晋城的资料

美国、澳大利亚、加拿大煤层气勘探开发之所以取得成功，首先与其各自盆地的煤层气地质条件是分不开的。近年来，中国在多个地区开展煤层气勘探开发试验，其中晋城、大宁—吉县、宁武、昌吉等地区的煤层气取得了初步的成果。分析对比国内和国外重点地区的煤层气地质条件，对于中国煤层气的下一步勘探开发具有重要的借鉴意义。

一、煤层气资源量及资源丰度

首先，含煤盆地要具有一定规模的煤层气资源量和可采资源。只有煤层气资源规模达到了一定数量，煤层气勘探和开发才有经济效益，如果含煤盆地规模太小，资源量少，难以形成大规模的工业性效应。从参与对比的国外6个典型盆地和国内4个重点地区来看，煤层气资源量分布介于0.32×1012～11.67×1012m3，最大的为艾伯塔盆地，最小的为宁武盆地。煤层气资源丰度一般在0.4×108m3/km2以上，晋城地区所在的沁水盆地、吉县地区所在的鄂尔多斯盆地煤层气资源丰度与圣胡安盆地、黑勇士盆地类似（表2-4）。

二、成煤地质时代

从参与对比的9个地区来看，成煤地质时代有石炭纪、二叠纪、侏罗纪、白垩纪和古近纪，时间跨度很大，各个时代的煤层均可以开展煤层气勘探开发。但成煤时代较新、埋藏浅的煤层，对煤层气开采更为有利。

三、煤层厚度及连续性

煤层气开发成功盆地通常具有煤层分布稳定、连续性好的特点。从9个地区来看，煤层单层厚度一般都在2m以上，以煤层气勘探开发最为成功的圣胡安盆地为例，含煤1～5层，煤层厚度9～30m，中国晋城、吉县、宁武地区煤层总厚度在10m左右，昌吉地区煤层厚度可达80m，与国外煤层气产气盆地相当。当单层含气量高和多层合采时，薄层也可以作为选区目标，黑勇士盆地、艾伯塔盆地就是实例。

四、煤层埋藏深度

从目前已经开发的煤层气盆地来看，煤层气开发的深度一般为100～1200m，埋深过大后煤层渗透率急剧降低，加上钻井成本上升，开发效益变差。粉河盆地在短期内迅速取得突破，与煤层埋藏较浅有极大的关系。中国晋城、吉县地区煤层气开发效果最为明显的地区也在煤层埋藏深度1200m以浅的地区。

五、煤阶

在9个地区中，RO最大的晋城地区为3.5%，煤阶达到了无烟煤3号；RO最小的粉河盆地为0.3%，煤阶为褐煤。在从褐煤到无烟煤的各种类型的煤阶中，都获得了工业气流。国外进行煤层气勘探开发的地区主要为中低煤阶区；国内晋城地区为高煤阶区，也取得了煤层气勘探开发的突破。

六、煤层气成因

美国落基山前是目前煤层气开发的主力地区，其煤层气生成主要受控于深成变质作用和岩浆热变质作用。渐新世—早中新世的火山岩影响着落基山脉南部的广大地区，包括皮申斯南部地区和圣胡安、拉顿盆地，形成以热成因气为主、部分为晚期生物气的成因类型；而产自粉河盆地低煤阶的煤层气为早期生物气。中国晋城、吉县地区在燕山期也曾受到区域岩浆热变质作用，煤层气主要为热成因气；中国昌吉低煤阶煤层受盆地深处气源和浅部大气淡水影响，煤层气成因类型可能为热成因气和生物气。

表2-4 国内外重点地区煤层气地质条件对比表

七、保存条件

由于中国基本的构造格局是由一些小型地台、中间地块和众多微地块及其间的褶皱带镶嵌起来的复合大陆，与国外形成于统一的地台背景下的煤层气地质背景不同，形成条件和赋存条件具有其复杂性和特殊性。晋城、宁武和吉县地区聚煤盆地基底稳定，聚煤作用发育，煤层气生成的物质基础好，存在保存条件好的区带，这一点与美国西部落基山前陆盆地相似；新疆昌吉地区煤层形成于陆相湖盆中，煤层厚度大，煤层上覆地层以粉砂岩和泥岩为主，煤层气保存条件好，有利于煤层气富集。

八、含气量及吸附饱和度

通常含气量和吸附饱和度高，利于煤层气的勘探开发。在参与对比的9个地区中，含气量分布范围为1～35m3/t，最小的为低煤阶的粉河盆地，最大的为高煤阶的晋城地区。9个重点地区煤层吸附饱和度分布范围60%～100%。国内晋城、吉县、宁武和昌吉地区与国外煤层气成功开发盆地相比饱和度相差不大，存在利于煤层气开发有利条件。

九、渗透性

渗透性是评价一个地区煤层气勘探开发潜力最重要的参数之一。一般渗透性越好，煤层气开发前景就也越好。同一个区块、同一煤层横向渗透率变化较大，有的大于20×10-3μm2，有的小于1×10-3μm2。在参与对比的9个地区中，渗透率变化范围为0.1×10-3～50.0×10-3μm2，如煤层渗透率低于0.1×10-3μm2，煤层气难于产出，产量很低，不具有经济效益。以粉河盆地为例，在其他地质条件并不有利的条件下，由于其煤层渗透性好，煤层厚度大，同样使得粉河盆地取得煤层气开发的巨大成功。对比来看，与国外相比中国煤储层渗透率总体偏低，这是与国外煤层气成功开发地区的最大差别。

十、单井产量

在参与对比的9个地区中，除美国圣胡安盆地煤储层压力局部形成超压致使煤层气产量异常高出外，大部分地区的压力梯度正常或偏低，储层压力梯度0.70～1.00MPa/100m，煤层气井产量偏低，单井平均1500～5000m3/d。

该矿位置优越，资源丰富，煤质优良。井田系沁水煤田南端，东西宽约4公里，南北长7公里，面积28平方公里，探明地质储量2.31亿吨。主要可采煤层三层，由上而下为 3#、9#和15#，煤层平均厚度分别为5.35米、1.55米和2.68米。可采煤层之可燃性、挥发分均小于10％（一般在5－6％之间），粘结性为1，为单一无烟煤种，且变质程度高，有“标准无烟煤”之称，以“兰花炭”的美称享誉全国。三层煤发热量均在8100大卡/千克以上， 其灰分含量小于22％，灰熔点大于1300℃, 是良好的工业动力或锅炉用煤，特别是现在开采的3#煤，含硫量低，素有“香煤”之称，且坚硬多呈块状，是理想的化工原料，还可用于人工合成石油。

该矿筹建于1967年，1975年7月15日投产， 矿井原设计生产能力90万吨/年，1985 年司法部和山西省联营，对该矿进行改扩建，1994年12月18日投产，年设计生产能力130万吨，洗选厂投入使用后，大大提升了产品的质量和市场竞争能力。

晋普山煤矿经过30年的建设和发展，管理不断完善，设备不断更新，工艺不断改进，规模不断扩大，为我省经济发展和能源重化工基地建设做出了积极贡献。现在该矿不仅是山西省60个重点矿之一，而且是山西省150个重点大中型企业之一。

该矿生产的无烟煤是最佳的化工原料和最好的工业动力及民用燃料，主要用于化肥生产。产品有洗中块、洗小块、末煤3个品种，产品主要服务于华东区的江苏、浙江、上海、安徽、山东等省市、华南区的湖北、湖南、江西、广东等省，西北区的陕西省和武汉、西安两个计划单列市。

