镶蓝旗

今内蒙古乌兰查布盟东部，清代八旗之一。建于明万历四十三年（1615年），因旗为蓝色镶红而得名，镶蓝旗是下五旗，由诸王、贝勒和贝子分统。清末时规模达到了下辖八十七个整佐领又一个半分领，兵丁27万，男女老少总人口约135万人。著名表演艺术家侯宝林先生变是蓝旗人。

提[提，读音作读dī(ㄉㄧ)，不可读作tí(ㄊㄧˊ)]

一姓氏渊源：

第一个渊源：源于姬姓，出自春秋时期晋国勇士提弥明之后，属于以先祖名字为氏

提弥明去世后，其后裔念其忠义，便将全族人等的姓氏均改为“提”，称提氏，但读音作读dī(ㄉㄧ)。

第二个渊源：源于匈奴族，出自汉朝时期匈奴族挛提氏大单于冒顿，属于汉化改姓为氏。

汉朝著名史学家司马迁曾说匈奴人有名无姓，而在史籍《汉书·匈奴传》中却又说单于姓挛提氏，为古匈奴族的王族姓氏。本书认为，“挛提氏”原非匈奴姓氏，应为部族或氏族名称，后来仿学汉制，遂以部族名称为氏。

自冒顿单于开始，匈奴的单于一般都是由挛提氏担任的，近似于汉王朝的世袭制，不过其不一定是父死子继，经常是兄终弟及。挛提氏一族在匈奴最为贵重，其次是呼衍氏、须卜氏、丘林氏、兰氏四大贵姓，常与单于婚姻，例如在汉王朝的和亲政策实施后，王昭君一个女儿就叫须卜居次云。

在匈奴族被汉武帝击溃后，挛提氏族人有逐渐融合于汉族中者，有人以原部族名称的汉字谐音为姓氏，称提氏。

第三个渊源：源于姒姓，出自汉朝时期象林县功曹区连之子区逵，属于汉姓夷化又汉化改姓为氏。

源于姒姓，出自汉朝时期象林县功曹区连之子区逵，属于汉姓夷化又汉化改姓为氏。

根据广东新会《区渭泉祖家谱》记载，夏少康封少子无余于会稽，伺奉大禹的宗祠，因为夏禹埋葬在这里，食粟于欧山，因而以“欧”为姓。

春秋的时候有匠人叫欧冶子，因为他居住在欧余山，又以冶炼锻造兵器出名，所以以欧冶为姓。欧冶子后来移居到福建的闽侯县冶山，为越王铸造过湛卢、巨阙、胜邪、鱼肠、纯钩等五种利剑。名噪一时。后来又于徒弟为楚王铸造了龙渊、太阿、工布三把利剑。欧冶子的后代以祖先的名字做为姓氏，形成了欧氏。

到了汉朝时期，欧氏族人欧安是一位富商，他乐善好施，深得人们尊敬，汉景帝很赏识他的为人。有一天，汉景帝对他说：“卿才德兼备，何欠之有，应去欠为区。”在封建时代，皇帝赐姓给臣民或叫臣民改姓，是一种荣誉，表示皇帝关心他的臣民，只有乖乖接受。这一来，欧安便改姓为“区”，成为区安。从此，他的子孙便成为“区”氏族人了。《区渭泉祖家谱》提到区、欧、欧阳同一衍派，一概不通婚。

到了公元192年(一说为公元137年)，东汉朝象林邑(象林县，一称林邑)功曹区连之子区逵(一作区达，自称释利摩罗)，杀了县令，自号为王，始建占城国。占城国王自己独揽大权，区逵及其后历代君主，一直力图向北扩张，经常与当时统治越南北部的中国封建王朝发生频繁的战争，但也向中国 朝贡，以进行贸易。公元十～十三世纪，占城国成为越南封建统治者扩张的主要对象。

明洪武三十五年(明建文四年，公元1402年)安南国(今越南)夺取了占城国的占洞、古垒两州，把越南领土推进到今广南、广义地区。

明成化七年(公元1471年)，安南国后黎朝的黎圣宗率军亲征占城国，攻陷首都，“生擒”了占城国王区茶全，设置了交南州(广南道)，使越南领土扩张到今归仁一带。

明朝成化二十年(公元1484年)农历7月，安南国再次攻破占城国的都城，立其国人提婆苔为占城国王，使占城国成为越南的属国。但占城国故王之弟区古来不服，派使臣向明朝 奏称提婆苔为伪王，请求明王朝依正统体制进行干涉。明王朝对占城国王位的继承问题很重视，明宪宗朱见濬(朱见深)与大臣专门就提婆苔是否为伪王，区古来是否是正统继承者等问题进行了讨论，最后，诏令抚谕提婆苔，使纳原降国王印，宥其受伪封之罪，仍为头目。

但提婆苔拒不受命，明宪宗遂派大臣给事中李孟旸、行人叶应册封区古来为国王。李孟旸奏说：“占城国险远，安南的军队还在其国内，提婆苔又已经窃据其地，稍或不慎，反损我大明国威。宜令来使传谕区古来，先让他在广东受封，并敕安南悔祸。”明宪宗觉得有理，遂从之。因此，区古来自老挝挈家赴崖州(今海南三亚崖城镇)，李孟旸对其竣封后，返回北京。之后，区古来又躬诣阙廷，奏安南国之罪。明成化二十三年(公元1487年)，明王朝总督宋旻建议传檄安南存亡继绝，迎古来返占城国，明宪宗遂命南京右都御史屠滽至广东，即传檄与安南国，宣示祸福。同时征募健卒二千人，驾海舟二十艘，护送区古来还国。安南国由于不敢与明王朝直接对抗，当屠滽大臣奉特遣来占城国时，因不敢反对，区古来乃得入城，恢复其国王地位。

