准南低煤阶煤层气研究进展及认识
刘洪林 王红岩 李景明 李贵中 王勃 杨泳 刘萍
（中国石油勘探开发科学研究院廊坊分院 河北廊坊 065007）
作者简介：刘洪林，男，江苏徐州人，1973年生，汉族，2005年毕业于中国石油勘探开发研究院，获博士学位，主要从事煤层气勘探开发方面的研究工作。通讯地址：065007河北廊坊市万庄44号信箱煤层气E-mail：liuhonglin69@petrochina.com.cn。
本研究受到国家973煤层气项目（编号：2002CB211705）资助。
摘要 在美国粉河、澳大利亚的苏拉特等低煤阶盆地煤层气勘探取得突破以前，大家一直认为具有商业价值的煤层气资源主要存在于中煤阶的煤层中，煤阶太低，一般含气量不高，不具有勘探价值。但是近几年来的发现证实，低煤阶盆地煤层厚度大，渗透率高，资源丰度大，含气饱和度高，同样可获得了商业性的气流，而且从其气体的成因来看，其中有很大一部分是生物成因的煤层气。本文利用煤层气成藏模拟装置对低煤阶含煤盆地的煤岩样品开展了成藏模拟，从实验角度证明了中国西北地区虽然煤层煤阶较低，热成因气较少，但是却存在着具有商业价值的二次生物成因的甲烷气，再加上含煤层系众多，煤层厚度大，资源丰度极高，仍具有巨大的勘探潜力。
关键词 煤层气 水动力 成藏
Simulation Experiment of Biogenic Gas in Low Rank Coal of China
Liu Honglin，Wang Hongyan，Li Jingming
Li Guizhong，Wang Bo，Yang Yong，Liu Ping
（Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，Langfang 065007）
Abstract：Before CBMexploration achieved success in the low rank coal basins like Power Rive Basin of the U.S.and Surat Basin of Australia，People thought that CBM resources with commercial development value mainly stored in medium-high rank coal seams and low rank coal was not worthy of exploration and development due to low gas content.But the exploration practices for recent years proved that commercial CBMproduction could be obtained in low rank coal basins which have thick coal thickness，high permeability，high resource concentration，high gas saturation.Moreover，from the cause of formation of CBM，most of CBMin low rank coal belongs to biogenic gas.In this paper，the simulation experiment on CBM accumulation in coal samples from low rank coal basin was carried out by using simulation apparatus of CBM accumulation.The experiment proved that commercial secondary biogenic methane gas possibly existed in northwest coal basin although the rank of coal is low and there was little thermal-genic gas in the basin.Considering there are lots of thick coal seams and the resources concentration is high，the exploration prospect of CBM is promising in the northwest coal basins.
