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）。

美国煤层气工业起步于20世纪70年代，在80年代初，美国通过采煤前预抽和采空区井抽放回收煤层气，并开始进行地面开采煤层气试验，1997年其产量达320亿立方米，基本形成产业化规模。

美国利用地面钻孔水力压裂开采煤层气技术和煤层气回收增强技术。

2004年美国煤层气年产量达500亿立方米，成为重要的能源。

美国煤层气开发迅速取得成功，主要原因有以下两方面：一是具有良好的煤层气地质资源条件和完善的基础设施;二是煤层气开发初期政府的宏观调控政策特别是卓有成效的财政支持、政策法规鼓励和开放的市场，使美国率先取得煤层气商业开发的成功（司光耀，2009）.
2.2 加拿大
加拿大煤层气资源很丰富，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量为（17.9~76)× 1012m3，其中，阿尔伯达省是加拿大最主要的煤层气资源区。

据阿尔伯达地质调查估计,阿尔伯达地下煤层拥有煤层气154000亿m3，最终可回收量为21000亿m3。

因为加拿大西部地区煤层气开发有巨大潜力，所以加拿大煤层气勘探开发工作主要集中在西部（李鸿业,1995）.西部的艾伯特省及大不列颠哥伦比亚省的丘陵地区,煤层厚度大且含气量高。

且近几年,由于以下原因，加拿大的煤层气开发得到了长足发展:（1)政府大力支持煤层气的发展;(2）加拿大主要是低变质煤，多分支水平羽状井，连续油管压裂等技术的成功应用降低了煤层气开采成本；(3)北美地区常规天然气储量和产量下降,供应形势日趋紧张,天然气价格日益上升,给煤层气的发展带来了机遇。

仅2003年,加拿大新增1000口煤层气生产井，2004年又钻井1500口，现煤层气生产量总计约10122~15133亿m3/a。

2。

3 澳大利亚
澳大利亚煤炭资源量为1。

7 × 1012t,煤层平均含气量为0。

8～16。

8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多在1～10mD，煤层气资源量为（8～14）× 1012m3,主要分布在东部悉尼、鲍恩、莫尔顿-—苏拉特和加里里4个含煤盆地：鲍恩盆地——该区煤层渗透率低和水平应力高，估算的煤层气资源量为4 × 1012m3.悉尼盆地——最大煤层气潜在地区，位于悉尼城市边区，煤层气资源量约为4 × 1012m3.加里里盆地—-二叠纪至第三纪盆地,面积14万km2,盆地内煤层较薄和不连续。

根据钻井获得数据，煤层渗透率虽然比鲍恩盆地高，但甲烷含量比鲍恩盆地低。

莫尔顿——苏拉特盆地--侏罗与白垩纪盆地，面积30万km2,含有厚的和不连续煤层，但具有煤层气潜力.目前澳大利亚煤层气开发和试验工作主要在新南威尔士州和昆士兰州（姜晓华，2008）。

澳大利亚煤层气的勘探始于1976年。

20世纪末，充分吸收美国煤层气资源评价和勘探、测试方面的成功经验，针对本国煤层含气量高、含水饱和度变化大、原地应力高等地质特点，成功开发和应用水平井高压水射流改造技术，使鲍恩盆地煤层气勘探开发取得了重大突破。

澳大利亚的一些矿井已广泛应用水平钻孔、斜交钻孔和地面采空区垂直钻孔抽放技术。

1998年澳大利亚煤层气产量只有0.56×108m3,而到2006年底就达到18×108m3，现已进入商业化开发阶段（严绪朝，2007）。

2.4 俄罗斯
俄罗斯煤层气资源量占世界第一位，为17～113 × 1012m3（李鸿业，1995)。

俄煤田正尝试对煤层气进行回收利用以减小由甲烷引起的温室效应。

俄专家认为,利用煤层气发电有广阔前景,所产生的电能可用于煤矿生产或向外供应.除了发电，从煤矿抽出的煤层气在去掉煤颗粒和水分并提高浓度之后,还可用于工业生产或居民采暖，也可用作汽车燃料。

