摘 要

摘　要：探讨了煤层气的开采方式，煤层气田地面集输流程，我国煤层气开发利用现状及前景；页岩气的钻井技术、水力压裂技术，我国页岩气的开发利用情况；天然气水合物的形成条件、开采方

摘　要：探讨了煤层气的开采方式，煤层气田地面集输流程，我国煤层气开发利用现状及前景；页岩气的钻井技术、水力压裂技术，我国页岩气的开发利用情况；天然气水合物的形成条件、开采方法、开采风险，国内外天然气水合物的勘探开发和利用情况。

关键词：非常规天然气；  煤层气；  页岩气；  天然气水合物；  开发

Development and Utilization of Unconventional Natural Gas

Abstract：The following three types of unconventional gases are discussed：①the exploitation ways of coal-bed methane，surface gathering process in coal-bed methane field and development and utilization status and prospects of coal-bed methane in China；②the shale gas drilling technology，hydraulic fracturing technology and development and utilization of shale gas in China；and③the natural gas hydrate formation conditions，exploitation methods，exploitation risk and exploration，development and utilization of natural gas hydrate at home and abroad．

Keywords：unconventional natural gas；coal-bed methane；shale gas；natural gas hydrate；development

 

1　概述

天然气是清洁能源和重要的化工原料，在人们的生活和工、农业生产中被广泛地应用，是目前我国供给城乡居民生活的主要清洁燃料。

但地球上气田产的常规天然气资源被大量消耗，预计在几十年后将逐渐枯竭。地球上藏储于其他构造的煤层气、页岩气、天然气水合物等非常规天然气早在上世纪已引起人们的注意，开始调查、勘察、开发，至今已取得了阶段性成果。

2　煤层气

煤层气是以甲烷为主要成分的烃类气体，藏储在煤层中，以吸附在煤体表面为主，部分游离于煤层孔隙中或溶解于煤层水中。煤层气是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气，是近20年崛起的洁净优质能源和化工原料。

根据开采方式的不同，可将煤层气分为煤矿采煤过程中抽采的煤层气和地面钻井开采的煤层气两种。

2.1　煤矿采煤过程中抽采的煤层气

煤矿采煤过程中抽采的煤层气主要是为了保证煤矿安全生产而抽出的，是在煤炭开采中和开采后从煤体及围岩中抽取的煤层气，这种煤层气由于混入大量空气致使煤层气稀释，也称含氧煤层气或矿井气，其甲烷含量较低，甲烷体积分数一般在30％以下，其他成分主要为烃类气体和N2，O2，CO2等。

煤矿井下煤层气抽采钻孔分为顶板高位钻孔、沿煤层(顺层)钻孔和穿层钻孔3类。实际施工过程中，应根据矿井地质条件、煤层气含量、抽采方式、井下工作条件、设备能力等因素，综合考虑确定合理的煤层气抽采钻孔形式。

作为燃料或化工原料利用均要求提高甲烷含量，一般要求甲烷体积分数在90％以上。因此，对于井下抽采的低浓度煤层气，还需要进行脱氧和甲烷浓缩处理。

目前甲烷浓缩技术主要有低温精馏技术、变压吸附技术、水合物法等，这些技术均不同程度存在一些缺点，有待进一步深入研究。

2.2　地面钻井开采的煤层气

地面钻井开采的煤层气是在采煤之前利用地面井开采出的煤层气，其特点是甲烷含量高，一般体积分数不小于90％，并且开采规模大，产量稳定，煤层气采出后经脱水等处理后达到民用气标准后即可直接通过煤层气管道输往用户。

地面钻井开采的煤层气具有低压(0.2～0.5MPa)、低产量(2500～5000m³／d)的特点，致使煤层气田采气井数量多，管网密集。经过多年的生产实践，我国已经形成分片集输、低压集输、单井计量、多井串接、集中增压、集中净化处理的煤层气田集输工艺技术。

地面钻井开采的煤层气若直接排放到大气中，因甲烷产生的温室效应约为二氧化碳的20倍以上，对生态环境的破坏性极强。如果煤矿在采煤之前先开采煤层气，煤矿开采过程中发生爆炸概率将降低70％～85％。

2．2．1地面钻井开采的煤层气集输技术^[1]