Keywords：CBM；hydrodynamic condition；accumulation
前言
进入20世纪90年代，随着煤层气产业的迅猛发展，美国煤层气的资源开发活动不再局限于中煤阶煤储层发育的圣胡安和黑勇士盆地，资源评价和研究工作覆盖了18个主要含煤盆地或含煤区，在其中12个含煤盆地从事煤层气开发活动，煤储层的煤阶从中煤阶扩展到低煤阶和高煤阶，特别是发育低煤阶煤储层的含煤盆地因煤层气资源量较大而受到重视，发育低煤阶煤储层的含煤盆地6个，煤层气资源量10×1012m3，占总资源量的53%，以粉河盆地为代表的低煤阶含煤盆地煤层气商业开发的成功，大大拓展了煤层气勘探开发的视野和领域。粉河盆地位于蒙大拿州东南部和怀俄明州东北部，面积25800km2，为一大型沉积盆地，形成于腊腊米运动造山期，盆地中含有巨厚的晚白垩世煤层，单层厚度达67m，煤层总厚118m。盆地为一不对称向斜，轴部靠近西部边缘，西部边缘以逆断层为界，靠近Bighorn隆起。西部地层倾角5°～25°，东部为翘起端，倾角不超过2°。上白垩统沿东南部和东部分布，古新统Fort Union组沿盆地边缘分布，盆地晚三叠系低界深1067m，粉河盆地煤炭资源量1.3×1012t，镜质体反射率为0.3%～0.4%，与西北一些低煤阶盆地相似，煤化程度低，含气量为0.03～3.1m3/t，但由于煤层厚度巨大，资源丰度大，预测煤层气资源量（0.5～0.8）×1012m3。粉河盆地煤层气碳同位素介于-65‰～-69‰之间，具有明显的生物成因特征，并且在其构造的高部位，生物气经过二次运移而富集，形成较高的含气量和较高的饱和度，有较高的渗透率，含气饱和度为80%～100%，钻井深度一般不超过305m，产气量为110～5976m3/d，产水量为45～69m3/d，最好的产气远景区是砂岩体附近与差异压实作用有关的构造高点、紧闭褶皱形成的构造高点以及煤层上倾尖灭的部位，并在该部位伴生有为非渗透性页岩所圈闭的游离气。
中国低煤阶煤储层非常发育。全国垂深2000m以浅的煤炭资源量为55697×108t，低煤阶煤储层占到煤储层的一半以上。低煤阶煤储层形成于早中侏罗世、早白垩世、第三纪等成煤期，其中早中侏罗世、早白垩世是中国重要的成煤期，早中侏罗世成煤作用主要发生在西北地区，煤炭资源量占全国的35.5%[1]，新疆准噶尔、吐哈、塔里木盆地、伊犁和焉耆是低煤阶煤储层发育的典型的大型内陆盆地，煤层厚度大，煤层最大累厚近200m，最大单层煤厚逾100m，煤层层数超过50层[2]。中国西北地区低煤阶煤储层煤层气资源量丰富，早中侏罗世煤储层煤层气资源量超过10×1012m3[3-4]。随着美国低煤阶煤层气藏商业开发的成功、国内煤层气勘探开发工作的推进，在近期低煤阶煤层气藏受到了越来越多的关注，有望成为新的研究热点和煤层气勘探开发新领域[5，6，7]。但是中国西北地区与美国的粉河盆地、尤因塔盆地和澳大利亚的苏拉特盆地相比，在进入第四纪以来气候虽然总体较为干旱，但是部分地区由于受到天山影响，水动力仍非常活跃，具备二次生物气生成的可能，如位于天山北坡的准南地区、焉耆地区和伊犁地区。
1 研究区的煤层气地质概况
本次工作研究，重点对水动力较为活跃的伊犁和焉耆进行了采样，研究较强水动力条件下煤层次生生物气的生成问题。
1.1 伊宁地区
