煤层气开发工程关键技术研究现状及发展趋势分析*

2021-04-10王辰龙韩金良刘奕杉尚立涛

工程技术研究 2021年3期

王辰龙，韩金良，刘奕杉，杨干，乔磊，尚立涛

1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102218

2.中国石油煤层气有限责任公司，北京 100028

随着我国经济水平的不断提高，各行各业对能源的需求量也一直在不断发生着变化，煤层气的合理应用能够有效解决天然气的供需问题，煤层气可以作为一种能源燃料和化工原材料。在国际能源局势趋紧的情况下，煤层气的大规模开发利用前景十分广阔。由于我国煤层气赋存盆地地质特征相对于其他国家更为复杂，且勘探开发时间又相对较晚，虽然已实现煤层气的初步开发，但是未形成一套完整的煤层气开发体系。为了能够有效提高我国煤层气的开采效率，文章通过分析国外现有的煤层气赋存盆地特征及工程技术现状的特点，并结合我国煤层气赋存盆地的特点分析出适宜于我国高、中、低煤阶层和松软低渗透煤阶层的开发方向和技术发展趋势。

1 国外煤层气开发工程技术发展现状

1.1 美国煤层气开发情况及关键钻采技术研究现状

（1）美国主要煤层气赋存盆地特征。美国的煤层气资源主要集中在西部落基山脉中，大多属于中、低媒阶煤层，其煤层气资源量占美国煤层气总资源量的80%以上；其余的煤层气资源主要分布于东部的阿巴拉契亚含煤盆地和中部的石炭纪含煤盆地中。

（2）美国煤层气关键钻采工程技术。①钻完井工程技术。在钻完井技术方面，支撑美国煤层气产业快速发展的钻井技术主要有以下方面：低成本直井钻井技术、低阶煤层气洞穴完井技术、中低阶煤层气藏羽状水平井钻井技术。②压裂工程技术。在压裂技术方面，气体泡沫压裂液快速突破了水基压裂液滤失大、水敏伤害重、携砂困难和返排效率低等技术瓶颈，成为圣胡安、黑勇士、皮申思、云他等盆地实现提采稳产的主要推动力。③排采工程技术。美国常用的排采设备主要是传统的有杆设备，但是在实际应用过程中对排采设计和选型方面进行了创新，在以圣胡安和黑勇士盆地进行了试验研究，并取得了优异的成绩。

1.2 澳大利亚煤层气开发情况及关键钻采技术研究现状

（1）澳大利亚主要煤层气赋存盆地特征。澳大利亚的含煤盆地主要分布在东部沿海地区，包括4个二叠纪煤盆地：博文盆地、悉尼盆地、苏拉特盆地和加里里盆地。澳大利亚煤炭资源量1.7万亿t，煤层平均含气量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深小于1000m，渗透率多为1～10md，煤层气资源量为8～14万亿t。

（2）澳大利亚煤层气关键钻采工程技术。①钻完井工程技术。在钻井技术方面，澳大利亚主要有三种成熟的钻完井技术：一是水力压裂或裸眼完井直井；二是大斜度定向井；三是多分支水平井。不同的钻井技术结合相应的完井方式，配合压裂等措施提高采收率，实现效益的最大化。②压裂工程技术。澳大利亚博文盆地的东部边缘气田煤厚度为7.1～22.7m，煤层深度为600～1200m。以提高产量和降低成本为目的，应用多煤层氮气泡沫桥塞分段压裂，提高了完井效率。并根据煤的特性设计压裂液添加剂，确保降低表界面张力，易于返排，降低伤害。③排采工程技术。在排采工程技术方面，通过调研总结了澳大利亚苏拉特区块排采工程现状，苏拉特盆地主要的排采技术如下：煤层气井举升方式优选技术和丛式斜井井组防偏磨技术。

2 国内煤层气开发工程技术发展现状

2.1 我国主要煤层气赋存盆地特征

我国是世界煤炭资源大国，煤炭资源和煤层气资源非常丰富，我国煤层气资源可划分为东北、华北、西北、南方和青藏共五大赋气区，资源量达36.8×1012m3，煤层渗透率通常小于1md。基于对我国煤层气资源及分布特征分析，认为我国煤层气资源具有多个煤阶、多个深度、多期生气、多源叠加、多期改造的地质特征。

2.2 我国煤层气关键钻采工程技术

（1）直井、丛式井钻完井技术。由于浅层煤层气丛式井钻井周期短、单井成本低等特点，直井、丛式井钻完井技术成为煤层气低成本开发的主体技术，在中国的沁水及鄂东煤层气田等气田得到了广泛应用。

（2）持续探索水平井等其他适用钻完井工艺技术。针对构造平缓、煤层结构完整的中高煤阶储层，引进并发展羽状水平井技术。羽状水平井主要采用机动灵活的车载钻机、注气欠平衡设备、特种定向井井下工具，实现了安全、快速、经济钻井的目标。

（3）活性水压裂液为主的增产改造技术。自煤层气规模开发以来，先后应用了活性水、清洁压裂液、瓜胶等三种压裂液体系。其中，活性水因具有无残渣、低伤害、低成本的优点，成为煤层改造的首选工艺。

2.3 我国煤层气开发技术痛点

（1）煤层气钻井技术急需升级换代。煤层气直井、丛式井数量占总开发井数96%，该技术地面工程成本高，且对地面环境影响大，同时已无成本下降空间，不能满足深部低渗透煤层气的高效动用需求。

（2）压裂整体效果差，需要从设计理念和工艺技术上进一步创新。①加强地质工程一体化压裂设计及施工，有效提高单井产量。国内煤层气勘探开发面临的最大挑战，要求压裂工程从设计理念和工艺技术上进一步创新。影响压裂增产效果的关键影响因素主要有储层地质因素，天然裂缝发育程度、水平主应力差、煤体结构对压裂效果的影响较大。②深部煤层气未形成有效增产的主体压裂技术，需要进一步实现技术突破。深部煤层气储层压裂以垂直缝为主，裂缝纵向过度扩展容易压穿顶、底板，缝高失控，导致裂缝控制区域小，效果差。

3 我国煤层气开发技术的发展趋势

3.1 钻完井技术发展方向

我国煤层气钻完井技术的发展趋势主要表现在六个方面：（1）大井丛集约化建井模式；（2）地质工程一体化钻井技术；（3）煤层气长水平段钻井优化技术；（4）钻井提速配套技术；（5）玻璃钢筛管、套管完井技术；（6）深部煤层气钻完井技术的发展。

3.2 压裂增产技术发展方向

随着我国高新技术的不断发展，酸化压裂技术在实际应用过程中已经取得了非常优异的成绩，煤层气压裂增产技术的发展趋势主要表现在以下五个方面：（1）多井联动的工厂化压裂模式；（2）多岩性协同开发的合层压裂作业模式；（3）活性水为主体的多元化压裂液体系；（4）暂堵转向相结合的重复压裂技术；（5）先进高效的钻完井配套设备。

3.3 排采技术发展方向

排采作为煤层气产气的重要环节，是钻井、压裂效果成败的关键。煤层气排采技术呈现出如下趋势：（1）建立多层系多气合采工艺技术模式；（2）动态监测技术；（3）延长检泵周期综合治理技术；（4）等离子脉冲增透增产技术；（5）连续管自动化修井技术；（6）建立基于人工智能和大数据的煤层气田智能信息技术的发展趋势。