，长焰煤分布范围亦大，Ro为0.75%～0.9%的分布范围小，气煤分布范围亦小，主要位于华池、庆阳、店头一带，褐煤分布在东胜一带。延安组煤系生气期晚于延长群瓦窑堡组，为晚白垩世晚期至第三纪中新世，有利区位于天环向斜南部和伊陕斜坡南段吴旗至店头一带。

据已有资料统计，鄂尔多斯盆地中生界煤层煤岩孔隙主要为气孔、粒间孔、植物胞腔孔，不同煤层孔隙发育程度差别较大。瓦窑堡组煤层孔隙度为8.39%，连通孔隙度为中等偏低；延安组孔隙度为12.78%，连通孔隙度北部好，南部差。内生割理宽0.0031～0.06 mm，垂直但不切穿层理，连通性差。外生裂隙平整规则，具方向性切穿煤层层理。显微镜下观察煤岩裂隙以垂直层理方向裂隙发育，斜交层面的次生裂隙不发育，顺层裂隙规模大、延伸远、宽度宽。统计表明，瓦窑堡组煤层裂隙、孔隙发育程度差，外生裂隙仅占煤体体积的 0.06%，为延安组煤层的1/6。延安组外生裂隙占孔隙度的49.69%，最高达87.8%，平均占煤体体积的5.2%。黄陇含煤区外生裂隙发育，平均占孔隙度的68.77%，最高达87.8%；陕北含煤区外生裂隙不发育，平均占孔隙度的41.51%，最高达69.14%。延安组长焰煤丝质组含量大于30%，丝炭胞使孔隙度高于其它类型煤。延安组镜质组含量较高，在镜质体反射率小于0.9%的情况下孔隙度相对较高。延安组煤系多为低灰、特低灰煤，大孔体积和内生裂隙亦发育。延安组煤系地层属长焰煤—气煤，热演化程度低，孔隙度较大，孔隙喉道粗，具较好的吸附和储集能力。

据煤田统计资料，延安组煤系地层在陕北含煤区属低瓦斯区，三叠系延长群亦属低瓦斯区，南部黄陇含煤区延安组煤层含气量为0.51～3.21 m3/t，在焦坪、彬县均有高瓦斯矿井。从统计数字表明，鄂尔多斯盆地侏罗系延安组含气量在盆地南部（黄陇含煤区）较盆地北部高，但小于石炭、二叠系煤层含气量（11.19～16.9 m3/t）。

鄂尔多斯盆地延安组煤岩变质程度较低（长焰煤—气煤），煤岩生气量属中级，但煤岩孔渗条件较为有利，总体评价延安组煤系的生气与储集条件相对较好。黄陇含煤区焦坪北部含气量为2～5.04 m3/t，沿龙王—玉华向斜核部及陡翼展布，含气量梯度在向斜陡翼变化大，缓翼变化小。南部含气量为3～7.26 m3/t，峰值高带位于钻孔钻遇煤层的最厚处。

鄂尔多斯盆地延安组煤系地层顶底板为砂泥岩层，神木—府谷、榆林—横山、靖边—定边一带主煤层顶板岩性以砂岩为主，底板为粉砂岩。黄陇含煤区主煤层顶板为砂岩、砂质泥岩，底板为砂质泥岩及粉细砂岩。盆地南缘和西缘构造活动较强，煤层顶底板裂隙亦较发育。黄陇含煤区焦坪、店头一带煤层顶板为页岩、泥岩，由于割理、裂隙发育，对煤层含气量均有影响。

鄂尔多斯盆地范围大，水文地质条件亦不尽相同，与侏罗系延安组煤系相关的含水层为孔隙、裂隙型承压水层。白垩系下统志丹群砂岩含水层分布全区，陕北、黄陇含煤区为承压水，单井出水量100～700 m3/d，单位涌水量0.5～10 m3/h·m，地下水属重碳酸型，矿化度小于1 g/L，为中等富含水层。侏罗系延安组砂岩含水层分布全区，常为煤层顶底板充水层。盆地北部含水砂岩层裂隙较发育，单井出水量小于50 m3/d，涌水量小于10 m3/d·m，为承压水层，属贫含水层。陕北、黄陇含煤区单井出水量100～400 m3/d，单位涌水量0.5～3 m3/h·m，为承压水层，重碳酸型或重碳酸—氯化物型水，矿化度0.5～2.8 g/L，属中等富含水层。

