体验矿老板的生活！《煤炭开采模拟器》现已上架Steam

VR煤矿安全培训系统是针对煤矿开采中逃生救援以及操作规范培训的一款软件，主要面向煤炭专业培训学校、煤矿企业、矿山救护队及安全展览馆。下面我们来看一下VR煤矿安全培训系统可能用来做哪些事？

模拟救援

利用VR技术进行煤炭矿井模拟救援不仅可以满足煤矿企业在紧急避险应急演练方面的实际需要，也不会耽误井下正常生产。真正做到了高效率、低成本地避灾演练培训，并通过真实的体验让工作人员学会正确的避灾自救互救方法。

矿井生产监测

利用VR技术将矿井作业场景模拟出来，通过系统数据接口，将对应的监测系统提供的数据读取出来，并显示在虚拟矿井作业对应的场景中，实现数据三维可视化的目的。用户在身临其境体验中的同时还能通过系统中报警状况和设备属性的显示等功能，了解各设备的运行状况，达到监测、协助、分析等目的。

安全生产培训

利用VR技术及位置追踪设备可以将井下的立体画面呈现给用户，比如：各种巷道，井下设备，避难硐室，运输系统轨道灯等等。用户可以任意调整视角和位置，并进行缩放等操作。同时，利用VR技术还能快速将井下突发事件应急预案进行三维模拟，帮助用户在井下遇到重大安全隐患时，进行应急预案的规划、部署和预演。

煤炭智能精准开采3.0关键技术简述如下：

1、远程人工干预技术液压支架自动化运作

液压机运作环境较为复杂，为了使液压机能够正常运作，一般需要大量技术员工对液压机进行实时动态监控，那么这必然会造成大量人力资源的浪费以及公司成本的增加，更重要的是针对出现的问题不能够及时发现，就会导致信息反馈不及时。

最终会造成整体煤炭开采工作的整个运作效率低下。如果可以实现液压机的运作能够处于实时的监控状态之下，那么这将会大大提高煤炭开采工作的运作效率。

2、视频监控技术实现综采工作面实时监控

对于煤矿企业来说，在煤矿开采的过程当中，必然会面临开采人员的人身安全问题，尤其是地下煤矿开采活动，为了能够降低安全事故的发生概率，并且对已发生的事故能够做出及时的响应，就需要在综采工作面安装监控系统，从而对地下环境实现实时动态监控。

通过监控中心与指挥中心的互联互通以及相互协作，不仅能够实现工作面的可视化，同时还提高了井下作业的安全性，实现了地面指挥中心对井下作业相关情况的及时捕获，并针对突发事故做出及时的反应。

3、综采自动化集中控制技术实现设备全面监控

我国大多数煤矿企业已经建立起了一套比较完整的自动化综采集中控制系统，在煤炭开采过程中，可以实现机械设备处于全面控制并且被实时监控的状态。例如，采煤专用设备，液压支架、供电设备等。此外，根据实际工作环境，设计合理的施工工序。

实现井下作业控制系统与地面控制中心控制系统集中控制综采工作面，不仅可以实现煤炭开采流程全自动，还可以实现井下作业的可视化，从而在很大程度上提升了井下作业的安全性以及提高煤炭开采的工作质量。

张松航1 唐书恒1 潘哲军2 汤达祯1 李忠诚1 张静平1

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 1000832.澳大利亚联邦科工组织地球科学与资源工程部，墨尔本 3168)

摘要:基于晋城无烟煤储层地质条件下的储层和煤岩参数，结合晋城无烟煤煤层气藏直井生产必须压裂增产的实际，以200m为产注井距，使用澳大利亚联邦科工组织的煤层气储层数值模拟软件(SIMED Win)模拟了不同气体组分条件下(CO2∶N2=90∶10，75∶25，50∶50)的煤层气增产和二氧化碳埋存过程。研究结果表明，采用CO2和N2混合气体驱替煤层气的早期，氮气组分含量越高，气井产量越高，但从整体上看对煤层甲烷产量影响不大不同气体组分条件下的驱替对水产量变化影响不大煤储层的割理孔隙度在甲烷解吸、氮气、二氧化碳吸附、煤岩有效应力改变的综合效应下呈现增高降低增高降低的变化趋势。综合考虑煤层甲烷产量和CO2的封存效果，采用在煤层气开发初期适当增加氮气组分含量，改善储层渗透性，随后注入纯二氧化碳驱替的方式更加经济有效。

关键词:沁水盆地 煤层气 煤储层 CO2＆N2 提高采收率

作者简介: 张松航，男，博士，讲师中国地质大学 ( 北京) ，北京市海淀区学院路 29 号 100083Tel:13522441469: E mail: zshangdream@ 126. com.

Numerical Simulation of CO2＆N2Enhanced Coalbed Methane Recovery on Jincheng Anthracite Coal Reservoir

ZHANG Songhang1，TANG Shuheng1，PAN Zhejun2， TANG Dazhen1，LI Zhongchen1，ZHANG Jingping1

( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China2. CSIRO Earth science and resources engineering，Melbourne 3168，Australia)

Abstract: In this paper，the gas production and CO2＆N2injection processes of the production well and the injection well with 200 m spacing were respectively studied using the coal reservoir simulator，SIMEDWin，devel- oped by CSIRO Earth Science and Resources Engineering，Australia. The coal reservoir and coal property parame- ters used in this simulation were full account of the in-situ coal geological conditions of the anthracite coal in Jincheng district. In addition，the hydraulic fracturing which was widely used as an enhanced methane recovery technology was also taken into account. The simulation results show that the higher of the N2content in the mixed gas，the higher of the CBM output in the early stage of the production. But N2content show very small effect on the long term CBM production. In addition，the injected mixed gas of CO2＆N2with different ratio has little effect on the water production. The cleat porosity of the coal reservoir changing dynamically under the effect of desorption of CH4，adsorption of CO2＆N2and changing of pore pressure during the gas and water production process. Considering the production of CBM and the sequestration of CO2for CO2＆N2ECBM the suggestion is that appropriately increase the nitrogen component in mixed gas improving the reservoir permeability in the early production stage，and then inject the pure carbon dioxide.