山西省晋城晋普山煤矿愿与你精诚合作、强强联合、共同发展、共铸辉煌。

本项目采用上述煤层气有利目标区优选指标体系及标准，对全国煤层气目标区进行优选，结果见表8-7。优选出晋城、吉县－韩城、三交－石楼北、阜新、铁法大兴区等煤层气有利目标区13个，总面积4.82 万km2 ，煤层气资源量5.86 ×1012 m3 。现将Ⅰ类区及Ⅱ类区分述如下。

表8-7 煤层气勘探有利目标区优选数据表

（一）沁水盆地南部晋城地区

1.基本概况及勘探开发现状

晋城地区位于南部斜坡带，地跨晋城、高平、阳城、安泽等县市，总的构造形态为倾向北西的平缓单斜，主要勘探目的层为山西组3号、太原组15号煤，有利勘探面积3260km2，煤层气资源量8410×108m3，累计探明煤层气地质储量1405.01×108m3。

晋城地区为目前国内最好的煤层气高产富集区域，形成世界第一个高煤阶煤层气田。至2009年底，共钻井超过3000口，年产气9.7×108m3，一般单井日产量在800～10000m3。

2.煤层气成藏条件

晋城地区煤层变质程度高，Ro：2.6%～3.8%，含气量普遍较高，一般15～24m3/t，含气饱和度为56.41%～100%。

区内煤的主力煤层埋藏深度在150～1300m之间，厚度一般5～7m，煤层顶板多为泥岩和粉砂质泥岩，封盖能力较强，对煤层气保存有利。

主力煤层内地下水总矿化度为800～2600 mg/l，水化学类型以NaHCO3 型为主。地下水径流条件弱，地下水滞留区径流缓慢，是煤层气的有利聚集区。

（二）鄂尔多斯盆地东南缘吉县-韩城地区

1.基本概况及勘探开发现状

鄂尔多斯盆地东缘大宁－韩城地区已成为我国煤层气勘探开发的热点地区之一。大宁－吉县区块共有6030.4×108m3煤层气资源量，煤层气资源量丰度1.78×108m3/km2；韩城－合阳区块有2850.6×108m3煤层气资源量，煤层气资源量丰度1.46×108m3/km2（表8-8）。

表8-8 大宁－韩城地区不同埋深煤层气资源量统计表

韩城地区探明煤层气地质储量51×108m3，板桥地区探明煤层气地质储量3.6×108m3。截至2009年底，该区已施工各类煤层气井300多口，韩城地区年产气1500×104m3。

2.煤层气成藏条件

大宁－韩城地区主要可采煤层为5号和8号煤层，煤层厚度一般为3～5m。5号煤含气量在3.19～20.87m3/t之间，平均为15.25m3/t；8号煤含气量大多在3.09～17.2m3/t之间，平均为10.31m3/t。

本区煤的变质程度较高，主要为焦煤、瘦煤和贫煤，在研究区西部可达无烟煤。该区5号主煤的镜质组含量64.2%，8号主煤为64.0%，其中大宁－吉县地区镜质组含量比韩城－合阳地区稍高。两层主煤层的渗透率值在（0.1～6.65）×10-3μm2之间。

本区水文地质条件简单。区内含水层的富水性弱，含水层间的水力联系差。地下水自东部煤系露头区向深部汇集，形成高储层压力的煤层气富集区。

（三）鄂尔多斯东缘三交-石楼北

1.基本概况及勘探开发现状

三交－石楼北地区位于鄂尔多斯盆地东缘中部，构造位置位于离石鼻状构造带，开发的主要目的层为山西组5号煤和太原组8号煤。本区煤层气资源量大，资源丰度较高，具有良好的煤层气勘探前景，有利含气面积1511km2，煤层气资源量2749×108m3。其中5号煤层1500m以浅有利面积1511km2，资源量1667m3；8号煤1500m以浅有利面积1270km2，资源量1082m3。

截至2009年底，共施工煤层气井129口，三交和柳林区块为目前煤层气开发热点地区，柳林区块北部已经提交探明储量53×108m3。

2.煤层气成藏条件

煤岩变质程度由北向南呈增加趋势，总体上为肥焦煤。煤层总厚10～20m，呈北厚南薄的分布特点。5号煤层厚度在0～7m之间，8号煤层厚度在2～15m之间，东部露头区以西大部分地区厚度在5～10m左右。5号煤层含气量呈东西向条带状分布，东部靠近露头区较低（0～5m3/t），西部随埋深增加逐渐变大（15～20m3/t），8号煤具有同样的分布特征。含气饱和度纵向上5号煤比8号煤普遍含气饱和度高。

5号煤层顶面岩石类型主要为泥岩。泥岩型盖层在工区分布较广，厚度0.5～40m。8号煤顶面岩石类型主要为灰岩。

本区煤岩孔隙度一般为3%～8%（表8-9），三交－柳林地区煤层割理、裂隙发育，渗透性好，石楼、吴堡地区煤层渗透性较差，主要与煤层埋深较大有关。

表8-9 工区煤岩孔隙度、渗透率统计表

（四）辽宁阜新盆地

1.基本概况及勘探开发现状

阜新盆地位于辽宁省西部，西侧为松岭山脉，东侧为医巫闾山山脉，呈一北北东向分布的狭长带状谷地。地层呈总体的单斜构造，地层倾角在10°～20°之间。

阜新含煤地层为中生界白垩系下统阜新组，高瓦斯矿区面积27.62km2，3个矿未采区煤层气储量共计70.68×108m3，3个矿采空区煤层气储量共计23.62×108m3，3个矿煤层气总储量为94.30×108m3 （表8-10）。2009年产气约3000×104m3。

2.煤层气成藏条件

刘家－王营区普遍发育是喜马拉雅期辉绿岩。由于岩浆的侵入活动，促进了煤层气的生成，增加了煤层孔隙性和渗透性，为煤层气提供了良好的储存空间。

煤岩种类以长焰煤为主，深部少量气煤，总厚度在30～100m，埋藏深度在300～1000m。煤储层煤层气含量为（8.42～12.6）m3/t，一般为9.5m3/t。煤储层孔隙度为4.7%；煤层渗透率为（0.323～0.469）×10-3μm2。

表8-10 煤层气储量计算表

（五）辽宁铁法煤田大兴井田

1.基本概况及勘探开发现状

铁法煤田位于铁岭市西北34km，煤田南北长29.5km，东西宽17.4km，面积约513km2。其中大兴井田为一北北东向延展的向斜构造，表现北翼缓南翼陡，煤层气资源量为92.77×108m3。

铁法煤田大兴井田具有资源条件好、资源丰度值高、储层特征清晰、具煤层气利用市场广阔等特点，有良好的煤层气开发前景。1996～2008年间，铁法煤田大兴井田共施工煤层气参数生产试验井13口。

2.煤层气成藏条件

大兴井田岩浆活动比较剧烈，有喷发和侵入两种，喷发岩主要为玄武岩，侵入岩以辉绿岩为主（图8-4），两种岩浆岩均侵入于煤系之中，对煤系特别是主要煤层的影响较大 ，使煤层气含量增大，有利于煤层气的产出。

大兴井田共有14个可采煤层，东部煤层较薄，向西逐渐增厚，在井田的西部有两个聚煤中心。煤层厚度一般3～20m，埋深550～650m之间，含气量2.43～8.18m3/t。渗透率在（0.01～1.507） ×10-3μm2之间，压力梯度为0.87MPa/100m左右。

图8-4 大兴井田辉绿岩与煤层、构造关系图

（六）沁水盆地北部阳泉地区

1.基本概况及勘探开发现状

阳泉矿区位于沁水煤田东北隅，地跨晋中地区的阳泉市、平定和昔阳三市县。有利勘探面积360km2，煤层气资源量944×108m3，截至2009年底，已钻煤层气井330余口，日产气3.2×104m3。阳泉矿权面积364km2，剩余煤层气资源量944×108m3。

