中国煤层气勘探开发成果与认识

我国近年煤层气勘探和开发的重点区块主要有阜新盆地刘家试采区块、辽宁铁法区块、辽宁沈阳北及其外围、山西省南部沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁-吉县地区与韩城-合阳地区、准噶尔盆地东南缘等。其中开发效果最好的有阜新盆地刘家试采区块和山西沁水煤层气田。中国煤层气勘探开发还处于初级阶段，工艺、设备、技术等都急需引进、吸收、研发、试验、优选、试用，煤层气地质条件和排采技术也需要深化研究。通过分析中国煤层气勘探开发现状，结合多年的现场实践经验，总结了我国煤层气勘探开发的新认识和煤层气勘探开发工艺技术进展，并提出了以下建议：①含气量大于6 m³/t必须先采气后采煤；②加强对低煤阶煤层气的勘探；③加强煤层气地质精细研究；④加强关键技术试验；⑤积极稳妥地按照勘探程序组织实施煤层气勘探开发工作。     

辽河盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价

辽河盆地是我国煤、油、气共生盆地之一，开展该盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价，对于优选煤层气有利探区，实现该区煤层气与常规油气共采具有重要意义。从气源条件、储集条件和保存条件3个方面，分析了东部凹陷深部煤层气的成藏条件，并对其进行综合评价，结果表明东部凹陷具有煤层分布面积广、厚度大、变质程度低、含气量低、含气饱和度高、埋藏较深、煤层气地质储量丰富及保存条件良好等特点，认为该区煤层气成藏条件较好，能够实现与常规油气共采，具有很好的勘探开发前景。     

盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价

辽河盆地是我国煤、油、气共生盆地之一,开展该盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价,对于优选煤层气有利探区,实现该区煤层气与常规油气共采具有重要意义.从气源条件、储集条件和保存条件3个方面,分析了东部凹陷深部煤层气的成藏条件,并对其进行综合评价,结果表明东部凹陷具有煤层分布面积广、厚度大、变质程度低、含气量低、含气饱和度高、埋藏较深、煤层气地质储量丰富及保存条件良好等特点,认为该区煤层气成藏条件较好,能够实现与常规油气共采,具有很好的勘探开发前景.     

低煤阶煤层气勘探思路

世界范围内低阶煤层气勘探开发已获得了巨大的成功，中国拥有丰富的低煤阶煤层气资源，具有广阔的勘探前景。从分析美国粉河、尤因塔盆地的勘探开发基础资料入手，得出这2个盆地低煤阶煤层气有多种气源存在、储层物性好、早期勘探立足于成藏背景优越地区的局部构造可取得较好成效的认识；进而在分析低煤阶煤层气成因的基础上，指出我国东北、西北含煤盆地和煤、油共生的湖盆具备形成多源气的地质条件，是寻找低煤阶煤层气的有利地区，其中准噶尔盆地是近期勘探的现实地区。同时也指出，在勘探思路上，必须坚持将煤层气勘探与常规气勘探进行有机结合，即走综合立体勘探的道路，才能取得理想的勘探效果。     

古蔺叙永地区煤层气勘探开发前景分析

在加大油气资源勘探开发力度,提升国内油气资源保障程度,加快四川省清洁能源示范省的建设进程中,古蔺叙永地区煤层气资源的勘探开发,对加快四川省煤层气资源开发利用步伐意义重大。在总结2002年以来古蔺叙永地区煤层气资源勘探研究、煤层气参数井施工、地面抽采井试气工程的成果基础上,阐明由层滑构造控制形成的构造煤是制约该地区煤层气商业化开发的主因,从煤储层解吸效率等参数角度剖析提高煤层气井产量的原理和方法,认为临储压差、临废压差、有效解吸量和解吸效率四者共同控制着煤层气井产气潜力。研究区煤层气资源富集,具有较好的开发前景。建议加快规模化开发,开展适合构造煤储层改造方式的研究,加强深部煤层气勘探,扩大煤层气工作有利区,实现四川省煤层气资源综合勘查开发利用的目标。     

