中国煤层气开发存在的问题及破解思路

朱庆忠 杨延辉 左银卿 张学英 张俊杰 宋 洋 郎淑敏

1.中国石油华北油田公司 2. 中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导试验基地 3.中国石油华北油田公司勘探开发研究院

中国煤层气规模开发虽然起步晚，但探明储量、产能建设的速度并不低，截至2016年底，累计探明地质储量6 928×108m3，尤以“十二五”期间全国新增探明地质储量超过累计总量的50%，年产能建设也超过了100×108m3。近3年探明储量与产量的比例150∶1远高于同期美国的11∶1，中国煤层气的产能转化率仅40%左右，中国煤层气开发呈现“一大四低”的现象（资源量大、有效动用率低、产能转化率低、单井产气量低、开发利润低），与预期相差较远。因此，如何增加单井产量、提高综合效益是中国煤层气产业健康发展急需突破的技术难题。

1 沁水盆地煤层气开发所面临的问题及挑战

1.1 工程技术如何有效提高单井产量

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，郑庄、郑北区块的后期扩建工程中应用了相同技术系列，平均单井产气量同樊庄相比，相同阶段远低于设计指标，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[1-3]。

在寻找适应煤层气工程技术道路上，中国石油华北油田公司（以下简称华北油田）不仅从优选适宜地质条件开发的井型及井型组合设计、钻完井工艺[4-8]、多种增产改造技术[9-11]等方面进行了探索（表1），多种改造增产技术从规模大小、工艺设计等也进行了技术研究与现场试验，从失败中总结经验，从成功中寻求更好，尤其在2013年进入煤层气产业的低潮期，突破煤层气产业发展瓶颈的唯一出路是提高单井产量，但是，如果仍沿用以往思路能否解救近1/2的低效区？前期的开发实践一直都从压裂技术上找原因，缺少从煤层气开发机理上梳理问题，难以取得突破。“十二五”后期，煤层气开发采取辩证思维的方式，引进了矛盾论和实践论的观点，对煤层改造的工程技术要由改造向疏导思路转移的新认识，提出储层改造要解决3个物理矛盾，即减少压力的抬升、减少水体进入、减少对煤层压实。

表1 近年来煤层气增产技术试验表

工程技术如何解决3个物理矛盾，有效增产？首先需要地质认识突破常规，重新认识煤层气，透过现象看本质，查找问题，才能寻找破解之策。煤层气与常规天然气相比，其赋存的岩石类型、气体的储存特征、流体开发规律不同：①常规天然气以游离态赋存在无机质岩石孔隙中，主要成分是甲烷；而80%以上的煤层气以吸附态赋存在煤层中[12]，以甲烷为主，煤岩灰分介于10%～25%，挥发分介于35%～40%，固定碳介于45%～50%。②两者赋存岩石力学性质的差异较大（表2），煤岩的杨氏模量远低于石英砂岩及泥岩，但泊松比高，因此煤储层难造长缝。③天然气是经过多次运移聚集成藏，有明显油、气、水界面；而煤层气是经过多次运移后的残存气体，气水同在。④常规天然气产出是渗流—扩散—再渗流的过程，天然气采出依靠地下天然能量驱动，开采过程中，随着地下压力不断降低，能量不足时，采取注水、注气或蒸汽驱等；而煤层气产出是解吸—扩散—渗流的过程[12-15]，煤层气开发通过整体降压才能够提高采收率。因此，煤层气与常规天然气在储层、开发方式上存在着本质上的区别。

经过几年实践，形成了支撑煤层气开发技术系列，产能建设选区已有较大进步，低成本可控水平井技术也在探索中取得初步成效，改造增产技术以直（丛式）井为主体的采用水力压裂技术也实现了更新换代见到成效[6]，但仍然面临着有效提高单井产量的巨大挑战，煤层气井增产改造仍未达预期效果。

1.2 现有低效区如何有效恢复产能

沁水盆地南部高阶煤储层压力低、以欠压为特征，渗透率普遍低于国外开发盆地煤储层，“十一五”到“十二五”前期，国内对煤层气的勘探开发没考虑到煤储层的差异性，导致整体平均单井产量低、开发效益差。已经成熟开发的沁水煤层气田樊庄区块整体处于稳定产气阶段，但仍存在近1/3的低效区；后续开发的煤储层更为复杂的郑庄区块，低效区的范围更大，近2/3开发井属于低产井。国内其他主要开发煤层气单位的开发区块也存在类似的问题（如古交、和顺、柿庄等区块），无疑降低了煤层气田整体的开发效益。