2.煤层气成藏条件

主力煤层埋深300～800m，含气量8～10m3 /t，主力煤层山西组3 号煤和太原组15 号煤，3 号煤平均厚1.35m，15号煤厚5.20m，为煤岩演化程度以无烟煤为主。3号煤层甲烷含量介于0.82～16.80m3 /t 之间，平均为8.23m3 /t；15 号煤层甲烷含量介于0.49～9.92m3 /t 之间，平均为4.24m3 /t ，3 号煤盖层主要为砂质泥岩，厚2～9m，15号煤盖层以砂质泥岩为主，厚3～11m。煤层渗透率最高达13.36×10-3μm2。

（七）鄂尔多斯盆地东北部保德-神木地区

1.基本概况及勘探开发现状

研究区块位于鄂尔多斯盆地东部北段，横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡两大构造单元，研究区包括陕西省的神木、府谷县和山西省的河曲、保德县，煤层气勘探的最佳区块位于黄河东岸的保德－孙家沟地区。本区5号、8号煤层埋深300～1500m的总面积为2098km2，煤层气总资源量为3453.8×108m3，平均资源量丰度为1.65×108m3/km2（图8-5）。

截至2009年底，保德地区共完成各类煤层气钻井14口，其中U型水平井4口，最高日产气达到6000m3，平均日产水150m3。

2.煤层气成藏条件

区内发育长焰煤、气煤、肥煤和焦煤。从北向南，煤级逐渐升高，呈带状分布特点，Ro为0.7%～1.2%。煤层总厚10～35m，主力煤层单层厚度8～12m，呈东西部两侧厚、南北部薄的分布特点。埋藏深度受构造控制，总体呈东浅西深分布，5号煤层埋深范围0～2000m，8号煤层埋深平面分布态势与5号煤相同，仅在同一井点或同一地点埋深比5号煤深30～60m。

图8-5 保德-神木地区煤层气综合评价图

5号煤含气量5.71～9.71m3/t，平均含气量8.35m3/t；8号煤含气量8.23～19.95m3/t，平均含气量13.9m3/t。

本区5号煤顶板岩性多为泥岩，有利于煤层气保存。而8号煤顶板在部分地区发育砂岩盖层，不利于煤层气保存。5号煤和8号煤的孔隙度在6.9%～9.33%之间，为中—高孔煤层。渗透率在（1～5）×10-3μm2之间，为中孔渗层。两层主煤均具有中—高孔渗特点，并有随煤层埋深增大孔渗条件变差的趋势。

（八）宁武盆地南部地区

1.基本概况及勘探开发现状

宁武盆地位于山西省西北部，西侧为吕梁山隆起和芦芽山复背斜，东侧为五台山隆起带，是晚古生代成煤期后受构造运动挤压抬升形成的构造盆地，面积约3120km2。山西组底部4号煤和太原组下部9号煤勘探的主要目的层。

目前该地区已钻煤层气井12口，有3口煤层气井最高日产气超过1000m3，证实宁武盆地南部具有很好的煤层气勘探潜力。预测太原组9号煤1500m以浅煤层气有利勘探面积534km2，煤层气地质资源量1700×108m3。经勘探，该地区太原组9号煤初步控制控制含气面积112.15km2；煤层气控制储量191.32×108m3（图8-6）。

图8-6 宁武南太原组9号煤控制储量综合图

2.煤层气成藏条件

本区煤阶为低—中变质的气、肥煤，Ro为0.85%～1.12%。山西组4号煤演化程度略低于太原组9号煤。煤层埋深主要受构造和地形起伏控制，变化规律较简单，有利区煤层埋深500～1500m。9号煤厚4.36～24.62m，平均厚11m以上。4号煤厚0.37～13.15m，一般为2～4m。山西组4号煤含气性一般为2～6m3/t，太原组9号煤含气量一般为5～10m3/t。煤层孔隙度3.97%～5.2%，渗透率一般为（0.01～0.86）×10-3 μm2 。

宁武盆地南部山西组4号煤直接顶板以泥页岩、砂岩、粉砂岩为主，太原组9号煤顶板绝大部分为泥灰岩、泥岩，有少量灰岩和砂岩。

（九）二连盆地霍林河地区

1.基本概况及勘探开发现状

霍林河盆地位于大兴安岭南段，在通辽市西北400km，为一北东向展布的半地堑型断陷盆地，上侏罗统—下白垩统霍林河组是本地区的含煤层段，其中上侏罗统的下含煤层段为本区煤层气勘探的重点目标层位。盆地面积540km2，其中有利含气面积380km2，煤层气资源量1008×108m3（表8-11）。2007年中石油在中部洼陷钻探一口煤层气井，排采试验获得工业气流，揭示该地区具有良好的煤层气勘探前景。

表8-11 霍林河盆地煤层气资源量计算表

2.煤层气成藏条件

本区煤层的Ro在0.370%～0.603%之间，一般低于0.5%，以褐煤为主。煤层厚度巨大，可采煤层平均总厚度76.91m。

霍林河地区煤层的埋藏深度大多浅于1000m，甲烷风化带的埋藏深度为400m左右。

含气量为2.08～6.53m3/t，煤层甲烷平均含量为91.47%。本区煤层的孔隙度较高，下含煤段的平均孔隙度为17.9%。实测煤层埋深900m煤层渗透率为0.91×10-3μm2，总体本区煤储层物性好，渗透性较高，浅部煤层渗透率将更高。

主煤层直接顶底板岩性多为泥岩和泥质胶结或凝灰质胶结的粉砂岩，封盖性较好。煤系含水层处于承压水封闭环境，对煤层气的封闭保存较为有利。

1、山西煤炭资源丰富全省国土面积15.7万平方千米，含煤面积5.7万平方千米，占近40%，全省118个县级行政区中94个县地下有煤，91个县有煤矿。1995年全国第三次煤田预测资料显示，全省2000米煤炭资源总量为6400亿t，占全国的16%，截止1996年末累计探明储量2662亿t，占全国27%（其中：煤焦煤占57%），保有储量2613亿t，占全国的27%，境内各类煤矿批准占用储量约1500亿t。

2、煤炭品种齐全，煤质优良，开发自然条件优良。

据1986年中国煤炭分类国家标准，山西拥有14个牌号的煤种，由其是大同的动力煤，阳泉、晋城的无烟煤，离柳、乡宁的稀有炼焦煤储量大、分布广，开发历史久远，特别是改革开放以来在市场上开创了极佳的品牌效应山西成煤时期主要在古生代，主要含煤地层为石炭、二迭系和侏罗系部分为第三系目前开发的煤炭平均埋深在300—500m，地质构造大部分地区较为简单，开采条件好。煤质优良，大部分为低硫、低灰、高发热量。

二、煤炭开发的外部条件优越

我国是一个以煤为主的能源结构，煤炭无论是在一次能源的生产或消费结构中均占到75%，自八、九十年代以来，国家在煤炭开发方面实行“强化东部，战略西移”的战略决策，从而确立了以山西为中心的全国能源基地的战略地位，山西成为新时期以来向全国发达省份、经济快速发展地区实施“西煤东运，北煤南调”最便捷的煤炭产地，晋煤在市场的份额一度达到80%。山西年生产原煤达3.5亿t，占全国的四分之一以上，外调全国26个省、市、区，外调量达2.3亿t，占全国省际煤炭外调总量的80%，供应煤炭出口达1700万t，出口20多个国家和地区，出口量占全国的70%，成为山西的主要创汇商品。经过五十多年的建设，山西已形成了一大批从事煤炭科研、勘察设计、生产、管理营销队伍拥有9条铁路出省干线，约220个发煤站，年发运能力在2.5亿以上，其中：晋北12个为大秦线配套的能力均在200万t及以上的大型煤炭集运站，集中储装运输能力4750万t，吸引范围达12个县（区）全省现有50多个煤焦公路出省口，年出省运力达3500万t地理位置适中，距沿海省份平均400—600km山西也是全国最大的电力基地之一，发展煤炭工业有可靠的动力保障。

