Ⅰ 煤層氣是什麼東西
煤層氣俗稱「瓦斯」，其主要成份為高純度甲烷，是近二十年在世界上崛起的新型能源，其資源總量與常規天然氣相當。煤炭開采中排出的大量煤層氣作為一種新型能源，具有獨特的優勢，是優化一次能源結構的重要組成部分，是優質的能源和基礎化工原料。同時由於煤層氣作為一種有害的危險氣體，排放到大氣中具有很強的溫室效應，既破壞大氣層、污染環境，又因其易燃易爆性嚴重危及著廣大煤礦職工的生命財產安全。 山西是煤層氣資源大省，煤層氣資源量約10×1012m3,佔全國總量的1/3， 主要分布在河東、沁水、霍西、寧武、西山五大煤田。經國土資源部審查批准，山西省煤層氣探明儲量402.19×108m3，可采儲量218.39×108m3。其中以沁水和河東煤田最為富集，蘊藏量佔全省煤層氣總量的80％。沁水盆地煤層氣資源量約5.35×1012m3,具有資源分布其中、埋深淺、可采性好、甲烷純度高（大於95％）等特點，是目前全國第一個勘探程度最高、煤層氣儲量條件穩定、開發潛力最好的煤層氣氣田。煤層氣資源的開發利用將會為社會創造巨額財富。我國具有豐富的煤層氣資源，其開發潛力巨大。按照目前我國石油天然氣資源發現率計算（10％），31.46萬億立方米的煤層氣資源可獲得3萬億立方米的天然氣，參照目前天然氣的中等價格，即每立方米天然氣約1.0元（城市門站價）計算，將會為社會創造3萬億元的財富。事實上，隨著科學技術的飛速發展，資源發現率將會大幅度上升，經濟價值將不可估量。開發煤層氣，形成煤層氣產業將對國民經濟發展起到巨大的推動作用。開發煤層氣是一項龐大的系統工程，建設一個煤層氣生產基地將帶動道路、管道、鋼鐵、水泥、化工、電力、生活服務等相關產業的發展，增加就業機會，促進當地經濟的發展。特別是對於我市這樣一個能源重化工基地，發展煤層氣產業對於保護資源、實現煤炭產業深加工及可持續發展、減少溫室氣體排放、改善大氣環境質量，調整產業結構、加快煤化工產業規模化發展、培育新的經濟增長點，都具有十分重要的現實意義和深遠的戰略意義。
Ⅱ 煤層氣是什麼
煤層氣俗稱「瓦斯」，其主要成分是CH4（甲烷），是主要存在於煤礦的伴生氣體，也是造成煤礦井下事故的主要原因之一。它是成煤過程中經過生物化學熱解作用以吸附或游離狀態賦存於煤層及固岩的自儲式天然氣體，屬於非常規天然氣，它是優質的化工和能源原料。煤層氣是熱值高、無污染的新能源。它可以用來發電，用做工業燃料、化工原料和居民生活燃料。煤層氣隨著煤炭的開采泄漏到大氣中，會加劇全球的溫室效應。而如果對煤層氣進行回收利用，在採煤之前先採出煤層氣，煤礦生產中的瓦斯將降低70%~85%。
煤田瓦斯是一種能源資源。因此，各國都積極擴大抽放瓦斯的應用范圍及研究煤田瓦斯開發與利用的技術途徑。從勘察情況看，圍岩瓦斯是可觀的瓦斯源，而且有可能成為煤成氣田。在高瓦斯礦井采後的老采空區中及報廢的礦井中，一般都積存大量的瓦斯。這些瓦斯是很好的瓦斯源地。
我國的撫順勝利煤礦是停產報廢的礦井，但至今仍在抽放瓦斯，年抽放達到2300萬立方米，可供給一個甲醛廠和6635戶居民利用。地面鑽孔預抽煤層瓦斯，是擴大煤田瓦斯開發的重要技術手段，它可以擺脫煤田開采條件的限制，達到提前抽放瓦斯。煤礦開采過程中放出的瓦斯，除抽放一部分外，其餘都是經風流排至地面大氣中。這部分瓦斯比抽放的瓦斯量大10餘倍。科學家正在研究利用這種低濃度瓦斯的技術，如果該技術能達到工業應用水平，將為煤田瓦斯的開發利用開辟廣闊的前景。
Ⅲ 煤成氣與煤層氣的區別
煤成氣(油)與煤層氣雖然在有機質類型及煤化過程中的生氣機制等諸多方面有相同之處，氣源也難以截然分開，但是煤成氣(油)與煤層氣的成藏條件有比較明顯的差異。
(1)煤成氣(油)源廣於煤層氣源
