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煤层气勘探开发概述煤层气（Coalbed Methane）储层参数，主要包括煤的等温吸附特性参数、煤层气含量、渗透率、储层压力、原地应力，以及有关煤岩煤质特征的镜质组反射率、显微组分、水分、灰分和挥发分等，相应的测试分析技术有：煤的高压等温吸附试验（容量法）、煤层气含量测定、煤层气试井和煤岩煤质分析等。煤的高压容量法等温吸附实验，是煤层气资源可采性评价和指导煤层气井排采生产的关键技术参数，等温吸附数据测定准确性，直接关系到煤层气开发项目的成败和煤层气产业的发展。许多研究表明，煤是具有巨大内表面积的多孔介质，象其它吸附剂如硅胶、活性碳一样，具有吸附气体的能力。煤层气以物理吸附方式储存在煤中，主要证据有：甲烷的吸附热比气化热低23倍（Moffat Weale，1955；Yang Saunders，1985），氮气和氢气的吸附也与甲烷一样，这表明煤对气体的吸附是无选择性的；大量试验也证明，煤对气体吸附是可逆的（Daines，1968；Maver等，1990）。结合国内外资料，推荐吸附样粒度为6080目。煤的平衡水分当煤样在温度30、相对湿度96%条件下，煤中孔隙达到水分平衡时的含水量。测试平衡水平的主要目的是：恢复储层条件下煤的含水情况，为煤的吸附实验做准备。煤层气含量指单位重量煤中所含的标准状态下（温度20、压力101.33kpa）气体的体积，单位是cm3/g或m3/t。它是煤层气资源评价和开发过程中计算煤层气资源量和储量、预测煤层气井产量的重要煤储层参数之一。煤层气含量的测定方法大体上可分为两类：直接法（解吸法）和间接法（包括等温吸附曲线法和单位体积密度测井法）。在直接法中，保压取心解吸法是精确获得原地煤层气含量最好的方法。直接法的基本原理煤心煤样的煤层气总量由三部分气体量构成：一是损失气（lost gas）,二是实测气（measured gas），三是残余气（residual gas）。损失气量估算主要采用美国矿业局直接法（USBM法），该法假设煤中气体解吸可理想化地看作球形煤粒中气体在恒温下扩散，可以用扩散方程来描述，球形煤粒内气体的初始浓度为常数。Grank(1975)给出了各种不同几何形态和边界条件的扩散方程的解。其解析解表达式为：Gcm=203.1Gci-Gcl式中 Gcm累计实测解吸气含量，cm3/gGci初始气含量，cm3/gD扩散系数，cm2/sR煤粒的特征扩散距离，cmGcl损失气含量，cm3/g该解吸解表达式表明，早期的累计解吸气量与时间平方根成正比，这就是估算损失气量的理论依据。不过，大约20%以上的吸附气体解吸逸散后，这种估算损失气量的方法所依据的数学意义就变得不准确了。USBM法确定的零时间起点与钻探取心时使用的循环液的类型有关。当用清水或泥浆时，零时间认定为煤心被提升到一半孔深的时刻，即认为煤心被提升到一半孔深时气体开始解吸逸散，在这种情况下，损失气时间为提钻时间的一半加上在地面煤心煤样装入解吸罐之前的处理时间；提钻时间和状罐时间越短，估算的损失气量越准确。如用空气或泡沫钻进时，损失气时间被定义为取心时间、提钻时间和地面煤心煤样装入解吸罐之前的处理时间的总和，当损失气量不超过总解吸气量的20%时，直接法所测得气含量数据比较准确。采样原则：应该采用绳索取心工具采取煤层气含量测定的煤心煤样，以便缩短采样时间，采样时间是指用于气含量测定的煤样从割心到被装入解吸罐所用的实际时间。从割心到煤样提到井口所用的提心时间不得超过规定时间，即：煤层深度小于500米的，提心时间不得超过10分钟；煤层深度5001000米的，提心时间不得超过20分钟；煤层深度大于1000米的，提心时间不超过30分钟。样品到达地面后，必须在10分钟内装入解吸罐密封。每次装罐的煤样质量不得少于800克（要求装入罐中的煤样，达到距罐口1厘米处）。如果煤心采取率不足又需要采样测定时，最低采样重量不得少于300克，只做解吸测定，在备注中说明结果仅供参考。如果装入解吸罐的煤样量不足，可在装样前在罐中先放入充填料，以减少罐中死体积对测定结果的影响。装罐结束后第一次测定时间5分钟。时间间隔要求是，第一个小时内的测定时间间隔为5分钟，第二个小时内的测定时间间隔为10分钟，第三个小时内的测定时间间隔为15分钟，第四个小时内的测定时间间隔为30分钟，第六小时至第八小时内的测定时间间隔为60分钟。