沁水煤层气开采与集输

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1、沁水煤层气开采与集输孙建梅概要：对沁水煤层气的地质、开采、集输做一分析，集各家之所长， 对现状做一总结。一、煤层气储量沁水盆地总面积2.7万平方公里，煤层气总资源量为 3.97万亿立方米，占全国总量的10.8%，其中1000米以 浅的煤层气资源量为1.9万亿立方米。二、沁水地区的地质及煤层结构沁水盆地为中生代末形成的构造盆地：元古界、太古 界为盆地基底；古生界、中生界组成盆地的构造层，包括 震旦系，寒武系，奥陶系，上石炭统，二叠系，三叠系及 局部残存的侏罗系；新生界不整合覆盖于盆地之上。盆地 最深处奥陶系顶面深约2500米。沁水盆地东为太行隆起，西为吕梁山隆起，南有中条 山隆起，北有五台山隆起

2、。构造面貌整体为一近南北向大 型复式向斜，地质构造相对比较简单，仅在盆地边缘发育 一些较大规模的断裂，断裂以北东、北北东和北东东向高 角度正断层为主，内部以刺激褶皱为主。图2沁水盆地构造纲要图沁水盆地的石炭二叠系含煤层11-20层，其中可 采煤层3-8层。全区稳定发育的可采煤层为太原组的15 号煤层及山西组的3号煤层，煤层的总厚度大多在5米以 上，煤层的变化总体趋势西薄东厚、南薄北厚。在盆地南 北两端由于受岩浆活动影响煤阶为无烟煤和贫煤。图3 潦水就饷C P煤盼分布图三、煤层气存在的状态煤层气俗称“瓦斯”，它是一种混合气体，它的主要 成分是甲烷，占瓦斯体积的90%左右，此外瓦斯中还含有 少量的

3、二氧化碳、氮气、乙烷及微量的其他气体。（甲烷 完全燃烧生成二氧化碳和水，不完全燃烧会产生有毒的一 氧化碳。）煤层气是非常规天然气，常规天然气主要以游离气存 在于砂岩为主要储集层的孔隙或裂隙中，而煤层气主要 90%以上是以吸附状态附着于煤的内表而上，只有少量的 煤层气以游离态储存在煤岩的割理、裂隙和孔隙中，或者 溶解在煤层的水中。四、沁水盆地煤层气的分布沁水盆地按煤层气的富集单元可分为：沁南极富气区、 东翼斜坡带富气区，西翼斜坡带低富气区、西山低富气区 和高平晋城低富气区。沁南极富气区：是指文王山断层以南，浮山断层以东 和晋获大断层以西的广大地区，南部以煤层风化带为界限。 该区总体构造形式是呈向

4、北的单斜，主要构造为北北东和 南北向的宽缓褶皱，地层倾角一般为510，煤层埋 深在300-1200m之间，煤层气含量在15.3-24.46m3/t （无 烟煤），该区是我国煤层气勘探程度较高的地区之一。KrrdJ所也H梁山降k图4沁水盆地煤俱气聚集箪元划分五、沁南富气带的开采沁南区域（沁水县）目前有：华北油田、中联、蓝焰、 格瑞克、亚美等多家单位在开采。华北油田煤层气从2006年5月29日成立到2011年 6月4日，五年累计钻直井1168 口，水平井68 口，建成 1座煤层气处理中心，2座变电站，6座集气站，日外输 气量达到155万立方米。至2011年8月，格瑞克公司和中联公司合作，在其 合同

5、区域范围已施工抽采井69 口，投产运行井57 口，年生产能力达1300万方。蓝焰公司成立于2003年8月16日，到2011年8 月，已施工抽采井2000余口，排采运行井数1037 口（其 中沁水县内施工914 口，投产运行井680 口），日外输气 量200多万立方米，年生产能力达8亿方。目前，公司 累计建设完成煤层气地面抽采井3000余口，日抽采气量 突破330万立方米，单井日产气量平均1000多立方米。至2011年8月，中联公司在沁水县范围内勘查面积 538.2平方公里，已施工抽采井322 口，投产运行井205 口，年生产能力达1.35亿方。至2011年8月美中能源有限公司和中联公司合作，

6、在其合同区域范围施工抽采井13 口，投产运行井6 口（均 为高产水平井），年生产能力达5500万方。目前单口井平 均日产量在10000立方米以上。六、井型与成本煤层气抽采井按井斜角度不同，主要分为直井、水平 井（水平井又叫定向井，包括一般水平井、多分支水平井、 U形井）两类。目前斜井、丛式井也已经在亚美的马必项 日进行排采作业。直井成本：中石油煤层气公司总经理接铭训称：“打一口 井包括建外输管道等的投入为180-200万元”。日产气量 约为1000-3000立方米，服务年限一般为10到15年，井 距约300米左右。水平井成本：水平井约在1平方千米至2平方千米范围内 布置一口，每口水平井投资约为