煤成氣不僅源自煤層，也源自含煤岩系中的炭質泥岩和暗色泥質岩，並且在一些含煤盆地中，炭質泥岩和暗色泥質岩比煤岩更重要，是主要氣源岩；「煤層氣」主要生自含煤岩系中的煤層，炭質泥岩和暗色泥質岩不可能是「煤層氣」的主要源岩，故煤成氣(油)烴源較煤層氣廣。
(2)演化成氣作用不同
雖然煤成氣與煤層氣都可以經過生物化學作用及熱演化作用生成，但是世界上具有工業價值的煤成氣田主要是以熱演化作用為主形成的，煤層氣則以早期和晚期生化作用生成為主。煤層氣雖然可以分布在不同煤階，但其生氣機理比較復雜，可以與有機質成熟度沒有關系，可以是未成熟，也可以處在高成熟階段；其成因可以是熱演化作用，但是早期和晚期生化作用的影響很大，即煤層經歷過抬升剝蝕，進入生物大量活動的范圍，地下水帶入大量細菌和營養物質，對其中的有機質進行降解，產生煤層甲烷，故也有人稱之為煤層生物氣。
(3)氣體組分、性質有較大差別
1)煤層氣的氣體組分更干。通常煤層氣烴類組分甲烷大於98%～99%(除去非烴氣體統計)，占絕對優勢，一般不含重烴，乾燥系數C1/C1-4一般在0.99～1。
2)煤層氣碳同位素值δ13C1值跨度很大，並且偏輕。δ13C1值為-24‰～-70‰(以＜-50‰為主)，跨進了生物氣的分布區，如唐山、峰峰、鶴壁以及柳林、吳堡的煤層氣 δ13C1值為-55‰～-70‰，說明了埋藏較淺的煤層氣具有生物成因特徵。
3)煤層氣沒有也不可能形成煤層油。
4)儲集條件不同。煤層氣是基本沒有經過運移的煤型氣，以煤層作為儲層，煤層氣的儲層是以煤層中的孔隙和割理為主體，煤中的天然裂隙以割理為主，是煤中流體(氣體和水)滲流的主要通道；煤成氣是經過運移的煤型氣，可以運移至含煤岩系之外，在合適的地層中儲存，並聚集形成煤成氣藏，其儲層特點可以是單孔隙結構和雙重孔隙結構，裂隙以構造裂隙為主。因此，「煤成氣(油)」有明確的生、儲、蓋層及其組合，「煤層氣」沒有明確的生、儲、蓋層之分。
5)聚集條件不同。煤成氣肯定是經過一定規模的運移、聚集過程，與其他類型天然氣(油)一樣，有明確的儲蓋組合、運聚成藏和圈閉條件；煤層氣主要賦存在煤層的顆粒和裂隙表面，以吸附作用為主。因此煤層氣藏是在地層壓力作用下「圈閉」的有一定數量的煤岩體；「煤層氣」藏的形成取決於煤層有機質生成的量和被煤層表面所吸附的氣量。雖然煤層氣在煤層中有自由(游離)和吸附兩種狀態賦存，其游離狀態的煤層氣是指「往返運動於煤層內生裂隙和外生裂隙中」的氣體分子；吸附狀態的煤層氣則「以分子引力吸附於煤層裂隙表面和煤層的微孔隙內」。雖然煤層的孔隙度很小，但是孔隙內表面積高達100～400m2/g的煤，可以將大量的CH4分子吸附在微孔隙內表面上，從而在煤層中儲藏有不可忽視的以CH4為主的煤層氣。在地下狀態，這兩種狀態的煤層氣在地層壓力和溫度條件下處於動平衡狀態。若壓力增加、溫度降低，游離態煤層氣可轉化為吸附狀態；反之，若壓力降低，吸附狀態的煤層氣可轉化為游離狀態，即煤層氣的「解吸過程」，從而形成具有工業開采價值的煤層氣藏。
6)儲量計算與開采方式完全不同。煤成氣與油型氣一樣，是用孔隙體積及圈閉法、儲層壓力等生產動態資料綜合進行地質儲量與可采儲量計算，上述方法對於煤層氣不適用。生產方式也完全不同，煤層氣開采需要先實施排水使壓力降至負壓、煤層孔隙表面吸附的氣體進行解吸采氣；而煤成氣則需要努力保持儲層壓力以確保高產。
7)煤層氣產能高低與地下水活動性關系密切，地下水的分布和流動規律是控制煤層氣藏形成與產能的關鍵因素。煤層氣可以有儲量，但儲量豐度總體較低。限於當前的工藝水平和經濟技術條件，適宜開發的煤層氣埋藏深度通常＜1200m。
