1、煤层气学习总结2 2、排采动态分析预测、排采动态分析预测3 3、有利区优选、有利区优选4 4、排采制度、排采制度5 5、渗透率影响因素、渗透率影响因素主要内容1 1、成藏模式及开采特征、成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征成藏模式u自生自储吸附型：自生自储吸附型：煤层气大部分以吸附状态存在于煤层中，在构造相对稳定的斜坡带富集；u自生自储游离型：自生自储游离型：煤层吸附气与游离气多少是相对的，多为同源共生互动煤层气一部分以游离态存在于煤层中。早期煤层埋藏深、生气量高，后期抬升煤层变浅压实弱，次生割理发育，渗透性好，两翼为烃类指向供给，在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富
2、集区；u内生外储型：内生外储型：煤层作为烃源岩，生成的气体向上部或围岩运移，在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏，使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性，可在平面上叠加成大面积分布。储层评价姚彦斌、刘大锰等采用大量野外地质调查和实验室测试分析资料，系统总结了影响我国煤储层产量潜力和产能特征的主要影响因素，并采用多层次模糊综合评判的方法，确定了各项评价因素的权重（如右图）。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征储层评价成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采效果我国的煤储层多为中低渗漏性储层，开采过程可以划分为上升期、稳定期、递减期三个阶段。根据储层的构造部位及层内非均质性
3、的差异，可以将煤层气的开采特征分为三类：开采特征自给型外输型输入型成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采特征自给型：多位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径内解吸的气从本井产出。排采井一般位于平缓部位，层内均质性强。日产气量呈上升稳产递减三个阶段。此类井多低产。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采特征外输型：多位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出，大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般位于构造翼部、非均质性较强的地区。日产气量呈不产上升缓慢递减三个阶段。此类井多低产。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采特征输入
4、型：多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井一般位于构造高点，日产气量呈上升稳产上升递减四个阶段。此类井一般高产、稳产期长。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采效果煤层气的产出是一个“排水降压解吸扩散渗流”的过程。有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应三种效应共同作用决定了煤储层渗透率的动态变化过程，而这一过程对煤层气井的开发效果有直接的影响。根据渗透率及产气量可以将煤层气的开采效果分为三类：开采效果阻碍型解吸超临界型解吸畅通型解吸成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采效果畅通型解吸：抽排液面控制合理，降压速率接近解吸速率
