中國煤層氣開發(fā)存在的問題及破解思路

朱慶忠 楊延輝 左銀卿 張學(xué)英 張俊杰 宋 洋 郎淑敏

1.中國石油華北油田公司 2. 中國石油天然氣集團(tuán)有限公司煤層氣開采先導(dǎo)試驗基地 3.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院

中國煤層氣規(guī)模開發(fā)雖然起步晚，但探明儲量、產(chǎn)能建設(shè)的速度并不低，截至2016年底，累計探明地質(zhì)儲量6 928×108m3，尤以“十二五”期間全國新增探明地質(zhì)儲量超過累計總量的50%，年產(chǎn)能建設(shè)也超過了100×108m3。近3年探明儲量與產(chǎn)量的比例150∶1遠(yuǎn)高于同期美國的11∶1，中國煤層氣的產(chǎn)能轉(zhuǎn)化率僅40%左右，中國煤層氣開發(fā)呈現(xiàn)“一大四低”的現(xiàn)象（資源量大、有效動用率低、產(chǎn)能轉(zhuǎn)化率低、單井產(chǎn)氣量低、開發(fā)利潤低），與預(yù)期相差較遠(yuǎn)。因此，如何增加單井產(chǎn)量、提高綜合效益是中國煤層氣產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展急需突破的技術(shù)難題。

1 沁水盆地煤層氣開發(fā)所面臨的問題及挑戰(zhàn)

1.1 工程技術(shù)如何有效提高單井產(chǎn)量

中國煤層氣地質(zhì)條件復(fù)雜，煤層地質(zhì)的差異性一定程度上決定了煤層氣井增產(chǎn)改造技術(shù)不能簡單復(fù)制，鄭莊、鄭北區(qū)塊的后期擴(kuò)建工程中應(yīng)用了相同技術(shù)系列，平均單井產(chǎn)氣量同樊莊相比，相同階段遠(yuǎn)低于設(shè)計指標(biāo)，由此可見煤層地質(zhì)特征參數(shù)的變化對產(chǎn)量的影響較大，工程技術(shù)須適應(yīng)主體改造對象的基本特征[1-3]。

在尋找適應(yīng)煤層氣工程技術(shù)道路上，中國石油華北油田公司（以下簡稱華北油田）不僅從優(yōu)選適宜地質(zhì)條件開發(fā)的井型及井型組合設(shè)計、鉆完井工藝[4-8]、多種增產(chǎn)改造技術(shù)[9-11]等方面進(jìn)行了探索（表1），多種改造增產(chǎn)技術(shù)從規(guī)模大小、工藝設(shè)計等也進(jìn)行了技術(shù)研究與現(xiàn)場試驗，從失敗中總結(jié)經(jīng)驗，從成功中尋求更好，尤其在2013年進(jìn)入煤層氣產(chǎn)業(yè)的低潮期，突破煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展瓶頸的唯一出路是提高單井產(chǎn)量，但是，如果仍沿用以往思路能否解救近1/2的低效區(qū)？前期的開發(fā)實踐一直都從壓裂技術(shù)上找原因，缺少從煤層氣開發(fā)機(jī)理上梳理問題，難以取得突破?！笆濉焙笃冢簩託忾_發(fā)采取辯證思維的方式，引進(jìn)了矛盾論和實踐論的觀點，對煤層改造的工程技術(shù)要由改造向疏導(dǎo)思路轉(zhuǎn)移的新認(rèn)識，提出儲層改造要解決3個物理矛盾，即減少壓力的抬升、減少水體進(jìn)入、減少對煤層壓實。

表1 近年來煤層氣增產(chǎn)技術(shù)試驗表

工程技術(shù)如何解決3個物理矛盾，有效增產(chǎn)？首先需要地質(zhì)認(rèn)識突破常規(guī)，重新認(rèn)識煤層氣，透過現(xiàn)象看本質(zhì)，查找問題，才能尋找破解之策。煤層氣與常規(guī)天然氣相比，其賦存的巖石類型、氣體的儲存特征、流體開發(fā)規(guī)律不同：①常規(guī)天然氣以游離態(tài)賦存在無機(jī)質(zhì)巖石孔隙中，主要成分是甲烷；而80%以上的煤層氣以吸附態(tài)賦存在煤層中[12]，以甲烷為主，煤巖灰分介于10%～25%，揮發(fā)分介于35%～40%，固定碳介于45%～50%。②兩者賦存巖石力學(xué)性質(zhì)的差異較大（表2），煤巖的楊氏模量遠(yuǎn)低于石英砂巖及泥巖，但泊松比高，因此煤儲層難造長縫。③天然氣是經(jīng)過多次運移聚集成藏，有明顯油、氣、水界面；而煤層氣是經(jīng)過多次運移后的殘存氣體，氣水同在。④常規(guī)天然氣產(chǎn)出是滲流—擴(kuò)散—再滲流的過程，天然氣采出依靠地下天然能量驅(qū)動，開采過程中，隨著地下壓力不斷降低，能量不足時，采取注水、注氣或蒸汽驅(qū)等；而煤層氣產(chǎn)出是解吸—擴(kuò)散—滲流的過程[12-15]，煤層氣開發(fā)通過整體降壓才能夠提高采收率。因此，煤層氣與常規(guī)天然氣在儲層、開發(fā)方式上存在著本質(zhì)上的區(qū)別。