總之，雖然煤成氣(油)與煤層氣都是成煤作用演化過程中形成的副產物，但是成藏條件有本質區別。煤成氣(油)藏屬常規天然氣(油)藏范疇，煤層氣藏屬於非常規天然氣藏范疇。研究、評價思路及勘探技術方法各具特色，勘探前景差異甚大。煤成氣(油)藏可以形成大型、特大型氣田，具有較大的經濟價值；煤層氣則必需實行較大面積連片開采，才具有一定的經濟價值。
由於煤成氣已成為世界許多大型、超大型工業氣田的重要氣源，在少數含煤盆地還可以形成煤成油田。為了加速中國天然氣工業的發展，結合中國具體地質條件，本書將重點論述含煤盆地轉化為含煤-含氣(油)盆地的地質條件，主要總結煤成氣成藏機理和勘探成果，以及中國煤成氣(油)田的形成條件及其勘探前景。
Ⅳ 煤層氣的特徵
(一)煤層氣的物理性質
煤層氣的物理性質與煤層氣的氣體組成有關，不同氣體組成的煤層氣其物理性質亦有差異，但總的來說煤層氣具有以下的物理性質:
1.煤層氣分子的大小和分子量
煤層氣分子的大小介於0.32～0.55nm之間，多為近似值(表4－2)。分子的偏心度或非均質度即偏心因子(兩個分子間的相互作用力偏離分子中心之間的作用力的程度，為反映物質分子形狀、極性和大小的參數)，甲烷最小(只有0.008)，分子平均自由程(氣體分子運動過程中與其他分子兩次碰撞之間的距離)約為其分子平均直徑的200倍。其分子量由組成煤層氣的各種分子的百分含量累加而成，稱為表觀分子量。
表4－2煤中吸附介質分子直徑、沸點和分子自由程(0℃，0.101325MPa)
(據張新民等，2002)
2.煤層氣的密度
標准狀態下(1atm，溫度15.55℃)單位體積煤層氣的質量，單位為kg/m3。煤層氣在地下的密度隨分子量和壓力增大而增大、隨溫度的升高而減小。標准狀態下煤層氣的密度為0.716kg/m3。
煤層氣的相對密度，是指同溫度、壓力條件下(1atm，溫度15.55℃或20℃)煤層氣密度與空氣密度的比值。通常煤層氣的相對密度為0.554。
3.煤層氣的黏度
黏度是流體運動時其內部質點沿接觸面相對運動、產生內摩擦力以阻抗流體變形的性質。常用動力黏度系數即流體內摩擦切應力與切應變率的比值來表示，其單位為泊(P)。煤層氣的黏度很小，在地表常壓、20℃時，甲烷的動力黏度系數為1.08×10－5MPa·s。表示黏度的參數還有運動黏度系數(即動力黏度與密度的比值，單位:cm2/s)和相對黏度(即液體的絕對黏度與水的絕對黏度的比值)。
煤層氣的黏度與氣體的組成、溫度、壓力等條件有關，在正常壓力下黏度隨溫度的升高而變大，這與分子運動加速、氣體分子碰撞次數增加有關，而隨分子量增大而變小。在較高壓力下，煤層氣的黏度隨壓力增加而增長、隨溫度的升高而減小、隨分子量的增大而增大。
4.煤層氣的臨界點
臨界溫度，是指氣相純物質維持液相的最高溫度，高於這一溫度氣體即不能用簡單升高壓力的辦法(不降低溫度)使之轉化為液體。臨界壓力，是指氣、液兩相共存的最高壓力，即在臨界溫度時氣體凝析所需的壓力。高於臨界溫度，無論壓力多大氣體均不會液化;高於臨界壓力，不管溫度多少液態和氣態亦不能同時存在。只有當溫度和壓力均超過其臨界溫度和臨界壓力時，才稱為超臨界狀態。
地層條件下，煤層氣超臨界吸附的現象是存在的。但只有當煤層氣壓力(氣壓)超過4.604MPa(表4－2)才真正出現超臨界流體。實際上，在我國煤礦瓦斯實測壓力中超過此壓力的礦井是比較少的。但對於原位且處於封閉系統的煤儲層而言，儲層中水壓等於氣壓，只要煤層埋深超過500m煤層氣就可能成為超臨界流體。