Keywords: Qinshui Basincoalbed methanecoal reservoirCO2＆N2ECBM

全球变暖问题已经越来越严重，如何减少全球变暖的“主犯”———二氧化碳气体的排放，已经成为了一个亟待解决的全球性热点问题。碳捕集和封存技术(CCS)被认为是最切实可行和最具发展前景的二氧化碳减排技术。其中煤层封存二氧化碳技术受煤储层埋深影响较小，既可以达到减少温室气体排放的效果，还可以提高煤层甲烷的采收率(CO2ECBM)，具有经济和环境双重效益。目前，我国已经和加拿大合作实施了“中国煤层气技术开发/CO2埋藏”项目，项目实施效果良好(Wongetal.，2007Wongetal.，2010叶建平etal.，2007)，但是由于CO2注入引起的煤基质膨胀，使得煤储层的渗透率降低，一定程度上抵消了该项目的可操作性。然而，加拿大在Alberta地区进行的CO2/N2ECBM试验，使得在渗透率为1mD的低渗透煤储层中进行的气体注入比较容易进行(Mavoretal.，2004)。因此，注入CO2和N2混合气体的方式有助于CO2封存和ECBM项目实施的成功此外，由于CO2和N2是工厂烟道气的主要成分，直接使用能够减少CO2的捕集和分离成本，增加了项目实施的经济性。考虑注入CO2和N2混合气体就要求寻找最佳的注气比例和注气方式。我国目前处在CO2ECBM的探索阶段，相关研究还很少，本文采用数值模拟方法，研究晋城无烟煤储层地质条件下，不同比例CO2和N2混合气体的CO2封存和ECBM效果，并提出相关建议，对深部煤层中进行CO2埋存和ECBM有一定的指导意义。

1 方法原理

本研究基于澳大利亚联邦科工组织的煤储层数值模拟软件———SIMEDWin。SIMEDWin是一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，适于煤层气单井或气田范围内的多井生产模拟，以及注气(多组分)提高煤层气采收率模拟(潘哲军，卢克·康奈尔，2006张松航etal.，2011)。本论文模拟网格采用对数网格，气体吸附模型采用扩展的兰氏方程，孔隙度渗透性模型采用PR模型(PekotandReeves，2003)，基质至割理的气体扩散采用WarrenandRoot公式描述割理中的气、水流动采用达西定律描述储层中压降模型采用扩散方程描述物质守恒方程的求解采用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法，由于张松航等(2011)已做详细介绍，本文不再赘述。另外，张松航等(2011)的研究结果表明，就晋城无烟煤的储层地质条件而言，200m产注井距具有较好的驱替效果，因此本文设定产注井距为200m，而CO2和N2混合气体的组分比例分别设定为90∶10，75∶25和50∶50。

2 煤储层地质特征和参数设置

沁水盆地南部，太原组的15#煤层和山西组的3#煤层厚度大且全区分布稳定，为煤层气勘探的主要目的层，本次的模拟工作主要考虑封闭性较好的3#煤层。3#煤层厚4.5～7.0m，埋深变化于292.41～780.05m。宏观煤岩类型主要为半亮煤和半暗煤，属中低灰煤。镜质体反射率介于2.2%～4.5%之间，属半无烟煤和无烟煤，反映了较高的生气能力。煤层含气量一般介于10.0～27.2m3/t，理论含气量29.6～35.6m3/t，含气饱和度多大于70%。煤储层压力主要在2.06～6.85MPa之间变化，平均3.49MPa，属欠压常压储层。储层渗透性变化较大，试井渗透率变化于0.04～112.6mD之间，多数储层原始渗透率小于1mD。从晋试1和TL003井的3#煤层的气样组分分析结果看，甲烷气含量占主体(分别为98.17%和97.52%)，含少量氮气(分别为1.45%和2.42%)和二氧化碳(分别为0.35%和0.04%)，及一些痕量气体。

本次模拟的参数选择主要参考TL003井，以及上述的区域总体储层地质特征。TL003井为枣园地区施工的第一口煤层气井，张先敏和同登科(2007)采用数值方法拟合了其从1998年3月16日至1999年4月11日共392天的排采资料，取得了不错的效果叶建平(2007)，wong等(2007)分别报道了2004期间对其实施的ECBM微型先导性实验研究成果，并通过数值拟合结果校正了储层参数。本次模拟实验的参数选取见表1，考虑到我国煤储层初始渗透率偏低，普遍需要储层压裂，根据单学军等(2005)的数据设计了煤储层压裂裂缝模拟参数。3#煤层对甲烷、二氧化碳和氮气的吸附参数选取见表2。此外，在模拟过程中存在以下假设，1)在排采过程中煤储层的温度不变2)储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。

表1 晋城3#无烟煤数值模拟参数汇总表

表2 晋城3#煤层无烟煤吸附解吸参数取值表

3 模拟结果

3.1 气体组分对产气的影响

从每种气体组分条件下的产气量曲线(图1)可以看出，总日产气量基本存在三个阶段:第一次产气高峰及其随后的下降阶段，从产气低值到第二次产气高峰的持续增长阶段和达到第二次产气高峰及其后的稳定阶段。其中前两个阶段，甲烷的产量基本和总产气量重合，说明此时还未出现氮气和二氧化碳气体的穿透而在第三阶段，随着氮气和二氧化碳的穿透，甲烷日产量与日总产气量差值越来越大(图1a)。每种气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出具有时间性，氮气的产出约在第800～1000天，二氧化碳的产出在第3000天前后(图1b)。

图1 生产井日产气量图(a)总产气量和甲烷产气量(b)二氧化碳产气量和氮气产气量

对比不同组分注气条件下的气产量(图1)可知，各条件下的气产量(即甲烷产量)曲线在总日产气的第一阶段基本重合。生产井的第一产气高峰和煤储层压裂裂缝和储层原始渗透性的“二元”渗透性相关，气体主要来源于井筒和裂缝周围的气体解吸，而在稍远离该高渗通道的煤基质内部由于渗透性较低，不能快速补给，导致气产量降低。生产井产气量降至最低点的时间在第300天左右，从第330天的气相相对渗透率(图2)可以看出，在生产井产气量降至最低值前，生产井周围的气相相对渗透率较低，一般小于0.05mD，此时注入井周围产生的气相相对渗透率的增加尚未对生产井的气产量产生直接影响。同时除注入混合气体组分不同外，其他模拟参数都相同，产气井周围的压力分布相似，因此该阶段不同组分注气条件下的气产量相同。从总日产气的第二阶段开始，90∶10，75∶25，50∶50三种注气条件下的总日产气量依次增加，即随着混合气体中氮气组分含量的增加，总日产气量逐渐增加同时容易发现，随氮气组分含量的增加，产气第二阶段的持续时间依次减少，即产气量达到第二产气高峰的时间提前。

图2 第330天时气相渗透率等值线图

三种气体组分比例条件下的甲烷产出情况显示(图1a)，从第300天左右的日产气量低值开始到第3000天，组分比例为50∶50条件下，甲烷的产量最高，组分比例为75∶25条件下的甲烷产量中等，组分比例为90∶10条件下的甲烷产量最低。也就是说，随着注入气体组分中二氧化碳含量的增高，在生产的前3000天，甲烷的产量降低相反混合气体中氮气含量增加有助于提高甲烷的产量。从图2可以看出，在第330天生产井和注入井刚刚出现气相相对渗透率的贯通，而且90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，生产井和注入井的贯通性依次变好，这也是在产气低值至生产约第3000天以前这段时间内，在这三种气体组分比例条件下，气井产量依次升高的原因。然而在50∶50条件下，气体达到第二次产气高峰后，形成的甲烷产量并不稳定持久，成缓慢下降趋势，气体组分中氮气含量越高，甲烷日产量下降越快。而在生产3000天以后，在90∶10的组分比例条件下的甲烷日产量反而最高。值得注意的是，第3000天左右这个时间点，既是不同组分条件下甲烷产量的交点，即转折点，同时也是二氧化碳产量逐渐快速增加的阶段。

