Characteristics of occurrence and distribution rule of deep coalbed methane in supercritical state
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摘要:
深部煤层气成为天然气增储上产的重要方向，但其吸附气、游离气原始赋存状态不清、不同条件下的赋存态分配规律不明，制约了深部煤层气储量准确评估和产出规律认识。随着埋深增加，温度和压力不断升高，甲烷进入超临界相态，其流体密度将不断增重、黏度与气态相近，表明当前现有认识低估了游离气的资源量和流体易于产出的流动能力。在深层高温高压下，甲烷超临界流体特征更为显著，不能被忽视。现在基于储层压力的含气量计算方法，未考虑煤层微孔内流体压力要高于储层压力，即“微孔超压”环境的存在，故实际含气量被低估。针对国内深部煤层埋深最深至
5000 m、煤阶0.8%～3.0%范围内，基于甲烷物性随压力、温度变化规律和微孔超压理论，研究建立了考虑微孔超压和甲烷超临界流体特征的深部煤层气游离气、吸附气含量计算模型。研究表明：① 深层高温高压下，甲烷黏度、密度、压缩因子、体积系数等高压物性参数变化并非随温度、压力线性变化，基于高压物性参数与温度和压力关系，建立了各参数经验计算式，并结合分子模拟等手段，分析了深层与浅层相应参数差异；② 揭示了深部煤层气吸附气、游离气赋存状态在不同热演化程度、不同埋深、不同温压条件下的分配规律，相同深度下，随着煤阶的增加，吸附气含量越高、游离气含量越低，且游离气占比不断减小，吸附气临界转折深度也在减小；相同热演化程度下，随着煤层深度增加，煤的吸附气含量呈现先增加后降低趋势，游离气占比逐渐增加；③ 考虑甲烷超临界流体性质对吸附作用的影响，相比忽略该特征的同等情况下，实际吸附气含量并没有现有认识那么高，吸附气占比降低6%～9%；④ 针对是否考虑Langmuir修正和含水饱和度随埋深变化等情况，建立4种模型方法，明确了不同煤阶、不同深度下临界转折深度、吸附气/游离气变化规律及图版；⑤ 基于“微孔超压、宏孔常压”新认识，建立了考虑“微孔超压+超临界状态”的游离气、吸附气含量计算方法，计算埋深2 000 m时高阶煤（镜质体反射率Ro=2.7）游离气占比保守可达41%，比现有认识增大了约20%，相比传统方法只考虑储层压力的计算结果更符合生产实际。研究成果可为揭示深部煤层气赋存态分配规律和储量评估等，提供科学理论依据。Abstract:Deep Coalbed methane(CBM) has become an important direction for gas storage and production, but its original occurrence state of adsorbed gas and free gas and distribution law under different geological conditions are unclear, which restricts the accurate estimation of deep CBM reserves and the understanding of production law. With the increase of burial depth, temperature and pressure, methane enters the supercritical phase, its fluid density will continue to increase, and its viscosity is similar to that of the gas phase, indicating that the current understanding has underestimated the amount of free gas resources and the flow ability of fluid easy to produce. Under high temperature and high pressure in deep coal seams, the “supercritical fluid characteristics” of methane are more significant and cannot be ignored. The current gas content calculation method based on reservoir pressure does not take into account the fact that the fluid pressure inside the coal seam micropores is higher than the reservoir pressure, that is, the existence of a “overpressure in micropores” environment, so the actual gas content is underestimated. A calculation model for the content of free gas and adsorbed gas in deep coalbed methane considering the characteristics of overpressure in micropores and methane supercritical fluid was established based on the variation of methane physical properties with pressure and temperature, as well as the theory of overpressure in micropores, targeting the deepest coal seam burial depth in China up to 5000m and coal rank range of 0.8% to 3.0%. The results show that: ① Under high temperature and high pressure, methane viscosity, density, compression factor, volume coefficient and other high pressure physical property parameters do not change linearly with temperature and pressure. Based on the quantitative relationship between high pressure physical property parameters and temperature and pressure, empirical calculation formulas for each parameter are established. ② The distribution law of adsorbed gas and free gas occurrence states in deep CBM is revealed under different thermal evolution degrees, different burial depths and different temperature and pressure conditions. At the same depth, with the increase of coal rank, the adsorbed gas content is higher, the free gas content is lower, and the proportion of free gas is decreasing. With the increase of coal seam depth, the content of adsorbed gasincreases first and then decreases, but the proportion of free gas increases gradually. ③ Considering the influence of methane supercritical fluid properties on adsorption, compared to the same situation where this feature is ignored, the actual adsorbed gas content is not as high as the existing understanding, and the proportion of adsorbed gas is reduced by 6%−9%.④ Four model methods were established to clarify the critical transition depth of gas content, and the variation laws and charts of adsorbed gas/free gas at different coal ranks and depths. ⑤ Based on the new understanding of “overpressure in micro pores and normal reservoir pressure in macro pores” a new calculation method for free gas and adsorbed gas content considering “overpressure in micro pores +supercritical state” has been established. Compared with traditional methods that only consider reservoir pressure, the calculation results are more in line with production reality. When the burial depth of Daji block reaches 2 000 m, the proportion of free gas in high rank coal seams can conservatively reach 41%, an increase of 20% compared to existing understanding. The research results can provide scientific theoretical basis for revealing the distribution law of deep coalbed methane occurrence and reserve evaluation.
