沁水煤层气开采与集输.docx

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沁水煤层气开采与集输

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。

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。

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。

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。

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，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。

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0.2x10-3～4.0x10-3µm之间；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2～4m3/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2～10MPa,，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

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0.05—0.15MPa\单井产量（0.18—0.28）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。

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王红霞等2008年

沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素刘人和、刘飞等2008年5月

沁水盆地煤地质与煤层气聚单元特征研究李增学等2005年3月

关于沁水县煤层气发展情况的调研与思考沁水县副县长张号2011年8月

沁水县煤层气产业发展情况简介2011年3月第2稿（豆丁网）

煤层气勘探方法与技术中石油煤层气有限公司2009年4月

煤层气产能因素分析李亭

（注：

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