澳大利亚煤层气开发工艺技术

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澳大利亚箭牌公司苏拉特区块煤层气开发地面集输工艺技术

澳大利亚箭牌公司苏拉特区块煤层气开发地面集输工艺技术李庆;陈霞
【期刊名称】《石油规划设计》
【年(卷),期】2017(028)005
【摘要】随着全球进入能源紧张时代,煤层气作为重要的替代能源逐渐受到世界各国的重视.介绍了澳大利亚箭牌公司在苏拉特盆地煤层气开发中地面集输工艺技术,包括井场不分离计量工艺、大口径高密度聚乙烯管的应用、25 km大集气半径集气、井场到站场一级布站、采气管道自动低点排液、集水管道自动高点放空等技术.通过采用这些技术,实现了地面厂站的优化简化,降低了投资和运行成本,促进了煤层气田的高效开发.这些新工艺、新技术、新材料的应用体现了煤层气集输工艺未来的发展方向,对今后我国煤层气田的开发具有很好的借鉴意义.
【总页数】4页(P12-15)
【作者】李庆;陈霞
【作者单位】中国石油天然气股份有限公司规划总院;中国石油天然气股份有限公司规划总院
【正文语种】中文
【中图分类】TE866
【相关文献】
1.澳大利亚苏拉特盆地煤层气地质特征及富集模式
2.低煤阶、薄互层煤层气的成藏特征及开发技术——以澳大利亚苏拉特盆地为例
3.煤层气田地面集输工艺技术探
讨4.延川南区块煤层气集输工艺技术研究5.不连续、薄互层煤层气地质建模技术——以澳大利亚苏拉特盆地为例
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煤层气开发与工艺技术(上)

国内外煤层气开发技术综述左景栾1 孙晗森（中联煤层气有限责任公司，北京 100011）摘要：本文对国内外煤层气开发技术进行了调研与对比分析。

纵观国外煤层气成功开发的技术，主要采用空气/泡沫钻井、低密度/泡沫固井、裸眼/洞穴完井、水力压裂、水平井。

而中国煤层气开发对于这些工艺技术方面有待加大研究力度，推广应用研究成果。

同时，我国应加强煤层气的基础研究，以自主研发和原始创新为主，研究出更适应于我国煤层气储层特征的高效开发技术，加快煤层气开发设备的国产化进程。

关键词：煤层气开发空气/泡沫钻井水力压裂水平井1. 煤层气开发的意义进入21世纪，世界各国对能源的需求不断增长，而随着世界石油和天然气资源的逐渐枯竭，世界常规能源供给形势日益严峻。

因此，国际上逐渐把发展非常规能源作为新世纪能源发展的重要课题[1-3]。

煤层气是一种在煤化作用过程中形成的、并赋存在煤层中的以甲烷为主的混合气体。

煤层气的成分以甲烷（CH4）为主，其次为二氧化碳（CO2）、氮气（N2）等，因此它除了作为能源外，也可作为化学工业的原料。

我国的能源构成远远低于世界能源构成中天然气所占比例。

煤层气作为在近二十年才得到工业性开发的洁净能源，其巨大潜力逐步为人们所认识[4]。

煤层气的排放是仅次于CO2的第二大温室气体排放源。

虽然我国煤层气资源居世界第三，但每年在采煤的同时排放的煤层气在150亿立方米以上[5]，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合0.01吨标煤。

如果用于发电，每年可发电近300亿千瓦时[6]。

可见开发煤层气既可以利用资源，又可减少煤矿瓦斯灾害和大气污染。

煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。

对于我国煤层气可靠丰富的资源量，关键是探索新的勘探开发基础理论，攻克高效开发技术。

煤层气开发的工艺技术

第十一章煤层气的勘探开发技术煤层气开发的成败，关键在于采取一整套与煤储层物性相适应的钻井、完井、压裂、排采等技术措施。

第一节钻采工艺技术开采煤层气常用的有三种布井方式，即针对煤层的垂直钻井、水平钻井和针对采空区的钻井。

垂直井是从地面打钻穿过煤层进行采气，是目前主要的钻井方式（图11-1）。

这种开采方式产气量大、资源回收率高、机动性强，可形成规模效益。

但它要求有利的地形条件、厚度较大、渗透性较好的煤层或煤层群。

水平井有两种：一种是从巷道打的水平抽放瓦斯井；另一种是从地面先打直井再造斜，沿煤层钻水平井（排泄井或称丛式井）（图11-2），在煤层内打若干水平分枝时，又称为分枝水平井或羽状水平井（图11-3）。

水平钻井的方向与面割理方向垂直，适于厚度大于1.5m的厚煤层，成本较高。

采空区钻井：从采空区上方由地面钻井到煤层上方或穿过煤层（图11-2）采空区。

采空区顶板因巷道支柱前移而坍塌，产生新的裂缝使瓦斯从井中涌出。

如果采空区顶部还有煤层并成为采空区的一部分，瓦斯涌出量更大。

产出气体中混有空气，热值降低。

由于产出气中含氧高，不宜管道输送，产量下降较快的井宜就地利用。

图11-1 煤层甲烷井类型图图11-2 排泄孔钻井工艺图一、钻井类型分类按煤层层数分类：根据一口井开采的煤层层数分为单煤层井和多煤层井。

单煤层井井筒只与一个煤层连通，多煤层井井筒与多个煤层连通。

根据埋深分类：浅层气井井深大于300m，一般200~300m以上属甲烷风化带，不利于煤层气保存；深层气井井深大于1500m，1500m以下煤层埋深大，成本高。

目前煤层气最深的井有2438m。

一般井深为300~1500m。

按井网的位置分类：有边缘井和内部井两种。

图11-3 我国第一口水平井实钻井眼轨迹三维图根据钻井类别分类：有资料井（取心井）、试验井（组）、生产井和检测井四种。

资料井主要通过钻区探井取准煤心作含气量等参数测试、试气，并用单项注入法求取煤层渗透率。

澳大利亚SuratBowen盆地煤层气田地面改

? 我国煤层气田有直井井场、丛式井组井场、水平井井场、计量阀组、集气站、中心处理厂等站场，在布局上都是地上地下紧密结合，根据不同集输工艺进行站场组合，总体优化布局和平面布置，达到流向顺畅、管理方便、安全环保，减少投资和管理费用的目的。
? Bowen盆地区块：矿权面积 1.1×104km2，2003年投入开发 Moranbah煤层气田，现有采气井 110口，全为水平井。井深600～800m，单井产气量6000m3/d-30000m3/d。
? Surat、Bowen盆地气田煤层气组分和物性很相近， CH496% 以上，N2为2%左右，CO2为0.03%左右，不含H2S和煤粉。
Moranbah处理厂
0.05MPa
0.85MPa
采气干线
2020/7/27
Bowen 盆地 Moranbah 气田布局图
第10页
CPPEI 中国石油规划总院
1. 总体布局技术特点
? 根据煤层气田地理形状、井位布置、单井产量、集气集水半径、下游用户位置，结合集输气流向确定总体布局，因地制宜布置站场。
Surat 、Bowen 盆地蕴藏着丰
富的煤层气资源。地面多
为牧场草原、森林、农田地貌，目前已有多个煤层气田在开发，有各类采气、水井 3.9 万口。澳大利亚 Arrow 公司为煤层气资源的最大的拥有者，登记勘探面积 6.5×104km2，已开发了 5 个煤层气田，采出气主要供应气田周边电厂和下游用户。
澳大利亚Surat、Bowen盆地煤层气田地面集输技术对我国煤层气开发的启示
中国石油规划总院惠熙祥 2012年7月
目录
一、 Surat、Bowen盆地煤层气田与我国煤层气田的自然差异
二、 Surat、Bowen盆地煤层气田地面工程主要技术特点分析

澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化

澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化丁伟;夏朝辉;韩学婷;孙华超;汪萍【摘要】以澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气为例,依据渗透率和含气量,将储集层划分为4类,建立井组模型,提出相应的中煤阶煤层气水平井开发策略.针对I类和Ⅱ类煤储集层渗透率较高,优化单井控制面积,采用与面割理垂直的单分支SIS 水平井开发,后期加密,大幅减少钻井进尺、地面井口数;针对Ⅲ类煤储集层,考虑先期投产井对该区域压力的影响,适当增加单井控制面积,优化水平分支长度和夹角;Ⅳ类煤储集层渗透率较低,单井控制面积小,SIS水平井和MBL井开发效果均较差,建议暂不开发.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)005【总页数】4页(P614-617)【关键词】Bowen盆地;中煤阶;煤层气;水平井;渗透率;控制面积;优化【作者】丁伟;夏朝辉;韩学婷;孙华超;汪萍【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中联煤层气有限责任公司,北京100011;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE112.2;TE243中煤阶煤储集层与高煤阶和低煤阶煤储集层相比，具有割理发育程度高、含气量中等的特点，割理提高了煤储集层的渗透性和基质孔隙连通性，有利于煤层气的解吸、扩散和运移[1-3]。

采用水平井开发，尽可能垂直于面割理方向进行水平钻井，从而使水平井水平段充分接触割理，高效利用割理带来的高速渗流通道，提高单井产气量[4-6]。

SIS（surface into seam）水平井是从U型井发展而来，一般包含1口直井，2口水平井，直井为排水采气生产井，水平井从远端地面钻进贯穿煤层，同直井在水平段末端连通，两口水平井呈“V”型，夹角30°~ 60°，长度1 000 m左右，水平井提供气水流向直井的通道。

澳大利亚煤层气开发现状

2 煤层气地面开发井的设计与施工
在澳大利亚 , 煤层气地面开发井的设计采用了地质导向井的施工方法, 而不是采用石油上施工羽状分支孔的施工方法。施工这种瓦斯抽放井时 , 首先在预抽工作面的合适位置施工一口垂直井, 并将煤层孔段扩大到 1 5~ 2 0 m, 然后下入筛管 , 筛管和扩大了的井壁之间填人砾料。这种垂直井的井身结构如图 1 所示。垂直井施工结束后, 沿工作面方向向这口垂直井打中曲率半径 ( 曲率半径 200 m 左右 ) 的定向井 , 进入煤层后沿煤层钻进, 快接近垂直井时在垂直井的煤层孔段放入电磁信号源 , 装在水平孔定向钻具前端的导向系统接收其信号 , 测量水平孔的钻孔轨迹, 并测出水平孔的钻孔轨迹和垂直井扩大段的相对位置和距离, 指导水平孔的定向钻进, 确保水平孔在煤层扩大段和垂直井对接。由于采用先进的导向钻进系统和垂直井煤层段一般情况下 , 同方向的 3口水平井打到同一垂直井内 , 水平井口距垂直井的地面距离为 1 000~ 1 500 m。而 3 口水平井 , 既可从一个位置施工垂直孔段 , 在煤层孔段再施工 3 个水平定向分支孔 , 并和预先施工的 1 个垂直瓦斯抽放井贯通 , 也能在地面施工 3 个中曲率半径的定向井和预先施工的一个垂直瓦斯抽放井贯通。采用的方式和每个钻井公司的施工习惯以及每个地区的地层、煤层条件有 21
2008 年第 5 期
煤炭科学技术
第 36 卷
关。同一工作面要打的瓦斯抽放井数根据需要确定。如果遇到软煤地层塌孔无法钻进时, 不会花太高的代价去采煤层气。澳大利亚钻井公司使用的地面定向钻进钻具和导向钻进系统是美国的产品和技术。采用上述技术, 某公司已在澳大利亚打了 350 口煤层气开发井 , 且全部成功。在澳大利亚, 目前正在进行 TRD ( 极小半径钻进 ) 技术的工业性试验。这项技术的关键是利用高压水的能量来完成钻孔过程。施工这种钻孔时 , 首先施工一个直径不小于 200 mm 的垂直孔并穿过煤层, 将煤层段的孔径扩大至 2 m, 再用双壁钻杆将 TRD 钻具的引导柄下到扩孔位置 , 用液压油将引导柄打开 , 使引导柄完成 90 的变向 , 而带有高压管 ( 耐压 120M Pa, 由大型绞车驱动 ) 的喷射头从双壁钻杆的中心下到孔底, 通过引导柄 , 使钻孔由垂直方向转到水平方向 , 再通过高压水利用喷射头来完成碎岩成孔工作。这套装置的关键是利用高压水的巨大能量 , 向前喷水, 用水力切割煤层或岩石 ; 向后喷水则利用喷射反力推动喷射头而带动其后的高压胶管向前运动; 向侧面喷水则使喷头产生偏斜力 , 从而改变钻孔轨迹的方向。经过喷射头的水及切削下来的岩煤粉, 经双壁钻杆的外环间隙返回地面 , 水经沉淀后再重复利用。一个钻孔结束后, 用高压胶管将喷射头提到引导柄内 , 通过在地面转动双壁钻杆使引导柄方向发生变化 , 从而为同一煤层下一个钻孔的施工创造条件。装置的测量传感器装在喷头部位 , 用电池供电, 用电磁波传输测量信号, 整个设备的运行情况及数据采集工作全部由计算机监控。设备的工作水量为 235 L /m in, 工作水压为 80~ 90 MP a , 孔径不小于 100 mm , 现最大孔深 230 m, 正常钻进速度 2 m /m in 。目前在硬煤中取得了较好的使用效果 , 但在软煤中的钻进效果则不理想。

澳大利亚煤层气开发现状综述

中国煤层气CHINA COALBED METHANEVol.16No.1 February.2019第16卷第1期2019牟2月澳大利亚煤层气开发现状综述冯宁彭小龙王祎婷费冬（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川610599）摘要：本文通过对澳大利亚主要煤层气盆地的地质特征以及开发方式进行了归纳分析，对比了我国煤层气盆地的特点，并认为只有匹配煤层地质特征的开发方式才能实现煤层气的高效开发。

经研究分析得出以下结论：考虑到煤层地质特征以及目前的开发技术，我国煤层气开发的主要目标应从中-高阶煤层向低阶煤层转变，从而提高煤层气的单井产量，实现我国煤层气的高效开发。

关键词：煤层气澳大利亚地质特征开发对策Review on CBM Exploration and Production in AustraliaFENG Ning,PENG Xiaolong,WANG Yiting,FEI Dong(State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Sichuan610500)Abstract:In this paper,the geology characteristics and production strategies are reviewed and analyzed in CBM production basins in Australia.The lessons from Australia CBM production indicates that the successful production only results from the good match between production strategy and geology situation.Based on the study,the conclusions can be drawn that owing to the coal characteristic and current pro-(luction techniques,the primary target of China should be reconsidered and the low rank CBM reservoir should be emphasized to improve the CBM production rate.Keywords:Coalbed methane；Australia；geology situation；production strategy1澳大利亚煤层气赋存盆地特征煤层气在盆地中分布有一定的分布规律，不同封闭机理和成藏规律对应不同的煤层气藏类型。

国内外煤层气开发利用状况简介

国内外煤层气开发利用状况及其技术水平简介摘要：本文介绍了国内外煤层气资源的利用现状，国外的主要介绍了美国、加拿大和澳大利亚以及俄罗斯的煤层气资源的分布、储量以及开发现状,并对其勘探开发理论和开发技术进行了介绍和分析。

之后对国内的煤层气资源分布和分类进行了简要的介绍，简述了我国煤层气开发所取得的进展和遇到的问题。

最后依据国外的开发经验给我国的煤层气开发提出一些建议。

关键字：煤层气国内外开发利用现状开采技术启示0 引言煤层气,又名瓦斯，是一种在煤层生成，主要以吸附状态储集于煤层，成分以甲烷为主的天然气.在20世纪80年代之前，煤层气只是被人们认为是一种对煤矿安全生产具有严重威胁的气体.然而近年来，随着世界能源局势持续紧张，人们已经认识到煤层气是一种新的非常规能源,具有热值高、污染少、安全性高的特点,完全可以成为石油和天然气等常规能源的重要补充。

