對于高煤階煤層氣資源科學開發的思考

朱慶忠 楊延輝 左銀卿 宋 洋郭 煒 唐 鋒 任 潔 王 剛

1.中國石油天然氣集團有限公司煤層氣開采先導試驗基地 2.中國石油華北油田公司 3.中國石油渤海鉆探工程公司

1 中國煤層氣發展概況

21世紀初在沁水盆地南部獲取了煤層氣探明地質儲量（圖1），但煤層氣資源探明程度非常低，隨后開始了煤層氣規模開采，煤層氣產量從無到不足1×108m3逐步增長，這個時期的探明儲量規模沒有擴大，但勘探工作仍在開展，儲量替換率在0～669之間變化，儲量替換率的交替變化反映在探索初期的不穩定、無規律性發展。因此該時期稱為是煤層氣產業發展的初步形成階段，應用技術在模仿實踐與改進摸索中，基礎研究非常薄弱。

圖1 中國煤層氣發展變化曲線圖

隨著國家、中石油等先后組織對我國煤層氣成藏機制、勘探開發關鍵技術等攻關，對煤層氣技術自主創新起到了推波助瀾的作用，建立了高煤階煤層氣“向斜富氣規律”[1]、煤層氣可采資源預測方法[2]等，大力推動了煤層氣地質評價，煤層氣探明地質儲量從幾百億立方米增長到上千億立方米規模，沁水盆地南部誕生了世界第一個千億立方米高煤階煤層氣田，同時，形成了煤層氣水平井設計與鉆井、壓裂增產、排采控制、地面數字化控制等開發技術系列，對實現中國煤層氣產業的規模化生產起到了有力支撐作用。在煤層氣初期發展階段（圖1），年產氣量從不足1×108m3上升到50×108m3以上，新增探明儲量年度最多超過1 000×108m3，儲量替換率在24～34之間維持了一段時間，爾后儲量替換率降低，目前趨于穩定在3左右。儲量替換率的調整變化特點，呈現資源量大、探明儲量多，但有效動用率低、剩余可動用儲量低、單井產氣量低的現象，導致開發利潤低，對煤層氣產業的健康發展面臨著極大難題與挑戰：①有效動用剩余探明儲量，中、深層煤層氣資源的經濟高效開發；②近1/3低產井亟須盤活實現經濟開發；③適宜的工程技術亟須有效提高單井產量；④降低成本，提高開發效益；⑤為保證煤層氣發展的長期穩定，需保持適度的儲量替換率。

沁水盆地高煤階煤層氣占據中國煤層氣大比例優勢，因此中國煤層氣資源開發面臨的難題和挑戰，也是沁水盆地高煤階煤層氣需要解決的難題，解剖高煤階開發對我國煤層氣產業發展具代表性。

2 對煤層氣的再認識

2.1 煤層氣的非常規性

煤儲層的儲集特性及煤層氣賦存、流動特性，是煤層氣開采方式與常規油氣不同的基礎。

2.1.1 氣體儲存特征

常規油氣藏是油氣聚集的基本單位，石油和天然氣在形成初期呈分散游離狀態，存在于生油氣地層中，經過多次運移聚集成藏，有明顯的油、氣、水界面。一般非常規天然氣包括煤層氣、頁巖氣等。在非常規地質成藏上，美國地質調查局（USGS）曾在1995年美國油氣資源評價中，提出“連續油氣藏”（Continuous Accumulation）的概念[3]，認為“連續型”油氣藏是低孔隙、低滲透儲集體系中，明顯不受水力驅動、無邊底水、大面積分布的單一油氣聚集。20世紀90年代到21世紀，我國煤層氣地質研究也取得了重要進展，例如錢凱[4]、趙慶波等[5-6]等認為，煤層氣藏是指壓力作用下“圈閉”著一定數量氣體的煤巖體，并提出了“有效煤層氣藏”或“經濟煤層甲烷氣藏”的概念，指出有效煤層氣藏是指具有商業開采價值的煤層氣藏。桑樹勛等[7]認為，煤層氣藏是地層中煤層氣聚集的基本單元，其形成需要煤層氣聚集和圈閉兩個必要條件，認為形成煤層氣藏的圈閉為壓力圈閉，與常規圈閉的容納機制不同，煤層氣藏圈閉沒有確定的地質邊界和確定的幾何形態，壓力圈閉是煤層氣成藏要素優化配置的結果，其富集程度主要受控于煤層氣成藏過程匹配關系的優化。趙賢正等[8]形成高煤階煤層氣構造、沉積、熱動力和水文地質條件多因素協同、互補、共存成藏的基本地質認識，煤層即生儲層，地質作用對成藏作用程度和貢獻難以量化，煤層氣藏的概念難以明確。盡管眾多學者對煤層氣藏的概念和分類的認識有一定分歧，但煤層氣藏作為煤層氣聚集的基本單元達成共識，以找地質圈閉的傳統方式難以模式化描述煤層氣藏。