對於甲烷和氮氣，任一埋深儲層溫度均高於臨界溫度，無論壓力多大均不會液化。對於二氧化碳，當儲層溫度低於31.06℃(表4－2)，對於乙烷，當儲層溫度低於32.37℃(表4－2)而儲層壓力(氣壓)高於液化壓力時，二者均可以呈液態形式存在。按正常地溫梯度3℃/100m、正常儲層壓力梯度0.98MPa/100m，設恆溫帶深度為20m、溫度為10℃，則埋深500m左右時儲層溫度約為25℃、儲層壓力為4.9MPa，此時二者均低於臨界溫度和壓力，二氧化碳和乙烷以氣態形式存在;當埋深達到800m時儲層溫度約為34℃，高於臨界溫度，二氧化碳和乙烷仍為氣態。但當二氧化碳壓力大於7.38MPa、乙烷壓力大於4.98MPa時，二氧化碳和乙烷有可能成為超臨界流體;只有在500～800m范圍內的局部層段(封閉體系)，儲層溫度低於臨界溫度、儲層壓力高於液化壓力時，二氧化碳和乙烷才可能以液態形式存在(圖4－3)。
上面所述臨界溫度和臨界壓力是對單一氣體組分而言的。在自然條件下，煤層氣通常是多種組分氣體的混合物。混合氣體的臨界溫度高於其最低沸點組分的臨界溫度、低於最高沸點的臨界溫度，等於組成混合氣體的各個組分的絕對臨界溫度與相應的分子濃度的乘積之和。相應地也可以計算出混合氣體的臨界壓力。這種計算出來的臨界溫度和臨界壓力叫做混合氣體的擬臨界溫度和擬臨界壓力。
5.煤層氣的溶解度
煤層氣能不同程度地溶解於煤儲層的地下水中，不同的氣體溶解度差別很大。20℃、1atm下單位體積水中溶解的氣體體積稱為溶解度(m3氣/m3水)，溶解度同氣體壓力的比值稱為溶解系數(m3/m3·atm)。溫度對溶解度的影響較復雜，溫度<80℃時，隨溫度升高溶解度降低;溫度>80℃時，溶解度隨溫度升高而增加(圖4－4)。甲烷溶解度隨壓力的增加而增加，低壓時呈線性關系，高壓時(>10MPa)呈曲線關系(圖4－5);甲烷溶解度隨礦化度的增加而減少(圖4－5)。所以在高溫高壓的地下水中溶解氣明顯增加。如果煤層水被CO2飽和時，則甲烷在水中的溶解度會明顯增大。
圖4－3二氧化碳在正常地溫條件下的液化區間圖
圖4－4甲烷在水中的溶解度與溫度的關系圖 (據傅雪海等，2007)
圖4－5不同溫度、不同礦化度條件下的甲烷溶解度與壓力的關系圖 (據傅雪海等，2007)
6.主要氣體組分的性質
甲烷為無色、無味、無臭、無毒氣體(表4－3)。但煤儲層中往往含有少量其他芳香族碳氫氣體，因此常常伴著一些蘋果香味。在大氣壓力為0.101325MPa、溫度為0℃的標准狀態下，甲烷的分子量為16.043，分子大小約為0.33～0.42nm;其密度為0.677kg/m3，相對密度為0.554(比空氣輕)，當空氣中混有5.3%～16.0%濃度的甲烷時遇火即可燃燒或爆炸;動力黏度為1.084×10－5Pa·s;臨界溫度為－82.57℃，臨界壓力為4.604MPa(表4－2);熱值約為37.62kJ/m3。
表4－3煤層氣成分的物理性質表
氮氣是一種無色、無臭、無味的氣體，微溶於水，0℃時1mL水僅能溶解0.023mL氮氣。在1atm、15.55℃時，其密度為1.182kg/m3，相對密度為0.967(表4－2)。
二氧化碳為無色、無臭、略具酸味氣體。在大氣壓力為0.101325MPa、溫度為0℃的標准狀態下，二氧化碳的分子量為44.010，分子大小約為0.33～0.47nm;密度為1.858kg/m3，相對密度為1.519(比空氣重)，突然噴出可使人窒息;其動力黏度為1.466×10－5Pa·s;其臨界溫度為31.06℃、臨界壓力為7.384MPa(表4－2)。
(二)煤層氣的同位素特徵
Law(1993)研究認為，世界各地煤層氣的同位素差異較大，甲烷的δ13C1值分布范圍很寬，介於－80‰～－16.8‰之間;乙烷δ13C2的值介於－3.29‰～－2.28‰之間;甲烷的δD值分布在－33.3‰～－11.7‰之間;二氧化碳的δ13C值為－2.66‰～－18.6‰。從煤樣中解吸出的甲烷的δ13C1值比開采氣或自由(游離)氣體中甲烷的δ13C1值高出幾個千分點。這是因為在解吸作用過程中發生了同位素分餾作用，δ13C1優先被解吸出來。
