❶ 煤层气开发概况
自20世纪90年代后期以来，中联煤层气有限责任公司、美国美中能源公司、中国石油勘探开发研究院廊坊分院、中国石油化工集团中原油田等单位分别在沁水盆地的潘庄区块、屯留区块、寿阳区块、樊庄区块、和顺区块进行了为期13年的勘探和开发试验工作，取得了良好的勘探成果。截至2006年年底，已获煤层气井组产能并实现利用的地区包括:中联煤层气有限责任公司沁南枣园井组(15口井);中联煤层气有限责任公司沁南潘河示范区(260口井，其中已完成40口井集输)，实现产能1.5×108m3/a;中联－萨摩亚美中能源潘庄试验区(150口垂直生产井和6口多分支水平)。上述地区均已建设压缩气站，成功实现了煤层气的产供销。中国石油化工集团樊庄开发区(200口井)，产能已达1.3×108m3/a。通过大量的煤田地质勘探和近几年的勘探和生产试验，基本查明了该区煤层气资源丰富、含气量高、渗透性好，是目前我国具有煤层气商业开发价值的地区，其中潘庄区块有望成为我国第一个煤层气商业开发区块。潘庄位于晋城市辖区，合同区已经与柿庄南项目一起获得了国家批准的煤层气探明地质储量。此项目外方作业者为萨摩亚美中能源有限公司(美国)，中方国内合作伙伴是晋城煤业集团。该项目在原有7口井井组试采和储量报批的基础上，现已委托有关部门编制总体开发方案和环境评估报告，并进行了市场调研。已完成150口垂直井和6口多分支水平井的钻井，大部分垂直井进行了压裂和排采，建成了压缩气站，煤层气用于供晋城市民用以及气田发电。水平井单井日产气量超过9×104m3［144］。
国家发展改革委《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》中提出:沁水盆地煤层气产业基地力争到2010年，建成产能39.5×108m3，产量30.5×108m3，累计新增探明地质储量1500×108m3。主要规划项目有:沁南、樊庄、晋城矿区、柿庄、寿阳、潘庄、大宁、端氏。截至2008年年底，沁水盆地共施工各类煤层气井约2000口，单井产气量平均500～4000m3/d。其中潘1井、TL-007井、TL-006井、TL-003井等均出现突破10000m3/d的产气高峰;TL-007井最高产气量高峰达到16000m3/d。沁南煤层气产能已达5×108～6×108m3/a。考虑山西省内外对煤层气的需求及规模开发效益，对沁水盆地进行日产400×104m3(按现在生产现状，2000口井，单井2000m3/d)和日产924×104m3(按“十一五”规划产量30.5×108m3计算，年生产天数330d)规模的两种开发方案的技术经济评价，为沁水盆地煤层气产业化可行性提供决策依据。
❷ 我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景
冯三利
（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）
作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。
摘要 文章从煤层气资源、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。
关键词 煤层气 现状 机遇 前景
Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Instry
Feng Sanli
（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.
Keywords：CBM；status；opportunities；prospects
煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m3，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开采，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。
美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×108m3，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×108m3发展到2005年超过30×108m3，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。
1 我国煤层气开发利用现状
1.1 煤层气资源/储量状况
我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭资源量巨大，同时我国的煤层气资源也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×1012m3，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，见表1所示。
图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽采总量直方图
目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于福利事业及工业原料，很大一部分排空，这部分资源浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起政府有关部门和有关企业的重视。
1.5 现行优惠政策
一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开采煤层气的企业，从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税；三是勘探、开采煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。
1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题
（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，政府应该给予更多的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期政府的鼓励政策起到了决定性的作用。
（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。
（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。
（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。
2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景
2.1 中央政府高度重视和关心煤层气产业的发展
温家宝总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日国务院办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。
2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用
我国油气资源短缺，但煤层气资源丰富，是目前最现实的天然气接替资源；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于采煤每年向大气排放的甲烷达120×108m3以上，造成了巨大的环境压力和资源的浪费，因此，先采气、后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。
2.3 政府己制定了煤层气“十一五”发展规划
以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×108m3，其中地面开发煤层气产量50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，获得新增煤层气探明储量3000×108m3，总投资300×108元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为政府制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。
2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用
2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。
2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破
2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术
该技术在美国煤层气田开发中普遍采用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。
2.5.2 多分支水平井钻井、排采技术
美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯采收率，这样可以极大地改善采煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上。
2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽采技术
通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。
2.5.4 煤层气储层改造技术
