煤层气研究新进展.docx
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煤层气研究新进展
煤层气研究新进展
班级：
勘探0803
学号：
200811010322
姓名：
白航航
完成时间：
2011.10.22
1、煤层气开发与利用新进展
1、用二氧化碳回收煤层气受关注
煤层气可成为一种稳定和比较干净的廉价能源。
煤层气回收增强技术是把二氧化碳注入不可开采的深煤层中加以储藏,同时排挤出煤层中所含的甲烷,并加以回收的过程[2]。
二氧化碳压裂技术首次在安徽省淮北矿业集团LG-3井煤层气井施工获得成功。
该项技术由中原油田自主设计和施工,拥有完全自主知识产权,在国内处于领先水平。
目前,国内煤层气储层强化改造基本采用水基压裂液携砂压裂工艺,对煤层伤害大。
2、煤层气分离和利用技术进展
2.1 煤层气分离和液化流程开发
中科院理化所采用低温分离方法,开发了一步法分离液化煤层气的工艺,可以在液化煤层气的同时,就把氧气、氮气都分离出来,既简化设备,又降低能耗。
该分离工艺具有便于操作、能耗物耗低、产品纯度高
的特点。
采用中科院理化所开发的工艺处理煤层气,所得液化天然气的纯度可达99%以上,排放气中甲烷含量小于1%,有效利用煤层气并显著降低大气污染,具有显著的经济和社会效益。
2.2 煤层气分离提纯产业化现曙光
据介绍,中国科学院大连化学物理研究所经过多年攻关,开发出新型脱氧催化剂及脱氧工艺,并集成了国内首套煤层气催化脱氧系统。
中试示范结果显示,装置各项技术经济指标和催化剂性能完全满足要求,脱氧工艺操作弹性大、易于稳定控制。
该技术适用范围广,煤层气中氧气浓度可在1%~15%的范围内变化。
催化剂成本低,仅为国外报道的催
化剂费用的一半。
2.3 突破煤层气制CNG及LNG、煤层气自热转化制氢技术瓶颈
承担国家“十一五”科技支撑计划重点项目煤层气综合利用的西南化工研究设计院已经突破了煤层气制压缩天然气（CNG）及液化天然气（LNG）、煤层气自热转化制氢等多种技术瓶颈。
煤层气不仅可以转化为新能源,还可以为化工下游系列产品开发提供良好的基础。
2.4 煤矿井下定向压裂增透消突成套技术
河南省煤层气开发利用有限公司针对中国煤层的特殊情况,开发了煤矿井下定向压裂增透消突成套技术。
该技术不仅开创了低渗煤层水平井进行压裂的先例,而且探索出了低渗煤层气区域治理的新途径,将会产生良好的社会效益和经济效益。
该技术主要针对低渗透突出煤层,通过实施井下定向压裂增透,使井下工作面前方压裂增透区域的煤体卸压,大幅度提高透气性,煤层气得到释放,工作面突出危险性得到有效消除,具有较强的可操作性。
3、煤层气应用拓展新领域
3.1、令人鼓舞的是,我国低浓度煤层气发电技术目前已经有所突破并逐渐完善。
胜利油田动力机械厂与淮南煤业集团联合开发的“低浓度煤层气细水雾输送系统及煤层气发电技术”在2005年12月通过了国家鉴定
3.2、通风煤层气回收是煤层气利用的另一个新领域。
煤炭开采中煤层气排出量的70%以上是通过矿井通风排出的,造成了巨大的污染和能源浪费。
3.3煤层气液化可突破煤层气利用的运输瓶颈,也是提高煤层气利用率的一个重要领域
2、沁水盆地南部煤层气储层压力分布规律
的研究（2010）
西安科技大学硕士学位论文
专业名称：
安全技术及工程
作者姓名：
景兴鹏
指导老师：
张辛亥；邓军
结论：
从沁水盆地南部煤层3和15煤层的储层压力等值线图都可以看出：
研究区煤层气储层压力具有自四周向内部增大的趋势。
研究区东南部煤储层压力普遍较低，多在5.5MPa以下；西部及北部储层压力相对较高，多在5MPa以上,高值区位于研究区郑庄区块东南部附近，煤储层压力最大超过9.5MPa.在垂向上,随着煤层埋藏深度的增大，煤储层压力呈增大的趋势。