5、，有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应，渗透率随开采的水、气产出呈上升稳定趋势，气泡会带出部分束缚水，产量理想。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采效果超临界型解吸：解吸速率小于降压速率，液面下降太快，导致煤层割理、裂隙发生应力闭合，日产气量呈急剧上升急剧下降变化，渗透率呈下降稳定趋势，产气效果差。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征开采效果阻碍型解吸：降液速率过慢，解吸速率大于降压速率，有效应力引起的负效应大于基质收缩引起的正效应，气泡解吸困难，降压早期可能由于煤粉堵塞，液面阻力作用致使解吸不畅通，导致日产气量不稳定，开采效果差。成藏模式及开采特征成藏模式及开采特征影响煤层气井排
6、采效果的因素非连续性排采造成气井非连续性排采的因素有很多，如关井、修井、卡泵等。其对排采效果的影响主要表现在：地层回压，使甲烷重新被煤层吸附，产生气锁裂隙被水充填，产生水锁，阻碍其流对于因修井造成的排采终止，外来物质会对敏感性的储层造成伤害，可能会使井的产气能力下降，甚至增加后期排采故障发生率回压造成压力波及的距离受限于降压漏斗而难以有效扩展，回复排采后需要经过长时间的排水才可能使产气量恢复到停止排采前的状态影响煤层气井排采效果的因素井底流压井底流压是反映产气量渗流压力特征的参数，较低的井底流压有利于增加气的解吸速率和解吸气体量。右图为我国第一口水平井井底流压与产气量的关系曲线，从曲线中中可以
7、看出产气量与井底流压呈现明显的负相关关系，相关系数R大于0.8影响煤层气井排采效果的因素排采强度煤层气井的排采需要平稳逐级降压，排采强度过大会对气井造成一定的伤害：（1）排采强度过大容易引起煤层激动，使裂缝发生堵塞效应，从而造成渗透率降低。特别是在快速降压的初期，对渗透率的影响更大。如右图影响煤层气井排采效果的因素排采强度（2）降压漏斗得不到充分扩展，只有井筒附近很小的范围内煤层得到有效降压气井的气源受到严重限制（3）对于水力压裂后的井，在排采初期，如果在裂缝尚未完全闭合时，排采强度过大，会导致井底压差过大引起支撑砂的流动，使压裂砂返吐，影响压裂效果（4）过大的排采强度会造成气井出砂出煤粉，影
8、响排采效果，甚至会造成修井。煤层气的井间干扰效应能极大地提高煤层甲烷的经济回收率。井间距较小时气体的解吸能力和生产能力都会很快达到最大值，但是，井间距较小时，煤层气井消耗当地气体的速度也比较快，这样，气体产量开始下降的时间也比较早，下降幅度也较大。影响煤层气井排采效果的因素井间干扰排采动态分析预测因为缺乏科学的工具，早期对煤层气排采动态分析预测是很困难的。大多数煤层气井初始排采时气、水产能较高，经过一段时间（如数月）的抽排后，出现产量衰减甚至被迫关闭，对后续产能缺乏系统的预测，极大地制约着煤层气产业的发展。通过近几十年发展，国内外诸多学者对煤层气井的排采动态分析预测进行了相应的研究和探讨。当前
9、在国外对煤层气井煤层气排采动态分析预测采用较多的方法主要是产量递减法及数值模拟法。排采动态分析预测产量递减法是使用递减曲线分析预测煤层气产量的方法。最早是由Hanby（1991）在使用指数递减对美国黑勇士盆地的煤层气井进行经济评估时提出来的。该方法主要是通过研究煤层气井的产出规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量。假设一旦煤层气井达到了实际高峰值，产气量就开始下降，持续呈典型的可预测的递减趋势，并沿着一条拟定的递减率曲线变化，由此就可以利用传统递减分析法对历史数据的曲线拟合，进而对产量进行预测。产量递减法 排采动态分析预测数值模拟法是当前煤层气产能预测最为成熟可靠的方法。它是在计算机中利
10、用建立数学模型或者采用专用软件（称为数值模拟器如Comet、COALGAS、CMG、ECLIPSE）对己获得的储层特性和早期的生产数据（或试采数据）进行匹配拟合，最后获取气井的预计生产曲线和预计可采储量。该方法比较适合于煤层气勘探程度较高的地区，其预测结果通常比较可靠，可以指导煤层气的勘探开发部署。数值模拟法 排采动态分析预测等维递补灰色时序组合模型 该模型是运用灰色系统和时间序列分析理论建立的一种用于煤层气产出量拟合与预测的动态模型。成国清（2002）简述了分形理论中的时间序列分析方法（如R/S分析法），讨论了赫斯特指数的理论意义和实际计算方法，并将其应用于单井煤层气、水产能预测。通过对单井