储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排采显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。
2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展
2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km2，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气资源的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。
2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用
《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×108m3，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。
2.8 基础管网设施不断完善
天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个大发展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国煤层气资源条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。
3 结语
综上所述，在我国，丰富的煤层气资源为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。
参考文献
[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告
[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告
[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料
❸ 合理的投资和开采成本
合理地计划和控制煤层气投资和开发成本，是煤层气项目成功的关键。而要合理规划和控制煤层气投资和开发成本，必须了解煤层气开发的生产过程和管理的基本情况。
(一)煤层气的生产过程
煤层气的生产过程主要包括3个阶段，即气源勘探、矿山生产建设和气体排采。后两个阶段的开发技术流程主要为:确定井位、钻井、下套管固井(表层套管和生产套管)、射孔完井、压裂和排采等。
1.煤层气井钻井
煤层气井钻井与固井及完井同属煤层气地面开采的一个重要部分，它主要是提供能满足压裂和排采作业的优质井孔条件，其主要要求是防止或减少煤储层污染、保证井身质量、固井质量。煤层气钻井主要有采空区(洞穴)钻井、垂直钻井和水平钻井3种，其中垂直钻井是目前煤层气开采的主要钻井方式。
煤层气主要吸附在煤的内表面上，煤的割理与其他裂隙一般为水所充填，只有排水解吸，煤层气才能运移出来，所以煤层气的产能很低。另外，煤层气解吸首先是扩散运移，然后在割理和裂隙中实现达西流运移，这一过程比较缓慢，所以单井日产量低。煤层气井的最大井距一般为300m，井眼显然十分密集。尽管煤层气井一般较浅，但是较低的单井日产气量和密集的钻井，造成整个开采区高的钻井费用。从固定资产投入上讲，这一阶段的投资较高。
美国在过去的研究中，在钻井方面已经解决了煤储层保护、煤层钻井和煤层取心等问题和关键技术。在规模煤层气生产中，这一阶段的主要任务是选择好钻井位置和井距排列，以及钻井设计、钻井类型与钻井方式。
2.测井
所谓测井是指一种井下测量，这种测量以深度为函数，通过测量随深度变化的物理性质，可以推断出岩石的各种性质，以及流体的流动情况、水泥胶结质量和套管腐蚀等。其主要工作是利用测井资料进行地层分析、岩性判断、构造研究;计算煤储层参数;测量钻井井径、斜度;检测固井质量;检测压裂效果等。利用测井资料和其他资料相结合，可获得潜在目标煤层的关键储层特性，确定开发方案。
3.完井
从地面钻井到达目标煤层后，要进行完井处理，使煤层气井与煤层的天然裂隙和割理系统建立有效联系。煤层气完井方法是指煤层气井与煤层的连通方式，以及为实现特定连通方式所采用的井身结构、井口装置和有关的技术措施。完井过程中有时可能会造成对煤层的损害，使渗透率降低。因此在选择煤层气井的完井方法时必须最大限度保护煤层，防止对目标煤层造成伤害，减少煤层气流入井筒的阻力。煤层气完井主要采用裸眼完井、套管完井、混合完井、裸眼洞穴完井和水平井完井等方式。
4.煤层压裂
虽然大多数煤层在自然状态下都存在原生裂隙，但为了达到工业性产气量，通常需要对煤层进行水力压裂，以产生裂缝使解吸的煤层气很容易地流向井筒。
完井和压裂是煤层气开采的关键环节，也是提高采收率的有效措施。对于煤层气的完井，可以分为不同类型，按完井的煤层数可以分为单煤层完井和多煤层完井;按完井的井型可以分为直井完井和水平完井。美国的有关研究表明，煤层气资源的70%左右可用直井采出，但一些地区采用水平井可以获得更大的效益，采用水平井完井的优点在于提供与煤层的最大接触面，提高采收率。
进行煤层压裂的目的是使井筒与煤层的天然裂缝更有效连通，扩大煤层的连通性，提高产气量。在压裂中采用不同的压裂液对于提高采收率在时间和增量上是不同的。压裂技术和压裂液的选择主要是以煤层的特性为依据的。
5.排水采气
由于煤层气储层与天然气储层有很大差别，所以煤层气生产与天然气生产不同。煤层中天然裂隙或割理通常被水饱和，煤中甲烷吸附在煤上。要采出甲烷，首先要让它从煤中解吸出来。只有在抽出足够的水之后，煤层压力降至煤的解吸压力后解吸开始。煤层压力小于或等于解吸压力，气体从煤中解吸，顺割理流动到压裂裂缝，然后流到井筒中。因此，煤层气开始产气之前首先要排出大量的水。
图6－9是美国黑勇士盆地煤层气井典型的产水量和产气量曲线［139］。从图中可看出，开采初期有大量的水被排出，随着储层压力的降低，产水量下降。何时开始产气，与煤层气含量、储层压力和吸附等温线三者密切相关。产气量对储层特性极其敏感。黑勇士盆地的开发经验显示，在许多井中，最大产气阶段在3年或3年以后。获得最大产量的时间长度随渗透率的降低和井间距离的增大而延长。
为了能够降低储层压力，促使气体从煤体上解吸附，必须不间断地进行排水。因此，降低含水饱和度也可以提高储层的气相相对渗透率，从而提高煤层气通过天然裂缝(割理)流向井眼的能力。近井地带较高的含水饱和度可以影响产气量。据观测，当一口井在煤层截面处排水采气时，煤层中的水能积聚超过1m深，影响产气量。而降低泵挂深度使液面始终低于煤层，则产气量增加。因此，降低近井地带的含水饱和度，可以提高煤层气的产量。
(二)煤层气生产
煤层气与其他气藏相比具有3个方面的特点:①煤层气在煤中的储集是以吸附状态附着于煤的表面。②在进行大量开采之前，必须降低平均储层压力。③储层中一般都有水，在采气的同时，必须进行排水以及排水处理。由于煤层的这些特点，在从事煤层气的生产时，技术上涉及几个方面的问题:最大限度地降低井口压力;水、气的地面分离;采出气压缩到输送压力;采出水的处置或处理。因此，与常规天然气生产项目不同，煤层气开采项目需要增加一些特殊设备和相应的操作费用，如井下泵、分离器和水处理装置等。由于煤层气一般只能提供较低的煤层气产量，所以煤层气项目的特点是固定资产投资费用较低，而生产和维护费用较高。
煤层气的开采方法和开采设备主要包括地面设备的设计布局、井的设计、排水泵的类型、气水分离器、集输管线、流量测试的选择、气体的处理和压缩，以及水处理工艺方法等。
有效开采煤层气的关键是保持低成本和确定如何维持产气量。其经济上的好坏很大程度上取决于日常操作成本费用，包括维护保养、修理、材料费用、设备租金、井维修费用、药品与处理费用、泵送与野外技术监督费用、道路维护费用、电力费用、资本回收等。如果设计得当，初期生产设备选用合理，可以降低这些费用。
操作成本的大小因项目的不同有很大的差异，即使同一个项目，整个开采过程的费用也不一样。随着设备投入运行，成本会趋于更高。使用自动化数据库跟踪日操作成本，可以降低操作费用，提高操作效率。
当然，每口井都有其自己的运行规律，掌握这一规律对于确定采用何种措施来提高目前的产气量，维持或提高投资收益率，是十分必要的。因此，安装足够的计量设备和地面设施，对于良好的生产管理至关重要。如果生产经营者具有数据库，可将日生产数据和月生产数据按完井方式的不同、地理位置或操作区域进行分类，然后进行开采曲线分析和关联，随时掌握生产动态的变化。
图6－9 典型的煤层气井产水量和产气量开采曲线［139］
(三)煤层气投资与生产成本分析
1.煤层气生产的固定资产投入
煤层气开采的主要投资包括:地质勘探量、地球物理测井量、矿业权使用费及价款、钻井量、完井量、实施增产措施量、产气设备及安装量、气体收集设施及安装量、水处理系统建设量。
(1)地质勘探、地球物理测井、矿业权使用费及价款。在煤层气开采之前，首先要对获得租地的位置、地质勘探和地球物理测井的费用和基础工程费用进行可行性研究。除此之外，还有租借权和许可证的支出。这些初期费用相差很大，对于一个具有商业性开发价值的项目来说，每口井在这方面的花费在10万～30万元之间。
(2)土地使用费。土地使用费主要是征地使用费。
(3)钻井、完井和增产措施费。煤层气井要比常规气井浅，因此其钻井和完井成本通常较低。通常采用泥浆基钻井液旋转钻开煤层气井，并且全井下套管。近年来，国外的裸眼洞穴完井得到普及，就是在煤层段不下套管，让其自然地形成洞穴。一般来讲，一口600m深的井，其钻井和完井费用在50万～120万元之间。
(4)生产设备费用。煤层气开采需要专门的矿场和生产设备。大多数的煤层气开采都伴有大量的水产出，因此，地面设施应包括:人工举升、气水分离及水处理系统。每口井的地面装置成本在25万～30万元之间，其中包括井口设备和抽水采气设备费用。