此后，提婆苔只得下台，但毕竟当过三年国王。其子孙后代虽以为荣，但毕竟已无法在占城国立足，因而纷纷北迁，亦有迁徙入中国者，乃以其名的汉字谐音为姓氏，称提氏，读音亦作读dī(ㄉㄧ)。

各支始祖：

提　兴：原籍杨州府仪真卫。提兴甚骁勇，曾随明太祖朱元璋灭元朝，定都金陵，以功封武德将军，授河间(今河北沧州河间)、大同、沈阳三卫都指挥使，因而迁居河间，为沧州提氏始祖。

二迁徙分布：

今黑龙江省黑河市，吉林省长春市，山东省烟台市提家村、定陶县田集刘庄寨、枣庄市台儿庄区提楼村，河北省廊坊市北旺乡大枣林庄、泊头市双狮赵乡齐埝村、沧州市河间大布村等地，均有提氏族人分布。

三郡望：

西河郡：古代该郡所指不一。春秋时期卫国西境沿黄河一带称西河，即今浚县、滑县等地。战国时期黄河在今安阳东，故安阳可称西河，据《史记·仲尼弟子列传》记载：“子夏居西河教授”是也。魏国时期曾取秦国今陕西黄河沿岸地，置西河郡，则以晋陕间黄河为准，西岸为西河。西汉朝元朔四年(公元前125年)置郡，治所在平定(今内蒙古东胜)，其时辖地在今陕西、山西两省之间黄河沿岸一带地区，并拥有今内蒙古伊克昭盟东部及晋西等地。东汉朝时期移治到离石(今山西离石)。南北朝时期北魏的西河郡，其北部为羌胡所得，仅保有晋西一带地区，治所在兹氏，即在今山西省离石(今山西汾阳)。唐朝时期亦曾以汾州为西河郡。

河东郡：古代河东郡有四：一是指今整个山西省。二是秦朝初期(公元前221年)置郡，治所在安邑(今山西夏县)，其时辖地在今山西省夏县、临汾市、万荣县、永济市、闻喜县一带地区。东晋时期移治到蒲坂(今山西永济蒲州镇)。隋、唐两朝为蒲州河东郡。隋朝时期又分蒲坂，置河东县为治所。在明朝被并河东县，划入蒲州。三是唐朝时期有河东道，又设河东节度使，道治在蒲州，节度使治所在太原(今山西太原)。四是宋朝时期有河东路，治所在并州(太原府，今山西太原)，其时辖地北以内长城为限，而兼有今陕西东北角。大金国时期分为河东南路、河东北路，南路的治所在平阳(今山西临汾)，北路的治所在太原府，其时辖地在今山西省黄河以东夏县一带地区。明朝时期并河东县入蒲州。

占城国：印度支那古国，即占婆补罗(补罗，梵语意为城)，汉译为占婆、占波。古占城国位于印度支那半岛东南沿海地带，北起今越南河静省的横山关，南至平顺省潘郎、潘里地区，王都为因陀罗补罗(今越南茶荞)。中国古籍称其为象林邑，简称林邑，从公元八世纪下半叶至唐朝末期，改称为环王国。五代时期又称占城。据当地发现的国碑铭，其始终自号占婆。占城国为占国人所建。占城国人的语言属马来－波利尼西亚语系。占城深受印度文化影响，使用南天竺文字，从印度传入婆罗门教和佛教(后改信奉 教)，崇拜湿婆和毗湿奴等神，采用种姓制度。后从中国传入筑城、制造武器和生产技术，促进了工农业生产的发展。占国出产象牙、犀角、乌木等珍奇异物，其地在当时为中国连接东南亚、西亚等地的海路要冲，主要从事中国与东南亚、印度、西亚的海上中转贸易，获利甚大。占国人多为剽悍的航海者。占国故地原是中国汉朝时期所置日南郡的象林县。公元192年(一说为公元137年)，象林县功曹区连之子区逵(一作区达，自称释利摩罗)杀了县令，自号为王，始建占城国。占城国王自己独揽大权，区逵及其后历代君主一直力图向北扩张，因此经常与当时统治越南北部的中国封建王朝发生频繁的战争，但也向中国朝廷朝贡，以进行贸易。公元十～十三世纪，占城国成为越南封建统治者扩张的主要对象。公元1402年安南国(越南)夺取了占城国的占洞、古垒两州，把越南领土推进到今广南、广义地区。公元1471年，安南国后黎一朝的黎圣宗黎思诚亲率大军征伐占城国，攻陷首都，生擒占城国国王区茶全，并设置交南州(广南道)，使越南领土扩张到今归仁一带。公元1693年，南阮政权的元帅阮有镜领兵大举入侵黎朝，擒占国国王及皇亲大臣，公元1697年，占城国灭亡。