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0. 引 言
煤与煤层开协调开发是煤矿促进“双碳”目标实现的重要途径之一，倾斜碎软煤层群煤层气开发是其中的重要组成部分，其协调程度的提高有赖于相应理论、技术和装备突破与各种技术、装备间的协调配合。目前，我国在煤矿区煤层气开发技术与装备方面取得了很大的成果，主要表现在煤矿区煤层气开发基础理论、地面井采动区抽采技术、煤矿区煤层气开发与利用技术装备等方面，同时，针对煤与煤层气协调开发也相应提出了淮南模式、晋城模式和松藻模式[1-5]。然而，艾维尔沟矿区煤层因其倾角大、多煤组、厚煤层的赋存特点，岩层赋存、移动规律与近水平煤层有很大不同[6-8]。倾斜多煤组开采下覆岩呈现明显的多重非对称卸压特征，即由于在倾角较大的地方进行煤炭开采导致的覆岩卸压由原来近水平的对称马鞍形逐渐向高位卸压的转变[9, 10]。多个倾斜煤层开采导致覆岩的卸压范围与大小会有叠加与抵消，采动卸压所影响的范围中包括了邻近煤层，造成煤层气解吸并向首采煤层运移，时空约束更为复杂。此外，煤层群开采条件下不同煤层赋存条件各抽采方法的联合布置模式与煤炭协调开采的时空条件有待深入研究。
因此，有必要提出非对称卸压时空协同煤与煤层气协调开发模式，并采用理论分析、相似模拟、现场试验等方法，研究倾斜首采碎软煤层下向钻孔煤层气抽采技术，提出基于非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律的地面井煤层气抽采技术，为倾斜多煤组煤层群开采、煤与煤层气协调开发提供理论、技术及装备支撑。
1. 非对称卸压煤与煤层气协调开发模式
艾维尔沟矿区地处我国西北地区，煤层总体倾角7°～45°，平均约30°[11]。但目前缺少适应倾斜地质条件下的煤与煤层气协调开发方法。笔者针对倾斜地质条件提出了多重非对称卸压时空协同煤与煤层气协调开发模式，进一步明确了倾斜采动条件下煤与煤层气协调开发策略。
1.1 多重非对称卸压煤与煤层气协调开发模式
针对艾维尔沟矿区倾斜多煤组典型地质条件，提出了基于“三孔四区五量”的多重非对称卸压时空协同煤与煤层气耦合协调开发模式（图1）。
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图 1 非对称卸压时空协同煤与煤层气耦合协调开发模式Figure 1. Asymmetric pressure relief spatiotemporal coordinated development model of coupling coal and coalbed methane在艾维尔沟矿区施行时空协同煤与煤层气耦合协调开发模式的过程中，根据煤炭开采及煤层气抽采不同时期的特征，将艾维尔沟倾斜多煤组矿区划分为规划区、准备区、生产区、采空区4个阶段：
1）在规划区内不涉及煤炭开采，其主要是对煤炭开采进行远景规划，但在规划过程中要充分考虑矿井、煤层和工作面3个层级的非对称卸压可能影响范围和叠加效果，提前预判所需的煤层气抽采作业方式[12]。因此，只进行地面井煤层气抽采作业。
2）准备区完成井下部分巷道掘进，为煤炭回采作业做好准备，同时准备区内具备煤层气井下抽采的条件，即在地面井抽采作业的同时，布置井下煤层气下向递进式抽采钻孔，减少倾斜煤层煤层气抽采时间壁垒，实现地面与井下联合抽采煤层气[13]。
3）生产区属于煤炭开采作业区域，在倾斜煤层开采的过程中会产生相应的非对称采动影响，邻近煤层卸压导致煤层气大量解吸、通过采动裂隙运移至本煤层采空区[14-15]。
4）采空区域是煤层气开采的“甜点”区域，因此，在该区内实施井上下联合抽采，但在倾斜煤层群采动条件下，采动地面钻井或高位钻孔以布置于多煤层工作面卸压叠加区为佳，这样可以保证高位钻孔的高效性，同时在一定程度上为地面钻井实现“一井三用”提供了可能，有助于实现更高水平的煤与煤层气高效协调开发。
通过地面立井抽采煤层气贯穿规划区、准备区、生产区、采空区等四区；采用井上下联合，采用地面钻井、定向钻孔、下向钻孔有机结合的煤层气抽采模式；井上下联合实现精准高效抽采，在煤层气含量较高的位置采用穿层钻孔以缩短抽采时长，在煤层气含量较低的煤层中采用定向长钻孔抽采煤层气。非对称采动后，覆岩影响区内裂隙呈现高位扩展−低位压缩的分区分布特征[16]。采动裂隙矩形梯台也呈现明显的非对称特征，开度较小的裂隙主要分布于裂隙矩形梯台上方和两侧，而开度较大的裂隙则分布于裂隙矩形梯台高位侧[17-18]（图2）。而裂隙是煤层渗流的通道，因此，依据多重非对称卸压特征预判抽采特定时间“甜点”位置是煤层气高效开发的有效方式。
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图 2 非对称采动下卸压系数分布模型Figure 2. Model of pressure relief coefficient under asymmetric mining部分矿井在采掘过程中实际“三量”及“三量”可采期远大于规定值的情况下仍出现采掘接替紧张现象，究其原因，主要是因为“三量”中的准备煤量和回采煤量中有部分煤量具有突出危险性，需通过区域性瓦斯治理消除突出危险后才能进行采掘作业。而灾害治理需要时间和空间，若矿井没有预留足够的瓦斯治理时间和空间就会导致矿井接替紧张。因此，在原有“三量”划分的基础上将煤量划分为开拓煤量、准备煤量、回采煤量、保护层抽采达标煤量、可供布置的被保护层煤层五量，针对性提出掘进超前、瓦斯抽采达标超前、保护层开采超前，保证煤矿的安全生产。
1.2 非对称卸压时空协同煤与煤层气协调开发机制
在上述煤与煤层气开采四区划分的基础上，各阶段之间转换必须满足矿井灾害防治的相关规定。如图3所示，多重非对称卸压时空协同煤与煤层气耦合协调开发四区的接续依据为：各区内煤层气含量是否符合既定标准，即当抽采煤层气量达标后方可进入下一阶段作业。为顺利实现地面井“一井三用”，在规划区内布置地面井时要充分考虑艾维尔沟矿区多倾斜煤层这一典型地质条件的影响：多重采动卸压下其覆岩破坏具有明显非对称性，而垂直井对此种地质条件具有较好的适应性。因此，规划区内主要采用垂直井进行采前预抽。当规划区内煤层气含量降低至βW0时（W0为原煤煤层气含量，β介于0～1的经验系数）方可进入准备区作业阶段。此时准备区内已经具备井下煤层气抽采条件，因此通过在底抽巷布置相应钻孔实现井上下联合抽采，井下钻孔抽采在新疆煤层地质条件下主要有2种方式：①当井下煤层气含量小于βW0时，考虑在规定时间内抽采煤层气的同时节约生产成本，应采用定向钻孔；②当井下煤层气含量大于βW0时，为满足在规定时间内抽采量达标的要求，应采用抽采速度较快的穿层钻孔；钻孔的布置需结合覆岩卸压特点选取合理的参数（根据艾维尔沟矿区倾斜煤层典型地质条件，所选取的βW0为9 m3/t）。当准备区内煤层气小于8 m3/t时，进入生产区作业阶段。煤炭开采造成的覆岩采动裂隙为煤层气运移创造有利条件，是煤与煤层气协调开发的核心区域，在生产区内采用的主要抽采方式为井下双系统分源抽采与顶板长钻孔抽采技术，并根据倾斜煤层地质特点与采空区煤层气富集特征确定合理的钻孔布置参数，由于各地区对于生产区内安全生产要求不同，该区域内煤层气含量小于8α m3/t（α为介于0～1的经验系数）。