对比三种组分条件下氮气产量和二氧化碳产量的差别可知，随着注入混合气体组分中氮气含量的增加，产出井中的氮气含量依次增加同样，注入混合气体中二氧化碳组分含量增加，产出井中的二氧化碳含量依次增加(图1b)。然而，虽然不同混合气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出量不同，但是它们开始产出的时间基本相同。分析认为，由于氮气和二氧化碳气体存在性质上的差别，注入氮气和二氧化碳气体对增产甲烷存在两个关键时间。第一个关键时间是产气井中氮气含量明显上升的时间，此时表明生产井和注入井之间的气相渗透性的穿透形成不久，生产井逐渐达到第二次产气高峰。第二个关键时间是产气井中二氧化碳气体产量开始明显上升的时间，此时产气井中，氮气产量基本趋于稳定。两个关键时间出现的先后，不因气体组分比例的差别而有太大的差别，说明不同气体组分在煤岩中的运移，与气体本身和煤岩的作用性质相关，而与气体本身的浓度关系不大。此外，在第二关键时间点与甲烷产气量的交点相对应，说明在这个时间点，氮气对增产甲烷的影响已经比较小。

90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，在第3000天时生产井产出氮气含量占注入井注入氮气含量的比例分别为0.68，0.67，0.66在第7000天时，生产井产出的氮气含量占注入井氮气含量的比例分别为0.83，0.84，0.84，这说明在生产井生产3000天以后，从注入井注入的氮气有一半以上都产出了。对比甲烷的产气情况，说明氮气对CO2＆N2ECBM的影响主要体现在对采出速率的影响上，由于其对煤岩的竞争吸附能力弱于甲烷、更弱于二氧化碳，不能从本质上起到提高甲烷采收率的作用。因此，在实际的注气操作中，可以考虑在注气前期注入氮气和二氧化碳的混合气体，而在注入后期单注二氧化碳。

3.2 气体组分对产水的影响

从数值模拟的结果看，不同气体组分对生产井产水的影响不大，仅在第一产气阶段存在差别，随氮气含量的增高，日产水量略有增加(图3)。由于煤储层对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附能力依次为CO2﹥CH4﹥N2(于洪观等，2005唐书恒等，2004吴建光等，2004)，向煤层中注入混合气后，CO2分子会置换吸附着的甲烷分子，CH4分子被置换后扩散到煤层天然裂隙系统中，而CO2则被捕获到煤基质中同时，由于N2的吸附能力小于CO2和CH4，仅一小部分注入的N2被吸附到煤基质中，其余大多数停留在裂隙系统中，裂隙中的N2一方面减少了甲烷在裂隙系统中的分压，从而提高了甲烷从原生孔隙中的解吸速率和在原生孔隙系统中的扩散速率另一方面，增加了煤层的天然裂隙系统的总压力，提高了气体从裂隙系统到达生产井的推进力。由此可知，氮气的存在，改变了注入井周围的渗透性，增加了压力传播的效率。在生产井和注入井间气相穿透前，随着混合气体中氮气组分的增多，两井间的压差呈略微增大趋势，因此50∶50组分条件下生产井排水量略高。生产井和注入井气相穿透后，不同气体组分条件下，生产井的水产量基本相等，说明改变注入井的气体组分，整体上对生产井的排水情况影响不大。

图3 不同气体组分条件下气井日产水量图

3.3 气体组分对储层孔渗性的影响

在90∶10组分比例注气增产条件下，储层的平均孔隙度变化呈先降低，略有升高，再缓慢降低的趋势(图4)。总体上在90∶10组分比例条件下，储层孔隙度呈降低趋势。75∶25，50∶50组分比例条件下，在模拟时间内，储层孔隙度都呈现先降低，再升高的趋势。比较三种组分比例条件下的平均孔隙度变化曲线，气体组分中氮气组分的比例越高，在生产的初始阶段储层平均孔隙度下降的速率越小，下降的幅度也越小，下降的时间也越短。同时，氮气含量越高，储层平均孔隙度由下降转上升的时间也越早，增大的幅度也愈大。

图4 不同气体组分下储层平均孔隙度随时间变化图

3.4 不同气体组分条件下CO2ECBM综合效益分析

对比不同气体组分条件下，累积总产气量和累积甲烷产量(图5)，可以看出，90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，总气体产量依次升高，模拟生产7000天的总产气量分别约为889.9万m3，945.5万m3，1050.4万m3而三种气体组分比例条件下生产7000天的甲烷累积含量相差不大分别为759.5万m3，765.3万m3，779.3万m3。可见，在注入气体中，增加氮气组分的含量，在生产的约前3000天，明显提高了甲烷气体的生产速率，但是在总体上，即整个7000天的模拟时间内，对甲烷气体增产的贡献不大。在生产的后半段，氮气组分含量对储层孔渗性的改善主要体现在，增加了注入气体的穿透速度，总体上对甲烷增产的作用不大。

图5 累积甲烷产气量对比图

从90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下的累积注入气量和累积封存二氧化碳气体含量图(图6)上可以看出，三种气体组分比例条件下的气体注入气量依次降低分别为，892.1万m3，835.7万m3，792.6万m3，同时二氧化碳气体的封存气量也依次降低分别为，724.2万m3，571.7万m3，364.8万m3。由此，生产7000天的时间内三种气体组分比例条件下的注存比分别为0.81，0.68，0.46。总体上二氧化碳气体含量越高，注入的二氧化碳越多，封存的二氧化碳也越多。

图6 累积注入气量和累计净封存二氧化碳含量图

因此，考虑到生产井产出混合气体后，分离混合气体的成本，以及注入气体的成本，如果不考虑时间成本的话，注入井的气体用纯二氧化碳气体最好，因为在整个生产周期内，氮气组分对甲烷气体的总产量影响不大如果考虑时间成本，可以考虑在生产的前半期使用较高含量的氮气的混合气体，可以有效地提高甲烷气体的采出率，但是在生产后期，可以考虑使用纯二氧化碳气体入注。减少不必要的注入和分离成本。

4 结论

使用SIMEDWin软件可以有效地模拟不同储层参数对煤层气井生产的影响，同时可以了解生产过程中储层压力、气和水相相对的渗透率、气和水相饱和度、储层平均孔隙度等储层参数的动态变化。

通过对比90∶10，75∶25，50∶50三种CO2∶N2组分比例条件下的CO2＆N2ECBM模拟结果可知，在煤层气生产的前期，适当增加注入井中氮气组分含量，可以有效地改善储层孔渗性能，提高煤层气甲烷产量然而，从整个煤层气生产过程考虑，增加注入气体组分中氮气的含量，并不能从实质上增加甲烷气体的产量，同时由于注入气体中氮气组分含量过大，造成生产井总产气量的大幅提高，从而增加分离产出气体的成本从二氧化碳气体封存的角度看，增加注入气体中氮气组分的含量，会大幅度减小同期内的二氧化碳封存量此外，从氮气的流动情况看，注入气体中氮气含量越高，在煤层气生产的后半段稳定的产出的氮气含量越高，基本上煤储层已经氮气饱和，注入氮气量和产出氮气量形成了一种均衡。因此，在煤层气生产的前半期适当增加注入氮气的含量，而在煤层气上产的后半期改用纯的二氧化碳注入，一方面能够起到，煤层气增产的目的另一方面能够起到节约成本，增加二氧化碳注入量的目的，是一个有效的CO2＆N2ECBM措施。

