近年国内煤层气产业发展现状

2018-01-26侯淞译

中国煤层气 2018年1期

侯淞译

(中石油煤层气有限责任公司，北京 100028)

1 引言

煤层气作为一种非常规能源，自20 世纪 90 年代初引进美国地面开发煤层气技术，正式开启我国煤层气地面开发，并逐步进入了产业化勘探、开发的轨道。随着国家对煤层气( 煤矿瓦斯) 开发更加重视和支持，在煤层气地面开发和井下抽采方面形成了一批适宜我国煤层气资源条件的关键技术。从2005年开始我国煤层气探明储量和产量一直处于稳步上升的趋势。2016年我国煤层气探明储量呈稳步增长，煤层气产量出现了稳中下降的趋势。其中的原因，一方面，是受天然气气价下调的影响，国内对煤层气需求量下降，从而导致近年来对煤层气勘探开发投入明显降低；另一方面，一些煤层气项目单井产量较低，影响了投资者的信心。笔者通过我国煤层气勘探开发项目的调研，阐述我国煤层气近年来勘探开发技术进展，提出煤层气产业发展过程中面临的问题。

2 我国煤层气勘探开发现状

我国煤层气勘探开发经历了20 多年的探索和发展，已初步建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大产业发展基地，全国主要的勘探开发投资也集中在这两大盆地。我国煤层气探明储量的稳步增长，产量稳中有降。

(1)2016年储量大幅增长

2016年我国煤层气探明储量增长较大，新增566.58亿m3，截止2016年底全国煤层气探明储量已达到6859亿m3，比上年增长9%。2016年新增探明储量主要分布在马必东、夏店、成庄、大宁-吉县、韩城北和筠连等区块，整体呈现滚动勘探为主，勘探开发一体化，南方首次获得三大特点。如韩城北区块就是建立在韩城区块开发的基础上向周边部署勘探的成果，形成鲜明的滚动勘探模式；而大宁吉县和夏店区块则勘探开发同步进行，形成勘探开发一体化的模式。

沁水盆地探明储量4872亿m3，占全国累计探明储量的70.92%，鄂尔多斯东缘1810亿m3，占全国累计探明储量的26.35%。2016年全国新增探明储量中，沁水盆地159.67亿m3，占27.71%，鄂尔多斯东缘322.61亿m3，占全国新增储量的56%；

(2)煤层气产量稳中有降

受到低油价和天然气气价下调的影响，煤层气产量成稳中下降的趋势，2016年煤层气产量168.51亿m3，其中地面开发44.96亿m3，井下抽采123.55亿m3。总产量较2015年下降了3.49亿m3，同比下降0.2%，其中地面开发比2015上升0.96亿m3，同比上涨2.2%，井下抽采比2015下降4.45亿m3，同比下降3.5%。2016年煤层气利用量80亿m3，其中地面开发利用率84%，井下抽采利用率34%。

2016年全国地面开发煤层气产量44.96亿m3，其中沁水盆地30.88亿m3，占全煤层气产量的75%，鄂尔多斯东缘10.41亿m3，占煤层气总产量的23.15%。煤层气地面开发产量持续保持稳定增长。2006～2010 年是煤层气产量快速增长时期，2012～2016年由于油价低迷、气价下调等因素的影响，导致投资规模的减少，产量增长放缓。

3 我国煤层气勘探开发进展

我国煤层气产业经过多年发展，已初步建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大产业发展基地，根据储层特性的不同，形成了高阶煤煤层气、中低阶煤煤层气、低阶煤煤层气、深部煤层气、高应力多煤层煤层气等多样式的开发方式。

3.1 高阶煤煤层气

我国高阶煤层气主要分布在沁水盆地以柿庄南区块和樊庄-郑庄区块为代表，采用直井和水平井为开发的主要方式。近些年针对低产低效井采取一系列改造措施，取得了明显增产效果。

(1)水平井

多分支水平井在地质条件合适地区，是一种高效钻完井技术。产量相较直井高几倍，同时可以缩减钻前和地面管线的投入成本。沁水盆地南部高阶煤煤层气就是通过水平井实现技术转型升级，促进了煤层气产销量稳步增长。其中潘庄区块，早期以多分支水平井为主体开发技术，目前以单分支水平井为主要开发技术，并采用玻璃钢筛管和钢制筛管完井，年产量达到5.06亿m3，累计产气18.7亿m3。多分支水平井最高时单井平均日产气量达到28000m3；单支水平井平均单井日产气量达到10700m3。

