澳大利亞煤層氣開發現狀綜述

馮 寧 彭小龍 王祎婷 費 冬

(西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 610599)

1 澳大利亞煤層氣賦存盆地特征

煤層氣在盆地中分布有一定的分布規律，不同封閉機理和成藏規律對應不同的煤層氣藏類型。物性和氣壓封閉主要作用于構造和巖性煤層氣藏，氣壓和水壓封閉則共同作用于水動力煤層氣藏，在不同地帶這幾類成藏模式的疊加組合構成了復合型煤層氣藏。煤階、埋深和孔滲共同控制煤層氣含量，構造和封閉系統共同控制煤層氣藏層位分布(圖1、2)。

圖1 澳大利亞主要煤層氣盆地煤層氣項目含氣豐度與深度關系圖

圖2 澳大利亞主要煤層氣生產盆地含氣量與深度關系圖

2 澳大利亞煤層氣開發技術

澳大利亞煤層氣產量的99.6%來自于昆士蘭州。而昆士蘭州煤層氣主要產自于博文盆地和蘇拉特盆地。博文盆地煤層連通性好，單井控制面積大，開發井井距通常在1500m左右。而Surat盆地煤層薄，煤層連通性差，開發井井距通常在750m左右，具體參數見表1。

表1 蘇拉特和博文盆地煤層氣開發參數比較

隨著兩個主力盆地投入開發，生產井數逐年大幅增加，博文盆地生產井數從2005年的248口增加到2016年的1045口，蘇拉特盆地生產井數從2005年的31口大幅增加到2016年的4082口。2011年開始蘇拉特煤層氣產量超越博文盆地，成為澳大利亞煤層氣產量最大的盆地。在蘇拉特盆地和博文盆地煤層氣的開采主要以直井為主。

2.1 裸眼與洞穴完井開采低階煤

對于高滲透率低階煤，一般采用洞穴完井方式。生產期間，煤粉產出嚴重，但由于產水量一般較高，可以直接將煤粉帶出，從而可以持續生產。博文盆地中，煤層滲透率和目的層深度選擇的不同導致了不同的開發方式。鉆井類型包括水平井和垂直井。洞穴完井是在較高滲透性的博文煤層氣礦區最常用的完井形式。在博文盆地北部，煤層氣井采取了U型井的開發方式(圖3)。該形式可以應用于有可能成為常規開采目標的淺層煤礦。為了提高低滲透層的產能，可進行擴孔方式提高與煤層的接觸面積，降低氣井的表皮系數，從而提高煤層氣產量。

圖3 U型井井身結構圖

2.2 裸眼完井多層合采開發中低滲透率薄煤層

對于品質稍差一些的高滲透率、低煤階的多層交互的薄煤層采取相對復雜的開采方式。以蘇拉特盆地為例，蘇拉特盆地的煤層具有低煤階、高滲透率以及薄互層的地質特征，并探索出一套“直井+裸眼完井+多層合采”的開發方式，排采上采用“泵抽+自噴”相結合方式，取得了較好的開發效果。目前蘇拉特盆地約90%以上的井均采用此完井方式。

但此開采方式應用于長井段裸眼完井，合采層段跨度太大，巖性組合復雜，導致煤層氣井產水量大。裸眼段長，開采過程中出煤粉、出砂嚴重，影響排采設備壽命。對于品質更差一些的低滲煤層可以采用鉆井+套管完井+壓裂技術體系。

2.3 水平井多級壓裂開采低滲高階煤

對于埋深較深煤層氣的開發，庫柏盆地的經驗值得借鑒。在庫柏盆地的Klebb地區其目的層深度約1600～2000m，在此先部署了Klebb1-3井，通過持續進行地質和地球物理研究以及在Jaws-1井作業期間進行額外取芯，進一步完善了儲層參數(表2)。

表2 儲層屬性參數表

一般情況下埋藏越深，含氣量越高，但孔滲較低，氣井排采效果較差。但由于庫柏盆地南部獨特的拉伸與收縮背景，使得滲透率得以保存。庫柏盆地的含氣量相對6～7.6m3/t,并不是很高，但由于煤層厚度較厚，總含氣量比較高。