因此根据煤层埋藏深度由东向西增大的变化规律，该区煤储层压力表现为由东向西增大趋势。
3、沁水盆地煤层气井产能预测研究（2010）
学科专业：
油气井工程
研究方向：
油气井力学、信息与控制
作者姓名：
魏韦
指导教师：
张卫东副教授
结论：
（1）煤层气储层是具有典型裂隙-孔隙结构的双孔介质，煤层气储层呈非均质、各向异性，存在气、水两相流体。
煤层气在储层中主要以吸附态、游离态和自由气三种形式存在；运移过程分为：
解吸、扩散和渗流三个阶段；产出过程分为：
单相流阶段、非饱和单相流阶段和气水两相流阶段，产出过程可以通过Langmuir等温吸附曲线来表示。
（2）煤储层渗透率受到原始地应力、基质收缩和克林肯伯格效应制约，其中基质收缩效应可以通过基质收缩模型来描述，传统的Seidle模型、PM模型和Shi模型在煤层参数获取方面有很大的制约性，而且没有考虑多元气体吸附下的基质收缩，文中提出的基质收缩模型可用来描述多元气体吸附状况下的渗透率变化，并且模型简单可靠。
（3）煤层气流动物质平衡法可以用来确定原始煤层气天然气地质储量，运用此方程可以对生产数据进行动态分析，从而确定煤层气的原始地质储量以及煤层渗透率。
煤层气井产气量在排采曲线上呈现一种递减规律，可通过曲线的递减趋势进行产气量及最终采收量的预测。
（4）沁水盆地煤层气井的单井产量主要受到储层渗透率、煤层厚度、单井控制面积、压裂裂缝半长、孔隙度与吨煤含气量的控制，其中最要的因素是储层渗透率、煤储层厚度、储层吨煤含气量。
沁水煤层气藏具有高煤阶、低渗透的特点，注入CO2可在一定程度上提高煤层气采收率，直井注入（直井注入中包括完善井与非完善井两种情况）与分支井注入三种情况下的采收率分别是38.7%、17.7%和9.9%，远远大于未注入井3.3%的采收率，具有明显的经济效益。
（5）针对沁水盆地的具体情况提出煤层气开采技术对策，开发层位：
优选3#煤层作为开采的重点，15#煤层作为未来的开发层位；开发方式：
利用煤层气井之间的压力干扰从而达到利于地层水排采的目的；井型选取：
采用多分支水平井可以突破我国高煤阶的部分地质条件的限制，改善井底渗流条件，有效地降低井底流压，扩大压力波及范围，达到增产效果；布井方式：
采用6口的多分支水平井组或是梅花型直井能够明显有利于煤层气的产出；井网密度与井距：
要考虑合理的井网密度和井距，充分利用煤层气井之间的压降叠加提高采收率；制定合理的工作制度主要是对生产压差的控制；可以通过注入CO2气体或是N2来提高煤层气的产量和采收率。
4、煤层气井排水采气工艺技术研究
工程领域：
石油与天然气工程
研究方向：
油气田开发工程
作者姓名：
宋丽平
校内导师：
曲占庆教授
（1）煤层气的开发主要基于几下几个原因：
煤层气热值高，发热量在8000大卡/m3以上，每1000m3煤层气相当于1t石油或1.25t标准煤[5]；通过排水降压开采的煤层气中甲烷的含量高达95%以上，基本不含或少含硫，燃烧时基本不会产生污染物，而且甲烷排放量的减少，可有效缓解温室效应；煤层气的开采可以有效防止甲烷在煤矿生产时造成事故，为煤井安全生产做好准备，而且也我国提供了一种新型的洁净气体能源，拉动相关产业的发展[6]。
随着社会的不断发展，人们对能源的需求量越来越大的同时加强了对环境保护的要求，在常规天然气含量日趋减少的时候，煤层气受到越来越多的关注，其巨大的潜能得到了世人的重视。
在过去的十余年里，美国人以良好的自然条件为基础，雄厚的技术力量为后盾，在一系列规章制度的庇护下，有效的开发和利用了煤层气资源，取得了显著的经济效益.