經(jīng)過幾年實踐，形成了支撐煤層氣開發(fā)技術(shù)系列，產(chǎn)能建設(shè)選區(qū)已有較大進(jìn)步，低成本可控水平井技術(shù)也在探索中取得初步成效，改造增產(chǎn)技術(shù)以直（叢式）井為主體的采用水力壓裂技術(shù)也實現(xiàn)了更新?lián)Q代見到成效[6]，但仍然面臨著有效提高單井產(chǎn)量的巨大挑戰(zhàn)，煤層氣井增產(chǎn)改造仍未達(dá)預(yù)期效果。

1.2 現(xiàn)有低效區(qū)如何有效恢復(fù)產(chǎn)能

沁水盆地南部高階煤儲層壓力低、以欠壓為特征，滲透率普遍低于國外開發(fā)盆地煤儲層，“十一五”到“十二五”前期，國內(nèi)對煤層氣的勘探開發(fā)沒考慮到煤儲層的差異性，導(dǎo)致整體平均單井產(chǎn)量低、開發(fā)效益差。已經(jīng)成熟開發(fā)的沁水煤層氣田樊莊區(qū)塊整體處于穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，但仍存在近1/3的低效區(qū)；后續(xù)開發(fā)的煤儲層更為復(fù)雜的鄭莊區(qū)塊，低效區(qū)的范圍更大，近2/3開發(fā)井屬于低產(chǎn)井。國內(nèi)其他主要開發(fā)煤層氣單位的開發(fā)區(qū)塊也存在類似的問題（如古交、和順、柿莊等區(qū)塊），無疑降低了煤層氣田整體的開發(fā)效益。

目前中國煤層氣建設(shè)年產(chǎn)能超過100×108m3，40%的產(chǎn)能建設(shè)到位率，沒有考慮不同的地質(zhì)特征采取差異化的技術(shù)系列，仍有超半數(shù)的產(chǎn)能處于低效開發(fā)，這些區(qū)域已經(jīng)建成配套管網(wǎng)，設(shè)施較為齊全，儲量落實，急需針對性技術(shù)措施徹底恢復(fù)產(chǎn)能，實現(xiàn)效益開發(fā)。因此，提升現(xiàn)有低效區(qū)產(chǎn)能是煤層氣開發(fā)面臨的另一大挑戰(zhàn)。

近年來，華北油田在低效已開發(fā)區(qū)采取疏導(dǎo)式開發(fā)工程技術(shù)，現(xiàn)場先導(dǎo)試驗可控水平井技術(shù)、耦合降壓排采技術(shù)、低前置比快速返排壓裂等技術(shù)，目前試驗的新井單井具有見氣時間短、提產(chǎn)能力強、達(dá)產(chǎn)時間短的產(chǎn)氣特征（圖1～3），先導(dǎo)試驗實現(xiàn)單井日增產(chǎn)氣量介于200～1 000 m3（圖4、5）。試驗見到了一定的效果，但與實現(xiàn)低效區(qū)塊的產(chǎn)能整體提升、扭虧為盈，還有很大的差距。

1.3 實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)效益開發(fā)的挑戰(zhàn)

按照國家煤層氣“十三五”規(guī)劃，到2020年，全國煤層氣年產(chǎn)量計劃100×108m3，其中沁水煤層氣年產(chǎn)量54.3×108m3，占當(dāng)年總產(chǎn)量的54%，2016年中國煤層氣年產(chǎn)量45×108m3，其中沁水煤層氣年產(chǎn)量32.7×108m3，占到當(dāng)年總產(chǎn)量的73%，在煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展中占有重要地位，但實現(xiàn)“十三五”規(guī)劃的年產(chǎn)量發(fā)展目標(biāo)還有近20×108m3的差距，一部分寄希望于低效區(qū)塊產(chǎn)能的提升，另一部分新建生產(chǎn)能力。目前煤層埋深800 m以淺的煤層氣資源大部分動用，而中國近80%的煤層氣資源分布在800 m以深的區(qū)域[16-17]，“十三五”期間，動用的資源埋深均大于800 m，這些資源地質(zhì)條件更加復(fù)雜、對技術(shù)創(chuàng)新要求更高。