伊宁含气区块位于新疆维吾尔自治区西部伊犁自治州境内，区内为低山—丘陵及伊犁河畔冲积平原，含气区内地势西高东低，北高南低，属典型大陆性气候，盆地内先后由煤炭、石油、地矿部门进行过石油勘探及物探，煤炭部门在盆地边缘及局部进行过煤田勘探。特别是近几年来，随着油气勘探工作的进展，在盆地内，已进行了部分钻探实物工作量。该区含煤地层为侏罗系中统西山窑组，下统三工河组和八道湾组，主要为一套河湖相的灰、灰白色含砾砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。伊宁含气区块侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。西山窑组主要为一套浅灰色含砾粗砂岩，灰白色中、细粒砂岩，深灰色泥岩、砂质泥岩夹煤层，在区内北部地层厚度一般211～552m，含煤10～15层，煤层单层厚度相对较小，层数较多，反映成煤环境震荡性较强。南部一般厚度为102～132m，含煤4～6层。单层厚度相对较大，层数相对较少，反映成煤环境较稳定。八道湾组主要为一套灰白色含砾粗砂岩，中、细粒砂岩，深灰色泥岩，砂质泥岩夹煤层。在区内北部厚度一般在342～452m；南部厚度在60～150m。在北部含可采煤层10层，厚度15～68m，据（伊参1井）资料，可采煤层厚度为88m。在南部煤层厚度相对较小。煤质分析资料表明，该区侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组煤层，原煤灰分含量在9.71%～25.60%，一般含量在12%～18%，其变化特征属中—低灰、低硫—特低硫、低磷煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。
伊宁含气区块侏罗系中、下统沉积之后，受燕山构造运动的影响，褶皱、断裂使含煤地层遭受不同程度的改造。现构造形态主要表现为不对称的复式向斜，呈近东西向展布。含煤地层倾角一般在20°～30°之间，其中北部相对较陡，南部较缓。断层多发育在褶皱轴部，以逆断层为主，断层线呈北西西向展布。从构造展布特征分析，构造相对较简单，有利于煤层气的勘探开发。八道湾组和西山窑组煤层组埋藏深度0～2000m，分布面积约3445km2，占含煤地层分布面积的82%。从构造赋存地质条件分析，构造较简单，有利于煤层气的勘探开发。该区侏罗系中、下统煤层煤级为长焰煤，煤层气地质资源丰度为1.28×108m3/km2，资源丰度较高，有着较好的勘探开发前景。
1.2 焉耆地区
焉耆含气区带侏罗系中、下统是主要的含煤岩系。侏罗系中、下统是在盆地经历了印支末期构造运动，三叠系遭受不同程度抬升剥蚀后，盆地又逐渐下降，接受该套内陆含煤碎屑建造。八道湾组沉积时，盆地受南缘库克塔格山和北缘南天山差异抬升隆起作用，呈现为南低北高的古地貌。由于古气候温暖潮湿，有利于植物的生长，植被茂盛，森林密布，形成大面积泥炭沼泽，为形成厚煤层奠定了物质基础。据本区哈满沟、塔什店矿区资料，本组煤层称A组，含煤3～14层，累计厚度10～30m，一般厚度10～15m。盆地内石油钻井钻遇本组煤层厚度一般30～40m，最厚可大于60m。煤层空间展布特征为东部厚度相对较薄，一般厚度10～15m，而西部较厚，在四十里城一带最厚可大于60m。
西山窑组沉积时，气候温暖潮湿，地势相对平坦，形成大面积泥炭沼泽，有利于成煤物质的生长，为形成厚煤层奠定了物质基础。据盆地内煤田及石油钻井资料统计，本组含煤5～10层，可采煤层厚度10～40m之间，一般厚度10～30m之间。焉耆含气区带侏罗系下统八道湾组和中统西山窑组成煤环境优越，聚煤时间长，形成的煤层较稳定，厚度大，层数多，为煤层气的形成奠定了物质基础。其中侏罗系下统八道湾组煤层厚度大，稳定性强，煤层气勘探开发潜力较好，是煤层气勘探开发选区评价的主要目的层。
本区内目前煤矿开采以西山窑组煤层为主，煤质分析资料较少。据塔什店矿区分析资料统计，煤层分析基水分含量平均在 4.34%～4.59%，分析基灰分含量在2.36%～6.79%，挥发分产率在42.33%～49.29%，硫分含量在0.39%～0.73%。煤层水分含量中等，灰分、硫分含量较低，属特低—低灰、特低—低硫煤，是有利于形成煤层气的煤质类型。