三、山西煤炭的开发现状

建国以来山西煤炭工业有了长足发展，特别是改革开放以来，国有重点煤矿依靠国家投入，形成了10个大型或较大型的煤炭生产基地即八局二公司，地方煤矿一靠政策，二靠资源优势，充分调动了各级政府和农民群众办矿的积极性，在经历了“六五”时期国家为解决能源危机而实行“有水快流”的方针从而获的了大发展，“七五”时期以安全为中心的全面整顿，“八五”时期重点改造以后，步入了“九五”时期的稳步发展阶段。

目前山西煤炭工业已形成一定规模，以煤炭开发为主，围绕煤炭及其共伴生资源的综合加工利用发展多种经营，兴办第三产业，煤炭经济的发展已成为山西的龙头产业，山西经济的支柱行业。资产原值占到全省工业固定资产原值的36.8%，增加值占全省工业部门创造增加值的37%，实现利税占到全省工业企业利税总额的37.4%，如果把与煤炭相关联的各项政策性专项基金收入一并计算，煤炭工业收入占到全省可用财力的50%以上，不仅支援了外省建设，而切带动了兴晋富民的步伐。

乡镇煤矿作为我省煤炭工业的组成部分，经过多年的发展，目前已形成了近2亿吨的生产规模，为我省经济建设做出了不可磨灭的贡献。但是，客观估价乡镇煤矿在我省煤炭工业中的地位和作用的同时，也要看到乡镇煤矿发展过快带来的负面影响。回顾我省乡镇煤矿发展的历史历程，主要经历了起步、发展和治理整顿三个阶段：

一、乡镇煤矿的起步阶段

新中国成立后的1950—1952年，根据国务院财政经济委员会批准的《公私营煤矿暂时管理办法》、《公私营煤矿安全生产管理要点》、《土采煤窑暂行处理办法》3个法规和政务院公布的《中华人民共和国矿业暂行条列》，山西省人民政府对全省公私营煤矿进行整顿，封闭小煤窑2000多处。1957年9月2日，根据国务院《关于发展小煤窑的指示》，省政府作出了“放宽对小煤窑的开采管理，以解决群众的烧煤困难，发展工副业生产”的决定。从此，我省的小煤窑开始起步发展。

二、乡镇煤矿的发展阶段

1958年5月，山西煤炭工业基本建设执行了“中央办矿与地方办矿同时并举、在地方办矿中地方国营矿与社队集体矿并举、大型矿井与中小型矿并举”的方针，调动了社队集体办矿的积极性，到“三五”末期，全省新建小煤窑3000多个。此后，由于受“文革”的干扰，社队煤矿建设受到了一定的影响。1978年，党的十一届三中全会之后，党中央将山西列为能源重化工基地，全省大、中、小煤矿建设得到了快速发展。到1980年末，全省新增社队煤矿1066个。主要分布情况是：太原市39个，大同市65个，阳泉市24个，长治市4个，雁北地区92个，晋中地区194个，忻州地区93个，吕梁地区73个，晋东南地区265个，临汾地区198个，运城地区19个。其建设资金主要依靠社队自筹，少量通过农业银行短期贷款解决。单井规模一般在1万吨/年左右，部分达到3—5万吨/年，少量部分矿井达9万吨/年。

1981—1985年，乡镇煤矿的名称有原来的社队煤矿演化而来。在这期间，根据山西能源重化工基地建设规划要求，贯彻“扶持、整顿、改造、联营”的方针，进行矿井改扩建。资金由中国建设银行根据省计划委员会下达的贷款计划，按1.8厘利息发放贷款。不足部分，由办矿单位自筹或通过农业银行贷款解决。这是我省农村煤矿建设有史以来第一次使用国家安排的贷款。自1981年相继列入改扩建计划的矿井共146对，设计净增能力1747.5万吨/年,总投资4.323亿元。到1985年底，实际下达贷款2.743亿元，竣工投产矿井46对，净增能力489万吨/年，完成投资1.044亿元，占开工项目已下达资金的38%；因资金短缺等原因停建矿井23对，停建前共投入资金1145万元，占下达资金的4.2%其余77对矿井在以后的时间里先后建成投产。

乡镇煤矿经过“六五”时期的整顿，部分单井规模较大的矿井改革了采煤方法。到1983年，在全省2787个乡镇煤矿中，改革采煤方法的矿井有230个。有单一长壁、刀柱、短壁等正规工作面20个，其中使用金属摩擦支柱的10个工作面，平均单产4093吨/月.个,比旧采面高66%。在80年代“有水快流”方针引导下，加之国家能源供应短缺，刺激了全省乡镇煤矿的迅猛发展。到1997年，全省乡镇煤矿矿井发展到8113个，矿井生产能力突破了2亿吨，煤炭产量当年达到1.54亿吨。

三、乡镇煤矿的治理整顿阶段

1998年11月国务院召开全国煤炭行业关闭非法和布局不合理煤矿工作会议后，我省狠抓贯彻落实。1998年取缔私开煤矿1453个，压减生产能力2679万吨；1999年关闭布局不合理煤矿1565个，压减生产能力4399万吨；2000年关闭布局不合理煤矿1033个，压减生产能力1100万吨；2001年关闭布局不合理乡镇煤矿1034个（含矿办小井139个、取缔死灰复燃小煤矿65个），压减生产能力802万吨；2002年，按照国家要求，全省组织开展了煤矿安全专项整治，对全省乡镇煤矿进行了全部停产整顿，按国家规定的标准进行复产验收，全省彻底关闭未通过复产验收小煤矿矿井909个，关闭总数达到5929个。淘汰了一批落后的生产能力。

到2003年5月末，全省已批准乡镇煤矿复产矿井4127个。其中：3万吨以下矿井342个，3万吨以上6万吨以下矿井1353个，6万吨以上9万吨以下矿井926个，9万吨以上15万吨以下矿井607个，15万吨以上21万吨以下矿井二○○三年九月二十七日275个，21万吨以上30万吨以下矿井138个，30万吨以上矿井51个。

焦煤：焦煤是炼焦用煤中之主焦煤，变质程度中等，结焦性和粘结性最佳。山西之焦煤所产焦炭块度大、裂纹少、抗碎强度大、抗磨性好，为炼焦用煤之珍品。利用焦煤，可得到焦炭、焦油、焦炉气。焦炭除供给冶炼外，还可造气和电石。而焦油和焦炉气可作为燃料，还能提炼数十种化工产品。山西河东煤田中、南部的离石、柳林和乡宁矿区属低硫、低灰主焦煤。所产焦炭为特优焦炭，列为全过之重点。

肥煤：肥煤是炼焦用煤的一种，用肥煤炼出的焦炭横裂多，焦根部蜂焦多，易碎，但肥煤的粘结力很强，能与粘结力较弱的煤搭配后炼出优质煤称肥煤为配焦煤之母。因该肥煤品种稀少，只占全国探明煤炭资源的5%而山西探明肥煤的储量约占全国的50%，主要分部在霍县矿区、三交矿区和古交矿区。

