中国煤系天然气共探合采的战略选择与发展对策

2020-01-09姜杉钰

天然气工业 2020年1期

姜杉钰王峰

自然资源部咨询研究中心

0 引言

煤系天然气，简称煤系气，泛指赋存于煤系地层中的各类天然气，以煤层气、致密气、页岩气等非常规天然气为主。煤系中不同物性的岩层频繁互层，生储盖组合关系多变，气藏类型多样等成藏特点很早就被国内外地质学家所认知，并在勘探开发实践中得以证实。早在20世纪40年代，德国学者就认识到含煤地层中可以生成大量的天然气并能形成工业气田[1]，近年来，美国、澳大利亚等国对煤系天然气成因、成藏条件以及勘探开发技术等进行了大量研究，在煤系天然气共探合采方面取得了一定成效。在澳大利亚苏拉特盆地，煤系气开采单井日产气量可达56×104m3[2]，美国粉河盆地、皮申思盆地的煤层气—致密气合采井同样实现了数万立方米的单井日产气量[3]。

我国煤系地层中的常规气、煤层气、致密气等也有较长的勘探开发历史，但过去大多数情况是分矿种单独进行，综合勘探开发起步较晚。近年来，我国煤系天然气资源调查不断取得突破，巨大的资源潜力逐渐得到国内能源界的广泛认可。与此同时，煤系气相关理论技术研究和合采试验在山西、贵州、新疆等地相继开展，受到复杂地质、技术工程等多重因素的影响，试采工作取得成效的同时也遇到了困难和挑战。2018年，我国天然气对外依存度已高达45.3%，2019年预计将增至46.4%[4]，国内天然气供给形势已十分严峻。基于我国当前煤系天然气良好的资源条件和已积累的合采经验，坚持煤系天然气共探合采的战略选择无疑是深入挖掘我国天然气资源潜力，保障国家能源安全的重要路径之一。

1 煤系气资源特点

煤系地层以海滨沼泽或内陆沼泽的沉积环境为主，其中的煤层、泥炭、碳质泥岩或暗色泥页岩等烃源岩层以腐殖型干酪根为主[5]，经历了缓慢、连续、长期的生气过程，在后期沉积—构造等多重地质作用下，天然气自生自储或运移富集在煤系砂岩、泥页岩、煤层和碳酸盐岩等各岩层段中，形成了煤层气、页岩气、致密气、碳酸盐岩气等不同类型的天然气藏。在煤系地层中，煤层气、页岩气和致密气最为富集，常被业界称作煤系“三气”[6-7]。煤层气主要以吸附态赋存于煤层中，页岩气以吸附和游离态储集在泥页岩中，致密气则位于煤系致密砂岩层中。除“三气”外，煤系碎屑岩和碳酸盐岩也存在富集天然气的情况，天然气水合物在冻土带煤层附近砂岩的裂隙和孔隙中也有所发现[8]。

煤系天然气在平面上广泛连续分布，垂向上多层叠置并具有一定的旋回性，例如山西沁水盆地的沁水县3井，其在深度346.90～422.05 m范围内的煤系地层中钻遇相互叠置且具有共伴生关系的4套页岩气藏、2套煤层气藏和1套致密气藏[9]。因所处的地质背景不同，不同地区煤系地层所包含的天然气种类和气藏数量也存在差异，如华北地区二叠系太原组煤系地层主要为页岩气与煤层气的多层叠置，山西组煤系地层则主要是煤层气和致密气多层叠置；华南地区上二叠统龙潭组煤系地层除煤层气和页岩气外，还夹有一定的致密气，局部还存在石灰岩气。总体而言，煤系地层的各类天然气彼此之间相互独立又具有不同程度的成因联系和成藏耦合关系，以煤系地层为载体，形成了一套完整的天然气系统。