参考文献

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Wong S，Macdonald D，Andrei S，Gunter W D，Deng X，Law D，Ye J，Feng S，Fan Z，Ho P. 2010. Conceptual eco- nomics of full scale enhanced coalbed methane production and CO2storage in anthracitic coals at South Qinshui basin，Shanxi， China. International Journal of Coal Geology. 82 ( 3 ～ 4) : 280 ～ 286

冯其红 石洪福 张先敏

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555）

摘 要：当前制约我国煤层气发展的瓶颈是单井产量低、经济效益差，因此提高煤层气单井产量是我国 煤层气开发亟须解决的问题。注气增产法是一种提高煤层气采收率的增产技术，其原理是通过向煤层中注入 其他气体（CO2、N2或混合气体），与甲烷竞争吸附或降低甲烷有效分压，促进煤层甲烷的解吸。该技术可 以保证煤层的能量，有利于甲烷产出，可大幅度提高煤层气单井产量和采收率，延长煤层气田的开采期。本 文主要对注气开采煤层气增产机理、室内现场实验以及数值模拟等方面的国内外研究现状进行了综述，总结 了该领域目前面临的主要难点，展望了进一步深入研究的方向。

关键词：煤层气；注气；解吸；数值模拟

注气驱替煤层气具有减少温室气体排放和提高煤层气采收率的双赢效果。相比传统的储层压力衰竭法 开采，注入气体可以保持地层能量，延长煤层气井寿命，提高采收率［1］，该技术还适用于开发深部低渗透 性松软煤层的煤层气。因此，气体驱替煤层气技术的相关研究受到世界主要发达国家的广泛重视。

1 注气驱替煤层气的机理

煤是一种孔隙高度发育的有机固体物质。气体在煤表面的吸附本质上是一种物理吸附，范德华力起 主要作用，不同气体在煤表面的吸附能力差异主要是分子间作用力的不同。Cunningham［2］和Parkash［3］ 认为这种作用力与相同压力下各种吸附质的沸点有关，沸点越高，被吸附的能力越强，因此煤对气体的 吸附能力表现为：CO2 ＞CH4 ＞N2。降文萍等［4］则从量子化学的角度计算发现煤表面CO2的吸附势阱要 大于CH4，因此CO2的吸附能力强于CH4。Marco Mazzotti［5］研究发现吸附气体会导致煤岩膨胀且膨胀 量为CO2 ＞CH4 ＞N2，因此注入CO2驱替煤层气会导致渗透率明显降低。

后来，杨涛等［6］建议采用注入超临界CO2来开采煤层气，超临界CO2能以气体的身份与CH4进行 竞争吸附，同时还能以液相的性质在渗流通道内萃取出极性较低的碳氢化合物和类脂有机化合物，从而 增加了其孔隙度和渗透性。

N2的吸附能力比CH4弱［7］，因此N2驱替煤层气的机理与CO2驱替不同（图1）。注入N2后可以 降低CH4的分压从而促进CH4的解吸，N2置换CH4后煤岩会收缩引起渗透率的上升，加拿大艾伯特省 Felm Big Vaney［8］试验区的单井注入试验已经证明了这一点。

图1 注CO2和N2驱替煤层气的原理示意图

总之，CO2驱替煤层气技术比较适合于高渗透、不可开采煤层，对于我国低渗透、可开采煤层有一 定的局限性。另外N2的成本比较低，提纯容易。因此，建议采用富含N2的混合气体驱替开采我国的 低渗透煤层气，一方面发挥了CO2的高驱替能力，另外一方面发挥了N2的增渗作用。

2 注气开采煤层气的试验

国内外开展了大量注气开采煤层气的室内以及现场试验。室内试验主要以气体的吸附/解吸、形变 和渗透率的测量为主，现场主要进行了CO2煤层埋存以及混合气体驱替煤层气的试验。

2.1 室内试验

煤对气体的吸附性大小主要取决于煤的岩石学组成、物理化学结构、煤阶、水分含量等自身因素，另外温度、压力也对煤岩的吸附性有较大的影响。针对煤对单组分气体的吸附，国内外的学者开展了大 量的深入研究［9～24］。

关于煤对多元混合气体的吸附，国内外专家学者［25～39］普遍认为多元气体吸附时，每种气体不 是独立吸附的，而是不同气体间存在着竞争吸附。二元气体的吸附等温线总是介于吸附能力强和吸 附能力弱的纯组分气体吸附等温线之间，混合体系中每一组分的吸附量都小于其单独在相同分压下 的吸附量。

室内的注气驱替实验的一般程序是：煤岩充分吸附CH4，然后注入其它气体，可以边注边抽，也可 以注入后待其它气体与甲烷充分竞争吸附后再抽，然后测试产出气体量和成分以及它们与注气压力、注 气速率等的关系。研究表明CO2/CH4的置换比高达1：7，N2/CH4可以达到1：4，产出气体中初期甲烷含 量几乎为100％，待注入气体突破后，甲烷含量明显降低［40，41］。

2.2 现场注气试验

美国、加拿大、日本、欧盟等先后进行了不同规模的注气驱替煤层气现场试验。1993年，美国的 BP Amoco公司在圣胡安盆地进行了世界上第一次注气（83％的N2和12％的CO2）提高采收率的相关 试验［42］。1995年，美国又在圣胡安盆地向Allison和Tiffany煤层进行纯CO2和纯N2注入试验［43］。为 了测试不同地质条件下ECBM技术的适用性，加拿大在Alberta［44］盆地进行了小规模的CO2-ECBM工 程，采收率得到明显提高。中国和加拿大也联合在沁水盆地南部的TL-003井也进行了CO2-ECBM的 微型先导性试验，测试数据显示注气后产气量明显上升，产水量有所下降［45，46］。除此之外，在日本在 北海道，欧盟在波兰也进行过类似的现场试验。

目前看来，几个国家的现场测试结果都比较令人满意，注入CO2后气井产量均有大幅增长，但是近 井周围的渗透率在注气后有所降低，随着排采过程又有一定程度的恢复。一方面是因为CO2的扩散趋 于均匀，不再像注入初期那样聚集在井筒附近，另一方面是排采过程中储层压力降低，煤基质收缩导致 渗透率有所增大。

3 注气开采煤层气的数值模拟

注入气体和煤层甲烷在煤层中赋存运移规律是注气开采煤层气的理论基础。注气开采煤层气的 实质是一个注入气体与甲烷在煤层中竞争吸附、解吸，扩散，以及水、气多相渗流的过程。ECBM 过程中煤层气的运移是一个非常复杂的过程，包括煤层气及注入气体的竞争吸附、解吸、扩散以及 达西流动等。气体的吸附、解吸会使煤岩产生膨胀、收缩变形，从而引起煤岩的孔隙结构变化，进 而引起煤岩渗透系数的变化。煤岩的孔隙结构和渗透系数变化反过来又影响气体在煤岩中的赋存与 流动。因此，ECBM过程是一个多组分气相-水相-煤岩固相耦合的过程。由于该过程非常复杂，即使建立了完整的数学模型，其求解也相当困难，因此，目前国内外学者Ekrem Ozdemir［47～50］，Julio Manik，Seto，吴嗣跃，孙可明［50～52］等在建立ECBM过程模型的时候一般都作了一些假设，忽 略某些因素，使求解变得简单。

