CC BY
52
УДК 553.98
Лу Яньцзюнь1, Хань Цзиньсюань2, В.В. Шелепов3, Е.Ю. Макарова4, Ли Кай5, Чу Цзюнь6
МЕТОДЫ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ БАССЕЙНА ЦИНЬШУЙ (КНР)
Метан угольных пластов (МУП) представляет собой новый чистый и нетрадиционный источник энергии, а его разработка открывает широкие перспективы. Запасы МУП в бассейне Циньшуй достигают 3,97 трлн м3, что составляет 10,8% запасов всего Китая. Бассейн Циньшуй по сравнению с основными угольными бассейнами США, Австралии, Канады и России характеризуется высоким метаморфизмом, высоким содержанием газа, низкими значениями пористости и проницаемости, а также пластового давления. Для того чтобы осуществить промышленную эксплуатацию продуктивных пластов бассейна Циньшуй, необходимо использовать эффективные технологии стимуляции. В настоящее время в фонде скважин бассейна Циньшуй преобладают вертикальные скважины, в которых используются технологии гидроразрыва пласта (ГРП), применяют также методы заводнения CO2, электровоздействие, многостадийный ГРП и т.д.
Ключевые слова: метан угольных пластов, технология добычи МУП, технологии ГРП, геология угольных пластов в Китае, бассейн Циньшуй.
Coalbed methane (CBM) is a new clean and unconventional energy that has broad space for development. In Qinshui basin, CBM reserves reach 3,97-1012m3, which is 10,8% of the total resource in China. Compared to the main coal basins of USA, Australia, Canada and Russia, coal seams in Qinshui basin have the characteristics of high metamorphism, high gas content, low porosity, low permeability and low reservoir pressure. Therefore, effective stimulation treatments must be used in Qinshui basin to realize industrial exploitation of CBM. At present, vertical wells with hydraulic fracturing are dominated in Qinshui basin. In addition, injection CO2, electric pulse, multi-stage fracturing and other technologies are also applied to the CBM exploitation.
Key words: coalbed methane, stimulation treatment of CBM, hydraulic fracturing, coal geology of China, Qinshui basin.
Введение. Метан угольных пластов (МУП) представляет собой вид природного газа, генерированного и содержащегося в угольных пластах. Образовавшийся метан в основном адсорбируется органическим веществом (ОВ) угля. Остальная часть присутствует в свободном состоянии в трещинах и порах угля либо находится в воде угольных пластов в растворенном состоянии. Разработка МУП может не только быть экономически эффективной, но позволит сохранить окружающую среду и уменьшить излишнее расходование энергии. В Китае месторождения МУП находятся на глубине до 2000 м и содержат 36,8 трлн м3 газа, которые сосредоточены в 7 бассейнах, в том числе в бассейне Циньшуй. Общие ресурсы метана в
бассейне Циньшуй составляют 3,97 трлн м3 или 10,8% от общих ресурсов страны [2Иао,Т1ап, 2008]. Бассейн Циньшуй расположен на юго-востоке провинции Шаньси, которая находится на западе Северного Китая (рис. 1). В настоящее время промышленная разработка МУП ведется в южной части бассейна Циньшуй [Уе й а1., 2009].