焉耆含气区带大地构造位于库鲁克褶皱带和天山褶皱系南天山褶皱带之上，是受海西期—印支期构造作用的影响在夷平面的基础上形成的中生代含煤盆地。中生界沉积之后，经历了燕山和喜山多次构造运动的影响，改造后的侏罗系中、下统含煤地层形成了复杂多样的构造面貌。本区中生代以来构造演化大致经历了燕山、喜山二期，使盆地内侏罗系中、下统含煤地层遭受强烈抬升剥蚀，煤层压力降低，吸附在煤层中的气体解吸扩散，含气量降低。埋藏深度600～2000m 区，累计分布面积约930km2，占含煤地层分布面积的39%。主要分布在西部塔什店矿区，中东部盐家窝及库木布拉克等地，是煤层气勘探开发深度较理想的区域。
据钻井及矿井煤层采样分析资料及埋藏深度资料综合分析，焉耆含气区带侏罗系中、下统煤层埋藏深度2000m以浅区煤级以气煤为主。焉耆含气区带侏罗系中、下统以往煤田地质勘探程度相对较低，有关煤层含气量资料也较少，矿井开采深度较浅（一般在100～300m之间），相对瓦斯含量也较低。
2 煤层气成藏模拟实验装置和原理
煤层气成藏模拟装置的特点是模拟地层温度、压力、地层流体介质下煤层气富集成藏过程，它可以通过模拟不同物性组合、不同介质、不同充注压力、不同运移方式煤层气成藏过程，获取不同模拟条件下的物理和化学参数，确定煤层气不同运移条件下的边界条件。设备主要由气体增压泵、恒温箱、仪表控制面板和计算机采集-处理系统。其中控制面板包括压力控制子面板、温度控制子面板、平流泵控制子面板、真空泵控制按钮、流程图；恒温箱内放有多功能模型仓Ⅰ、多功能模型仓Ⅱ和参考缸；计算机采集系统包括一套数据采集模块和数据处理软件。图1是装置原理流程，装置考虑采用不同岩心、不同岩性、不同气体介质进行工作，同时进行精确计量。把设计制作后的岩心组合装进多功能模型仓，利用气体增压泵维持环压，利用平流泵提供不同的流体介质、不同充注压力，通过温度和压力仪表以及传感器采集温度和压力数据，并经过数据处理软件分析温度压力数据。
在自然界中，已知的产甲烷菌中有一半可利用甲酸盐形成甲烷。甲酸盐首先转化成CO2和H2，然后再通过还原反应生成甲烷。在自然界中能够利用氢还原二氧化碳及利用醋酸盐发酵的产甲烷菌的存在是生物成因的煤层气成藏的必要条件。与近地表甲烷生成过程研究相比，地下（十几米到几百米深度）甲烷生成的研究工作相对较少。在地下环境中，对于甲烷的产出来说，沉积物必须具备使产甲烷菌得以生存及繁殖的孔隙空间。对此，低煤阶煤层中发育的孔隙空间和裂隙系统对甲烷菌的生成是非常有利的。甲烷生成菌不具有直接分解煤层的能力，要形成甲烷须有一个前期阶段，即主要依酸发酵菌和还原菌分解类脂化合物和大分子聚合物如纤维素和蛋白质等；接着微生物进一步脱去长链酸（和乙醇以上的醇）的氢而生成氢、甲酸、乙酸、二氧化碳和醇等。甲烷菌由此取得碳源和营养而生存，并以此为基质进行生物化学和新陈代谢作用产生甲烷。
图1 FY-Ⅱ型煤层气成藏模拟装置流程示意图
3 生物成因煤层气成藏实验过程
3.1 煤矿煤岩样品的产甲烷菌检测实验
为了研究伊犁盆地和焉耆盆地低煤阶生物成因气体，在盆地中部分煤矿工作面采集煤层样品密封在解吸罐中，然后送达实验室，在无菌操作条件下，通过对岩样稀释并加入培养基在不同温度条件下培养之后，检测样品中有无微生物存在，并检测微生物种类及数量。经过实验研究，发现在大多数的煤岩样中均检测到了微生物和产甲烷菌的存在（见表1）。
表1 伊犁和焉耆部分煤样的细菌检测结果
3.2 甲烷菌煤层产气实验
为了避免煤层原来吸附的甲烷气体的影响，将上述部分密封岩样进行自然解吸，直到再没有气体解吸出来，然后往样品内注入产甲烷细菌进行产甲烷量实验。甲烷菌种泥培养、驯化-接种试验是在农业部成都沼气研究所完成的。实验中采用制取悬浮性接种物方法，弃去了一次富集培养中非活性有机物的绝大部分，再经过二次富集提高微生物的浓度与活性。实验结果表明各种煤岩样品均能产生甲烷气。图2是各岩样产甲烷量曲线，在80天以前产甲烷量是不断增加的，80天之后，产甲烷量呈下降趋势，总之，两地的煤岩样品都能产生一定量的生物甲烷气。这只是模拟实验的结论，自然地质条件下细菌群落的生存条件远不如实验室优越，产甲烷过程不可能在几十天之内完成，而是在一个非常漫长的地质过程中缓慢进行的，但是低产量长时间的累积效应仍然可以产生巨大的甲烷量。