所以在此之后，世界上一些主要产煤国家纷纷涉足这一领域,在勘探开发理论与开采应用技术方面进行了大量的研究与试验工作,取得了突出的成就，使这一产业得到快速发展。

如今，煤层气已经成为能源家族中的一位新的成员。

1 世界煤层气资源分布根据国际能源署（IEA）的统计资料和我国煤层气资源评价结果，全球煤层气资源量可能超过260 × 1012m3，90%分布在12个主要产煤国，其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚的煤层气资源量均超过10 × 1012m3。

2 国外煤层气开发利用现状美国、加拿大和澳大利亚等国煤层气勘探开发比较活跃，其中美国是世界上煤层气商业化开发最为成功、产量最高的国家。

2。

1 美国美国煤层气总资源量21万亿m3。

全美含煤盆地大约有17个,已有13个进行了资源评价.按照地质理论，这13个盆地可分为东部大盆地和西部大盆地两类。

西部大盆地拥有美国煤层气资源的70%以上。

东部大盆地的煤层气主要分布在上石炭统宾夕法尼亚系的多层薄煤层中,煤层稳定,埋藏较浅，以高挥发分烟煤为主，煤层呈常压或低压状态，煤层气含量和煤层渗透率均较高，以黑劳士盆地为代表;西部大盆地的煤层气主要分布在白垩系——早第三系煤层中，煤层厚度较大，但变化大，煤阶较低，埋深几百至三千米以上，煤层气含量较高，煤层渗透率高，煤层压力从低压到超压，以圣胡安盆地为代表（李鸿业，1995）。

国内外煤层气勘探开发态势与技术方法进展

温度条件下得以保存；二是煤中封闭空间阻隔了重烃与外界的物质交换，重烃气没有受到稀释，依然保持着较高的浓度及原生成因信息。（2）煤储层特征及储层评价煤储层特性包括裂隙-孔隙特性、吸附性、含气性以及煤储层压力。传统认识建立在干燥煤样为基准的基础上：Langmuir”三段式”演化模式；我国通过对煤在平衡水条件下的吸附特性及其演化规律的研究： “两段式” （叶建平等 1999；张群等 1999；傅雪海等 2002）对于煤层气裂隙-孔隙系统，国内外一直将其看成裂隙-孔隙组成的“双重孔隙”结构系统（Close，1993），后来有研究者采用分形理论和方法对其进行描述（何学秋，1995；赵爱红等，1998），最后发展为三元孔隙裂隙系统，即宏观裂隙-显微裂隙-孔隙三元裂隙-孔隙介质，并建立分形数学模型和分类方案（傅雪海等，2001）。国家 973 计划在此方面进行了大量研究：对高级煤储层参数厘定并提出煤储层评价方法；提出易实施、对比的储层物性参数获取方法：压汞试验、低温氮吸附、单相渗透率；优化储层物性的描述参数：孔隙度、孔喉平均直径、比表面积、渗透率、储层压力梯度（刘大锰，2004）；以沁水盆地为例提出高煤阶煤储层孔隙系统的地质模型和相应的分形数学模型，分析了各模型的储层物性贡献；针对我国高煤阶煤储层的低渗透性特征开展煤储层大裂隙系统研究，提出不同煤阶的低渗透性煤储层大裂隙系统发育特征不同；提出热演化作用、沉积成岩作用和构造应力应变是造成煤储层非均质性的主要原因（王生维，2004）。其他的研究成果：计算分析有效应力、煤基质收缩、气体滑脱效应等因素对渗透率的影响及其叠加作用的表现（汪吉林等，2012）、煤层气分馏效应的研究（陈润，2009）、煤储层弹性能及其对煤层气成藏的控制作用（吴财芳，秦勇， 2007）、我国煤层气储层异常压力的成因分析（李仲东等，2004）、岩体结构对含煤岩系变形的控制作用（王庆伟，2008）。（3）煤层气成藏动力场研究煤层气成藏的前提是煤层气富集，宏观上受沉积埋藏史、构造演化史、煤化作用史、地下水活动史和有机质生气史“五史”配置关系的控制，实质上是构造应力场、热力场、流体化学场、流体动力场“四场”互动的过程。构造应力特

国外煤层气发展现状

国外煤层气开发技术新进展改善勘探开发2011-11-14 13:36:39 全球石油网内容摘要：当前国际能源供需矛盾突出，能源安全日益成为各国关注的焦点，煤层气勘探开发聚焦了世界的目光。

Big Cat 目前正和澳大利亚的一个业务供应商进行商讨评价，将ARID 井内含水层回注系统用于澳大利亚的煤层气产出水处理。

当前国际能源供需矛盾突出，能源安全日益成为各国关注的焦点，煤层气勘探开发聚焦了世界的目光。

主要大国出于经济和政治利益的考虑，加大了对煤层气的投入。

煤层气在采矿业被看作是危险的因素，但作为一种储量丰富的清洁能源，煤层气有巨大的发展潜力。

发达国家煤层气勘探开发技术日趋成熟，通过对世界煤层气资源勘探开发现状的研究，实现煤层气资源的优化利用，改善勘探开发效果。

最近的一些技术新进展正在成为我们开发这一非常规资源的得力助手。

其中有些方法源于对常规油气作业中所使用的技术方法的改进，有些则是针对煤炭的独有特征而专门设计的新型技术方法。

1. 煤层气新型压裂液技术水力压裂是煤层气增产的首选方法，美国2/3 以上的煤层气井采取水力压裂技术进行改造，以提高产量。

传统压裂液能够改变煤层基质的润湿性，不利于煤层脱水。

斯伦贝谢公司新型CoalFRAC 压裂液技术，添加专为煤层气生产开发的CBMA 添加剂，能够加强煤层脱水。

这种添加剂不仅能够保持煤层表面的润湿性，还能减少微粒运移。

添加到常规增产液的表面活性剂会改变地层流体性质，并影响对启动煤层气生产至关重要的脱水过程。

斯伦贝谢公司针对煤层气储层开发的CBMA 添加剂可以优化脱水，并有助于控制生产过程中的微粒。

微粒会降低产液量，堵塞井筒，损坏生产设备。

黑勇士（Black Warrior）盆地的煤层气井在开始脱水后不久就显示出CoalFRAC压裂液的增产效果—比周围那些用其他压裂液处理的井产量高38%。

2. 注CO2 提高煤层气产量技术注气开采煤层气就是向储层注入N2、CO2、烟道气等气体，其实质是向煤层注入能量,改变压力传导特性和增大或保持扩散速率不变,从而达到提高产量和采收率的目的。

蓬勃发展的澳大利亚昆士兰州煤层气工业

蓬勃发展的澳大利亚昆士兰州煤层气工业何金祥【摘要】昆士兰州是澳大利亚煤层气生产发展最快的一个州,也是煤层气利用前景最为广阔的一个州.本文简要分析、讨论了近些年澳大利亚昆士兰州煤层气的储量和产量增长情况,市场和投资利用前景,以及煤层气利用对昆士兰州的意义.同时,也认为我国应进一步加强对外交流与合作,加速和强化对煤层气的利用.【期刊名称】《中国煤炭》【年(卷),期】2009(035)009【总页数】3页(P122-124)【关键词】澳大利亚;昆士兰州;煤层气工业【作者】何金祥【作者单位】国土资源部信息中心,北京市西城区,100812【正文语种】中文【中图分类】工业技术★世界煤炭★蓬勃发展的澳大利亚昆士兰州煤层气工业何金祥（国土资源部信息中心，北京市西城区， 100812 ）摘要昆士兰州是澳大利亚煤层气生产发展最快的一个州，也是煤层气利用前景最为广阔的一个州。