煤层气相对天然气，气体组成较简单，井口压力较低，因此地面集输工艺较简单，一般为“井场～采气管道一集气站一集气管道一处理厂一输气管网”的工艺流程。

①井场流程

井口采用抽油机将储层的水采出，气水分离器将水中带出的气体分离后，污水排至井场水池中。煤层气解吸后由套管采出，0.2～0.5MPa煤层气经采气井口采出后，与气水分离器分离出的气体混合，通过气液分离和计量，经采气管道输至集气站。

②集气站流程

各井口来的煤层气进入集气站，经气液分离后，气体进入压缩机组增压，经冷却、气液分离、计量后，进入集气管道输往处理厂。分离出的污水进入排污池，排污池设有放空管，污水中残留的气体经放空管引至安全处放空。一般煤层气进入集气站的压力很低，常常低于0.1MPa，在集气站需进行两到三级压缩，出口压力需根据最终的外输压力综合考虑而定，一般为4.0～6.3MPa。

③处理厂流程

煤层气从各集气站经集气管道进入处理厂，经过滤、气液分离、增压和深度脱水处理后，气质符合GB 17820—2012《天然气》Ⅱ级气要求后进入外输管道。

④压缩机选型

压缩机是煤层气地面生产系统的主要设备之一，由于煤层气气量较小，流量波动较大，且压缩比较高，因此选用往复式压缩机比较合适。

压缩机的驱动方式可以采用电动机或燃气发动机驱动，两者在技术上都可以满足输送工况的要求。驱动方式的选择应进行技术经济综合评价后确定。

2．2．2煤层气集输管网

煤层气田的低产量、低压特点导致煤层气田单位产能需要建设的采气井数量多，井网密集，整个气田处于低压生产状态。其管网形式主要与气田地形地貌、井位布置、集输半径、集气站规模以及所在地区的交通、环境等因素有关。煤层气地面集输管网的形式主要可分为枝状管网和环状管网。实际工程中，煤层气集输管网类型并不是单一类型，而常常是两种管网形式的组合。

2.3　我国煤层气开发利用现状及前景

我国煤层气气源分散、产量低，未进行煤层气利用的矿井气以前主要采用点火放空。煤层气的开发利用可减少煤矿生产过程中瓦斯事故，可有效减排温室气体，产生良好的环保效益。煤层气作为一种高效、洁净能源和重要的化工原料，具有巨大的社会效益和经济效益。

我国利用采煤过程中抽采的低浓度煤层气发电技术研究取得很好成果，某煤业集团总装机容量为12×10⁴kW的瓦斯发电厂，年利用低浓度煤层气1.8×10⁸m³／a。

我国煤层气的勘探、开发近几年取得了实质性成果，估计埋深小于2000m的煤层气资源量约为34.5×10¹²m³，这部分资源可通过现有的勘探开发技术加以利用；埋深在2000—4000m范围的煤层气资源量约为50×10¹²m³，这部分资源开发技术有待进一步研究提高。

3　页岩气

页岩气主要成分是甲烷。页岩层中的页岩气，主要以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中。页岩气藏的储层一般呈低孔隙度、低渗透率的物性特征，气流的阻力比气田天然气大，所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来。

页岩气开采的关键技术包括：水平钻井、水力压裂、随钻测井、地质导向钻井、微地震检测等，其中水平钻井和水力压裂技术是页岩气开发的核心技术^[2]。

3.1　页岩气井钻井技术

页岩是由粒径小于0.39mm的细粒碎屑、黏土、有机质等组成。页岩气的页岩层通过压裂，让储存其中的页岩气流通，最终汇集并输送到地面。

页岩气开发由直井和水平井组成，直井打到含气层，水平井用作采气，水平井可以获得更大的储层泄流面积，提高页岩气的产量。

页岩气在页岩中并不能远距离大规模地流动，如果只垂直打一口井到地下，将只有该井附近少量的气体采出，开采出来的页岩气将非常有限。要大规模开采，需要打很多井，同时还需要打水平井，垂直井打到含气层后，再沿含气层水平方向掘进，保证更多的气体汇集。开采页岩气所需建设的采气井，大约是常规天然气开采密度的10倍以上，才能满足正常开发需求。页岩气开采还需要将页岩气层压裂，释放出气体实现开采，其钻井的难度远远超过普通天然气井。要在3000m以下的地下压裂页岩层，最少需要100MPa的压力，有时达到l00～300MPa才能压裂。对岩层的压裂，是采用以泥浆为主的液体即压裂液注入井下，再采用专业技术将岩层压裂。