图2 伊宁和焉耆地区煤岩样品产甲烷菌实验
3.3 生物甲烷气成藏模拟实验
把接种过甲烷菌的煤层样品放入成藏模拟装置内，在35oC的恒温状态下，开始培养，观测煤岩样品生气过程。经过近两个月的连续实验得到一条压力-时间曲线。经分析认为曲线存在两个明显的曲线段，第一阶段为快速生气阶段，第二阶段为生气-吸附平衡阶段（图3）。对最后生成的气体进行了分析，其所产气体成分主要为CH4、N2和CO2。除个别样品外，绝大多数样品所产气中C2+含量很低，甲烷碳同位素值相差较大，从-56‰～-67‰，表明为生物成因气体。
图3 煤样生物成气后吸附过程中的压力-时间变化曲线
4 实验结果及其讨论
（1）模拟试验表明，一方面在我国西北地区低煤阶煤层中存在产甲烷菌，另一方面证明了低煤阶的煤层可以作为二次生物气的来源。根据资料，伊犁盆地浅部的煤矿区在侏罗系煤层中所产气的δ13C为-66.10‰～-60.12‰，显然属于生物甲烷气。
（2）与高煤阶相比，低煤阶一般埋藏较浅，孔隙空间较大，适合产甲烷菌的生存和繁殖，所以国内外的低煤阶盆地多发现生物成因的煤层气富集成藏。
（3）在我国西北地区，由于煤阶普遍较低，热成因甲烷生成量有限，次生物成因气生成量巨大，特别是在焉耆和伊犁地区，煤层层数众多，地下径流活跃，煤层中有大量甲烷菌繁殖，有大量的二次生物成因气生成、运移，如遇到断层遮挡、煤层尖灭等圈闭条件，就有可能形成较高的饱和度，形成具有商业价值的煤层气藏群。
参考文献
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[7]张彦平等.1996.国外煤层甲烷开发技术译文集，北京：石油工业出版杜，20～80
产气来源不同，高煤阶主要事热成因气，低煤阶主要是生物成因气。
吴 见 王赞惟
( 中联煤层气有限责任公司，北京 100011)
摘 要: 我国低煤阶煤层气资源十分丰富，但目前开发效果不明显。本文总结了低煤阶煤层气勘探开发现状，对五个煤层气盆地进行了特征对比。依据准南项目工作经验，提出了低煤阶煤层气井网部署、钻完井技术、排采技术等方面的认识。
关键词: 低煤阶 煤层气 研究进展 认识
The Low Rank Coalbed Methane Research Progress and Recognition of South Junggar Basin
WU Jian WANG Zanwei
( China United Coalbed Methane Corporation Ltd. Beijing 100011)
Abstract: Low rank coalbed methane is abundant in China，but with poor developing result. This article summarizes the current situation of CBM exploration and development，and developes a characteristic contrast of five CBM basins. Based on south Junggar Basin item，this article put forward the recognition about network deploy- ment，drilling and completion and draining technology.
Keywords: South Junggar Basin; Low rank; Coalbed methane; Research progress; Recognition
作者简介:吴见，男，(1983年生)，2009年毕业于中国矿业大学(北京)，硕士研究生，工程师，从事煤层气资源评价等工作。地址:北京东城区安外大街甲88号，100011。E-mail:ilcby@163.com。
