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沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识田炜;王会涛【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)006【摘要】近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因.为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识:①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”(解吸性、扩散性和渗透性);不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关.【总页数】7页(P117-123)【作者】田炜;王会涛【作者单位】中国石油华北油田公司;中国石油华北油田公司【正文语种】中文【相关文献】1.沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析 [J], 胡秋嘉;李梦溪;乔茂坡;刘春春;刘世奇;樊彬;桑广杰;闫玲2.沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考 [J], 赵贤正;朱庆忠;孙粉锦;杨延辉;王勃;左银卿;申建;穆福元;李梦溪3.沁水盆地南部高阶煤层气成藏规律与勘探开发技术 [J], 赵贤正;杨延辉;孙粉锦;王勃;左银卿;李梦溪;申建;穆福元4.华北油田高阶煤煤层气勘探开发关键技术获突破 [J], 张立5.沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝有效性及对煤层气开发的影响 [J], 史今雄;曾联波;谭青松;王继鹏;张云钊;李宏为因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地晋城斜坡煤层定向施工新思路沁水盆地煤層气资源丰富，是我国第一个煤层气商业开发效果较好的区块。
华北油田在该区块完成多口分支水平井，但分支水平井产量一直未达到预期效果，且施工难度大，卡钻、断钻具事故频传，为了探索分支水平井开发煤层气的新技术，在对煤层气水平的实施工艺和效果进行了深刻剖析后，对其轨迹控制技术难点和关键技术的新思路进行讨论，并得出几点认识。
标签：煤层气羽状分支井;工艺简介;新思路随着能源形势的日趋严峻，近些年煤层气的开采利用逐步得到各国的重视。
中国煤层气钻井技术起步较晚，长期以来基本沿用国内常规油气钻井技术，到目前为止，我国煤层气产业仍处于产业化初期阶段，开发利用程度还处于低位。
要实现我国煤层气的大规模发展，除了急需对我国煤层气储量进行新的勘探外，还需要对特殊地质条件的钻井、完井、排采等关键技术进行攻关，多快好省的进行煤层气的钻采开发。
由此激发了我从职业角度对煤层气羽状分支井轨迹控制新思路的探索。
1、煤层气多分支水平井施工工艺简介煤层气多分支水平井是集钻井、完井与增产措施于一体的综合钻井技术。
由于需要本文只介绍钻井及部分完井措。
施所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，同时在距主水平井井口200 m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通，用于排水降压采气之需要，（1）直井及洞穴技术直井一开井段用311.1 mm钻头钻进，钻穿基岩风化带15 m后，下244.5 mm 表层套管，封固地表疏松地层，下表层套管固井，固井水泥返至地面。
二开井段用215.9 mm钻头钻进，钻穿目的煤层底界以下50-60 m完钻。
下人177.8 mm生产套管固井，其中煤层段下玻璃钢套管，注水泥封固至地面。
为了实现水平井与直井在煤层中成功对接并且建立气液通道，需要在直井的煤层部位造一洞穴，洞穴的直径一般为0.5-1.5m，高为2-4m。
目前主要有水力造穴方式、机械工具造穴方式和爆破造穴方式。
煤层气集输工艺流程设计下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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煤的煤层气开采与利用煤层气是指在煤矿开采过程中，由于地下煤层内煤体的热解和气体吸附释放而形成的一种可燃气体。
