中国深层煤层气勘探开发进展、关键评价参数与前景展望

周德华 陈 刚 陈贞龙 刘曾勤

1.中国石油化工股份有限公司 2.中国石化石油勘探开发研究院 3. 中国石油化工股份有限公司华东油气分公司

0 引言

“十一五”以来，中国煤层气勘探开发进入快车道，建成了沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，并在准噶尔盆地东部阜康、东北铁法、南方织金等地区实现了规模产能建设，实现了煤层气勘探领域由高煤阶向中低煤阶拓展，煤层气的开发深度由浅层向中深层、深层拓展[1-8]。尤其是2018年以来，河北大城、山西延川南和大宁—吉县以及新疆五彩湾等地区先后开展了1 500 m以深煤层气勘探评价试验，直井煤层气日产气量突破3×104m3，水平井测试日产气量超过10×104m3。根据“十三五”全国煤层气资源评价[9-10]，中国煤层埋深 1 500 ～ 3 000 m深层煤层气资源量为30.4×1012m3，展现了中国深层煤层气巨大的开发潜力。虽然目前深层煤层气勘探取得了突破，但是由于埋深增加带来的勘探开发评价关键参数选取、适应性工程工艺技术尚未形成等问题，制约了深层煤层气的效益开发。

勘探开发实践表明，中国主要含煤盆地埋深对煤层的含气性和渗透性起到重要作用，进而对适应性的开发技术选择至关重要。笔者从中国深层煤层气勘探开发进展实例入手，结合深层煤层含气性与渗透性实验资料，详细论述了深层煤层气综合评价的地质、工程、管理等关键参数，为深层煤层气资源评价、开发技术攻关、管理政策制定等提供依据，力争支撑深层煤层气成为“十四五”乃至“十五五”时期中国天然气增储上产的重要接替领域。

1 近年来深层煤层气勘探开发进展

1.1 延川南中深层煤层气开发取得重大突破

山西延川南万宝山区块下二叠统山西组2号煤层平均埋深1 280 m。2021年，中国石化在该区块南部部署实施开发调整井，采用“大规模、大排量、连续加砂”有效支撑压裂工艺[11-13]，相比产建方案，开发调整井有效支撑半缝长由70 m提高到194 m，实现“长运移、远支撑”的目的。其中直井开展下二叠统山西组2号煤、上石炭统太原组10号煤分压合采技术试验，压裂排量介于14～18 m3/min，单井平均注入液量为 4 520 m3，加砂量为 368 m3，单井日产气量介于 0.8×104～ 2.2×104m3，平均日产气量为1.08×104m3，最终可采储量（EUR）由 538×104m3提高到830×104m3；水平井对2号煤层采用分段压裂，平均压裂段数14段，排量介于18～22 m3/min，平均单段注入液量为 2 646 m3，加砂量为 248 m3，单井日产气量介于 2.5×104～ 5.5×104m3，EUR由2 100×104m3提高到 3 140×104m3。

1.2 大宁—吉县深层煤层气勘探开发取得重大突破

2020年，中国石油在山西大宁—吉县区块优选12口井对深层煤层气进行现场试验[14]，已投产的直井中，日产气量超过 2 000 m3有 5 口、超过 3 000 m3有3口；水平井日产气量均超过1.0×104m3，其中水平井吉深6-7平01井太原组8号煤层埋深2 400 m，煤层厚度为7.0 m，水平段长度为1 000 m，分11段压裂，液量为 31 892 m3，砂量为 3 823 m3，单段液量为 2 900 m3，单段砂量为 348 m3，排量为 18 m3/min，测试时自喷生产，日产气量介于9.0×104～10.0×104m3。该区块深层煤层气实测含气量是中浅层的2倍以上，含气饱和度超过98%，深层煤层平均地层压力为19.0MPa，平均临储比为 0.93。

1.3 河北大城深层煤层气勘探取得积极进展

河北大城区块位于天津市、河北省西南部，太原组6个煤层组埋深介于300～5 000 m，煤层厚度介于20～40 m，肥煤，其中Ⅵ煤组为甜点层[5]。2018年，大平7水平井最高日产气量为1.1×104m3，解吸压力为13.9 MPa，煤层顶部压力为6.3 MPa，初步预测埋深介于1 000～2 500 m煤层的含气量介于7.0 ～ 16.7 m3/t，渗透率介于 0.01 ～ 0.44 mD。

