对于高煤阶煤层气资源科学开发的思考

2020-04-10朱庆忠杨延辉左银卿洋郭

天然气工业 2020年1期

朱庆忠杨延辉左银卿宋洋郭炜唐锋任洁王刚

1.中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导试验基地 2.中国石油华北油田公司 3.中国石油渤海钻探工程公司

1 中国煤层气发展概况

21世纪初在沁水盆地南部获取了煤层气探明地质储量（图1），但煤层气资源探明程度非常低，随后开始了煤层气规模开采，煤层气产量从无到不足1×108m3逐步增长，这个时期的探明储量规模没有扩大，但勘探工作仍在开展，储量替换率在0～669之间变化，储量替换率的交替变化反映在探索初期的不稳定、无规律性发展。因此该时期称为是煤层气产业发展的初步形成阶段，应用技术在模仿实践与改进摸索中，基础研究非常薄弱。

图1 中国煤层气发展变化曲线图

随着国家、中石油等先后组织对我国煤层气成藏机制、勘探开发关键技术等攻关，对煤层气技术自主创新起到了推波助澜的作用，建立了高煤阶煤层气“向斜富气规律”[1]、煤层气可采资源预测方法[2]等，大力推动了煤层气地质评价，煤层气探明地质储量从几百亿立方米增长到上千亿立方米规模，沁水盆地南部诞生了世界第一个千亿立方米高煤阶煤层气田，同时，形成了煤层气水平井设计与钻井、压裂增产、排采控制、地面数字化控制等开发技术系列，对实现中国煤层气产业的规模化生产起到了有力支撑作用。在煤层气初期发展阶段（图1），年产气量从不足1×108m3上升到50×108m3以上，新增探明储量年度最多超过1 000×108m3，储量替换率在24～34之间维持了一段时间，尔后储量替换率降低，目前趋于稳定在3左右。储量替换率的调整变化特点，呈现资源量大、探明储量多，但有效动用率低、剩余可动用储量低、单井产气量低的现象，导致开发利润低，对煤层气产业的健康发展面临着极大难题与挑战：①有效动用剩余探明储量，中、深层煤层气资源的经济高效开发；②近1/3低产井亟须盘活实现经济开发；③适宜的工程技术亟须有效提高单井产量；④降低成本，提高开发效益；⑤为保证煤层气发展的长期稳定，需保持适度的储量替换率。

沁水盆地高煤阶煤层气占据中国煤层气大比例优势，因此中国煤层气资源开发面临的难题和挑战，也是沁水盆地高煤阶煤层气需要解决的难题，解剖高煤阶开发对我国煤层气产业发展具代表性。

2 对煤层气的再认识

2.1 煤层气的非常规性

煤储层的储集特性及煤层气赋存、流动特性，是煤层气开采方式与常规油气不同的基础。

2.1.1 气体储存特征

常规油气藏是油气聚集的基本单位，石油和天然气在形成初期呈分散游离状态，存在于生油气地层中，经过多次运移聚集成藏，有明显的油、气、水界面。一般非常规天然气包括煤层气、页岩气等。在非常规地质成藏上，美国地质调查局（USGS）曾在1995年美国油气资源评价中，提出“连续油气藏”（Continuous Accumulation）的概念[3]，认为“连续型”油气藏是低孔隙、低渗透储集体系中，明显不受水力驱动、无边底水、大面积分布的单一油气聚集。20世纪90年代到21世纪，我国煤层气地质研究也取得了重要进展，例如钱凯[4]、赵庆波等[5-6]等认为，煤层气藏是指压力作用下“圈闭”着一定数量气体的煤岩体，并提出了“有效煤层气藏”或“经济煤层甲烷气藏”的概念，指出有效煤层气藏是指具有商业开采价值的煤层气藏。桑树勋等[7]认为，煤层气藏是地层中煤层气聚集的基本单元，其形成需要煤层气聚集和圈闭两个必要条件，认为形成煤层气藏的圈闭为压力圈闭，与常规圈闭的容纳机制不同，煤层气藏圈闭没有确定的地质边界和确定的几何形态，压力圈闭是煤层气成藏要素优化配置的结果，其富集程度主要受控于煤层气成藏过程匹配关系的优化。赵贤正等[8]形成高煤阶煤层气构造、沉积、热动力和水文地质条件多因素协同、互补、共存成藏的基本地质认识，煤层即生储层，地质作用对成藏作用程度和贡献难以量化，煤层气藏的概念难以明确。尽管众多学者对煤层气藏的概念和分类的认识有一定分歧，但煤层气藏作为煤层气聚集的基本单元达成共识，以找地质圈闭的传统方式难以模式化描述煤层气藏。