樊庄区块以多分支水平主，单井日产气0.5～6.3万m3。近年基于裸眼多分支水平井梳导模式，探索了水平井增产技术，形成了可改造、可维护水平井钻完井技术。试验结果，增产见效率和产量提升十分明显。

(2)直井

高阶煤煤层气直井开发以沁水盆地柿庄南区块和樊庄-郑庄区块为代表。柿庄南区块现已建成年产能6亿m3的高阶煤开发示范基地，日产量达到60万m3。近年柿庄南区块直井低产井提产增产技术开发的新课题，主要措施是针对低产井进行了一系列增产改造技术，如憋压洗井、氮气解堵试验、水力射流泵排采都取得了较好的效果。樊庄-郑庄区块，对200多口低产井实施多段加砂压裂工艺、顶板压裂工艺、水力喷射造穴等增产措施，使得产量成倍上升。

3.2 中低阶煤煤层气(鄂尔多斯盆地东缘)

经过多年探索，我国中低阶煤煤层气勘探开发技术体系已成型，促进了鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地建设，推动了国内中低阶煤层气的发展。中低阶煤煤层气主要以保德区块、柳林区块和韩城区块为代表。中低阶煤煤层气在技术方面大力推广丛式井、低伤害完井、水平井筛管完井、可控破胶清洁压裂液、高效支撑压裂等技术，开发建产成效突出。同时针对老区低产井，通过加深地质工程认识，提出加密井网、补层压裂、重复压裂等改造措施。

保德区块建立了中低煤阶富集机制及模式，现已建成7.7亿m3的中低阶煤煤层气开发示范基地，也是我国首个“同沟敷设、气水分输、集中处理”的中低阶煤煤层气田，日产量达到155万m3，单井平均日产气量达到2300m3，年生产能力5.5亿m3。

柳林示范区位于鄂尔多斯盆地东缘的中部，为适应柳林黄土塬复杂地貌条件及山西组3+4号和5号煤层合采，首创了斜井连通的多煤层多分支水平井钻井和完井技术。有效提高了单井产量，降低了单井成本。

韩城区块在没有中阶煤煤层气开发经验的情况下，边建产、边摸索、边深化、边提高，经过持续不断努力，区块产气井680口，最高日产气量52万m3，建成我国首个中高阶煤煤层气开发区。近年针对韩城区块开发井井网不够完善、长排低产井较多等突出问题，深化地质和工程认识，提出完善开发井网、改进储层改造新工艺、推广补层压裂等增产措施，有效的提高低产井产量。其中2013年底至2016年，先后对59口井进行补层压裂，补层后平均产气量由213m3上升到1176m3，但由于是在老区进行压裂作业，在压裂过程中压穿和波及邻井的几率极大，对压裂工艺和压裂施工挑战极大。

3.3 低阶煤煤层气

国内低阶煤层气资源量丰富，达10.3万亿m3，占全国煤层气总资源量的35%，开发潜力巨大。但我国低阶煤层气开发面临着地质条件复杂，不同构造演化背景煤层气富集机制差异大的困境。在勘探开发方面主要面临三大技术问题：一是低阶煤层气主要为生物成因气，生物气生气机理和潜力不明；二是基于中高阶煤含气量测试方法不适合低阶煤层；三是国内低阶煤层渗透率低，国外低阶煤层气开发技术不适合。

近年来在依托国家重大科技专项等科研攻关，开展煤层气成因、含气量测试、成藏主控因素、低阶煤储层改造工艺等研究，初步形成了我国“低阶煤层气富集理论”，指导了新疆准噶尔盆地南缘、库拜盆地和内蒙古二连盆地低阶煤煤层气勘探，并取得显著成果。

准噶尔盆地南缘建成了低阶煤煤层气开发先导试验区，代表了煤层气开发一个新领域的诞生。其中阜康先导试验区钻井116口，产气井92口，日产量为21万m3，最高单井产量3000m3/d；乌鲁木齐河西先导试验区钻井23口，产气井9口，产气量1.2万m3/d，单井日产气量最高超过4600m3/d。

塔北库拜盆地钻井30余口，直井最高产气量4720m3/d，水平井日产气量超过6000m3。

在二连盆地吉尔嘎郎图低煤阶煤层气勘探也取得重要进展，其中吉煤4井应用填砂分层、低浓度瓜胶压裂技术，首次在该区取得重大突破，证实低含气量、厚煤层的低煤阶可以获得煤层气工业气流，开辟了我国10万亿m3低煤阶煤层气资源勘探开发新领域。