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图 3 非对称卸压时空协同煤与煤层气耦合协调开发机制Figure 3. Asymmetric pressure relief spatiotemporal synergistic coupling and coordinated development mechanism of coal and coalbed methane2. 倾斜碎软煤层下向孔煤层气抽采
2.1 倾斜碎软煤层钻进施工工艺
随着煤矿开采效率的提升，采煤工作面间距增大，越来越多的碎软煤层矿井对钻进深度的要求越来越高，目前的钻进技术与装备达不到其使用需求，且钻孔轨迹不可控，容易造成抽采盲区，为后期的煤炭回采埋下施工隐患，目前随钻测量在油气井工程领域已有较深入的研究和应用[19-20]，但由于油气井工程在地面开展，其随钻测量的功率、精准度均较高，但由于煤矿钻孔中受井下采掘空间限制，其随钻测量设备必须是小型化、轻型化，这在一定程度上限制了随钻测量精度的提升空间；另一方面碎软煤层钻孔起钻后容易垮孔，制约了煤层气抽采量和抽采速度。因此，实现碎软煤层定向钻进，提高碎软煤层成孔深度及煤层气抽采效果，具有重大意义，也具备巨大的应用市场和前景[21-22]。
采用LDZYW−
3200 全液压坑道钻机+ø73三棱螺旋钻杆+ø94三翼内凹PDC钻头+中风压排渣的钻孔工艺，配套设备如图4所示。利用三棱螺旋钻杆搅动孔内沉淀煤屑和辅助排渣的特性，将钻渣机械和压风排出，有效防止排渣效果不好或孔内卡钻，导致的成孔性差的问题。采用MEMS传感器自主研制省电探管（图5）。具体包括以下2方面：接收机微弱信号处理方面，根据在井下现场应用经验与效果，采用RLS滤波提取微弱电磁波信号，并经过放大滤波后进行相关接收解码，研制电磁波无线接收机，实现提高传输距离；在探管省电设计方面，采用微功耗MEMS传感器及其周边电路，根据井下钻孔工况设计仪器的工作逻辑来实现省电设计，并采用大容量锂电池尽量增大电池工作时间；根据钻杆震动情况及钻杆旋转情况与传输误码率统计特性判断是否停止数据采集与电磁波发射，以此提高工作时间。通过以上两方面的优化实现了探管的续航时间和精度两方面的进一步提升。![]()
图 5 钻头电磁波无线随钻测量系统Figure 5. Drill bit electromagnetic wave wireless measurement while drilling system为了提高随钻伽马探管的抗振动性能，对INA伽马探测器和电路板安装结构采取减小振动设计，使探测器和电路板与仪器外筒之间无相对运动，元器件接触良好。为了减小振动对测量数据的影响，对闪烁晶体的安装支撑系统采取加强及缓冲措施，使该系统内刚性物体的谐振频率处于整个钻柱振动频率的带宽之外。另外通过探测器的室内振动试验，得到探测器的动态响应关系，并利用随钻测量仪器的振动传感器，实时监测仪器的振动情况，根据探测器的动态响应关系和实时振动值对伽马测量值进行修正，从而使测量值接近于地层的真实伽马值。通过优化，煤矸的识别精度由原来的0.5 m提升至0.3 m，倾斜、方位角测量精度提升超过40%。
通过以上的方式可以倾斜煤层中实现下向钻孔的准确钻进钻孔防偏，保证了递进式抽采的可靠性，破解了倾斜煤层中煤层气含量较高位置抽采的时空衔接难题。
2.2 倾斜碎软煤层下向长钻孔排采工程试验
采用ø73X1000凹槽螺旋钻杆+ø94PDC钻头的回转切削钻进方式，并采用中风压（1.2 MPa）空气排渣。2018年6月在2130煤矿25312工作面运输巷施工了7个下向孔，钻孔最大施工深度209 m，最小施工深度44 m；2020年5月在2130煤矿25222工作面运输巷施工了10个钻孔，最大施工深度216 m，最小施工深度44 m。
钻孔布置在5号煤层（图6）。开孔位于巷道下帮底角处，开孔高度0，间距0.6 m，终孔间距20 m。25213运输巷在该位置处的方位角为273°57′31″。
下向长钻孔施工完成后，6月18日至8月19日开展了排采试验。采用威力巴管道抽采参数测定仪对接抽的20个钻孔抽采数据进行了连续的监测。在排采的60 d内，甲烷浓度前10 d处于2.1%～3.21%、后30 d处于0.99%～1.73%、最后20 d处于1%以下，抽采纯流量如图7所示。
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图 7 下向递进式抽采钻孔封孔管件实物Figure 7. Physical of downward progressive drainage drilling and sealing pipe fittings下向长钻孔排采量与矿井过往该区域顺层钻孔抽采浓度、抽采量基本相符（图8），通过下向递进式抽采钻孔，可以提前预抽下一个工作面的煤层气缩短了抽采达标时间约半年，平均1个工作面节约了1个底抽巷的工程量。
3. 非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律及地面井煤层气抽采技术
覆岩卸压是煤层气流动的必要条件之一，倾角影响下采动覆岩的非对称破坏特征与影响范围是煤层气抽采钻孔和地面井布置的可行空间。井下钻孔和地面井抽采是缓解矿井煤层气超限的主要方法，因此寻找覆岩非对称响应下的优选开发位置就显得尤为关键。
3.1 非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律
采动卸压应力场是裂隙带煤层气抽采位置优选位置的潜在可能区，覆岩渗流裂隙场是煤层气输送的通道，即输送区，煤层气富集浓度场是卸压煤层气在覆岩裂隙场的汇集区。煤层倾角的存在会导致采动上述三场呈现明显的非对称特征，以致抽采钻孔优选布置位置难以确定。为深入详细探究倾斜煤层多重开采层上下邻近层的卸压破坏特征为煤层气抽采钻孔布置位置提供参考，以新疆1930煤矿实际地质条件为基础，利用可旋转相似模拟试验台，对1930煤矿4号、5号煤层的采动过程进行物理模拟。