低煤阶煤层气成藏特点与勘探开发技术

低煤阶煤层气藏具有煤层厚度大、渗透性好、含气量低但吸附饱和度较高等特征。国外近几年煤层气突破主要集中在美国粉河盆地、加拿大阿尔伯达盆地等低煤阶区，其勘探开发实践证实，低煤阶煤层气藏可以获得工业气流，达到商业开发规模。在介绍低煤阶煤层气勘探开发技术的基础上，对我国的低煤阶煤层气资源与勘探开发前景进行了初步分析、评估和展望。结果表明：我国低煤阶煤层气资源丰富，其中西部地区的准噶尔、吐哈、三塘湖、天山、塔里木、鄂尔多斯等盆地侏罗系低煤阶含气面积共计约20.68×10⁴ km²，煤层气资源量达19.96×10¹²m³，占全国煤层气总资源量的54％，具有很好的勘探开发前景。     

中国非常规油气资源与勘探开发前景

结合非常规油气特点,评价中国非常规油气资源潜力,总结中国非常规油气勘探开发技术进展,阐述中国非常规油气勘探开发前景与未来的发展战略。研究表明,中国非常规油气资源丰富,发展潜力大,其中致密气可采资源量为8.8×1012～12.1×1012m3,页岩气可采资源量为15×1012～25×1012m3,煤层气可采资源量为10.9×1012m3,致密油可采资源量为13×108～14×108t,可回收页岩油资源量为160×108t,油砂也具有一定资源潜力。目前已形成了全数字地震勘探技术、低渗低阻气层识别技术等一系列关键技术,且应用效果显著。致密气和致密油是中国目前最为现实的待开发非常规油气资源,煤层气与页岩气的开发利用正在起步。未来10～20年,中国非常规油气产量将显著增长,在弥补常规油气产量短缺中扮演日益重要的角色。     

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近年来，应用现代煤层气地质理论对华北地区石炭二叠系煤层气地质特征、赋存分布规律及可采性进行了全面研究，得出了如下主要认识：（１）从煤系和煤层分布、煤变质特征及区域构造等条件综合分析认为，华北地区具有形成煤层气田雄厚的物质基础和优越的地质条件，经估算，煤层埋深小于２０００ｍ的含煤区面积约有１２×１０４ｋｍ２，煤层气原地资源量约为１１×１０１２ｍ３，具广阔的煤层气勘探前景；（２）煤岩成分、煤质、煤级及上覆连续地层厚度是控制煤层含气量的主要因素，凡构造较稳定、上覆连续地层厚度较大、煤级较高、富含镜质组的低灰煤层发育区，一般都是富气区；（３）煤层渗透性是影响煤层气可采性的主要因素，由此，主要根据煤层渗透性在对各煤区可采性进行评价的基础上，结合煤层气资源量和煤储层条件，对各煤区煤层气勘探开发前景进行了综合评价，评价结果认为，沁水盆地、豫西焦作和平顶山—洛阳是华北勘探开发煤层气的有利地区，其中沁水盆地是最有利地区。     

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河东地区位于鄂尔多斯盆地东部，面积１．６×１０４ｋｍ２，煤层气资源量４．５×１０１２ｍ３，占全国煤层气总资源量的１２．８％。该区是今后５～１０年我国煤层气勘探开发的重点地区之一。从该区的煤层气资源背景、构造背景出发，认为河东中部地区是煤层气勘探开发最有利的目标区。理由是：①有利的构造部位可能具有良好的煤层气可采性；②多期生气提供了丰富的煤层气资源；③柳林试验区的勘探实践证明了中部地区具有煤层气勘探开发潜力。作为目前经济不发达的地区，建立河东煤层气主输气管线，是大规模开发煤层气的先决条件。另外，该区还是浅层天然气勘探的有利区，应采取浅层气、煤层气勘探并重，共同发展的策略。     