本文对煤层气的基本机理和煤层气井的排采方式进行了研究，给出来了排采方式的选择方法，并根据现场数据对设备进行选择和校核，得到以下结论：
①在煤层气井生产中，产液量不稳定，而且地层流压低，形不成连续排采，有杆泵可以通过调频电机调节冲程和冲次，容易实现排量的任意调节。
②结合目前煤层气井排水采气工艺技术的原理及特点，利用模糊综合评判法可以实现从排液量、煤粉、细砂、井斜、气体、腐蚀、结垢等技术因素和经济因素等方面优选出适合不同煤层气井的最佳排采工艺。
③针对沁水3#煤层区现场进行了应用，优选出其最佳排采工艺为有杆泵排采方式，效果明显符合现场实际，验证了该方法的可行性。
④结合华加5井的现场数据，根据游梁式抽油机的选择图解和抽汲参数，沁水3#煤层区抽水机型号为CYJ3-1.5-6.5，泵径为44mm，最大冲程为1.5m，冲次4.4min-1抽油杆尺寸为3/4in，油管尺寸为2in，抽油杆选用C级碳钢。
5、煤层气分支井产能及优化技术
目前煤层气开采中应用比较广泛的增产技术有[30]：
水力压裂改造技术、煤中多元气体置换驱替甲烷技术和多分支水平井钻井技术。
多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体，是开发解吸压力低、渗透率低煤层气藏的主要手段[6,7]。
煤层气多分支水平井工艺集成了随钻地质导向、两井对接、欠平衡、钻水平分支井眼等多项先进的钻井技术[8,9]，具有技术含量高和钻井风险大的特点
结论：
1、通过对煤层气直井产能影响因素分析，发现等温吸附常数、井底流压和煤层厚度对煤层气开采的整个过程影响都很大；裂缝的渗透率和孔隙度对煤层气开发初期的影响非常显著；吸附时间对煤层气的影响主要表现在开采初期，随后基本没有什么影响；煤层气扩散系数对煤层气的整个开采过程影响很小。
2、分支井开采煤层气时，分支井的主支和分支增大了泄气面积，使整个控制区域的储层压力快速、均匀的下降，煤层气越容易解吸扩散，扩大了被动用的区域，提高了煤层的开发潜力，这就是分支井开采煤层气时产量提高的原因
3、通过对影响煤层气分支井产能因素的分析，发现煤层中裂缝的渗透率越大，产量就越大；兰氏压力越大，兰氏体积越小对分支井开采就越有利。
4、通过计算，得到了优化井身结构参数的依据：
随着分支数、分支长度和分支角度的增大，分支井产量也增大，但是参数的增大对产量的贡献变小，所以从经济上讲存在最佳的分支数、分支长度和分支角度；在其他参数相同的条件下，分支交错分布比对称分布效果好。
6、煤的孔隙特征对煤层气解吸的影响
主要结论：
（1）煤的孔隙分布是很不均匀的，不同变质程度煤的孔隙性不同，同种变质程度不同地区的煤的孔隙性也不同。
（2）比表面积越大，孔容越大。
由于煤级、煤岩组分等不同，煤的比表面积和孔隙结构有很大的差别。
微孔隙越多，煤样的孔隙体积越大，越有利于煤层气的吸附储集。
（3）煤的变质程度越高，煤层气解吸过程的残余量越大。
（4）当压力降到0.5～1MPa之间，煤层气的解吸率增幅最大，近直线模式。
中高变质程度的煤层气储层，当压力降到2～10MPa之间，煤层气的解吸率增加缓慢；当压力降到0.5～2MPa之间，煤层气的解吸率快速增加。
中低变质程度的煤层气储层，煤层气的解吸率随着压力的降低呈现不同幅度的增加，只是在低压阶段增幅最大。
煤层气的降压开采实践过程中，必须保障持续稳定性的压降，压力降幅过大，会对煤层造成伤害，影响储层物性；压力降幅过小，不利于煤层气的解吸。
（5）煤的孔喉特征影响煤层气的解吸速率，在煤的组成和煤化程度相同的条件下，在等温解吸实验的低压段内，孔隙结构均匀、喉道分布集中的煤样煤层气解吸速率大。
煤样的微孔和小孔主要影响着煤层气的解吸量和解吸速率。
煤储层微孔的封闭性越弱，压差的传递效率越高，吸附于微孔内表面的气体解吸量和解吸效率越高。
（6）煤样的孔隙特征对煤层气解吸的影响，是孔径大小及其所占比例、孔喉集中分布情况、孔隙形态类型三因素综合影响的结果。
7、煤矿区煤层气利用对策及技术综合评价研究
本文创新点：
（l）应用系统动力学理论，进行煤矿区煤层气资源化利用与煤矿安全、碳减排、企业经济利益等多因素的互动分析。
