沁水盆地煤层气资源潜力及开发利用前景

2019-07-26刘思彤郑志红吴家萍

中国矿业 2019年7期

刘思彤，郑志红，庚勐，焦建，高煖，吴家萍

(1.中联煤层气有限责任公司研究院，北京 100016；2.自然资源部油气资源战略研究中心，北京 100034；3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

沁水盆地位于山西省东南部，是华北地区石炭二叠系煤炭资源最为丰富的地区之一，蕴藏着丰富的煤炭与煤层气资源[1]。作为我国最早开展煤层气勘探和研究的含煤盆地，经过近三十年的发展，目前已成为煤层气勘探投入最大、勘探程度最高、勘探开发活动最为活跃、勘探成果最为显著的地区，是我国两个煤层气产业化基地之一。据原国土资源部全国油气资源评价成果(2003～2007年)显示，沁水盆地埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为3.95×1012m3，可采资源量为1.12×1012m3。

近十年来，沁水盆地煤层气勘探开发从起步阶段进入规模开发利用阶段，新增大批地震、钻井等实际工作，积累了大量资料数据，取得了一系列新认识、新成果。此外，尽管沁水盆地已经是全国最大的煤层气地面抽采生产基地，但其年产量目前仍未达到《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》沁水盆地2015年产量104亿m3的目标[2]。因而迫切需要对沁水盆地煤层气资源进行评价，结合勘探新进展、地质新认识、发展新形势，进一步摸清资源潜力，分析开发利用前景，对于推进盆地煤层气开发、服务政府资源管理等具有重要意义。

1 勘探概况

自20世纪90年代开始，先后有多家国内外企事业单位在沁水盆地进行煤层气勘探开发，到目前为止，共完成各类煤层气井超万口，取得了重要的勘探成果。

1.1 勘探历程

纵观沁水盆地煤层气勘探历史，可将其划分为四个阶段。初步勘探摸索阶段(1992年之前)，伴随石油地质普查和煤田地质勘查进行初期探索，在美国煤层气开发成功的启示下，20世纪80年代末、90年代初，煤层气研究和地面钻井开发开始起步；勘探评价先导试验阶段(1992～2002年)，该阶段共钻勘探井、评价井和试验井50余口，中美能源公司最早于1992年开始在潘庄井田进行煤层气勘探试验，中联煤层气公司和中国石油也在沁水盆地投入较大勘探工作量，并于2001年首次提交沁南煤层气探明储量，标志着我国煤层气产业已具备进入商业性开发的基础[3]；开发利用起步阶段(2003～2008年)，该阶段多个煤层气项目进入开发阶段并开始商业生产销售，包括中联煤的潘河先导试验项目、潘庄区块和柿庄南区块煤层气对外合作项目，中石油华北油田公司的樊庄-郑庄区块项目，以及晋煤集团的煤层气开发项目[4-5]；规模开发利用阶段(2009年至今)，在国家政策和补贴的鼓励支持下，随着勘探开发技术的发展，煤层气储量、产量快速增长，沁水盆地南部已成为我国两大煤层气产业化基地之一。

1.2 勘探现状

目前，在沁水盆地从事煤层气勘查、开采的单位既包括中联煤层气有限责任公司、中国石油华北油田分公司和中石化华北油气分公司等国有企业，也包括阳泉煤业、东宝能煤层气开发有限公司、山西蓝焰煤层气集团有限责任公司等地方企业。矿权主要掌握在国有企业手中(图1)，国有企业探矿权面积占总面积的88%，采矿权面积占总面积的84%。据最新的《全国油气矿产储量通报》(以下简称“通报”)统计，截至2017年底，已发现沁水、枣园等16个煤层气田，累计探明地质储量4 348亿m3，占全国总量的69%，2017年产量约19亿m3，占全国总量的60%(通报仅统计合法矿权范围内获得国家认可的储量、产量数据，其他未被认可的表外产量约15亿m3)。

图1 沁水盆地地质及勘探概况简图Fig.1 Diagram of geology and exploration ofQinshui basin

据通报显示，近十年沁水盆地累计新增煤层气探明地质储量4 000多亿m3，但是增长速度逐渐放缓(图2)。自2011年始，年新增探明地质储量不断减少，特别是近三年，年均增长不足百亿立方米。此外，尽管由于矿权管理的原因，煤层气产量的统计并不十分规范，但统计结果呈现与新增储量类似的趋势，在经过几年的中高速增长后，近三年增长乏力。造成这一现象的原因是多方面的[6]，一是页岩气开发热潮对煤层气产业带来冲击，导致全球煤层气勘探开发降温，美国煤层气产量自2009年开始逐年下降；二是国际油价中低位徘徊，导致勘探开发投资减少，我国煤层气勘探开发投资从2014年的46亿元，降至2017年的24亿元；三是煤层气赋存条件复杂，储层非均质性强，示范工程“克隆”难度大，开发方案需“因地制宜”，增产难度大；四是矿业权管理制度不够完善，煤层气矿权与煤炭矿权重叠等问题解决难度大，项目审批时间长。