连续解吸8小时后，可视解吸罐的压力表表压确定适当的解吸时间间隔，一般每隔24小时解吸一次。当自然解吸持续到连续7天、且每天平均解吸量小于或等于10cm3时，结束自然解吸测定工作。煤层气气含量测定结果有两种表达式形式，一是空气干燥基气含量，另一是干燥无灰基气含量。空气干燥为解吸罐内剔除夹矸和杂物后空气风干的样品重量。干燥无灰基为空气干燥基重量减去灰分、水分重量。煤层气储层参数主要是指煤储层的渗透率、储层压力、调查半径、表皮系数和原地应力等参数。煤层气试井目前主要采用注入/压降试井方法求取渗透率、储层压力等煤储层参数并用注入/关井的方法求取煤储层的原地应力。试井内容及获取参数储层参数主要是指煤层的渗透率、储层压力、调查半径、表皮系数和原地应力等参数，这部分测试内容见下表。储层参数测试项目及获取参数测试项目获取参数备注注入/压降渗透率(K)、储层压力(Pi)、储层压力梯度、表皮系数(S)钻遇测试（裸眼、套管）原地应力测试碎裂压力(Pb)、破裂压力梯度、应力(Pc)、应力梯度原地应力原始的地层应力也即裂缝的闭合压力。分析裂缝闭合压力有两种方法，一为双对数法，二是时间平方根法。双对数法是对压降数据作lgplgt曲线，在该曲线上找出一条1/2斜率直线，偏离该斜率线的点的压力为裂缝闭合压力；时间平方根法是对压降数据作Pws关系曲线，在压降的初期出现一直线段，偏离该直线的点对应的压力为裂缝闭合压力。煤层气试井分析中所用的物性参数有：水粘度（w）、水体积系数（Bw）、水压缩系数（Cw）、煤孔隙压缩系数（Cf）、煤孔隙度（）、综合压缩系数（Ct）等；如果测试出现两相流，还应考虑气体的物性参数。其中Ct =Cw Cf 。煤层气试井结果的应用煤储层的渗透性是影响煤层气可采性的关键参数之一，在资源评价和选区中具有重要作用。煤层是一种典型的双重孔隙介质，包括基质孔隙和割理孔隙。由于基质孔隙平均直径通常小于20A，渗透率很低，为10-910-12m2，可视为零；而割理系统的渗透率一般一0.110-35010-3m之间。从煤层气排水降压采气原理出发，依据现代煤层气技术理论，以割理系统的渗透率（k值）来评价煤储层的渗透性。渗透率的大小直接影响水和气在煤层中运移难易程度。煤储层从宏观上来说，具有均一性，但从微观的角度来分析，煤层具有各向异性。据张群十几年试井测试的结果统计，我为煤层渗透率值变化于0.00210-3m23010-3m2，变化范围很大，两极值相差4个数量级，其峰值分布在0.0510-3m2510-3m2范围内。这种状况是煤层渗透性的不均一性的具体体现，出显示出我国煤层气开发条件这复杂性和多样性。储层压力是煤层气的重要参数之一，其在成煤过程中直接控制着煤储层吸附气体的含气量（含气饱和度），在开发过程中直接影响排采过程。储层压力是指储层孔隙中流体（油、气、水）的压力。一般来说储层压力是流体流动的动力，储层压力越高越有利于排采。煤层气是一种由煤层生成并主要以吸附状态储集于煤层中的非常规天然气，它的主要成分是甲烷，一般占9598%，故称之为煤层甲烷。天然气是一种混合气体，其主要成分是甲烷。常规天然气中的气田气是指产自天然气藏的纯天然气，其中甲烷含量一般不少于90%，还含有少量的二氧化碳、硫化氢、氮及微量的氦、氖、氩等气体。常规天然气中的干气是指每基方井口流出物中，C5以上重烃液体含量低于13.5cm3的天然气。煤层气的加工和处理主要包括煤层气的脱水、脱硫、除尘等净化过程。在某些区域的煤层气中有H2S、CO2和有机硫化合物，这三者又通称为酸性组分（或酸性气体），这些气相杂质的存在会造成金属材料腐蚀，并污染环境；当煤层气作为化工原料时，它们还会导致催化剂中毒，影响产品质量；而CO2含量过高，则使气体的热值达不到要求。因此，煤层气脱硫的目的是按不同用途把气体中的上述杂质组分脱除到要求的规格。气体脱硫是一种很古老的工艺，19世纪末英国已开始用干式氧化铁法从气流中脱除硫化物，但它成为一个独立的工业分支则是在本世纪30年代醇胺类溶剂应用于气体脱硫以后；经60多年的发展，国内外报导过脱硫方法有近百种，这些方法可分为干法和湿法两大类，干法脱硫目前工业上已很少应用，湿法脱硫按溶液的吸收和再生方法，又分为化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法三种类型。