Стратиграфия. Угленосная часть разреза имеет каменноугольно-пермский возраст и залегает на коре выветривания пород ордовикского возраста, перекрыта мезозойско-кайнозойскими породами. Основные рабочие пласты сосредоточены в формациях Тайюань позднекаменноугольного возраста (С30 и Шаньси раннепермского возраста (Р^) (рис. 2). В формациях Беньси (С2Ь) и Шихэцзы
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра теоретических основ разработки месторождений нефти и газа, аспирант; e-mail: [email protected]
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, аспирантка; e-mail: [email protected]
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра теоретических основ разработки месторождений нефти и газа, докт. геол.-минерал. н., профессор; e-mail: [email protected]
4 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ст. науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
5 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра теоретических основ разработки месторождений нефти и газа, аспирант; e-mail: [email protected]
6 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и гео-
химии горючих ископаемых, бакалавр; e-mail: [email protected]
1-Ордос 2-Циньшуй
З-Джунгарский 4-Дянь-Цянь-Гуй
5-Терфан-Хамийский 6-Эрянь
7-Хайларский 8-Илийский
Илийский,1.21
Терфан-Хамийский,
Цинчэн /
ш
Эрянь, 1.96
Джунгарский,3.87 Хайларский,1.59
Дянь-Цянь Гуй, 3.47
трлн.м
Рис. 1. Расположение бассейна Циньшуй в Китае (а): 1 — граница бассейна, 2 — граница структурного элемента, 3 — разрыв, 4 — блок (1 — Сядянь, 2 — Циньнан, 3 — Север Шичжуана, 4 — Юг Шич-жуана, 5 — Маби, 6 — Чжэнчжуан, 7 — Данин, 8 — Паньчжуан, 9 — Фаньчжуан, 10 — Цзаочжуан, 11 — Чжанцзы) и распределение геологических запасов метана в угольных бассейнах Китая (б)
(P2X) содержатся только тонкие угольные пласты, которые не имеют экономической ценности для добычи [Liu, 2007; Liu, 2012].
Формация Тайюань представлена переслаиванием мелкозернистых полевошпатовых кварцевых песчаников, серо-черных алевролитов, аргиллитов, известняков и пластов угля. Характерная черта формаций — наличие в разрезе пластов известняков и мергелей, доля которых уменьшается вверх по разрезу. Общая мощность формации изменяется от 68,28 м на юге до 140,64 м на севере. Подошва формации Тайюань выделяется по печанику пласта К1. Кровля представлена песчаником пласта К7, который рассматривается в качестве верхней границы формации.
Формация Тайюань содержит от 4 до 14 угольных пластов (снизу вверх): № 16, № 15, № 13, № 12, № 11, № 10, № 9, № 8, № 7 и № 6. Общая мощность угольных пластов изменяется от 0,4 до 19,4 м, в среднем составляет 6,36 м.
Формация Шаньси представлена чередованием в разрезе мелкозернистых полевошпатовых кварцевых песчаников, алевритистых аргиллитов, аргиллитов и пластов угля. В разрезе отсутствуют пласты и пропластки карбонатных пород. Общая мощность формации изменяется от 18,6 до 213,25 м, в среднем 60,12 м, с севера на юг тол-
щина формации уменьшается. Подошва формации Шаньси соответствует кровле песчаника пласта К7, кровля — песчаник пласта К8. Формация содержит 2—7 пластов угля с разной степенью выдержанности и мощности, рабочие пласты (снизу вверх): № 5, № 4, № 3, № 2 и № 1. Общая толщина угольных пластов составляет 0,25—11,51 м, в среднем 4,9 м.
Тектоника бассейна Циньшуй. Бассейн Цинь-шуй — крупный синклинорий, находящийся между поднятием Тайхана и Люйляна. Тектоника бассейна относительно простая — только в бортовых частях проявляются разломы, которые представлены преимущественно сбросами. Тектоника и интенсивность деформаций изменяются от центра бассейна к периферии плавно. Внутренняя часть бассейна характеризуется вторичными складками. Два крыла синклинория в основном симметричны, но угол падения западного крыла относительно крутой ~10—20°, а восточное крыло более пологое (~10°). Северная и южная части бассейна круто воздымаются.