由图9可知，4号煤层回采推进170 m时，覆岩裂隙的数量为273个。5号煤层回采推进170 m时，覆岩裂隙的数量为556个，新增283个。倾斜煤层条件下，煤层开采后，离层裂隙和竖向贯穿裂隙分布位置存在差异。离层裂隙主要分布在采空区中部的上方岩层，随着采空区岩层的下沉压实逐渐闭合；而竖向贯穿裂隙主要分布在工作面两端上方岩层，且工作面倾向上方的竖向贯穿裂隙多于倾向下方的竖向贯穿裂隙，主要原因是煤层倾角为30°，煤层回采后工作面倾向上方岩层垮落和破断较工作面倾向下方更为严重，故形成的竖向贯穿裂隙更多。
由于5号煤层开采厚度大于4号煤层，随着5号煤层继续回采，覆岩裂隙数量继续增加，且增加速率变快。5号煤层回采后，覆岩受到采动影响的岩层范围明显增加，原先已经发生下沉、破断的岩层再次发生下沉和破断，且原先未受到4号煤层采动影响的岩层也发生下沉、破断，从而导致覆岩中裂隙数量和范围迅速增多和扩大。5号煤层工作面回采结束后，覆岩的裂隙数量大于4号煤层开采后的2倍。
3.2 非对称采动区地面井布井选择
采动覆岩移动规律的研究表明，采动区地面井在采动影响作用下，其套管将受到岩层内部非均匀水平应力挤压、岩层层间的剪切、复合岩层间的离层拉伸，以及挤压、剪切、拉伸等综合形式的作用[16]。而倾斜煤层开采后，由于采场上覆岩层载荷沿层面方向的分量增加，而法向分量却相对减小，因此造成其矿压显现规律与缓倾斜煤层有显著差异，使得倾斜煤层开采时受到许多安全问题的困扰，如煤层气泄漏、底板突水、地面塌陷和地表裂缝等，这些安全问题均和扰动岩体的裂隙演化规律密切相关，地面井在井位选择时若不考虑这些因素，容易造成井身破断、断裂，降低煤层气抽采效率[17-18]，因此，需要基于非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律，分析地面井井位选择。
从工程安全、抽采效果及施工条件等方面考虑，地面钻井布置位置选择主要考虑2个方面：①地面钻井位置应为钻井抽采效果显著，有利于最大程度抽采回采工作面附近煤层气的位置。因此，地面井的布井位置要在采动三场响应较为明显的高位侧区域。②地面钻井位置应为采动影响下采场覆岩层运动影响综合效应较弱的位置，以最大程度回避岩层剪切、离层、挤压等运动对钻井套管的破坏作用。因此，地面井井身部分要布置在采动影响较小的位置，而在地面井抽采的部分则要布置在采动影响区边界内侧的位置。满足以上2个条件即可实现地面钻井的持续稳定抽采。
根据理论的采动卸压区域，可将地面井布置于上、中、下3个区域，如图10所示。根据实际工程量、预期抽采煤气效果、地面井穿过破碎带的长度等因素比较这3种布井方式。见表1。
表 1 布井方式比较Table 1. Comparison of well layout methods布井位置 工程量 预期抽采效果 穿过破碎带长度 上 小 较好 较短 中 较小 好 长 下 大 一般 短 4号煤层顶板多为砂岩、砾岩，为坚硬岩层顶板结构，利用采动“三带”高度计算公式[23]可算得导水（气）裂隙带高度为48.06～65.86 m，以最大高度65.86 m作为井身结构设计依据。
因此通过上面的分析，倾斜煤层开采地面井布置位置的选择需要综合煤层气抽采效果、煤层卸压范围以及岩层移动对地面井的影响等因素。结合新疆煤层开采具体情况，地面井走向应尽量布置于靠近工作面回风巷一侧，倾斜方向应尽量布置于端部与中部之间的区域。
3.3 非对称采动区地面井结构设计
地面井井身结构的设计包括钻井开井次数、钻头规格、套管结构及规格、固井水泥返高等。因此，采动区地面井井身结构的优化主要是针对开井次数、钻头规格等进行合理组合，使得地面井虽受采动影响，但其完整性和套管有效抽采截面面积保持较好的状态，使采动区地面井的有效抽采时间得以延长，甚至能够持续抽采（图11）。
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图 11 地面井结构与局部双层组合套管孔身结构示意Figure 11. Schematic of surface well structure and partial double-layer combination casing borehole structure大量研究表明[19-20]，关键层、厚基岩层下岩层界面及厚表土层与基岩层界面是地面钻井套管发生变形破坏的高危位置。对于软及中等硬度的覆岩，可以通过在套管破坏危险区域内增加外加辅助强化套管、外加筋等方法增强其抵御岩层层面滑移和离层位移的能力，尤其是在关键层、厚积岩层界面及厚表土层下界面等明显危险段。对于坚硬岩层，其剪切效应是非常明显的，而地面钻井套管对岩层移动的抵御作用是有限的，只能起到一定的缓解作用。因此，在关键层、厚积岩层等处对套管进行柔化处理，如施加局部柔性变形段或特殊的增强其柔度的方法，使钻井套管能在岩层滑移变形下发生较大变形而不破裂。
3.4 非对称采动区地面井煤层气抽采技术工程应用
基于非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律及煤层导水（气）裂隙带高度分析，结合煤矿地形条件及现有采掘部署情况，综合考虑试验工作面开采煤层埋深条件、地面场地等实际条件，确定CD01号地面试验井井位坐标，地面井与工作面位置关系（图12）。
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图 12 CD01地面试验井与工作面位置关系示意Figure 12. Schematic of CD01 surface test well in relation to the location of the working faceCD01井于2020年8月10日开始出气，此时24312工作面距离井眼约50 m，地面井混合流量4.23 m3/min，采出气浓度0.1%；随着工作面推近，地面井抽采数据逐渐上升，至8月20日24312工作面距离井眼约20 m，地面井混合流量13.03 m3/min，采出气浓度1.3%，此后CD01井持续抽采运行。8月26日24312工作面揭露地面井井眼。由于工作面开采的4号煤层具有自燃发火性，考虑到地面井负压抽采有引起煤层发火的风险，8月26日至8月31日CD01井间断性抽采，至9月1日以后，CD01井恢复全天抽采运行。至2020年9月22日，CD01井稳定持续抽采30 d，累计抽采标况纯煤层气量
23067 m3，最高日抽采煤层气量2098 m3，日均抽采煤层气量760 m3，抽采气最高浓度23.5%，平均浓度4.4%。CD01井抽采气浓度随工作面推进变化走势图如图13所示。当地面井处于受采动影响较为剧烈的位置，地面井井身会发生破坏，导致抽采难以进行，而在本次现场试验过程中即使在覆岩非对称破坏的条件下地面井仍能够保证有效抽采，说明地面井井身结构和布置位置的合理性。![]()