2.1.2 赋存岩石类型与赋存状态

煤层气的生成过程与常规油气（特别是煤成气）没多大区别，煤层气的“非常规”性主要表现在其赋存的岩石类型与赋存状态的特征。煤层气以吸附状态为主储集于煤层中（图2），煤岩含灰分、挥发分、固定碳（50%左右）；常规天然气以游离态赋存在无机质岩石（图3），主要成分是甲烷，其中砂岩气藏的储层，含石英（52%以上）、黏土、铁矿等，除此之外，两者尤以杨氏模量等力学性质差别较大，对储层改造增产方式的要求也将不同。

图2 煤层气赋存状态示意图

图3 常规天然气赋存状态示意图

2.1.3 流体流动特征

常规天然气藏中主要流体是天然气和水，天然气主要以气态形式存在于在储集层中，开发过程中，流体流动经历渗流、扩散、渗流过程，与煤层气的产出规律明显的区别是煤层气的解吸过程。煤层气开采经过排水降压到排气过程，由于煤层气在储层中以吸附态为主，少量的游离态，煤层气的产量多数由煤层解吸产出，煤层气产出经历解吸、扩散、渗流等过程，因此煤层气的微观赋存状态及排采过程的变化规律是确保煤层气高效开发的关键之一。

2.2 煤层气开发问题

中国煤层气地质条件复杂，煤层地质的差异性一定程度上决定了煤层气井增产改造技术不能简单复制，中国石油华北油田公司（以下简称华北油田）在沁水盆地南部继樊庄成功开发之后，郑庄、沁南的后期扩建工程中应用了相同技术系列，与樊庄相比，平均单井产气量远低于设计指标，由此可见煤层地质特征参数的变化对产量的影响较大，工程技术须适应主体改造对象的基本特征[1]。利用辩证思维方式，引进矛盾论和实践论的观点，从影响煤层气的开发规律进行梳理问题，重点提炼了开发过程中的5个物理矛盾：实验岩心与真实地层，水压平衡与气压平衡状态，煤岩碎裂与均值条带，改造增产工程升压与降压开采，能量守恒与能量驱动，其中，工程升压与降压开采的矛盾是决定工程技术走向的很重要的一个物理矛盾的。通过分析认为目前煤层气开发可能存在4个问题：①没有认识到储量的可开采性。已提交7 000×108m3的探明储量有相当比例的储量在现有技术下不能经济、高效动用，而美国提交相当数量的储量时，年产气量已达到500×108m3。②没有认识到地质特征的差异化。远离瓦斯治理的煤矿区域与煤矿瓦斯治理区域，在地层渗透率、地层压力、地层流体变化方面有本质区别，因此，在不同的区域，应该采取差异化的开发工程技术。同时，远离瓦斯治理的煤矿区域煤层气资源占有相当大的比例，制定长期的技术战略发展体系关乎我国煤层气产业的长期稳定的健康发展。③没有认识到工程技术的适应性。如何化解这对矛盾，是煤层气开发的最重要的环节。④过度重视排采、但并不科学。过去坚持“缓慢、稳定、持续、长期”的排采控制原则，但是郑庄等开发区块并没有实现经济、高效开采。经验固然重要，更需要科学技术。

3 沁水煤层气技术定位与实践

华北油田通过梳理问题、综合分析，认识到煤层气开发亟须技术突破，达到提高开发效益、推进煤层气产业健康发展的目的，以下4项关键技术至关重要：即现有技术条件下开发储量的控制、经济产能建设的区域优选技术、适应地层特征的工程技术系列、开发方案的顶层设计技术。因此，从以下6个方面技术攻关，取得的成效可以借鉴。