俄专家认为，对煤层气的利用有助于开拓新的煤业发展方向，增加就业岗位并提高煤业经济潜力。

由于煤层气燃烧比煤燃烧产生的二氧化碳少，用其部分替代煤炭进行采暖和发电,不会产生太大的温室效应。

因而除了能够改善地区生态环境外，还可减缓全球气候变暖的趋势.据媒体报道在俄已加入《京都议定书》的条件下,俄各煤矿今后将会更加重视使用煤层气的回收技术,以控制本国温室气体的排放（姜晓华，2008）。

德国、英国、波兰、印度、等国家也在进行煤层气资源的评价和勘探，但到目前为止，
除美国、澳大利亚和加拿大等国之外,其他国家都还没有形成大规模的商业化开发。

造成这种局面的原因可能有三点：一是煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作需要大量的资金投入，如果没有优惠的税收政策支持，很难吸引资金;二是未能彻底解决各自存在的关键技术问题；三是运作时间长。

由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间,大量投资在短期内难以得到回报（严绪朝，2007）。

3 国外煤层气勘探开发、利用的理论与技术
3。

1 勘探开发理论
20世纪80年代初，美国通过对含煤盆地群煤层气成藏条件研究探索,取得了煤层气“排水—降压-解吸—扩散—渗流”产出过程的认识突破。

并以此为依据，经过理论研究与勘探开发实践的多轮相互反馈，提出了北美西部落基山造山带高产走廊的煤层气成藏模式,形成了以煤储层双孔隙导流、中煤阶煤生储优势与成藏优势、低渗极限与高煤阶煤产气缺陷、多井干扰、煤储层数值模拟等为核心的煤层气勘探开发理论体系。

90年代后，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏"理论（Scott，1993），实现了自身煤层气地质理论突破.
目前国外煤层气理论研究和勘探取得的认识，主要有以下几个方面：
一是利用有机地球化学手段（主要是同位素研究)，同一盆地不同部位,有时是一种成因占主导地位,有时是两种成因共存，有时甚至是三种成因混合。

二是受岩浆岩影响的煤储层具典型的微孔结构和裂隙，且生气量大，含气量高,甲烷浓度也高，达95%。

三是褐煤和低煤化烟煤的煤层气勘探开发深度已突破1500m。

四是开展了地质构造对煤储层割理、煤层气含量以及煤层气、水产能影响的研究.
五是运用核磁共振技术(GMI）研究甲烷气体分子在煤孔隙中的流动。

六是储层测试分析和数值模拟技术日趋完善。

发明了瞬变流法甲烷扩散系数测试技术，开展了煤储层渗透率与压应力、孔隙压力关系实验，修正了相对渗透率实验，尤其是广泛开展了同相多组分（二氧化碳、甲烷、氮气）定成分膨胀或定体积压缩吸附/解吸实验，讨论了二氧化碳、氮气不同注入速度和不同注入期对甲烷生产的影响,并在煤层气排采试验中进行了大量应用。

在数值模拟方面发展了平衡吸附模型和非平衡吸附模型，开发了煤层气产能模拟新的模型和软件。

（严绪朝，2007）
3。

2 煤层气开发技术
3。

2。

1 压裂开采技术
压裂技术是煤层气开发过程中的关键技术。

其重要性在于对产层进行改造，以提高生产层的产量.目前国外针对不同储层采用的压裂技术主要有交联凝胶压裂、加砂水力压裂、不加砂水力压裂和氮气泡沫压裂，各项技术均已过关.此外，在生产实践中采用了多次压裂. 3。

2.2 裸眼洞穴完井开采技术
煤层气井裸眼洞穴完井技术起源于美国西部圣胡安盆地煤层气开发，该技术就是在裸眼完井后，人为地在裸眼段煤层部位多次注空气或泡沫憋压放喷使煤层崩落,形成一个稳定的大洞穴，同时消除可能已发生的地层损害，且在井眼周围形成很大面积的含有大量张性裂缝的卸载区, 提高井筒周围割理系统的渗透性，使井眼与地层之间实现有效连通而达到增产的目的(郑毅，2002）.
该技术仅适用于含水和高渗透率煤层，对含水极少或不含水的煤层实施洞穴完井将堵塞裂隙孔道，降低渗透率,对煤层的伤害污染很大.
3。