(5)气体处理和压缩费用。煤层气的气体处理和压缩费用通常在总费用中要占很大的比例。由于煤层气井一般是在低于700kPa的低回压条件下操作，故对大多数煤层气井来说，都需要进行压缩，把井口压力提高到4M～7MPa的管线压力。在气体处理中，需要脱除占总气体4%～6%的CO2(有时超过10%)。气体的处理和压缩费用通常由管道或气体集输公司支付。
(6)其他费用。投资费用还要加上10%的工程费、管理费和其他不可预见费用。
2.煤层气生产成本分析
煤层气井的开采和维修费用通常比常规气井高得多。除了正常的井维修和矿场维修外，煤层气井需要对产出气和产出水进行处理。开采和维修费用包括一些日常的活动经费，如现场人员费用、修井成本、设备维修和动力供给成本。通常，每口井每年的开采和维修费用约为13.88万元。如果将工程和维修费用划归到井上，根据煤层气井开采的难易程度和开采的规模，每口井每年又要花费3万～5万元。根据采用的水处理技术，产出水的处理费用在28.74元/m3。气体的处理和压缩费用是36.88元/m3。当然，这些费用根据现在应用装置的数量和类型有所变化。
❹ 煤层气钻井
我国的煤层气地面勘探开发经过十余年的实践，已取得了重大突破。其中具代表性、实现小规模商业性煤层气地面开发的项目有：山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目，辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目，山西晋城潘庄煤层气地面开发项目，山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目，山西省沁水县端氏煤层气开发示范工程。
7.2.1 确定井类
煤层气开发活动中使用了3种类型的钻井方式，即采空区钻井、水平钻井和垂直钻井（图7.1）。
图7.1 煤层气井类型
（据苏现波等，2001）
图7.2 排泄孔钻井工艺
（据苏现波等，2001）
采空区钻井是从采空区上方由地面钻入煤层采空区。采空区顶板因巷道支架前移而塌落，产生的裂缝使气体从井中排出。如果采空区附近还有煤层并和采空区相连通，则气体产出量增大。从采空区采出的气体因混有空气往往使热值降低。
水平钻井有两种类型，一种是从煤矿巷道打的水平排气井，主要和煤矿瓦斯抽放有关；另一种是从地面先打直井再造斜，沿煤层水平钻进（排泄孔），其目的是替代垂直井的水力压裂强化（图7.2）。如果煤层出现渗透率各向异性，打定向排泄孔可以获得较高产量，该方法适用于煤厚大于1.5 m的厚煤层，但成本较高。
垂直井是目前用于煤层气开采的主要钻井类型，垂直井直接从地面钻入未开采的煤储层。依据钻井目的不同可将其分为4种类型，即取心资料井、测试试验井、生产井和观测井。在新勘探区，为建立地质剖面、掌握煤层及围岩的地质资料、估算资源量，就必须布置取心井，采取岩心和煤心样进行化验分析，特别是煤层顶、底板附近的岩心，应了解其力学性质及封闭性能，同时采集煤心样进行含气量和渗透率测定以及常规工业分析及煤岩分析等。煤心样对于了解煤层深度、厚度、吸附气体含量和吸附等温线的测定以及解吸时间的确定等至关重要。为了满足煤心含气量测试的要求，常常采用绳索半合式取心装置，以缩短取心和装罐时间，减少气体散失。
对于选定的试验区，要进一步了解围岩的地应力和煤层的渗透性，掌握煤层的延伸压力（岩石扩张裂隙的最小应力）、闭合压力（岩石的最小水平应力）和小型压裂压力，选择压裂方向，进行压裂设计，就需要有试验井。由于地应力测试是在裸眼井条件下进行的，所以试验井的钻井，必须保证井壁的稳定性，防止煤层有较大的扩径。为此，应采用平衡钻井工艺。
为开采煤层气，就必须打生产井。生产井的主要问题是稳定产层，减少储层污染伤害。因此，在生产井钻进时，应严格操作标准，采用平衡-欠平衡钻井工艺，使用低pH值（pH＝5.5～7.5）的非活性泥浆，或采用雾化空气钻进和地层水钻进，尽量减少对煤的基质和矿物成分的影响，确保煤层割理（或裂隙）系统的清洁、畅通。
在生产开发区，为获取储层参数、掌握煤层气井的生产动态，还需要设置观测井，这类井常采用平衡钻井工艺和稳定的裸眼完井技术。
煤层气井的井孔设计应尽可能相互兼顾，做到一井多用，以降低费用。
7.2.2 钻井设计
在尽可能多地获得地层和储层参数并加以分析后，就可以进行钻井的设计工作。钻井设计很大程度上决定了所用钻井、完井、生产工艺类型以及所需的设备。
钻井设计应包括钻井地质设计、钻井工程设计、钻井施工进度设计和钻井成本预算设计4部分。设计的基本原则是：①钻井地质设计要明确提出设计依据、钻探目的、设计井深、目的层、完钻层位及原则、完井方法、取资料要求、井深质量、产层套管尺寸及强度要求、阻流环位置及固井水泥上返高度等；②钻井地质设计要为钻井工程设计提供邻区、邻井资料，设计地层水、气及岩石物性，设计地层剖面、地层倾角及故障提示等资料；③钻井工程设计必须以钻井地质设计为依据，钻井工程设计应有利于取全、取准各项地质工程资料，保护煤层，降低对煤层的伤害，保证井身质量符合钻井地质设计要求，为后期作业提供良好的井筒条件；④钻井工程设计应根据钻井地质设计的钻井深度和施工中的最大负荷，合理选择钻机，所选钻机不得超过其最大负荷能力的80%；⑤钻井工程设计要根据钻井地质设计提供的邻井、邻区试气压力资料，设计钻井液密度、水泥浆密度和套管程序；⑥钻井工程设计必须提出安全措施和环境保护要求。
钻井设计的主要内容包括井径、套管选择以及井身结构。
7.2.3 钻井
由于煤层气储层特性的特殊性，使得煤层气井的钻进过程必须突出两个目标：防止地层伤害和保障井孔安全。需要注意的问题应包括：地层伤害，高渗透层段的钻井液漏失，高压气、水引起的井喷以及井筒稳定性。
7.2.3.1 煤层气井的钻进方式
煤层气井的钻进方式一般有两种：普通回转钻进和冲击回转钻进（图7.3）。
图7.3 煤层气井钻进方式示意图
（据苏现波等，2001）
钻进方式的选择主要取决于煤层的最大埋深地层组合、地层压力和井壁稳定性。对于松软的冲积层和软岩层，可采用刮刀钻头；中硬岩层和硬岩层更适于用牙轮钻头。
一般来说，浅煤层钻井地层压力一般较低（小于或等于正常压力），宜选用冲击回转钻进，用清水、空气或雾化空气作循环介质。这一方法钻进效率高，使用非泥浆体系的欠平衡钻进工艺也减少了泥浆滤液对储层的伤害。当钻遇裂隙发育并产生大量水的地层冲击钻头时，以空气和流体混合交替方式钻进往往是最经济、有效的方法，并且对井孔的损害最小。深煤层钻井，由于地层压力一般较高（大于正常压力），井壁稳定性较差。因此，使用水基泥浆体系的普通回转钻进工艺，以实现平衡压力的目的。当使用泥浆钻进时，应特别注意尽量降低对煤层井段的地层伤害，因为煤中裂隙一般都很发育，即使采用平衡钻进，也会引起少量滤液进入煤层。
在某些超压区进行钻进时，为确保井壁稳定性和钻井安全问题，常常使用微超平衡水基钻液。
7.2.3.2 煤层气井的钻井参数
在煤层段钻井，应采用“三低钻井参数”，即低钻压、低转速和低排量。根据所钻煤层的特殊情况，一般选取钻压为30～50kN，转速为50～70r/min，泵排量为15～20L/s。
在非煤层段钻井时，可根据实际情况增大钻压、转速和泵排量，快速钻进，提高机械转速，缩短钻井时间。钻井参数可参照常规油气井确定的参数进行钻进。
7.2.4 取心
煤层气井的取心作业往往是获得详细的地层描述和储层特性的最直接、最可靠的方法。煤层气储层评价中，许多重要的储层参数都来源于取心样品的分析与测定。如煤中割理、煤质、含气量、吸附等温线、解吸时间和孔隙度等。因此，取准、取全第一手资料是煤层气储层评价的关键。具体地说，煤层气井的取心目的是：①测定煤层气含量，它是评价煤层气可采性的一个重要指标，也是煤层气储量计算和预测产量与开采期限的重要参数；②测定煤的吸附等温线，用来确定煤层气的临界解吸压力、解吸时间及可采储量；③割理、裂隙描述及方向测定，包括割理或裂隙的频数、方向、长度、宽度和矿化程度。这些数据是预测储层条件下流体扩散及渗透趋向等所必需的，其中割理或裂隙的方向是设计布井方向和射孔或割缝方向的重要依据。
为达到取心目的，煤层气井取心必须满足以下要求：
1）高的煤心采取率：提供足够数量的煤心，满足各种测试要求和保证测试精度。
2）短的气体散失时间：减少取心时间和出筒装罐时间，提高含气量测定的准确性。取心时间与取心方法和井深有关，取心后装罐时间一般应小于15min。
3）较大的煤心直径：通常以7.6～10.2cm较为适宜，以提高生产层评价质量。
4）保持完好的原始结构：进行割理、裂隙描述与方向测定，反映储层真实面目；降低煤心污染程度，提高数据质量。
❺ 煤层气工程现在的困难是什么
我国煤层气产业化发展面临的几个问题
虽然目前我国的煤层气生产和利用规模已经达
到一定数量, 但和美国、加拿大等国家相比, 规模
仍然很小, 我国煤层气产业化发展的历程仍然漫
长, 以下几方面是我国煤层气产业化需要面临的具
体问题:
211 施工设备问题
目前我国煤层气开发几个关键工序所用施工设
备供应不够充足, 设备紧缺, 施工价格偏高。在目
前煤层气垂直井钻井施工中, 我国普遍采用煤田地
质勘探钻机和泥浆钻进, 而对煤层气开发有利的空
气钻进设备, 目前国内仅有有限的几台套, 而且是
最近几年才装备, 其数量远远不能满足我国煤层气
产业化发展的需要。煤层气增产所需要的压裂施工
设备, 目前国内除满足石油天然气行业施工以外,
可供煤层气开发使用的压裂设备极其有限, 而且多
为老旧设备, 性能较差, 液氮压裂泵车更是稀缺,
很难组织规模化的施工。煤层气多分支水平井施工
所需要的随钻定向设备目前仍依赖于国外。旨在简
化工艺、降低成本的连续油管设备, 在我国油气开
发中很难达到利用。这些技术设备的短缺, 不仅使
煤层气井规模发展的速度受到限制, 而且物以稀为
贵, 施工价格较高, 增加了煤层气开发的成本, 使
本身经济可行性就差的煤层气开发雪上加霜, 难以
靠自身的赢利滚动健康发展, 在一定程度制约了煤