中国低煤阶煤层气多元成藏特征及勘探方向

我国低煤阶含煤盆地地质背景复杂,煤层气富集成藏具有自身的特殊性,煤层气勘探一直处于小型试验阶段。为了促进我国低煤阶煤层气的勘探开发,在系统分析、总结我国含煤盆地类型、煤层气成因、赋存状态、富集模式的基础上,梳理了目前勘探开发工作面临的挑战与科研攻关目标,并提出低煤阶煤层气的有利勘探方向。结果表明:(1)我国低煤阶煤层气具有盆地类型多元、煤层气成因类型多元、赋存状态多元、富集类型多元的成藏特征;(2)低煤阶煤层气勘探面临目标区优选、深层煤系气共探共采系统评价、钻完井及增产改造工艺等3个方面的挑战;(3)应加强对煤层气成藏过程及动力学机制、气源成因及其资源贡献、吸附态和游离态煤层气空间分布规律及地质控制因素等的研究攻关,开展煤层气资源有效性和可采性评价,形成一套深部煤系气勘探开发评价方法。结论认为:(1)我国浅层煤层气资源有利勘探区包括二连盆地吉尔嘎朗图、霍林河、白彦花等凹陷,海拉尔盆地伊敏、呼和湖、陈旗等凹陷,鄂尔多斯盆地彬县、焦坪、黄陵、乌审旗东部等地区,以及准噶尔盆地南缘地区;(2)深层煤层气资源则主要分布在准噶尔、吐哈、三塘湖、海拉尔和三江等盆地或盆地群。     

影响我国煤层气可采性主要储层参数特征

基于我国含煤盆地地质条件和近年来煤层气勘探的实践,并对比国外煤层气开发盆地的地质条件,研究了煤层气资源量和资源丰度、煤储层压力、煤层渗透性和埋藏深度、煤的吸附性和水文地质条件等影响煤层气可采性的主要储层参数特征,指出单一因素对某一地区的煤层气勘探开发所起的作用也许是至关重要的,但对大多数地区来说,煤层气的可采性取决于各种地质因素的有效配置。     

中国煤与煤层气共采理论技术现状及发展趋势

在国家大力推进生态文明建设的背景下,快速发展清洁的煤层气资源来代替对国民生命安全与自然环境影响恶劣的煤炭能源的需求变得越来越迫切。为此,通过分析中国煤层气开发模式与资源产量、煤矿区煤层气抽采技术发展历史、煤与煤层气协调开发模式及相应的煤层增透理论和开发技术现状,指出了煤与煤层气共采形势与理论技术发展趋势,并提出了促进实现煤与煤层气高效开发的建议。研究结果表明：(1)需进一步原始创新支撑其安全高效共采的基础关键理论,并完善煤矿区煤层增透、煤层气集输与综合利用、煤炭地下气化—煤层气联采等关键技术;(2)提升煤炭领域与石油领域学科交叉理论技术攻关和行业合作力度,形成优势理论技术与产业配置互补发展,搭建基于多领域学科融合的创新产业发展模式;(3)完善国家和地方在煤与煤层气共采领域的政策保障体制,鼓励煤炭企业与石油企业合作以促进其规模化发展。结论认为,煤炭资源平稳缩减是中国经济高质量发展的重要能源保障策略,由此推行煤与煤层气共采对于确保煤矿生产安全,缓解清洁能源短缺和降低碳排放等均具有重要的现实意义。     

煤层气藏勘探开发程序研究

分析了煤层气藏与常规砂岩气藏形成的差异规律和煤层气藏独具的赋存及产出特性。根据国内外煤层气勘探开发理论与实践，结合我国含煤地层沉积构造，提出了系统的有关煤层气勘探开发程序。文中以山西、河南两个地区煤层气勘探为实例，对勘探开发详评程序进行了实际论证。最后强调指出勘探开发程序阶段节奏可以加快，但不能逾越。     