无烟煤：无烟煤是高变质煤，具有坚硬、光泽强等特点。燃烧时间长，火力旺。无烟煤主要用于化肥、化工生产。阳泉无烟煤因具有可磨好的特点，是理想的高炉喷吹用燃料。晋城、阳城一带的无烟煤被称为兰花炭闻名中外。山西的无烟煤资源储量大，质量好，居全国首位。

瘦煤：瘦煤是炼焦用煤中之配煤, 性能与焦煤相近。瘦煤焦炭块度大、裂纹少，但熔融性和耐磨性差，其用途除作炼焦配煤外，还可用与造气、发电和其它动力用煤。山西沁水煤田、西山煤田，霍县煤田和河东煤田等都蕴藏着丰富的瘦煤资源。

弱粘结煤：弱粘结煤是炼焦煤与非炼焦煤之间的过度煤种，主要用作造气、燃料和配焦。山西大同矿区盛产低硫、低灰、低磷的弱粘结煤，是全国最大的优质动力煤基地。

气煤：气煤是炼焦煤种之一，粘结性偏下。主要用作配煤炼焦。气煤焦易推焦，煤气产率和焦化产品回收率高，而缺点是纵纹多，细长易碎,气煤单独炼焦可供化工工业使用。山西的气煤资源极为丰富，储量占炼焦用煤的63%以上。

褐煤：褐煤是为经变质的煤，外以朽木内含原生腐植酸。其主要特点是含水多、比重小、热量低、可制取活性炭、硫化煤、褐煤蜡、腐植酸、腐植酸铵肥料和其它化工产品。

长焰煤：长焰煤是变质程度最低的煤，无粘结性和结焦性主要用作燃料。经低温干流可制半焦、煤气、焦油，造气后可制合成氨等。

贫煤：贫煤是变质程度最高的烟煤，无粘结性。燃烧时火焰短，延续时间长主要用作动力煤，也可造气用作合成氨原料和气体燃料。太原西山、阳泉、和顺、寿阳矿区有丰富的贫煤资源。

山西是我国第一产煤、输煤和出口大省及能源重化工基地。煤炭资源优势得天独厚、储量大、分布广、品种全、质量优、易开采。目前已累计探明煤炭储量2661.8亿吨，保有储量2581亿吨。其中：炼焦用煤保有储量1495亿吨、占全省的58.1％；非炼焦用煤保有储量1033亿吨、占全省的40.1％；其他煤种保有储量约46亿吨、占全省的1.8％。

全省含煤面积6.48万平方公里，约占全省国土总面积的40％。主要分布在大同、宁武、河东、西山、沁水、霍西六大煤田和浑源、繁峙、五台、垣曲、芮城、平陆等地，煤炭资源遍布94个县（市区）。

山西煤炭品种齐全，有9大煤炭品种，分别是气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、无烟煤、贫煤、长焰煤、弱粘结煤、褐煤。山西煤炭具有“三低两高一强”的特点，即低硫、低灰、低磷、高发热量、高挥发分、粘结性强。

大同煤田弱粘结煤以硫分和灰分低、发热量高而饮誉中外；河东煤田离石、柳林、乡宁矿区的低硫、低灰主焦煤被誉为煤中的“精粉”；沁水煤田晋城矿区的“兰花炭”更是名闻遐迩。

1、神东基地

神东基地位于陕西以北榆林地区、内蒙古东部东胜地区，以神府煤田、东胜煤田为主。神府煤田探明储量1349.4亿吨，东胜煤田探明储量2236亿吨。占全国煤炭探明储量约1/4。煤种以弱粘煤、不粘煤、长焰煤为主，气煤、瘦煤次之，焦煤、无烟煤较少，主要用于电力、化工、冶金。神东基地以神华集团、伊泰集团和陕西煤业化工等大型煤炭企业为主体开发。

评价：神东基地是我国已探明储量最大的整装煤田。神东基地地质构造、水文地质条件简单，煤层赋存稳定，开采条件较为优越，适合大规模机械化开采。煤质具有低灰、低硫、高发热量的特点，是我国主要的优质动力煤调出基地之一。

2、晋北基地

晋北基地位于山西北部太原以北地区，行政区划上涵盖大同、朔州、忻州、吕梁等地区。以大同煤田、宁武煤田和河东煤田北部等三大煤田为主。其中位于大同煤田的大同矿区探明储量386.43亿吨，位于宁武煤田北部的平朔矿区探明储量167.3亿吨。大同煤田主要生产弱粘煤，以中灰、低硫、特高发热量煤为主，同煤集团为开发主体；宁武煤田位于朔州地区，以气煤为主，由同煤集团、中煤集团主要开发。河东煤田煤种以气煤、焦煤、瘦煤为主，由山西焦煤集团负责开采。

评价：晋北基地主要生产低灰~中灰、低硫、特高热量动力煤，是我国最大的动力煤调出基地之一。除朔南地区煤层埋藏较深外，基地大部分地区煤层深度较浅，赋存较为稳定，开采条件较好。

3、晋中基地

晋中基地位于山西省中部太原市、吕梁市、临汾市，以西山煤田、河东煤田南部、沁水煤田西北部等几大煤田为主。煤炭可采储量约192亿吨。该基地主要以焦煤、肥煤、瘦煤等炼焦用煤为主。所产炼焦煤为低灰~中灰、低~中高挥发分、低~中高硫、特高发热量。该基地主要由山西焦煤集团、中国中煤集团负责开采。

评价：晋中基地是我国最大的炼焦煤生产基地，焦煤、肥煤、瘦煤资源储量分别占全国的35%、40%、70%，煤质优良，地质构造简单，开采条件相对较好。

4、晋东基地

晋东基地位于山西省东南部，包括阳泉、长治、晋城等。由晋城、潞安、阳泉等矿区组成。该基地主要以低灰、低硫、高发热量的优质无烟煤和中灰、中~富硫、高发热量无烟煤为主。主要由阳泉煤业、潞安集团、晋城无烟煤矿业等集团公司为开发主体。

评价：晋东基地是我国最大、最优质的无烟煤生产基地，各矿区地质构造、水文条件总体简单，开采条件相对较好。

5、陕北煤炭基地

陕北煤炭基地位于陕西北部地区，主要包括陕北侏罗纪煤田、陕北石炭二叠纪煤田、陕北石炭三叠纪煤田、黄陇侏罗纪煤田、渭北石炭二叠纪煤田。煤种以特低灰、特低硫、中高发热量不粘煤及长焰煤为主。以神华集团、陕西煤业化工集团为主体开发。其中陕北石炭二叠纪煤田地质条件复杂，开采难度较大。

6、蒙东煤炭基地

蒙东基地主要包括内蒙古东部的呼伦贝尔市、赤峰市、锡林郭勒盟，主要包括内蒙古二连含煤区、海拉尔含煤区。探明储量为909.6亿吨。煤种以褐煤为主，优质炼焦煤、化工用无烟煤较少。

蒙东煤炭基地煤化程度相对较低，煤种以褐煤为主，发热量较低。但蒙东基地煤层埋藏浅，全国五大露天煤矿中，伊敏、霍林河、元宝山三大露天煤矿均处于蒙东地区。

7、两淮煤炭基地

两淮煤炭基地位于我国经济发达、缺煤的东部地区，主要包括淮南、淮北矿区，探明煤炭储量越300亿吨。淮南矿区以高挥发分的气煤为主，其他煤种较少，目前所产气煤主要用于动力用煤。淮北矿区主要煤种为气煤、焦煤、肥煤等，煤种较为齐全，所产煤炭主要用于炼焦。主要由淮南矿业、淮北矿业集团公司、国投新能源公司和皖北电力集团公司为开发主体。