國內測試資料表明，煤層氣δ13C1變化於－78‰～－28‰之間，分布范圍廣，同位素組成總體上偏輕，而且不同地區、不同地質時代和不同煤階煤中的δ13C1分布特徵亦有所不同。就地區而言，華北煤層氣δ13C1為－78‰～－28‰，東北煤層氣δ13C1為－68‰～－49‰，華南煤層氣δ13C1為－68‰～－25‰(圖4－6)。顯然，我國煤層氣的δ13C1地域分布總體上體現出不同地質時代不同構造背景下煤中有機質生烴演化的特點。華北和華南的煤層主要形成於晚古生代，經歷了多階段構造演化，煤化作用的地質背景較為復雜，煤階跨度大，生氣歷程長，δ13C1變化大;東北煤層主要形成於中－新生代，熱演化歷程及其控制因素相對簡單，煤階普遍較低，δ13C1分布較為集中。
就全國來看，煤層氣δ13C1與煤階之間的關系盡管離散性較大，但規律性仍然相當明顯(圖4－7)。δ13C1隨鏡質組反射率增高而變重，但二者之間的這種正相關關系並不是線性的。當鏡質組反射率小於2.0%時，δ13C1值增大的速率較快，由－65‰(鏡質組反射率0.3%左右)增至－25‰(鏡質組反射率2.0%左右)，此後直到鏡質組反射率4.0%附近δ13C1值仍低於－20‰。換言之，只有在進入無煙煤階段之後，煤層氣的δ13C1值才開始接近或落入腐殖型常規天然氣δ13C1值的分布范疇(>－35‰)。
圖4－6中國煤層氣穩定碳同位素的地域分布圖 (據葉建平等，1998)
圖4－7中國煤層氣穩定碳同位素分布與煤階之間關系圖 (據葉建平等，1998)
進一步分析特定地區煤層氣穩定碳同位素的演化趨勢發現，不僅δ13C1值與鏡質組反射率之間的離散性顯著減小，而且存在著有別於全國性趨勢的區域規律。華北和華南煤層氣δ13C1值與全國性規律一致、隨煤階增高而變重，且在進入無煙煤階段後離散性明顯變小(圖4－8a，b)。東北煤層氣δ13C1值的演化卻與此相反，煤階增高而δ13C1值變小(圖4－8c)。
腐殖型常規天然氣δ13C1與鏡質組反射率之間呈對數相關關系，華北、華南和全國δ13C1值與煤階之間的相關趨勢與其一致，東北地區則與此相反，暗示東北煤層氣穩定碳同位素的分布另有其他控制因素。
圖4－8不同地區煤層氣穩定碳同位素分布與煤階之間關系圖 (據葉建平等，1998)
Rice et al.(1993)總結美國和加拿大煤層氣同位素資料後，得出氣的穩定碳同位素δ13C1值與煤階有很好的相關關系。一般低煤階煤的δ13C1值小，煤階增加而δ13C1值變大。但是同一煤階δ13C1值具有很大的變化范圍(圖4－9)。此外，δ13C1值與現今煤層埋深亦有較好的對應關系，在煤階一定情況下，淺部煤層氣由輕同位素組成，深部煤層氣則由重同位素組成。
圖4－9煤層氣δC1與Ro，max的關系圖 據Rice et al.，1993)
Ⅳ 煤層氣組成
煤層氣地球化學分析數據主要來自煤岩解吸氣、瓦斯抽放氣及井口排采氣等樣品，前兩者數據的分布范圍較寬。對中國不同地質時代和不同煤級的358個井田（礦）煤層氣組分的統計顯示，煤層氣組分構成以CH4為主，其含量變化范圍為66.55%～99.98%，一般為85%～93%；CO2含量為0%～35.58%，一般＜2%；N2的含量變化很大，一般＜10%；重烴氣含量隨煤級不同而變化（張新民等，2002）。對美國煤層氣井的795個氣樣的分析結果表明，煤層氣的組分及其平均含量為：CH4佔93.2%，C2＋（重烴）佔1.6%，CO2佔4.4%，N2佔0.8%（Scott et al.，1994）。