2 中国煤系气资源潜力

我国是煤炭大国，含煤盆地众多，具有可采煤层的含煤面积超过了60×104km2，同一含煤区域在垂向上包含了多套煤系地层[10]。这些煤系地层一方面包含的烃源岩类型多样，有机质含量较高，生气能力强，气源充足，为煤系气成藏提供了良好的物质基础；另一方面常表现为煤层、砂岩、页岩、碳酸盐岩互层分布，使生储盖组合关系多变，形成了多样的煤系气藏类型。据中国地质调查局油气调查中心2019年的资料显示[11]，我国煤系气资源分布不均，资源量较大的盆地主要有沁水、鄂尔多斯、准噶尔、海拉尔等盆地，资源量较大的行政区域主要包括晋、陕、蒙、新、黔、川等省区。据估算，我国2 000 m以浅的煤系气资源总量约为82×1012m3。

煤层气是我国最早勘探开发的煤系天然气之一，埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量约36.8×1012m3，与常规天然气资源量基本相当，主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等9个含煤盆地中。我国的致密气勘探开发也主要集中在煤系地层中，初步估算的煤系致密气地质资源量超过20×1012m3，占全国致密气资源总量的80%左右，鄂尔多斯盆地的石炭—二叠系、四川盆地的三叠系以及准噶尔、吐哈和塔里木盆地的侏罗系等煤系地层都是致密气的主力产层，其中依托于鄂尔多斯盆地的石炭—二叠煤系地层，就诞生了苏里格、榆林、大牛地、乌审旗、子州、延安等6个探明储量超过1 000×108m3的致密砂岩大气田[1]。我国煤系页岩气勘探开发起步较晚，初步估计3 000 m以浅煤系的页岩气地质资源量超过32×1012m3，占页岩气地质资源总量的20%～30%，主要集中在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及四川盆地的海陆过渡相与陆相煤系泥页岩中。煤系地层的常规砂岩气、碳酸盐岩气虽没有具体的资源量估算，但资源潜力早已在长期的天然气勘探开发历程中得到证实。邹才能等[1]的研究成果表明，库车坳陷白垩系、准噶尔盆地南缘中生界—古近系、松辽盆地上侏罗统—上白垩统等煤系常规天然气增储上产的重要领域，预计2030年煤系常规天然气产量介于500×108～550×108m3。煤系天然气水合物在青海木里煤田冻土带侏罗系有所发现，虽受技术限制暂时难以开发利用，但前景仍不容小觑[12]。

3 中国煤系气共探合采的战略选择

3.1 煤系气共探合采的认识突破

“煤系地层具有与天然气生成和富集有关的良好生储盖组合，具有较大的天然气资源潜力”是我国地质学家最早的认识，曾经在这一认识的指导下，我国许多大型的煤系砂岩、碳酸盐岩等常规天然气田被陆续发现，推动了国内天然气工业的发展。随着近年来非常规油气勘探开发热潮在全球范围内掀起，煤层、致密砂岩层、泥页岩层等早期的天然气勘探开发的“禁区”逐渐成为了“新宠”，煤系天然气的种类和资源量也到了进一步的拓展和扩充，国内关于煤系天然共探合采的思路也随着认识的突破不断形成，并更多地依托于国家重大项目开展相关理论技术研究与实践探索。国内外学者对煤系气的关注度不断提高，近年来，一些专家学者针对煤系气的成因和资源特点、煤系气成藏模式与分布规律、煤系气合采可行性和前缘性技术等方面进行了探索，形成了一系列新的理论认识，对山西、川南、滇东等煤系气资源富集区开展了选区评价工作[1-2,13-15]。