本文简要分析、讨论了近些年澳大利亚昆士兰州煤层气的储量和产量增长情况，市场和投资利用前景，以及煤层气利用对昆士兰州的意义。

同时，也认为我国应进一步加强对外交流与合作，加速和强化对煤层气的利用。

关键词澳大利亚昆士兰州煤层气工业中图分类号 TD712文献标识码 A CBM/CMM sector invigorousdevelopmentinQueensland,AustraliaHeJinxiang(InformationCenter,Ministry ofLandandResources,XichengDistrict,Beijing100812,China) Abstract Queenslandis thestatewiththefastestdevelopmentof CBM/CMMindustryin Australiaandalsois thestatewiththemostpromisingprospectsfortheuseof CBM/CMMinAustralia.Inthispaper,theauthorbrieflyanalysesanddiscussesthegrowthofQueensland'sCBM/CMM reserves and productionovertherecentyears,themarketandinvestmentprospects thesignificanceof theuseof CBM/CMMinQueensland.Atthesametime,theAuthoralso makesasuggestionthatChinashouldfurtherstrengthenexchangeandcooperat ionwithoutside worldonthis veryimportantsectortoaccelerateandintensifythedevelopmentandutilization of in this country. KeywordsAustralia,Queensland,CBM/CMMindustry 1 前言煤层气是另一种类型的天然气，赋存在煤系地层或煤层中。

澳大利亚煤层气开发工艺技术

第２卷９期２２１００年９月
ｄｉ１．９９．ｓ．６４１０．１．９０ｏ：Ｏ３６￣ｉｎ１７ — ８３０００．７ｓ２
文章编号：６４１０（０００ — ０６０１７ — ８３２１）５０２ — ６
中国煤
炭
பைடு நூலகம்
地质
Ｃ０ＡＬＧＥＯＬＯＧＹＯＦＣＨＩＮＡ
ａｄｐｏｕｉｇｔｃｎｌｇｎＭｅｏｅｙｔｃｎｌｇ，ｗｔｈｏｅｔｇｖｏｎｎｈｅｍｅＩｔｕＢｉｄｓｒ．ｈｅｕｔｎｒｄｃｎｈｏｏｙａｄＣＢｒｃｖｒｅｈｏｏｙｉｔｅｈｐｏｉｅｓｌｅｅｌＩｎｎｏｏｒＣＭｎｕｔＴｅｒｓｌｅｈＪｉｇｙｓｓｏｈｔｔｅｍａｎｄｌｎｙｅｉｍｅｉｍａｉｓｗｌａｄｕｄｒｂｌｎｅｒｌｇｉｃｍｍｏｌｓｄｉｓｒｌ，ｎｈＭｈｗｔａｈｉｒｌｇｔｐｓｉｉｄｕｒｄｕｅｌｎｎｅ－ａａｃｄｄｌｉｓｏｉｎｎｙｕｅｎＡｕｔｉａｄｔｅＣＢａａｒｃｖｒｅｈｉｕｓａｅｓｍｅａｐｉａｌｔｏｓｉｈｓｃｕｔｙＦｒｔｅａｅｓｗｈｃｅｌｇｃｃｎｉｏｓｏＢＭｒｉｌｒｔｏｒｅｏｅｔｃｎｑｅｒｏｐｌｂｅｍｅｈｄｎｔｉｏｎｒ．ｏｈｒａｉｈｇｏｏｉｏｄｔｎｆＣｙｃｉａｅｓｍｉｏｕａｎｔｎｔｅＣＢｄｖｌｐｎｃｎｌｇｆＡｕｔｌｓｗｒｏＵｏｆｒｎｅａｉ，ｈＭｅｅｏｉｇｔｈｏｏｙｏｓｒｉｉｏｈｔＳｆｒｅｅｅｃ．ｏｅａａｔｒ

斯伦贝谢-煤层气藏评价与开采技术新进展

在CBM开发方面，俄罗斯潜力巨大却尚未发挥：根据资料来源的不同，俄罗斯的CBM储量估计为17－80 万亿米3（600－2825万亿英尺3）。到 2009年初为止，俄罗斯总共才钻了几口井，用以评估CBM的商业开采潜
力。然而，由于政治和市场因素的影响，这一局面或许已经在发生变化。俄罗斯西部开采出的天然气售往欧洲。可以开发集中于西伯利亚中部的 CBM供俄罗斯中部的重工业使用，这样就可将更多天然气售往西方。
3. 《已探明煤层气储量与产量》，美国能源部能源信息管理局，/dnav/ng/ng_enr_ cbm_a_EPG0_r52_Bcf_a.htm（2009 年 3 月 1 日浏览）。
4. 有关煤层气更多的信息，请参见：Ayoub J， Colson L，Hinkel J，Johnston D 和 Levine J“：Learning to Produce Coalbed Methane”，Oilﬁeld Review，3 卷，第 1 期（1991 年 1 月）：27-40。
澳大利亚的煤层气产量仅次于美国。澳大利亚从上世纪90年代中期才开始小规模的煤层气商业开采，到 2008年，已开采出40亿米3，产量在前一年基础上增加了39%[8]。
印度也拥有丰富的煤炭资源，而且多数都适合煤层气开发。一些传统开采方法无法触及的深层煤藏的CMB 也有待开发。1997年，印度政府制定了煤层气开发政策，并划分了多个勘探区块。印度的CBM商业开采始于 2007年[9]。
Andy Wray 美国科罗拉多州丹佛
《油田新技术》2009 年夏季刊：21 卷，第 2 期。
©2009 斯伦贝谢版权所有。
在编写本文过程中得到以下人的帮助，谨表谢意：卡尔加里的 Drazenko Boskovic ；Tuscaloosa 阿拉巴马大学的 Peter Clark ；俄克拉何马州俄克拉何马城的 Rick Lewis，以及 Sugar Land 的 Kevin England，Doug Pipchuk，Prachur Sah，Steven Segal 和 Felix Soepyan。