2.3 羽状分支水平井开发技术（多分支水平井技术)
煤层气定向羽状分支水平井技术是由美国CDX 国际公司开发的，它是指在一个主水平井眼的两侧钻出多个分支井眼作为泄气通道.
在煤层内钻羽状分支水平井，每个羽状分支井由1口分支水平井，1口洞穴排采直井组
成，水平井主水平井眼长1500m 以上，主水平井眼两侧钻8~14 个分支，分支井眼长200～800m。

每个羽状井组由4 个多分支水平井组成，总进尺3。

2 × 104m，一个井组控制4.8km2（相当于16口直井的开采面积）.该项技术主要适用于中、高煤阶低渗透含煤区,通过增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，解决低渗区单井产量低、经济效益差的问题：高含气薄煤层也可采用这一技术。

此外，还有沿煤层钻井和一体化抽采技术、注氮气、二氧化碳增产技术、试井技术、排采技术、煤层气开发与采煤一体化、集气与储运技术和环保技术等。

在此不一一介绍（严绪朝，2007）。

4 国内利用现状
4.1 资源量及分布
新一轮全国煤层气资源评价结果表明，我国42个主要含气盆地埋深2000 m以浅煤层气地质资源量36。

8 × 1012m3, 埋深1500 m 以浅煤层气可采资源量10。

9 × 1012m3。

煤层气资源主要分布在东部、中部、西部及南方等四个大区，地质资源量分别为11。

3×1012、10. 5 × 1012、10。

4×1012、4。

7×1012m3,占全国的31 %、28 ％、28 ％和13 ％，青藏地区为44。

3 ×108m3，占0。

01 ％；可采资源量分别为4。

3×1012、2。

0 × 1012、2。

9×1012、1。

7×1012m3，占全国的40 ％、18 %、26 %和16 ％。

从层系分布看，中生界和上古生界煤层气资源最为丰富，地质资源量分别为20.5和16.3 ×1012m3,占全国的56 ％和44 %，新生界分布较少.
从深度分布看，我国煤层气资源埋深小于1000 m的资源量最大，地质资源量14。

3×1012m3，可采资源量6。

3×1012m3，分别占全国的39 %和58 %；1000～1500 m的煤层气地质资源量10.6 ×1012m3，可采资源量4 .6×1012m3,分别占全国的29 %和42 ％；1500 ～2000 m 的煤层气地质资源量11 .9 × 1012m3，占全国的32 %。

从地理环境分布看，煤层气资源集中分布于丘陵、山地和黄土塬地区，其地质资源量分别为12 .3 × 1012、8。

0× 1012和6.3× 1012m3，分别占全国的33 %、22 %和17 ％;可采资源量分别为3 。

9× 1012、1 。

5× 1012和3.1× 1012m3，占全国的36 ％、14 %和29 %.
根据单层煤厚、含气量、煤层埋深、煤层渗透率和煤层压力特征等五项参数指标，进行综合评价，将煤层气资源分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类三个资源类别.Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类地质资源量分别为12 .9×1012、22 。

0 × 1012和 1 。

8×1012m3，占全国的35 ％、60 ％和5 %；可采资源量分别为4 。

6×1012、5 .6×1012和0 。

6 × 1012m3，占全国的43 %、52 %和5 ％。

我国煤层气资源具有主要含气盆地集中分布，中小盆地资源量有限的特点。

地质资源量大于1×1012m3的含气盆地（群）有鄂尔多斯、沁水等9个盆地（群）,鄂尔多斯盆地资源量最大，为9 .9×1012m3，占全国的27 ％，其次为沁水盆地,资源量为4 。