11、煤层气、水产能时间序列的分形处理，根据极差、标准差的结构分维值的大小，对单井煤层气、水产能增量趋势进行了分形预测。国内学者在吸收借鉴国外的研究经验的基础上也发展了一些独特的方法思路。生产动态预测等维递补灰色时序组合模型 取沁水盆地南部某井14个月的平均煤层气排采数据，分别建立煤层气排采的灰色模型和组合模型如右图。从图中可知，灰色模型只能对历史数据的总体发展趋势进行拟合，但不能反映发展进程。组合模型的预测值则能表现出煤层气排采过程中可能出现的波动性。生产动态预测等维递补灰色时序组合模型 利用该组合模型，采用等维递补技术对该井未来4年的发展趋势进行预测，如图所示。从图中可以看出，该井煤层气排采在近
12、期一二年内会出现持续上升的阶段，当达到一定排采上限后总体呈一种平稳下降的趋势。排采动态分析预测黄学锋(2004)采用数值模拟方法，从煤层气的流动机理入手，利用Langmuir等温吸附方程描述煤层气从煤表面的解吸过程，用Fick定律描述煤层气在煤基质和微孔隙中的扩散，综合考虑了煤层气的解吸、扩散和渗流3个过程，建立了煤层气储层数学模型，推导数值模型并进行了模拟计算，对气井排采动态进行分析预测；傅雪海（2004）选择目前我国某煤层气具体井，从含气饱和度、临界解吸压力、渗透率、水文地质条件等地质背景出发，结合套压、井底压力、产气量、排水量等排采参数，剖析影响煤层气产能的主控因素，寻求煤层气稳定、连续
13、、平衡开发的排采参数配置；倪小明（2009）根据恩村井田勘探、试井、压裂、排采阶段的资料，对煤层气开发区块内煤储层原始渗透率、含气性、水平最小与最大主应力、煤层气井平均日产水量等进行了系统分析；利用模拟软件模拟比较了在其它地质参数不变的情况下，仅改变某一参数引起的产能差异性。有利区优选美国煤层气选区条件煤质煤层厚度煤层埋深煤层含气量煤层渗透性煤阶煤层内外生裂隙煤岩特征构造条件封盖条件水文地质条件有利区优选煤层气勘探有利区优选的基本要求是高产、长效。美国以理论研究为基础，结合以上所提出的煤层气选区基本条件，给出了勘查井的布置原则：在低位沼泽还原环境条件下，有木本植物形成的、分布稳定、厚度适宜、产
14、状平缓、无岩浆侵入、中等变质作用形成的中等煤阶中的镜煤与亮煤区，找含气量大、裂隙发育、透气性好的大型线性构造盆地的最大曲率部位。有利区优选赵庆波等总结了我国30多个地区上百口煤层气勘探试验井的成败经验，借鉴国外煤层气勘探成功实例，针对我国煤层气分布地质特点，提出了我国煤层气勘探选区的评价原则：选择盆地斜坡或煤层埋藏适中的向斜区为勘探区；选择高地应力背景下的相对低应力区（一般小于10MPa）为重点勘探区；勘探区煤层气远景资源量应大于100108m3，煤层分布面积大，主力煤层分布稳定；有一套厚度大、分布稳定的区域性盖层；有厚于10m且封闭性好的煤层顶、底板作为直接盖层；煤层段内无大水层；煤层总厚度
15、要大于10m，单层厚度要大于0.6m；煤阶为气煤无烟煤号最佳；有利区优选煤层含气量大于8m3/t，煤岩镜质组含量一般应大于70%；含气饱和度大于60%，可解吸率大于70%；地解比为高级别（大于0.6）最佳；煤层割理密度大于500条/m，用单项注入/压降法测得的原始渗透率大于0.510-3m2；可采煤层埋藏深度为5001500m最佳，要避开强水循环甲烷风化带和低解吸率的煤层低渗透带；区域性岩浆作用热变质区煤阶高、含气量大且割理发育，是有利勘探区；处于承压水区的水压封闭气藏和压力封闭的高压气藏为最佳勘探目标。有利区优选郑得文等提出了煤层气项目选区的3项关键技术指标：煤层含气量、煤储层渗透率、煤储层
16、压力；结合国内外煤层气勘探开发的实际情况，总结了煤层气选区评价常用的10项具体指标：厚度、含气量、含气饱和度、地解比、孔隙直径、割理、原始渗透率、灰分含量、有效地应力、资源丰度。各参数指标分级如下：有利区优选张宝生、罗东坤等在大量收集煤层气资源基础资料和借鉴前人研究成果的基础上，从地质背景、煤储层、资源以及开发基础等4个因素出发，确定了煤层气矿区评价参数选择标准，建立了煤层气目标区资源评价指标体系，并通过层次分析法确定了个参数的权重。下表为两级评价指标及其权重。有利区优选煤层气选区评价需要考虑的最直接、最关键的参数包括煤层埋深、含气量、含气饱和度、渗透率、厚度、资源丰度等。这些因素关系到煤层气