埋深小于3000m的页岩气藏相对较少，部分页岩气藏埋深超过5000m；如果页岩气埋深达到5000～6000m，钻井会存在困难。

3.2　水力压裂技术

页岩气井钻井完成后，90％以上的井需要经过水力压裂等储层改造措施后才能获得比较理想的产量。水力压裂是目前用于页岩储层改造的主要技术，它需要100～300MPa的压力。

水力压裂会消耗大量的水资源。每口页岩气井需耗费约10000～15000m³的水才能使页岩断裂。

页岩气井一般初期产量较高，但递减速度快，可能在低产量阶段维持很长时间。页岩气田开采寿命一般可达30～50a。

3.3　我国的页岩气开发利用情况

我国页岩气井较深，单井产量低；气藏分布区域广，前期投资大，成本高。我国页岩气开发还有很多工作要做：资源进一步探明；采用新技术降低钻井成本；解决水力压裂的压力高、用水量大的问题。

我国页岩气勘探开发呈现积极发展的态势，开展了页岩气先导试验区建设。设置以海相地层为主的页岩气资源调查先导试验区。在陆相和海陆交互地层为主的北方重点区开展页岩气资源前期调查研究。开展了大量页岩气老井试气和钻探评价工作，加快了四川、山西沁阳、鄂尔多斯等地页岩气勘探开发。

近几年，国内开展的系列勘探调研，查明页岩气资源分布及页岩气富集区，制定页岩气十二五发展规划，引进国外页岩气开发技术，建造页岩气装备开发制造服务基地，加强页岩气勘探开发对环境影响的评估。

4　天然气水合物

天然气水合物俗称可燃冰，是天然气与水在高压低温条件下形成的冰状结晶物。分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中，因其外观像冰而且遇火即可燃烧，所以被称作“可燃冰”、“固体瓦斯”、“气冰”等。天然气水合物里甲烷摩尔分数为80％～99.9％，可直接点燃，燃烧后几乎不产生任何残渣，污染比煤、石油都小得多。1m³天然气水合物可转化为164m³的天然气和0.8m³的水。

4.1　天然气水合物的形成条件

①低温。天然气水合物在0～10℃时生成，超过20℃会分解。海底温度一般保持在2～4℃左右。

②高压。天然气水合物在0℃时，只需3MPa即可生成。以海洋的深度，3MPa很容易保证，并且气压越大，水合物就越不容易分解。

③充足的气源。海底的有机物沉淀，其中丰富的碳经过生物转化，可产生充足的以甲烷为主的天然气源。海底的地层是多孔介质，在温度、压力、气源三者都具备的条件下，天然气水合物晶体就会在介质的空隙间生成。

天然气水合物是天然气分子(烷类)被包进水分子中，在海底低温与压力下结晶形成的。它可用mCH4·nH2O来表示，m代表水合物中的甲烷气体分子数，n为水分子数(也就是水合指数)。组成天然气的组分如CH4、C2H6、C3H8、C4H10等同系物以及CO2、N2、H2S等可形成单种或多种天然气水合物。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷摩尔分数超过99％的天然气水合物通常称为甲烷水合物(Methane Hydrate)。

4.2　天然气水合物的开采方法

①热激开采法

直接对天然气水合物储层进行加热，可以利用直接注入热流体、井下电磁加热以及微波加热等方法，使天然气水合物储层的温度超过其平衡温度，从而促使天然气水合物分解为水与天然气。这种方法尚不成熟，有待进一步研究。

②减压开采法

减压开采法是通过降低天然气水合物储层的压力，破坏天然气水合物储层的构成条件促使其分解的方法，即先在冰层中打许多很深的孔，然后借助大量抽取冰层中孔洞的水来降低重压，从而让甲烷气体分离出来，慢慢浮至便于提取的深度。这种方法开采的难点是保证井底稳定，使甲烷气体不泄漏，也有待进一步研究。

③注入天然气水合物抑制剂开采法

通过向天然气水合物储层中注入某些抑制剂，如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等，破坏天然气水合物的相平衡条件，促使天然气水合物分解。这种方法所需的化学试剂费用昂贵，对天然气水合物储层的作用缓慢，而且还会带来一些环境问题。因此，对这种方法投入的研究相对较少。

