韩城区块煤层气开发现状

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韩城区块的煤层气勘探开发工作始于20世纪90年代,区内煤层气开发至今,先后经历了基础地质研究 、靶区评价优选
、勘探试验生产等阶段 。1990～1993年,通过“陕西省煤层气资源预测与评价 ”研究工作,完成了包括韩城矿区所属的渭北石炭纪—二叠纪煤田、黄陇侏罗纪煤田 、陕北石炭纪—二叠纪煤田、陕北三叠纪煤田及陕北侏罗纪煤田等15个矿区的煤层气资源远景调查评价;1994～1997年通过“陕西省韩城矿区煤层气资源赋存规律及资源评价
”研究工作,对韩城矿区煤层气资源储量进行了预测;1994～2007年,韩城区块开始进行煤层气参数井的施工
、排采及分析研究
。其中港联公司在2005年登记了韩城区块煤层气采矿权,计划施行井网开采,但仅有一口煤层气井开展施工。中联煤层气有限责任公司在2004～2006年期间于韩城板桥一带施工了11口煤层气勘探井,单井煤层气产量达到500～2000m3/d,并于2007年提交了煤层气资源储量报告(王双明,2008;张玉平,2007) 。中石油煤层气有限责任公司于2008年成立,将渭北地区作为其煤层气业务的重点发展区块,并于同年12月成立了中石油煤层气有限责任公司韩城分公司,开始大力着手韩城区块煤层气资源的勘探评价及开发利用等工作。当前,韩城区块煤层气资源已经进入商业化开发阶段
。本书研究区位于中石油煤层气有限责任公司韩城分公司的韩城煤层气开采区块内。

作为国家科技重大专项试验基地,中石油煤层气有限责任公司韩城分公司针对煤层气资源勘探开发研发并成功地应用了多项新工艺及新成果,为实现煤层气的低成本、长期 、稳定
、高产创造了条件 。韩城区块煤层气开发以山西组3号煤、太原组5号煤及11号煤为主要开采层段,以直井 、丛式井组及多分支水平井为主要开采井型
。除了大量煤层气井的生产外,韩城区块内还建有集气站
、集气干线、采气管道工程 、输气管线工程等。

韩城区块煤层气井产能的影响因素诸多,不仅有煤层特征
、水文条件等地质基础条件,还有钻井工程和储层改造工程中选择的工艺以及排采过程中制定的排采制度 。煤粉产出导致的煤层气井储层伤害与生产伤害是制约韩城区块煤层气开发稳步提升的关键因素
。由于煤粉产出导致的频繁修井作业使得煤层气井无法有效实现稳定、连续的排采生产,其对煤储层造成的伤害是不可修复的,对煤层气井产能造成了严重的影响。

我国煤炭勘查存在的主要问题

（一）沁水

沁水含气区带是目前国内煤层气勘探投入最大 、勘探程度最高
、勘探开发活动最为活跃、勘探成果最为显著的地区，已实现小型商业化生产 。这些成果的取得与该区带有利的煤层气地质条件密不可分
。该区带评价面积约26000km2 ，煤层厚度较大且横向展布稳定，山西组和太原组煤层厚度变化范围6～16m
，以北部寿阳一阳泉最厚，为10～16m ，南部潞安—晋城6～12m
，由于煤热演化程度高，煤储层的生 、储能力强 ，含气量一般10～26m3/t
，因此，煤层气资源量和资源丰度均较高 ，分别为36171.39×108m3和1.6×108m3/km2。成煤后的构造改造程度中等
，适当的构造作用形成的外生裂隙强化了高变质煤的裂缝发育程度，加之埋深较浅 ，地层压力为正常值
，有效地应力较低，诸因素的共同作用改善了煤储层的渗透性 ，试井渗透率一般大于0.5mD，另外
，含气饱和度较高，为60%～100% ，这些条件的综合作用使煤层的可采性明显变好 。良好的含煤性、含气性和可采性决定了该含气区带良好的煤层气勘探前景
。

本含气区带的地质风险来自两个方面
，一是高变质煤内生裂隙不甚发育，使煤层背景渗透性较差 ，在构造改造不适度的地区煤层渗透率会变差
，不利于煤层气的产出；二是该区带西北部阳泉一和顺—左权一带，陷落柱发育 ，使煤层气的保存条件和煤层连续性变差
，最终给煤层气的商业开发造成不利影响。这两个问题在煤层气勘探开发中值得重视 。