3.2 煤系气共探合采的转型驱动

在我国天然气产业发展的历程中，煤系气共探合采的实践探索主要受到以下两个方面的驱动：①煤层气长期低效探采工作的延伸和拓展。与常规天然气相比，我国煤层气单井产量普遍较低，经济效益较差[16-17]，为了突破产业发展困境，一些投入较早的煤层气区块开始尝试煤层气与邻近砂岩气合采以获得更高产量和效益，例如辽宁阜新矿区，2006年投产28口煤层气井中有11口采用煤层气＋砂岩气合采的方式，单井日产超过2 000 m3，已稳产近10年[2]；同样，中联煤层气有限责任公司和中澳煤层气能源有限公司合作在鄂尔多斯盆地东缘的临兴、神府、延川南等区块先后进行了煤层气—致密气、煤层气—页岩气合采试验，多口井在煤层—砂岩层段压裂试气后获得高产，单井最高日产气量超过4 000 m3。②在天然气勘探开发领域不断拓展的趋势下，早期未被重视的贵州、四川、云南等西南地区的煤系天然气资源也逐渐进入行业视野，这类地区煤系地层厚度大，但煤层、砂岩、泥页岩等岩层多而薄，纵向上相互叠置、平面上交叉分布，煤系天然气种类多、单层资源有限但资源总量大。在这种地质条件下，单独开采某一层位或某一类天然气不仅开发成本高而且技术难度大，多层位、多类型煤系天然气合采成为了必然的发展趋势，这类地区也是我国未来煤系气共探合采最为重要的目标之一。

3.3 煤系气共探合采的当前成效

在近年来业界的广泛关注下，煤系气资源地质调查陆续开展，取得了一系列成果。2015—2016 年川南地区实施的3口地质调查井揭示该地区煤系气地质资源量约为4 500×108m3[18]，结合有关资料和近几年的后续成果，初步估计四川省3 500 m以浅的煤系气地质资源量高约4×1012m3[19]。2016年的有关研究结果表明，京津冀地区预测的煤系天然气地质资源量超过5×1012m3，尤其是曲周—平乡、巨鹿—新河和阜城—廊坊—沧州等区域显现出良好的勘探开发前景[20]。2017年5月，两淮地区取得煤系天然气重要发现，预测天然气地质资源量达1.9×1012m3，可采储量约3 000×108m3，如煤系气全部采出，则可供合肥市使用410年。2019年6月，湖南省煤炭地质勘查院在湘中和湘南的娄底、邵阳、郴州等地区的煤系气资源调查显示，湖南的煤系气资源量约为5 400×108m3，有望对其进行更大规模的勘探和开发。

2015年以来，我国煤系气合采试验在全国范围内陆续开展，尽管受多种因素影响，目前仍然没有完全达到与资源条件相匹配的产气规模，甚至早期投产的一部分煤系气井因效果不好而关井，但在探索中取得的成效仍然为后续发展提供了经验。沁水盆地榆社—武乡地区2016年施工的1口煤层气—页岩气—致密气合采试验井日稳产气量超过1 000 m3，2018年1月，该地区的核心地带——榆社东区块，因煤系非常规天然气潜力巨大，被山西省列为“三气”共探共采重大科技项目基地，有希望成为中国首个煤系“三气”共探共采示范区[21]。2017年实施的贵州六盘水杨煤参1井，实现了我国煤系气合采的重大突破，该井所在的杨梅树向斜煤系气地质资源丰度为4.79×108m3/km2，煤系气资源量达366×108m3，比单一的煤层气资源提高了6倍，该井连续50 d稳产煤系天然气超过3 600 m3/d，最高日产气量达4 656 m3，创下西南地区煤层气直井单井日产量新高和稳产日产气量新高。除此之外，黑龙江鸡西盆地的鸡气1井、准南地区实施的新乌参1井、四川盆地南部的川高参1井均在煤系气合采中取得了一定效果[22]。另从国家十三五科技重大专项“临兴—神府地区煤系地层煤层气、致密气、页岩气合采示范工程”2019年最新的研究和实践成果来看，LX-102-2D、LX-103-4D等试验井在砂岩＋煤层合采时效果较为稳定，预计示范工程区域有60%左右的天然气井可以实现两气合采。