Угленосность и качество углей бассейна Циньшуй. Угольный пласт № 15 формации Тайюань — один из рабочих угольных пластов. Пласт выдержанный, его толщина изменяется от 2,0 до 6,0 м, мощность на севере больше, чем на юге. На юге
Рис. 2. Литологические колонки бассейна Циньшуй (а): главные пласты, К1, К5, К6, К7, К8 — песчаник, К2, К3, К4 — известняк, № 3, № 15 — угольный пласт; 1 — алевролиты, 2 — аргиллиты, 3 — известняки, 4 — песчаники среднезернистые, 5 — аргиллиты углистые, 6 — уголь, 7 — песчаники тонкозернистые, 8 — песчаники аргиллитовые, 9 — известняки аргиллито-вые, 10 — песчаники, 11 — аргиллиты алюминиевые, 12 — аргиллит сидеритовый, а также положение скважин в бассейне (б):
1 — скважина, 2 — линия положения скважин
толщина угольного пласта № 15 варьирует от 1,80 до 5,45 м, в среднем 2,67 м, меньше чем, толщина угольного пласта № 3. В кровле угольного пласта № 15 залегает известняк пласта К2.
Угольный пласт № 3 формации Шаньси представляет собой основной рабочий пласт. По сравнению с другими пластами этот пласт имеет большую толщину, которая изменяется от 0,53 до 7,84 м, и стабильно распространен в бассейне. В юго-восточной области бассейна мощность угольного пласта № 3 наибольшая, в центральной и южной частях бассейна мощность изменчива слабо и составляет 5—7 м. Строение угольного пласта сложное, число породных прослоев может достигать 5—6, обычно присутствует 2—3 породных прослоя.
Между угольными пластами № 15 и № 3 находится угольный пласт № 9 формации Тайюань, толщина которого на севере достигает 2—3 м. В центральной и южной областях бассейна мощность пласта менее 2—3 м, что делает перспективу добычи метана из него невозможной. Таким образом, угольные пласты № 3 и № 15 в бассейне Циньшуй представляют собой основные объекты метаноугольного промысла.
В бассейне Циньшуй выявлена высокая степень углефикации: показатель отражения витрини-та (Д0) изменяется от 0,83 до 6,95%. Наибольшие значения Я0 отмечены в угольных пластах формации Шаньси в районе Маоджианинг на северо-западе бассейна, что связано с воздействием магматических тел, это локальное изменение.
В целом преобразованность углей основных рабочих пластов № 3 и № 15 схожа.
В бассейне марки углей распространены следующим образом: в западной части бассейна преобладают жирные (Ж) и коксовые (К) угли, значение Ro обычно варьирует в интервале 0,9—1,5%; на востоке угли отощенно-спекающиеся (ОС) и тощие (Т); на севере преобладают марки углей ото-щенно-спекающиеся (ОС), тощие (Т) и антрацит; на юге, за исключением небольшого количества тощих углей (Т), в основном залегают антрациты. В центральной части бассейна присутствуют преимущественно тощие угли (Т) и антрациты.
Характеристики метаноугольных бассейнов мира. В бассейне Циньшуй угли формировались в каменноугольном (С) и пермском (Р) периодах. Изучаемые отложения в угольном пласте № 3 по возрасту схожи с таковыми в российском Кузнецком бассейне, но гораздо древнее угленосных отложений бассейнов Сан-Хуан (США), Альберта (Канада), Сурат (Австралия).
По сравнению с бассейнами других стран количество пригодных к эксплуатации для добычи метана угольных пластов в бассейне Циньшуй невелико (таблица) [Li et al., 2008; Ji et al., 2007; Nurkowski, 1984; Flores, 2014; Thakur, 2017; Hui et al., 2013; Li et al., 2014; Beaton et al., 2006; Gentzis, Bolen, 2008; Золотых, 2010; Сторонский, 2014]. Основные угольные пласты для добычи газа — № 3 и № 15. Их мощность по сравнению с другими бассейнами небольшая, но угли, преимущественно антрациты, обладают высокой степенью углефикации.
В настоящее время в бассейне Циньшуй скважины для добычи МУП в основном сосредоточены в диапазоне глубины 300—1500 м. Важно отметить, что среднее содержание газа в угольных пластах велико, однако значения пористости и проницаемости могут быть низкими, причем величины пористости и проницаемости уменьшаются с глубиной. Когда резервуар находится на глубине более 800 м, проницаемость угольного пласта составляет < 0,45 мД [Ye et al., 2014].