澳大利亚煤层气生产的机遇与挑战

Opportunities and challenges to coal bed methane production in AustraliaReem Freij-Ayoub1.IntroductionPowering the future is the greatest environmental,economic and social challenge faced by any nation.Australia has one of the world's largest per capita carbon footprints,with nearly 70%due to energy emissions.Moreover Australia,with an annual production of 70PJ,is the second largest coal bed methane (CBM)producing country in the world after the USA (Al-Jabouri et al.,2009).CBM refers to gas that is generated during coali ﬁcation and stored within coal on internal surfaces.This gas can be generated by micro-bial processes but is mainly generated through thermal decomposi-tion of coal.CBM production started initially to keep coal mining safe from explosions.A methane air mixture of 5–15%is explosive.The global energy decline,the abundance of this resource,together with the cleanliness of CBM as a burning fuel compared to the con-ventional fossil fuel and the reducing cost of producing the methane lead this resource to become an important contributor to addressing the world energy needs.CBM has thus attracted worldwide attention as a source of unconventional natural gas supply.In Australia the reserves mainly occur in high volatile to medium volatile bituminous Permian coals of the Sydney and Bowen basins and subbituminous to high volatile bituminous Jurassic coals of the Surat Basin.Most of the production related to Jurassic coals is from the Walloon Coal Measures of the Surat Basin,and that related to Permian coals is from the Fairview/Spring Gully,Peat/Scotia and Mor-anbah projects in the Bowen Basin and the Camden project in the Sydney Basin (Faiz,2008).CBM production in Australia is focussed in Queensland where the ﬁrst CBM well was drilled near the Leichardt Colliery in 1980to drain methane from the seams before mining.There was limited success with this project,and interest in CBM waned until the late 1980s.Be-tween 1990and 1999exploration for conventional petroleum in Queensland slowed in favour of exploring for viable CBM targets in the Bowen –Surat basins.During this period 170CBM wells were drilled.CBM exploration focused on the laterally continuous,thick Permian coal seams of the Bowen Basin while also testing the Galilee,Ipswich,Surat and Clarence –Moreton basins.The ﬁrst wells in the Dawson Valley at Moura were drilled in 1992.In 1994,Tri-star Petro-leum drilled TPC Fairview 1into the Bandanna Coal Measures over the Comet Ridge north of Roma,resulting in the discovery of a signif-icant CBM resource.Other CBM ﬁelds discovered during this cycle were Spring Gully,Peat and Scotia.All of these ﬁelds target Permian-aged Bowen Basin coal measures (Troup and Green,2011).From 2000until now there has been a switch from conventional to CBM exploration in the Bowen –Surat basins.On average,four CBM exploration wells were drilled for each conventional exploration well and exploration for conventional oil and gas resources wascoming to an end in these areas until exploration for conventional ﬁelds in the Bowen –Surat basins has died off in the 2009/2010ﬁnan-cial year as no wells were drilled since then.The focus of exploration in this area has shifted strongly towards CBM.Following the recognition that the less thermally mature coals in the Powder River Basin in the USA were prospective for CBM the Jurassic Walloon Coal Measures were targeted for CBM exploration which has increased exponentially since 2004.In this paper we highlight the factors controlling CBM production and focus on the opportunity and the challenges facing CBM production in Australia.We also present an overview of the papers in this special issue.2.Some of the factors in ﬂuencing the investment in CBM In addition to a favourable government policy and gas market and the advancement in directional drilling technology,the following fac-tors impact the CBM investment decision.2.1.Gas contentCoal seams are characterized by dual porosity.They contain both micropores or primary porosity and macropores or secondary frac-ture porosity system.Macropores are the space within the cleat sys-tem and other natural fractures and are responsible for transport of water and methane through seams while micropores –whose vol-ume does not exceed 10%of the coal bed volume –refer to the capil-laries and cavities of molecular dimensions in the coal matrix that are essential for gas storage in the adsorbed state.It is estimated that 98%of the methane is typically adsorbed in the micropores and very little resides in the macropores (Gray,1987).Their immense storage capa-bility likened them to a sponge as it can store 6times the volume of natural gas found in conventional reservoirs.2.2.PermeabilityMost gases and water in a coal seam move through the naturally oc-curring micro fractures,the cleats,which provide the permeability es-sential for bulk ﬂuid ﬂow in coal bed reservoirs.The spacing of the cleats can range from 2mm to several centimetres,and they act as a conduit to the production well.The bulk ﬂuid ﬂow is controlled by their orientation,spacing,compressibility and effective porosity.If the cleats are interconnected and continuously distributed throughout the reservoir,the effective permeability is high.Besides,the presence of larger scale discontinuities,such as fractures,joint and faults can also make a signi ﬁcant contribution in determining the permeability of a coal seam.The permeability of a coal bed ranges between 1and 10mD (Shi and Durucan,2005;White et al.2005)although it can be higher.Journal of Petroleum Science and Engineering 88-89(2012)1–40920-4105/$–see front matter ©2012Published by Elsevier B.V.doi:10.1016/j.petrol.2012.05.001Contents lists available at SciVerse ScienceDirectJournal of Petroleum Science and Engineeringj o u r n a l h om e p a g e :ww w.e l s e v i e r.c o m /l o c a t e /p e t r o l2.3.Depth and thickness of the coal seamThe cost of drilling and completion increases with the increase in the depth of the coal seams and the corresponding reduction in the natural fracture network and seam permeability restricting the basin consideration for economic production.In most of the produc-tive basins,it is observed that the depth of the coal is less than 1200m.A few examples are:the Fruitland Formation of the San Juan basin coal seams is at the depth interval of762to1158m (Ayers and Zellers,1989);The Powder River Basin coal seams are at a depth of less than762m(Larsen,1989);and the Black Warrior Basin coal seams are at a depth of457to915m.Thick coal seam at a reasonable depth(400–800m)is one of the favourable factors in the investment decision for proﬁtable CBM production that can even compensate for thermal immaturity,as is the case in the Powder River Basin,where coal seams at a shallow depth–762m or less–are thermally immature and the average gas content of the entire basin is low.Despite that,the thick sub-bituminous seams(52to91m)hold an estimated0.85T m3of gas which made the basin the second larg-est CBM producer in USA.Similarly in Australia,high gas content at a shallow depth(b800m)inﬂuenced the CBM activities in the South Bowen Basin and Surat Basin.The shallow depth of the Walloon Coal Measures has made the sequence a highly prospective target.2.4.Proximity to infrastructure and coal mining historyAccess to pipelines,log data from conventional wells and coal mining history is a positive indicator for selecting an economically productive basin.This is evidenced by the case of the Arkoma Basin in USA which has produced conventional gas since1910–1915 where a widespread infrastructure for gas production exists which provided a positive economic indicator for CBM production.The same applies to the Black Warrior Basin of Alabama,USA,where coal mining in the previous100years provided a source of geologic and engineering data and proximity to gas pipelines and infrastruc-ture in the basin gave momentum to early development of the CBM industry in that basin(Halliburton,2007).In Australia,the initial area of exploration interest in the Walloon Coal Measures was adja-cent to the Roma–Brisbane pipeline which highlights the importance of proximity to infrastructure for newﬁeld developments.2.5.Well spacing and drainage areaWell to well interference in CBM production is beneﬁcial because of the mutual assistance in water removal and more rapid gas produc-tion.Due to the desired interference effect,well spacing,hydraulic fracturing length and permeability are important to know forﬁeld de-velopment.Aﬁve spot pilot project is a minimum requirement to evaluate ultimateﬁeld performance where the centre well will be the most representative of theﬁeld performance.3.Opportunities for Australia3.1.Providing energy source alternativeDue to the decline of the conventional gas reserves and the in-crease in the demand CBM is seen to provide Australia with an alter-native local energy source.There has been very strong growth in the Australian CBM sector.Production in1995was zero and this had only increased to20PJ by2003.In the following5years,a large expansion in CBM occurred.According toﬁgures released by Geoscience Austra-lia(.au/image_cache/GA16805.pdf and http:// .au/education/fact_sheets/coal_bed_ methane.jsp,n.a.),the total Australian CBM production in2008rose to about138.5PJ,of which133.2PJ came from Queensland and 5.3PJ came from New South Wales.CBM provided about60%of the Queensland total.With rapid increases in the delineation of CBM re-serves and resources,production is projected to increase substantial-ly.In2004the total proved CBM reserves were estimated to be twice that of the gas reserves(Miyazaki2005).In that year4%of the gas consumed was generated from CBM.In December2008the proven and probable(2P)reserves of CBM in Australia were16,179PJ,a 116percent increase over2007.The life of these reserves is more than a hundred times greater than the current rates of production. Queensland presently has94.6%of the total2P reserves with the remaining5.4%of2P reserves in New South Wales.In2010the CBM gas reserves for Queensland were about10times that of conventional gas as per Table10from Troup and Green(2011)(Table1).3.2.Leading producersAustralia Paciﬁc LNG(a joint venture between Origin Energy and ConocoPhillips)is presently the leading producer of CBM in Australia and holds the country's largest CBM reserves(http://www.aplng. com.au)with three objectives:1)further development of Australia Paciﬁc LNG's gasﬁelds in the Surat and Bowen Basins in south-west and central Queensland;2)construction of a520km gas transmission pipeline from the gasﬁelds to an LNG facility on Curtis Island off the coast of Gladstone;3)an LNG facility on Curtis Island off the coast of Gladstone,with theﬁrst two gas production trains processing up to 9million tonnes per annum.During2008–09,the company produced 71petajoule-equivalent(PJe)of CBM.Production capacity at the end of2010is estimated at128PJ per annum.The Talinga Stage2gas pro-duction facility was commissioned in early2010while the Spring Gully gas production facility belonging to the company continues to be developed,while the Australia Paciﬁc LNG also has interests in producing projects operated by others in the Bowen and Surat Basins.3.3.Supportive government policiesThe boost in CBM exploration and production in Queensland was supported by the year2000state's Cleaner Energy Strategy that dic-tated that by January200513%of the electricity sold to retailers should be powered by gas.This target increased to15%by2010 which lead the companies to explore and produce CBM in Moranbah Bowen Basin and Walloon Coal Measures in the Surat Basin.That requirement has been increased to18%by2020(http://www. .au/energy/petroleum-resources/coal-seam-gas.html).3.4.Gas prices and LNG market developmentsAustralia is known for its cheap gas.The large potential resources of the CBM industry in Queensland have created the possibility of an export CBM to LNG industry in Queensland.Less than a decade ago, there was a concern that Eastern Australia was rapidly running out of natural gas reserves and that gas may have to be either shipped or piped from Western Australia.A realisation of the enormous po-tential of growth in the CBM sector in Eastern Australia has led to a number of proposed LNG developments,which to some extent paral-lels the huge offshore LNG developments in the North West Shelf andTable1Comparison between total initial reserves and cumulative production in2010for the3 sources of hydrocarbons from Troup and Green(2011).Total initial reserves Cumulativeproduction to June2010Million m3Bcf Million m3BcfConventional gas73,447259459,0922086 CBM767,916.1327,11820,519725 Liquids:oil and condensate37,853.17238.3831,663199.52R.Freij-Ayoub/Journal of Petroleum Science and Engineering88-89(2012)1–4Browse Basin in Western Australia.Supplies of natural gas(as CBM) appear assured in Eastern Australia,and the potential for large re-serves is such that a number of LNG export projects have been pro-posed to