從前人統計數據看，井口排採的煤層氣無論是熱成因氣（如美國黑勇士盆地、中國沁水盆地），還是生物成因氣（如美國粉河盆地、中國阜新盆地），煤層氣的組分差別不是很大，主要為甲烷，平均為97%～99.75%；重烴氣及非烴氣含量均很低，一般小於2%（表11-1）。相對於常規天然氣，煤層氣組分比較一致，無論源岩的成熟度高低，煤層氣的組分均顯示為干氣的特徵。來源於煤系的常規天然氣組分，往往受到源岩的成熟度影響，隨著成熟度增大，甲烷含量升高，重烴氣含量降低，過成熟的晚期階段氣體富集甲烷。如高過成熟煤系生成的克拉2氣田甲烷含量達96.58%，C3以後的烷烴組分基本檢測不到；成熟—高成熟階段生成的牙哈凝析氣田甲烷含量均值只有82.32%，C2-5含量達11.61%。
表11-1 中國典型煤成氣與國內外煤層氣組分及碳同位素統計
續表
在碳同位素組成上，煤層氣與天然氣（煤成氣）有著明顯的差別（陶明信，2005）。熱成因的常規煤成氣與煤層氣碳同位素最大的區別是，成熟度相近源岩的煤層氣甲烷碳同位素明顯偏輕，如沁水盆地南部二疊系3#煤層的Ro最高可達3.5%以上，庫車侏羅系煤系源岩Ro小於2%，但庫車克拉2 晚期階段聚集的天然氣甲烷碳同位素為-27.3‰，明顯重於沁水盆地南部過成熟的煤層氣甲烷碳同位素值（-31.95‰），這種現象在其他盆地也普遍存在。造成這種現象的原因主要是受到次生生物作用的影響。
Ⅵ 煤層氣的基本概念
煤層氣是指賦存在煤層中的自生自儲式非常規天然氣，通常稱為煤層甲烷，生產煤礦多稱為煤層瓦斯。煤層氣是成煤植物的有機質，在成煤過程中經過分解形成甲烷，即煤層氣。常規天然氣在地層中以氣層氣、溶解氣、氣頂氣、水溶氣和凝析氣等原始狀態賦存；而煤層氣在地層中的原始狀態是以吸附氣、游離氣和水溶氣三種狀態賦存，吸附氣是煤層氣最主要的賦存狀態，這是煤層氣區別於常規天然氣的顯著特點之一。因此，煤層是煤層氣的儲集層，簡稱煤儲層。煤儲層對於煤層氣有兩方面的能力：第一，在壓力作用下有吸附煤層氣體的能力，相反在人工排水降壓條件下，煤儲層中吸附氣有解吸轉變為游離氣被抽出利用的能力；第二，由於孔隙 天然裂隙系統的存在，具有允許氣體流動的能力。煤儲層本身顯示出兩大特性：一是煤層的幾何形態，如煤層厚度、連續性和密集度等；二是煤的儲層物性，包括煤的孔隙性、滲透性、吸附 解吸性、儲層壓力等特性，這些特性直接控制煤儲層的含氣性，影響煤儲層滲透性能和煤層氣的開采潛能。中國煤層氣資源十分豐富，是與常規天然氣儲量大致相等的新能源，勘探開發煤層氣對開發新能源、環境保護和煤礦安全生產具有十分重要的意義。
Ⅶ 煤層氣資源概況
我國煤層氣資源豐富。據國際能源機構(IEA)估計，全球煤層氣資源量可達260×1012m3(表6－1)，中國居第三位。
表6－1 世界主要產煤國煤層氣資源量統計［115］ 單位:1012m3
據國土資源部、國家發改委、財政部聯合組織開展的新一輪全國油氣資源評價報告，我國埋深2000m以淺煤層氣地質資源量約37×1012m3，主要分布在沁水、鄂爾多斯等9個含氣盆地(群)，埋深小於1000m的淺層煤層氣資源量較大，資源賦存條件較好。
Ⅷ 煤層氣成因
1.煤層氣的形成過程
煤層氣主要有生物成因和熱成因兩種成因機制。低煤階泥炭和褐煤具有較高的孔隙度，含水量較高，在低溫條件下形成生物成因甲烷和少量其他流體。成熟度增加，水被排出，孔隙度減小，溫度上升到細菌生存的上限而使得生物成因甲烷減少，同時復雜有機質裂解作用釋放出甲烷和重烴，並伴有部分非烴氣體的形成。煤岩成熟度達到Ro＝0.6%時，熱成因烴類氣開始生成，並一直貫穿整個煤化作用過程（圖 11-1）（Clayton，1998）。
圖11-1 煤化作用過程中不同組分天然氣的產率
（據Clayton，1998）