3.4 深部煤层气

我国深部煤层气资源巨大，但由于深部煤层气储层应力大、压力高，压裂工艺比较复杂，导致开发过程中面临大量技术挑战。研究表明，深部煤层物性变化很大，在沁水盆地，小于650m，煤储层物性相对较好，650～1000m是一个物性过渡区，大于1000m埋深，渗透率等物性条件将变差，因此深部煤层气存在储层物性转换带。因此，深部煤层气开发需要探索适应性技术。经过近年技术攻关，我国深部煤层气开发分别在延川南、柿庄北区块、郑庄里必区块取得了巨大进展。

延川南气田钻井886口井，单井平均深度1336m，按照“选区评价、单井突破、小井组先导试验、大井组先导试验、整体开发”的思路，加强自动化排采技术，精细化生产管理，最终完成了5亿m3产能建设，成为我国深部煤层气开发范例。

柿庄北区块3号煤层埋深1000m左右，研发试验了多井同步水力压裂技术，试验结果，井组产气量快速提升，极大地缩短排采产气周期，提高了深部煤层气开发技术水平。

郑庄里必区块开发目标煤层是3号煤层，埋深1000m。通过丛式水平井部署技术、丛式水平井连续油管拖动水力喷射分段压裂技术和射流泵+智能化排采系统技术的有效组合，成为该区块深部煤层气开发关键技术，支撑了2.6亿m3煤层气产能建设。郑庄里必区块投产4口分段压裂水平井，单井平均日产气量5100～16100m3/d，最高单井日产气量达25300m3/d。

3.5 高应力多煤层煤层气

近年来，贵州地区针对多层叠置煤层多家公司和科研机构进行了大量的研究和开发试验工作。在地质认识方面，滇东黔西地区煤层层数多、煤体结构多样、弱含水、沉积旋回多等地质特征。提出了多层叠置独立含煤层气系统，研究发现，织金地区上二叠统龙潭组单一煤层甲烷平均含量及相邻主煤层之间含气量梯度均呈波动式变化，煤层埋深-压力系数关系在垂向上分为截然不同的两套系统，层序地层格架中二级层序与含气量梯度的独立分段高度吻合。由此揭示，含煤地层地下流体在不同主煤层之间总体上缺乏交换，导致不同煤层群之间的煤层气系统相对独立。针对这些特征，制定小层射孔、分煤层段压裂完井措施，多层叠置含煤层气系统递进排采理念，有效指导了贵州地区煤层气完井和生产。

在应用技术方面，在织金-纳雍和六盘水地区，按煤层组分组压裂，选择部分层段射孔的完井方式，煤层气井获得高产。在织金纳雍地区试验了短半径水平井，最高获得5000多m3的单井日产气量。近年来，试验了连续油管分段压裂技术、层间转向压裂技术、缝内多级转向压裂技术，促进了黔西地区煤层气单井产量的提高和勘探开发进展。

其中在土城向斜钻直井9口，按煤层组分组压裂，平均产量达到1400m3/d，最高达到2700m3/d。在六盘水杨梅树向斜，杨煤参1井稳定产量3600m3/d，最高产量4100m3/d。在织纳煤田阿弓向斜，完成2口煤层气参数试验井，多煤层段压裂，文1-01井达到2860m3/d，文2-01井为1670m3/d。另外，自去年以来，地方公司加大了贵州煤层气开发力度，在遵义、毕节、六盘水等地区累计钻井100多口投产井中最高产量达到4650m3/d。

3.6 煤系气综合开发

在鄂尔多斯盆地东缘深部，煤系地层砂岩层段是非常有利的勘探开发层系。近年由于致密砂岩气勘探开发成效显著，使得致密砂岩气、煤层气合采研究和试验成为热点。同时由于储层分类和产量预测、分压合采、煤系地层中致密砂岩气和煤层气合采等技术的发展，使得煤系气综合开发成为发展的必然趋势。大宁-吉县、石楼西、三交北、临兴、神府都已加大煤系地层中煤系气的勘探开发力度。

石楼西、大宁-吉县区块通过致密气煤层气综合开发，制定了1200m以浅，主要开发煤层气；1200米以深，主要实施煤系地层立体勘探开发的策略，试采效果良好。其中石楼西区块，探明储量1275.71亿m3，建产能5亿m3，日产量达到300万m3。大宁吉县区块探明储量242亿m3，建产能5亿m3，试采阶段日产量达到105万m3。

临兴区块储层有着气层发育层数多,气层厚度较大，深度浅，物性条件较好等特点。通过致密气煤层气综合勘探，已建立先导性试验区，进入试采阶段和小规模生产阶段。