压缩煤层气（CNG）、液化煤层气（LNG）。煤层气由吸附气、游离气、水溶气三部分组成已得到煤层气工作者的公认。固溶气（体）可能与天然气水合物可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来，固溶气（体）亦是煤层气的一种重要赋存方式。煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽采的有利部位。煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成的三元结构系统，在排水降压开发煤层气的过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气水的运移也相应地存在着三级渗透场，即宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）煤层气的层流紊流场、显微裂隙系统煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统煤层气的扩散场。扩散作用又包括整体扩散、克努森型扩散和表面扩散，渗流亦存在达西线性渗流和非线性渗流。煤层气开发，上述三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。储层压力中的小压气压的关系：煤储层流体压力由水压与气压共同构成。我国煤储层压力构成复杂，气压占有较大比例，不同压降阶段，煤层气、水产能不同，在总体衰减的趋势下呈跳跃性、阶段性变化。水动力势是煤层气富集和开发的最活跃因素，是储层压力或地层能量的直接反映和主要贡献者；水的不可压缩性对裂隙直支撑作用，水动力又是煤储层渗透率的维持者。我国中、高煤级煤层为相对隔水层，煤层本身的水体弹性能较低，气体弹性能较高。处于封闭系统的煤储层，其水压等于气压，处于开放系统的煤储层，其储层压力等于水压与气压之和。煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系控制了煤层甲烷的解吸、扩散和渗流特征，是目前煤层气开发急待解决的关键科学问题。煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应，三种效应综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化。由于地应力梯度（我国通常1.6MPa/100m左右）大于储层压力梯度（正常压力梯度为0.98MPa/100m），因此，随煤层埋深的增加，煤储层有效应力增大，煤储层渗透率降低。我国沉积盆地深部的煤层气资源量巨大，埋深在15002000米之间的煤层气资源量占2000米以浅总资源量35.44%。我国拥有中新生代含油气盆地373余个，盆地面积占我国国土面积的74%左右，其中大多数大中型盆地均为煤油气共生盆地。由于翻译原因，我为煤炭工业界一直将涌入煤矿巷道内的煤层气称之为瓦斯，事实上，煤矿瓦斯除煤层气组分外，还有采矿活动所产生的氮气、二氧化碳等空气组分以及一氧化碳、二氧化硫等的气体组分。由于煤层气的独特赋存状态（以吸附态为主）、非常规储层（典型的自生自储、多重孔渗的有机储层）和产出机理（排水降压解吸采气），在油气资源分类中将煤层气划归为“非常规天然气”（Unconventionality Natural Gas）。煤层气资源的显著特点主要体现在以下二个方面：1、以吸附态为主要赋存状态是煤层气资源的最突出特点对常规天然气来讲，赋存状态取决于储层特性和赋存条件，其储层以砂岩、灰岩为主，赋存于空隙之中，在常规的压力和温度条件下，主要呈游离态；而煤层气则是赋存于煤层之中，由于煤层是一种特殊的储层，对甲烷具有极强的吸附能力，故以吸附态为主。煤对甲烷的最大吸附容量约在1050立方米/吨之间，通常用Langmuir体积来表征。事实上，在原地储层条件下的煤层气主要为吸附态甲烷早已被大量的等温吸实验（图1）和煤层气开发实践所证实。