④CO2置换开采法

在一定的温度条件下和某一特定的压力范围内，如果向天然气水合物内注入CO2气体，因天然气水合物保持稳定需要的压力比CO2水合物更高，所以天然气水合物就会分解。CO2气体与天然气水合物分解出的水生成CO2水合物。这种作用释放出的热量可使天然气水合物的分解反应得以持续地进行下去。这种方法有可能在2018年实现工业性开采试验。

⑤混合开采法

首先将天然气水合物以固体状态从天然气水合物储层中输送到海床上，减压后分解，将这种混有气、液、固体水合物的混合泥浆送到海面作业船或生产平台，利用海面海水热量使天然气水合物彻底分解，从而获取天然气。

4.3　天然气水合物的开采风险

甲烷是强温室效应气体，天然气水合物开采过程中如果不能很好地对甲烷气体进行控制，就必然会加剧全球温室效应。

天然气水合物分解后，进入海水中会影响海洋生态。甲烷进入海水后发生较快的微生物氧化作用，消耗海水中大量的氧气，使海洋形成缺氧环境，从而对海洋微生物的生长发育带来危害。

进入海水中的甲烷量如果特别大，还可能造成海水气化和海啸，甚至会产生海水动荡和气流负压卷吸作用，严重危害海面作业甚至海域航空作业。

开采过程中天然气水合物的分解，使固结在海底沉积物中的甲烷气体从水合物中释放出，会改变沉积物的物理性质，极大地降低海底沉积物的力学特性，使海底软化，出现大规模的海底滑坡，毁坏海底工程设施，如海底电缆、海洋石油钻井平台等。

开采天然气水合物时最大的难点是保持井底稳定，使甲烷气体不泄漏。为了采集天然气水合物，很多国家都在勘探和研究开采方式，科学家认为，一旦天然气水合物开采技术成熟，它将成为下一世纪的主要能源。

4.4　天然气水合物的勘探开发和利用情况

天然气水合物在自然界分布非常广泛，海底的大陆架和北极等地的永久冻土带都有可能存在天然气水合物。

固体状的天然气水合物往往分布于水深大于300m的海底沉积物或寒冷的永久冻土中。海底天然气水合物依赖深水层的压力来维持其固体状态，其分布可以从海底到海底之下1000m的范围以内，再往深处则由于地温升高其固体状态遭到破坏而难以存在。

天然气水合物的密度接近并稍低于冰的密度，在大陆岩石内的甲烷水合物会受限在深度大于800m的砂岩或粉砂岩岩床中。

天然气水合物主要储存于海底或寒冷地区的永久冻土带，比较难以寻找和勘探。新研制的灵敏度极高的仪器，可以实地即时测出海底土壤、岩石中各种超微量甲烷、乙烷、丙烷及氢气的精确含量，由此判断出天然气水合物资源存在与否和资源量等各种指标。

从20世纪80年代开始，美、英、德、加、日等发达国家纷纷投入巨资，相继开展了本土和国际海底天然气水合物的调查研究和评价工作，并在勘查和开发天然气水合物技术方面取得一定成果。

我国天然气水合物主要分布在南海海域、东海海域、青藏高原冻土带以及东北冻土带。2002年，我国同时启动海域和陆域天然气水合物的勘探和研究工作。2005年我国宣布，在南海北部发现了大量的自生碳酸盐岩，该岩层的形成与海底天然气水合物有关。2009年，我国在青海省祁连山南缘永冻土层下泥质粉砂岩、细砂岩、泥岩的裂隙和夹层中首次钻获天然气水合物实物样品，远景资源量估计至少有350×10⁸t油当量。天然气水合物在青海的发现会给大兴安岭、青藏高原冻土带的天然气水合物勘探带来示范意义。天然气水合物的开发和利用将为我国经济建设和社会发展提供更多的清洁能源。

 

参考文献：

[1]胡楠，胡世杰，蒋皓，等．煤层气田地面集输方式以及增压方式优化[J]．煤气与热力，2011，31(9)：B06-B09．

[2]王琳，毛小平，何娜．页岩气开采技术[J]．石油与天然气化工，2011，40(5)：504-509．

 

 

本文作者：杨朔  章磊

作者单位：中国石油天然气设计有限责任公司西南分公司