1.4 准噶尔盆地五彩湾深层煤层气勘探取得新进展

准噶尔盆地发育侏罗系煤层，下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组多套煤层广覆式分布，煤层气资源十分丰富。五彩湾地区西山窑组煤层埋深介于 1 500 ～ 5 000 m，煤层厚度介于 5 ～ 20 m，煤岩热演化程度低，煤岩热演化程度（Ro）一般小于0.7%。2020年，在白家海凸起断背斜构造以西山窑组煤层为目的层部署风险探井彩探1H井[15]，攻关煤岩储层水平井＋体积压裂工程工艺，测试最高日产气量为5.7×104m3，稳定日产气量为 2.0×104m3，实现了五彩湾地区深层煤层气勘探的重大发现。

2 深层煤层气综合评价关键参数

根据近年来中国深层煤层气勘探开发进展与认识，以往认为是勘探禁区的深层煤层气，无论是从地质理论还是工程实践均得到了重新认识：①深层煤层含气性和渗透性等基础地质参数的再评价，突破了传统思维定势；②中国复杂构造区页岩气大规模商业开发形成的配套工程技术在深层煤层气领域进行的大胆尝试，实现了中国深层煤层气勘探的重大突破。笔者进一步梳理深层煤层气地质、工程及管理等关键参数，优化深层煤层气甜点评价方法，为深层煤层气开发示范区建设提供技术支撑。

2.1 深层煤层含气性

前期开展的不同煤阶煤吸附差异性实验研究结果[16-18]表明，煤岩演化程度、煤岩煤质、煤储层物性、煤层所处的温压环境等因素均影响煤的吸附能力。吸附模拟实验得出3方面认识：①煤阶升高，煤岩吸附气量增大，低煤阶样吸附能力弱，中煤阶样吸附能力较强，高煤阶样吸附能力最强；②温度对不同煤阶的吸附影响较大，其中低煤阶样吸附气量受温度影响较小，中高煤阶样吸附气量受温度影响较大，且随着温度的升高，吸附气量降低，温度对不同煤阶吸附气量呈负效应关系（图1）；③随着压力升高，吸附气量均呈现快速增加至缓慢增加的过程，即压力对不同煤阶吸附气量呈正效应关系。在同一温度下，不同煤阶样超过一定压力后吸附气量呈现增速减缓的趋势（图2）。

图1 在不同温度条件下煤吸附气量与压力的关系图

图2 不同压力条件下煤吸附气量与温度的关系图

基于不同煤阶等温吸附实验结果，考虑不同样品所处地层温度和压力梯度，将每个测试点得到的最大吸附气量对应的压力和温度折算成埋深（不同地区不同样品的地温梯度和压力梯度不同），即可得到每个样品最大吸附气量与埋深关系曲线（图3）。从图中可以看出，不同煤阶最大吸附气量随埋深变化特征明显，均呈现为快速增加—缓慢增加—缓慢减小的过程，且不同煤阶存在最大吸附气量临界深度带[17]，低煤阶临界深度带介于1 400～1 700 m，中高煤阶临界深度带介于1 500～1 800 m。临界深度带之上最大吸附气量随深度增加而增加，压力正效应大于温度负效应，临界深度带为最大吸附气量极值，处于饱和吸附状态，临界深度带之下最大吸附气量随深度增加而减少，温度负效应大于压力正效应，温度的负效应导致部分气体分子处于活跃状态而不被煤岩基质吸附，即深层煤层存在一定比例的游离气[19-20]，游离气一般赋存于割理裂隙或微裂缝中。因此，对于埋深超过1 500 m的深层煤层气，在煤层顶底板封盖性较好的情况下，其含气量一般较高。如大牛地地区小壕1井山西组中煤阶煤层埋深为2 760 m[21]，实验测试理论最大吸附气量为 11.53 m3/t，现场实测含气量为 14.42 m3/t，游离气含量为2.89 m3/t，甲烷吸附饱和度100%；太原组煤层埋深为2 850 m，实验测试理论最大吸附气量为13.93 m3/t，现场实测含气量为 18.49 m3/t，游离气含量为4.57 m3/t（表1）。由此可见，随着埋深增加，游离气含量有增大的趋势，与实验模拟结果一致。