4 制约中国煤系气共探合采的关键问题

4.1 煤系气地质条件复杂，关键理论技术仍待进一步攻关

我国典型地区的煤系气合采试验虽然初步显示了巨大的资源潜力，但部分合采井的确出现了合采产量小于分层单采总量甚至单层分采量的情况。一方面，我国含煤地层普遍经历了多期次构造运动，地质条件复杂，在以往煤层气、页岩气、致密气等单矿种开采时就遇到了不少技术困难和挑战，例如致密气储层致密、非均质性强、探井成功率较低，甚至水平井也没有取得较好的产气效果，再如煤体结构复杂、渗透率低等因素严重制约了煤层气的单井产量，这些由来已久的难点很多都尚未完全攻克。另一方面，煤系地层中各类天然气的资源特点、赋存方式、富集保存条件和开发技术工程等均存在着较大的差异，目前我国关于煤系气成藏组合模式、共探合采技术评价标准、压裂开采技术手段等研究还相对薄弱，如何有效解决煤系气共探合采进程中新的科学技术挑战也是当前亟待解决的关键问题[23]。

4.2 缺乏煤系气统筹管理机制，矿业权叠置矛盾严重

按照中国现行的油气资源管理制度，常规气、煤层气、页岩气等不同类型的煤系天然气按不同矿种设置矿业权，缺乏统筹管理机制。常规油气矿业权已覆盖了含油气盆地大部分范围，留给煤系页岩气、煤层气等矿业权设置的范围十分有限，油气企业在常规天然气区块内探采页岩气、煤层气的积极性也相对不足[24]。另外，煤系天然气与煤炭在地下空间中叠置共存，二者资源类型、探采手段和管理方式均存在差异，如管理不当则很容易引起产业纠纷并威胁生产安全，例如山西、陕西等地“煤炭—煤层气”矛盾冲突曾一度严重限制了我国煤层气产业的发展[25]。不可回避的是，煤系天然气以非常规“三气”为主，现行常规油气的管理模式并不完全符合非常规天然气的勘探开发特点，例如煤层气需要很长时间（个别井达到1～2年）的排水降压才能实现稳定产气，试采过程相对较长，审批程序的复杂性，延缓了资源利用效率，也拉长了企业投资—回报周期。

4.3 相关配套政策措施待优化和协调

煤系各类天然气大多以独立矿种进行勘探开发，基本上各自形成了独立的配套政策措施体系，如何优化和协调煤系气相关配套政策措施是亟待解决的问题，否则不仅难以支撑和促进产业发展，还很可能起到制约作用。以国家对非常规天然气的补贴政策为例，据2019年6月20日财政部《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知，自2019年起，非常规天然气不再按定额标准进行补贴。按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补。非常规天然气开采利用量＝页岩气开采利用量＋煤层气开采利用量×1.2＋致密气开采利用量与2017年相比的增量部分，这些补贴政策对于促进天然气产业发展十分重要。而客观来看，煤系气合采产出的是各类天然气的混合体，很难分类计算开采利用量，在各类天然气对应标准不一致的情况下，开采利用总量核算存在一定困难。另一方面，按照资源规模而言，合采预期的产量要高于单采，技术成本也可能相对更高，在产量和成本同时增加的情况下，企业合采煤系气时能否获得足够的经济收益目前还难以估计，这就要求有关的配套政策需要及时跟进和动态调整。除上述补贴问题外，企业融资机制不完善、市场活力不足、地方政府积极性不高、对外合作环境不理想等早期煤层气、页岩气方面由来已久的问题也需要在煤系气共探合采进程中继续解决和优化。