层气开发的产业化。
相比国内而言, 美国、加拿大等西方国家设备
制造力量雄厚, 可供选择的施工设备充足。全球着
名的压裂设备制造厂家哈理伯顿公司和双S 公司都
在美国, 双S 公司还在加拿大设有子公司。这些公
司每年生产的数百台压裂设备, 首先满足了本国的
需要, 而且这些设备不存在远程运输费用和进口环
节费用, 相对折旧低, 施工成本也低, 同时这些设
备的维护也便捷、及时, 这些因素都在很大程度上
促进了美国和加拿大煤层气的发展, 也是这两个国
家煤层气开发以垂直井压裂为主的原因之一。相对
的, 澳大利亚煤层气开发主要采用不需要压裂的U
型井施工工艺。
212 专业化队伍建设问题
产业化需要专业化的施工和管理队伍。煤层气
井施工环节众多, 不同的环节涉及到不同的学科,
其中任何一个环节的失误都可能造成煤层气开发最
终的失败, 一些煤层气开发的失败很大程度上起因
于施工环节的松懈, 没有真正落实设计的初衷和意
图。煤层气产业化需要大批专业化、训练有素的产
业队伍, 从事煤层气井勘探、施工、地面建设、生
产管理等各个环节的施工和管理, 以保证煤层气井
施工的质量和目的。另一方面, 专业化的施工队
伍, 能够降低施工成本、缩短建设周期, 对煤层气
产业化起着至关重要的作用。
目前我国垂直井施工中从事煤层气钻井的队伍
多是煤炭地质行业的人员, 垂直井射孔、压裂、水
平井施工等环节多是石油行业的人员, 两支队伍各
有优缺点, 但都需要针对煤层气开发进行专门的培
训和学习。
213 煤层气井管理问题
4 中国煤层气 第4 期
煤层气井生产管理在我国煤层气开发中一直是
薄弱环节, 煤层气井井底流压控制和排采强度控制
直接影响到煤层气井的产量和长期产能, 部分煤层
气项目的失败主要是在排采环节控制不好造成的。
因此需要针对不同的地质和水文条件摸索经验, 形
成相应的排采管理技术规范。
另一方面, 煤层气开发产业化将投运大批的煤
层气井, 这就需要摸索在我国国情下的煤层气井生
产管理经验和模式。西方国家劳动力成本高, 煤层
气井和设备多采用无人值守模式, 自动化程度高。
我国目前多采用人工值守, 定期巡检模式。随着煤
层气产业化的发展, 大量煤层气井投入生产, 采用
何种生产管理模式、设备的自动化程度、巡井制
度、数据收集制度、人为破坏因素等, 都需要进行
考虑, 需要形成一个有效的、经济可行的生产管理
模式。
214 开发技术体系完善和自主创新问题
我国幅员辽阔, 煤炭和煤层气资源遍布全国,
煤炭品种多样, 地质条件差别较大, 不同煤层气资
源区块的煤层气开发工艺也需要作相应调整和完
善。目前我国煤层气开发工艺以垂直井压裂和多分
支水平井为主, 施工手段相对单一, 其他工艺如U
形井、液氮压裂、二氧化碳注入、洞穴完井等也进
行过尝试, 但都没有规模应用。这些开发工艺多是
在借鉴国外的工艺技术基础上发展起来的, 这些工
艺适应当地的地质条件和国情, 在其相应的国家获
得成功。我们借鉴未尝不可, 但要研究这些工艺的
原理和适用条件, 同时加强对我国不同盆地地质条
件、水文条件的研究, 研究与当地地质条件相适应
的开发工艺和技术手段, 使煤层气井的单井平均产
气量达到具有工业开采价值的水平, 使项目具有相
应的经济可行性, 才能真正促进我国煤层气的产业
化的进程。一项技术的突破往往能带动一个产业的
发展, 加拿大采用连续油管液氮压裂工艺成功之
后, 煤层气产业才得以快速发展。
其次, 煤层气集输体系作为煤层气开发的一个
重要环节, 技术方案需要完善。此前我国的煤层气
开发主要基于勘探和开发试验, 随着煤层气开发产
业化和商业化, 煤层气的利用也要一并纳入考虑范
畴, 整个煤层气开发体系包括勘探、施工、生产、
集输和利用, 这个体系中的各个环节都是相互关
联、相互影响的, 是一个系统工程。煤层气储层低
压的特点决定了其生产管理和集输工艺的特殊性,
尤其是煤层气集气系统, 在煤层气的生产和利用环
节中起着桥梁作用, 集气系统的集气方式、站点控
制范围、增压点分布、系统进出口压力, 以及对煤
层气井生产的反馈影响、对利用项目进口压力的影
响等因素, 都需要深入研究, 相互匹配, 才能使整
个煤层气开发系统流畅运行。
研究内容方面, 以往我国的煤层气开发以勘探
和试验为主, 国内专家和学者的关注也主要集中在
煤层气资源勘探、选区评价、地质条件分析等方
面, 随着我国煤层气产业化的发展, 研究的内容需
要更多关注生产方面的问题, 要基于生产实践, 解
决生产实际问题, 研究煤层气的生产工艺和设备改
进, 研究煤层气利用和转化的有效方式等, 为煤层
气产业化提供基础依据。
❻ 煤层气选区评价参数标准和方法体系
一、煤层气选区评价参数标准的建立
参考国外煤层气目标评价标准、参数及中国煤层气高产富集的基本条件，从中国煤层气勘探开发实际地质条件出发，优选出资源丰度、煤阶、煤层厚度、含气量、地解比、吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、煤层埋深、构造条件及水文地质条件等11项关键参数。
（一）煤层气资源规模及丰度
国家标准《石油天然气资源/储量分类》规定，常规天然气大、中、小型气田的资源量规模分别为大于300×108m3、50×108～300×108m3和小于50×108m3，考虑到煤层气采收率低的事实，上述界限分别设为1000×108m3、200×108～1000×108m3和小于200×108m3。
与煤层气目标资源规模相比，资源丰度的意义更为重要，一井多层或多段开发可以弥补含气量偏低之不足，煤层累厚大而含气量偏低的目标区同样有较大的开发价值。同时，资源丰度作为唯一指标，亦可避免多重指标造成的不协调矛盾，从而可使煤层气区带含气性类型的确定具有唯一性。
煤层气储层与常规储层相比，属低孔隙度、低渗透率、低丰度储层。储量丰度受控于煤层厚度、含气量及煤层密度、灰分含量等因素。具有煤层气开发价值的地区，资源量丰度应在中等以上。如美国圣胡安盆地资源丰度为1.28×108m3/km2，中国沁水煤层气大气田资源丰度大于2.00×108m3/km2，美国黑勇士盆地资源丰度为0.38×108m3/km2，中国鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层气资源丰度为2.85×108m3/km2，中国宁武盆地南部煤层气资源丰度为2.10×108m3/km2，中国准噶尔盆地南部昌吉地区煤层气资源丰度为1.06×108m3/km2，中国霍林河盆地煤层气资源丰度为2.40×108m3/km2。而目前勘探尚未获得工业性开发的一些盆地或地区，如中国江西丰城、云南恩宏、东北三江—穆棱河盆地、淮南、淮北等地区，煤层气资源丰度均小于0.50×108m3/km2。
对全国29个聚气带（台湾除外）和115个目标区的统计结果表明，资源丰度小于0.50×108m3/km2的聚气带占7%，目标区占12%；资源丰度介于0.5×108～1.5×108m3/km2之间聚气带占57%，目标区占55%；资源丰度大于1.5×108m3/km2的聚气带占36%，目标区占33%。在资源丰度分布直方图（图4-5）上（叶建平等，1998），资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2处对应于煤层气区带资源丰度分布曲线上的两个拐点，是资源丰度变化或分布的两条自然分界。由此，分别以资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2为界，将煤层气区带划为富气聚气带（目标区）、含气聚气带（目标区）和贫气聚气带（目标区）3种含气类型（表4-2）。
表4-2 中国煤层气目标区资源规模及丰度划分表
图4-5 中国煤层气区带资源丰度累计频率直方图
（二）煤阶
煤的吸附能力随煤阶的变化呈现阶段式、跃变式变化，充分反映出煤化作用控制分子结构、晶体结构和表面物理化学性质，是煤吸附能力的主要控制因素。
因此，由于低煤阶吸附能力较低，决定了低煤阶煤含气量较低，在确定煤层气选区评价标准时低煤阶含气量标准应相应降低，同时煤层厚度标准应相应提高，以弥补含气量的不足（表4-3）。
表4-3 中国不同煤阶划分标准表
（三）煤层厚度
国内外获商业性煤层气流的地区，煤层总厚度均大于10m，主力煤层厚度大于2m，薄煤层分布区的煤层气一般没有商业开采价值。美国圣胡安盆地高产区煤层平均厚15m，低煤阶的粉河盆地煤层厚12～30m；中国沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区和宁武盆地南部煤层气富集区煤层厚15m左右，韩城地区煤层单层厚度大于1.5 m，准噶尔盆地昌吉地区煤层厚30m左右，霍林河盆地煤层厚度超过50m。
通过统计中国主要煤层气目标区煤层厚度与煤层含气量及单井日产量之间的关系可以得出，中高煤阶煤层单层厚度应大于1.5m，大于5m最有利，低煤阶煤层厚度应大于5m，煤层气开发具有较好效果，大于10m最有利（图4-6、图4-7）。
图4-6 中国中高煤阶煤层厚度与煤层含气量及单井日产气量之间的关系图
图4-7 中国低煤阶煤层厚度与单井日产气量之间的关系图
（四）煤层含气量
国内外已开发的煤层气气田高产区块以较高含气量为主，美国圣胡安、黑勇士盆地重点开发区，平均含气量分别为17.0m3/t、16.6m3/t；中国沁水煤层气田平均为16.0m3/t，最高达30.0m3/t，鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层含气量平均为16.0m3/t，宁武盆地南部煤层含气量平均为11.0m3/t。而含气量小于8.0m3/t的一些低含气、高饱和地区，如美国尤因塔盆地、粉河盆地单井日产气量也可超过4000m3；中国霍林河盆地煤层含气量平均为5.7m3/t，吸附饱和度超过90%，单井日产气量达到1000m3。