四历史名人：

提　索：(生卒年待考)，安南郡人(今越南归仁)。著名元朝安南土司。

据史籍《招捕总录·元·佚名》记载：元朝至元十三年(公元1276年)农历1月，云南罗匐甸官禾者阿禾必绍降归元朝军队。农历10月，云南省调蒙古爨僰诸军，征讨白衣和泥一百九寨，土官匍思叛溪七溪等投降，元 得户四万。

之后，元军又攻金齿落落、广甸、瑶甸，元军杀掠甚多。又攻斜乌蒙秃老蛮、高州筠连等州十九处。乌蒙阿谋归旧侵藤串县地。是月，与安南邻者七十城门、国主答公，遣其人名摩耳者来乞降，后又有提吕、提邦两部族来降。

当时发生饥荒，云南行省发廪赈之。不久，提吕之子提达量，为提索所擒，云南行省给榜招提索，及使释放提达量，提索听命。

提　桥：(生卒年待考)，河北河间人。著名清朝大臣。

明朝天启年间进士，进入清朝后，曾出任刑部侍郎。

晋西挠褶带中段柳林东西向断裂背斜带，位于山西隆起带与鄂尔多斯盆地之间。离石穹状隆起是以太古、元古宇为核心，被寒武、奥陶系下古生界地层所围限的大型穹状隆起，穹隆东部被北北东走向的紫荆山断裂所切割，断裂东侧为大面积分布的太古界花岗岩、混合花岗岩，穹隆中部被第四纪沉积所覆盖，离石穹隆的西翼即鄂尔多斯向斜东翼，太古、元古界地层出露带被近南北走向的离石断裂所切割，上古生界及中生界地层呈近南北走向西倾单斜展布在穹隆周缘并不圈闭，受穹隆隆升的影响周缘的岩层抬升幅度相对较高，形成近东西走向、向西倾没的鼻状背斜构造。离石鼻状隆起近东西走向，南北长60 km，东西宽30 km，石炭、二叠系煤系地层向西缓缓倾斜，鼻状隆起的轴部发育有两条平行的东西向断裂—聚财塔断层，两条正断层北侧断面南倾，断距90～250 m，南侧断面北倾，断距120～250 m，呈一宽500 m的地堑构造，断面倾角65°～75°。断层带位于鼻状隆起轴部南侧，是隆起形成时张性应力产生的开裂地堑。

离石鼻状隆起地质构造条件较好，南、北两翼条件十分相似，南翼柳林勘探区煤层气勘探已取得柳林杨家坪试验区勘探成果，北翼三交勘探区亦取得了林家坪、碛口试验区勘探成果，初步证实了离石鼻状隆起煤层气勘探开发前景。

柳林勘探区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带中段柳林构造带离石鼻状隆起南翼，柳林勘探区面积670 km2，在煤层埋深300～1000 m范围内进行了煤层气勘探与研究，是鄂尔多斯盆地煤层气勘探程度较高的地区。柳林勘探区含煤岩系发育，煤炭储量96×108 t，含煤地层为太原组10～6煤层和山西组5～1煤层，煤层累厚8～15 m，其中8、5、4煤层为主要勘探目标层，叠加厚度5～14 m，鼻状构造南翼厚度大，为8～14 m，单层煤厚2～4 m，局部可达5～8 m。

煤岩镜质体反射率，4煤为131%～184%，5煤为117%～19%，8煤为14%～15%，主要为焦煤。宏观煤岩类型以光亮和半亮煤为主，次为半暗和暗淡煤。煤岩显微组分以镜质组为主，镜质组含量4煤为78%～7988%，5煤61%～7104%，8煤7730%～777%。次为惰质组，4煤1722%～2010%，5煤2272%～2420%，8煤1780%～2120%。壳质组小于1%。

区内煤层气保存条件较好，煤层300 m埋深至地表露头自然逸散带含气量小于5 m3/t，一般含气量较高。据140多个煤心样解吸试验结果表明，一般含气量为5～15 m3/t，最高达20～25 m3/t，以8煤含气量最高，4煤次之，5煤较低。气体组分甲烷占90%以上，次为CO2和N2。含气量随煤层埋深增加而增高，相同深度南部较北部含气量高，靠近轴部断层部位含气量有所降低。

柳林勘探区处于焦煤分布区，镜质组含量高，煤层割理发育，煤储层裂缝发育形成高渗透储层。通过煤柳1、2井煤心和8个矿井煤层的观测，4、5、8煤面割理走向近东西向，倾角为80°～90°，在鼻状构造轴部面割理走向270°～290°之间，偏南翼面割理走向60°～90°。端割理走向在光亮煤中与面割理垂直，半亮煤、暗淡煤中割理走向不垂直，两组割理锐夹角65°～85°，其中半亮煤的锐夹角较光亮—半亮煤明显要小。各煤层面割理线密度一般为5～31条/5cm。由于区内以割理发育的焦煤为主，影响割理密度的主要因素则是镜质组含量高低。光亮—半亮煤镜质组含量高，割理密度为8～31条/5cm，半暗、暗淡煤镜质组含量低，割理密度为2～6条/5cm。4、8煤光亮、半亮煤所占比例高于5煤，两组割理组成网状，割理较5煤发育。各煤层面割理横向延伸由数厘米至2 m以上。纵向延伸受煤岩成分制约，尤其是丝炭层的分割，延伸较短，多小于20～30 cm。4煤中、下部主要是均一状结构光亮、半亮煤，其面割理纵向延伸长度一般超过05 m，且两组割理成网状。柳林勘探区位于大型平缓鼻状构造之上，利于外生裂隙的适度发育，有利于煤层渗透率的改善。据矿井及露头70余个观测点统计，有四组两种力学性质的裂隙发育，其中北东向和北西向两组为剪切裂隙，在全区发育，近南北向和近东西两组为张性裂隙。裂隙密度以轴部泥岩区密度最大，三种裂隙倾角在70°～90°之间近于直立。两组剪切裂隙呈交切状平直延伸，平面延展长度几十厘米至数米，纵向延伸受同一岩性层制约，由数厘米至十几米。张性裂隙多呈不规则状，部分呈雁行状，裂隙有一定张开度，充填宽度小于1 cm，最宽5～6 cm。统计资料表明矿井下与地表裂隙走向及发育程度有较好的对应性。