固相流动对垂直气井井筒压降影响的数值模拟

结合非常规油气特点,评价中国非常规油气资源潜力,总结中国非常规油气勘探开发技术进展,阐述中国非常规油气勘探开发前景与未来的发展战略。研究表明,中国非常规油气资源丰富,发展潜力大,其中致密气可采资源量为8.8×1012～12.1×1012m3,页岩气可采资源量为15×1012～25×1012m3,煤层气可采资源量为10.9×1012m3,致密油可采资源量为13×108～14×108t,可回收页岩油资源量为160×108t,油砂也具有一定资源潜力。目前已形成了全数字地震勘探技术、低渗低阻气层识别技术等一系列关键技术,且应用效果显著。致密气和致密油是中国目前最为现实的待开发非常规油气资源,煤层气与页岩气的开发利用正在起步。未来10～20年,中国非常规油气产量将显著增长,在弥补常规油气产量短缺中扮演日益重要的角色。     

煤层气与常规油气共采可行性探讨――深部煤储层平衡水条件下的吸附效应

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。     

中煤阶煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式和勘探方向

中国低、中、高煤阶煤层气的资源量各占总资源量的1/3，中煤阶煤层气的勘探开发取得了一定的进展。在解剖分析鄂尔多斯盆地东缘保德区块、临兴区块和准噶尔盆地白杨河矿区、白家海凸起等地区的煤层气分布深度、成因以及高饱和—超饱和带分布特征的基础上，总结出煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式。研究表明：①在中国中—西部盆地中，中煤阶煤层存在的深度和深度区间很大，这为中煤阶煤层气的开发提供了巨大的埋深空间，此外，中煤阶煤层气以热成因气为主，个别区块的浅层有一定程度的次生生物气补给；②针对中国煤储层渗透率低的现实，寻找高含气饱和—超含气饱和带是高效开发煤层气的关键，其中，煤层气的高饱和—超饱和带包括次生生物气补充型、二次热生烃补充型和深层型3种；③次生生物气补充型高饱和—超饱和带出现在浅层淡水入渗的影响范围内，二次热生烃补充型高饱和—超饱和带出现的深度与岩浆侵入影响的深度有关，这2种成藏模式出现在局部地区，深层高饱和—超饱和带从机理上来看较普遍，且已得到勘探实践的证实；④在积极探索次生生物气补充型和二次热生烃补充型高饱和—超饱和带的同时，寻找深层超饱和煤层气的"甜点区"，这可能成为中国煤层气未来勘探开发的重要发展方向；5利用常规油气井对深层煤层气进行探索可能是深层高饱和—超饱和带煤层气开发最有效的方式，而对于新钻的穿过深层煤层的常规油气井，应注意煤层取样和煤储层评价工作，以尽快发现更多的深层超饱和煤层气。     

中煤阶煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式和勘探方向

中国低、中、高煤阶煤层气的资源量各占总资源量的1/3，中煤阶煤层气的勘探开发取得了一定的进展。在解剖分析鄂尔多斯盆地东缘保德区块、临兴区块和准噶尔盆地白杨河矿区、白家海凸起等地区的煤层气分布深度、成因以及高饱和—超饱和带分布特征的基础上，总结出煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式。研究表明：①在中国中—西部盆地中，中煤阶煤层存在的深度和深度区间很大，这为中煤阶煤层气的开发提供了巨大的埋深空间，此外，中煤阶煤层气以热成因气为主，个别区块的浅层有一定程度的次生生物气补给；②针对中国煤储层渗透率低的现实，寻找高含气饱和—超含气饱和带是高效开发煤层气的关键，其中，煤层气的高饱和—超饱和带包括次生生物气补充型、二次热生烃补充型和深层型3种；③次生生物气补充型高饱和—超饱和带出现在浅层淡水入渗的影响范围内，二次热生烃补充型高饱和—超饱和带出现的深度与岩浆侵入影响的深度有关，这2种成藏模式出现在局部地区，深层高饱和—超饱和带从机理上来看较普遍，且已得到勘探实践的证实；④在积极探索次生生物气补充型和二次热生烃补充型高饱和—超饱和带的同时，寻找深层超饱和煤层气的"甜点区"，这可能成为中国煤层气未来勘探开发的重要发展方向；5利用常规油气井对深层煤层气进行探索可能是深层高饱和—超饱和带煤层气开发最有效的方式，而对于新钻的穿过深层煤层的常规油气井，应注意煤层取样和煤储层评价工作，以尽快发现更多的深层超饱和煤层气。     