其证据有三：a、通过将实测煤层气含量数据与等温吸附实验所获得的理论吸附量进行对比发现，绝大多数样点的煤层气吸附饱和度处于吸附欠饱和或接近吸附饱和状态，很少有吸附过饱和状态，这一事实充分证明煤层气的赋存状态以吸附为主。b、尽管煤层气孔隙及裂隙中充满了水，但水溶甲烷量相对实测煤层气含是值而言是微不足道的。水对甲烷的溶实验表明，在通常煤储层温度、压力和矿化度条件下，每升水所能溶解的甲烷也不过0.053.11升（表1）。若煤层孔隙按30%（此假设值远大于实际情况）计算，每吨煤最多也只有0.25立方米的水；用最大溶解度3升/升计算，表1 不同温度、压力和不同矿化度条件下水对甲烷的溶解度水的条件矿化度（g/l）温度压力（kg/cm3）1020305070100150蒸馏水200.430.510.941.531.832.453.11400.430.510.891.291.652.122.88600.470.600.931.291.632.122.69800.460.740.911.331.592.042.420.5200.210.631.041.421.972.382.83400.220.450.751.291.612.262.17600.350.580.751.031.341.742.38800.580.870.971.301.532.052.501.05200.150.440.721.241.602.182.73400.210.430.631.151.432.022.57600.310.560.681.031.391.842.54800.450.891.081.311.502.062.632200.050.370.671.141.602.002.05400.220.380.600.971.341.522.02600.310.490.741.071.351.752.29800.500.710.831.281.541.782.476200.100.340.701.231.572.052.52400.220.360.640.991.351.742.25600.320.560.791.101.431.902.26800.640.861.051.421.762.202.3630200.130.240.601.031.431.841.98400.200.390.600.921.301.611.79600.250.580.740.981.291.641.90800.510.830.921.311.421.952.3160200.100.280.330.901.121.471.96400.200.320.470.731.021.321.60600.220.500.640.881.121.531.76800.460.840.891.141.561.641.97吨煤最多溶解甲烷只不过是0.75立方米。c、煤层气开发实践进一步证实煤层气以吸附为主的赋存特点。绝大多数煤层气生产井在排水降压之后才开始产气的，不具备游离气产出的特征。2、煤层气是一种典型的自生自储式非常规天然气资源煤本身是一种有机碳含量极为丰富的有机源岩，在其成岩、煤化过程中生成大量的烃类物质，其中以甲烷为主。由于煤本身所具有的极强的吸附性能，加之甲烷与煤的有机质又具有较强的亲和力，因此煤的演化过程中所生成的甲烷气体被吸附在煤的不同级别的各类孔隙的内表面，以吸附态赋存于生煤层之中。这一演化、生气、吸附过程使得煤层气在一定的温度和压力条件下得以富集。煤层气勘探原则1、充分反映煤层气的特殊地质规律；2、有利于中国煤层气产业的成长和发展；3、科学性、实用性和可操作性。勘探阶段的划分严格地说，煤层气的勘查没有明显的阶段划分，最适合进行蔓延式、滚动勘探开发。根据煤层气的具体特点，将其勘探划分为战略选区、区域勘探及区块开发三个阶段。三个阶段的主要目的是：战略选区：通过研究煤田勘查与生产及邻区煤层气田地质与工程资料确定煤层勘查靶区。区域勘探：根据选区成果，通过部署和实施煤层气钻探或（和）物探及排采试验工程进行关于煤层气产能与可采性的专门勘探，根据地质认识程度和工程的控制获取勘探区块煤层气储量。1）实施专门的煤层气钻探和（或）物探工程获得含煤性、含气性及相关的储层参数。2）通过单井排采实验初步了解煤层气产能。3）通过实施单井或小井网先导开发试验获取开发技术条件下的井网优化参数和产能、可采性情况。