5 加快推动中国煤系气共探合采进程的对策建议

5.1 加强煤系气相关理论和技术研究

5.1.1 建设煤系气领域专业团队，依托重大项目开展攻关

为解决煤系气地质理论和关键技术等方面存在的科学问题，一是加大力度建设一批关于煤系气研究的技术攻关团队和重点实验室，例如山西省在2016年就设立了煤与煤系气地质重点实验室，致力于解决山西煤与煤系气勘查中存在的地质基础理论问题，发展适合山西地质特点的煤与煤系气勘查技术体系。中国煤炭地质总局也与中国矿业大学、安徽理工大学联合共建了“煤系矿产资源重点实验室”，并将煤系三气共探共采确定为主要研究方向之一。二是建议继续依托于国家自然科学基金、国家科技重大专项等开展煤系气共探合采的理论和技术研究，摸清煤系气的生成—运移—富集条件、查明主要含煤盆地的煤系地层空间展布和煤系天然气成因机理及成藏模式，初步优选一系列煤系气有利区；探索煤系不同类天然气的储层综合评价技术、合采产层优化组合技术、煤系气开发甜点区预测技术等关键技术，形成适用于我国地质条件下的钻完井技术体系及储层改造技术体系。

5.1.2 积极设立煤系气共探合采综合示范区和试验区

煤系气共探合采综合示范区是集中力量开展科研攻关与现场试验的重要依托，也是吸引投资、激活市场的重要手段。从我国目前煤系气资源地质条件和试采情况来看，示范区与试验区的设立可考虑需要分大盆地、分大区域开展。鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地经历了长期的煤层气勘探开发，煤系天然气资源调查结果和煤系地质条件相对清晰，共探合采也积累了一定经验，建议选取部分区块设立煤系气共探合采综合示范区，加大技术和资金投入，开展更深层次的共探合采工作，主动推进煤系气商业性开发进程。针对近年来煤系气勘探开发进展迅速的川南、滇东黔西、东北、新疆等地区，应基于地质调查和煤系气井试采效果设立一批煤系气共探合采试验区，在煤系气共探合采试验中，要根据不同地区的地质规律和资源特点，坚持“先易后难、先少后多、先慢后快”的共探合采原则，以滚动模式推进，不能急于求成。

5.2 加快建立煤系气资源管理体制机制

5.2.1 煤系气独立矿种的矿业权管理

早期煤层气的勘探开发实践已表明，在煤层气矿业权内开采的往往是难以进行严格区分的各类煤系天然气的混合体。例如，山西潘河、潘庄区块在以煤层目标层位进行煤层气开采时，煤系其他层位的大量天然气也会受地下压力、渗透性等因素的变化而运动，随着煤层气的开采而一并采出，形成了产量大于预期的情况。国外经验也显示，西方国家并不严格地区分煤层气矿业权范围采出的天然气矿种，而是遵循产量至上的原则，在可能的情况下更多地使煤层气井合采更多的煤系天然气层位[26]。早在1997年，我国对外合作开采煤层气资源的标准合同中就将煤层气定义为“煤层及上、下岩层的烃类气体”，基本采用了煤系气的概念, 从地质规律而言，煤层气、页岩气、常规气等都是以甲烷为主的天然气，资源本身并无实质差异，只不过因赋存在煤层、页岩以及砂岩等不同地层中才人为地设立为不同矿种以便于管理。煤系地层构成了一个相对独立的地下天然气体系，符合以往以赋存地层特点设立独立矿种的自然条件。为了允许矿业权人在特定煤系地层的空间范围中依法勘探开发赋存于煤层、砂岩、页岩等地层中的天然气资源，建议未来将“煤层气”矿业权拓展至“煤系气”独立矿种矿业权整体出让，不再单设煤层气矿业权，已设立的煤层气矿业权可考虑统一变更至“煤系气”矿业权，垂向矿业权范围明确界定在某一煤系地层范围，煤系地层以外的页岩气、致密气仍按独立矿种管理。