该基地地质构造中等偏复杂，煤炭开采条件尚可。但该基地位于我国经济发达、煤炭资源稀缺的东部地区煤炭消费区，具有一定的销售区位优势。

8、云贵煤炭基地

云贵煤炭基地主要位于云南省、贵州省、四川省，包括贵州六盘水矿区、四川攀枝花矿区等。煤种以气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤、和无烟煤为主，煤种较为齐全。该基地大型矿区较少，以数量众多、单井规模小的小煤矿为主。受成煤时代影响，该基地所产煤热量偏低、硫分较高，煤质较差。

9、冀中基地

冀中基地位于河北省邯郸市、邢台市、石家庄市、衡水市等，该基地煤种较为齐全，从低变质的褐煤和高变质的无烟煤均有分布。其中炼焦用气煤、肥煤等主要分布于邯郸煤田、开滦煤田，非炼焦用煤主要分布在蔚县煤田。邯郸煤田主要由冀中能源集团开采、开滦煤田主要由开滦集团负责开采。该地区由于开采历史较长，安全开采难度加大。

10、鲁西煤炭基地

鲁西煤炭基地位于山东中西部地区，包括淄博矿区、肥城矿区、兖州矿区、枣庄矿区。兖州、枣庄矿区以气煤为主。淄博矿区煤种较为复杂，包括贫煤、瘦兖、气煤、焦煤。兖州地区煤矿由兖矿集团主要开采，其他矿区由山东能源集团负责开采。

11、河南煤炭基地

河南煤炭基地主要分布在安阳、鹤壁、新乡、焦作、洛阳、郑州、平顶山等地区。包括鹤壁矿区、焦作矿区、郑州矿区、平顶山矿区等。该基地煤种较为齐全，主要为无烟煤、贫煤、焦煤、肥煤、瘦煤、长焰煤等，其中无烟煤储量最为丰富。其中，炼焦用煤主要产于平顶山、安阳、鹤壁等地区，无烟煤主要产自焦作、郑州和永城地区，动力煤主要产自郑州地区。目前平顶山矿区主要由平煤神马集团开采，其他矿区主要由河南能化集团开采。

12、宁东煤炭基地

宁东基地主要分布在宁夏东北部，包括石嘴山矿区、石炭井矿区、横城矿区、鸳鸯湖矿区等。煤种以低灰、低硫、高发热量不粘煤为主，是煤炭液化和电厂的优质原料。该基地主要由神华宁煤集团负责开采。

13、黄陇煤炭基地

黄陇煤炭基地与陕北煤炭基地毗邻，包括黄陵矿区、华亭矿区，探明储量约150亿吨。该基地以陕西煤业集团和华亭煤业集团为主要开采主体。

14、新疆煤炭基地

新疆煤炭资源猜测储量约2.2万亿吨，占全国猜测储量的40%，于2011年正式被中央列为重点发展的十四大煤炭基地之一。主要分布在准格尔地区、哈土-巴里坤地区、西山地区和塔里木北缘地区。主要煤种为不粘煤、弱粘煤等。

评价：该基地煤炭资源埋藏浅、赋存条件较好，地质水文条件简单，开采条件较为优越。但新疆地区远离内地市场，受交通运输的瓶颈限制，目前煤炭外运量较少。

  总结：

  总体来看，神东煤炭基地是我国煤炭探明储量、生产量最大的基地，该基地横跨陕西、内蒙省，以优质动力煤为主。山西省自北向南的三大煤炭基地煤质特优、开采条件相对良好，分别是我国最大的动力煤、焦煤、无烟煤调出基地。内蒙东北部地区煤炭埋藏浅、多露天煤矿，但煤质较差。安徽省内的两淮基地煤炭种类较为齐全、距离经济腹地近，但开采时间较长，煤炭资源持续开采能力差。河北、河南地区的冀中煤炭基地、河南煤炭基地也存在煤炭资源枯竭的趋势。宁夏、新疆地区煤炭种类丰富，但距离东部煤炭需求地较远，是我国能源西移战略的资源储备基地。位于云南、贵州的煤炭基地地质开采条件相对复杂，且煤炭含硫、含水高，煤质差。

1.煤层气富集规律与模式

通过对国内外中高煤阶含煤盆地的研究发现，在大的区域背景下具有向斜富集特征。美国圣胡安盆地，在煤田或二级构造带具有这种规律，无论考虑煤阶的影响与否，在向斜的核部，煤层含气量都较高，呈现盆地边缘往盆地中心含气量增加的特征（图11-10）。中国沁水盆地也具有向斜富气的规律，该盆地剖面形态上为一个完整的复式向斜盆地，向斜部位含气量明显高于两翼。沁水盆地复向斜南部地层宽阔平缓，地层倾角平均只有4°左右，区内低缓、平行褶皱普遍发育，展布方向以北北东向和近南北向为主，呈典型的长轴线型褶皱。晋城地区煤层气分布普遍是背斜轴部含气量低，为5～15m3/t，特别是潘庄矿西部的马村背斜更加明显，而向斜轴部和翼部煤层含气量高，均高于15m3/t（图11-11）。

图11-10 圣胡安盆地Fruitland组煤层含气量等值线

图11-11 沁水盆地晋城地区地质构造形态与3#煤含气量关系

O2f—峰峰组；C2b—本溪组；C3t—太原组；P1s—山西组；P1x—下石盒子组；P2s—上石盒子组

向斜富气是构造演化、水动力条件以及封闭条件综合作用的结果。煤层气向斜富集模式可以用图11-12进行描述，在一个区域向斜构造背景下，往向斜轴部方向，由于大气渗入水沿着边缘露头向轴部低水势方向汇聚，形成向斜区汇水区，矿化度高，在边缘隆起区可形成侧向水封堵，形成良好的保存条件；向斜轴部比边缘部分煤层上覆地层厚度大，煤层维持更高的地层压力，煤层气吸附量大；从构造的角度看，向斜轴部是地层沉降幅度大的区域，由于沉降深埋，煤层可以进行充分的热演化，有助于生气，同时轴部构造活动稳定，断裂、裂缝不发育和盖层稳定，均有利于煤层气的富集。因此，在向斜构造中，一般具有轴部高含气量、往边缘隆起含气量降低直至风氧化带的分布特点。

图11-12 煤层气向斜构造富气模式

2.世界主要已开发煤层气的分布特征

在泥盆纪陆生维管植物出现之前，世界上没有发育经济厚度的煤层（图11-13）。随着维管植物的演化和分异，泥炭沼泽大规模形成，成为具有工业意义煤层的主要来源。世界上煤层主要分布在石炭-二叠纪、三叠-侏罗纪和白垩-古近纪3个时期，99%以上的煤炭资源分布在这些层系（Pashin，1998）。据统计，大约40%煤炭资源来自石炭-二叠系，10%来自三叠-侏罗系，50%来自白垩-古近系。多数古生界的煤层成熟度较高，往往形成热成因气，而更年轻的煤层成熟度较低，形成的煤层气中生物气和次生生物气占有较大比例。

图11-13 世界主要煤层气产区煤层层系分布

根据美国USGS（2007）的统计结果，截至2006年底，美国煤层气产量66%来自西部的圣胡安盆地白垩系煤层，以热成因气为主，部分有生物成因气贡献；12%来自西部粉河盆地古近系煤层，主要为次生生物气；13%来自东部的拉顿和阿巴拉契亚盆地的上石炭统煤层；其余来自其他中小盆地。