目前中国煤层气建设年产能超过100×108m3，40%的产能建设到位率，没有考虑不同的地质特征采取差异化的技术系列，仍有超半数的产能处于低效开发，这些区域已经建成配套管网，设施较为齐全，储量落实，急需针对性技术措施彻底恢复产能，实现效益开发。因此，提升现有低效区产能是煤层气开发面临的另一大挑战。

近年来，华北油田在低效已开发区采取疏导式开发工程技术，现场先导试验可控水平井技术、耦合降压排采技术、低前置比快速返排压裂等技术，目前试验的新井单井具有见气时间短、提产能力强、达产时间短的产气特征（图1～3），先导试验实现单井日增产气量介于200～1 000 m3（图4、5）。试验见到了一定的效果，但与实现低效区块的产能整体提升、扭亏为盈，还有很大的差距。

1.3 实现煤层气产业持续效益开发的挑战

按照国家煤层气“十三五”规划，到2020年，全国煤层气年产量计划100×108m3，其中沁水煤层气年产量54.3×108m3，占当年总产量的54%，2016年中国煤层气年产量45×108m3，其中沁水煤层气年产量32.7×108m3，占到当年总产量的73%，在煤层气产业发展中占有重要地位，但实现“十三五”规划的年产量发展目标还有近20×108m3的差距，一部分寄希望于低效区块产能的提升，另一部分新建生产能力。目前煤层埋深800 m以浅的煤层气资源大部分动用，而中国近80%的煤层气资源分布在800 m以深的区域[16-17]，“十三五”期间，动用的资源埋深均大于800 m，这些资源地质条件更加复杂、对技术创新要求更高。

中深层煤层气效益开发至关重要。华北油田目前实施的示范区建设深度介于900～1 200 m，其高效开发的成功，将对于中国高效开发中深层煤层气意义重大，极具挑战性。

图1 郑庄Ⅱ类区某直井采用低前置比快速返排技术的产量曲线图

图2 F71P2单支水平井采用筛管完井技术的产量曲线图

图3 单支水平井多段压裂后的产量曲线图

图4 樊庄新井与邻井同期产量对比图

图5 郑庄新井与邻井同期产量对比图

2 沁水盆地煤层气开发的技术策略

华北油田煤层气从2006年投入开发，2009年实现商业化，产业规模从无到有，至目前近10×108m3的年产气量规模，与国家政策对煤层气产业化的支持及煤层气开发技术的进步息息相关。

2008年以后是煤层气技术快速发展时期，煤层气开发技术从最初的引进、模仿，到自主研发、具备完整技术系列，经历初步形成期（2006—2012年）、转型升级期（2013年至今），支撑了煤层气建设初期的快速扩张。但是，随着煤层气储量、产能规模的扩大，已有的开发技术难适宜不同地质条件，影响了后续建产区块的效益开发进程，也使煤层气开发转入了低潮期，这促使了对开发煤层气理论与技术的深化认识：①加深地质特征的差异性、储量的可采性、工程技术的适应性及科学技术的重要性的认识，简单复制开发设计、工程技术导致了整体效益低的结果；②必须依靠创新驱动建立适用技术体系，提出了“勘探评价向控制高效优质储量精准选区转变、产能建设由整体推进向寻找高效区开发转变、工程技术由改造向疏导转变”的技术策略。

具体工作中需要重点解决好3个关键问题：高效产能建设的选区问题、提高产量的工程技术问题、降低运行成本的建设问题。夯实的地质基础、适宜的工程技术、简洁的地面集输工艺、科学排采的有机结合，是支撑解决3个问题的关键，近3年已见到初步成效。而煤层气开发的技术管理需要：①改变以往的煤层气勘探、开发评价程序；②补充煤层气开发工程技术适用性评价方法，强化高效动用储量的可采性论证及不同地质条件优选工程技术环节，深化科学排采控制理论认识。

3 结束语

据资料显示，页岩气单井投资介于5 000万元～7 000万元，单井日产气约6×108m3；而煤层气单井投资介于300万元～800万元，单井日产气介于0.4×104～1.6×104m3，中国页岩气开采的成本明显高于煤层气，且煤层气稳产期、生产期长，煤层气从最初试生产阶段的开采成本从1元/m3降到了目前商业化稳定开发阶段0.53元/m3，随着煤层气技术升级及顶层设计的实施，建设新区开采成本与目前相比，预计至少下降10%的幅度，这将极大促进经济效益的提高。中国页岩气开发热对煤层气产业发展既是考验也是机遇。

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