从中国煤层含气量与单井日产量之间的关系可以看出，中高煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于5.0m3/t，低煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于2.0m3/t。
初步将煤层气选区评价煤层含气量界限中、高煤阶为5.0m3/t以上，大于8.0m3/t最有利，低煤阶煤层含气量大于2.0m3/t，大于4.0m3/t最有利（图4-8）。
图4-8 中国中高煤阶煤层含气量与单井日产气量之间的关系图
（五）煤层气吸附饱和度
吸附饱和度是实测含气量与理论含气量的比值。实测含气量是煤心解吸得到的含气量（包括解吸气、残余气和损失气），需要用绳索式密闭取心技术快速取煤心罐装解吸实测；理论含气量是吸附等温线上与原始地层压力对应的含气量。
一些煤层气高产富集区块均为高饱和度，如圣胡安盆地为90%～98%，黑勇士盆地为92%～99%，低煤阶的粉河盆地超过100%，沁水煤层气田为85%～95%，大宁—吉县地区为80%～100%，宁武盆地南部地区超过85%，昌吉地区为95%～98%，霍林河盆地超过90%；中等饱和度气藏因地解压差大而开采成本高，如鄂尔多斯盆地东部吴堡为60%～80%；低饱和度气藏一般无商业开采价值，如沁水盆地屯留地区，吸附饱和度低于30%，临县—兴县地区也仅为30%～50%。
从中国煤层吸附饱和度与单井日产量之间的关系可以看出，单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层吸附饱和度均大于50%，产气效果较好的地区煤层吸附饱和度大于70%。因此初步将煤层气选区评价吸附饱和度界于50%以上，大于70%最有利（图4-9）。
图4-9 中国煤层含气饱和度与单井日产气量之间的关系图
（六）煤层原始渗透率
煤层气与常规天然气显着不同，一是煤层同为源岩和产层，煤层气吸附量与其孔隙内表面积直接相关；二是煤层为低孔、低渗储层，其割理发育程度是影响其渗透率并控制产能的关键因数之一。
煤的原始渗透率无法在实验室测定，一般要在井筒中采用注入/压降试井法或DST试井法测试求取。低渗透率煤层分布区的煤层气一般无开采价值，产能高的地区，煤层原始渗透率一般为高—较高。例如，圣胡安盆地高产区块为1×10-3～50×10-3μm2，属中高渗透率；黑勇士、皮申斯及沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部柳林地区一般为0.5×10-3～5.0×10-3μm2，为较高渗透率。日产气量1000～1500m3的较低工业性气流区，多为中—低渗透率，如陕西吴堡地区、山西沁水盆地东部屯留地区，渗透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2。
从中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系可以看出，单井日产气量超过1000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.1×10-3μm2，单井日产气量超过2000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.5×10-3μm2（图4-10）。
图4-10 中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系图
一般认为低煤阶煤要求渗透性较高煤阶煤高，国外一般低煤阶煤层渗透性达到几十至上百个毫达西，如粉河盆地一般10×10-3～20×10-3μm2，苏拉特一般2×10-3～10×10-3μm2，中国准南一般2×10-3～13×10-3μm2，阜新一般大于0.5×10-3μm2。
（七）有效地应力
有效地应力指煤层压裂最小有效闭合应力，为煤层破裂压力与其抗张强度之差。有效地应力与区域地应力场、煤层埋深有关。煤层气多富集于高地应力下的局部低地应力区。煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率比相同条件下的高应力区的煤层渗透率要高。煤层有效地应力愈大，其压裂难度愈大。煤层地应力超过25MPa时，一般压裂效果差。圣胡安盆地高产区域地应力为3.0～8.0MPa，沁水煤层气田为7.9～9.4MPa，均属最有利区。
通过中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系可以得出，煤层地应力应小于25MPa，地应力小于15MPa最为有利（图4-11）。
图4-11 中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系图
（八）煤层埋深
煤层埋深是影响煤层有效地应力的重要参数之一，一般随煤层埋深增加，煤层有效地应力随之增加。煤层埋深同时影响煤层渗透率，一般随埋深增大煤层渗透率减小。煤层埋深还影响煤层含气量及含气饱和度。另外，随着煤层埋深增加煤的演化程度也会随之增加（图4-12）。而且，煤层埋深越深，煤层气开采成本和开采难度越大，不利于煤层气开发。
美国圣胡安和黑勇士盆地煤层气高产井煤层埋深一般小于1200m，美国粉河、加拿大艾伯塔盆地煤层埋深300～500m，中国沁水煤层气田煤层埋深一般150～800m、大宁—吉县煤层埋深一般小于1200m。具有工业开采价值的煤层富集区煤层埋深应小于1500m，小于1000m最有利。
（九）地解比
地解比是利用吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力（图4-13）与原始地层压力的比值。临界解吸压力一般利用初期开采井开始出气的井底压力加以校正，此值反映了产气高峰期快慢和高产富集条件。临界解吸压力愈接近原始地层压力，高产富集条件愈优越。
高地解比区如美国圣胡安盆地高产区块为0.93，黑勇士盆地为0.72～0.99；中国大宁—吉县地区为0.60，宁武南部为0.50，昌吉地区为0.70，霍林河盆地为0.90，沁水煤层气田樊庄区块日产气大于2000m3的井临界解吸压力一般超过0.50。中地解比区如中国吴堡、大城地区为0.23～0.25，开采中产气量低（小于2000m3）、递减快。而低地解比区一般反映含气量低、含气饱和度低，不具备煤层气开发条件，如中国河北唐山地区为0.04～0.15。
图4-12 不同地应力下煤层渗透率与煤层埋深之间的关系图
图4-13 中国沁水盆地樊庄区块临界解吸压力与平均日产气量的关系图
初步将煤层气选区评价地解比界于0.20以上，大于0.50最有利。
（十）构造发育状况
构造因素直接或者间接控制着含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每一个环节，是所有地质因素中最为重要而直接的控气因素。构造发育状况直接影响煤层气的保存，不同类型的地质构造，在其形成过程中构造应力场特征及其内部应力分布状况不同，均会导致煤层和封闭层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异并进而影响到煤储层的含气特性。在中国，煤层气保存条件尤为重要，煤层气藏形成后得以保存至今，要求构造条件简单，断层稀少，煤体结构保存完整，同时简单的地质构造也有利于煤层气的开发，近期煤层气开发表明，高产井分布于构造上斜坡带。
（十一）水文地质条件
水文地质条件是影响煤层气赋存的一个重要因素。煤层气以吸附态赋存于煤孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封堵作用。因此，水文地质条件对煤层气保存、运移影响很大，对煤层气的开采至关重要。中、高煤阶生气不成问题，关键是后期保存，因此中、高煤阶煤层气富集区要求水文地质条件简单，处于高矿化度弱径流－滞留区，煤层气井排采过程中易降压，产水量适中，有利于煤层降压解吸。低煤阶如果煤层气成因以生物成因为主，则要求弱径流区，低矿化度有利于晚期生物气生成及水动力承压封堵有利于煤层气的保存，如果以热成因为主则对水文地质条件的要求与中高煤阶相同。
根据以上研究，得出中国煤层气选区评价参数及标准见表4-4。
表4-4 中国煤层气选区评价参数标准表
二、煤层气目标区优选评价方法体系
（一）煤层气目标区优选思路
中国煤层气资源分布地域广，成煤期多，经历的构造运动期次变化很大，成煤环境复杂，成煤规模、构造条件、演化程度复杂，因此中国煤层气目标区具有如下特点：
（1）目标区众多，共有5大聚气区、30个聚气带及115个煤层气目标区。
（2）目标区地理位置分散，在全国范围内除了西藏、台湾及海南等省区外均有分布。
（3）目标区在规模、地质条件及煤层气开发基础等方面存在着很大的差异。根据已有的认识，各目标区开发前景差异也很大。
（4）目标区研究程度参差不齐，有的目标区进行了大量研究，开发工作已经全面展开，有的工作极少。因此，各个目标区要讨论的因素只有部分目标区数据齐全，相当一部分目标区只有部分因素数据。
根据上述特点，煤层气目标区的优选排序应该是多层次的。即不可能按照统一标准来进行全部煤层气目标区的优选排序工作。对于全部目标区，应采用能够获得的因素来进行；对于研究程度较高的目标区，可采用更多的因素。因此，优选工作是递进的。即随着优选层次的上升，优选结果越来越接近实际情况。所以，这里采用的优选方法也可以称为“多层次综合递进优选法”。根据具体情况，可以采用以下4个层次的优选：
第一层次，利用含气量这一关键因素采用“一票否决”进行筛选。
第二层次，利用评价面积－资源丰度组合进行第二次筛选。主要考虑目标区规模和资源量大小对目标区进行筛选，并进一步从煤层气资源因素的角度对煤层气目标区进行优选，考虑的因素包括评价区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤级、地解比、构造条件、水文地质条件和开发基础等。