Таким образом, угольные отложения в бассейне Циньшуй обычно характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости, а также низким пластовым давлением. При таких условиях невозможно экономически эффективно добывать газ из угольных отложений без использования эффективной технологии стимуляции.
Технология добычи МУП в бассейне Циньшуй. В разных странах разработаны собственные технологии добычи МУП, в которых учитывались геологические характеристики того или иного бассейна. В США, например, добывается МУП с применением технологии завершения каверны с открытым забоем, а также с использованием ГРП на водной основе с песком, ГРП на гелевой основе, повторного ГРП и пенного ГРП. В Кана-
Геологическая характеристика метаноугольных бассейнов мира
Показатель Страна, бассейн
Китай, Циньшуй США, Сан-Хуан Австралия, Сурат Канада, Альберт Россия, Кузбасс
Геологические ресурсы метана, 1012 м3 3,97 2,38 0,10 15,6 13,1
Возраст угленосных отложений C-P K J J-K C-Р
Суммарная мощность рабочих пластов, м 5-16 ~30 20-40 6-20 ~30
Газоносность, м3/т 3,9-38,7 2,8-17 1-8 14,9-21,4 10,0-27
Пористость, % 1,15-7,69 1,0-3,0 6,0-9,0 9,5-22,3 8,44-16,05
Проницаемость, мД 0,0003-82,8 1-60 1-1600 10-500 0,01-10
К0, % 0,9-4,3 0,3-1,2 0,3-0,75 0,3- 0,8 0,72-2,2
Глубина, м 300-1500 168-1220 200-800 200-800 300-1200
де разработаны такие методы добычи МУП, как многослойный ГРП, пенный ГРП Mist-FracSM и технология стимуляции CobraFrac для горизонтальных скважин, что снижает затраты при разработке МУП. В Австралии создали технологию бурения скважины со средним радиусом (MRD), технологию бурения скважин с коротким радиусом (TRD) и технологию гидравлических струй в горизонтальных скважинах специально для угольных пластов с высоким содержанием газа, разной водо-насыщенностью и высоким пластовым давлением.
В настоящее время в исследуемом бассейне добыча МУП производится с помощью вертикальных скважин, для которых основные технологии стимуляции представлены ГРП с активной водой, разрывом на основе линейного или сшитого геля, пенным ГРП, ГРП с чистой жидкостью, повторным ГРП, стимуляцией ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery) и электровоздействием и т.д.
ГРП с использованием активной воды. Активная вода для разрыва содержит определенное количество химических добавок (KCl, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и т.д). При ГРП активную воду закачивают через обсадную трубу в угольный пласт. Объем жидкости составляет от 150 до 1000 м3. В качестве пропанта используют кварцевый песок, объем которого варьирует от 10 до 100 м3 в одном слое. Концентрация кварцевого песка не должна превысить 247,5 кг/м3, скорость закачки смеси составляет от 5 м3/мин. до 8 м3/ мин. [Lu et al., 2016].
Активная вода для разрыва имеет много преимуществ: низкая себестоимость, низкий уровень загрязнения пласта, простое приготовление реагентов и т.д. В Китае чаще всего применяется технология гидроразрыва с использованием активной воды, однако из-за плохой способности транспортировки песков внутри пласта необходимо использовать большую скорость закачки жидкости. Большой объем расхода воды может привести к неоправданному продлению гидравлической трещины. При низком содержании песка отмечается
низкая проводимость жидкости и газа в угольном пласте при эксплуатации [Ye et al., 2016].