中深層煤層氣效益開發(fā)至關(guān)重要。華北油田目前實施的示范區(qū)建設(shè)深度介于900～1 200 m，其高效開發(fā)的成功，將對于中國高效開發(fā)中深層煤層氣意義重大，極具挑戰(zhàn)性。

圖1 鄭莊Ⅱ類區(qū)某直井采用低前置比快速返排技術(shù)的產(chǎn)量曲線圖

圖2 F71P2單支水平井采用篩管完井技術(shù)的產(chǎn)量曲線圖

圖3 單支水平井多段壓裂后的產(chǎn)量曲線圖

圖4 樊莊新井與鄰井同期產(chǎn)量對比圖

圖5 鄭莊新井與鄰井同期產(chǎn)量對比圖

2 沁水盆地煤層氣開發(fā)的技術(shù)策略

華北油田煤層氣從2006年投入開發(fā)，2009年實現(xiàn)商業(yè)化，產(chǎn)業(yè)規(guī)模從無到有，至目前近10×108m3的年產(chǎn)氣量規(guī)模，與國家政策對煤層氣產(chǎn)業(yè)化的支持及煤層氣開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步息息相關(guān)。

2008年以后是煤層氣技術(shù)快速發(fā)展時期，煤層氣開發(fā)技術(shù)從最初的引進(jìn)、模仿，到自主研發(fā)、具備完整技術(shù)系列，經(jīng)歷初步形成期（2006—2012年）、轉(zhuǎn)型升級期（2013年至今），支撐了煤層氣建設(shè)初期的快速擴(kuò)張。但是，隨著煤層氣儲量、產(chǎn)能規(guī)模的擴(kuò)大，已有的開發(fā)技術(shù)難適宜不同地質(zhì)條件，影響了后續(xù)建產(chǎn)區(qū)塊的效益開發(fā)進(jìn)程，也使煤層氣開發(fā)轉(zhuǎn)入了低潮期，這促使了對開發(fā)煤層氣理論與技術(shù)的深化認(rèn)識：①加深地質(zhì)特征的差異性、儲量的可采性、工程技術(shù)的適應(yīng)性及科學(xué)技術(shù)的重要性的認(rèn)識，簡單復(fù)制開發(fā)設(shè)計、工程技術(shù)導(dǎo)致了整體效益低的結(jié)果；②必須依靠創(chuàng)新驅(qū)動建立適用技術(shù)體系，提出了“勘探評價向控制高效優(yōu)質(zhì)儲量精準(zhǔn)選區(qū)轉(zhuǎn)變、產(chǎn)能建設(shè)由整體推進(jìn)向?qū)ふ腋咝^(qū)開發(fā)轉(zhuǎn)變、工程技術(shù)由改造向疏導(dǎo)轉(zhuǎn)變”的技術(shù)策略。

具體工作中需要重點解決好3個關(guān)鍵問題：高效產(chǎn)能建設(shè)的選區(qū)問題、提高產(chǎn)量的工程技術(shù)問題、降低運行成本的建設(shè)問題。夯實的地質(zhì)基礎(chǔ)、適宜的工程技術(shù)、簡潔的地面集輸工藝、科學(xué)排采的有機(jī)結(jié)合，是支撐解決3個問題的關(guān)鍵，近3年已見到初步成效。而煤層氣開發(fā)的技術(shù)管理需要：①改變以往的煤層氣勘探、開發(fā)評價程序；②補充煤層氣開發(fā)工程技術(shù)適用性評價方法，強化高效動用儲量的可采性論證及不同地質(zhì)條件優(yōu)選工程技術(shù)環(huán)節(jié)，深化科學(xué)排采控制理論認(rèn)識。

3 結(jié)束語

據(jù)資料顯示，頁巖氣單井投資介于5 000萬元～7 000萬元，單井日產(chǎn)氣約6×108m3；而煤層氣單井投資介于300萬元～800萬元，單井日產(chǎn)氣介于0.4×104～1.6×104m3，中國頁巖氣開采的成本明顯高于煤層氣，且煤層氣穩(wěn)產(chǎn)期、生產(chǎn)期長，煤層氣從最初試生產(chǎn)階段的開采成本從1元/m3降到了目前商業(yè)化穩(wěn)定開發(fā)階段0.53元/m3，隨著煤層氣技術(shù)升級及頂層設(shè)計的實施，建設(shè)新區(qū)開采成本與目前相比，預(yù)計至少下降10%的幅度，這將極大促進(jìn)經(jīng)濟(jì)效益的提高。中國頁巖氣開發(fā)熱對煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展既是考驗也是機(jī)遇。

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