3.1 深化勘探理论认识，提出弱动单元煤层气富集认识，支撑三段式前期勘探评价技术的形成

建立表征煤层气富集和资源品质的6个关键系数（气体生长系数、断裂发育系数、煤体发育系数、应力聚散系数、水体流动系数、气体逸散系数）评价储量品质，由同时针对开发储量的控制问题，确定了“一定、二探、三落实”的技术路线，在普查阶段确定主要煤层稳定发育区和含气富集区，在详查阶段探明富气区的最大产气能力，在评价阶段准确落实效益储量、主体开发技术。在沁水煤层气实现了煤层气勘探评价由“广覆式撒网”向寻找高效优质储量的转移，指导了在马必东、沁南区块勘探评价，推动了高效开发示范工程建设。

3.2 形成煤层气开发方案设计技术，以效益、方案的标准去衡量煤层气的开发，做好顶层设计

重新认识煤层气与常规天然气的本质区别，改变以往煤层气开发方案的不适宜的制定方式，注重顶层设计，开发方案符合地质特征、工程方案适应地质要求，围绕实现单井产量最大化、产能建设的最优化，地面建设简单化、生产管理高效化的目标，设定内部收益率10%以上、产能建设到位率60%以上、集输系统效率提高20%、单方气操作成本降低20%等控制经济指标，实施全过程风险控制。

理论认识与技术保障上，不断夯实理论基础，深入高阶煤储层固—流耦合控气控产机理[9]研究，强化疏导式开发的理论基础，适应煤层气的开发规律，形成主次相融的通畅流动网络，疏理通道，引导流体产出。通过着重研究煤层气可采性、煤层可改造性，打破了传统地质认识，突破以往埋深800 m以深的煤层气不宜开发的认识，认为埋深不是决定煤层气是否开发的界限条件，煤层渗透率与可改造性受控于现今地应力大小与所处的应力状态，中、深层煤层气开发不是禁忌，高煤阶的马必东开发示范区（图4）、中煤阶的大城凸起（图5）的实践已经证明。

同时，形成选区、井网、工程及建设等系统的开发技术，全面支撑新区建设与开发调整。

图5 大城凸起单口水平井产量曲线图

3.3 攻关煤层气水平井技术，稳步扩大现场应用规模

水平井与直井相比有几大优势，在渗流方面，流体产出渗流阻力相对小，易于降压；在解决压裂引起的三大矛盾方面，水平井的通道疏导作用毫无悬念；开发实践也表明，相近地质条件，排除因工程因素失败的影响，水平井的产量明显高于直井，以樊庄南部富集渗透性好的区域为例，水平井约为直井单井日产量的2～5倍。因此，攻克煤层气水平井规模推广应用存在的难题，担负着煤层气高效开发的重任。

一方面，成熟低成本可控水平井优快钻完井技术，实现降本提速、提高煤层钻遇率、降低复杂事故率的目的。水平井二开全通径井身结构设计，自主研发、配套三项成井关键技术，实施的两项主力水平井技术钻井成本降低了50%～55%，钻井周期缩短了28%～35%，煤层钻遇率由“十一五”的80.1%提高到93.5%，钻井垮塌埋钻等复杂率由“十一五”的36.6%降低到5.7%。

另一方面，已开发低效区先导试验鱼骨刺水平井耦合降压、井眼重入等盘活技术，与原来直井形成联合缝网，扩大压降波及面积，在郑庄低效区的应用初步见效（图6），对郑庄区块的产量稳定上升提供了技术保障，

图6 郑庄低效井盘活技术实施效果图

该区块由年初日产气46×104m3上升到63×104m3，预计2020年达到100×104m3/d的目标。

3.4 加大煤层气疏导式工程改造技术攻关力度，夯实增产基础

煤层气开发主体工程技术是压裂改造方式，从煤层气的开发机理上定位了常规压裂带来的三大矛盾：压裂增压与降压开采的矛盾、压裂要求造长缝与煤难造长缝的矛盾、水进入地层降低解吸效率的矛盾[10-11]。