常规煤层气模拟器一般可以模拟：(1)双重孔隙系统；(2)单组分气体在孔隙系统的吸附和扩散； (3)裂隙系统达西渗流；(4)吸附气体解吸产生的煤岩收缩。模拟ECBM过程还必须考虑：(1)CO2吸附引 起的煤岩膨胀；(2)混合气体吸附；(3)混合气体扩散；(4)由于注入气体和煤层和之间的温差造成的非等 温吸附等。

针对ECBM过程的这些特点，目前，国内外广泛使用的ECBM模拟器主要包括商业的模拟器，如： GEM、ECLIPSE、SIMED11、COMET2，METSIM2和非商业的模拟器，如：GCOMP、TOUGH2、CBM - SIM、IPARS-CO2等。David H.-S.Law［53］对注气驱替煤层气数值模拟做了深入的研究，详细比较了上 述几种模拟器的模拟效果，各自的功能特点见表1。

表1 目前主要的ECBM软件的功能特点

4 总结

总结国内外的研究成果，注气提高煤层气采收率的可行性和原理已经得到了充分的论证，然而，前人的研究工作多处于纯理论研究阶段，缺乏理论和实践的结合，而且存在如下可进一步研究的 问题：

（1）深入研究多组分气体在煤样中的竞争吸附/解吸效应，确定相对吸附（解吸）速率、置换速率 与吸附平衡压力、各组分气体分压、时间的关系。

（2）通过注气驱替渗流实验，研究煤层气采收率与注气方式、注气成分、注气周期、注气压力之 间的关系。

（3）研究煤变质程度及煤岩组分对注气效果的影响。

（4）开展高温、高压下的煤岩储层注气效果评价。

（5）采用格子Boltzmann方法［54］和分子动力学方法（MD）［55］进行注气开发的微观模拟。

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刘洪林 王红岩 李景明 李贵中 王勃 杨泳 刘萍

（中国石油勘探开发科学研究院廊坊分院 河北廊坊 065007）

作者简介：刘洪林，男，江苏徐州人，1973年生，汉族，2005年毕业于中国石油勘探开发研究院，获博士学位，主要从事煤层气勘探开发方面的研究工作。通讯地址：065007河北廊坊市万庄44号信箱煤层气E-mail：liuhonglin69@petrochina.com.cn。

本研究受到国家973煤层气项目（编号：2002CB211705）资助。

摘要 在美国粉河、澳大利亚的苏拉特等低煤阶盆地煤层气勘探取得突破以前，大家一直认为具有商业价值的煤层气资源主要存在于中煤阶的煤层中，煤阶太低，一般含气量不高，不具有勘探价值。但是近几年来的发现证实，低煤阶盆地煤层厚度大，渗透率高，资源丰度大，含气饱和度高，同样可获得了商业性的气流，而且从其气体的成因来看，其中有很大一部分是生物成因的煤层气。本文利用煤层气成藏模拟装置对低煤阶含煤盆地的煤岩样品开展了成藏模拟，从实验角度证明了中国西北地区虽然煤层煤阶较低，热成因气较少，但是却存在着具有商业价值的二次生物成因的甲烷气，再加上含煤层系众多，煤层厚度大，资源丰度极高，仍具有巨大的勘探潜力。

关键词 煤层气 水动力 成藏

Simulation Experiment of Biogenic Gas in Low Rank Coal of China

Liu Honglin，Wang Hongyan，Li Jingming

Li Guizhong，Wang Bo，Yang Yong，Liu Ping

（Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，Langfang 065007）

Abstract：Before CBMexploration achieved success in the low rank coal basins like Power Rive Basin of the U.S.and Surat Basin of Australia，People thought that CBM resources with commercial development value mainly stored in medium-high rank coal seams and low rank coal was not worthy of exploration and development due to low gas content.But the exploration practices for recent years proved that commercial CBMproduction could be obtained in low rank coal basins which have thick coal thickness，high permeability，high resource concentration，high gas saturation.Moreover，from the cause of formation of CBM，most of CBMin low rank coal belongs to biogenic gas.In this paper，the simulation experiment on CBM accumulation in coal samples from low rank coal basin was carried out by using simulation apparatus of CBM accumulation.The experiment proved that commercial secondary biogenic methane gas possibly existed in northwest coal basin although the rank of coal is low and there was little thermal-genic gas in the basin.Considering there are lots of thick coal seams and the resources concentration is high，the exploration prospect of CBM is promising in the northwest coal basins.

Keywords：CBM；hydrodynamic condition；accumulation

前言

进入20世纪90年代，随着煤层气产业的迅猛发展，美国煤层气的资源开发活动不再局限于中煤阶煤储层发育的圣胡安和黑勇士盆地，资源评价和研究工作覆盖了18个主要含煤盆地或含煤区，在其中12个含煤盆地从事煤层气开发活动，煤储层的煤阶从中煤阶扩展到低煤阶和高煤阶，特别是发育低煤阶煤储层的含煤盆地因煤层气资源量较大而受到重视，发育低煤阶煤储层的含煤盆地6个，煤层气资源量10×1012m3，占总资源量的53%，以粉河盆地为代表的低煤阶含煤盆地煤层气商业开发的成功，大大拓展了煤层气勘探开发的视野和领域。粉河盆地位于蒙大拿州东南部和怀俄明州东北部，面积25800km2，为一大型沉积盆地，形成于腊腊米运动造山期，盆地中含有巨厚的晚白垩世煤层，单层厚度达67m，煤层总厚118m。盆地为一不对称向斜，轴部靠近西部边缘，西部边缘以逆断层为界，靠近Bighorn隆起。西部地层倾角5°～25°，东部为翘起端，倾角不超过2°。上白垩统沿东南部和东部分布，古新统Fort Union组沿盆地边缘分布，盆地晚三叠系低界深1067m，粉河盆地煤炭资源量1.3×1012t，镜质体反射率为0.3%～0.4%，与西北一些低煤阶盆地相似，煤化程度低，含气量为0.03～3.1m3/t，但由于煤层厚度巨大，资源丰度大，预测煤层气资源量（0.5～0.8）×1012m3。粉河盆地煤层气碳同位素介于-65‰～-69‰之间，具有明显的生物成因特征，并且在其构造的高部位，生物气经过二次运移而富集，形成较高的含气量和较高的饱和度，有较高的渗透率，含气饱和度为80%～100%，钻井深度一般不超过305m，产气量为110～5976m3/d，产水量为45～69m3/d，最好的产气远景区是砂岩体附近与差异压实作用有关的构造高点、紧闭褶皱形成的构造高点以及煤层上倾尖灭的部位，并在该部位伴生有为非渗透性页岩所圈闭的游离气。