（2）从技术、经济、环境和社会四个维度建立一套煤矿区煤层气利用技术综合评价体系，有别于以往学者单从技术角度或经济角度对煤矿区煤层气利用技术进行研究，引入煤矿区煤层气利用对安全事故影响、碳减排、带动就业等方面的推动研究。
（3）展开动态的多因素互动对煤矿区煤层气利用技术综合评价的影响研究。
结合不断变化的政策、技术变化，同时引入CDM机制，对中国煤矿区煤层气利用技术经济效益的发展造成不同的效果情景分析。
8、国内外煤层气利用现状及技术途径分析
煤层气分布状况：
煤层气俗称瓦斯,是与煤伴生、共生的气体资源,主要成分是CH4,是一种潜在的洁净能源,蕴藏量极为丰富。
据国际能源机构（IEA）估计,
全球陆上煤田埋深于2km的煤层气资源量约为26×1013m3,是常规天然气探明储量的2倍多;全球可采煤层气储量已达13.78×1013m3。
其中,俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚等国煤层气储量均超过1×1013m3。
我国煤层气资源丰富,位居世界第三（第一俄罗斯,第二加拿大）。
据国内最新一轮评价结果（2005年）[1],全国煤层埋深2km以浅的煤层气资源量为36.8×1012m3,与常规陆上天然气资源量基本相当,其中可采资源量为10.87×1012m3,主要分布在华北、西北及南方地区,分别占全国资源总量的56.3%,28.1%,14.3%;东北地区煤层气资源较少,仅占1.3%。
按照含气盆地煤层气资源量赋存情况,鄂尔多斯、沁水、准噶尔、二连、滇东黔西、吐哈等盆地的资源总量均超
过1×1012m3,在全国位居前列。
由于中东部地区天然气资源缺乏,煤层气储量相对丰富,而西部地区天然气资源丰富,煤层气资源相对较少,因此,我国煤层气与常规天然气资源具有一定的互补性。
国内外主要国家煤层气开发利用现状：
根据开采方式的不同,可将煤层气分为地面钻井开采的煤层气和煤矿井下抽采煤层气2种。
地面钻井开采的煤层气是在采煤之前利用地面
井开采出的煤层气,其特点是CH4含量高,一般体积分数不小于90%,并且开采规模大,产量稳定,煤层气采出后经脱水等处理后即可直接输入天然气管道,与天然气共混共输。
井下抽采煤层气主要是为了保证煤矿安全生产而抽出的,是在煤炭开采中和开采后从煤体及围岩中抽取的煤层气,这种煤层气由于混入大量空气致使煤层气稀释,也称含氧煤层气,其CH4含量较低,体积分数一般在20%~60%甚至更低,其他主要成分为N2,O2,CO2等,为保证含氧煤层气远距离输送的安全性和经济性,须进行脱氧、脱氮等提浓处理,将煤层气浓缩到CH4体积分数在95%以上。
煤层气资源利用面临的问题及建议：
煤层气资源由于其巨大的蕴藏量及开发利用价值,已引起普遍重视。
但目前煤层气利用受到诸多因素制约,主要表现在:
（1）煤层气开采步伐缓慢,高浓度煤层气产量低,若用来生产化工产品则很难实现规模化;
（2）缺乏含氧低浓度煤层气的浓缩及安全利用技术,使这部分煤层气除少部分利用外,其余大部分只能稀释后排空,造成煤层气资源的极大浪费,而且加剧温室效应;
（3）在煤层气开发区域,缺少配套的长输管线,致使开发与市场脱节;
（4）煤层气化工利用进展缓慢,不利于煤层气资源的高效利用。
这些问题需要国家有关部门从宏观层面统一规划,加强统筹协调与指导,逐步实施加以解决。
最后,提出以下几点建议:
（1）加大煤层气重点下游产品开发。
目前国外煤层气化工利用发展较慢,煤层气除用于发电和作为燃料等少数领域之外,其他方面的应用还未形成规模;国内煤层气开发利用尚处起步阶段,今后应加大技术创新,重点研究煤层气制合成气、甲醇新型下游产品技术,实现煤层气资源有效利用。
当然煤层气资源不能盲目用于化工产品生产,而是要在保障国内近年来急需的燃气
供应的同时,从化工产品的市场状况及其技术经济分析方面考虑,有针对性地进行详细论证有市场前景和经济效益的产品才值得开发。
就近几年国内甲醇市场已经饱和的实际情况而言,研究重点应放在甲醇下游相关新型产品（烯烃、乙二醇等）及煤层气制氢方面。
（2）加大低浓度煤层气浓缩技术研究。
煤层气的化工利用均要求其CH4体积分数达到95%以上,因此对于井下抽放的低浓度煤层气而言,必须进行脱氧和CH4浓缩预处理,目前CH4浓缩技术主要有低温精馏技术、变压吸附技术、水合物法等,这些技术均不同程度存在一些缺点,有待进一步深入研究。