目前開發的煤層氣均位於1500m以淺的淺部煤層，煤層多經歷了構造抬升作用，當煤層抬升到適合生物生存的溫度范圍時，煤層中有機質和CO2在生物作用下轉變為甲烷形成次生生物氣，即使是高演化程度的煤岩，在抬升過程中仍有次生生物氣混入，表現為甲烷碳同位素值輕於-55‰，不同盆地、不同構造背景這種混入的程度有所差別（圖11-2）。
往往通過數值模擬和物理模擬預測煤的生氣潛力。早期由Macrae（1954）、Juntgen（1975）等提出的預測模型，通過觀察煤化作用過程中元素成分的變化，計算出甲烷的生成量和殘留在煤中的量。這些模型在後來的研究中廣為採用，並與其他模型進行對比。根據這些研究結果，煤的生氣潛力范圍為100～300L/kg（Juntgen，1975；Rice，1993）。
圖11-2 煤層沉積埋藏和抬升過程中不同成因煤層氣的形成
2.煤層氣的成因鑒別
經過40多年的研究，國內外對煤層氣的成因有了一定的認識，總體上將有機成因煤層氣劃分為三大類、五小類，分別是：生物氣，包括原生生物氣和次生生物氣；熱成因氣，包括熱降解氣和熱裂解氣；以及混合氣。這些分類主要採用煤層氣的組分組成、甲烷碳氫同位素組成、乙烷碳同位素以及煤岩熱演化程度等指標，通常採用圖示方法對煤層氣成因進行鑒別，典型圖版有 Bernard（1978）圖版、Schoell（1983）圖版、戴金星（1996）圖版和Whiticar（1999）C-D圖版，這些圖版均採用組分含量和穩定碳同位素或者甲烷碳、氫同位素的二維數據組合對煤層氣成因進行判別。
由於煤層氣的成因具有明顯的階段性和復雜性，不同地區、不同地質背景煤層氣成因類型不同，判別煤層氣成因時需綜合考慮各種因素。本節在前人研究的基礎上，根據實測數據，利用煤層氣成因判別常用的甲烷碳同位素、氫同位素和組分含量3個參數的信息，建立擴展的C-D鑒別圖版（圖11-3），結合研究區的地質特徵，對煤層氣的成因進行綜合判別。擴展的C-D鑒別圖版中，X軸和Y軸分別為甲烷的氫同位素和碳同位素，穩定同位素是煤層氣的指紋特徵，利用這兩者能夠比較好地分辨出生物氣和熱成因氣，以及生物氣中的不同作用類型，同時還能反映煤層氣所經歷的次生作用；圖版中以氣泡體積的大小表示煤層氣烴類氣體組分含量值，即C1/C2＋，烴類組分含量可以反映煤層的演化階段和煤層氣所經歷的次生作用等信息。
與以往的煤層氣成因判別圖版相比，擴展的C-D圖版除了能對生物氣（乙酸發酵，CO2還原作用）、熱成因氣和混合氣進行判別外，還可以對低熟熱成因氣、熱降解氣和熱裂解氣進行區分。低熟熱成因氣地球化學特徵表現為分布在熱成因氣的范疇之內，其甲烷碳同位素為-40‰≥δ13C1≥-45‰，比生物成因煤層氣δ13C1略重，C1/C2＋比生物氣（小於4000）大，介於4000～10000之間，同時煤層熱演化程度較低，Ro在0.5%左右，如阜新盆地煤層氣屬於典型的低熟熱成因氣。熱降解氣的典型特徵是分布在熱成因氣范疇的中部，與低熟熱成因氣相比具有較重的甲烷δ13C1值（大於-40‰）和δD值（-150‰≥δD≥-200‰），以及較小的C1/C2＋值（與生物氣C1/C2＋值相近），主要是因為煤層在熱降解氣生氣階段，以濕氣為主。聖胡安盆地煤層氣是熱降解氣典型的例子。熱裂解氣的標志是具有很高的甲烷δ13C1值（大於-40‰）和δD值（大於-200‰），同時C1/C2＋值也很高，由於此階段天然氣的重烴組分等其他組分在溫度的作用下遭受了裂解，使甲烷含量相對增加，熱裂解氣的煤岩熱演化程度高，Ro在2.5%以上。
圖11-3 煤層氣成因擴展的C-D鑒別圖版