2017年5月，沖擊能源公司采用新的完井技術，對Klebb 2井和3井重新完井后進行生產測試(圖4、5)。連續監測氣井產量，并對厚度大于35m的煤層含氣量進行精細測量。經過大約三個月的持續生產，含氣量精確擬合6.0～6.1m3/t。

圖4 Klebb2井重新完井后生產測試曲線

圖5 Klebb3井重新完井后生產測試曲線

Klebb2井重新完井后實際日產水100～112桶，日產氣6500～8000立方英尺。該模型經精細擬合后，其可預測性達到了80%以上的置信水平(如圖4)。五角星處是由于大量煤粉的產出導致產量下降。當設置含氣飽和度為6.0～6.1m3/t時，擬合初期的產氣量與實際開始生產時的產氣量一致，但由于本次擬合未考慮煤粉的影響，后期擬合的產氣量與實際差異明顯。隨著繼續生產，可以看出產水量在遞減，產氣量在增加。

為對煤層進行進一步的評估，2018年實施了Jaws項目。Jaws-1井在綜合考慮天然裂隙和裂縫的走向、傾角等因素下，主要通過鉆水平井使得儲層橫向聯通提高裂縫鉆遇率，以及多級壓裂提高誘導滲透率來提高氣井產量(圖6)。

圖6 Jaws-1井示意圖

由于是2018年5月完井，未能收集到產量數據。因此采取擬合多級壓裂后產量曲線，數值模擬得到產氣量穩定在7.64～8.49×104m3/d，產水量呈下降趨勢，顯示出良好的生產潛力(圖7)。

圖7 Jaws-1井生產曲線(6.1m3/t模擬)

3 對我國煤層氣開發方式的啟示

3.1 提高單井產量是煤層氣發展的必由之路

我國單井日產量約為644m3，相當于澳大利亞單井日產量的1/5(表3)。主要原因既有地質因素、工程因素也有政策因素。因此提高單井產量是我國煤層氣開發發展的必由之路。目前單井產量低，我國煤層氣開采的產出投入比低，但隨開采技術的不斷創新、排采制度的優化，同時加強現場管理，煤層氣有望降低成本，提高產量，增加經濟效益。

表3 各主要煤層氣生產國煤層氣產量與生產井數量對比

3.2 推進科技創新，提高經營管理，加大政策扶持力度

澳大利亞的煤層氣生產井多處于平原位置上，而我國的煤層氣井多分布在山地、丘陵地帶，施工成本高，因此應綜合考慮煤層氣集氣站、集輸管道的充分利用。布置井位時應盡可能合理，充分考慮成本投入和現場條件因素，協調統籌，使井下產量與地面處理能力相匹配，避免造成資金、資源的浪費。煤層氣井的井位設計部署應將地下地質和地面工程統籌兼顧，充分利用現有條件，通過規模化采用先進工藝技術，同時排采制度進行優化，推進科技創新、提高油田經營管理，提倡控投降本、挖潛增效實現提高產量，降低單井開采成本、運行費用，從而實現良好的經濟效益。

澳大利亞深層煤層氣開采成功經驗表明，煤層氣地質條件、成熟的開發技術工藝和完善的基礎設施和國家的宏觀調控政策、政策法規支持同等重要。一個投入產出比高的新興能源行業若想順利發展，與國家的財政支持、政策激勵是分不開的。從表4中分析得出現行煤層氣政策投融資激勵力度不夠、定價機制不夠完善等，建議增大對煤層氣的補貼力度，延長優惠政策的覆蓋期，加強管道建設，運用市場經濟對煤層氣價格進行調節，杜絕人為壓低售價。我國的煤層氣井數眾多、單井產能低這是不爭的事實，應樹立全井筒提產理念，從鉆井、完井、生產排采制度全部圍繞提升產量的目標，進行設計施工、組織生產。

3.3 尋求煤層氣勘探方向的轉變

我國的煤層氣遠景資源量是巨大的，目前我國的煤層氣開采主要集中在中-高階煤層上，借鑒目前國內外已有的煤層氣開采經驗，低階煤的含氣量雖然較低，但其滲透率和孔隙度相對高階煤而言要明顯變好。在局部地區多高產，形成“甜點”。因此我國下一步勘探開發方向應由中-高階煤轉向低階煤。

表4 國內外煤層氣開發對策對比