ГРП с использованием линейного геля. Основные реагенты линейных гелей — вода и загуститель. Желеобразный гель готовят из загущающей жидкости с добавлением сшивающего агента и ломающего гелевого агента. Линейный гель (или сшитый гель) для разрыва имеет прекрасную способность нести песок, низкую потерю жидкости, способность создавать длинные трещины и т.д. Но из-за низкой температуры угольных пластов гель трудно разбивается, в результате чего уровень загрязнения пласта относительно высок, поэтому этот метод редко применяется в угольных пластах [Tang et al., 2000].
ГРП с чистой жидкостью. Чистая жидкость разрыва в основном состоит из ПАВ с низкой молекулярной массой, которые мало загрязняют угольные пласты и имеют сильную способность нести пески. Из-за относительно высокой себестоимости этого метода он редко используется на угольных месторождениях.
В компании «China United Coalbed Methane Co., Ltd.» подобрали чистую жидкость для проведения испытаний на разрыв угольных пластов в районе Ханчэн (провинция Шэньси). ГРП успешно проведен в 3 скважинах (в 8 угольных пластах), получены хорошие результаты [Li et al., 2012].
Пенный ГРП. Жидкость пенного ГРП состоит из внешней фазы — газов и внутренней фазы — жидкости. Внешней фазой обычно служит азот или углекислый газ, жидкая фаза обычно состоит из пенообразующего агента, стабилизатора пены и базовой жидкости. Жидкость с содержанием пены <52% можно использовать в качестве системы повышения энергии отбора жидкости разрыва, обычно применяется на последней стадии ГРП (после жидкости). Жидкость с содержанием пены от 52 до 96%, называемая пенной жидкостью, обладает необходимой характеристикой для гидроразрыва. Проницаемость угольного пласта низкая, более чувствительна к закачанным жидкостям,
поэтому пенообразователь, стабилизатор пены и базовая жидкость играют решающую роль в загрязнении угольного пласта. В обычных жидкостях содержатся химические добавки макромолекул, которые вызывают значительное повреждение пласта. Пенная жидкость для разрыва обладает большим преимуществом: сильной способностью нести пески, малой потерей, она легко выносится из пласта, но существуются недостатки: высокая себестоимость, сложно описать реальную характеристику и т.д.
В настоящее время пенный ГРП с азотом применяется более чем в 11 скважинах, а пенный ГРП с углекислым газом пока редко применяется на метано-угольном месторождении на юге бассейна Циньшуй [Sun et al., 2011; Wu et al., 2012].
Повторный разрыв пласта. Повторный ГРП относится к технологии двукратного или более чем двукратного разрыва пласта, которые проводятся в старых скважинах с низким дебитом нефти и газа. Обычно можно выделить мелкомасштабный повторный гидроразрыв с целью снятия заваливания и крупномасштабный повторный гидроразрыв для создания новых трещин. В угольных пластах повторный ГРП может улучшить первоначальную проводимость трещины и повысить газоотдачу.
В бассейне Циньшуй был проведен повторный ГРП более чем в 10 скважинах, получены хорошие результаты — добыча метана увеличивалась в 3—10 раз [Zhang et al., 2010]. Благодаря повторному ГРП решены проблемы короткого размера трещин, образованных при первичном ГРП, и низкой проводимости трещин из-за забивания угольными частицами [Zhang et al., 2016].
Стимуляция CO2-ECBM. Основной механизм технологии CO2-ECBM — кинетический процесс адсорбции СО2 и смещения CH4 угольных пластов. Кроме того, преимущество этой технологии заключается в том, что она способствует захоронению CO2 в геологических структурах, может повысить коэффициент извлечения метана из угольного пласта, что приносит дополнительно экономическую выгоду.
По данным исследований компания «China United Coalbed Methane Co., Ltd.» провела испытание в бассейне Циньшуй. В процессе работ последовательно закачивали CO2 в 2 скважины, в каждую было закачано в среднем 201,4 т. Результаты показывают, что большая часть CO2 адсорбировалась угольным пластом, значительно увеличились продуктивность скважины и коэффициент извлечения метана, в то же время было достигнута цель захоронения CO2 [Ye et al., 2012].