加拿大煤层气主要产自西加拿大前陆盆地，该盆地是一个大型沉积盆地，属于落基山前陆盆地的一部分，在拉腊米造山运动中，没有破裂成众多小盆地。侏罗纪和早白垩世沉积的含煤地层，面积达13×104km2，煤层厚度最大达10m以上。盆地最西部由于埋藏深度较大，煤变质程度最大，Ro达到20%以上，盆地东部煤变质程度较低。煤层气开发主要集中在艾伯塔省中南部地区，煤层从西向东分为3个组，即古近系Ardley组、上白垩统Horsehoe Canyon 组、下白垩统 Mannville 群，其中 Horsehoe Canyon 组为主要煤层气产层。

澳大利亚煤层气主要产自东部含煤盆地，包括悉尼盆地和鲍恩盆地二叠系煤系、苏拉特盆地侏罗系煤系。澳大利亚煤层气以中低煤阶煤层气为主，次生生物气是重要的成因类型。

中国煤层气主要分布在东部、中部、西部和南方4个大区，地质资源量分别占全国总量的31%、28%、28%和13%。按盆地统计，煤层气资源集中分布在鄂尔多斯、沁水等9个地质资源量超过1×1012m3的含气盆地（群）中，其中鄂尔多斯盆地资源量最大，占全国的27%；其次为沁水盆地，占全国的11%。目前煤层气产量主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地石炭系-下二叠统煤层，东部阜新盆地有少量白垩系煤层气产出。

一、煤层气的涵义及其边界

煤层气是一种非常规天然气藏，具有与常规天然气藏迥然不同的特征，直接将天然气藏的概念应用于煤层气显然不妥。根据煤层气的具体特征，结合前人的定义，本书将煤层气定义为“受相似地质因素控制，含有一定资源规模，以吸附状态为主的煤层气，具有相对独立流体系统的煤岩体”。由于煤层气与其他非常规气藏一样，大面积连续分布，因此它也是连续性气藏的一种。

通过对国内、外典型煤层气的系统解剖，将煤层气边界系统归纳为五类:水动力边界，风氧化带边界，断层边界，物性边界，岩性边界。

水动力边界:以吸附态为主的煤层气大部分通过地下水静水压力作用得以赋存，同时地下水的补给、运移、滞留、排泄控制了煤层气聚集的基本单元。因此，地下水动力条件是煤层气富集成藏的决定性因素之一。水动力边界可细分为地下水分水岭和水动力封堵两种类型。地下水分水岭的存在使其两侧的煤层气处于不同的流体流动单元，分属不同煤层气。这类边界在美国Utah州的中东部和中国的沁水盆地南部存在。地下水分水岭的形成受构造控制，一般为背斜的轴部。水动力封堵边界是最常见的煤层气边界，几乎所有的煤层气都存在。以地下水沿煤层露头补给、向深部运移、形成一定高度的地下水水位、促使煤层气在滞留区富集为主要表现形式。水动力封堵的机理为:要使储层内保存一定量的煤层气，就必须具备一定的储层压力，即地下水静水位面(对应于储层压力)具有一定的高程。可见，水动力边界是一个间接反映含气量的边界，也是一个随地下水位变化的动态边界。

风氧化带边界:是一个取决于煤层气组分组成的边界，由于地下水水位下降，煤层气沿露头散失和空气混入使得煤层气组分组成发生变化，甲烷含量降低，二氧化碳、氮气含量增加。一般将甲烷浓度80%作为风氧化带底界，如沁水盆地南部风氧化带边界以上甲烷浓度急剧下降(图4-19)。因此，从某种程度上说风氧化带是一种人为划定的边界。

图4-19 沁水盆地南部风氧化带边界的确定

断层边界:断层作为重要的煤层气侧向边界可区分为封闭性断层和开放性断层。封闭性断层的封闭机制是断层带岩体的排替压力必须大于储层压力，有4种作用方式:泥岩涂抹作用加强了断层的封闭性，断层两侧岩性配置因断层的落差和与煤储层对接的岩层排替压力而不同，强烈的颗粒碎裂作用和成岩胶结作用是造成断层封闭的基础。开放性断层的封闭性取决于断层带静水压力的大小，富水性强、静水压力高有利于煤层气保存，否则将引起煤层气散失，这与水动力封堵边界的作用机理相同。

物性边界:当煤体在构造应力作用下破坏为糜棱煤、物性变差、排驱压力显著增大时，对煤层气的扩散运移将起到阻止作用。同时糜棱煤本身含气量高、储层压力高，阻止了邻近煤体煤层气的浓度扩散运移散失。这类边界往往与断层边界共生，沿断层带分布，对于提高开放性断层的封闭性具有重要意义。不同性质的断层、断层的上下盘都会产生不同宽度与不同破坏程度的煤体。随着煤层气开发和煤炭开采的实践，此类边界越来越受到人们的重视。

岩性边界:岩性边界是指位于煤层尖灭带的边界，这类边界可以分为两种情形:一是位于煤层尖灭带的岩性具有较大的渗透率，排驱压力低，如砂岩、裂隙孔隙发育的灰岩等，煤层气将难以在煤层内聚集，易逸散，不利于保存二是位于煤层尖灭带的岩性具有较低的渗透率，如泥岩、粉砂岩等，该岩性边界具有较高的排驱压力，有利于煤层气的保存。

二、煤层气地球化学特征

煤层气地球化学分析数据主要来自煤岩解吸气、瓦斯抽放气及井口排采气等样品，前两者数据的分布范围较宽。张新民等(2002)统计了我国不同地质时代和各种煤级的358个井田(矿)煤层气组分6000余组数据，结果显示，煤层气组分构成以CH4为主，其含量变化范围为66.55%～99.98%，一般为85%～93%CO2含量为0～35.58%，一般＜2%N2的含量变化很大，但一般＜10%重烃气含量随煤级不同而变化。Scott等(1993，1994)对美国煤层气井的795个气样的分析结果表明，煤层气的组分及其平均含量为:CH4占93.2%，C2+(重烃)占1.6%，CO2占4.4%，N2占0.8%。从前人统计数据看，井口排采的煤层气无论是热成因气(如黑勇士盆地、沁水盆地等)，还是生物成因气(如粉河、阜新盆地等)，煤层气的组分差别不是很大，主要为甲烷(平均值为97%～99.75%)，重烃气及非烃气含量均很低(一般小于2%，多小于1%)(表4-5)。相对于常规天然气而言，煤层气组分较一致，无论源岩的成熟度是未成熟还是过成熟，煤层气的组分均显示干气的特征，来源于煤系的常规天然气组分往往受到源岩的成熟度影响，随着成熟度增大，甲烷含量升高，重烃气含量降低，过成熟的晚阶段气富集甲烷。如高过成熟煤系生成的克拉2气田甲烷含量达96.58%，C3以后的烷烃组分基本检测不到，而成熟-高成熟阶段生成的牙哈凝析气田天然气组分甲烷含量均值只有82.32%，C2-5含量达11.61%。

碳同位素组成上煤层气与常规天然气有着明显的差别(陶明信，2005)。目前由于煤层气主要成分为甲烷，C2+组分较少，统计中数据较少。热成因的常规煤成气与煤层气碳同位素最大的差别是成熟度相近源岩的煤层气甲烷碳同位素明显偏轻，例如沁水盆地南部二叠系3#煤层的Ro最高可达3.5%以上，库车侏罗系煤系源岩Ro小于2%，但库车克拉2晚期阶段聚集的天然气甲烷碳同位素为-27.3，明显重于沁水盆地南部过成熟的煤层气甲烷碳同位素值(-31.95)，这种现象也存在于其他盆地，是一种普遍的现象。