第三层次，关键因素渗透率组合优选。在该层次中采用渗透率作为关键因素。所以，只有进行过试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤阶、地解比、构造条件、水文地质条件、渗透率及开发基础因素等。
第四层次，储层压力关键因素二次优选。该层次采用的关键因素为储层压力。只有经过煤储压力试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、渗透率、构造条件、水文地质条件和开发基础因素等。
综上可以看出，随着优选排序层次的提高，考虑的关键因素综合性越高、代表性越强，优选结果与实际情况越接近。
（二）煤层气目标区优选方法和模型
为了实现上述优选思路，必须选择恰当的计算方法使评价结果合理化。为此，这里引入3种评价方法：风险系数法、综合排队系数法和区间数模糊综合评判法。
1.风险系数法
该法是国际上对常规油气圈闭进行定量排序的基本方法。在对地质风险因素进行正确分析的基础上，采用概率加的方式对主要控气地质因素进行计算机处理，得出反映各评价单元综合风险大小的地质风险系数，再根据风险系数的大小进行排序。若某一评价单元（i）中包括n个主要风险要素，且某一要素（j）的相对风险概率为Pi为
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：fij为第i个评价单元中的第j个风险要素的绝对值；Qj为第j个要素的权重值；fj，max为所有评价单元中第j个风险要素的最大值。
风险概率即为风险系数，其数值分布在0～1之间。由于在算法中引入了归一化过程，因此这里的风险系数只是各评价单元之间相对概率大小的度量或排序依据，而不能将其视为绝对概率。显然，风险系数越大，评价单元的煤层气勘探开发前景就越差；反之则越好。
将所有参评单元风险系数按大小进行排序，便可得到最终的排序结果。采用最优化分割方法对排序结果进行处理，按风险概率的相似性分为若干风险系数组，以利于进一步的勘探风险级别评价及其与“关键因素逐级分析法”的结果进行对比。
2.综合排队系数法
该法是由中国石油资源评价专家武首诚（1994）提出的。他将由地质风险分析筛选出来的风险要素进一步综合为地质风险评价（Ri）和资源量（Qi）两大类，并赋以直角坐标系中x轴和y轴的数量化意义。Y值表示资源量，X值则为其余要素的概率平均值。
根据上述两类系数，计算综合排队系数（Ra），然后由其大小对参评单元进行综合排序。在数学意义上，Ra表示评价单元P（x，y）距具有最大理论潜势的评价单元A（1，1）之远近。因此，Ra越小，资源潜势就越大。在处理过程中将最大资源系数定义为1，因此Ra值分布在0～1之间。
根据煤层气资源及其控气因素有别于常规油气资源的特征，本书对综合优选系数法进行了修改。将x轴重新定义为资源系数，为含气量、资源量、资源丰度和理论饱和度的概率和；y轴则为保险系数Gi，其值等于1－Ri，其中Ri为其余主要风险要素的概率和。
由此得到综合优选系数Ra的表达式：
煤层气开发利用前景和示范工程
资源系数和保险系数中各包括了若干要素，求算这两个系数的原理、方法和上述风险概率值的计算方法相同。
3.区间数模糊综合评判法
模糊综合评判方法是应用广泛的多因素综合评价方法之一，它对用模糊数表示的不确定性评价因素体系，有着良好的处理能力。但是对含有区间数（即一个有界闭区间）表示的评价因素，模糊综合评判已无能为力，其中关键是区间数的排序问题难以解决。关于区间数的排序，本书借助区间数的排序方法构建区间数模糊综合评判的数学模型如下：
设X＝｛x1，x2，…，xm｝是因素集，其中xi是评判指标，如“埋深”、“煤厚”等，其中部分因素用区间数表示；Y＝｛y1，y2，…，yn｝是评语集，其中yi是模糊语言，如“优”、“良”等，设A是被评判的对象，如煤田的某一块段。评判步骤如下：
单因素评判：由于评判对象A自身的某些不确定性，对A的某因素xi而言，若A为一个准确值，则它属于yj的程度用一个模糊值来表示；若A不确定，则它属于yj的程度用一个区间值来表示。另外，根据普通实数是一个特殊的区间数，把用一个模糊值表示的评判指标也用区间数表示。于是对某一评判因素xi，A属于yj的程度均可表示为区间数［
于是得到一个区间值模糊映射 f∶x→IF（Y）
煤层气开发利用前景和示范工程
这里，IF（Y）是Y上的全体区间值模糊集。得到区间值模糊综合评判矩阵为
煤层气开发利用前景和示范工程
确定评判指标的权值：设W＝（w1，w2，…，wn）ϵF（X），这里F（X）是X 上的全体模糊记。Wi是各因素的权值，本书采用灰色关联法求取各因素的权值，且满足w1＋w2＋…＋wn＝1。
煤层气开发利用前景和示范工程
这里
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排序：运用区间数排序方法排列区间数
为了实现对煤层气目标区的优选排序计算，必须获得相关的要素数值。煤层气目标区评价中使用的要素，均为具体的数据和区间数据。在进行优选排序时，因要计算其相对风险概率值、综合排队指数及区间数模糊综合评判，故要对同一因素取值相同的单位，即可实现上述赋值。而对一些不能取具体数据的要素，如区间要素，必须规定其模糊级别的分级方法。
为了避免人为因素的作用，这里采用层次分析方法来进行权重确定。利用此法确定因素权重的原理是：对于某一层次某个因素，建立下一层次元素的两两判断矩阵，一次计算该层次因素对于上一层次的相对权重。两两判断矩阵数值的含义如表4-5所示。
这样，对于上一层次的某个元素，下一层次中被支配的n个子元素或要素就构成了一个两两判断矩阵：
A＝（aij）n×n
其中，aij为要素i与要素j相对于上一层次要素的比例标度。
表4-5 两两判断矩阵构建中1〜9标度的含义表
下一步，对判断矩阵进行一致性检验。判断矩阵一致性检验方法很多，如特征根法：
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：w为权重向量，
一致性指标CI和一致性比例CR的求算方法为
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式中：RI为平均随机一致性指标，可通过查表获得。当CR<0.1时，判断矩阵的一致性是可以接受的。反之，需要对判断矩阵进行适当的修正。
最后计算各层元素对目标层的合成权重：
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：w（k）为第二层中元素对总目标的排序向量；w（k-1）为第k层中第nk个元素对第k－1层中第j个元素为准则的排序权重向量。最后需要指出，判断矩阵A需要通过专家调查来获得。
根据上述方法，进行权重计算得到权重系数（表4-6）。
采用风险系数法、区间数模糊综合评判法结合综合排队系数法进行排序。
表4-6 关键因素权重赋值及权系数计算结果表
❼ 瓦斯抽采成本 多少钱一方
地面的抽采煤层气工程，这里只说井下瓦斯抽采，瓦斯抽采的成本范围变动是很大的。和瓦斯地质条件关系密切。成本包括钻孔施工，封孔，联网，泵站成本，钻孔维护成本，等方面，封孔又和封孔材料不同成本差异较大。对于透气性差的煤层需要才去水力压裂，水力割缝，炸药预裂，二氧化碳预裂等不同的增加煤层透气性的措施。这也会增加瓦斯抽采的成本。所以不同的瓦斯地质条件下的瓦斯抽采成本是差别较大的。只能供你参考的，你可以粗略的测算。
❽ 国外煤层气勘探开发进展及启示
全世界煤层气资源丰富。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达263.8×1012m3，主要分布在12个国家（表2-1）。目前，全世界每年因采煤向大气释放的煤层气达到353×108～587×108m3，既是能源的极大浪费，又对全球环境造成严重破坏。特别是中国、俄罗斯和美国煤矿煤层气释放量最大，其煤层气开发潜力也最大。
表2-1 世界主要产煤国家煤层气资源和释放量表
以前由于各国把煤层气看作是一种煤矿开采中的有害气体，大多进行井下抽放，利用较少。直到20世纪80年代末美国首先取得了煤层气地面开采的成功。世界各国逐渐开始重视煤层气，把其看作是一种宝贵的资源。
2009年美国的煤层气产量地面开采已达542.0×108m3，加拿大为60.0×108m3，澳大利亚为47.7×108m3，中国为10.5×108m3。英国、德国和波兰等国家在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面也取得了很大成功。
一、国外煤层气井下抽采利用情况
（一）国外煤层气井下抽采利用简况
据不完全统计（表2-2），全世界有17个主要产煤国家，约有623个矿井在井下抽采煤层气，2006年抽采总量为73.53×108m3。美国、俄罗斯、澳大利亚、德国和波兰的矿井下抽采量分别为30.00×108m3/a、7.40×108m3/a、6.00×108m3/a、6.00×108m3/a和2.13×108m3/a。许多国家的矿井在回收和利用煤层气方面已经积累了很多丰富的经验，并开展了许多煤层气开发和利用项目。
表2-2 国外主要采煤国家煤矿瓦斯抽采利用情况表
（二）国外煤层气井下抽采技术简况
当用通风方法不能使回采工作面涌出的瓦斯稀释到《煤矿安全规程》规定的最高允许浓度时，就必须预先抽采瓦斯。在许多国家，瓦斯预抽已经成为降低工作面瓦斯涌出量和防止突出的一项主要措施。
回采工作面瓦斯防治措施有区域性措施和局部性措施两种。前苏联、波兰、德国、英国等国家采用的区域性措施主要有：瓦斯抽采、开采保护层、煤层大面积注水等；局部性措施主要有：松动爆破、超前钻孔、水力冲孔、卸压槽等。
二、国外煤层气地面勘探开发情况
（一）美国煤层气勘探开发简况