中国低煤阶煤储层非常发育。全国垂深2000m以浅的煤炭资源量为55697×108t，低煤阶煤储层占到煤储层的一半以上。低煤阶煤储层形成于早中侏罗世、早白垩世、第三纪等成煤期，其中早中侏罗世、早白垩世是中国重要的成煤期，早中侏罗世成煤作用主要发生在西北地区，煤炭资源量占全国的35.5%[1]，新疆准噶尔、吐哈、塔里木盆地、伊犁和焉耆是低煤阶煤储层发育的典型的大型内陆盆地，煤层厚度大，煤层最大累厚近200m，最大单层煤厚逾100m，煤层层数超过50层[2]。中国西北地区低煤阶煤储层煤层气资源量丰富，早中侏罗世煤储层煤层气资源量超过10×1012m3[3-4]。随着美国低煤阶煤层气藏商业开发的成功、国内煤层气勘探开发工作的推进，在近期低煤阶煤层气藏受到了越来越多的关注，有望成为新的研究热点和煤层气勘探开发新领域[5，6，7]。但是中国西北地区与美国的粉河盆地、尤因塔盆地和澳大利亚的苏拉特盆地相比，在进入第四纪以来气候虽然总体较为干旱，但是部分地区由于受到天山影响，水动力仍非常活跃，具备二次生物气生成的可能，如位于天山北坡的准南地区、焉耆地区和伊犁地区。

1 研究区的煤层气地质概况

本次工作研究，重点对水动力较为活跃的伊犁和焉耆进行了采样，研究较强水动力条件下煤层次生生物气的生成问题。

1.1 伊宁地区

伊宁含气区块位于新疆维吾尔自治区西部伊犁自治州境内，区内为低山—丘陵及伊犁河畔冲积平原，含气区内地势西高东低，北高南低，属典型大陆性气候，盆地内先后由煤炭、石油、地矿部门进行过石油勘探及物探，煤炭部门在盆地边缘及局部进行过煤田勘探。特别是近几年来，随着油气勘探工作的进展，在盆地内，已进行了部分钻探实物工作量。该区含煤地层为侏罗系中统西山窑组，下统三工河组和八道湾组，主要为一套河湖相的灰、灰白色含砾砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。伊宁含气区块侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。西山窑组主要为一套浅灰色含砾粗砂岩，灰白色中、细粒砂岩，深灰色泥岩、砂质泥岩夹煤层，在区内北部地层厚度一般211～552m，含煤10～15层，煤层单层厚度相对较小，层数较多，反映成煤环境震荡性较强。南部一般厚度为102～132m，含煤4～6层。单层厚度相对较大，层数相对较少，反映成煤环境较稳定。八道湾组主要为一套灰白色含砾粗砂岩，中、细粒砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。在区内北部厚度一般在342～452m；南部厚度在60～150m。在北部含可采煤层10层，厚度15～68m，据（伊参1井）资料，可采煤层厚度为88m。在南部煤层厚度相对较小。煤质分析资料表明，该区侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组煤层，原煤灰分含量在9.71%～25.60%，一般含量在12%～18%，其变化特征属中—低灰、低硫—特低硫、低磷煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。

伊宁含气区块侏罗系中、下统沉积之后，受燕山构造运动的影响，褶皱、断裂使含煤地层遭受不同程度的改造。现构造形态主要表现为不对称的复式向斜，呈近东西向展布。含煤地层倾角一般在20°～30°之间，其中北部相对较陡，南部较缓。断层多发育在褶皱轴部，以逆断层为主，断层线呈北西西向展布。从构造展布特征分析，构造相对较简单，有利于煤层气的勘探开发。八道湾组和西山窑组煤层组埋藏深度0～2000m，分布面积约3445km2，占含煤地层分布面积的82%。从构造赋存地质条件分析，构造较简单，有利于煤层气的勘探开发。该区侏罗系中、下统煤层煤级为长焰煤，煤层气地质资源丰度为1.28×108m3/km2，资源丰度较高，有着较好的勘探开发前景。

1.2 焉耆地区

焉耆含气区带侏罗系中、下统是主要的含煤岩系。侏罗系中、下统是在盆地经历了印支末期构造运动，三叠系遭受不同程度抬升剥蚀后，盆地又逐渐下降，接受该套内陆含煤碎屑建造。八道湾组沉积时，盆地受南缘库克塔格山和北缘南天山差异抬升隆起作用，呈现为南低北高的古地貌。由于古气候温暖潮湿，有利于植物的生长，植被茂盛，森林密布，形成大面积泥炭沼泽，为形成厚煤层奠定了物质基础。据本区哈满沟、塔什店矿区资料，本组煤层称A组，含煤3～14层，累计厚度10～30m，一般厚度10～15m。盆地内石油钻井钻遇本组煤层厚度一般30～40m，最厚可大于60m。煤层空间展布特征为东部厚度相对较薄，一般厚度10～15m，而西部较厚，在四十里城一带最厚可大于60m。

西山窑组沉积时，气候温暖潮湿，地势相对平坦，形成大面积泥炭沼泽，有利于成煤物质的生长，为形成厚煤层奠定了物质基础。据盆地内煤田及石油钻井资料统计，本组含煤5～10层，可采煤层厚度10～40m之间，一般厚度10～30m之间。焉耆含气区带侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。其中侏罗系下统八道湾组煤层厚度大，稳定性强，煤层气勘探开发潜力较好，是煤层气勘探开发选区评价的主要目的层。

本区内目前煤矿开采以西山窑组煤层为主，煤质分析资料较少。据塔什店矿区分析资料统计，煤层分析基水分含量平均在 4.34%～4.59%，分析基灰分含量在2.36%～6.79%，挥发分产率在42.33%～49.29%，硫分含量在0.39%～0.73%。煤层水分含量中等，灰分、硫分含量较低，属特低—低灰、特低—低硫煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。

焉耆含气区带大地构造位于库鲁克褶皱带和天山褶皱系南天山褶皱带之上，是受海西期—印支期构造作用的影响在夷平面的基础上形成的中生代含煤盆地。中生界沉积之后，经历了燕山和喜山多次构造运动的影响，改造后的侏罗系中、下统含煤地层形成了复杂多样的构造面貌。本区中生代以来构造演化大致经历了燕山、喜山二期，使盆地内侏罗系中、下统含煤地层遭受强烈抬升剥蚀，煤层压力降低，吸附在煤层中的气体解吸扩散，含气量降低。埋藏深度600～2000m 区，累计分布面积约930km2，占含煤地层分布面积的39%。主要分布在西部塔什店矿区，中东部盐家窝及库木布拉克等地，是煤层气勘探开发深度较理想的区域。

据钻井及矿井煤层采样分析资料及埋藏深度资料综合分析，焉耆含气区带侏罗系中、下统煤层埋藏深度2000m以浅区煤级以气煤为主。焉耆含气区带侏罗系中、下统以往煤田地质勘探程度相对较低，有关煤层含气量资料也较少，矿井开采深度较浅（一般在100～300m之间），相对瓦斯含量也较低。