17、的可采性和经济性。以下为中国煤层气选区关键参数评价标准简表：有利区优选地层能量评价就是评价含煤地层中流体所具有的能量大小。开展含煤地层能量平价的依据：在具备雄厚煤层气资源的地区，煤层气的的采出是靠地层能量的转换，即降低地层能量来实现的，地层能量过低不利于煤层气的大规模商业开发。反映地层能量的参数：地层能量评价法地应力强度地层压力地下水体弹性能量有利区优选煤储层岩石物理研究煤储层的孔隙、裂隙系统分析煤层气解吸特征确定煤储层渗透性评价煤储层含气饱和度及煤层气藏封闭特征分析煤储层可改造性评价煤层气藏形成条件分析建立与完善煤储层岩石物理测试方法技术体系内容有利区优选煤储层岩石物理研究煤储层岩石物理研究
18、在煤层气有利区优选方面的应用：1、从已选出的有利区或目标区中遴选可采性好的靶区 有利区与目标区选取的主要依据是煤储层的含气量和资源丰度，其次为煤层厚度、埋深和构造条件等；靶区遴选必须对选出的有利区或目标区从煤层气可采性角度进行优劣对比；进行煤层气可采性评价的核心是进行煤储层的岩石物理研究。有利区优选煤储层岩石物理研究煤储层岩石物理研究在煤层气有利区优选方面的应用：2、对埋藏10002000m深的煤储层的煤层气可采性进行评价与预测 应用建立在浅部煤储层人工露头观察研究基础上的煤储层岩石物理模式来进行类比分析，可以科学的解释深埋藏区有限的实物资料和地球物理资料，从而对深部煤层气的可采性做出准确的判
19、断。3、在煤层气开发区中，评价由煤储层岩石物理性质空间不均一性导致的煤层气可采性变化程度及其对储层的总体影响 煤储层岩石物理性质空间不均一性可能造成的后果：l使某一特定范围内的煤层气可采储量有巨大误差；l导致实现开发设计方案的种种困难和资源浪费。有利区优选煤层气有利区优选是通过对煤层气的生成、储集、封盖、运移、聚集、保存规律的研究来预测煤层气高富集区和高渗透区的一项多变量的目标预测系统，是具有反馈功能的系统工程。程东等在对沁水煤田南部进行煤层气选区评价时，提出了含气量结合煤层气可采性进行有利区优选的思路。综合地质评价选区系统必须根据地质环境的特点，选择合适的指标，通过有效的措施，增加系统评价的
20、准确性，从而减少投资风险，满足煤层气工业发展的需要。选区评价系统指标体系有利区优选评价指标体系是由若干个单项评价指标（因素）组成的有机整体，它应反映综合地质评价选区的目标和要求，而且要全面、合理、科学、实用。评价指标体系原则：系统性和普适性原则 规范性和可比性原则 阶段性和精度适应性原则 简明性和可操作性原则选区评价系统指标体系有利区优选选区评价系统指标体系框架评价对象：煤层气生气影响因素；煤层气保存影响因素；煤层气产出影响因素。评价指标体系三层结构：基础指标层；类指标层目标层。有利区优选选区评价系统指标体系沁水煤田南部煤层气可采性等级划分指标体系有利区优选陈茂谦、师俊峰等应用突变理论和模糊数
21、学相结合的方法建立评价煤层气区块综合评价指标体系结构，并对指标参数进行归一化处理，然后应用突变模糊隶属函数法建立煤层气区块综合评价和选区模型。突变评价法选取的13个评价参数指标可分为三类：储层物性指标生气潜力指标封盖性能指标有利区优选宁宁、张建博指出在煤层气地质选区方法方面除了要考虑煤层的基本性质（厚度、埋深、变质程度、含气量）外，更重要的是要研究煤层气高产富集的主控地质因素，如构造运动史、沉积史、生烃史及三者间关系；煤层上覆地层连续沉积厚度、瓦斯风化带、水文条件等方面对煤层气保存条件的影响；还要考虑古今应力场对煤层渗透率的影响。构造运动史、沉积史、生烃史三者之间的匹配关系是控制煤层气保存条件
22、的重要因素，直接影响到煤层气的含量及煤储层压力；在应力场分析研究的基础上，结合煤层曲率分布特征就可以进行煤层气高渗区预测；研究古应力场的目的是预测割理发育区，研究现今应力场是预测现今构造产生的外生裂隙发育区。有利区优选张泓，秦胜飞（2005）研究了地下水动力学与煤层气富集关系。指出在平面上及纵向上，水动力活跃的地区，煤层气的含量小；相反在水动力不活跃地区或滞流水区域，煤层气的含量就比较高。滞流水地区对煤层气的保存非常有利，是煤层气保存的最佳水动力条件，也是勘探开发的有利目标区。霍凯中、赵永军等（2007）提出运用灰色聚类分析理论，结合煤层气勘探选区的基本理论，并考虑影响煤层气高产富集的各种因素