图3 不同煤阶吸附气量随深度变化关系图

表1 大牛地区块石炭系—二叠系岩心煤岩含气量统计表

2.2 深层煤层渗透性

根据不同煤阶煤层气井注入压降测试煤层渗透率数据，渗透率随埋深增加快速降低，当埋深超过900 m时，渗透率低于0.1 mD（图4）。以往研究成果表明[22]，不同煤阶渗透率损害率随有效应力增加快速降低（图5），且渗透率损害率为不可逆过程。也就是说当煤层埋深逐渐增加，低煤阶样在5 MPa、中高煤阶样在9 MPa时渗透率损害率变化最大，其后趋缓。按照压力梯度为1 MPa/100 m折算，即低煤阶在埋深小于500 m、中高煤阶在埋深小于900 m时煤层原始渗透性较好，超过对应的埋深后煤层将变的较致密，渗透性变差。这一实验结果与目前900 m以浅煤层气田开发深度较吻合，而超过900 m深度的煤层气井采用常规储层改造的效果较差，这也是“十三五”以来制约中国中深层煤层气快速上产的关键因素。因此，从勘探评价和开发技术角度，将中国煤层气埋深划分为小于900 m为浅层煤层，900 ～ 1 500 m 为中深层，1 500 ～ 3 000 m 为深层。针对中深层、深层煤储层，按照人造气藏的思路加大探索力度，加强煤岩力学特性研究，以“大排量、大液量、大砂量”施工工艺[13-14]，力争形成“造长缝、撑得住”复杂缝网，提升改造效果。

图4 不同煤阶煤层气井实测渗透率与埋深关系图

图5 不同煤阶渗透率损害率与有效应力关系图

2.3 深层煤层气地质工程评价关键参数

通过深层煤层含气性和渗透性实验分析可知，在保存条件较好的前提下，中国大部分含煤盆地深层煤层气物质基础较好，煤岩非均质性强，受埋深压实作用和水平应力作用影响，煤储层致密，渗透性差，深层煤层气的富集特征与高产规律和中浅层煤层气有较大差别。制约中国中深层、深层煤层气勘探开发的关键因素有哪些？笔者认为主要有3方面工作需要进一步评价。

2.3.1 深层煤层气藏地质评价关键参数

从深层煤层气勘探开发进展来看，深层煤层气藏地质关键参数包括煤层埋深与厚度、微构造特征、煤体结构、煤岩热演化程度、含气性、保存条件等[23-26]。深层煤层厚度是基础，煤岩热演化程度和含气量决定了煤层气资源丰富与否，深层煤层游离气比例增加有利于提高煤层含气量。煤层埋深及其微构造特征影响着煤层的可改造性，正向微构造区、平缓构造区更易高产[7]，随着埋深的增加，煤储层更加致密，与碎料煤、糜棱煤相比，原生结构或碎裂结构煤更易形成长缝，有利于提升煤储层的导流能力。保存条件分析包括煤层顶底板围岩封盖性以及所处围岩断裂发育程度，一般顶底板泥页岩或致密灰岩封盖性最好，避开断层或逆断层封堵，处于弱径流—承压水滞流区水动力弱，煤层气易富集。

2.3.2 深层煤层气藏工程评价关键参数

深层煤层气能否高效动用关键在于工程改造的适配性[27-31]。由于深层煤岩的塑性强，需攻关不同地区、不同煤阶和不同应力状态下的煤岩改造技术，工程关键参数包括煤岩杨氏模量与泊松比、现今应力场分布特征、裂缝展布特征、渗透率特征、井型设计、压裂施工参数、裂缝长度等。煤岩力学特性和现今应力场分布决定了煤岩的可改造性，与井型的优选及水平井位方向关系密切。随着埋深的增加，深层煤岩割理、裂隙受围岩的应力作用而闭合，或者受地层水中的方解石结晶充填缝隙而变得致密。因此，针对深层煤储层的改造，对发育多煤层薄煤层的地区可开展直井分层压裂、多层合采方式，对单层厚度超过3 m且分布稳定的煤层可采用水平井分段压裂方式[11,13,28]，加大压裂规模，加强压前酸蚀作用，如延川南煤层气田形成的以“远支撑”为核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撑的压裂技术，逐步探索排量由12 m3/min提高到18 m3/min，提高缝内净压力，增大改造面积，提高远端铺砂浓度，单井液量由 2 000 m3逐步提高到 10 000 m3，充分延伸裂缝，同时，砂量由 150 m3提高到 1 000 m3，实现远距离支撑。在压裂液体系方面，优化提升氮气泡沫、低伤害高黏液等携砂能力试验，研发低密度远运移的支撑剂，实现压得开、撑得住的高效工程改造目的。