2 煤层气成藏模拟实验装置和原理

煤层气成藏模拟装置的特点是模拟地层温度、压力、地层流体介质下煤层气富集成藏过程，它可以通过模拟不同物性组合、不同介质、不同充注压力、不同运移方式煤层气成藏过程，获取不同模拟条件下的物理和化学参数，确定煤层气不同运移条件下的边界条件。设备主要由气体增压泵、恒温箱、仪表控制面板和计算机采集-处理系统。其中控制面板包括压力控制子面板、温度控制子面板、平流泵控制子面板、真空泵控制按钮、流程图；恒温箱内放有多功能模型仓Ⅰ、多功能模型仓Ⅱ和参考缸；计算机采集系统包括一套数据采集模块和数据处理软件。图1是装置原理流程，装置考虑采用不同岩心、不同岩性、不同气体介质进行工作，同时进行精确计量。把设计制作后的岩心组合装进多功能模型仓，利用气体增压泵维持环压，利用平流泵提供不同的流体介质、不同充注压力，通过温度和压力仪表以及传感器采集温度和压力数据，并经过数据处理软件分析温度压力数据。

在自然界中，已知的产甲烷菌中有一半可利用甲酸盐形成甲烷。甲酸盐首先转化成CO2和H2，然后再通过还原反应生成甲烷。在自然界中能够利用氢还原二氧化碳及利用醋酸盐发酵的产甲烷菌的存在是生物成因的煤层气成藏的必要条件。与近地表甲烷生成过程研究相比，地下（十几米到几百米深度）甲烷生成的研究工作相对较少。在地下环境中，对于甲烷的产出来说，沉积物必须具备使产甲烷菌得以生存及繁殖的孔隙空间。对此，低煤阶煤层中发育的孔隙空间和裂隙系统对甲烷菌的生成是非常有利的。甲烷生成菌不具有直接分解煤层的能力，要形成甲烷须有一个前期阶段，即主要依酸发酵菌和还原菌分解类脂化合物和大分子聚合物如纤维素和蛋白质等；接着微生物进一步脱去长链酸（和乙醇以上的醇）的氢而生成氢、甲酸、乙酸、二氧化碳和醇等。甲烷菌由此取得碳源和营养而生存，并以此为基质进行生物化学和新陈代谢作用产生甲烷。

图1 FY-Ⅱ型煤层气成藏模拟装置流程示意图

3 生物成因煤层气成藏实验过程

3.1 煤矿煤岩样品的产甲烷菌检测实验

为了研究伊犁盆地和焉耆盆地低煤阶生物成因气体，在盆地中部分煤矿工作面采集煤层样品密封在解吸罐中，然后送达实验室，在无菌操作条件下，通过对岩样稀释并加入培养基在不同温度条件下培养之后，检测样品中有无微生物存在，并检测微生物种类及数量。经过实验研究，发现在大多数的煤岩样中均检测到了微生物和产甲烷菌的存在（见表1）。

表1 伊犁和焉耆部分煤样的细菌检测结果

3.2 甲烷菌煤层产气实验

为了避免煤层原来吸附的甲烷气体的影响，将上述部分密封岩样进行自然解吸，直到再没有气体解吸出来，然后往样品内注入产甲烷细菌进行产甲烷量实验。甲烷菌种泥培养、驯化-接种试验是在农业部成都沼气研究所完成的。实验中采用制取悬浮性接种物方法，弃去了一次富集培养中非活性有机物的绝大部分，再经过二次富集提高微生物的浓度与活性。实验结果表明各种煤岩样品均能产生甲烷气。图2是各岩样产甲烷量曲线，在80天以前产甲烷量是不断增加的，80天之后，产甲烷量呈下降趋势，总之，两地的煤岩样品都能产生一定量的生物甲烷气。这只是模拟实验的结论，自然地质条件下细菌群落的生存条件远不如实验室优越，产甲烷过程不可能在几十天之内完成，而是在一个非常漫长的地质过程中缓慢进行的，但是低产量长时间的累积效应仍然可以产生巨大的甲烷量。

图2 伊宁和焉耆地区煤岩样品产甲烷菌实验

3.3 生物甲烷气成藏模拟实验

把接种过甲烷菌的煤层样品放入成藏模拟装置内，在35oC的恒温状态下，开始培养，观测煤岩样品生气过程。经过近两个月的连续实验得到一条压力-时间曲线。经分析认为曲线存在两个明显的曲线段，第一阶段为快速生气阶段，第二阶段为生气-吸附平衡阶段（图3）。对最后生成的气体进行了分析，其所产气体成分主要为CH4、N2和CO2。除个别样品外，绝大多数样品所产气中C2+含量很低，甲烷碳同位素值相差较大，从-56‰～-67‰，表明为生物成因气体。

图3 煤样生物成气后吸附过程中的压力-时间变化曲线

4 实验结果及其讨论

（1）模拟试验表明，一方面在我国西北地区低煤阶煤层中存在产甲烷菌，另一方面证明了低煤阶的煤层可以作为二次生物气的来源。根据资料，伊犁盆地浅部的煤矿区在侏罗系煤层中所产气的δ13C为-66.10‰～-60.12‰，显然属于生物甲烷气。

（2）与高煤阶相比，低煤阶一般埋藏较浅，孔隙空间较大，适合产甲烷菌的生存和繁殖，所以国内外的低煤阶盆地多发现生物成因的煤层气富集成藏。

（3）在我国西北地区，由于煤阶普遍较低，热成因甲烷生成量有限，次生物成因气生成量巨大，特别是在焉耆和伊犁地区，煤层层数众多，地下径流活跃，煤层中有大量甲烷菌繁殖，有大量的二次生物成因气生成、运移，如遇到断层遮挡、煤层尖灭等圈闭条件，就有可能形成较高的饱和度，形成具有商业价值的煤层气藏群。

参考文献

[1]武汉地质学院编.1981.煤田地质学[M].北京：地质出版杜，2～3

[2]韩德馨，杨起编.1984.中国煤田地质学[M].北京：煤炭工业出版杜，387～407

[3]张建博，王红岩，赵庆波编.2000.中国煤层气地质[M].北京：地质出版杜，15～30

[4]中国煤田地质总局著.1999.中国煤层气资源[M].徐州：中国矿业大学出版杜，26～87

[5]王红岩，刘洪林，赵庆波等编.2005.煤层气富集规律.北京：石油工业出版杜，26～87

[6]钱凯，赵庆波，汪泽成等著.1995.煤层甲烷勘探开发理论.北京：石油工业出版杜，48～52

[7]张彦平等.1996.国外煤层甲烷开发技术译文集，北京：石油工业出版杜，20～80

煤矿开采技术的进步和完善是采矿学发展的主题。下面我给大家分享煤矿开采技术论文，大家快来跟我一起欣赏吧。

浅议煤矿开采技术

[摘 要]我国煤炭资源储量丰富，据不完全统计，我国煤炭总储量在9000亿吨以上，含煤面积55万多平方千米，而且煤种齐全，我国一次性能量消费结构中，煤炭占75%以上。从煤中可以提取二百多种产品，因此煤炭工业发展的快慢，将直接关系到我国社会主义经济建设。煤矿开采技术的进步和完善是采矿学发展的主题。发展多层次、多样化的采煤工艺，具有重要的意义。