23、，优选其中具有代表性的参数，对煤层气勘探区域进行灰色聚类分析，对煤层气勘探开发有利区优选具有重要的意义。姚纪明、于炳松（2009）也提出应用层次分析法确定各评价指标的权系数，然后通过灰色聚类分析法进行综合评价，可以较好的保证权系数的客观性和准确性，定性、定量地对煤层气含气区带进行综合评价。排采初期排采强度确定1、确定初始压力、饱和水单向流阶段始末时间；2、根据达西定律并结合排采特点，求取初始产气时的影响半径和时间；3、求取动液面变化量及影响半径和时间，最终求得排采初期的排采强度。排采制度煤层气井的排采主要体现在两个方面：合理的排采制度精细的排采控制定产排采制度定压排采制度排采制度确定合理排采工
24、作制度的基础是排采参数，主要包括产水量、排水量、井口套压、液面深度、系统压力、井底压力等。其中直接影响产气量的参数为排水量和井底压力，井底压力又严格受套压和液面深度的控制。右表为某井产能相对稳定阶段经过6次关井测压和两次放压实验，取11个产能相对稳定阶段的排采参数值。排采制度上图为该井平均产气量与井底压力和平均产水量散点关系图。从图中可以看出，平均产气量与井底压力呈负相关关系，相关系数0.62；平均产气量与平均产水量呈正相关关系，相关系数0.71。排采制度定压排采制度核心：如何控制好储层压力与井底流压之间的生产压差关键：控制适中的排采强度，保持液面稳定下降，保证煤粉等固体颗粒物、水、气等正常产
25、出适用于排采初期的排水降压阶段定产排采制度根据地层产能和供液能力，控制水、气产量，以保障流体的合理流动适用于稳产阶段精细排采控制核心：实现分级平稳连续降压优点：储层伤害小、降压漏斗扩展大、泄压面积提高，、单井采收率增加煤层气技术1 概述概述2 国外煤层气技术发展现状国外煤层气技术发展现状3 国内煤层气技术发展现状国内煤层气技术发展现状 4 市场前景及环境、经济分析市场前景及环境、经济分析 5 今后发展方向今后发展方向 概述一、什么是煤层气？一、什么是煤层气？煤层气是一种在含煤岩层中，以腐植性有机物质为主的成煤物质在成煤过程中自生、自储式非常规的天然气，俗称瓦斯。煤层气在煤层中生成，并以吸附、游
26、离状态储存在煤层及邻近岩层之中，主要成分是甲烷。二、旧式处理方法二、旧式处理方法处理方法：直接排入大气 引发问题：温室效应，消耗平流层中的臭氧，使照射到地球上的紫外线增加，参与光化学反应，形成烟雾，还可诱发某些疾病，危害人类健康。概述三、三、开发价值开发价值煤层瓦斯以甲烷为主要成分，CH4占90%以上，在常温下的发热量为3.433.71MJm3，与天然气相当。煤层气是高效、洁净的非常规天然气，可用作民用燃料，也可用于发电和汽车燃料，还是化工产品的上等原料，具有很高的经济价值(见图61)。四、开发与回收技术四、开发与回收技术开发技术：煤层气开发技术是指将煤层瓦斯从煤层中抽出、回收，并加以利用的技
27、术。回收技术：主要有地面开发和井下抽放两种方式。五、开发前景五、开发前景概述图图1煤层气的生成、危害和开发利用技术及煤层气的生成、危害和开发利用技术及其综合效益其综合效益概述煤层气等资源首次纳入我国油气资源评价范围煤层气等资源首次纳入我国油气资源评价范围2006-8-4 17:53:04 煤炭网 据中油网消息，国土资源部近日披露，新一轮全国油气资源评价项目的重要组成部分由全国煤层气资源评价报告、全国油砂资源评价报告、全国油页岩资源评价报告组成的全国非常规油气资源评价成果，通过了专家评审。报告显示，我国煤层气、油页岩资源丰富，油砂资源有一定潜力。这是我国首次将非常规油气资源纳入油气资源评价范围。
28、概述被纳入全国油气资源评价的非常规油气资源煤层气煤层气、油页岩、油砂资源评价工作，采用先进评价方法和最新基础资料，对全国个大区个盆地群、个重点煤矿区、个盆地、个油页岩含矿区进行评价，踏勘及评价全国个含油砂盆地、个油沙矿带。成果报告表明，我国煤层气、油页岩资源丰富，煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山、海拉尔等个含气盆地群；油页岩主要分布在吉林、黑龙江、陕西、新疆等省区；油砂资源主要分布在西部的新疆、青海、内蒙古等省区。国土资源部、发展改革委、财政部从年月联合组织开展了新一轮全国油气资源评价，共有来自政府研究机构、石油公司、大学等家单位共同参与。除评价常