图 13 CD01井抽采气浓度随工作面推进变化走势Figure 13. CD01 surface well extraction gas concentration with coorking face4. 结 论
1）新疆倾斜煤矿矿区多重非对称卸压时空协同煤与煤层气协调开发模式主要结合艾维尔沟矿区多重采动卸压方式，在煤与煤层气开发过程中考虑时间与空间上协同开发，同时还要考虑到煤炭开采与煤层气抽采2个子系统之间的协调。结合艾维尔沟矿区的煤层赋存及成功的煤层气抽采技术，提出了基于“三孔四区五量”的煤与煤层气协调开发模式。
2）为提高碎软煤层下向深孔快速取样的成功率，研究得出取样钻头内嵌环形喷射器的最佳喷嘴安装角为15°。在常用输送气流速度（18～40 m/s）条件下，为降低中心管输送阻力，中心管内径范围理论计算值为19.5～29.0 mm。根据研究结果试制了ϕ73 mm双壁钻杆定点取样装置，实现了倾斜碎软煤层顺层下向钻孔深孔（200 m以上），快速（3 min）取样，煤层瓦斯含量测定结果准确性提高20%以上。
3）阐明了非对称开采岩层卸压破坏时空演化规律：多重开采对邻近煤层的卸压范围和卸压程度均比单层开采大；5号煤层工作面回采结束后，覆岩的裂隙数量大于4号煤层开采后的2倍。确定了新疆倾斜煤层开采地面井布置位置的选择：地面井走向应尽量布置于靠近工作面回风巷一侧，倾斜方向应尽量布置于端部与中部之间的区域。1930煤矿采动区地面井抽采试验表明，地面井运行后，24312工作面的卸压涌出煤层气抽采平均比例为53.13%。
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图 2 不同温度、压力下甲烷的压缩因子Z变化规律
Figure 2. Compression factor Z of methane under different temperature and pressure
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图 3 60 ℃下甲烷的压缩因子Z拟合效果
Figure 3. Fitting effect of methane compression factor Z at 60 ℃
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图 4 不同温度压力下的甲烷的体积系数Bg
Figure 4. Volume coefficient Bg of methane under different temperature and pressure
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图 5 60 ℃下甲烷的体积系数Bg拟合效果
Figure 5. Fitting effect of methane volume coefficient Bg at 60 ℃
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图 6 不同温度压力下的甲烷黏度μg
Figure 6. Methane viscosity μg under different temperature and pressure
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图 9 不同埋深处下的甲烷密度ρg及赋存状态
Figure 9. Occurrence state of methane at different burial depths
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图 11 考虑超临界状态影响的吸附气、游离气含量计算流程图
Figure 11. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of supercritical state
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图 12 4种综合模型方法吸附气含量计算结果对比图（Ro=2.7%）
Figure 12. Comparison of calculation results of adsorbed gas content by four integrated model methods（Ro=2.7%）
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图 13 4种综合模型方法游离气含量计算结果对比（Ro=2.7%）
Figure 13. Comparison of calculation results of free gas content by four comprehensive model methods（Ro=2.7%）
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图 14 4种综合模型方法吸附气含量/游离气含量占比随埋深变化曲线（Ro=2.7%）
Figure 14. Four comprehensive model methods adsorbed gas content/free gas content ratio with depth curve（Ro=2.7%）
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图 15 不同镜质体反射率下的吸附气含量/游离气含量占比随深度变化曲线
Figure 15. Curves of adsorbed gas content/free gas content ratio with depth under different vitrinite reflectance
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图 16 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法1（Sw=35%））
Figure 16. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 1 (Sw =35%)