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家。美国有较丰富的煤层气资源，估计资源量为21.19×1012m3，占世界第三位（图2-1）。美国现有14个主要的含煤盆地，1200m埋深以浅的煤层气资源量为11.00×1012m3。美国煤层气资源主要分布在西部的落基山脉中－新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国85%的煤层气资源，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中。目前，落基山脉中的新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气资源最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。
美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在80年代之后。已形成煤层气生产规模的有圣胡安、黑勇士两个早期开发盆地和粉河、尤因塔、拉顿、皮申斯、大格林河、切诺基、阿科马和阿巴拉契亚等新盆地。1980年美国煤层气生产能力尚不足1×108m3，1990年钻井增加到2982口，产量上升到100×108m3，1993～1994年稳定在200×108m3以上，2001年产量达到480×108m3，2008年煤层气生产井约3万口，产量超过557×108m3（图2-2）。
圣胡安、黑勇士盆地保持高产稳产，但产量比重下降；1995年占全美煤层气产量的94%，2000年占76%。新区（粉河、拉顿、尤因塔等）发展迅速，产量比重上升，1995年占全美2%，到2000年占19%。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术，2006年产量140×108m3，占全美26%；中阿巴拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术，2006年产量20×108m3，约占全美4%。
图2-1 美国的主要含煤盆地及其开发盆地示意图
图2-2 美国煤层气1989〜2008年年产量历年变化图
美国大规模开发煤层气的成功经验如下：
1.能源需求、经济效益和环保要求是美国煤层气产业发展的动因
美国陆上有14个主要的含煤盆地，煤层气资源量大约为21.9×1012m3。20世纪70年代末期，为缓解能源供需矛盾，减轻对外国能源进口的依赖性，美国政府于1980年出台了《能源意外获利法》，旨在对没有价格控制的石油市场造成的原油意外获利进行征税，并把税收收入用于建立能源信托基金，为非常规能源项目提供资金，鼓励非常规新能源的开发。
当时美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气600×108～800×108m3。美国是煤炭资源大国，每年因采煤向大气排放大量甲烷气，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金，因此美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，并促使企业经营者减排降污。可见，能源需求、经济效益和环保要求成为美国煤层气产业发展的原动力。
2.制定优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力，是美国政府鼓励煤层气产业发展的出发点
20世纪70年代末，美国众、参两院举行听、证会，充分探讨煤层气开发利用的有关问题，并通过《能源意外获利法》的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是以煤层气从开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度；同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。第29条税收补贴政策是用单位产量的所得税补贴值形式表示的，补贴值随着产量的增加而增加，并随着通货膨胀系数的变化而调整。
3.健全的法律为美国煤层产业发展提供保障
立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律、法规的形式体现出来。1983年，亚拉巴马颁布了煤层气产业法规，是最早颁布煤层气产业法规的州政府；1990年，弗吉尼亚颁布了煤层气法规；1994年，西弗吉尼亚也颁布了煤层气法规。亚拉巴马州和弗吉尼亚州在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，产生的经济效益和社会效益非常明显，说明了煤层气产业的快速健康发展离不开政府的宏观管理和相应的法规支持。
（二）澳大利亚煤层气勘探开发简况
澳大利亚是继美国之后另一个积极进行煤层气开发的国家。因其主要城市和工业区分布在东部沿海地区，目前的煤层气业务主要在东部沿海地区开展，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。澳大利亚煤炭可采储量为399×108t，平均甲烷含量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10mD，煤层气资源量为8×1012～14×1012m3，列世界第四位。
澳大利亚的煤层气勘探工作始于1976年，1998年的产量只有0.56×108m3，2008年煤层气产量占天然气总产量的25%，约为36×108m3，煤矿瓦斯抽采达到6×108m3，与美国20世纪90年代初期一样，正处在煤层气产业快速发展的时期。
促使澳大利亚煤层气开发利用迅速发展的主要因素在于：澳大利亚是《京都议定书》的签约国，降低碳排放量是澳大利亚调整能源结构、发展洁净能源、培育市场发育的原动力；煤炭工业供过于求，竞争加剧，而天然气及其加工业的政策逐步宽松；澳大利亚东海岸人口密集，工业发达，发电业和加工业等对天然气的需求量迅猛增加，天然气供需缺口大。
澳大利亚煤层气开发利用的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，主要包括：煤层气的开采权受《1989年的矿产资源法》和《1923年的石油法》保护；煤层气的产权管理保持与石油完全一致；现有的石油和煤炭租赁区内以及租赁申请中都将授权进行煤层气的开采权；在租赁申请方面，煤层气和煤炭开采将享有同等的优先进入权；在矿权审批时，将以垂向上的深度划分矿权，以避免地表矿权申请的冲突；当煤层气作为煤矿开采的副产品并用于煤矿当地的发电时，将免缴矿区使用费；煤炭与煤层气在地面允许同时作业，但应尽量避免相互间的潜在影响。
（三）加拿大煤层气勘探开发简况
加拿大早在20世纪80年代初期就开始在西部盆地从事煤层气勘探，90年代后由加拿大沉积和地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地及东部新斯科舍省部署了一批井，进行勘探和开采试验，近几年发展很快。据统计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量6×1012～76×1012m3，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤层气资源基地。
加拿大煤层气开发的起步时间基本与中国相当。1980～2001年，加拿大仅有250口煤层气井，生产井70口，其中4口单井达到2000～3000m3/d。之后，一些石油和能源公司开始加大对煤层气勘探和开发试验活动的投入，煤层气开发迅猛发展，仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1×108m3，煤层气生产井的单井日产量2830m3。截至2009年底共有煤层气生产井超过1万口，煤层气年产量达到60×108m3。
艾伯塔平原地区的煤层气资源量11.67×1012m3，丘陵地区约为3.7×1012m3。盆地东部煤变质程度低；盆地最西部由于埋藏深度增大，煤变质程度最大，镜煤反射率达到2.0%。
艾伯塔省煤层气快速发展的主要原因包括以下几个方面：
（1）广阔的西部平原分布着巨大而连续的煤层，形成了经济规模的煤层气资源，发现了马蹄谷组煤层气高产走廊。
（2）使用先进的连续油管作业技术，工程费用相对较低，还直接利用已有的天然气井重新完井，对原有的测井曲线重新评价，并且储层中没有水，这些均促成了成本的降低。
（3）紧邻完善的集输系统和压缩系统，具有良好的下游工程、合理的天然气价格、持续增长的市场需求和政府部门的有力保障。
三、国外煤层气勘探开发运作模式
国外煤层气区块由开始到商业生产，共分为6个阶段，分别是寻找区块阶段、定义阶段、勘探阶段、制订计划阶段、发展阶段和商业生产阶段。
寻找区块阶段主要是公司对煤层气开发有意向，着手寻求投资目标。在这一阶段，主要是对有煤层气商业开发潜力的区块进行筛分，确定一批可能具有商业利益的区块。
定义阶段主要是针对上一阶段筛选出来的具有商业开发潜力的区块进行收集资料，进一步评价其风险与收益，并提供数据给决策者，从中选出最大的一个或多个区块进行投标。
勘探阶段主要是对投标后所取得的区块进行具体的勘探。首先对区块进行评价，优选出煤层气勘探有利目标区，进行布井。在这一阶段一般要打一些勘探井。根据勘探的结果，进行经济分析，决定是否进入下一阶段。如果评价后具有开发价值，可以继续向下进行。
制订计划阶段主要是根据勘探阶段所获得的数据进行进一步分析，如果勘探失败则放弃区块。如果获得了一定的工业气流，则制订初步的开发方案。根据方案进行经济评价，根据评价结果来确定是否确定商业开发或将区块出售。如果评价后，经济效益较大，则根据公司状况，确定进行下一阶段。
发展阶段主要是在上一步确定开发后的基础上进行详细开发方案的设计，确定开发井的布井方案、煤层气的集输设施和下游工程。