5.2.2 统筹协调解决矿业权叠置冲突

煤系气与常规油气、煤炭等能源矿产共同富集在沉积盆地中，做好沉积盆地资源调查，摸清资源家底，依托于国土空间规划体系，做好大型沉积盆地矿产资源规划是合理利用各类矿产、避免矿业权冲突的前提。考虑到油气资源的战略性，在矿产资源富集带应依据“先采油气、后采煤”的原则在矿业权设置上有所侧重和相互避让。同一主体在同一范围内进行不同矿产的综合勘探开发是实现资源综合利用、避免矛盾冲突的最有效方式之一，因此应逐步允许和鼓励油气（含常规油气、页岩气、致密气）和煤炭矿业权人在已设矿业权范围内增设煤系气矿业权，进行合理的储量备案和勘探开发，同时新设立的煤系气矿业权范围内经批准也可取得煤炭矿业权，尽可能力地实现“采煤采气一体化”目标。建立不同矿业权人的合作模式也是打开“资源共采、合作共赢”新局面的有效方式，合作双方优势互补，风险共担，利益共享，对各方都有利。这一点在解决“煤炭—煤层气”冲突上已有较为丰富的经验，诸如“三交模式”“华潞模式”都是值得借鉴的合作共赢模式，另外，国家需要在各个方面给予相应的政策支撑，推动企业间资料共享和联探共采机制的建立。

5.3 多措并举推动煤系气共探合采进程

5.3.1 统筹协调各类煤系气的政策措施差异

从目前我国煤系天然气分布特征和合采试验的结果看，煤层气＋致密气、煤层气＋页岩气＋致密气、煤层气＋致密气＋常规气可能是未来商业化勘探开发的主要模式，其中，致密气和煤层气无疑是我国煤系天然气共探合采的主体部分。致密气虽被行业内认定为非常规天然气，但并未设定为独立矿种，而是划归到常规油气管理，缺乏独立的产业政策和措施。相比之下，煤层气在我国的勘探开发历史较长，虽然产业发展遇到困境，但政策体系已相对完整且经历了实践检验，暴露出的不足也有较为明确具体的调整完善方向。因此，建议以现行的“煤层气”相关产业政策措施作为推进“煤系气”共探合采的政策措施基础，结合不同的资源特点、探采方式和产业结构特征，统筹协调当前各类煤系气的财政补贴、考核机制、技术政策、对外合作机制等相关政策措施差异，以期建立适应于煤系气产业发展的政策措施体系。

5.3.2 激发市场活力，调动地方积极性

从中共中央、国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的要求和国外非常规油气产业的发展经验来看，煤系天然气因发展刚刚起步，更多地依托市场机制是重要的选择之一。具体而言，国家应允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与到煤系气的勘探开发中，建立多元化的融资机制，形成国有大型油气公司为主导、多种经济成分共同参与的共探合采体系。另外，在市场化进程中要采取相关措施充分调动地方的积极性，例如在当前矿业权出让制度改革大背景下，山西省依托于国家给予的煤层气矿业权审批权限，积极推动各类企业进行商业合作，有效地加快了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘的煤层气产业基地建设。在调动地方积极性促进煤系气产业发展的道路上，既要借鉴吸收当前已有的相关政策措施，也要探索更多的路径。

5.3.3 加强对外合作水平

在经济全球化的今天，加强对外合作无疑是引进国外资金投入、管理经验和技术手段的重要方式，在我国非常规天然气的勘探开发中发挥了重要作用。资料显示，对外合作一度是我国早期煤层气勘探开发的主要力量。然而受到合作机制不健全、投资吸引力不足等影响，对外合作出现了一些问题。煤系天然气以非常规天然气为主，加强对外合作对于促进产业发展十分关键。首先，要建立健全合作机制，扫清合作区块繁琐的审批程序，缩短时间、提高效率；其次要创造良好的政策、融资等外部环境，积极统筹协调政府与企业、中方与外方的关系，明确责任义务。目标就是秉承对外合作双赢互利的宗旨，共同实现煤系气共探合采产量和经济效益最大化。