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图 17 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法2（Sw (h)））
Figure 17. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 2 (Sw (h))
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图 18 考虑“微孔超压+超临界状态”影响的吸附气、游离气含量计算流程图
Figure 18. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of “microporous overpressure+supercritical state”
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图 19 Ro=2.7%时是否考虑微孔超压对不同相态含量及占比规律（在修正综合模型方法2基础上考虑微孔超压，再与修正模型方法2对比）
Figure 19. Distribution law of different phase content and proportion of coalbed methane with buried depth when Ro=2.7%
表 1 不同温度下甲烷的压缩因子Z经验式
Table 1 Empirical formula of compression factor Z for methane at different temperatures
温度/℃ Z经验式 40 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{5}}{\text{.178}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{8}}{\text{.417}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.923}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{1}}{\text{.554}} \times {10^{ - 4}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.014\;9}}p + {\text{0}}{\text{.999\;3}} \\ \end{gathered} $ 50 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{4}}{\text{.225}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{6}}{\text{.952}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.242}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{9}}{\text{.121}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.013\;4}}p + {\text{0}}{\text{.999\;4}} \\ \end{gathered} $ 60 $ \begin{gathered} \textit{Z} = 3.484 \times {10^{ - 9}}{p^5} - 5.791 \times {10^{ - 7}}{p^4} + 2.697 \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ 4.248 \times {10^{ - 5}}{p^2} - 0.012\;0p + 0.999\;5 \\ \end{gathered} $ 70 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.902}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.866}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{2}}{\text{.259}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{5}}{\text{.571}} \times {10^{ - 6}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.010\;8}}p + {\text{0}}{\text{.999\;6}} \\ \end{gathered} $ 80 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.441}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.120}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.903}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{ 2}}{\text{.247}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.009\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 90 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.072}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{3}}{\text{.516}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.613}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{4}}{\text{.357}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.008\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 