В целом технология С02-ЕСВМ редко используется в Китае из-за высокой себестоимости и несовершенства технологии, которая находится в стадии разработки, тем не менее компании и исследователи оптимистично относятся к технологии С02-ЕСВМ и уверены, что эта технология будет быстро развиваться.
Электровоздействие. Метод основан на использовании энергии высоковольтного электрического разряда в жидкой среде. При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде формируется канал сквозной проводимости с его последующим расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Ударная волна, распространяясь в прискважинной зоне, производит разрушение кольматирующих образований [Веселков, 2007].
В результате применения этой технологии можно создавать трещину и снимать заваливание в угольном пласте, тем самым улучшая фильтрацию, что ведет к повышению дебита газа. Технология характеризуется коротким циклом работы и относительно низкой стоимостью, но ограничена небольшим диапазоном импульсного давления и более высокими требованиями к подбору скважин.
Кроме того, чтобы повысить газоотдачу, в бассейне Циньшуй успешно испытали технологию бурения многозабойной скважины, технологию каверны с открытым забоем и технологию бурения и-образной скважины в участках с высокой проницаемостью.
Заключение. Благодаря богатым ресурсам МУП бассейн Циньшуй имеет хорошие перспективы для разработки. По геологическим характеристикам угольные пласты бассейна Циньшуй отличаются от угольных пластов в бассейнах других стран, поэтому большинство успешных технологий добычи МУП в США, Австралии и Канаде не пригодны для разработки МУП бассейна Циньшуй.
В соответствии с геологическими характеристиками угольных пластов в бассейне Циньшуй в Китае разработана технология гидроразрыва с активной водой, которая представляет собой основной метод добычи МУП в рассматриваемом бассейне. На данный момент в бассейне Циньшуй реализована технология пенного ГРП на участках с низким пластовым давлением, проведен вторичный ГРП для старых скважин и эксплуатационных скважин с пониженной производительностью, кроме того, получены положительные результаты от применения технологий С02-ЕСВМ и электровоздействия.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Веселков С.Н. Технико-экономическая эффективность методов интенсификации добычи нефти // Недропользование — XXI век. 2007. № 2. С. 55-59.
Золотых С.С. От проекта «метан Кузбасса» к кузбасскому метану // Вестн. Кузбасского гос. техн. ун-та. 2010. № 6. С. 37-39.
Сторонский Н.М. Современное состояние освоения ресурсов метана угольных пластов в России // Актуальные проблемы нефти и газа. 2014. № 10. С. 16.
Beaton A., Langenberg W, Pana C. Coalbed methane resources and reservoir characteristics from Alberta Plains, Canada // Intern. J. Coal Geology.
2006. Vol. 65. P. 93-113.
Flores M.R. Coal and coalbed gas, fueling the future. Waltham: Elsevier Science, 2014. 378 p.
Gentzis Th, Bolen D. The use of numerical simulation in predicting coalbed methane producibility from the Gates coals, Alberta Inner Foothills, Canada С. Comparison with Mannville coal CBM production in the Alberta Syncline // Intern. J. Coal Geology. 2008. Vol. 74. P. 215-236.
Hui Xixiang, Ba Xili, Guo Feng et al. Enlightenment of engineering technology on surface facilities in Australia Coal Bed methane Field on the exploitation of the Coal Bed methane Field in China // Petrole. Planning & Engineering. 2013. Vol. 24, N 3. P. 11-14.
Ji Tao, Yang Deyi. Geological Condition Evaluation of CBM in Qinshui Basin // Coal Geology of China. 2007. Vol. 19, N 5. P. 28-30.
Li Ting, Yang Qi, Feng Wenguang. Laboratory study of new clean fracturing fluid for coal bed methane and field application // Sci. Technol. and Engineering. 2012. Vol. 12, N 36. P. 9828-9832.