（二）鄂尔多斯盆地东缘

鄂尔多斯盆地东缘煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积22451.87km2，煤层气勘探程度较高 ，到目前为止
，共钻煤层气勘探井和开发试验井70余口，由北向南均有分布 ，勘探证实该含气区带石炭—二叠系煤层厚度较大，连续性好
，共含煤10～14层，北
、中部煤层厚度一般15～23m ，南部10m。煤层含气性好
，含气量一般7～21m3/t，煤层气资源丰度1.6×108m3/km2左右 ，地质资源量34332.66×108m3
，与沁水含气区带相当
。该区带为中高煤级，内生裂隙发育 ，煤层后期构造改造强度适中
，煤体结构未遭受破坏，适度发育的外生裂隙有益于煤层渗透性的改善 ，地层压力正常或超压
，这些有利地质条件使煤层渗透性变好，试井获得的煤层原始渗透率一般2～10mD以上 ，高于沁水含气区带。含气饱和度除中部三交试验区发现欠饱和外，其他已钻煤层气井的地区含气饱和度为70%～92%
，在碛口试验区还发现饱和度为100%，由此可见 ，该区带的煤层气可采性好 。

鄂尔多斯东缘煤层气勘探未取得突破的原因
，有地质原因，如三交井网正好布置在地下水局部活跃导致欠饱和的块段 ，也有工程工艺不适合的原因
。该区带的煤储层特征由南往北、由东向西变化明显
，勘探突破的关键是，首先应像杨家坪试验区那样在工程工艺上不断进行大胆试验 ，在地质研究方面要详细研究含气饱和度的变化及其影响因素
，正确指导勘探工作。另外，该区带的有利地质条件在国内国外都是少见的 ，应加大 、加快勘探投入和勘探步伐
，这对早日实现我国煤层气的大规模商业开发有重要意义 。

从已有勘探成果来看，该区带的勘探风险可能是含气饱和度的区域变化特征是否全面掌握
。

（三）鄂尔多斯盆地南缘

鄂尔多斯南缘含气区带 ，煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积3555.31km2，石炭—二叠系煤层总厚5～10m
，含气量6～10m3/t，煤层气资源丰度1.1×108m3/km2左右 ，煤层气地质资源量6708.43×108m3。韩试1井3号
、11号煤试井渗透率高达19.6mD
，试井日产气量6000m3以上，与其相邻的韩试2、3井渗透率很低 ，位于澄城以东 、韩城西南的澄合1井钻遇糜棱煤
，说明鄂尔多斯盆地东南缘构造转折部位煤层遭受强力挤压，渗透性急剧变化 。铜川至合阳一带构造上为渭北挠褶带 ，背
、向斜及北东、北西两组断裂较发育
，在这种压性及压扭性构造应力作用下，煤体结构可能受到不利影响
。从含煤性 、含气性和煤层气可采性考虑 ，该区带的煤层气勘探前景明显不如东缘含气区带。

煤层渗透性差是该区带煤层气勘探的主要风险 。

（四）松藻

松藻含气区带位于重庆市东南郊
，煤层气风化带下限至煤层埋深1500m的煤层展布面积301.7km2，含煤地层为上二叠统龙潭组 ，含煤6～14层，可采3～5层
，总厚度一般为8m左右
。各煤层顶
、底板以泥岩、石灰岩为主，岩性致密 、透气性差 ，煤层气封闭条件好
，煤层含气量较高，埋深600m以浅的平均含气量为13.4m3/t,600～1000m的平均含气量为19.2m3/t,1000～1500m的平均含气量为26.0m3/t ，煤层气资源量和资源丰度亦较大
，分别是372.25×108m3和1.23×108m3/km2。该含气区带大多数井田为单斜构造，伴以中小型断层 ，钻井煤心和矿井内观察发现煤体结构大部分为碎裂结构
，煤层的内生裂隙发育，仅在局部地区煤层中较软的煤分层层理被破坏 ，呈糜棱状
、鳞片状 。该区带附近的SPMT-1井试井数据表明煤储层为欠压—正常压力状态。已有的这些资料表明该区带含气性和渗透性较好
。

该区带北部有川黔铁路通过
，各矿均有公路通到赶水与川黔公路相接，交通较便利。该含气区带属丘陵地形 ，较有利于地表作业 。由于该区靠近重庆市区，市场较好
。该区已有几对矿井建立了瓦斯抽放站
，年抽放瓦斯总量近亿方，主要供给居民做燃料 ，已有的基础设施有利于煤层气的经济开采。