鄂尔多斯盆地侏罗系延安组，煤层气资源量的测算，鉴于勘探程度的差别，潜在资源量仅测算陕北含煤区（神府和横榆）和黄陇含煤区，测算参数选用探明和预测两级煤炭储量，剔除了盆地东部小于600 m埋深含煤区，煤岩含气量采用1000 m以浅煤钻孔煤心解吸实测数据的算术平均值，无实测数据采用邻区可比数据，大于1000 m埋深煤层选用国内相应地区可比参数。资源量测算结果，潜在资源量为5837.45×108m3，推算资源量38172.88×108m3，总远景资源量44010.33×108m3。

鄂尔多斯中生代盆地面积12.32×104km2，侏罗纪含煤岩系遍布全盆，主要可采煤层中侏罗统延安组，煤层层数多，厚度大，分布广。延安组含煤9层，最多达27层，单层最大厚度34 m，累厚达37 m，煤炭资源量11298.16×108t。主要煤层北部优于南部，神府一带2号煤层厚3～12 m，稳定分布数千平方千米。延安组煤层埋深400～2000 m，煤层随盆地构造从边部向盆内倾斜，在盆地东部煤层自东而西由浅变深呈平缓单斜状，局部有低幅度起伏，断裂不发育，构造简单。延安组煤层煤岩变质程度低，为褐煤、长焰煤和气煤，煤级由北而南增高。煤层甲烷含量普遍较低，实测值为0～6.9 m3/t，北部褐煤分布区含气量较低为1 m3/t，南部庆阳一带气煤分布区含气量较高，煤层厚，资源丰度较高，为（0.65～1.06）×108m3/km2。延安组煤层保存完整，煤层层数多、厚度大、面积广，煤炭资源丰富，煤层埋藏深度适宜，煤岩热演化程度适中，煤层气生成条件、储集空间、保存状况及其配置组合较为有利。煤层气资源量巨大，可供勘探领域广阔，开发利用前景良好。综合考虑煤层发育程度、煤岩煤质特征、煤岩热演化状况、煤层气赋存条件、煤层气资源量、地质构造特征及水文地质条件，以及含煤层气区经济地理条件，可将全盆地侏罗系含煤区煤层气远景划分为三类。一类煤层气资源优越，包括黄陵—焦坪区、彬县—陇县区、陇东区，二类煤层气资源较好，包括榆林—横山区西部、宁东区、鄂托克—乌审旗区、靖边—定边区，三类煤层气资源较差，包括神木—府谷区、东胜区。

一类远景区黄陵、焦坪、旬邑东、彬长、北马坊、正宁—宁县—灵台以东6个含煤区最有利，呈分割小聚煤盆地，含可采、局部可采煤1～4层，8煤为稳定主采煤层，由东北向西南煤层增多，煤层厚度北马坊7 m，黄陵2.5～4.0 m，焦坪、彬县最厚达8～12 m。小煤盆中部厚、边缘薄，焦坪中部厚8 m以上，最厚34 m，边缘仅1 m。区内较有利地区包括环县—庆阳、娘娘庙、安口—新窑—华亭等4个含煤区。环县—庆阳煤层埋藏较深，煤层厚度由南向北增厚，环县、庆阳一带含煤5～8层，厚小于8 m，煤层较薄。区内中南部煤层含气量为1.07～3.21 m3/t，煤岩热演化程度高，割理发育，渗透性好，煤层气地质条件较佳。

二类远景区中较有利地区包括盆地西缘冲断构造带，王洼、甜水堡、马家滩、碎石井等9个含煤区。东部煤层层数多、煤层厚，向西变薄，马家滩可采煤12层，厚23.38 m；西部石沟驿可采煤厚15.05 m，煤层层数减为9层。南、北两端煤层厚，中部薄，北部桌子山可采煤厚29.05 m，南端华亭厚60.19 m，均厚23.0 m，中部甜水井可采煤厚7 m。从煤热演化及后期构造活动分析，煤层气地质条件较为有利。

三类远景区稍次地区包括盆地北部和中部的鄂克托—乌审旗区、神木—榆林—横山西部、靖边—定边—盐池等6个含煤区，煤层埋藏较深。盐池、定边含煤5～10层，厚10～25 m，均厚14.57 m；鄂克托—乌审旗可采煤8～17层，厚15～20 m，向东变薄。石油钻井钻遇煤层15层以上，厚30 m，煤岩随埋深由长焰煤至气煤。推测含气性优于神府、榆横含煤区。

综合评价鄂尔多斯盆地侏罗系延安组含煤岩系煤层气地质条件，煤层厚，分布广，面积大，埋藏浅，煤阶低，含气量低，但资源丰度高，是鄂尔多斯盆地勘探煤层气的有利含煤岩系。