沁水煤层气开采与集输.docx

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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

2、吕梁山隆起，南有中条山隆起，北有五台山隆起。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。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。一、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

3、90%左右，此外瓦斯中还含有少量的二氧化碳、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面上，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。一、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

4、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5°～10°，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。一、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15

5、5万立方米。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

6、，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，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。一、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目进行排采作业。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

7、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。一、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0.2x10-3～4.0x10-3µm之

8、间；如果煤储层渗透率低于0.2x10-3µm，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10x10-3µm时，煤层的产气