1 前言
低阶煤是煤化作用早期阶段形成的产物，通常指碳含量低、挥发份高、发热量较低的褐煤、长焰煤和不粘煤等，煤岩镜质体反射率Ro<0.65%。
我国煤层气资源十分丰富，新一轮全国油气资源评价(2007年)结果表明:中国42个主要含煤盆地2000m以浅煤层气资源量为36.81×1012m3，其中低阶煤层气约占煤层气总资源量的36%。主要分布在侏罗系、下白垩统和第三系，其次为石炭二叠系。侏罗系低阶煤主要分布于中国西北部的80余个不同规模的内陆坳陷盆地，如准噶尔、吐哈、伊犁、塔里木等盆地;下白垩统低阶煤主要分布于大兴安岭以西的40余个规模不等的中新生代断陷盆地，如伊敏、霍林河、胜利、扎赉诺尔、大雁等盆地;第三系低阶煤分布于沈北、珲春、舒兰、梅河等盆地。中国低煤阶煤层气资源量巨大，形成了良好的勘探开发资源基础。开展低煤阶煤层气资源评价研究，探索勘探开发工艺技术具有积极的意义。
2 国内外研究现状
2.1 理论基础
美国的煤层气开发首先是在圣胡安和黑勇土两个盆地的中煤阶煤中取得突破，并由此形成了煤层气产出的“排水—降压—解吸—扩散—渗流”理论。20世纪90年代，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏”理论，并在尤因塔、粉河盆地上白垩统煤系地层勘探取得成功，实现了低煤阶煤层气的商业性开发。加拿大注重发展连续油管压裂、二氧化碳注入、水平羽状井等增产技术。澳大利亚发展了针对低渗透特点的地应力评价理论和水平井高压水射流改造技术，均实现了煤层气开发突破。同时，也证明了美国煤层气理论的适用性，根据煤层气资源条件进行借鉴应用和适宜性改进，可以促进中低煤阶煤层气资源开发。
中国实现煤层气资源开发的突破区是高阶煤，目前，中联公司、中石油、蓝焰等公司在沁水盆地实现了无烟煤煤层气地面商业化开发，形成了创新性煤层气开发技术体系，解决了高阶煤煤层气勘探开发的技术和模式问题，可保证煤层气地面开发的顺利进行，具有国际领先水平;在低煤阶煤层气研究方面，开展了大量的工作，比如总结出影响低阶煤煤层气富集的关键因素是封堵，而构造、岩性和水动力是形成煤层气封堵的主要因素(傅小康，2006);开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究，提出低煤阶煤层气成藏模式(孙平，2009);介绍国外成功应用的低煤阶煤层气勘探开发技术，对我国的低煤阶煤层气资源与勘探开发前景进行了初步分析、评估和展望(李五忠，2008)。对于低煤阶煤层气资源的富集模式、成藏条件、储层特征以及钻完井等施工技术开展了理论研究和实践应用总结，在准南煤层气资源勘探开发方面，也形成了诸多研究成果，对于促进我国低阶煤煤层气资源发展起到了积极的作用。在总结国内外低煤阶煤层气研究成果的基础上，以准南地区为对象，提出低煤阶煤层气勘探开发的一些认识。
2.2 开发现状
全球已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发，其中，美国、加拿大、澳大利亚、中国已形成煤层气产业(图1)。2009年美国煤层气年产量542亿m3，占当年美国天然气产量的8.7%，在尤因塔、粉河盆地等的低煤阶煤层气资源开发突破，实现了煤层气产量的大幅增长。粉河盆地主要为低煤阶褐煤，深部存在高挥发分烟煤，煤层气以生物成因气为主且主要通过微生物发酵代谢途径形成。富集区带的高产是由于同时存在超压承压和水动力捕集致使煤层再饱和的运移热成因气和生物气而造成的，煤层气开发区位于盆地东缘浅部位。同时澳大利亚在低煤阶的苏拉特(Surat)盆地、加拿大在阿尔伯塔盆地成功实现煤层气规模开发。国外煤层气开采实践已证实，低煤阶煤层同样具有产气能力，完全可以实现规模化商业性生产。
2010年中国地面煤层气产量仅为14.5亿m3，占常规天然气总产量的1.5%，几乎全部来自沁水盆地无烟煤煤层气资源开发。而美国在粉河盆地2006年底年产气量就超过140亿m3，实现了低煤阶区煤层气的大规模开发。中国低煤阶煤层气资源十分丰富，若实现技术突破推动低煤阶煤层气资源开发，中国煤层气产量将大幅增加。