2.1.2 賦存巖石類型與賦存狀態

煤層氣的生成過程與常規油氣（特別是煤成氣）沒多大區別，煤層氣的“非常規”性主要表現在其賦存的巖石類型與賦存狀態的特征。煤層氣以吸附狀態為主儲集于煤層中（圖2），煤巖含灰分、揮發分、固定碳（50%左右）；常規天然氣以游離態賦存在無機質巖石（圖3），主要成分是甲烷，其中砂巖氣藏的儲層，含石英（52%以上）、黏土、鐵礦等，除此之外，兩者尤以楊氏模量等力學性質差別較大，對儲層改造增產方式的要求也將不同。

圖2 煤層氣賦存狀態示意圖

圖3 常規天然氣賦存狀態示意圖

2.1.3 流體流動特征

常規天然氣藏中主要流體是天然氣和水，天然氣主要以氣態形式存在于在儲集層中，開發過程中，流體流動經歷滲流、擴散、滲流過程，與煤層氣的產出規律明顯的區別是煤層氣的解吸過程。煤層氣開采經過排水降壓到排氣過程，由于煤層氣在儲層中以吸附態為主，少量的游離態，煤層氣的產量多數由煤層解吸產出，煤層氣產出經歷解吸、擴散、滲流等過程，因此煤層氣的微觀賦存狀態及排采過程的變化規律是確保煤層氣高效開發的關鍵之一。

2.2 煤層氣開發問題

中國煤層氣地質條件復雜，煤層地質的差異性一定程度上決定了煤層氣井增產改造技術不能簡單復制，中國石油華北油田公司（以下簡稱華北油田）在沁水盆地南部繼樊莊成功開發之后，鄭莊、沁南的后期擴建工程中應用了相同技術系列，與樊莊相比，平均單井產氣量遠低于設計指標，由此可見煤層地質特征參數的變化對產量的影響較大，工程技術須適應主體改造對象的基本特征[1]。利用辯證思維方式，引進矛盾論和實踐論的觀點，從影響煤層氣的開發規律進行梳理問題，重點提煉了開發過程中的5個物理矛盾：實驗巖心與真實地層，水壓平衡與氣壓平衡狀態，煤巖碎裂與均值條帶，改造增產工程升壓與降壓開采，能量守恒與能量驅動，其中，工程升壓與降壓開采的矛盾是決定工程技術走向的很重要的一個物理矛盾的。通過分析認為目前煤層氣開發可能存在4個問題：①沒有認識到儲量的可開采性。已提交7 000×108m3的探明儲量有相當比例的儲量在現有技術下不能經濟、高效動用，而美國提交相當數量的儲量時，年產氣量已達到500×108m3。②沒有認識到地質特征的差異化。遠離瓦斯治理的煤礦區域與煤礦瓦斯治理區域，在地層滲透率、地層壓力、地層流體變化方面有本質區別，因此，在不同的區域，應該采取差異化的開發工程技術。同時，遠離瓦斯治理的煤礦區域煤層氣資源占有相當大的比例，制定長期的技術戰略發展體系關乎我國煤層氣產業的長期穩定的健康發展。③沒有認識到工程技術的適應性。如何化解這對矛盾，是煤層氣開發的最重要的環節。④過度重視排采、但并不科學。過去堅持“緩慢、穩定、持續、長期”的排采控制原則，但是鄭莊等開發區塊并沒有實現經濟、高效開采。經驗固然重要，更需要科學技術。

