煤层气的“技术性”恶循环

武魏楠

尽管煤层气面临诸多政策困境，但其自身的“技术坎”始终是所有玩家都绕不过去的难题。

在山西柳林县的西南方向，伫立着一些井架。这是1991年华北石油地质局在这里打下的煤层气气井。然而，这个开发最早的中国煤层气井网区域、同时也是中国煤层气储层渗透率最高的地区至今还尚未能实现大规模的商业化开发。

自上世纪80年代中后期中国开始针对煤层气资源开始进行系统的资源调查，已经过去了近三十年的时间。与不断新增的资源量相比，中国煤层气的产量多年来却一直逡巡不前，迟迟无法突破100亿立方米的瓶颈。

1996年中联煤成立，独家享有了与国外企业合作开发煤层气区块的权益，但其煤层气主业依然萎靡不前。

所有煤层气开发公司都面临着这样或那样的问题，一系列技术瓶颈限制着中国煤层气产业的起飞。

勘探失误的恶性循环

“煤层气的开采是一个有别于常规天然气的全新系统。然而整个系统的每一个环节，我们都面临着缺乏适用性技术的问题。”中石油勘探研究院廊坊分院煤层气研究所专家鲍清英对《能源》杂志记者说道。

资源评价、钻井。这两者是煤层气勘探过程中最核心的步骤。勘探开发的结果直接决定了煤层气企业对上游开采的投资，而勘探评价的结果更是直接决定了企业投资回报的最终结果。

就是在这样一个决定企业战略投资效果的环节上，国内相应技术的缺失，给企业的煤层气开发计划带来了直接的负面效果。

在勘探阶段，煤层气井取芯钻进目前多采用绳索取芯钻进技术，基本上可满足国内中、高煤阶煤层气勘探开发的需求。但是，低煤阶煤储层吸附能力弱，游离气比例相对较高，目前的取芯钻进技术通常导致煤层含气量测试结果失真，影响到对煤层气资源的客观评价。

而我国煤层气资源量有将近一半属于低煤阶煤层气。“因为不同煤层的吸附性不一样。吸附性越强，如果按现在的常规技术，它到达井口展示的量就越小。你比如煤阶越高，它吸附性越强，影响力就越小。煤阶越低，它这个量相对比例比较大。这种情况下，就会出现储量相对估计不准的情况。” 鲍清英解释道。

总面积27万平方公里的沁水盆地足以称得上是煤层气开发典范的地区。但是即便是这里，也需要面对煤层气井里面各种层出不穷的新情况。“气井下的气流并不如游离气气井下的气流稳定。其运动的方向和流量还都不是非常规律。”

气井的稳产与否直接决定了一口钻井、乃至整个井网区域的经济效益。而经济效益，则直接决定了一个煤层气企业的生死存亡。

井网区域的布局是资源勘探评价之外，煤层气企业另一大重要的勘探准备工作。井网布局直接决定了未来整个井网区域的采收率。这其中包括：布井、井网、井型、排采工艺、以及这些技术支持下的单井产量测算等等。

“这些工作是以前期准备为主的。如果没有很好的测算，井间距大了，尽管生产年限延长了，但是单井产量就会很低，没有经济效益。如果井间距过小，单井产量很容易上去，但是生产年限被压缩了，还是不能收回成本。”

对上游资源的勘探正在成长为整个油气行业中，所有油气企业争相抢夺的最核心领域。然而中国的煤层气企业却在这一环节中遭遇到了尴尬的技术瓶颈。对资源评价和前期布井工作的不完善往往会直接导致煤层气企业的投资失败，反过头来又影响到企业，乃至整个行业对煤层气上游资源勘探的投入。

这种恶性循环带来的恶果就是煤层气上游勘探的投入越来越少，煤层气的产出也就一直逡巡不前。不过更令人担忧的是，国内对于采排和增产技术的不足，很可能会导致现有煤层气井产量受到更为直接的影响。

西体中用的局限性

20世纪80年代初开始，大井组直井压裂技术和小井网工艺等一系列关键的技术突破，让美国成为世界上第一个成功实现煤层气商业化开发的国家。

技术上领先的美国公司很快就成为了中国煤层气开发公司的合作对象。“康菲、安然、德士古这些知名的美国煤层气开采服务公司都和中联煤做过技术合作。但是都没能实现大规模的商业化开发”，鲍清英对《能源》杂志记者说。

技术的撞墙首先来自于不同的地质条件。中国煤层气地质条件复杂， 煤储层具有低压、低渗透的特点， 单井产量普遍偏低。

中国特殊的地质背景造就了高煤阶典型的高含气量、低渗透率、低储层压力和低含气饱和度的特征， 这些都给美国煤层气技术在中国的运用带来了极大的困难。

针对低煤阶、高渗透、厚煤层钻井易坍塌和煤层污染等问题，美国的技术公司采用了煤层段裸眼下筛管完井或者是洞穴完井的方式，以增加煤层裸露面积，提高单井产量。该项技术在美国圣胡安和粉河盆地区块的大范围运用，让这一地区成为了煤层气开采最为成功的案例。

然而这项堪称革命性的技术却在以渗透率低为主的中国煤层储藏结构面前碰了壁。无论是低渗透率的河北、河南或者是江西地区，还是高渗透率的沁水地区，这一煤层气井增产技术在中国煤层气井上的实际运用都不成功，即无法保证煤层气井或者是区域井网能够产出工业气流。

鄂尔多斯和沁水两大中国煤层气产区目前都以活性水压裂技术为主要方式。

“无论是裸眼技术、洞穴技术，还是氮气技术都使用了一遍，这些在美国能使用的常规技术都不能保证沁水盆地煤层气有经济效益的开采。在外资公司都放弃之后，晋煤集团旗下专司煤层气地面抽采的蓝焰煤层气公司在对国外水力压裂技术改造的基础上设计出了自己的压裂方案，最终获得了工业气流。”上述专家对《能源》杂志记者说。

这个现象正折射出了在煤层气技术开发领域的一个现状。由于地质条件更好，渗透率和含气量都很高，美国煤层气企业针对复杂和困难地质条件下的煤层气开发技术储备实际上并不充足。

过去三十年的时间，引进的勘探及地面开发主体技术与装备经过消化和改良，支撑了我国煤层气地面井开发的发展，但是“并非所有煤层气资源都适合用地面井的方式开发。中国有很多地方用矿井开采，就取得了比地面井更好的效果。”

因此，在今后几十年的时间里，北美等国家很可能会因为页岩气相对更高的单井产量以及随之而来很高的经济效益而失去了创新煤层气勘探开发技术的动力。因此了解现有技术的成熟程度，分析现有技术适应性及其缺口，将会是中国煤层气企业未来很长一段时间内都要面临的挑战和机遇。