2.3.3 深层煤层气生产管理制度评价参数

有别于致密气、页岩气开采特征，深层煤层气采用排水降压采气工艺，且与浅层煤层气生产制度相比，深层煤层气井初期产水量一般小于10 m3/d，从大宁—吉县和延川南深层煤层气井排采特征来看，生产初期具有压力高、产水少、见气早、增长快、产量高的特点[7]。在生产管理制度优化方面，动液面、单位压降速度、井底流压等参数决定了煤层气排采速率进而影响煤储层的速敏效应。地层压力、临储比等参数决定了深层煤储层的可动性，临储比越高，表明煤储层能量充足。针对深层煤层气生产特点，需优化排采参数，建立“初期快返排促上产，中后期稳液面促解吸”的生产管理制度。排采初期加快压裂液返排，促进以游离气为主的快速上产制度，中后期稳定液面下降速度，保持生产过程的稳定连续，促进以吸附气匀速解吸为主的生产制度，避免因砂堵或快排导致的裂缝闭合而中断生产过程，最大限度提升深层煤层气开采效率。

3 深层煤层气勘探开发前景

从中国煤层气行业发展历程来看，在学习借鉴国外低煤阶成功开发经验基础上，根据中国煤炭资源特征和煤基能源政策，实现了中国中高煤阶煤层气规模化商业开发。在经历了2014—2016年低油价冲击和页岩气快速上产后，中国煤层气产业发展进入低谷期，投资热情和工作量骤降，煤层气产量上涨缓慢。业界学者对中国煤层气产业发展路在何方持不同意见，以秦勇教授为代表的高校学者提出煤系三气合采思路解放中国近80×1012m3资源[32-34]，以中国石化华东油气分公司为代表的煤层气专业公司针对深层煤层气地质特征和开采难点，借鉴页岩气优快钻井、长水平井分段压裂等成熟技术[29-31]，大胆创新深层煤层气钻完井新技术，初步实现了单井产量的重大突破，为中国深层煤层气资源的有效动用坚定了信心。

3.1 面临的问题与挑战

中国深层煤层气勘探虽然取得了一定突破，但要实现规模效益建产，还面临着诸多挑战：①深层煤层气资源有待落实。中国历次煤层气资源评价仅针对埋深 2 000 m 以浅煤层，未开展 2 000 m 以深煤层气的资源评价工作，深层煤层气的赋存状态与气液两相流动机理不清，有利目标评价与优选标准尚未建立。②深层煤储层工程改造适配性技术还需要进一步攻关。由于不同煤阶不同深度煤岩所处围岩环境差异较大，且深层煤岩的煤体结构和强塑性等特性，无法成功复制已形成的有效储层改造技术。③深层煤层气效益开发面临一定挑战。已开发气田实践表明，中国的煤层气开发属于边际效益矿种，受成本和气价影响较大，目前仅有国有大公司和煤炭开采企业开展煤层气的勘探开发业务。④深层煤层气矿权管理面临挑战。目前，中国大部分含油气盆地均发育煤层，现有煤层气矿权煤层埋深一般小于1 500 m，与油气矿权重叠较少，且现有煤层气矿权登记权限由省级自然资源厅管理，深层煤层气的矿权势必将与现有油气矿权重叠而带来煤层气矿权登记或增列的困难。⑤管理理念面临挑战。国内外非常规油气勘探开发实践证明，深层煤层气更应体现勘探开发一体化、地质工程一体化管理模式，而目前仍沿用常规油气勘探开发阶段划分、单一油气藏开发方案编制理念和组织实施，且实施过程各参建单位各司其职，各扫门前雪，未能更好地兼顾一体化思路，没有实现系统工程学所强调的“保证最少的人力、物力和财力，在最短的时间内达到系统的目的”的终极目标[35]。