Li Wuzhong, Tian Wenguang, Sun Bin et al. Characteristics of Pooling and Exploration and Development of CBM in Low rank Coals // Natural Gas Industry. 2008. Vol. 28, N 3. P. 23-24.
Li Zhihua, Li Shengli, Yu Xinghe et al. Coal bed methane enrichment regularities and controlling factors in Bowen-Surat basin, Australia // Coal Geology & Exploration. 2014. Vol. 42, N 6. P. 29-33.
Liu Fei. The characteristics of coal reservoirs and evaluation of coalbed methane enrichment and high — productivity in Qinshui basin of Shanxi province (Doctoral dissertation): Chengdu Univ. of Technology.
2007. P. 21-25.
Liu Suping. The study of reservoir characteristics of Shanxi Formation No 3 and Taiyuan Formation N 15 coal seams in Southern Qinshui Basin. China Univ. of Geosciences for Master Degree, 2012. 22 p.
Lu Yanjun,Yang Zhaozhong, Shelepov V.V. et al. Status and prospects of coalbed methane reservoir fracturing // Coal Sci. and Techn. 2016. Vol. 45, N 6. P. 73-84.
Nurkowski J.R. Coal quality, coal rank variation and its relation to reconstructed overburden, Upper
Cretaceous and Tertiary Plains coals, Alberta // Canada С. American Assoc. of Petrol. Geol. Bulle.1984. N 68. P. 285-295.
Sun Hansen, Feng Sanli, Wang Guoqiang et al. Qinnan panhe CBM vertical CBM well production by technology // Natural Gas Industry. 2011. Vol. 31, N 5. P. 21-23.
Tang Yanling, Zhang Gaoqun, Gao Haibing. HEC performance evaluation and application of coal — bed fracturing fluid // Fault Block Oil & Gas Field. 2000. Vol. 7, N 3. P. 60-61.
Thakur P. Advanced reservoir and production engineering for coal bed methane [M]. Elsevier, 2017. P. 2-13.
Wu Zhixue, Guo Ping, Hou Guangdong et al. Application of nitrogen foam fracturing fluid in Daning Jixian area of CBM wells // Inner Mongolia Petro-chem. Industry. 2012. N 12. P. 119-122.
Ye Jianping, Li Xiaoxia. Development status and technical progress of China coalbed methane industry // Coal Science and Technology, 2016. Vol. 44, N 1. P. 24-28.
Ye Jianping, Peng Xiaomei, Zhang Xiaopeng. Exploration orientation and development proposal of coalbed methane in Qinshui Basin of Shanxi Province // China Coalbed Methane. 2009. Vol. 6, N 3. P. 7-11.
Ye Jianping, Zhang Bing, Sam Wong. Test of and evaluation on elevation of coalbed methane recovery ratio, by injecting and burying CO2 for 3# coal seam of north section of Shizhuang. Qingshui Basin, Shanxi // Engineering Sci. 2012. N 2. P. 38-44.
Ye Jianping, Zhang Shouren, Linh Biaocan et al. Study on variation law of coalbed methane physical property parameters with seam depth // Coal Sci. and Technol. 2014. Vol. 42, N 6. P. 35-39.
Zhang Jianguo, Liu Zhong, Yao Hongxing et al Study on production increased technology with secondary hydraulic fracturing in Zhengzhuang Block of Qinshui Coalbed methane field // Coal Sci. and Technology. 2016. Vol. 44, N 5. P. 59-63.
Zhang Yi, Xian Baoan, Sun Fenjin et al. Reason analysis and stimulation measures of low coalbed methane gas production wells // Natural Gas Industry. 2010. Vol. 30, N 6. P. 55-59.
Zhao Qingbo, Tian Wenguang. Achievement and understanding of coalbed methane exploration and development in China // Natural Gas Industry. 2008. Vol. 28, N 3. P. 16-18.
Поступила в редакцию 25.10.2018