图2 2008～2017年沁水盆地新增探明地质储量Fig.2 Newly found proved reserves of Qinshui basin from 2008 to 2017

2 资源评价

2.1 评价目标

沁水盆地主体构造是一个NNE向大型复式向斜，两翼倾角平缓，发育小型褶皱，断裂多分布在盆地边缘[7-8]，主要含煤地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组，埋深受向斜构造和局部断陷控制，由边缘露头向盆地中部增大，全区稳定的可采煤层为山西组3#和太原组15#煤层，是煤层气勘探的主要目的层，也是本次评价的目标。评价范围覆盖了山西省六大煤田中的沁水煤田、西山煤田和霍西煤田(图1)，即沁水、西山、霍山三个含气区带，面积53 049 km2，评价深度2 000 m以浅，根据实际情况，采用埋深等值线、含气量等值线和煤层厚度等值线划分计算单元，深度划分为1 000 m以浅至风化带、1 000～1 500 m和1 500～2 000 m，厚度划分为0～2 m、2～4 m、4～6 m和>6 m；含气量划分以4 m3/d为间隔，计算单位为评价的最小单元。

2.2 评价方法

2.2.1 地质资源量

选择体积法作为主要的评价方法，计算单元内煤层气地质资源量公式见式(1)。

(1)

2.2.2 可采资源量

在获取煤层气地质资源量后，结合可采性研究确定煤层气资源可采系数R，可采资源量计算公式见式(2)。

Gr=Gi×R

(2)

式中：Gr为煤层气可采资源量，108m3；R为煤层气可采系数，%。

2.3 关键参数选取

2.3.1 含气量

煤层含气量可以通过实测、类比、推测等方法获得，沁水盆地作为我国煤层气勘探程度最高的盆地，积累了大量资料，含气量以实测数据为主。总体上，沁水盆地煤层含气量较高，且太原组含气量普遍高于山西组，太原组15#煤层各计算单元平均煤层含气量6～30 m3/t；山西组3#煤层各计算单元平均煤层含气量3～26 m3/t。平面上，煤层含气量的分布呈现“轴部高两翼低，南北高中部低，南部低于北部”的特点(图3)，即从两翼向轴部随埋深的增加，含气量呈增高趋势；北部含气量最高，3#煤层一般为18～22 m3/t，15#煤层一般为18～24 m3/t，其中位于寿阳县以南、榆社县西北部和榆次市东南部的区域煤层含气量最高；中南部，即沁县以南和长子县以北的区域，煤层含气量相对较低，一般为16～18 m3/t；南部相对较高但低于北部，煤层含气量一般为18～20 m3/t。

2.3.2 可采系数

煤层气可采系数预测方法较多，主要有类比法、等温吸附法、数值模拟法、产量递减法及物质平衡法等。根据不同赋煤构造单元、含气区带内煤层气地质研究及认识程度、煤层气勘探开发进展及资料积累情况，确定可采系数预测方法。对多种方法所得出的估算结果进行比较分析，最终获得比较符合实际的煤层气可采系数取值范围。在系统收集、整理国内不同赋煤区、不同含气单元煤层气可采性研究成果的基础上，提出了沁水盆地可采系数取值参考(表1)。在樊庄、郑庄、潘庄等高勘探开发程度地区采用产量递减法预测可采系数，其他地区多采用等温吸附法和类比法预测可采系数，再对照取值参考进行修正，获得可采系数取值。

图3 主要煤层含气量分布图Fig.3 Distribution of gas content in major coalbed

表1 沁水盆地煤层气可采系数取值参考Table 1 Reference for recoverable coefficient of coalbed methane of Qinshui basin

含气区带深度/m煤阶研究方法建议取值范围/%风化带～1 000高数值模拟法、产量递减法为主,等温吸附法、类比法为辅28～57沁水1 000～1 500高38～661 500～2 000高推测法36～65风化带～1 000中等温吸附法为主,类比法为辅41～77霍西1 000～1 500中48～781 500～2 000中-高推测法46～79西山风化带～1 000中-高等温吸附法为主,类比法为辅54～83