图1 煤层气年产量曲线
3 中国低煤阶煤层气基本特征
中国典型的低煤阶含煤盆地具有煤层层数多、厚度大、分布广泛的特点，弥补了含气量小的缺点，使得低煤阶煤层气具有良好的勘探开发前景。低煤阶煤层气藏以美国的粉河盆地为代表，在盆地开发初期，认为低含气量、低地层压力将阻碍煤层气的发展，但独特的地质条件和煤储集层特征、理论和技术进步带来的全新完井工艺技术理念，推动了该盆地煤层气商业性开发，成为低煤阶煤层气开发的示范。中国准噶尔盆地煤层气藏与美国粉河盆地煤层气藏的成藏特征极为相似，含气量明显高于粉河盆地，粉河盆地的煤层气商业开发给准噶尔盆地煤层气的勘探开发提供了思路和借鉴。
选择北部的二连盆地、中部的鄂尔多斯盆地、实现高煤阶煤层气商业化开发的沁水盆地以及国外具有代表性的低煤阶煤层气区粉河盆地进行特征对比。其中北部的二连盆地群，是我国重要的低煤阶聚煤区，霍林河地区是二连盆地群典型的聚煤盆地。而中部的鄂尔多斯盆地侏罗系，截至2010年5月底，共钻煤层气探井17口，部分井目前已获得了工业气流。其中铜川矿务局与煤炭科学研究总院西安研究院在焦坪矿区合作开发一口煤层气井，井深628米，排采一个月后日产气量达到了1000m3，之后产气量维持在1000～1500m3/d。准南地区施工煤层气井14口，阜试1井和ZN－01井获得了连续排采数据，为准南地区排采特征的研究和排采制度的制定提供了原始数据。
相对于高煤阶含气量高的特点而言，低煤阶地区具有渗透率好、煤层厚度大等特点，保证了低煤阶煤层气开发的资源条件和煤层气产出的有利条件。比如沁水盆地主要含气区含气量在10m3/t以上，普遍高于低煤阶几立方米的含气量，但低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏，美国粉河盆地低煤阶煤层气藏渗透率一般为35～450mD，鄂尔多斯盆地乌审旗地区、准南地区主力煤层都在10mD，而沁南高煤阶煤层气藏渗透率一般小于2mD，同时，煤层厚度也普遍高于沁水盆地。
表1 煤层气盆地主要特征对比表
相对于国内其他低煤阶地区，准南地区具有更高的含气量，煤层厚度适中，但地层倾角大，加大了开发难度，与粉河盆地具有诸多的相似性，煤储层渗透率高，煤层厚度大，地层倾角大，粉河盆地成功的勘探开发模式和技术对准南地区具有更好的适用性。
4 准南煤层气基本特征
本区含煤地层主要为侏罗系中统西山窑组(J2x)和下统的八道湾组(J1b)，煤层赋存条件相对较好的区域主要分布于玛纳斯河至阜康大黄山区段，其中八道湾组富煤带位于阜康水西沟一带，西山窑组富煤带展布于玛纳斯乌鲁木齐。西山窑组可采煤层总厚度6～45.24m，八道湾组可采煤层总厚度2.50～45.32m。煤类以长焰煤、气煤为主。含气量较高的地区分布在乌鲁木齐河白杨河区域，主可采煤层含气量均能达到10m3/t以上;阜康大黄山和乌鲁木齐矿区最高气含量均达到15cm3/g左右。该地区孔裂隙发育，煤层渗透率高，利于煤层气开采。储层压力总体处于稍欠压和正常压力状态。准南地区煤层基本特征总体为高倾角、厚煤层、高含气量、中渗透率、稍欠压。
目前普遍认为准噶尔盆地等具有良好的煤层气勘探前景，是我国低煤阶煤层气勘探开发潜在的接替领域，力争在低煤阶煤层气勘探开发领域取得突破。依据《中国西部低阶煤煤层气资源调查研究成果报告》(中联煤层气公司，2005)，准噶尔盆地共有5个低阶煤煤层气富集区，而准噶尔盆地南缘为最具有潜力的地区，准噶尔盆地南缘是现在新疆具有较好条件的勘探开发区域。
5 准南勘探现状
至2010年底，准南地区施工了7口参数井、3口生产试验井、1口参数+生产试验井，共11口井。
在准南地区实施排采的煤层气井共有4口。2006年中石油在呼图壁施工了昌试1井、昌试2井，套管完井，通过造穴射孔、压裂进行储层改造，煤层最高实测含气量为7m3/t(深度890～1070m);2008年，新疆煤田地质局在阜康地区实施阜试1井，42号煤层为射孔高能气体压裂，44号煤为洞穴完井，同年11月开始排采，12月9日点火成功，在排采过程中，日最大产气量近1000m3;2009年中联公司与新疆煤田地质局在阜康地区实施ZN01井，是一口套管完井的煤层气生产井加参数井，测试42号煤层平均含气量9.6m3/t，对42号煤层(880～888m)进行压裂，目前正进行排采，产气量较小。