鼻状构造轴部发育一条东西向断裂，是构造最大张应力带，断层倾角70°左右，断距150～250 m，由两条平行断层构成，相距约500 m，主断层附近受牵引地层产生羽状小断层和小褶曲，断裂带及两侧地层及煤层裂隙发育。鼻状构造轴部高曲率值带及轴部断裂带是煤储层渗透率相对较高带，翼部则相对较低。

柳林勘探区位于晋西挠褶带中部呈西倾单斜背景的鼻状构造上，含水层呈单斜式自流斜坡承压含水。含水层有奥陶系、石炭系灰岩岩溶、裂隙含水层，太原组和山西组煤系碎屑岩裂隙含水层，以及第三系和第四系孔隙含水层。煤系地层承压水在浅部势位高，在深部势位低，地层倾角一般为2°～3°，地下水由东向西流动，水势位产生的水压可使地下水在含水层内流动，并呈现区域性高地层压力。由于煤层割理和节理发育可成为储水层，煤层含可动水，可成为饱含水煤层，甚至成为饱含水超压储层，对煤层气保存有利，由于超压使煤储层有效地应力降低对煤层渗透性有利。对开发有影响的含水层为8号煤顶板灰岩，对排水采气可能不利。

经测算，柳林勘探区面积670 km2，煤层气资源量为960×108m3，预测储量为672×108m3，资源丰度平均为143×108 m3/km2，资源丰度最高区为碛口至三川河之间，面积约410 km2，资源丰度为22×108 m3/km2。总体评价柳林勘探区煤层气资源前景，煤层厚度大，含气量高，资源潜力大，有形成高渗透层的地质因素和有利的水文地质条件，是勘探开发煤层气的有利地区。

在离石鼻状隆起的南翼柳林试验区外围218 km2范围，华北石油局与路威尔公司合作勘探煤层气的区块，曾于1995年施钻HW-L1、HW-L1B、HW-L2三口勘探井，HW-L1、L1B井位于军渡北4 km，距北部的聚财塔断层2 km，即离石鼻状隆起倾没端南侧。HW-L2井位于柳林试验区之北4 km，距北部的聚财塔断层约4 km。HW-L1井于1998年10月底至1999年4月压裂后排采5个月，取得各种参数并进行了生产模拟和预测。

HW-L1、HW-L1B勘探井，完井深度为6820 m和66875 m。钻遇太原组10煤厚10 m，8煤89 m和92 m，7煤04 m和09 m，6煤05 m和06 m；山西组4煤25 m和212 m，3煤12 m和12 m，2煤12 m和113 m。测试8煤含气量15 m3/t和15m3/t，4煤含气量10 m3/t和10 m3/t。8煤VL（兰氏体积）为224 cm3/g和224 cm3/g，PL（兰氏压力）为131 MPa和131 MPa；4煤VL为178 cm3/g和178 cm3/g，PL为156 MPa和156 MPa。测试HW-L1井8煤地层压力为779 MPa，渗透率为147×10-3 μm2。军渡施钻的2口煤层气勘探井与吴试1井均位于离石鼻状隆起倾没端聚财塔断层南侧，完井压裂后排采情况相类似，推断与断层影响有关。HW-L1井排采153天测试结果，累计产气806395 m3，平均产气量53 m3/d；累计产液量765518 m3，平均产液量50 m3/d，最高产气量曾达65329 m3/d，初步认为与北部聚财塔断层有关，具有开放性的断层致使断层附近煤层储集的气体被逸散。

HW-L2井完井深度650 m，钻遇太原组8煤厚36 m，10煤31 m；山西组4煤厚48 m，5煤42 m。测试8煤渗透率248×10-3μm2，地层压力397 MPa。测试煤层含气量及吸附参数为：4煤含气量14 m3/t，兰氏体积241 cm3/g，兰氏压力164 MPa；5煤含气量11 m3/t，兰氏体积2178 cm3/g，兰氏压力172 MPa；8煤含气量163 m3/t，兰氏体积2478 cm3/g，兰氏压力119 MPa；10煤含气量7 m3/t。由于未压裂排采，难以判断其产能情况。