0×1012m3，占全国的11 % ；地质资源量在0 .1～1×1012m3之间的含气盆地(群）川南黔北等16个盆地（群)；地质资源量在0 。

02～0 。

1×1012m3之间的含气盆地(群）有阴山等6个盆地（群）;地质资源量小于0 .02×1012m3的含气盆地（群）有辽西等11个盆地（群）（车长波,2008）。

4.2 勘探开发现状
我国煤层气开发利用起步较晚,其发展大体可分为三个阶段.
第一阶段（20世纪50～70年代末）：为减少煤矿矿井瓦斯灾害的井下抽放与利用阶段，这一阶段所抽放的瓦斯基本上都被排到大气中，很少对其进行利用。

第二阶段(20世纪70年代末～90年代初）：为煤层气勘探开发试验初期和煤层气井下抽放利用阶段。

我国先后在抚顺龙凤矿、阳泉矿、焦作中马村矿、湖南里王庙矿等矿区地面钻孔40余个，并且进行了水力压裂试验和研究。

同时，大量的煤层气井下抽放和利用项目进一步展开，至1993年，井下抽放系统年抽放量达4×108m3，部分地区已开始将其用于工业和民用取暖.
第三阶段(20世纪90年代初开始至今）：为煤层气勘探开采试验全面展开和井下规模抽放利用阶段.这一阶段开始引进国外煤层气开发技术,开展了煤层气的勘探试验，取得了实质性突破.煤炭、地矿、石油系统和部分地方政府积极参与此项工作，许多国外公司如美Texaco、Arco、Phillips、Greka石油公司及澳大利亚的Lowell石油公司等也积极投资在中国进行煤层气勘探试验。

中国煤层气地面勘探工作开始于1989年，到目前为止已在12个省、自治区登记了64个煤层气勘探区块，勘探区块总面积为8181013km2。

其中，具有煤层气商业化开发前景的十大重要勘探区块是沁水盆地南部、沁水盆地北部、大宁—吉县区块、陕西韩城区块、神府—保德区块、阜新盆地、宁武盆地、准噶尔盆地、恩洪-老厂区块及沈北-铁法地区。

（司光耀，2009)。

4.3 我国煤层气勘探开发工艺技术进展
经过多年的试验，我国的煤层气勘验开发技术已有了长足的进步,主要表现在以下8个
方面：
(1）多分支水平井钻井技术：对于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著（鲜保安，2005）. 这也是解决低渗(小于0 . 5×10- 3μm2）薄煤层（厚度小于2 m）区煤层气开采的主要技术手段。

目前我国基本掌握了该项技术，已完钻多口多分支水平井.
（2)煤层气井压裂大地电位裂缝监测技术：已发展成直读式压裂裂缝方向、长度监测技术。

(3）煤层气井绳索式取心技术：由半盒管已发展为全封闭，1000 m井深从井底割心到地面装罐仅用7 min，有效地保护了煤心样品。

（4）煤层气测井评价技术:建立了煤层气测井系列,解释含气量等参数,减少取心和分析化验费用,与实验室含气量误差小于1 m3/ t.
（5）实验室内煤层气快速解吸技术:由原解吸周期60d缩短为2d.
(6）数值模拟技术：模拟常规钻井、定向羽状水平井年产量,确定合理井距、井网几何形态，评价单井、井组开采效果和气藏开发水平。

（7）压裂改造技术：针对煤层破胶难（低温）、返排难(低压）、造水平缝难(支撑剂嵌入煤层），采用变排量压裂,控制缝高和滤失,获得了长半径水平缝。

(8)煤层气井排采技术:煤层气井开采中煤粉迁移严重，并且煤岩强应力敏感特性在强抽排条件下会引起渗透性下降,数值模拟某井确定最大限度克服应力敏感的每天降液速度初期10~12 m，液面280 m，后为15 m左右,获得了煤层气井排采动液面的最佳控制认识(赵庆波，2008）。

4.4 我国煤层气开发遇到的问题
我国煤田地质条件复杂，治理和利用瓦斯难度大,从理论和技术方面都存在许多关键性难题,且管网建设滞后，缺乏有力的扶持政策和资金投入，管理体制不顺。