图2 准南地区煤层气井分布图
总体上，准南地区的煤层气勘探开发处于勘探初期阶段，目前已初步完成了选区评价工作，对地区煤层气地质条件和储层特征有了一定认识，同时实施了十余口煤层气井，4口井进行了生产试验，获取了部分煤储层参数和生产特征数据，在煤层气井钻井、储层改造、排采方面积累了宝贵经验。勘探开发工作集中在阜康、后峡、硫磺沟玛纳斯地区，也是工作的优先区和重点区。新疆煤田地质局在阜康白杨河地区，以阜试1井、ZN01井为基础，已开展小井网建设，拟在该地区初步建成煤层气开发利用基地，起到示范带动作用。
6 勘探开发建议
6.1 井网部署
由于该区地层倾角较大(阜康有利区地层倾角在45°～50°)，根据高倾角地层压降漏斗的特点，考虑采用三角形构成的梯形网。即布设两条线(井距大约300m)，线距200m(垂深700m～900m)，共布置5个井(杨曙光，2010)。井网井型的确定应采用数值模拟进行优化部署，建议尽快开展数值模拟工作，以确定合理的布井间距。
6.2 钻完井技术
(1)大倾角、高渗区:准南阜康地区煤层倾角大、渗透率偏高地区，可以采用大倾角斜井钻井技术，以及U型水平井技术(U型定向斜井)。斜井沿煤层倾向从高向低钻进，保证了与煤层的最大限度接触面积，预期可实现单井产量提高3～5倍;
(2)厚煤层:阜康地区主力煤层厚度大于20米，ZN01井进行了水力携砂压裂，压裂过程和压裂曲线都比较理想，但由于地应力较高，可能裂缝压开后，随着井内压力被释放，压开的裂缝又闭合，从而造成煤层的渗透性减弱，可试验注N2，CO2置换工艺技术，查看实际应用效果。
(3)煤层较松软、破裂压力较低:煤层气井固井一般水泥返深在最上层煤层顶板以上200m，ZN01井目的层42号煤层距最上层煤层39号煤层100余米，煤层破裂压力较低，可能对煤储层造成了一定影响。水泥返深应根据煤层埋深、破裂压力、煤质等状况确定，合理控制水泥浆量与顶替液量，在煤层较松软、破裂压力较低时，合理降低水泥返深，降低固井液密度，防止煤层在固井时压裂，保证固井质量，保护煤储层。
6.3 排采
煤层气主要以吸附状态储存于煤层中，因此，煤层气井的生产是通过抽排煤层或顶底板含水层的承压水，降低煤储层压力，促使煤储层中吸附的煤层气解吸。煤层气井的产气量大小、生产周期则直接受控于排采制度的调整以及设备的选型。因此在排采过程中，必须选择适合该煤层气井地质、储层条件和不同生产阶段的排采工艺技术。
总体原则是排液应连续平稳，保持动液面平稳下降，禁止间歇间排和排量的大起大落而造成生产压差上下波动，至使储层激动、吐粉、垮塌。
依据中联公司在沁南地区排采经验，排水降压阶段，为使井底和储层间的压差变小，并维护煤层结构的完好，宜采用定压排采制度，根据本区地层水的情况和煤层强度，控制适中的排采强度，保持液面平稳下降。阜康地区主力煤层埋深近900米，目的层较深，排水降压后期液面下降每天不宜超过50m。一方面是防止煤粉和压裂砂抽吸过程中在井筒附近聚积堵塞煤缝隙，二是避免进入泵筒引起泵堵，因为每一次的停泵检修，都是对煤储层的一次伤害，三是如果井底压力释放过快，受上覆地层压力的影响，前期改造好的气体运移通道将受到大力挤压，从而使通道闭合，降低渗透率;稳产阶段，宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。通过降低套压或降低动液面都可以达到降低井底压力、增加产气量的目的。
参考文献
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杨曙光，周梓欣等.2010.新疆阜康市阜试1井煤层气产气分析及小井网布设建议，中国西部科技［J］.9(26):3～9
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