区块开发：经过了勘探认识以后，煤层气储量已经得到了落实，并且已经进行了可行性研究，证明了开采煤层气地质、技术及经济可行性，即可进入开发阶段。煤层气的开发是指在勘探区域内，按照设计的开发方案部署了一定井距的开发井网后进行的煤层气资源的正式开采活动。煤层气通常进行滚动式勘探开发，这是由于煤储层不均质性较强，煤层气井需要足够的时间解吸，并通过井网实现干扰达到增产的目的。因此，煤层气一般适合在探明了一个区块后首先开发这个区块，并向四周滚动不断扩大开发面积。勘探方法在煤层气田开发周期中，要遵循的是选区勘探开发试验三个阶段。第一阶段的任务是生产潜力评价，这一任务包括两步：（1）具有开发潜力区的地质条件评价；（2）参数井的施工和评价。目的是预测产能、确定有开发潜力的区块。第二阶段的主要任务是进行先导性试验。在参数井不能为井田开发提供足够资料的情况下，进行先导性试验。目的是确定煤层气井的产能，验证第一阶段参数井提供的气含量和渗透率，评价干扰效应对生产动态的影响。储层模拟是估计产能的最有效工具。先导性试验期一般为6到12个月，或直到观测到明显的井间干扰为止。为了取全、取准资料，必须保持井的持续生产，尽量减少停排时间。先导性试验中得到的生产和试验数据，通过历史拟合可估算第一阶段难以确定的储层参数，并进一步精确预测储层的长期生产动态。这些参数包括：渗透率各向异性、相对渗透率关系、连通裂隙系统的孔隙度、孔隙的压缩率、初始含水饱和度等。第三阶段的主要任务是进行开发试验。在储层的生产潜力确定后，就可以进入开发。在这个阶段，可进行准确的储层描述，通过进行先导性试验井数据的历史拟合资料和综合的储层描述，调整设计井距、完井方式以及生产设备选型。项目开发试验就要以优化生产过程、提高项目的经济效益为目的，包括建立和使用信息管理系统，采集现场资料，以最小井底压力生产以及采用强化采收技术等。开发试验主要内容有：优化井间距设计和激励设计、选择生产设备、开发测试设计等。综上所述， 典型的煤层气项目勘探开发各阶段的作业任务和目的如表2。表2 各阶段的作业和目的表阶段作业任务目 的1生产潜力评价A 地质评价B 参娄数井评价确定目标区资源和潜力确定储层参数和评估井的产能2先导性试验确定煤层气生产潜力和开发战略3开发试验优化设计方案、提高项目经济效益煤层气资源/储量的分类和分级储量的获得主要依赖两个途径，其一为天然地层能量；其二为改进开采方法提高采收率；对煤层气来说，第二条途径相对来说比常规天然气更为重要。因此，每个勘查阶段与储量并不是一一对应的关系。煤层气储量的分类以在特定的政策、法律、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则，在不同的勘探阶段通过技术经济评价，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的三大类。分级以煤层气资源的地质认识程度作为基本原则，根据勘探开发工程控制和地质认识程度的不同，将煤层气资源量划分为待发现和已发现的两级。已发现的煤层气资源量，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的、控制的和探明的三级。可采储量可根据所在的地质储量确定相应的级别，是地质储量的可采部分，是表3 煤层气探明地质储量计算关于工程量控制的要求构造复杂程度煤层稳定程度基本井距（m）类特点型特点第类构造简单1、煤系产状平稳2、简单的单斜构造3、宽缓的褶皱构造第一型煤层稳定。煤厚变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化。3.0-4.0第二型煤层厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭。2.0-3.0第三型煤层不稳定。煤层厚度变化很大，且有明显的变薄、尖灭或分叉现象。1.5-2.0第类构造较复杂1、煤系地层产状平缓，但具有波状起伏；2、煤系地层呈简单的褶皱构造，两翼倾角较陡，并有稀疏断层；3、煤系地层呈简单褶皱构造，但具有较多断层，对煤层有相当的破坏作用。第一型煤层稳定。煤厚变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化。2.0-3.0第二型煤层厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭。1.0-2.0第三型煤层不稳定。煤层厚度变化很大，且有明显的变薄、尖灭或分叉现象。0.5-1.0第类构造复杂1、煤系地层呈紧密复杂褶皱，并伴有较多断层，产状变化剧烈；2、褶皱虽不剧烈，但具有密集的断层，煤层遭受较大破坏；3、煤层受到火成岩侵入，使煤层受到严重破坏。第一型煤层稳定。煤厚变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化。1.0-2.0第二型煤层厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭。0.5-1.0第三型煤层不稳定。煤层厚度变化很大，且有明显的变薄、尖灭或分叉现象。0.5指在现行的经济条件和政府法规下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中尽可最终采出的煤层气数量。煤层气资源/储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系见表3。煤层气勘探开发技术进行煤层气勘探评价过程中，有两方面的参数最重要，即原地地质储量和储层产气能力。为了对煤层气地质储量和产气能力做出有价值的估算，需要详细和精确的地层评价数据，这些数据被用来进行资源量/储量计算、储层数值模拟和产量预测。在地层评价中主要储层参数是：煤层气含量、原始储层压力、渗透率、等温吸附特性，它们取决于煤岩基质特性和天然裂隙系统的特性两个方面。因为煤层气的产出是首先从煤基质中解吸、扩散、运移到天然裂隙，然后通过裂隙到达井筒，因此，控制煤层气储集能力的储层特征主要与煤基质有关，控制气体流动的特征主要与天然裂隙有关。煤层气储层参数测定方法为了评价、测定煤层气资源量及煤层气开采性，必须测定煤基质和天然裂隙系统的特性，常用估算测试方法如表4、5所示。表4 煤岩基质特性测定特 性测定方法备 注储集能力实验室等温吸附曲线测定吸附体积煤心解吸试验气成分煤心解吸试验或生产井采样测定储层几何形态测井、录井及煤心数据或地质分析扩散率煤心解吸试验表5 天然裂隙系统特性测定特 性测定方法备 注储层压力试井、静压测量储层绝对渗透率试井储层相对渗透率数值模拟、实验室煤心测定有效厚度录井、测井孔隙率数值模拟、实验室煤心测定孔隙体积压缩系数实验室煤心测定流体性质成分与流体性质测定或生产井采样测定抽排体积几何形态地质研究、数值模拟、产量历史拟合煤层气与常规天然气区别组分及其利用方面区别相同点1、气体成分大体相同：煤层气主要由95%以上的甲烷组成，另外5%气体一般是二氧化碳或氮气；而天然气成分也主要是甲烷，其余的成分变化较大。2、用途相同：两种气体均是优质能源和化工原料，可以混输混用。不同点1、煤层气基本上不含碳二以上的重烃，产出时不含无机杂质；天然气一般含有含碳二以上的重烃，产出时含无机杂质。2、在地下存在方式不同。煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中，而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中。3、生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力，使煤层气在煤层中解吸扩散流动采出地面，而天然气主要是靠自身的正压产出；煤层气初期产量低，但生产周期长，可达2030年，天然气初期产量高，生产周期一般在8年左右。4、煤层气又称煤矿井斯，是煤矿生产安全的主要威胁，同时煤层气的资源量又直接与采煤相关，采煤之前如不先采气，随着采煤过程煤层气就排放到大气中，据有关统计，我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿立方米以上，而天然气资源量受其他采矿活动影响较小。储藏方式区别煤层气藏与常规气藏储层特征及其储藏方式等具有一定差异性（表6）。