（1)地质构造复杂
我国煤田地质构造复杂，部分含煤盆地后期改造较强,构造形态多样,煤层及煤层气资源赋存条件，在鄂尔多斯等大中型盆地较为简单，但在中小盆地较为复杂。

（2）煤层气抽采难度大
我国高瓦斯矿井多，煤层气含量高,但压力大、透气性差、抽采难度大。

且目前国有重点煤矿矿井平均开采深度约420 m，开采深度超过1000 m的有10余处，随着矿井开采深度加大，地应力和瓦斯压力增加，瓦斯抽采难度进一步增大.
（3)基础理论研究和技术创新不够,科研工作薄弱
我国煤层气开发起步晚，基础理论和技术上都无法与常规天然气相比，理论和技术方面都存在若干关键性难题,如缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，大量低浓度瓦斯只能稀释后排空等.此外，目前国内专门从事煤层气开发利用研究的单位很少，科研力量薄弱，一些公益性、前瞻性、基础性、共性关键技术与装备等安全技术研究，从人才、基础设施到资金都缺乏必要的支撑，煤层气治理和利用等方面的技术研究和创新进展缓慢。

（4）网管建设滞后
在煤层气开发区域，没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现“点天灯”现象。

此外，由于电力行业的市场垄断，煤层气发电上网难、入网价格低,使矿井煤层气的综合利用工作也受到阻碍。

（5）缺乏有力的扶持政策
我国现行的煤层气开发利用政策与法规,只是比照常规天然气的通常做法，没有出台更优惠、更适宜煤层气产业的激励政策。

财政部自2001年1月1日起，对利用煤矸石、煤泥、油母页岩和风力生产的电力、部分新型墙体材料产品，实行按增值税应纳税额减半征收的政
策.煤层气与煤矸石同类,同样是煤炭开采过程伴生的废气,但利用煤层气发的电力和生产加
工的产品,却未被列入减免税范畴。

（6）缺乏资金投入
建设瓦斯发电项目的前期投入和运营管理费用都比较高。

由于煤炭价格与价值长期背离，煤矿效益低下，长期处于亏损补贴和困难阶段，自身缺乏必需的资金积累，单凭企业很难进行瓦斯治理和利用投资，这是限制瓦斯大规模开发利用的主要原因之一。

（7）管理体制不顺
煤层气开发利用缺乏必要协调，条块分割严重.在具体开发中存在矿权重叠问题,致使相关部门、企业之间产生了经济利益和管理权限方面的分歧，地方与企业参与煤层气开发利用的动力不足,产业开发难成气候。

同时,煤层气综合利用缺乏安全管理规范、行业标准和监管法规，影响了煤层气产业健康有序发展。

（陈懿,2008）
5 国外开发经验的启示
美、加、澳等国煤层气产业发展的实践证明，煤层气勘探开发一旦取得突破,形成规模生产，可获得明显的经济和社会效益。

一是勘探费用低，获利大，风险小；二是生产成本低,生产周期长;三是有利于缓解能源紧缺、保障煤矿安全生产和防治环境污染。

国外煤层气能够发展为商业化开发、规模化生产，与政府在起步阶段对煤层气开发利用提供强有力的政策和法律支持密不可分。

国外开发煤层气的经验给我的启示，主要由以下几点：
第一,煤层气想要规模化开发，政府予以适当的优惠政策是很重要的。

第二，发展煤层气需要众多公司的参与，我国的中石化、中石油等大公司要积极介入,提供足够的技术与资金支持。

第三，找到适合本国煤层气地质条件的技术和设备。

第四，建设好管网系统和保证有好的销售渠道。

我国煤层气地面开发潜力巨大、前景良好, 煤层气作为天然气的接替能源，将是最现实最有效的勘探开发对象。

如果可以克服以上所提到的一些问题，让煤层气开发走上正轨主路，那么我国的能源压力将得到缓解且开发出一片新的天地.
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