位于离石鼻状构造南翼的柳林勘探区，煤层气地质条件与柳林试验区很相似，区内太原组、山西组含煤岩系有10层大于05 m厚的煤层，以4、5、8煤厚度大，分布稳定，累厚达14 m。煤岩以焦煤、瘦煤为主，煤阶适中。宏观煤岩类型为光亮煤和半亮煤。煤层渗透率较高，8煤试井渗透率达（1371～248）×10-3μm2。煤层渗透率与原地应力为负相关，渗透率随地应力降低而增高。地层压力变化较大，受构造部位和地貌影响，勘探区块西北与西南部地层压力较高，压力系数最高达12，东北与东南部塬上为负压区，沟谷储层压力正常或超压，负压地层压力系数低达0666。煤层含气量较高，三个主煤层含气量为5～20 m3/t，平均含气量大于10 m3/t。兰氏体积较高，兰氏压力偏低，煤岩兰氏体积8煤为2243～2478 m3/t、5煤1705～2178 m3/t、4煤1778～2409 m3/t，兰氏压力4、5煤略高于8煤，4煤为156 MPa，8煤为131 MPa。初始地层压力条件下煤层饱和含气量，8煤为1786～19 m3/t，4煤为1330～1661 m3/t，5煤为1160～1490 m3/t，饱和含气量与兰氏体积比值为07～08。实测含气量低于煤层最大吸附量，低于理论含气量，煤层为欠饱和储层。4煤含气饱和度为6725%和6855%～8254%，5煤为74%，8煤为6022%～7596%和6254%～8579%。含气量偏低是煤层欠饱和的主因。临界解吸压力4煤为155～217 MPa，5煤为182～172 MPa，8煤为117～240 MPa。

采用物质平衡法并结合容积法对218 km2勘探区块测算煤层气资源量：总资源量为24259×108m3，控制储量为13827×108m3。初步勘探获取的资料可以证实勘探区煤层气资源潜力和勘探前景。

柳林杨家坪煤层气试验区位于离石鼻状构造南翼柳林勘探区，勘探试验面积16 km2，自1991年10月施工第一口煤层气井至1995年3月共钻7口煤层气井，井深为460 m左右，形成300 m井距7口井W型井网，平均单井产量1000～3000 m3/d，柳5井单井最高产气量达7050 m3/d。区内地层走向北西，倾向南西，倾角3°～8°，主要目标煤层为太原组8煤，山西组5煤和4煤。5煤与4煤间距5～6m，厚2～4 m，顶底板为灰黑色泥岩、细粒砂岩。8煤顶板为厚层灰岩夹砂、泥岩层及薄煤层，厚度较大，直接底板为1 m厚泥岩，其下为砂、泥岩互层。柳林试验区东部，太原组灰岩含水层岩溶、裂隙较发育，富水性强，补给条件较好，8煤层顶板岩层含水性较复杂。山西组含水砂岩出露面积小，分布不稳定，含水性较弱。

煤岩煤质以光亮煤、半亮煤为主，半暗煤较少，暗淡煤罕见。8煤、4煤煤岩类型较好，以光亮、半亮煤为主，5煤以半亮、半暗煤为主。煤岩类型在各煤层中部较好，接近顶底板夹矸增多煤质变差。煤岩变质程度中等，镜质体反射率143%～172%，属焦煤，煤质较好，为中、低灰煤，4煤和8煤灰分率12%，5煤17%。镜质组含量为60%～80%。目标煤层含气量高，临界解吸压力高，含气饱和度高。4煤含气量12～15 m3/t，5煤小于10 m3/t，8煤10～20m3/t。8煤吸附时间1天左右，4煤2天，5煤2～5天，一般吸附时间较短。等温吸附状况为柳4、5、6井三个煤层，4煤为饱和吸附，5、8煤为欠饱和吸附，临界解吸压力分别为15 MPa、2 MPa。兰氏体积4煤1901 m3/t，5煤1977 m3/t，8煤236 9m3/t。

对钻井煤心和矿井煤层观测，目标煤层割理密度20～30条/5cm，其中5煤较稀疏，4煤和8煤密度较大，面割理与端割理相互连通形成网络，面割理走向85°～95°，近于东西向。模拟实验有效上覆地层压力条件下测试煤层孔隙度为16%～11%，割理孔隙度为048%～125%。水测绝对渗透率为（00039～0457）×10-3μm2，气测绝对渗透率为（008～148）×10-3μm2，测试参数变化范围大。对比样测试证明面割理方向渗透率高于平行端割理方向的渗透率。试井解释渗透率普遍较低，多数不足1×10-3μm2，与测试探测半径有限有关，远不及实际生产涉及的范围。通过3口井600多天生产数据历史拟合，结果为4煤割理渗透率28×10-3μm2，割理孔隙度22%；8煤割理渗透率71（2井）、122（2井）、255（3井）×10-3μm2，割理孔隙度分别为55%、45%、46%，表明目标煤层渗透率较高，但各井间差距较大。测试目标煤层地层温度为25℃左右，地层压力5煤略高于4煤原始地层压力37～38MPa，8煤为44MPa，原始地层压力梯度为10～11 KPa/m，稍高于静水压力梯度。

柳林杨家坪试验区煤层气资源量测算面积16 km2，可采面积77 km2，选用三个目标煤层叠加厚度值，煤层密度分别选用136 t/m3和137 t/m3，含气量选用4+5煤1268 m3/t，8煤1642 m3/t，测算资源量4+5煤为1781×108m3，可采区为855×108m3；8煤为1401×108m3，可采区为662×108m3；总资源量为3182×108m3，可采区为1517×108m3。