综上所述
，可以认为松藻含气区带具有较好的煤层气勘探开发前景 。应加强构造煤分布特征的研究，以便最大限度地规避勘探风险
。

（五）宁武

宁武含气区带位于太原市西北约200km ，煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积1718.62km2
，目标煤层为石炭—二叠系4号和9号煤，煤层总厚8～19m ，含气量较高
，变化范围9～14m3/t，煤层气地质资源量13643.58×108m3 ，资源丰度高
，平均为2.12×108m3/km2。煤级为肥、焦煤，煤岩类型好 ，内外 、生裂隙发育，呈网状
，煤层气探井试井渗透率较高，为0.8mD 左右 ，压裂试采气产量较高 。中国石油在该盆地已施工煤层气探井4口
，2005年10月在盆地南部完钻1口多分支水平井，呈现出积极的勘探态势
。

宁武盆地南部地形平坦开阔 ，煤层气地质条件较好
，是煤层气勘探开发的重点地区。该盆地距离太原市仅百余公里，煤层气下游市场广阔 。

该盆地煤层气风化带深达650m ，煤层气开采深度大
，对煤层气经济开发不利
。

（六）安阳—鹤壁

安阳—鹤壁区带位于太行山东麓，河南省西北部。煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积667.34km2 ，目标煤层山西组二1厚6～8.5m
，含气量较高，变化范围13～24m3/t；煤层气地质资源量较大 ，为1453.81×108m3；资源丰度较高，为2.18×108m3/km2 。“八五”期间
，原华北石油地质局在安阳矿区红岭井田深部进行选区评价试验，施工5口煤层气井 ，试验资料见表8-9。之后有关部门在该区带施工的煤层气井又补充了一批煤储层关键参数
，如含气饱和度（93.7%～100%）和渗透率（1.79m D），从这两项参数来看 ，该区带的煤层气可采性较好
。区内交通十分方便
，工农业经济也较发达，距未来供气用户很近。

该区带煤储层压力梯度据华北石油地质局试井数据仅为4.43～8.61KPa/m ，平均6.14KPa/m
，欠压严重，对煤层渗透性的改善和经济开采均不利 ，在今后的勘探实践中应予以高度重视 。

表8-9 安阳红岭井田二1煤层煤层气开发试验参数表

综上所述
，煤炭地质勘查研究成果非常多，技术也逐渐呈现多样化 ，取得的成绩可喜，但是
，我国煤炭资源分布和开发存在着极大的不均衡性，加之经济发展地区差异性较大 ，以及技术普及周期较长和生产要求增加等方面
，煤炭资源勘查技术仍然存在着以下几个问题：

1）由于东部浅层煤炭资源枯竭使其深层勘查、开采成为一个重点问题
。我国东部浅层煤炭资源开采殆尽，而深层煤炭资源储量丰富 ，因此
，深部资源勘查成为今后东部煤炭资源勘查一个重点。东部深部煤炭资源勘查面临着很多地质问题：第一，用什么技术手段来快速查明巨厚新生界覆盖区下煤炭资源分布与赋存状态；第二 ，煤层埋深大
，存在着地应力大
、温度高、瓦斯高 、构造复杂等特殊地质条件 。如何提高勘探精度，现有的勘探技术手段和探测成果往往与采掘揭露的情况有较大出入 ，地质灾害预测和防治技术尚不能很好地满足深部矿井生产需要
，地质保障系统建设仍然很薄弱
。

2）煤炭资源储量套改工作不彻底。煤炭资源/储量是煤炭地质勘查的主要成果之一 。20世纪末以前，我国固体矿产储量的分类是参照苏联的模式
。1999年6月 ，国土资源部发出《关于开展矿产资源储量套改工作的通知》，要求对《矿产储量表》上的储量按照新的分类标准进行全面套改转换
，4年后套改工作结束。2003年以来，新区勘探项目是按照国土资源部颁发的《固体矿产资源/储量分类》进行的 ，此前的煤田（井田）勘查报告或矿井地质报告
，甚至此后的一部分新建矿井地质报告
、生产矿井修编地质报告和补充勘探报告等，仍然沿用原来的储量分级 。由于对新、旧储量分级标准理解存在技术上的不统一 ，部分经套改后的储量报告也是不符合新的储量分级要求的
。这些情况势必影响到国家对煤炭资源赋存与分布现状的客观认识
，影响到煤炭资源储量分类与国际惯例接轨进程，影响到矿业对外交流与技术合作 ，跟不上国家矿业投资体制改革形势。因此
，按照新标准系统清理生产矿井煤炭资源/储量，切实摸清煤炭资源家底 ，规范储量管理是煤炭地质勘查面临的紧迫任务 。