2.4 评价结果

2.4.1 资源量及分布

采用前面所述方法，选取合理的参数取值，对沁水盆地煤层气资源量进行评价。由表2可知，沁水盆地煤层气地质资源量4.00×1012m3，可采资源量1.53×1012m3。盆地煤层气资源均赋存于上古生界高煤阶煤层中，以太原组为主，其地质资源量为2.61×1012m3，占总量的65%。从地区分布来看，集中分布在沁水含气区带，地质资源量为3.67×1012m3，占总量的92%。从埋深分布来看，主要分布于风化带底～1 000 m与1 000～1 500 m深度范围内，分别占总量的45%与34%。

为了更好地衡量煤层气资源的优劣程度，开展了煤层气资源的分类评价，选取单层煤厚、含气量、煤层埋深、煤层渗透率和煤层压力特征五项参数进行综合评价[9]，划分Ⅰ类资源、Ⅱ类资源、Ⅲ类资源，Ⅰ类资源品质最好，勘探开发程度也较高，是相对可靠的资源，Ⅲ类资源品质较差，开发利用潜力较小。评价结果显示沁水盆地煤层气资源品质较好，以Ⅰ类资源为主，地质资源量2.05×1012m3，占总量的51%，可采资源量0.90×1012m3，占总量的59%，其中，山西组Ⅰ类资源主要分布在盆地东南部；太原组Ⅰ类资源主要分布在盆地北部。

表2 沁水盆地煤层气资源评价结果Table 2 Results of CBM assessment of Qinshui basin

与新一轮全国油气资源评价结果相比，本次评价地质资源量略有增加，但是变化不大，可采资源量增加0.41×1012m3，增幅达36%。可采资源量增加的原因是本次评价了1 500～2 000 m的可采资源量，若仅对比1 500 m以浅可采资源量，则减少了0.08×1012m3。尽管资源量变化不大，但是由于本次评价的含气量等关键参数多采用实测数据，使结果更加科学和可靠，资源更加落实。

2.4.2 资源潜力及勘探方向

沁水盆地煤层气资源的探明程度仅为1.1%，勘探开发资源潜力巨大。盆地北部的太原组15#煤层和南部山西组3#煤层，勘探开发条件整体较好，是当前及今后勘探开发的重点。从资源分布可以看到，15#煤层煤层气资源量大于3#煤层，埋深1 000 m以深煤层气资源量大于1 000 m以浅，但是受资源品质、开采技术、经济效益等多方面制约，多年来一直未动用。近两年，中联煤层气公司在沁水盆地南部15#煤层、鄂尔多斯盆地临兴深层煤层气资源开发方面也进行了一定探索，揭示了新层系和深层煤层气勘探开发潜力。

综合分析含气区块的地质条件、开采条件以及开发利用条件，认为盆地适合煤层气勘探开发与利用的有利区主要分布在盆地南部和北部的寿阳、和顺地区。盆地北部整体勘探开发程度不高，可作为未来勘探方向，阳泉-和顺区块具有一定潜力，盆地南部的有利区大部分已属于高勘探开发程度区，夏店-沁南区块则属于勘探程度相对较低的地区，是未来煤层气储量增长的重要潜力区。

3 开发利用前景

近年来，结合国家科技重大专项研究及沁南国家高技术产业化示范工程，沁水盆地在高阶煤煤层气的成藏理论、开采工艺等方面进行了大量研究，富集高产主控因素基本明确[10-15]，包括构造条件、煤层埋深、水文地质、沉积体系、岩浆活动等，规模开发主体技术逐步完善，包括丛式井钻完井技术、活性水加沙压裂技术、稳控精细排采技术、分散集输一级增压气田集输技术等[5,16-17]，为产业基地建设提供了有力支撑，为未来的发展奠定了坚实基础。

尽管沁水盆地已进入煤层气规模开发阶段，形成了一套高阶煤层气开发理论技术体系，但是产业发展成效并不理想，面临深化认识、技术攻关、效益开发、管理体制等多方面的挑战[5]。在生态环境保护、能源安全保障的压力下，开发利用煤层气资源，对于改善能源结构、保护大气环境、缓解供应压力、促进经济发展等具有十分重要的意义，这也是煤层气产业发展的机遇。

3.1 面临挑战

1) 赋存条件复杂，关键技术仍待突破。沁水盆地煤储层非均质性强，煤层气成藏作用复杂，其富集规律尚未完全摸清，特别是“甜点区”的发育规律。因此，需要持续深化理论认识和评价研究，这是煤层气开发的基础。煤层气资源品质较差，对技术进步依赖极大，尽管现有技术系列在沁南3#煤层煤层气开发中应用效果较好，但是压裂、排采等关键技术适应性较差，成功经验复制推广难度大，加强技术攻关，扩宽开发领域，是煤层气增储上产的关键。