表6 煤层气藏与常规气藏对比一览表类别常规气藏煤层气储层1、埋深有深有浅，一般大于1500米一般小于1500米2、资源量计算不可靠较可靠3、勘探开发模式滚动勘探开发或先勘探后开发滚动勘探开发4、储气方式圈闭，游离气吸附于煤系地层中（大部分）5、气成分烃类气体，主要是C1C495%以上是甲烷6、储层孔隙结构多为单孔隙结构双孔隙结构，微孔和裂隙发育 7、渗透性渗透率较高，对应力不敏感渗透率较低，对应力敏感8、开采范围在圈闭范围内大面积连片开采9、井距在，可采用单井，一般用少量生产井开采小，必须采用井网，井的数量较多10、储层压力超压或常压欠压或常压11、产出机理气体在自然压力下向井筒渗流，井口压力大需要排水降压，气体在压力下降后解吸，在微孔中扩散，然后经裂隙渗流到井筒12、初期单井产量高低13、增产措施一般不需要一定需要14、钻井及生产工艺较简单较复杂，需要人工提升排水采气煤层气藏的成因和保存条件分析1、煤层气的成因类型与形成机理植物体埋藏后，经过微生物的生物化学作用转化为泥炭（泥岩化作用阶段），泥炭又经历以物理化学作用为主的地质作用，向褐煤、烟煤和无烟煤转化（煤化作用阶段）。在煤化作用过程中，成煤物质发生了复杂的物理化学变化，挥发份含量和含水量减少，发热量和固定碳的含量增加，同时也生成了以甲烷为主的气体。煤体由褐煤转化为烟煤的过程，每吨煤伴随有280350立方米（甚至更多）的甲烷及100150立方米的二氧化碳析出。泥炭在煤化过程中，通过两个过程，即生物成因和热成因过程而生成气体。上述煤化过程生成的气体分别称为生物成因气和热成因气。（1）生物成因气生物成因气是指在相对低的温度（一般小于50度）条件下，通过细菌的参与或作用，在煤层中生成的以甲烷为主并含少量其它成分的气体。生物成因气的生成有两种机制，即二氧化碳的还原作用和有机酸（一般为乙酸）的发酵作用。尽管两种作用都在近地表环境进行，但根据组分研究，大部分古代聚集的生物气可能来自二氧化碳的还原作用。煤层中生成大量生物成因气的有利条件是：大量有机质的快速沉积、充裕的孔隙空间、低温和高pH值的缺氧环境。按照生气时间和母质以及地质条件的不同，生物成因气有原生生物成因气和次生生物成因气两种类型，两者在成因上无本质差别。（2）热成因气当温度超过50度，煤化作用增强，煤中碳含量丰富起来，而大量富氢和富氧的挥发份释放出来（去挥发份作用），其主要成分是甲烷、二氧化碳和水等。在较高温度下，有机酸的脱羧基作用也可以生成甲烷和二氧化碳。热成因气的生成一般分为早期阶段和主要阶段（也称晚期阶段）。（3）煤层气的组分与同位素组成特征Rice总结了世界各地煤层气的组分和同位素组成资料。从Rice的研究成果可以看出，世界各地煤层气的组分和同位素组成差异很大。气体中烃的组成用气体湿度（C2+即乙烷及其以上重烃百分含量）来表示，湿度介于070.5%之间。煤层气的同位素组成出有较大差异，甲烷的13C值分布范围很宽，在-8%1.68%之间；乙烷的13C值介于-3.29%-2.28%之间；甲烷的D值分布在-33.3%-11.7%之间；二氧化碳的13C值为-2.66%+1.6%。从煤样中解吸出的甲烷的13C值比开采气或自由（游离）气体中甲烷的13C值高出几个千分点。这是因为在解吸作用过程中，发生同位素分馏作用，13C富集到了解吸气体中。此外，在同一盆地中，变质程度相同的煤，其中的煤层气的组分和同位素组成也有变化。总之，煤层气是经过漫长的演化过程形成的。其组分和同位素组成受各种复杂因素的影响而不断发生变化，从而造成世界各地煤层气的组分和同位素组成千差万别。2、煤层气保存条件分析煤层气的保存条件主要是指盖层的封盖能力、水动力条件和构造运动等因素。地地质历史中，上述地质作用主要是通过改变地层的温压条件而改变吸附与解吸和吸附与溶解之间的平衡，控制地层中的煤层气赋存形式，从而影响煤层气的保存。煤层气藏与常规天然气藏不同：煤既是气源岩，又是储集岩。一般来讲，煤的生气量很大，从长焰煤开始，累积生气量都在50立方米/吨以上，Decker（1987）认为煤的生气量比其保存的气量要高810倍，也就是说煤的生气量远远超过现今各煤层的实际含气量（一般520立方米/吨），这主要是由于煤岩自身的吸附能力和保存条件的不同造成的。（1）较强的吸附能力是煤层气富集的前提煤层气以溶解气、游离气和吸附气三种方式赋存于煤层的双孔隙系统中：割理系统和微孔隙系统。割理孔隙度一般都是较小且被水充满，溶解气、游离气较少，煤层气主要以吸附状态赋存于煤的基质微孔中，吸附气占总含气量的9095%以上，正是由于煤的这种吸附特性决定了煤的储集能力。