表4-5 我国典型煤成气与国内外煤层气组分及碳同位素对比

引起煤层气与常规天然气碳同位素差异性的原因不同。常规天然气甲烷碳同位素主要受到母质和源岩热演化程度Ro的影响，煤成气和油型气δ13C1-Ro演化线不同(图4-20)。煤层气甲烷碳同位素受到生烃作用与后期改造作用的影响，前者与常规天然气相似，主要为煤岩热成熟度的影响，后者主要因素包括解吸作用、生物作用、水动力作用。常规天然气主要为游离气，煤层气为吸附气，后期吸附解吸过程中会造成组分和同位素的变化。常规天然气除典型生物气外，我国已发现的大、中型煤成气藏受到生物降解的影响较小，而目前工业开采利用的煤层气一般埋深小于2000m，生物降解作用使得源岩成熟度相近的煤层气较常规煤成气的甲烷碳同位素偏轻(Scott，1993Ayers，2002)。煤层气受水动力条件影响较大，其作用机制为甲烷通过水溶作用而改变同位素的组成。

图4-20 我国煤层气、煤成气和油型气δ13C1-Ro关系图

三、煤层气形成演化过程

根据中国含煤盆地构造演化特征分析，除变质程度较低的含煤盆地外，绝大多数盆地都经历了沉降和回返抬升演化阶段，煤层经历了埋藏-抬升的构造演化过程，有的盆地甚至经历了多次的旋回。而煤层的埋藏-抬升构造演化过程决定了煤层气的成藏演化过程。

图4-21是煤层气演化与相应的主要成藏机制示意图。随着煤层的埋藏和抬升，煤层气形成过程主要经历了煤层气的生成和吸附阶段、煤层的吸附能力增加阶段和煤层气的解吸-扩散和保存阶段，其中煤层气的生成和吸附阶段包括由于煤层埋藏而造就的煤层气生成-吸附阶段和由于异常热事件而造就的煤层气生成-吸附阶段煤层气的解吸-扩散和保存阶段中主要包括盖层扩散机制和地下水溶解机制。在各种机制作用下得以保存的煤层气形成现今煤层气。

现今煤层气的富集程度是聚煤盆地回返抬升和后期演化对煤层气保持和破坏的综合叠加结果。在煤层抬升回返过程中上覆地层厚度变化影响下的温度、压力的变化控制了煤层含气量的变化，因此地质历史时期中煤层上覆地层最小厚度决定了现今煤层的含气量。

根据上述煤层气成藏历史恢复，结合煤层气成藏物理模拟实验，归纳出中、高煤阶煤层气成藏的3种地质模式和低煤阶有利成藏模式。

有利富集模式(Ⅰ):煤层区域回返抬升至风化带之下，再沉降但未超过抬升前的深度，煤层含气量取决于地质历史时期上覆地层的最小厚度，厚度越大含气量越高，含气饱和度高于较有利富集模式。

较有利富集模式(Ⅱ):煤层在区域回返抬升后再发生沉降，再沉降超过抬升前的深度，煤层含气量取决于地质历史时期上覆地层的最小厚度，在没有外来气源补给的条件下，饱和度取决于再沉降的地层厚度，再沉降地层的厚度越大饱和度越低。

不利富集模式(Ⅲ):煤层在区域回返抬升后仍持续抬升至风化带内，使煤层中含气量和饱和度都很低，一般达不到煤层成藏的含气量。

低煤阶有利成藏模式(Ⅳ):与高煤阶相比，低煤阶煤层气成藏过程简单，沉降生烃之后的抬升回返幅度小一般不存在二次生烃，即使存在岩浆侵入造成煤的接触变质，其影响范围也是局部的地下水径流带是次生生物气生成的有利场所，为低煤阶煤层气提供了持续的气源补给，在此生成的煤层气可原地保存(粉河盆地)，也可在地下水作用下运移至滞流区富集(阜新盆地)往往以巨厚的煤层或煤组出现，形成高资源丰度，进而抵消煤层气含气量低的缺陷。

图4-21 煤层气演化与相应的主要成藏机制示意

四、煤层气分布规律

通过对国内、外中高煤阶含煤盆地的研究可以看出，在大的区域背景下具有向斜构造富集煤层气的规律，这一现象比较普遍，如美国圣胡安盆地在煤田或二级构造带也具有这种规律。无论是否受煤阶的影响，在向斜的核部，煤层含气量都较高，呈现盆地边缘往盆地中心含气量增加的特征(图4-22)。我国沁水盆地也具有向斜富气的规律，该盆地剖面形态上为一个完整的复式向斜盆地，向斜部位含气量明显高于两翼，明显存在向斜富气的规律。如沁水盆地复向斜南部地层宽阔平缓，地层倾角平均只有4°左右，区内低缓、平行褶皱普遍发育，展布方向以北北东向和近南北向为主，呈典型的长轴线型褶皱。晋城地区煤层气分布普遍是背斜轴部含气量低，含气量为5～15m3/t，特别是潘庄矿西部的马村背斜表现得更加明显，而向斜轴部和翼部煤层含气量高，含气量均高于15m3/t(图4-23)。

由以上分析可见，向斜富气规律不仅存在，同时机理上也支持。可以说是构造演化、水动力条件以及封闭条件综合作用的结果，而这三大地质条件正是煤层气富集的重要因素。煤层气向斜富集模式可以用图4-24进行描述，在一个区域向斜构造背景下，往向斜轴部方向，由于大气渗入水沿着边缘露头向轴部低水势方向汇聚，形成向斜区汇水区，矿化度高，在边沿隆起区可形成侧向水封堵，形成良好的保存条件环境向斜轴部比边缘部分煤层上覆地层厚度大，煤层维持更高的地层压力，煤层气吸附量大从构造的角度看，向斜轴部是地层沉降幅度大的区域，由于沉降深埋，煤层可以进行充分的热演化，并有助于生气，同时轴部构造活动稳定，断裂、裂缝不发育和盖层稳定均有利于煤层气的富集。因此，在向斜构造中，一般具有轴部高含气量，往边缘隆起含气量降低直至风氧化带分布的特点。

图4-22 美国圣胡安盆地Fruitland组煤层含气量等值线(m3/t)图

图4-23 沁水盆地晋城地区地质构造形态与3号煤含气量关系

图4-24 向斜构造煤层气富集模式

主要有沙坪煤矿、三元煤业、保安煤业。

沙坪煤矿位于河曲县城南30km处风景秀丽的黄河东岸，隶属于山西省煤炭运销集团和神华集团共同组建的山西晋神能源公司；三元煤业股份有限公司为山西煤炭运销集团控股的股份制企业，注册资本2.1亿元。

保安煤业有限公司为山西煤炭运销集团阳泉郊区公司投资兴建的现代化矿井。位于郊区旧街乡境内，阳泉市"百项重点工程"之一。批准井田面积14平方公里，地质储量1.866亿吨，可采储量1.02亿吨。

扩展资料：

山西煤炭运销集团有限公司的相关情况：

1、项目占地150余亩，一期投资约2亿元，预计产值超过5亿元人民币，年创利税3千多万元，生产大型煤炭洗选设备、矿山开采设备，项目建成后将成为国内最大的洗选设备生产基地。

2、集团公司部分企业依靠雄厚的经济实力，依托山西旅游大省的优势，积极投资开发当地旅游项目，为促进省及地方经济结构调整做出了重要贡献。

3、集团公司控股的大同晋银矿业公司较为成功的企业之一。该公司是集采、选、冶为一体的现代国有白银矿山企业，拥有专业的地质勘测队伍和国内具有仲裁效力的检测中心，年产国标白银10吨，成为全国重要的白银生产基地。

参考资料来源：百度百科-山西煤炭运销集团有限公司

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。

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