2) 投资回报期长，效益欠佳，风险较大。由于煤层气产气机理的特殊性，需经历排水降压、解吸产气到达稳产的过程，再加上方案部署、钻井施工和压裂改造的时间，开发项目从建设到产出往往需要3～4年的时间，投资回收期达6～9年。受国际低油价影响，煤层气价格偏低，尽管煤层气开采存在税费减免、政府补贴等扶持政策，但煤层气开采单井产量低，生产周期长，整体经济性较差，绝大多数企业效益不佳，投资风险较大，影响企业投资积极性。

3) 管理体制不完善，多重障碍阻发展。煤层气与煤炭企业的矿权重叠问题长期存在，尽管自然资源部(原国土资源部)进行过多次协调，但由于中央与地方、央企与地方企业之间的利益冲突，效果并不理想，矿业权管理体制有待进一步完善。部分煤层气产业政策可操作性不强，存在多级管理、重复审批等现象，开发项目审批与批复的时间长，往往需要2～3年，也在很大程度上制约了我国煤层气产业的发展。

3.2 发展机遇

1) 优化能源结构，清洁能源市场需求旺盛。我国能源结构正在由煤炭为主向多元转变，中央财经委员会指出“要调整能源结构，减少煤炭消费，增加清洁能源使用”，天然气作为高效清洁的优质能源，长期以来备受青睐，《能源发展“十三五”规划》提出“‘十三五’期间天然气消费比重力争达到10%”。加之近几年“雾霾”等大气污染现象频发，环保压力倒逼能源转型提速，天然气需求大幅增长，煤层气作为一种非常规天然气资源，具有清洁、安全、高效等特点，能够作为天然气供应的重要补充，助力打赢蓝天保卫战。

2) 保障能源安全，鼓励勘探开发力度空前。随着工业化、城镇化和市场化的不断推进，我国对能源的需求不断增长，油气对外依存度屡创新高，2017年原油对外依存度达69%，天然气对外依存度达39%，安全保障面临严峻挑战。党和国家高度重视，各石油公司积极响应，将全力以赴加大油气勘探开发力度，提高国内油气保障能力。这对正处于“寒冬期”的油气上游产业无异于雪中送炭，投入的增加势必给发展带来新的强劲动力，按照统筹推进常规和非常规天然气勘探开发的总体思路，煤层气等非常规气将借势而为、乘势而上，沁水盆地作为两大煤层气产业基地之一，将迎来新的发展契机。

3) 深化体制改革，政策引导促进发展。党的十八大以来，油气体制改革稳步有序推进，山西省煤层气产业走在改革前沿。作为煤层气矿业权审批制度改革的试点，原国土资源部委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记，并于2017年首次出让10个煤层气区块探矿权，成功引入多元市场主体，增强了市场活力和竞争力，煤层气矿业权市场化配置“破冰”起航。此外，中央及地方政府陆续出台多项政策，从放开煤层气勘查准入、管网公平开放、理顺定价机制、培育多元化市场主体等问题入手，深入推进煤层气体制改革，旨在进一步促进山西省煤层气勘探开发和利用。

3.3 前景分析

资源评价结果显示，沁水盆地煤层气资源丰富，尽管目前已经探明了潘庄、樊庄、郑庄、枣园、柿庄南等多个区块，但是资源探明率依然很低，具备规模发展的资源条件。勘探开发实践表明，沁水盆地基本形成了一套适宜于盆地南部高阶煤煤层气勘探开发的技术系列，管网等配套设施完备，作为我国两大煤层气产业化基地之一，具备加快发展产业的基础。国家及地方出台众多政策鼓励煤层气产业发展，对其开发利用给予财政补贴，沁水盆地走在矿业权审批制度改革的前列，有助于释放上游企业活力，激发企业投资信心，具备促进发展的政策环境。煤层气作为一种清洁安全高效的能源，经过处理后进入天然气管网，能够有效补充天然气缺口，且已在居民生活用气、交通运输用气、工业发电用气等领域显示一定的市场潜力，具备支撑发展的现实意义。

尽管目前煤层气产业发展缓慢，面临地质、技术、效益、管理等多方面的挑战，但是沁水盆地作为我国煤层气开发利用最成功的盆地，在加强生态保护、保障能源安全、深化体制改革等新形势下，具备加快发展的基础与潜力，具有良好的产业发展前景。