cater for production in excess of domestic needs.By June 2009,eight proposals for LNG plants in Queensland had been an-nounced,most involving partnerships between Queensland compa-nies with coal seam gas resources and international petroleum companies.If all eight proposals reach full capacity,it would repre-sent a potential LNG market for the state of about43million tonnes per annum.By mid-June2011,three of the eight proposals had re-ceived Federal Government approval,and LNG exports are expected to begin in2015.3.5.Reducing greenhouse effectsMethane is considered as a strong green house gas.It accounts for 3.4%of GHG emissions in Australia.In2000Australia ranked number 5in GHG emissions per capita(/wiki/List_ of_countries_by_greenhouse_gas_emissions_per_capita,2007.).It is estimated that more than one billion m3of methane has been vented to the atmosphere from Australian coal mines annually.Producing CBM is expected to reduce the amount of gas emitted to the atmosphere.4.ChallengesThe nature of CBM production poses potential environmental im-pacts with consideration of competing natural resources and their management.Environmental considerations are pivotal for the suc-cess of the CBM panies are required by law to produce an environmental impact assessment study before they can proceed with CBM production.The most important environmental factors can be summarised as follows.4.1.Water production and disposal constraintsWater production and disposal is the most important factor for the proﬁtable CBM rge quantities of water must be re-moved from the coal to lower the pressure and to initiate methane desorption.This amount gradually decreases with time.In Queens-land over400ML of water has been produced every year from Bowen,Galilee and Surat Basins from1998to2003(The Department of Natural Resources Mines and Energy of Queensland, 2004).As such in marginally economic projects,the cost of water pro-duction and disposal is so critical in the investment decision and can make or break a marginal project.Water management options include:surface discharge;under-ground injection;impoundment with no re-use(evaporation,re-charge);and beneﬁcial uses(The Department of Natural Resources Mines and Energy of Queensland,2004).Water purity and the quan-tity produced determine the means and cost of water management option.Despite the option of surface disposal,strict regulations are imposed on the treatment,disposal and monitoring of water in sur-face streams.A series of treating ponds in any producingﬁeld of the basin serve as staging points for the treatment process.Suspended solids,total dissolved solids(TDS)and oxygen demand of produced water have the most impact on water treatment.The water management issue is a sensitive subject that involves many stakeholders:the gas production companies,the government which is ultimately responsible for the management of the country's resources and the protection of the environment,the landholders and agricultural industry.Produced water from CBM operations could provide water for landholders and nearby communities and in-dustrial users.A major stakeholder in the management of produced water is the environment.Disposal of water whether it is directly from produced water or post treatment for beneﬁcial use will impact on the environment.This impact must be minimised and managed effectively.4.2.Contamination of the air and water resources due to wellbore integ-rity issuesWellbores–whether deep offshore or onshore–can have integri-ty issues.When these wells are not well sealed gas leakages can take place in forms varying from a major blowout in an offshore well to a gas contamination of the air or other aquifers overlying the coal seam. Well design and control becomes an important component of a CBM production project and is governed by a code of practice for well head emissions in terms of the maximum leakage allowed(in Austra-lia the limit is less than10%of theﬂammable level).4.3.Contamination of water resources by hydraulic fracturing liquidsIn many of the cases the coal beds require stimulation by induced fractures.Either CO2or N2can then be injected in these fractures ei-ther because they have higher afﬁnity to adsorb to the coal matrix in the case of CO2or because they merely reduce the tendency of methane to adsorb to the coal by reducing its partial pressure,in the case of N2.Hydraulic fracturing poses2issues:theﬁrst is contam-ination of the well and the aquifers with the fracturing liquid;the other is loss of control of the fracture path which can lead to water contamination by the harmful fracturingﬂuids and by the desorbed gas if they reach the aquifers.Fracturingﬂuids that may contain harmful organic volatile material(BTEX)commonly used in the conventional oil and gas industry are not allowed in the CBM industry.Traces of BTEX were detected in water samples at a CSG project in Queensland in October2010,raising concerns of risk to water supplies and human health(.au/pdf/ APLNGMediaRelease20102010.pdf).Investigations showed that the incident was minor and localised and arose from a contamination during an exploratory drilling for CBM.4.4.The surface foot print of coal seam gas infrastructureUnlike the production of conventional oil and gas,CBM production requires drilling of many wells at a very small spacing,which can go down to200m.The proximity of the wells is necessary to facilitate depressurizing the seam and driving the desorption of methane from the coal matrix.While well interference aids theﬂow of water from the seams and the production of the gas it presents a large foot print that can have a social impact that needs to be carefully assessed before legislative authorities can provide the necessary per-mits for companies to produce.This has been an issue with the farmers in Australia.5.Articles in this special issueThis special issue consists of15invited papers in4areas that cover the main types of unconventional hydrocarbon sources.Two papers are presented under the area of coal bed methane.The paper by Song et al.examines the pressure,temperature and structural con-trols on the accumulation of CBM in synclines and the importance of hydrodynamic sealing in CBM accumulation and preservation. The paper by Chen et al.presents a study showing the impact of the stress dependent anisotropic coal permeability on well design through numerical modelling and reservoir simulations.Four papers are presented in the area of gas hydrates.Navalpakam et al.discuss the utilization of the strength of the BSR from the base of the gas hydrate stability zone as a lithology indicator in the Hikurangi Margin,a subduction zone east of New Zealand.3R.Freij-Ayoub/Journal of Petroleum Science and Engineering88-89(2012)1–4The paper by Trung estimates the gas hydrate potential in the South China Sea and predicts large thicknesses of hydrate stability zones in waters deeper than600ms for various hydrate structures.The paper by Rajput et al.discusses two-dimensional seismic full waveform modelling for multilayer,complex gas hydrate models and studies the converted mode characteristics together with the real data analysis.It concludes that hydrate and free-gas interface acts as the principal boundary for mode conversion and that the over-burden signiﬁcantly inﬂuences the P-wave amplitude of BSR and identiﬁes key seismic indicators.The paper by Seo and Kang evaluates the inhibition of hydrate ref-ormation using kinetic hydrate inhibitors(KHI)(PVcap)in the sce-nario of hydrate production and transportation.The successful role of KHI in inhibiting the reformation of hydrates is demonstrated.Seven papers are presented in the area of tight gas.The paper of Chen et al.presents a novel approach whereby the permeability of tight gas samples is increased by introducing damage and micro-cracks in the sample using dynamic shock waves utilizing Pulsed Arc Electrohydraulic Discharges(PAED).CT scanning is used to view the damage initiation in the samples.The paper by Ostojic et al.discusses numerical modelling of hy-draulic fracturing to improve productivity in tight gas reservoirs and explores the impact of varying the fracture number,orientation and length.The paper by Zou et al.presents an overview of the characteristics of tight gas reservoirs in Chinese basins and a set of criteria for recog-nizing and evaluating tight gas reservoirs including factors control-ling pore throat structures and dimensions and the coupling of sedimentary and diagenetic effects on tight sandstone formation.The paper by Rezaee et al.presents an experimental study on the permeability of tight gas sands using mercury measured pore throat sizes and NMR relaxation spectra and deduces new relations between permeability and pore throat size.The paper by Bahrami et al.evaluates the damage mechanisms as-sociated with water invasion and phase trapping in tight gas reser-voirs by performing single well reservoir simulation based on typical West Australian tight gas formation data,in order to under-stand how water invasion into the formation affects well production performance in both non-fractured and hydraulically fractured tight gas reservoirs.The paper by Josh et al.discusses an improved workﬂow for sys-tematic gas shale characterization whereby a suite of shales from a number of sedimentary basins around the world is tested using vari-ous techniques like the petrophysical techniques and correlations be-tween petrophysical and geomechanical properties are found.The paper by Zeinijahromi et al.discusses the physical mecha-nisms and the governing equations ofﬁnes detachment by fastﬂow near the wellbore during gas production,their mobilisation and cap-ture.It presents an analytical model for constant rate gas production accounting forﬁnes migration and formation damage and an explicit formula for well deliverability decline due to gas production with ﬁnes.Two papers are presented in the area of hydraulic fracturing.The paper by Chen discusses the implementation of a cohesiveﬁnite ele-ment modelling technique to simulate viscosity-dominated plane strain and penny-shaped hydraulic fractures.The study shows excel-lent agreement between theﬁnite element results and analytical solutions.The paper by Le et al.discusses gel damage in hydraulically frac-tured gas wells and presents results of physical modelling of the treatment of fracture damage due to gel deposition including dry gas injection and solvent treatment using alcohols.It also develops a mathematical model,based on the drying front theory,to predict the rate of recovery of gasﬂow rates through the sand and fracture packs.ReferencesAl-Jabouri,A.,Johnston,S.,Boyer,C.,Lambert,S.W.,Bustos,O.A.,Pashin,J.C.,Wray,A.,Sum-mer2009.Coalbed methane:clean energy for the world.Oilﬁeld Rev.21(no.2), /~/media/Files/resources/oilﬁeld_review/ors09/sum09/coalbed_ methane.ashx.Australia Paciﬁc LNG website,viewed9February2011,.au/ about.Ayers,W.B.,Zellers,S.D.,1989.Geologic controls on occurrence and producibility of coalbed methane,Fruitland Formation,north-central San Juan Basin,New Mexico.Proc.,Coalbed Methane Symposium,Tuscaloosa,Alabama(April1989),p.75. Faiz,M.,2008.Coal bed methane in Australia;diverse gas sources and geological settings of the major producingﬁelds.International Geological Congress,Abstracts=Congres Geologique International.:Resumes,33.Abstract1320973.Gray,I.,1987.Reservoir engineering in coal seams part1:the physical process of gas storage and movement in coal seams.SPERE28–34(February1987). Halliburton,2007.Coal bed methane principles and practices.,http://www.halliburton.com/public/pe/contents/Books_and_Catalogs/web/CBM/CBM_Book_Intro.pdf2007., .au/pdf/APLNGMediaRelease20102010.pdf.,http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_greenhouse_gas_emissions_per_capita.,http://www..au/education/fact_sheets/coal_bed_methane.jsp.,http:// .au/energy/petroleum-resources/coal-seam-gas.html.Larsen,V.E.,1989.Preliminary evaluation of coalbed methane geology and activity in the recluse area,Powder River Basin,Wyoming.Quarterly Review of Methane from Coal Seams Technology,6.Nos.3and4,pp.2–10(June1989).Miyazaki,S.,2005.Coal seam gas exploration,development and resources in Australia:a national perspective.APPEA J.45(1),131–142.Shi,Ji-Quan and Durucan,S.,2005.“A model for changes in coalbed permeability dur-ing primary and enhanced methane recovery”.SPE87230,SPE Reservoir Evalua-tion and Engineering.The Department of Natural Resources Mines and Energy of Queensland,2004.Coal Seam Gas Water Management.(Contract NR00011).Troup,J.A.,Green,P.M.,2011.The challenging face of Queensland petroleum industry.APPEA2011,225–240.White,C.M.,Smith,D.H.,Jones,K.L.,Goodman,A.L.,Jikich,S.A.,LaCount,R.B.,DuBose, S.B.,Ozdemir,E.,Morsi,B.I.and Schroeder,K.T.,2005.“Sequestration of carbon di-oxide in coal with enhanced coalbed methane recovery—a review”,An American Chemical Society Journal,Volume19:Number3,May–June2005.4R.Freij-Ayoub/Journal of Petroleum Science and Engineering88-89(2012)1–4。