华北油田为了解决三大矛盾，从优选井型与组合、多种增产改造技术[12-13]等方面进行了探索，“十三五”以来，依托中国石油集团先导试验基地平台优势，强化水力压裂对煤储层伤害机理研究，认识到压裂液侵入由于黏土矿物膨胀堵塞孔喉、煤层应力扰动与部分裂缝闭合等原因，导致煤层气扩散和渗流的通道尺寸变小，压裂液返排仍有部分滞留在孔喉处形成液体段塞，阻碍煤层气扩散和渗流。同时，压裂液侵入推动割理中的气体进入微孔，导致微孔中的气体体积减小与分压增大，使得气体吸附在煤岩表面的概率上升，解吸附难度增大[14]，降低甲烷解吸能力。

通过深化基础理论、技术研究与快速现场试验，不断总结经验与不足，形成了煤层气疏导式工程改造技术系列：①基于不易造长缝等煤岩性质，优化射孔井段，在原生煤段聚能压裂，压裂液集流利于携砂造长缝；②对特低渗透煤层，压裂前置液比较前期设计可降低20%，减少无效滤失，降低水锁提高解吸效率；③基于压裂升压同时压裂液侵入，增加煤岩应力敏感性损害，降低甲烷解吸能力，采取快速返排等技术，减少地层压力抬升，利用压裂能量快速排除固液相污染。低前置比快速返排技术依据不同区块地应力、煤岩等条件调整，华北油田在沁水盆地煤层气矿权区实施，取得较好的成效，目前实施的新井平均单井日产量大于2 000 m3，约为相邻老井产量的4倍。

3.5 持续攻关排采理论，形成定量化疏导式排采控制技术

改变以往采用统一的排采管控方法，对于非均质性强的煤层，调整统一不科学的管控。

华北油田基于煤储层微观孔裂隙结构特征[16]，深入高煤储层气水赋存状态、产出特征、孔隙内流体分布形态及其导流能力的研究，确定煤储层流体运移通道。由于煤层内生裂隙（割理）和显微裂隙是煤层水的主要储集场所，外生裂隙和压裂裂缝是煤层水的主要运移和产出通道，煤层水的产出需经历弹性渗流、气体弹性驱水两个阶段、宏观与微裂隙尺度两级流动。而煤层气运移和产出通道，仅需煤储层孔、裂隙连通。

基于大量实际生产数据统计，通过生产现象分析本质。实际生产中，存在多数产气量高井在定压降幅过程中，解吸产气前累积产水量较少且保持稳定，而不同于日产水量逐渐增大的部分低产井的生产现象，分析认为当无外水越流补给时，改造边界为封闭边界，压裂液排出后，气井依靠煤岩和流体的弹性能排水，地层压力不断下降，压降漏斗不断扩大。而有的低产气井由于外部水的越流补给形成了定压供给边界，导致产水量增大，压降漏斗难以扩大。

通过理论与实践，认为控制通道导流能力非常关键，在煤层气井疏水降压排采过程中，对近井地带压裂裂缝至井筒范围内流压、套压、产气量及产水量的排采控制尤为重要，确保在单相水流阶段疏通基质渗流通道，疏导煤粉，在气水同流阶段保持气水连续流动，扩大解吸面积。

以疏通渗流通道、提高地层渗透率为原则，形成了两种以疏导为核心的定量化排采控制技术：①气相渗流强，见套压前采取变速排采，见气后降参控套压小幅多频提产的控制技术；②水相渗流强，见套压前采取高速排采，见气后提参控液面维持气水同出的控制技术。该项技术应用于郑庄、马必东新建示范区，解决坚持“缓慢、稳定、持续、长期”的排采控制，需要3～5年可能达产、效益差的问题，生产井在1年时间内达产，缩短了达产时间，相应减少了生产成本的投入，提高了排采效益。

3.6 降低运行成本，提高系统运行效率，形成集约化分布式地面集输工艺技术

按照地面建设“六化”的设计理念，建设方案实行“分布式布站、标准化设计、撬装化建设、集约化控制”，大幅减少征地，减少地面建设费用，改善投资结构，由过去四级地面集气模式简化为三级，建设投资由过去平均1.02亿元/108m3，集约化分布式要达到0.81亿元/108m3，预期后期系统运行效率提高10%以上，单方气量操作成本可降低30%。这种地面建设模式正在应用于马必东示范区产能建设中，待2020年方案实施完成后再进一步分析实效。