商业生产阶段主要是继续打一些开发井，对煤层气井的开发进行制度管理，对气井进行增产等。
四、国外煤层气勘探开发对中国的启示
以美国为代表的几个国家经过20多年的煤层气勘探开发工作，取得了令世人瞩目的成就。究其原因，首先是全面系统地对煤层气成藏机理和开发特点进行研究，加深了对煤层气资源的认识，并且发展了一系列勘探开发新技术。另外，良好的经济效益对煤层气勘探也起到了巨大的促进作用。
（一）重视选区评价研究工作
煤层气勘探要取得突破，前提是选区要准。煤层气勘探实践表明，地下煤层含气是普遍的，但富集程度和开采条件是不均一的。美国已在十几个盆地进行煤层气勘探，效果好的主要有圣胡安、黑勇士、阿巴拉契亚、拉顿、尤因塔、粉河等几个盆地，并且每个盆地均打了几百口井才认识到煤层气高产富集控制因素，才选准了目标。美国正是以坚实的理论研究为基础，对含煤盆地进行综合地质评价后选出适合开采的盆地，再优选目标，即确定最佳远景区，在远景区内圈定煤层气潜力最好的生产试验区。一般是在低位沼泽环境条件下由木本植物形成的厚度大、分布稳定、产状平缓的镜煤与亮煤区中，找含气量大、裂缝发育、渗透性好的大型线性构造的最大曲率部位优先勘探。煤层厚度、含气量和渗透率是煤层气选区中最为重要的评价参数，要对它们做出可靠的评价，必须准确确定含煤盆地沉积相带特征，圈出盆地沉积中心及煤层厚度分布，弄清盆地区域构造特征及沉积后的构造演化和封盖条件。煤阶也是煤层气选区评价中必须考虑的因素，中煤阶区无疑是煤层气勘探最好的地区，但煤层巨厚的低煤阶区和构造裂隙发育的高煤阶区同样能够形成煤层气工业性产能。
（二）因地制宜，发展先进的工艺技术，加快勘探步伐
煤层气藏是一种特殊的气藏类型，其勘探开发技术在很多方面有别于常规油气勘探。美国经过20多年的煤层气勘探开发实践，已经形成了配套的工艺技术，为其煤层气勘探开发总体水平的提高起到了巨大的推动作用。中国煤层气勘探技术经过近10年的技术应用与改进，得到了长足发展，在煤层气钻井完井、压裂测试和排采技术等方面初步形成了配套的工艺技术系列，但在浅层空气钻井、沿煤层水平井钻井、高压高渗区裸眼洞穴完井、造长缝压裂技术和其他增产措施等方面与国外先进技术仍有很大差距。选择适宜的地质条件，借鉴国外先进技术，努力提高单井产气量，是中国煤层气勘探取得新突破的必经之路。一般来讲，中、低煤阶煤层渗透率大于5mD，采用裸眼洞穴完井技术开发效果最佳；中、高煤阶煤层稳定性好，采用多分支水平井开发效果最佳；中煤阶中渗区采用水力压裂增产技术；中、低煤阶高角度煤层可沿煤层钻进1000m，单井产量明显增高；对于低煤阶高渗区的多煤层，采用油管冲刷非常有效。
（三）煤层气勘探具有良好的经济效益
国外煤层气开发的成功经验证实，煤层气勘探开发可获得明显的经济效益，主要反映在以下几个方面。
1.勘探费用低，获利大，风险小
煤层气勘探比常规油气勘探耗资低。1987年美国一口抽样煤层气井的勘探费用只占开采总成本的0.6%。这是由于探区内煤层的有关资料已经掌握，并且地质因素的不确定性比常规油气勘探低。美国黑勇士盆地Brookwood气田煤层气勘探结果为，勘探费用1000万美元获得10亿万美元的煤层气储量，平均每产1000m3煤层气可获利89美元，年纯利润820万美元。由于勘探费用低，因而勘探失利造成的风险也不会太大。
2.生产成本低，生产期长
由于煤层气埋藏浅，并且产气量稳定，因此煤层气生产成本较低。美国黑勇士盆地和圣胡安盆地每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用分别为32万～38万美元和62万～72万美元，煤层气成本4美分/m3。中国沁水盆地晋城地区投入开发，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用为人民币230万元，煤层气成本也仅为0.25元/m3。
煤层气井的生产期已经超过了人们预期的寿命。圣胡安盆地一般产量的井和黑勇士盆地高产量的井，生产寿命长达25年以上。在煤层气井排采过程中，经初期排水后产气量大幅度增加，并且产量增加常常持续十几年以上，之后才出现缓慢的下降。
3.煤层气井经济效益好
国内外煤层气勘探实践表明，达到工业性开发的煤层气井产气量一般在2000～8000m3/d，在一定地质条件下，煤层气井还可形成较高产能。如美国圣胡安盆地单井最高产气量达28×104m3/d，单井平均产气量为56000m3/d；尤因塔盆地单井平均产气量接近20000m3/d。并且，由于煤层通常比常规储层连续性好，厚度大，气产量稳定，也易于预测。因此，煤层气井中极少出现不产气的井（干井）。同时，煤层气井的开发还具有甲烷采收率高（50%～80%）和开采范围大的特点。因此，煤层气井一般都能获得较好的经济效益。按美国的经验，从回收期、贴现净现值及所需的最低煤层气价3个方面进行测算，相当一部分煤层气井的经济效益明显高于普通气井的经济效益。因此，尽管美国现在煤层气井不再享有特殊的优惠政策，仍有尤因塔、粉河、拉顿、阿巴拉契亚等盆地煤层气开采取得较好的经济效益，产气量呈逐年上升之势。
❾ 国外煤层气勘探开发现状的启示
美国、澳大利亚和加拿大等国家的煤层气勘探开发发展比较迅速，而其他大多数国家尚处于煤层气勘探开发试验阶段。我国煤层气资源丰富，勘探开发起步较晚，且发展缓慢，目前仍处于勘探开发试验阶段。通过深入分析国内外煤层气勘探开发现状，得到以下几点启示。
（1）能源需求、环保要求和经济效益是煤层气产业发展的动力。
20世纪70年代末，美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气600×108～800×108m3。美国是煤炭资源大国，拥有较为丰富的煤层气资源。每年因采煤向大气排放大量甲烷气，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金。而且美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，并促使企业经营者减排降污。因此，能源需求、环保要求和经济效益成为美国煤层气产业发展的动力。
（2）丰富的资源基础奠定了我国煤层气广阔的勘探开发前景。
全球煤层气资源极其丰富，绝大部分煤层气资源量分布在12个主要产煤国，其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚的煤层气资源量均超过10×1012m3。相比美国而言，我国煤层气资源更为丰富，因此我国煤层气勘探开发具有坚实的资源基础，前景广阔。
（3）复杂的地质条件决定我国煤层气勘探开发任务的艰巨性。
相对美国含煤盆地较简单的构造演化史而言，我国含煤盆地经受了复杂的构造改造，大多数原型含煤盆地构造破坏严重，煤层气地质条件异常复杂，低阶煤和高阶煤煤层气资源比重大。因此，必须建立起一系列适合我国煤层气地质特点的认识和理论来指导煤层气勘探开发，而理论的建立及应用是一个艰巨的过程。
（4）煤层气地质研究和资源评价是煤层气勘探开发的基础。
自20世纪70年代中后期以来，美国地质调查局（USGS）、天然气技术研究所（GTI）、美国能源部（DOE）等单位对煤层气基本地质条件、富集产出机理和增产措施方面进行了深入研究，组织完成了多次全美煤层气资源评价，加深了对煤层气资源的认识，有效地指导了美国煤层气的勘探开发。
（5）配套的工艺技术是煤层气勘探开发的关键。
煤层气藏是一种特殊的气藏类型，其勘探开发技术在很多方面有别于常规油气。美国经过20多年的煤层气勘探开发实践，已经形成了配套的工艺技术，为其煤层气勘探开发总体水平的提高起到了巨大的推动作用。
（6）足够的勘探开发投入是煤层气产业发展的充分条件。
美国是率先形成煤层气商业化开发的国家，也是迄今为止煤层气产量最高的国家，澳大利亚和加拿大近年来也实现了煤层气商业化开发，而世界上其他国家尚没有大规模开发煤层气，除去其他诸多影响因素，很重要的原因是煤层气资源的勘探开发投入程度，足够的勘探开发投入是煤层气产业发展的充分条件。
（7）制订优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力是煤层气产业发展的必要条件。
20世纪70年代末，美国政府通过众、参两院的听证会将煤层气确定为非常规气体能源，并于1980年颁布《能源意外获利法》的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是以煤层气从开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度；同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。澳大利亚煤层气开发的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，促进煤层气勘探开发的快速发展。
（8）健全的法律是煤层气产业发展的保障。
立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律、法规的形式体现出来。在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，由此产生的经济效益和社会效益非常明显。
（9）完善的天然气管网等基础设施促进煤层气产业快速发展。
美国有完善的天然气管道系统，生产的煤层气大部分都进入天然气管网销售给燃气公司，促进了煤层气产业快速发展。而印度等国家，由于天然气管网等基础设施建设跟不上，从一定程度上迟滞了煤层气产业的发展。
（10）煤层气勘探开发具有良好的经济效益和社会效益。
美国的经验证实，煤层气勘探开发一旦取得突破，形成规模生产，可获得明显的经济效益，主要反映在以下几个方面：一是勘探费用低，获利大，风险小；二是生产成本低，生产期长；三是煤层气井经济效益好。更为重要的是，煤层气资源的勘探和开发对缓减我国能源紧缺局面、煤矿安全问题和环境污染问题意义重大，具有良好的社会效益。