3）物探手段探测能力和精度仍需提高
，多方法综合分析成为主要勘查技术手段。随着煤矿生产机械化 、集中化水平的提高，生产能力与规模的不断扩大 ，矿井生产对地质条件的查明程度提出了更新更高的要求
。因此，无论是深部资源勘查还是浅部生产矿井补充勘探
，精细查明影响矿井生产的主要地质因素是解决采掘方式与地质条件之间彼此适应问题的关键。要完成这一重任，传统的方法显得无能为力 ，人们将目光聚焦到物探手段上 。实际上
，矿井开采地质条件具有隐蔽性
、多变性和随机性特点，每种物探技术都有自己的适用条件和解决问题能力
。高分辨率三维地震勘探效果除受地震地质条件影响外 ，在目的层反射波能量和高频成分衰减快的情况下
，如何增大信噪比和分辨率，在信号接收排列长度大造成反射点离散距和第一菲涅尔带半径过大情况下 ，如何增强横向分辨率；在钻探和测井资料较少的情况下
，如何提高反射波时间场转变成目的层深度场的精度等技术难题，影响了地震勘探结果的准确性和可靠性。因此 ，物探技术与其他技术结合将成为一个重要的研究方向 。

4）资源勘查、矿井建设 、煤层气安全开采一体化和环境保护等进程缓慢
。煤炭勘查要求煤炭资源能够合理有效的利用
，既要考虑资源量，又要考虑矿井建设以及多种能源利用情况和对于环境影响力 ，实际上是一个四位一体的综合模式。现今由于历史和经营管理体制等原因，目前从事煤层气勘探开发主要是一些石油公司或风险投资者
，以资源－安全－环保为经营理念，以获取煤层气开发商业利益最大化为出发点 ，以实现原煤商业利益最大化为目的 。因此
，采煤与采气在行业上是分开的，在矿权上是分割的 ，在地域和利益上也是独立的
，以致各自为政，各行其是 ，影响了四位一体化进程
。

此外
，在市场经济条件下，还存在以下问题：

1）投资主体发生变化。在计划经济条件下 ，煤炭资源的地质勘查与开发是分离的两个过程
，探矿权和采矿权同属一个主体———国家，即煤炭资源的地质勘查工作是由煤炭行业地质主管部门 ，按照国家制定的中长期勘探计划，由国家投资地质部门实施
，在确定的区域依据相关规范开展工作，其工作成果提交给国家 ，而后由国家交由煤炭建设
、生产部门开始建设
，其中的基本建设投资由国家出资，煤炭资源的销售价格由国家定价 。在这一模式下 ，煤炭勘查部门与煤炭生产单位来自同一个出资方———国家
，二者之间的关系表现在地质部门提交勘查成果给国家、生产部门使用地质成果；同样，在这一模式下 ，历经地质找煤 、普查
、详查、精查等4个阶段后
，地质部门的资料经过国家储量管理委员会的认定与批复，才能作为煤矿设计 、建井的依据等
。因此 ，一个煤田从最初的勘查到最后的开发
，往往需要十几年甚至几十年的时间，一个大中型煤矿的建成一般需要投资几十亿元的投资。

经过30年的改革开放后 ，我国已经初步建立了社会主义市场经济，与煤炭资源勘查与开发的国家标准、行业规范与政策规定等
，都相应做出了新的
、更严密的规定 。如探矿权与采矿权的取得，不再是由国家根据区域经济发展情况做出配置 ，而是要通过招标、拍卖或挂牌等方式有偿取得
，依法取得探矿权证的探矿权人成为煤炭资源勘查的主体。

2）投资思路发生变化
。众所周知，企业是以追求经济效益最大化为核心 ，煤炭企业概莫能外。以往在国家计划经济条件下形成的一些勘查规范
，如现行的1986年颁发的《煤炭资源地质勘探规范》，更多地强调了勘查工作的阶段性 、渐进性等技术层面的内容 。尽管对于煤炭资源后期开发也进行了概略性研究评价
、预可行性研究和可行性研究 ，但这些经济评价的主要目的是说明后续勘查工作的必要性和继续投入的合理性
，为后续地质勘查工作提供技术经济意义层面上的决策依据
。真正意义上的可行性研究报告，则是在详查和勘探报告提交后 ，由煤矿建设单位或设计部门来完成。在目前形势下
，煤炭企业作为投资的主体，无论是以探矿权人或采矿权人的身份出现 ，无一例外地从投资初期都非常关心投入/产出比、资金回收率等事关企业发展的核心问题，这一过程甚至从深部煤炭资源预查阶段就开始了 。近年来
，不少业主在煤炭资源勘查上，希望早投入 、多投入 ，以期实现科学决策
，缩短投资回收期，力求经济效益最大化
。这种观点与做法 ，实质上是从勘查
、开发一体化的角度做出的正确抉择。

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