（3）解决煤层气生产规模及管道输送问题。
目前国内煤层气气源分布分散,产能低、产量小,因此无论就地利用、还是远距离输送都存在规模不足的问题;实现规模化开采,还应具有与之配套的煤层气输送管道。
基于此,应尽力提高煤层气产量及使零散气源集中的问题,同时在重点矿区统筹建设煤层气管道设施,为煤层气规模化生产、输送及利用创造条件。
（4）加强联合开发煤层气。
获得高浓度煤层气、实现煤层气有效利用的根本途径是采取“先采气、后采煤”开发模式。
煤矿行业应与资金、技术雄厚的石油天然气公司合作开发煤层气,借助其在石油天然气开发方面的成熟技术和经验,在煤层气开发利用方面实现快速发展。
9、煤层气开发系列技术获重大技术创新
本刊讯,不久前,中煤集团“沁南煤层气开发高技术产业化示范工程技术研发”技术成果鉴定会在北京召开。
该项目针对我国煤层气产业发展的关键技术问题,通过沁南煤层气开发利用项目建设,在井网优化部署方案、空气钻井技术、微珠低密度固井技术、氮气泡沫压裂技术、活性水加砂压裂技术、稳控精细排采技术、地面集输技术等方面,实现了集成创新。
由中国科学院院士刘光鼎,中国工程院院士翟光明、王安及来自有关部委、科研院所等机构的鉴定专家组成的委员会认为,该项目首次在煤层气地面集输工程中,采用新型的聚乙烯管材替代传统的金属管材,实现了高效、安全、低成本施工和运营;研究开发出具有自主知识产权的用于抽油机的汽油、煤层气两用发动机,有效节省了能源、提高了工作效率,大大降低了生产成本;在反复多次试验研究基础上,通过数学模型和物理模型的建立,客观分析了煤层气生产曲线类型,研究总结出示范区无烟煤储层煤层气井排采生产规律,对指导同类地区煤层气勘探开发和生产具有十分重要意义;研发的四个煤层气技术标准和安全规程,填补了煤层气行业安全规程和技术标准的空白。
专家认为,沁南煤层气开发高技术产业化示范工程项目集煤层气开发技术、煤层气田集输工艺、煤层气安全和技术标准等,形成了适宜同类地质条件的煤层气开发技术系列,实现了重大技术创新。
该示范工程的建设和投产,成为我国煤层气开发的范例,对推动沁南地区煤层气开发、加速我国煤层气的产业化进程具有重要意义,项目技术成果总体水平达到国际领先。
10、沁南地区煤层气排采井间干扰的地球化学约束机理（GeochemistryConstraintMechanismonInterferenceofCoalbedMethaneWellswithDrainageinSouthernQinshuiBasin）中国矿业大学；
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创新点（InnovativePoint）
（1）建立了煤层气井网排采井间干扰地球化学监测方法体系
以现代地球化测试分析为手段，对煤层气组分含量、煤层气稳定同位素比值（甲烷碳、氢同位素比值）、地层水中离子浓度、地层水中元素含量进行测试分析，较好地实现了对煤层气井间干扰阶段及程度的判断，首次确立煤层气井网排井间干扰的地球化学监测方法体系。
（2）揭示了煤层气排采流体化学场、动力场特征演化及其耦合关系
煤层气排采流体的各项参数的时间变化与井间干扰存在密切关系，井间干扰作用使煤层气组分含量、煤层稳定同位素比值、地层水中离子浓度、地层水离子总矿化度、电导率、碳酸盐硬度及地层水中元素表现出明显的周期性波动，不同相态流体化学场之间、化学场与流体动力场之间存在耦合关系，对井间干扰有一定的响应和揭示，流体化学场的不同参数表现出不同的演化特征，流体化学场中参数的空间演化与煤层构造、压裂主裂缝缝长没有直接系，主要由井间干扰所引起，流体势的空间演化表现出由东向西及由南向北降低，储层压力场表现出由中部向南北两侧降低，流体化学场与动力场的耦合进一步揭示了井间干扰的影响。
（3）建立了煤层气排采井间干扰地球化学响应模式
井网排采的流体化学参数、流体化学与井间干扰存在响应关系，在此基础上构建了煤层气井间干扰的地球化学响应模式，流体化学参数表现的特征性的波动变化曲线，对井间干扰的形成起到响应作用，流体化学场的分布特征及演化特征对井间干扰的不同阶段均有不同的响应。
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