沁水盆地南部煤層氣的樣品均落在圖11-3所示圖版中熱成因氣的熱裂解氣以及與岩漿等熱事件有關的熱成因氣區域，即沁水盆地南部煤層氣以熱裂解氣與異常熱事件有關的熱成因氣為主。結合實際地質條件，沁水盆地南部煤層氣熱演化程度較高，Ro值在3.0%左右，達到了高變質無煙煤階段，如果假設研究區主要以單一深成變質作用為主，石炭-二疊系的煤層所處溫度在83～153℃之間，最大的Ro值不會超過1.5%，僅靠深成變質作用不能完全解釋沁水盆地南部煤岩進入高演化程度現象。研究區包裹體、磷灰石、鋯石裂變徑跡和礦物岩石學等方面均證明，區域岩漿熱變質作用是沁水盆地南部煤岩進入高演化階段的主要原因。岩漿熱事件使煤層溫度迅速升高，一方面會導致煤層生氣量的增加，另一方面使原先生成的烴類發生裂解。在晚侏羅世，燕山構造運動使沁水盆地煤層強烈抬升，造成煤層出露於地表並遭受地表水的滲入，原始煤層氣的同位素在水動力條件下發生分餾效應，構造抬升過程中煤層溫度和壓力的改變又可能發生煤層氣的解吸-擴散效應和生物改造作用，改變了原始煤層氣的地球化學特徵。因此，沁水盆地煤層氣為與岩漿相關的熱裂解氣，且經歷了次生改造作用。
與沁水盆地南部不同，韓城地區煤層氣的主要來源為熱降解氣成因，韓城地區煤層熱演化程度處於貧煤階段，Ro值在1.6%～2.2%的范圍內，屬於熱降解氣生成階段。在白堊紀末期，燕山構造運動使韓城地區煤層抬升，煤層出露並接受地表水的補給和滲入，水動力條件、生物作用及解吸-擴散作用使煤層氣發生同位素分餾效應。
阜新盆地煤處於低成熟熱演化階段，Ro主要分布於0.5%～0.6%之間，受輝綠岩牆侵入引起的接觸變質作用的影響，局部煤層Ro可達到1%以上。根據判別圖版，阜新盆地煤層氣主要屬低成熟熱降解氣，並有次生生物氣的混合。
Ⅸ 什麼是煤層氣
在煤的形成過程中伴隨著3種副產品生成——甲烷、二氧化碳和水。由於甲烷是可燃性氣體，又深藏在煤層之中，所以人們稱它為「煤層氣」。
甲烷一旦產生，便吸附在煤的表面上。甲烷的產生量與煤層深淺有關。一般來講，煤層越深，煤層氣越多。
理想的煤層氣條件是：煤層深度300米~900米，覆蓋層厚度超過300米，煤層厚度大於1.5米，噸煤含氣量大於8.51立方米，裂縫密度大於1.5米／條為好。
開采甲烷的關鍵問題有2個：一是使甲烷從煤的表面解吸下來，一般是靠降低煤層壓力來解決，主要辦法是通過深水移走來降低壓力；二是讓從煤層表面解吸下來的甲烷順利穿過裂縫進入井孔。
煤層氣如果得不到充分利用，會帶來2大害處：一是在煤層開采過程中以瓦斯爆炸的形式威脅礦工的生命安全；二是每年全球有上千億立方米的瓦斯進入大氣中，對環境造成巨大污染。所以，在很早以前人們就想把煤層氣作為資源加以利用，讓它化害為利，這便是人們開發利用煤層氣的最初動因。
進入20世紀70年代後，受能源危機的影響，人們在尋找新能源方面的積極性空前高漲。在有天然氣資源的地方，天然氣備受青睞；在沒有天然氣的地區，煤層氣便成為人們尋找中的理想新能源。此外，隨著開采和應用技術的進步以及顯著的經濟效益，又給煤層氣的開發利用注入了新的動力。
開發煤層氣在經濟上的優越性表現在幾個方面：勘探費用低、利潤高、風險小、生產期長。其勘探費用低於石油的勘探費用，生產氣井的成本也較低。一般來講，煤層氣的鑽井成功率可達到90％以上，打一口井只需要2~10天。淺層井的生產壽命為16~25年，4米井的生產壽命為23~25年。
現有資料表明：全世界煤層氣資源為113.2×1012~198.1×1012立方米。國外對煤層氣的小規模開發利用始於上個世紀50年代，大規模開發利用則是從80年代開始的。
目前，美國煤層氣的開採在世界上居領先地位，每天煤層氣產量已超過2800萬立方米。中國煤炭儲量為1×1012噸，產量居世界首位，煤層氣資源為35×1012立方米，相當於450億噸標准煤，與中國常規天然氣資源相當，已成為世界上最具煤層氣開發潛力的國家之一。