柳林试验区煤层气可采储量的计算，采用了数值模拟技术进行生产预测，再根据生产预测的结果计算可采储量。生产历史拟合和生产预测使用了COMETPC3—D煤层气数值模拟软件。柳林试验区7口煤层气井，3个目标层分4、5煤和8煤两组产层，1992年8月27日柳1井生产，至1996年2月22日柳4井停止生产，7口井均为压裂后试采，总计生产时间1280天。模拟层为4+5煤层、灰岩层和8煤层，模拟范围4500 m×2900 m，约13 km2，模拟输入的地质模型参数取于试验、测试资料，通过生产历史拟合使输入模型计算的生产动态指标与相应的实测指标一致。

煤层气井的生产动态指标主要是气、水产量和井底流压，设定7口井水产量拟合了气产量和井底流压，对7口井1280天生产数据的历史拟合，获得较好的拟合结果，表明大多数井模拟的产量与实测产量接近。生产预测分为现有7口井和未来新井，7口井采用生产历史拟合所获储层参数，并考虑到新井对其干扰；未来新井的预测采用400 m井距井网，预测模型包括井网中的中心井、次边缘井和边缘井三种类型，储层参数采用生产拟合确认值的平均值和相渗曲线，以20年为煤层气井开采时限，年生产时间330天，总计6600天。预测结果7口井20年累产气471432×104m3，累产水828×104m3，20年中7口井总产量由13×104m3逐渐递减为5000m3，平均递减率400×104m3/a。未来新井20年产量预测，中心井产气147126×104m3、产水1000×104m3，次边缘井产气117594×104m3、产水1408×104m3，边缘井产气100857×104m3、产水1831×104m3。

依据生产预测取得的参数，设计试验区布井方案为：可钻面积77 km2，采用400 m井距，可新布井位42口，其中边缘井17口，中心井22口，加上已有7口勘探井，共49口井，生产20年可采储量为6009871×104m3，占相应范围资源量的3962%，可以设计产气5×104m3/d或8×104m3/d、3×104m3/d的开发生产方案。

综合评价柳林试验区认为，煤层气勘探目标煤层4、5、8煤厚8～10 m，煤层总厚12～16 m，最厚达18 m，单层厚17～52 m，煤层分布稳定。煤层含气量10～20 m3/t，平均12 m3/t，资源丰度158×108m3/km2，气资源较为丰富。煤阶为中变质焦煤，煤岩属光亮煤—半亮煤，中—低灰煤，割理发育，试井渗透率一般大于1×10-3μm2，可达（8～12）×10-3μm2，渗透性较好。煤岩等温吸附参数表明，临界解吸压力较高，4煤含气基本饱和，5、8煤稍欠饱和。试验区构造背景稳定，目标煤层埋深浅，水文地质条件有利，地层压力稍高于正常梯度值。试验井网排采成果基本证实了煤层含气性和煤层气的可采性，通过生产井网历史拟合和预测，更证明了试验区煤层气勘探开发前景。

参见《中国煤层气盆地图集》“柳林杨家坪勘探区煤层气井位分布图”、“柳林杨家坪勘探区煤层气试验井综合数据表”、“煤柳4-6井4煤等温吸附曲线”、“煤柳4-6井5煤等温吸附曲线”、“煤柳4-6井8煤等温吸附曲线”、“柳林杨家坪勘探区煤层等温吸附和含气量数据表”、“煤柳1井气水产量曲线”、“煤柳3井气水产量曲线”、“煤柳5井气水产量曲线”。

史进1 吴晓东1 赵军2 孟尚志2 莫日和2

(1中国石油大学石油工程教育部重点实验室 北京昌平 102249 2中联煤层气有限责任公司 北京东城 100011)

摘要:国内外对于常规气田开发数值模拟的研究已经比较成熟，但对于煤层气田开发方案具体应该包括哪些方面的因素研究较少。本文主要从多层合采方案设计，合理排采速度的选择，井网设计这几个煤层气与常规气田有显著不同的方面进行阐述，最后以河东煤田柳林示范区为例，利用ECLIPSE软件对其进行开发方案的数值模拟研究，可以为中国煤层气田的开发提供一定的指导意义。

关键词:煤层气 开发方案 多层合采设计 排采速度 井网设计

基金项目: “国家科技重大专项”项目62 鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程 ( 2008ZX05062 03)

作者简介: 史进，1983 年生，男，汉族，山东淄博人，中国石油大学 ( 北京) 石油天然气工程学院博士生，主要从事煤层气开发方面的研究工作。E mail: shijin886@163 com，电话: 18901289094

Numerial Simulation Research on Coalbed Methane Development in Liulin Area

SHI Jin1，WU Xiaodong1，ZHAO Jun2，MENG Shangzhi2，MO Rihe2

( 1 College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Beijing 102249，China2 China United Coalbed Methane Co ，Ltd ，Beijing 100011，China)