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表 2 常用温度、压力下甲烷的压缩因子Z取值
Table 2 Compression factor Z value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa Z 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.998354 0.998531 0.998689 0.998829 0.998954 0.999066 0.2 0.996744 0.997096 0.997408 0.997686 0.997933 0.998155 0.4 0.993504 0.994208 0.994832 0.995387 0.995882 0.996325 0.6 0.990279 0.991336 0.992273 0.993106 0.993847 0.99451 0.8 0.987071 0.988481 0.989731 0.99084 0.991829 0.992712 1 0.98388 0.985644 0.987206 0.988592 0.989827 0.990929 5 0.924544 0.933239 0.940878 0.947618 0.953585 0.958885 10 0.867232 0.88328 0.89735 0.909738 0.920685 0.930394 20 0.834538 0.856567 0.876064 0.893372 0.90878 0.92253 30 0.916243 0.931033 0.944678 0.957241 0.968789 0.97939 40 1.0417 1.0464 1.05134 1.05639 1.06144 1.06641
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表 3 常用温度、压力下甲烷的体积系数Bg取值
Table 3 Volume coefficient Bg value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa Bg 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 1.08493 1.11978 1.15461 1.18944 1.22425 1.25906 0.2 0.547008 0.564675 0.582332 0.599978 0.617616 0.635245 0.4 0.272615 0.28152 0.290414 0.299298 0.308173 0.31704 0.6 0.181153 0.187138 0.193111 0.199075 0.205029 0.210975 0.8 0.135425 0.139949 0.144462 0.148965 0.153459 0.157945 1 0.10799 0.111638 0.115275 0.118902 0.12252 0.126129 5 0.020295 0.021141 0.021973 0.022795 0.023607 0.02441 10 0.009519 0.010004 0.010478 0.010942 0.011396 0.011842 20 0.00458 0.004851 0.005115 0.005372 0.005624 0.005871 30 0.003352 0.003515 0.003677 0.003838 0.003997 0.004155 40 0.002858 0.002963 0.003069 0.003176 0.003285 0.003393
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表 4 不同温度下甲烷黏度μg经验公式
Table 4 Empirical formula of methane viscosity μg at different temperatures
温度/℃ 气体黏度μg经验式 40 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;2 - {\text{1}}{\text{.780}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.215}}}} $ 50 $ {\mu _{\text{g}}} = {\text{0}}{\text{.012\;3}} - 1.{\text{781}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.216}}}} $ 60 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;6 - {\text{1}}{\text{.534}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.235}}}} $ 70 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.344 \times {10^{ - 4}}{p^{1.252}} $ 80 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.195 \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.265}}}} $ 90 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.014 - 1.08 \times {10^{ - 4}}{p^{1.276}} $
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表 5 常用温度、压力下甲烷黏度μg取值