[关键词]煤矿 采煤工艺 控制技术 开采

中图分类号：X752 文献标识码：A 文章编号：1009-914X(2014)30-0130-01

1 简述矿井开采

矿井开拓通常以井筒的形式分为竖井开拓，斜井开拓，平硐开拓和综合开拓。采用合理的采矿方法是搞好矿井生产的关键。

竖井是一种从地面开掘以提供到达某一煤层或某几个煤层通道的垂直井。从一个煤层下掘到另一个煤层的竖井称盲井。在井下，开采出的煤倒入竖井旁侧位于煤层水平以下的煤仓中，再装入竖井箕斗从井下提升上来斜井是用来开采非水平煤层或是从地面到达某一煤层或多煤层之间的一种倾斜巷道。斜井中装有用来运煤的带式输送机，人员和材料用轨道车辆运输平硐是一种水平或接近水平的隧道，开掘于水平或倾斜煤层在地表露出处，常随着煤层开掘，它允许采用任何常规方法将煤从工作面连续运输到地面。

煤层在形成时，一般都是水平或者近水平的，在一定范围内是连续完整的。但是，伴随着地壳的运动，煤层的空间形态发生了变化，形成了单斜构造、褶皱构造和断裂构造等地质构造。采煤需要注意煤层的走向、倾向和倾角。

矿井开拓的主井和运输巷道等都需要长期支护，可以采用砌碹支护，架拱支护，架蓬支护，锚杆支护，锚喷支护，锚网喷支护，锚索支护，金属拱形支架支护，料石支护，钢筋混凝土支护或者几种支护形式并存形成联合支护。采掘工作面需要临时支护，通常采用的方式有打点柱、液压支柱支护、木支柱支护等。采煤一般都采用后退式采煤，边采边加强支护。

2 采煤方法

开发煤矿高效集约化生产技术手段，建设高产高效矿井。研究开发各种环境条件下的高效、可靠的采煤装备和工艺简单、高效、可靠的生产系统和开采布局生产过程监控与有效管理等相互适应的成套开采技术，以提高开采技术水平和机械化程度。

2.1 开发“埋深浅、硬顶板、硬煤层现代开采技术”

硬顶板控制技术。研究埋深浅、地压小的硬厚顶板控制技术，主要通过岩层定向水力压裂、倾斜深孔爆破等顶板处理技术，直接顶能随采随冒，提高顶煤回收利用率，基本顶能按照合理�距垮落，有利于顶煤破碎，保障工作面推进安全、顺利地进行。

硬厚顶煤控制技术，研究开发埋深浅、支撑压力小的硬厚顶煤的迅速处理技术，包含高压注水压裂技术和顶煤深孔预爆破处理技术，以提高顶煤回收利用率。顶煤冒放性差、块度大的综合开采成套设备技术，有利于顶煤破碎和顶板控制，同时有利于液压支架的放置，为布置输送机提供便利。

两硬条件下放顶煤开采快速推进技术，采用合理的综放开采回采工艺、优化工序、缩减放煤时间，提高工作面的推进度，实现高效高产。

宽煤巷锚杆支护技术，有利于综采配套设备的大功率和重型化，有助于连续采煤机的使用，从而有效提高工作面产能。

2.2 缓倾斜薄煤层的长壁开采

主要研究开发：体积小、功率大、高可靠性的薄煤层采煤机、刨煤机研制适合刨煤机综采的液压支架研究开发薄煤层工作面的总体配套技术和高效开采术。

2.3 缓倾斜厚煤层一次采全厚大采高长壁采

应进一步加强完善支架结构及强度，加强防倒、防滑、防止顶梁焊缝开裂和四连杆变、防止严重损坏千斤顶措施等的研究，提高可靠性，缩小其与中厚煤层(采高3m左右)产高效指标的差距。

2.4 各种综采高产高效综采设备保障体系

要实现高产高效，就要提高开机率，对“支架―围岩”系统、采掘运设备进行监控。进一步完善液压信息、支架位态、顶板状态、支护质量信息的自动采集系统乳化液泵站及液压系统运行状态的检测诊断采煤机在线与离线相结合的 “油-磨屑”监测和温度、电信号的监测带式输送机、刮板输送机全面状态监控。

3 深矿井开采技术

深矿井开采的关键技术是：煤层开采的矿压控制、冲击地压防治、瓦斯和热害治理及深井通风、井巷布置等主要任务：深井围岩状态和应力场及分布状态的特征深井作业场所工作环境的变化深井巷道快速掘进与支护技术与装备深井冲击地压防治技术与监测监控技术深矿井高产高效开采有关配套技术深矿井开采热害治理技术与装备。

4 “三下”采煤技术

提高数值模拟计算和相似材料模拟等，深入研究开采上覆岩层运动和地表沉陷规律，研究满足地表、建筑物、地下水资源保护需要的合理开采系统和优化参数，发展沉降控制理论和关键技术研究与应用各种充填技术和组合充填技术研究近水体开采的开采设计、工艺参数优化和装备等关键技术。

5 优化巷道布置，降低矸石排放

改进、完善现有采煤方法和开采布置，以实现开采效益最大化为目标，研究开发煤矿地质条件开采巷道布置及工艺技术评价体系，从而实现开采方法、开采布置与煤层地质条件的最佳匹配。

6 采场围岩控制技术

6.1 进一步完善采场围岩控制理论

用科学合理、优化高效的岩层控制技术来确保开采的安全、高效、低成本为目标，要通过总结经验，深入研究各种煤层地质及开采条件来实现。

6.2 研究坚硬顶板与破碎顶板条件下应用高技术低成本岩层控制技术

目前，主要应用的是高压注水、深孔预裂爆破处理坚硬顶板和应用化学加固技术， 由于这些技术工艺复杂、成本高，所以需要进一步研究开发新技术、新工艺、新材料来解决这一问题。

6.3 放顶煤开采岩层和支架――围岩相互作用机理

研究放顶煤开采力学模型、围岩应力、顶煤破碎机理、支架――顶煤――直接顶――基本顶相互作用关系运用离散元等方法研究顶煤放落规律，提出放顶煤优化准则和提高顶煤回收率的路径。

6.4 支护质量与顶板动态监测技术

在总结缓倾斜中厚长壁工作面开展支护质量与顶板动态监测方面，需要进一步在坚硬顶板、破碎顶板、急倾斜的放顶煤工作面开展支护质量与顶板动态监测，同时应不断完善现有的监测技术，发展智能化监测系统，改进监测仪表，使监测仪表向直观、轻便、小型化方向发展。

6.5 冲击地压的预测和防治

通过计算机模拟研究冲击性矿压显现发生的机理，进一步完善冲击性矿压显现监测系统，发展遥控测量和预报技术。

6.6 研究开发新型的支护设备

研究硬煤层、硬顶板放顶煤液压支架，完善液压支架性能和快速移架系统。

7 小煤矿技术改造和机械化开采技术

对小煤矿进行合并重组，淘汰落后生产技术和生产设备，提高平均单井规模和技术水平，开发小型煤矿机械化、半机械化开采技术和装备，改进小煤矿的采煤方法和开采工艺，提高采煤工作面的单产和工效。

总结，提高煤矿资源开采水平，充分利用资源，选择合理的采煤开拓方法，保障安全生产，提高企业效益。

参考文献

[1] 郭靖.煤矿开采技术[M].山西人民出版社.2010

[2] 戴绍诚.高产高效综合机械化采煤技术与装备[M].煤炭工业出版社 1998.

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