国内外非常规油气资源勘探开发现状及建议

随着中国经济的快速发展,国内常规油气的开发生产已不能满足经济发展的需要,必须寻求新的出路。当前,世界各国都很重视非常规油气资源的开发和利用,油砂、油页岩和煤层气等已经在部分国家实现了有效开发。为此,详细分析了世界油砂、油页岩和煤层气等非常规油气资源的勘探开发现状;简述了中国石油天然气股份有限公司在油砂、油页岩和煤层气等非常规能源方面所开展的工作;指出了中国非常规油气勘探开发存在的难题;最后提出了加快中国非常规油气勘探开发业务发展的建议。     

鄂尔多斯盆地临兴地区煤系砂岩气与煤层气共采影响因素和参数门限

含煤地层煤层气、致密砂岩气等非常规天然气共探共采是保护天然气资源和提高开发综合效益的重要途径。基于鄂尔多斯盆地临兴地区煤系储层地质条件分析,采用煤系砂岩和煤层层间无窜流双层地质模型,开展了煤系砂岩气与煤层气共采可行性的数值模拟研究,探讨了两气共采效果的影响因素,建立了基于产量贡献率的共采综合评价模型,确定了煤层气与砂岩气共采的参数门限。结果显示,研究区地质构造简单,广覆式生烃的煤系烃源岩与大面积分布的致密砂岩储集层、煤储层及泥岩储层相互叠置,有利于煤系气体成藏;研究区煤系页岩气生产潜力较小,共采以砂岩气和煤层气为主。随着煤系砂岩储层渗透率、压力系数、厚度和孔隙率增加,10年砂岩气产量累计贡献率呈增加趋势;随着砂岩储层含水饱和度升高,10年砂岩气产量贡献率呈下降的趋势;煤层气与砂岩气适合共采综合指数介于8×10~(-7)~4.44之间,高于4.44适合砂岩气单采,低于8×10~(-7)适合煤层气单采。临兴地区L-3井(8+9号煤)、L-10井(4+5号煤)、L-1井、L-4井、L-6井及L-9井的2层主力煤煤层气与致密砂岩气适合共采,而其他井适合致密砂岩气单采。     

沁水煤层气田成藏条件及勘探开发关键技术

沁水盆地历经了油气普查和煤层气勘探开发2个阶段（共60余年）的探索，现已成为中国最大的煤层气产业化基地，也是世界上高煤阶含煤盆地煤层气成功实现商业化的典范。尽管高煤阶煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的"三低一强"特征，但勘探实践和研究表明，沁水盆地煤层气成藏条件优越，主力产层太原组15#煤层和山西组3#煤层为陆表海碳酸盐台地沉积体系及陆表海浅水三角洲沉积体系，煤层厚度大、多由腐殖煤类构成，主要含镜质组。受燕山期构造热事件影响，煤层煤阶高、吸附能力强、含气量大。煤层气成藏经历了两次生烃、气体相态转化和水动力控制顶、底板封闭的3个阶段。针对沁水盆地地形及高煤阶特征，形成了山地地震采集、处理和解释技术，丛式井钻完井技术，"复合V型"为主的多水平井钻完井技术，解堵性二次压裂增产技术，高煤阶煤层气排采控制工艺，煤层气集输技术等一系列关键勘探开发技术，有效支撑了沁水盆地高煤阶煤层气的规模开发和工业化发展。