Abstract: The research on the numerial simulation of conventional gas field development is quite mature both in and abroad，but less effort has been put on which aspects should be included when designing coalgas field de- velopment method This article elaborates the remarkable differences of development strategies between coalbed methane and conventional gas，including multi-layers development design，reasonable dewatering rate chosen and well pattern design In the last part of the article，Liulin area in Hedong coalfield was taken as an example to de- sign the development strategies by ECLIPSE software All the aspects metioned above can provide a guidance to the China's CBM development

Keywords: coalbed methane; development strategies; production from multi-layers; dewatering rate; well pattern design

1 前言

煤层气在美国目前已经占到了9%的天然气产量以及10%的天然气探明储量。煤层气藏与常规的天然气藏不同。一般情况下，煤层是被水饱和的［1］，气体以吸附方式存在于煤中，只有通过排水作业将气藏的压力降到临界解吸压力以下时，气体才会解吸出来，这导致了煤层气藏开发方案的设计与常规气藏有很大不同，主要体现在以下几个方面［2］:

(1)多层合采方案的设计。煤层气一般采用合采方式生产，通过地质分析以及产能预测，进行不同多层合采方案的优化设计是很重要的。

(2)合理排采速度的选择。煤层气一般要进行排水采气，才能获得工业气流。排采速度过快会伤害储层，导致煤层气不出气;排采速度过慢又会使投资回收期大大延长，没有经济效益。所以优选合理的排采速度是很必要的，这也是煤层气开发方案设计与常规气藏最大的不同。

(3)井网优化设计。煤层气生产时，多井间形成的干扰可以使该处的压力很快下降，从而最大幅度的降低地层压力，使煤层气更快、更多的解吸出来。如何部署井网才能使井间干扰达到最大化是煤层气井网设计的研究重点。

2 多层合采方案设计

煤层气井的产量一般较低，而且因为井一般较浅，相邻层相隔较近，加上单层开采产量少，利润低，所以煤层气井一般采用多层合采方式生产。煤层气的多层合采方案设计一般从以下几个方面进行考虑［3］:

(1)煤层气的多层合采需要重点考虑不同层间渗透率、厚度、丰度、水文地质特性差异、等温吸附曲线的差异以及压力体系的差异等方面的影响。

(2)多层合采一般以相邻层为主，相邻层间有稳定的隔层，以保证层系间没有窜流的发生，相隔较远的层系合采需要慎重考虑。

(3)多层合采对产能的影响。

(4)合采时压裂以及排采作业的要求。

3 合理排采速度的选择

煤层中气体主要以吸附方式存在于煤层中，要使气体解吸，首先要进行排水作业，使地层压力降到临界解吸压力以下。煤层气的排水作业是贯穿煤层气开发始终的过程，决定了煤层气开发效果最重要的环节，也是煤层气开发有别于其他油气资源开发最独特的环节［4～5］。

煤的应力敏感性比较强，排采强度过大，会导致煤层出煤粉，出砂，堵死近井地带渗流通道。因此煤层气在生产初期一般采用定液面降深方式生产，即每天动液面的下降高度保持一致。等到液面降到煤顶板以上，就可以采用定压的方式生产，以延长煤层气的开采年限。

山西宁武盆地一口煤层气井，因为初期排采速度过快，使本来渗透率就很低的煤层发生了压敏效应，使压降漏斗得不到充分的扩展，生产半年就因为产量过低而报废。

合理的液面降深速度值一般利用数值模拟软件进行计算，也有文献利用解析方法也进行了计算［6］。

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中： 为排采速度，m3/d;pe为储层压力，MPa;pw为井底压力，MPa;V实为实测含气量，m3/t;pL为兰氏压力，MPa;VL为兰氏体积，m3/t;K为煤储层渗透率，×10－3μm2;C为综合压缩系数，MPa－1;μ为水粘度，mPa·s;ρ为水的密度，kg/m3。

4 井网优化设计

对于常规天然气而言，井间干扰会使常规天然气产量大幅度减少。而煤层气恰恰相反，井间干扰产生的压力叠加可以两井间的压力快速降低(如图1)，从而使煤层气更快的解吸出来。因此，煤层气藏一般采用小间距井网的方法来增加井间干扰，从而使两井之间的压力快速降低，使煤层气产气量峰值出现在更早，也更高［7～8］。

图1 多井排采时形成的压力降落

煤层气没有稳产时间的概念，煤层气的井网布置主要从采收率和经济效益两个方面指标进行优化设计。基本要求是以最少的井数，达到区块干扰的最大化，从而达到采收率以及效益的最大化。煤层气布井一般考虑以下几个参数:井网密度、井网类型、井距以及布井方位［9］。这其中井距是最重要的参数［10］，井距过大，无法形成有效的井间干扰，达不到整体降压的效果，井距过小，成本提高，效益变差。

本文采用各向异性计算法以及数值模拟法综合确定最佳井距，即先根据采收率与井数关系的拐点判断最优井网密度，再根据区块的各向异性程度计算理论最佳井距，再利用数值模拟法以及微地震参数来确定模拟最佳井距以及井网类型，并与计算出的理论最佳井距进行比较。