可以看出，上述5大挑战之间存在内在联系，资源是基础，技术是关键，成本是表象，管理是症结，理念是核心。只有解决好理念问题、理顺管理问题，采用系统工程学的思路和变革性技术，才能提高生产效率和效益，从而解决成本的表象问题。

3.2 效益开发对策及前景展望

为了实现中国深层煤层气的规模化商业开发，还需要从资源、技术、管理、政策等方面多管齐下，加大深层煤层气勘探开发力度，积极攻关与之相适宜的配套技术，按照一体化全生命周期的思路提产降本，增强深层煤层气效益开发的信心，为保障中国天然气安全高效供应提供新动能。

3.2.1 加大资源评价力度，坚定资源信心

尽快开展中国大型含油气盆地煤层气资源评价，尤其是1 500～3 000 m深层煤层气资源分区分类精细评价工作，摸清资源分布特征，建立深层煤层气资源—储量序列，同时加强矿权评价与管理，建议煤炭开采区和规划区的煤层气矿权由省级部门管理，深层煤层气矿权由自然资源部统一管理。

3.2.2 加大技术攻关探索，突破效益开发瓶颈

目前，延川南、大宁—吉县等地区深层煤层气开发技术探索取得较好效果，产业化发展见到曙光，能否实现规模化商业开发，还需进一步强化组织实施和协同攻关，跳出以往煤层气勘探开发技术思维，充分利用大数据、人工智能等实现技术的快速迭代升级，同时走低成本规模化产业之路，以提高单井产能为目标，通过优快钻井、优化压裂工艺等技术进步，实现增产降本。

3.2.3 加大一体化创新协同，实现全生命周期管理

积极践行勘探开发一体化、地质工程一体化和生产管理一体化的工程管理理念，坚持系统思维，创新优化各专业间协同，实现方案设计上一体化统筹、组织上市场化运作、生产运行上数字化管理，实现全生命周期管理，最终达到提速提效，管理出效益。

3.2.4 加大煤层气扶持力度，制定合理支持政策

中国煤层气产业的发展离不开国家财税政策的支持。2016年3月，财政部发布《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》，将煤层气开发的政府补贴标准从每立方米人民币0.2元提高到人民币0.3元；2019年6月，国家发布关于《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知（财建〔2019〕298号），专项资金用于支持煤层气（煤矿瓦斯）、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用。自2019年起，改定额标准补贴为梯级奖补，同时出台鼓励企业加大投入和引进设备优惠等措施，在一定程度上调动了企业投资热情，保持了煤层气产量的稳步增长。由于中国煤层气勘探开发初期投入高、生产过程缓慢、地质风险大、投资回收期长等特点，深层煤层气开发更是面临地质条件复杂、综合成本高、技术难度大等挑战，迫切需要政府针对深层煤层气领域制定合理的扶持政策，在气价、税费、补贴等产业政策上予以支持，保障中国煤基能源安全生产，优化能源结构，助力双碳目标早日实现。

4 结论

1）中国埋深 1 500 ～ 3 000 m 的深层煤层气资源丰富，借鉴国内外页岩气成熟的勘探开发技术，充分利用勘探开发一体化和地质工程一体化管理经验，已在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地取得了勘探突破，深层煤层气将成为中国天然气增储上产的战略接替资源。

2）深层煤层含气性、渗透性等实验结果表明，当煤层吸附气量超过极大值所对应的临界深度带后游离气含量逐渐增加，深层煤层气吸附饱和度达到100%；当埋深超过900 m后，煤储层渗透率损害率超过80%，需寻找原生结构煤或碎裂结构煤处于正向微构造区加大煤储层改造强度来提高单井产能。

3）系统梳理了深层煤层气藏地质、气藏工程和生产管理制度等关键评价参数，需因地制宜逐步探索出不同地区适配性勘探开发技术体系，加快中国深层煤层气勘探开发评价力度。

4）基于中国煤层气勘探开发现状，深层煤层气面临资源未落实、技术不配套、效益开发难度大、矿权管理未理顺以及一体化管理理念未形成等多方面问题，为了实现中国深层煤层气的规模化商业开发，还需加大资源评价力度、攻关效益开发技术，践行一体化全生命周期管理理念，积极寻求政府财税扶持政策等一系列革新措施，积极稳妥推动中国深层煤层气迈上规模效益开发之路。