它是一种清洁能源，具有广泛的应用前景和巨大的经济价值。
本文将从煤层气的开采技术、利用途径和发展前景等方面进行探讨。
一、煤层气的开采技术煤层气的开采技术主要包括钻井、煤层气抽采和煤层气集输等环节。
首先，通过钻井技术进入煤层，获取煤层气的信息。
然后，利用煤层气抽采技术，将煤层气从煤层中抽出。
最后，通过煤层气集输技术，将煤层气输送到使用地点。
目前，煤层气开采技术已经相对成熟，但仍存在一些挑战。
例如，煤层气抽采过程中会产生大量的煤层水，对环境造成一定的影响。
因此，如何有效处理煤层水成为煤层气开采过程中的一个重要问题。
二、煤层气的利用途径煤层气的利用途径主要包括发电、供热和化工等领域。
首先，煤层气可以用于发电，通过燃烧煤层气产生蒸汽驱动发电机发电。
这种方式不仅能够提供电力，还能减少对传统煤炭资源的依赖，减少环境污染。
其次，煤层气还可以用于供热。
煤层气的热值高，可以作为供暖燃料使用。
这对于一些寒冷地区来说，是一种非常有效的供热方式。
同时，利用煤层气供热还可以减少对天然气等传统能源的需求，提高能源利用效率。
此外，煤层气还可以用于化工领域。
煤层气中含有丰富的甲烷等有机物，可以作为化工原料进行加工利用。
例如，可以通过甲烷制取合成气，再进行合成氨、合成甲醇等化工产品的生产。
三、煤层气的发展前景煤层气的发展前景十分广阔。
首先，煤层气是一种清洁能源，相对于传统煤炭资源的开采和利用，煤层气的碳排放量要低得多。
因此，煤层气在应对气候变化和保护环境方面具有重要意义。
其次，煤层气的储量丰富。
中国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，煤层气的储量也非常庞大。
据统计，中国的煤层气资源储量约为3000亿立方米，占全球总储量的30%以上。
这为煤层气的开采和利用提供了巨大的潜力。
另外，煤层气的利用还能够促进地方经济发展。
煤层气开采和利用需要大量的投资和人力资源，可以带动当地就业和经济增长。
煤层气开采与集输工艺研究煤层气，又称为煤层甲烷，是一种非常规天然气，其主要成分为甲烷。
煤层气的开发利用对于能源安全、环境保护以及气候变化等方面具有重要意义。
然而，煤层气开采与集输工艺的研究仍面临许多挑战，如低渗透性、水气共存、地层复杂等多方面问题。
本文将探讨煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题，并提出可能的改进途径。
近年来，国内外学者针对煤层气开采与集输工艺进行了广泛研究。
在开采方面，主要有水力压裂、注气增产等工艺技术。
其中，水力压裂通过将高压水流注入煤层，使煤层产生裂缝，从而提高煤层气的产量。
在集输方面，主要有管道输送、压缩天然气（CNG）输送等技术。
管道输送具有高效、节能、安全等优点，但建设成本较高；CNG输送则适用于远距离运输，但压缩效率较低。
然而，煤层气开采与集输工艺在实际应用中仍存在诸多问题。
水力压裂虽然可提高产量，但易导致煤层过度压裂，影响煤层稳定性。
管道输送过程中易出现泄漏、堵塞等问题，需要加强维护管理。
CNG输送的压缩效率较低，导致运输成本较高。
本文采用文献综述和实验研究相结合的方法，对煤层气开采与集输工艺进行研究。
收集国内外相关文献资料，系统梳理煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题。
然后，设计并进行集输工艺实验，通过模拟不同工况条件下的集输过程，对管道堵塞、泄漏等问题进行检测和评估。
实验过程中采用先进的测量仪器，确保数据的准确性和可靠性。
运用统计分析方法对实验数据进行处理和分析。
实验结果表明，在煤层气开采过程中，水力压裂可显著提高煤层气的产量，但同时可能导致煤层稳定性的降低。
集输过程中管道易发生堵塞和泄漏，严重影响集输效率。
针对这些问题，本文提出以下改进途径：优化水力压裂技术，控制压裂液的成分和注入量，以减少对煤层的损害，提高煤层稳定性。
加强管道维护管理，定期进行巡检和检测，发现泄漏、堵塞等问题及时处理。
结合CNG输送技术，提高压缩效率，降低运输成本，适用于远距离运输。
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。