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式苏朋辉; 夏朝辉; 刘玲莉; 段利江; 王建俊; 肖文杰【期刊名称】《《岩性油气藏》》【年(卷),期】2019(031)005【总页数】8页(P121-128)【关键词】低煤阶; 煤层气; 产能主控因素; 井距; 澳大利亚【作者】苏朋辉; 夏朝辉; 刘玲莉; 段利江; 王建俊; 肖文杰【作者单位】中国石油勘探开发研究院北京100083; 西安石油大学地球科学与工程学院西安710300【正文语种】中文【中图分类】TE1220 引言低煤阶煤是指煤岩变质程度低的煤，在国际上主要通过最大镜质体反射率（Ro）来确定。

低煤阶煤是最大镜质体反射率<0.65%的煤［1］。

与中、高煤阶煤层相比，低煤阶煤层渗透率较高、含气量低、割理发育程度较低［2-4］。

国外的低煤阶煤层气田主要分布在美国的粉河盆地、尤因塔盆地和拉顿盆地，加拿大的阿尔伯塔盆地以及澳大利亚苏拉特盆地等。

我国低煤阶煤层气的重点区域包括准噶尔盆地、二连盆地、鄂尔多斯盆地等，低煤阶煤层气占煤层气总资源的43%，勘探开发潜力巨大［5］。

桑浩田等［6］以沁水盆地3口典型煤层气井为研究对象，应用COMET3数值模拟软件反演了这些井的排采数据，对影响煤层气井的产能因素进行了分析（在该区可作为煤层气井网优化的依据）；Lee等［7］以印尼低煤阶煤层气田为例，研究了含气量和储层压降对低煤阶煤层气井产能的影响，并认为含气量越高，储层压差越大，低煤阶煤层气产出速率越高；Ding等［8］评价了澳大利亚中煤阶煤层气水平井峰值产气量对渗透率、含气量等一系列因素的敏感性程度，得出了单井峰值大小对主要储层物性由强到弱的敏感性；侯海海等［2］通过多层次模糊数学的方法，研究了吐哈盆地低煤阶煤层气田产能的主控因素，提出资源丰度、煤层厚度、渗透率、含气量和水文地质条件均是影响低煤阶煤层气赋存和产能的主控因素；Zhao等［9］以澳大利亚Bowen盆地煤层气田为研究对象，提出了产能影响因素的不确定性分析方法流程图，并使用该方法研究了含气量、解吸时间、等温吸附参数和渗透率等对煤层气井产能的影响，提出含气量、渗透率和朗格缪尔体积是影响煤层气井产能的主控因素；吴雅琴等［10］分析了郑庄区块煤层气井产能主控因素，并划分出不同地质单元对井距的优化程度。

澳大利亚煤层气工业采用GE水处理技术

TRADE　业界水工业市场 2011年第1期澳大利亚煤层气工业采用GE水处理技术近日，昆士兰石油公司（以下简称OGC）与GE以及莱恩・奥罗克公司签署了一份在澳大利亚昆士兰西南部建立水处理厂的合同。