在地层条件下，吸附气、游离气和溶解气处于一种动态平衡过程中，在达到吸附平衡后，吸附量是压力和温度的函数。但煤对气体的吸附属于物理吸附，吸附与解吸是可逆的，当温度和压力条件改变后，吸附量也会改变：当压力下降或温度升高时，吸附气就会解吸，转化为游离气。同样，在地层水交替作用下，原有的平衡条件也会被打破而使吸附气越来越少。由于吸附气的活性较游离气和溶解气弱得多，更易保存，因此煤的吸附能力越强，吸附量越大，越有利于煤层气的保存。各种地质作用就是通过改变吸附与解吸及吸附与溶解的关系而影响煤层气的保存。（2）良好的封盖条件是煤层气保存的重要因素煤层气属于自生自储式，不需要初次运移，这就要求自生气开始，就需要有良好的封盖条件才能使煤层气得以保存。盖层对于煤层气藏的作用主要是维持吸附与解吸的平衡，减少游离气的逸散和减弱交替地层水的影响。泥页岩、盐岩、膏岩及致密碳酸盐岩等，如其透气性差，就可以形成良好的封盖层而有效地阻止煤层气的垂向运移，有利于煤层气的保存。煤层气通过盖层逸散主要有两种方式：一是渗流运移，另一是扩散运移。究竟以哪种方式运移主要由上覆岩层的封盖性能控制。上覆岩层如果是超超致密层，即良好的盖层，其排替压力大于煤层中流体剩余压力，具有良好的毛细封闭能力，则气体只以扩散方式运移，其运移速度是相当缓慢的，煤层气逸散量可用岩石的扩散系数等参数估算。当煤层中剩余压力大于上覆盖层排替压力时，气体则以渗流的方式运移，气体逸散速度与气体的有效渗透率及剩余压差有关，剩余压差越大或气体的有效渗透率越高，则逸散越快，此时主要是游离气体逸散，当煤中压力小于盖层的排替压力时，逸散即告结束，如果气源充足，此过程则重复进行，如超压很高则有可能产生微裂缝而使气体呈间歇式散失；如果煤层中没有游离气，而是由于静水压力引起的超压，则只有扩散运移，也就是说在没有压降时，吸附气难以解吸而进行逸散。如果上覆岩层是渗透层（如砂岩或裂隙性泥页岩等），排替压力很小，扩散运移快，气体则会向砂岩中运移，再加之水动力的影响，煤中吸附气也会从基质中解吸出来转移到渗透层中。如果上覆岩层是具有生气能力强的烃源岩，则会阻止煤层甲烷向上逸散，甚至会向煤层中输入天然气。总之，盖层的质量越好，封盖能力越强，煤层气只以扩散方式运移，逸散很慢；封盖层失去毛细封闭能力，气体则以渗流方式运移，逸散速度快。（3）地层水弱交替区或交替水阻滞区有利于煤层气的保存除了需要良好的盖层之外，煤层气藏的形成还需要有一个较稳定的水动力条件，它直接影响着地层液体压力分布及流体的运移，由此改变吸附气与溶解气和游离气间原有的平衡，从而影响到煤层气的保存。水动力影响煤层气的保存主要表现在以下几种类型：如果煤层顶部岩层为渗透层，且地层水交替强烈，由于煤岩基质（吸附气赋存的微孔隙）和地层水中存在较大的浓度梯度，煤岩中甲烷气则不断被交替地层水带走而难以保存在煤层中。如果地层水处于阻滞状态，且渗透层自身具有良好的保存条件，煤层气则可能会在渗透层中聚集形成煤成气藏。如果煤层具有较好的渗透性，且出露地表接受地层水补给，下上没有良好的盖层，煤层气则会随着地层水的运移而散失。如果存在良好的顶底板条件，则会在向斜轴部或单斜底部形成超压区，有利于煤层气的保存，在煤层渗透性较差、水动力较弱时，煤层气则会由煤层低部位向高部位运移，如具有封闭能力，则可能在上倾方向聚集成藏。试验证明，地层水对煤层的冲洗会使煤岩吸附量下降，使饱和的煤层变成欠饱和煤层；被带走的气量与冲洗的水量呈正比。萍乐龙潭组C煤组含气量低的一个原因就是受地层水冲洗造成的，而圣胡安盆地煤层气主要富集在地层水阻滞区，致使煤层气保存良好。（4）构造运动对煤层气保存的影响地壳的升降运动可以改变地层的温压条件，打破煤层中原有的平衡条件，使吸附气与游离气相互转化，从而影响煤层气的保存。如果地壳抬升并遭受剥蚀，则地层压力和温度都降低，煤中气体的吸附能力降低，就会使未饱和气藏向饱和气藏过渡，或使饱和气藏达到过饱和而出现游离气。相反，地壳下降接受沉积，由于压力和温度的提高使气体的吸附能力提高，游离气则向吸附气转化，有利于煤层气的保存。断裂运动会使地层发生断裂，断裂对于常规天然气藏无疑会成为油气散失的通道，而对于煤层气藏，因为煤层气是以吸附状态赋存于煤岩中的，断裂作用就有所不同。处于饱和区，煤层中的游离气就会通过断层逸散，在地层水交替较弱条件下，即使断层是开启的，煤层气也不一定就