7、1000-2000万元，日产气 量约为几千方到几万立方米，服务年限为7-10年。七、煤层气的产出煤层气的产出过程是：解吸、扩散、渗流；从马必丛式井的排采产量看：同一区域的单井产量是不一 样的，有高有低，高低相差千方气量，这说明产气量与地 质结构、钻井角度、方向、定位、压裂等有很大关系。单井按产量又可分为低产井、高产井、上升井、下降 井。气产量相对较高的井，煤储层渗透率通常位于 0.2x10-34.0x10-3m之间；如果煤储层渗透率低于 0.2x10-3m，煤层气井的产气量一般较低，渗透率过低， 煤储层泄压速度和煤层气解吸速度将会过低，压降漏斗（抽排）范围有限。一般认为当煤层渗透率大于10x1

8、0-3m 时，煤层的产气量较低。煤层越厚，产气量越高煤储层含气量与含气饱和度高的井产气量高。如地质 结构中含气量19m3/t和含气量24m3/t产气量是不一样 的。沁水盆地含气饱和度大于70%通常为高产气井，含气 饱和度小于60%时主要为低产井。煤储层压力与临界解吸率。一般情况下，煤层原始压 力高，表明其保存条件好，煤层含气量就高，气井产量也 高。沁水盆地煤储层压力主要分布在210MPa,但也有 个例，储层压力达到6MPa，但产气量小于1000m3/d；临 界解吸率压力值越大，意味着煤层能释放更多气量，解吸 压力与储层压力越接近，解吸时间越早，有效解吸区域越 大，则产量越高。八、煤层气地面工艺

9、由于沁水煤层气具有单井产量低、初期产量低、井口 压力低甲烷含量高、基本上不含重烃和硫份以及生产周期 长的特点，采用常规的天然气集输工艺也不能使用煤层气 的合理开发。因而华北油田做了大量的研究与实践工作， 确定了 “井口-采气管网-集气站-中央处理厂-外输”适合 煤层气集输的总工艺。采用低压集气、单井简易计量、多 井单管串接、二次增压、集中处理等适合于煤层气地面工 艺技术，简化了工艺流程，降低了工程投资。低压集气工艺：按井口压力0.2-0.5MPa、进站压力大于等 于 0.050.15MPa单井产量(0.180.28) x104m3/d 建立 计算模型。管线埋深在最大冻土层下，防止形成水合物。

10、单井简单计量工艺：华北油田通过对计量精度、适合现场 计量和操作需要及费用把几种流量计依次串接做选型试 验，通过比对认为旋进流量计各方面比较适合。多井单管串接工艺：通过采气管线把相邻的几口气井串接 到采气干线，简化了采气管网系统建设，降低了投资和运 行费用。脱水增压的处理工艺：先脱水后增压的工艺装置一次投资 高，脱水再生负荷大，运行费用高，设备体积大，占地面 积大，工艺管线管径大。而先增压后脱水避免了以上弊病 并且能节约投资降低能耗。九、煤层气的后期处理煤层气开采集输后通过以下方式进行处理：A通过管网外 输；B进行就地液化变成LNG； C通过加压站给汽车加气 CNG； D通过燃气发电机发电入网总

11、结：A煤层气只有经过地震、开发地质评价、直井压裂和裂缝 监测、煤层绳索取心和实验室分析、多分支水平井开发、 排采工艺、煤层气地面集输处理等一系列的工艺研究和 改进，才能取得很好的效益。B影响煤层气井的生产能力主要1、地质影响2、煤层储 藏结构3、钻井技术4、压裂工艺5、“解堵”的时间节 点及方法C煤层气生产能力的控制是一个地质控制、工程控制（钻 井、完井、压裂）、排水管理的综合结果。其中地质控 制是一个关键因素，它控制煤层气井的生产能力。D地面管网的优化是节约成本的关键措施。参考资料：沁水盆地煤层气地面工艺集输沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素 沁水盆地煤地质与煤层气聚单元特征研究 关于沁水县煤层气发展情况的调研与思考 沁水县煤层气产业发展情况简介煤层气勘探方法与技术煤层气产能因素分析王红霞等2008年刘人和、刘飞等2008年5月李增学等2005年3月沁水县副县长 张号2011年8月2011年3月第2稿（豆丁网）中石油煤层气有限公司2009年4月 李亭