Table 5 Methane viscosity μg value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa μg/（mPa·s） 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.011916 0.012286 0.012653 0.013017 0.013378 0.013736 0.2 0.011924 0.012294 0.01266 0.013024 0.013384 0.013741 0.4 0.011944 0.012312 0.012677 0.013039 0.013398 0.013755 0.6 0.011967 0.012334 0.012697 0.013058 0.013415 0.013771 0.8 0.011993 0.012357 0.012719 0.013078 0.013434 0.013788 1 0.01202 0.012383 0.012742 0.0131 0.013455 0.013808 5 0.012842 0.013145 0.013453 0.013765 0.014079 0.014395 10 0.014474 0.014637 0.014827 0.015038 0.015265 0.015505 20 0.019407 0.019053 0.018823 0.018686 0.018622 0.018614 30 0.024525 0.023772 0.02319 0.022742 0.022402 0.02215 40 0.028777 0.027887 0.027145 0.026531 0.026024 0.025609
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表 6 常用温度、压力下甲烷密度ρg取值
Table 6 Methane density ρg value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa ρg/（g·cm−3） 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.00062 0.00060 0.00058 0.00057 0.00055 0.00053 0.2 0.00124 0.00120 0.001166 0.001131 0.00109 0.00106 0.4 0.00249 0.00241 0.00233 0.00226 0.00220 0.00214 0.6 0.00374 0.00363 0.00351 0.00340 0.00331 0.00321 0.8 0.00501 0.00485 0.00469 0.00455 0.00442 0.00429 1 0.00628 0.00608 0.00588 0.00570 0.00554 0.00538 5 0.03344 0.03211 0.03089 0.02977 0.02875 0.02780 10 0.07130 0.06784 0.06477 0.06203 0.05955 0.05731 20 0.14820 0.13992 0.13270 0.12633 0.12067 0.11560 30 0.20247 0.19309 0.18459 0.17686 0.16980 0.16334 40 0.23745 0.22907 0.22115 0.21368 0.20664 0.20001
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表 7 4种综合模型方法的考虑因素
Table 7 Two integrated model approaches consider factors
考虑因素 综合模型方法1 修正综合模型方法1 综合模型方法2 修正综合模型方法2 高压物性参数（超临界流体特征） √ √ √ √ 储层应力敏感性 √ √ √ √ 吸附气对孔隙的占据 √ √ √ √ VL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ PL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ 考虑超临界态甲烷吸附行为的Langmuir吸附模型修正 × √ × √ Sw（h）随埋深变化 × × √ √
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表 8 煤层气储量/含量预测参数取值
Table 8 Parameter value of CBM reserve/content prediction parameter
参数 取值 地面压力pground/MPa 0.016 地面温度Tground/℃ 20 平均储层压力梯度/（MPa·m−1） 0.0098 平均储层温度梯度/（℃·m−1） 0.027 热膨胀系数C1/（10−3 ℃−1） 2.5[36] 常温下甲烷沸点密度ρb/（g·cm−3） 0.423 初始孔隙率ϕ0/% 9 吸附态密度ρa/（g·cm−3） 0.421 煤岩视密度ρcoal/（g·cm−3） 1.3
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表 9 4种综合模型方法得到的不同镜质体反射率下2 000 m处吸附气含量/游离气含量占比
Table 9 Ratio of adsorbed gas content to free gas content at 2 000 m under different vitrinite reflectance obtained by four comprehensive model methods
镜质体反射率Ro/% 0.8 1.5 2.7 综合模型方法1 吸附气含量占比/% 54.61 66.30 77.55 游离气含量占比/% 45.39 33.70 22.45 修正综合模型方法1 吸附气含量占比/% 46.13 58.33 71.08 游离气含量占比/% 53.87 41.67 28.92 综合模型方法2 吸附气含量占比/% 49.79 61.83 73.98 游离气含量占比/% 50.21 38.17 26.02 修正综合模型方法2 吸附气含量占比/% 41.38 53.55 66.92 游离气含量占比/% 58.62 46.45 33.08
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期刊类型引用(1)
1. 冉启灿，梁运培，邹全乐，张碧川. 倾斜煤层群覆岩“三场”非对称特征及靶向抽采机制. 煤炭科学技术. 2024(04): 177-192 . 
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