5 柳林示范区煤层气开发方案设计

51 柳林示范区简介

柳林示范区位于山西省西部，河东煤田中部，区块面积19442km2(图2)，煤层气资源开发潜力巨大。该区块构造简单，是一个向西倾斜的单斜构造［11～13］。示范区内煤的镜煤反射率为124%～279%，属于中级变质程度焦、肥煤。含气量在183～2322m3/t之间，煤层端割理发育，面割理相对不发育，属于典型的节理煤。面割理平均渗透率28mD，端割理平均渗透率为161mD，面割理与端割理的渗透率比近似为7∶4。该区目的煤层主要是山西组中的3，4，5煤组，一般称上煤组;太原组8，9，10煤组，一般称为下煤组。

图2 柳林区块试验区示意图

52 开发方案设计

521 多层合采方案优化设计

以下时柳林地区山西组的3+4，5号煤层和太原组的8，9+10号煤层的主要储层性质特征以及平均产水量情况。

上煤组和3+4和5号煤储层特征十分相似，地层压力相差不大，而且距离太近，平均距离只有55m，同时开采难度不大。两者临界解吸压力，出水量均不大，存在的层间干扰会较小。故一般将上煤组的3+4，5作为同一开发层系进行合采作业。在一些3+4，5号煤相隔很近的地区，可以将3，4，5层作为一层进行压裂作业。

下煤组的8号煤物性较好，但产水量过大，而且解吸压力低，气体需要长期排水才能解吸出来，可以进行一些试采工作，对出水情况有进一步的了解。9+10号煤物性好，水量小，但因为厚度太小，无法形成有效产能，而且含有有毒气体H2S，开采时对安全以及管柱防腐要求都比较高，所以暂时不建议开采。

表1 各煤层的储层性质

上煤组3，4，5号煤和下煤组的8号煤储层性质相差较大，无法简单判断的合采效果的好坏，本文利用ECILIPSE软件计算不同的分采以及合采方式下的产量以及最终采收率，来判断合采效果的优劣。

表2 分采及合采预测分析

×从上表计算的结果可以看出，如果合采3，4，5，8号煤会因为8号煤出水过大，使3，4，5号煤无法正常解吸，从而使累产量以及采收率大幅度降低，所以不建议进行上下煤组的合采作业。推荐的主要开发层系是上煤组的3，4，5号煤。

522 合理排采速度优化设计

利用ECLIPSE软件可以模拟出在不同的排采速度下进行柳林示范区煤层气多层合采的优化设计。从图3可以看出，以不同速度排采的，累产量和峰值产量都不一样，一般的趋势是随着排采速度的增加，峰值产量和累产量都增加，但是排采速度增加到一定限度时，会出现一个拐点，这是因为煤储层的压敏效应很强，如果排采速度过快，会使储层受到伤害，从而使产量减少。从图中可以看出，柳林示范区以每天6m的速度降液面开发效果比较好。

图3 不同的降液面速度与峰值产量及累产量的关系

523 井网优化设计

先选定区块中1600m×1600m的区域，进行不同井排距的布井，得出井数与采收率的关系，从图4中可以看出，当井数为35口时，出现拐点，井数再增加，采收率增加的幅度降低。所以该1600m×1600m区域内的最佳布井数为35口，故该区的理论最优井网密度为14口井/km2，单井控制面积为73052m2。根据各向异性132∶1的要求可以算出，理论最佳井距为310m×235m。

图4 井数与采收率的关系

再对示范区内200m×200m，300m×200m，300m×250m，400m×300m，400m×400m五种井排距在不同井网类型下的采收率以及井网控制面积的比较。从图5中可以看出，菱形井网的采收率始终好于矩形井网，所以实际布井如果地形条件允许，应该尽量采用菱形井网。综合考虑采收率以及控制面积的因素，得出模拟最佳井距为300m×250m，与前面得到的理论最佳井距基本吻合。

图5 不同井距下与采收率以及井网控制面积的关系

根据图6和图7柳林示范区上下煤组的裂缝监测可以看出，上煤组的最大主应力方向为东西方向，下煤组的最大主应力方向约为北偏东45°，只开采上煤组菱形井网长轴方向为东西方向;如果只开采下煤组，菱形井网长轴方向为北偏东45°;如果上下煤组合采，菱形井网长轴方向为北偏东45°，可以使出水量大的下煤组排采效果更好。

结论

(1)煤层气开发方案的优化设计主要包括以下几个方面的内容:多层合采方案设计、合采排采速度的选择以及井网优化设计。

(2)进行多层合采方案设计时首先考虑各煤层的物性，然后考虑产水量，最后考虑不同层合采对压裂及排采施工的要求。

图6 上煤组裂缝监测

图7 下煤组裂缝监测

(3)根据排采速度与累产量及峰值产量的关系可以得到合理排采速度。

(4)井网优化设计中的最佳井距以及井网类型通过各向异性计算法以及数值模拟法综合确定，布井方位通过微地震测出的裂缝走向确定。

参考文献

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［2］ 王鸣华 1997 气藏工程 ［M］ 北京: 石油工业出版社

［3］ Jerrald L，Saulsberry A 1996 Guide To Coalbed Methane Reservoir Engneering ［M］ GRI

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［5］ Aminian K，Ameri S 2009 Predicting production performance of CBM reservoirs Journal of Natural Gas Science and Engineering ( 1)

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张俊虎，刘君 2008 煤层气井网布置优化设计的探讨 ［J］ 科学情报开发与经济 ( 10)

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［8］ 杨秀春，叶建平 2008 煤层气开发井网部署与优化方法 ［J］ 中国煤层气 1，13 ～ 18

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