新建的肯亚水处理厂将使用GE先进的膜及热力蒸发水处理技术来回收处理淡化煤层气开采时产生的高含盐废水。

经过该工艺回收的优质淡水可在多个领域进行回用。

这套水处理系统将建于布里斯班以西约290公里处的栗鼠小镇附近，处理量达7.2万吨/天。

此外该水处理厂预计在2011年第四季度投入运营。

GE水处理及工艺过程处理全球总裁兼首席执行官HeinerMarhoff说：“肯亚水处理厂能够使用先进的水处理技术将煤层气废水转化为可再生利用的水。

这不仅使QGC实现其生产目标，同时也给澳大利亚政府为煤层气行业制定的水治理相关政策提供了支持”。

陶氏超滤助力太原钢铁应对重度污染水质在太原钢铁集团的水处理厂中，陶氏超滤组件SFP-2860再次证明了其作为反渗透系统预处理的优异性。

据项目工程师介绍，该污水处理厂的原水来自钢厂运行产生的各种工业废水以及部分城市污水。

这种混合水成分异常复杂，水中的铁离子含量高（浓度峰值12ppm）、化学需氧量（COD）高、含油量高，同时含有其他污染物，水处理工艺面临着诸多问题和挑战。

太钢污水处理厂在设计阶段就要求超滤系统能在避免重度污染的情况下处理复杂的给水，而陶氏超滤系统则能充分满足这一要求。

陶氏超滤组件SFP-2860由聚偏氟乙烯（PVDF）构成，高强度中空纤维膜孔径更小、亲水性好，具有良好的耐化学性、便于清洗；组件采用外压式设计，对进水水质的耐受能力更加宽泛，适用于太钢悬浮物含量较高的初步预处理产水；而该组件的U-PVC外壳，能够显著降低膜壳的成本。

工程师将太钢的超滤系统设计为两层，每层安装六列设备，占地面积比传统装置缩减了一半，总产能达2,074立方米/小时。

经过五年的运行验证，陶氏SFP-2860超滤装置的流量压力指数（FPI）总体稳定，产水浊度稳定保持在0.05NTU。

澳大利亚地质综述(12)

澳大利亚地质综述（12）胡经国十四、煤层气资源有关资料通过对澳大利亚主要煤层气盆地（博文、苏拉特、加利利、岗尼达、库柏等盆地）的地质特征和开发方式进行归纳分析，对比中国煤层气盆地的特点，认为只有匹配煤层地质特征的开发方式才能实现煤层气的高效开发。

考虑到煤层地质特征和目前的开发技术，中国煤层气开发的主要目标应从中－高阶煤层向低阶煤层转变，从而提高煤层气单井产量，实现中国煤层气的高效开发。

㈠、煤层气富集盆地特征煤层气在盆地中分布具有一定的规律；不同的封闭机理和成藏规律，对应不同的煤层气藏类型。

物性和气压封闭主要作用于构造和岩性煤层气藏；气压和水压封闭共同作用于水动力煤层气藏。

在不同地带中，这几种成藏模式的叠加组合构成了复合型煤层气藏。

煤阶、埋深和孔渗共同控制煤层气含量；构造和封闭系统共同控制煤层气藏层位分布。

链接：煤层气煤层气（Coal Bed Methane，CBM）是指与煤伴生、共生的气体资源；是储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。

煤层气是以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。

煤层气俗称“瓦斯”。

其热值高于通用煤1～4倍；1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤；其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用。

而且，煤层气燃烧后很洁净，燃烧时几乎不产生任何废气，是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。

当空气中煤层气浓度达到5%～16%时，遇明火就会爆炸。

这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。

煤层气直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。

煤层气的开采方式包括地面钻井开采和井下瓦斯抽放。

前者是常见的煤层气开采方式。

在采煤前，对煤层中的瓦斯进行开采和抽放，可以大大减少风排瓦斯的数量，降低煤矿对通风的要求，煤矿瓦斯爆炸率将降低70%～85%，改善矿工的安全生产条件。

关于煤层气地面工程工艺技术及优化研究

关于煤层气地面工程工艺技术及优化研究煤层气是一种重要的非常规天然气资源，其地面工程工艺技术及优化对于煤层气的开发和利用至关重要。

本文将重点介绍煤层气地面工程工艺技术及优化的研究现状和未来发展方向。

一、煤层气地面工程工艺技术1.煤层气开采工艺煤层气开采主要包括煤层气井钻井、完井、调试、注水和生产等工艺步骤。

在煤层气钻井过程中，需要钻井液、钻井工具和技术、钻井设备、油藏岩心取样等。

完井是指在煤层气井钻至设计井深后，根据井下条件和煤层气井的具体特点，进行完钻一系列工艺操作。

2.煤层气地面设施煤层气地面设施包括煤层气处理厂、管道输送系统、气体压缩站等。

煤层气处理厂是将从煤层气井产出的气体进行脱二氧化碳、脱水和除尘等处理，同时可以根据气体的市场需求进行加气、压缩、分装等操作。

管道输送系统是将处理后的煤层气输送到市场或者其他使用地点的管道系统。

3.煤层气井生产优化煤层气井生产优化包括井筒优化、产能提高、水气井治理等。

通过提高煤层气井产能，降低生产成本，延长井寿命，实现煤层气资源的高效利用。

二、煤层气地面工程工艺技术优化研究1.煤层气地面工程工艺优化技术煤层气地面工程工艺优化技术是指通过科学的方法和手段，对煤层气地面工程工艺进行深入研究和优化，提高煤层气的开采效率和经济效益。

煤层气地面工程工艺优化技术包括控制技术、监测技术、测量技术、调节技术等。

2.煤层气井生产优化技术煤层气井生产优化技术是指通过对煤层气井的生产过程进行深入分析和研究，采取有效的措施和方法，提高煤层气井的产能和稳定性。

煤层气井生产优化技术包括压裂技术、提高产能技术、水气井治理技术等。

三、煤层气地面工程工艺技术优化研究展望1.加强煤层气地面工程工艺技术研究煤层气地面工程工艺技术是煤层气开采的重要环节，其研究应该与煤层气勘探、地质预测等环节相结合，形成完整的煤层气开采技术体系。

未来应该加强煤层气地面工程工艺技术研究，提高煤层气的开采效率和经济效益。

澳大利亚煤层气开发现状：经济学家看生产，地质学家看物理

澳大利亚煤层气开发现状：经济学家看生产，地质学家看物理文章来源科学网的蔺学军博客 2018-3-21 07:46澳大利亚2016年煤层气年产量达310亿立方米，超过美国的290亿立方米，成为世界上最大的煤层气生产国。

昆士兰州是澳大利亚煤层气主力产区，其产量占澳大利亚煤层气总产量的 99.6% 。

昆士兰煤层气主要产自于博文盆地和苏拉特盆地。

昆士兰州的煤层气年产量从2005/2006财政年（2005.6-2006.6）的10亿立方米增长到2015/2016财政年的260亿立方米，其中苏拉特盆地增长迅猛，于2011年开始超越博文盆地的煤层气产量，成为澳大利亚煤层气产量最大的盆地。

在2015/2016财政年，苏拉特盆地的年产气量达210亿立方米，占昆士兰州年产煤层气的80%。

博文盆地2015/2016财政年度产气量为50亿立方米，占昆士兰州年产煤层气的20%（图1）。

截至2016年6月底，昆士兰煤层气累计产量达868亿立方米，其中苏拉特盆地贡献60%。

图1：澳大利亚昆士兰州煤层气产量昆士兰州博文和苏拉特盆地的煤层气储量从2005年开始大幅增长，2P剩余开采储量在2005年只有900亿立方米，到2010年增长至7500亿立方米，到2016年6月底，煤层气2P剩余开采储量达到11000亿立方米，其中苏拉特盆地2P剩余开采储量达8300亿立方米，占总2P剩余开采储量的75%（图2）。

图2：澳大利亚昆士兰州煤层气储量煤层气开发与常规气田开发最大的不同在于开发前期需要在煤层气田采水降压，煤层气开发伴随着大量地层水的采出。

产水量与煤层含气饱和度、煤层割理渗透率、孔隙度、煤层连同性以及外部水体入侵都有关。

苏拉特盆地总煤层厚度大，煤层渗透率高，产水量远远高于博文盆地产水量。

从2005年到2016年，博文盆地年产水量从120万吨增长到560万吨，而苏拉特盆地从300万吨增长到4900万吨，占昆士兰煤层气产水量的百分之90 (图3)。