29、规的石油、天然气资源外，首次从国家层面将煤层气、油页岩、油砂列为评价对象，这表明非常规油气资源进入国家能源战略视野。国土资源部表示，煤层气、油页岩、油砂是我国常规石油资源的重要补充，对提高我国油气资源的保障能力将起到重要作用。概述20世纪80年代初，美国用常规油气井开采技术开采煤层气，并在阿拉巴马州的黑勇士煤田建成了世界上第一个商业煤层气气田。美国天然气研究所、美国能源部、矿山局和石油公司共投资46亿美元用于开发煤层气，美国政府还给予了税收优惠等鼓励政策，到1998年，美国的煤层气井已超过了7000口，煤层气产量324亿m3h，已占全美天然气总产量的7，在保证美国能源供应方面取得了重要作用。美
30、国煤层气主要来自圣胡安煤田和黑勇士煤田，圣胡安煤田的煤层厚度大、储层压力高、渗透性好和吨煤含气量高，因此广泛采用洞穴完井工艺；而黑勇士盆地由于构造条件相对复杂，吨煤含气量中等，地层压力为常压或略欠压，所以多采用套管压裂完井。近几年，美国一些石油公司为了进一步提高煤层气回收率，采用了向煤层注入N2和CO2的方法来提高煤层气产量。煤层气开发推动了煤层气利用市场的发展。美国拥有完善的全国性天然气管道系统，生产的煤层气可直接注入或经提纯后注入天然气管道进行销售，用于民用、工业燃料和发电。概述澳大利亚将煤层气开发重点放在悉尼、鲍恩煤田和加加利煤田。目前已钻了30多口勘探井。计划在悉尼煤田钻100口煤层气
31、地面井。定向水平钻孔可用于煤层气抽放和煤炭勘探，澳大利亚和美国在定向水平钻孔技术方面处于世界领先水平，最长的定向水平钻孔已达1500m。澳大利亚还考虑将回收的煤层气注入天然气管道，澳大利亚BHP公司在阿平和陶尔矿安装了94台煤层气发电机，每台发电量为1000kw。概述英国有8座煤矿建设了煤层气电厂，其中哈华斯煤矿的联合循环发电厂装机容量为15Mw。德国胡戈煤矿安装的煤层气发电机组功率为6500kw，年发电量为4800万千瓦时。另外煤层气在其他领域的应用也取得新进展，例如将煤层气压缩作为汽车燃料，将煤层气液化作民用燃料，用煤层气生产合成氨、甲醛和炭黑等。前苏联煤炭产量占世界第三位，每年煤炭开采排
32、出煤层气约达72107亿立方米，占全球排放量的20。其中俄罗斯、乌克兰和哈萨克斯坦三国矿井煤层气排放量占前苏联总排放量的8090%。目前136座矿井装备了抽放系统，年抽放量为78亿m3，但利用量仅17亿m3，其余全排放到大气层。现有潜在煤层气开发区为顿涅茨克煤田、库兹涅茨克煤田、利沃夫沃伦煤田、卡拉干达煤田。概述研究单位和个人资源量万亿m3计算条件焦作矿业学院(1987)李明潮(1990)原地矿部石油地质研究所(1990)张新民(1990)原中国统配煤矿总公司(1992)段俊琥(1992)关德师(1992)张新民(1995)中国煤田地质总局(1998)319232151062523303524
33、75363255032681434全国所有可采煤层全国所有可采煤层未包括褐煤，藏、粤、闽和台湾，及C1和P1煤层全国所有可采煤层中可回收的煤层气未包括褐煤，藏、粤、闽和台湾及c1和P1煤层可采煤层，吨煤含气量大于4m3发展现状1、开端为了保证煤矿安全生产，中国从20世纪50年代开始采用煤层气井下抽放技术。目前已进入全面的勘探开发阶段。目前中国已钻成200多口煤层气地面井，主要分布在山西、辽宁、河南和安徽4个省，其中有10余口井获得工业气流，单井最高日产量达16000m3。基本掌握了煤层气勘探开发技术，为煤层气的商业化开发创造了条件发展现状迄今为止，燃料电池电站已开发的主要类型有磷酸电池(PAFC)、熔融碳酸盐电池(MCFC)和固体氧化物电池(SOFC)。至于质子交换膜电池(PEMFC)则主要是针对家庭、办公室、住宅区等小型独立电站。(1)PAFC电站的开发。(2)MCFC电站的开发。(3)SOFC电站的开发。(4)PEMFC电站的开发。