3 沁水煤層氣技術定位與實踐

華北油田通過梳理問題、綜合分析，認識到煤層氣開發亟須技術突破，達到提高開發效益、推進煤層氣產業健康發展的目的，以下4項關鍵技術至關重要：即現有技術條件下開發儲量的控制、經濟產能建設的區域優選技術、適應地層特征的工程技術系列、開發方案的頂層設計技術。因此，從以下6個方面技術攻關，取得的成效可以借鑒。

3.1 深化勘探理論認識，提出弱動單元煤層氣富集認識，支撐三段式前期勘探評價技術的形成

建立表征煤層氣富集和資源品質的6個關鍵系數（氣體生長系數、斷裂發育系數、煤體發育系數、應力聚散系數、水體流動系數、氣體逸散系數）評價儲量品質，由同時針對開發儲量的控制問題，確定了“一定、二探、三落實”的技術路線，在普查階段確定主要煤層穩定發育區和含氣富集區，在詳查階段探明富氣區的最大產氣能力，在評價階段準確落實效益儲量、主體開發技術。在沁水煤層氣實現了煤層氣勘探評價由“廣覆式撒網”向尋找高效優質儲量的轉移，指導了在馬必東、沁南區塊勘探評價，推動了高效開發示范工程建設。

3.2 形成煤層氣開發方案設計技術，以效益、方案的標準去衡量煤層氣的開發，做好頂層設計

重新認識煤層氣與常規天然氣的本質區別，改變以往煤層氣開發方案的不適宜的制定方式，注重頂層設計，開發方案符合地質特征、工程方案適應地質要求，圍繞實現單井產量最大化、產能建設的最優化，地面建設簡單化、生產管理高效化的目標，設定內部收益率10%以上、產能建設到位率60%以上、集輸系統效率提高20%、單方氣操作成本降低20%等控制經濟指標，實施全過程風險控制。

理論認識與技術保障上，不斷夯實理論基礎，深入高階煤儲層固—流耦合控氣控產機理[9]研究，強化疏導式開發的理論基礎，適應煤層氣的開發規律，形成主次相融的通暢流動網絡，疏理通道，引導流體產出。通過著重研究煤層氣可采性、煤層可改造性，打破了傳統地質認識，突破以往埋深800 m以深的煤層氣不宜開發的認識，認為埋深不是決定煤層氣是否開發的界限條件，煤層滲透率與可改造性受控于現今地應力大小與所處的應力狀態，中、深層煤層氣開發不是禁忌，高煤階的馬必東開發示范區（圖4）、中煤階的大城凸起（圖5）的實踐已經證明。

同時，形成選區、井網、工程及建設等系統的開發技術，全面支撐新區建設與開發調整。

圖5 大城凸起單口水平井產量曲線圖

3.3 攻關煤層氣水平井技術，穩步擴大現場應用規模

水平井與直井相比有幾大優勢，在滲流方面，流體產出滲流阻力相對小，易于降壓；在解決壓裂引起的三大矛盾方面，水平井的通道疏導作用毫無懸念；開發實踐也表明，相近地質條件，排除因工程因素失敗的影響，水平井的產量明顯高于直井，以樊莊南部富集滲透性好的區域為例，水平井約為直井單井日產量的2～5倍。因此，攻克煤層氣水平井規模推廣應用存在的難題，擔負著煤層氣高效開發的重任。

一方面，成熟低成本可控水平井優快鉆完井技術，實現降本提速、提高煤層鉆遇率、降低復雜事故率的目的。水平井二開全通徑井身結構設計，自主研發、配套三項成井關鍵技術，實施的兩項主力水平井技術鉆井成本降低了50%～55%，鉆井周期縮短了28%～35%，煤層鉆遇率由“十一五”的80.1%提高到93.5%，鉆井垮塌埋鉆等復雜率由“十一五”的36.6%降低到5.7%。

另一方面，已開發低效區先導試驗魚骨刺水平井耦合降壓、井眼重入等盤活技術，與原來直井形成聯合縫網，擴大壓降波及面積，在鄭莊低效區的應用初步見效（圖6），對鄭莊區塊的產量穩定上升提供了技術保障，

圖6 鄭莊低效井盤活技術實施效果圖

該區塊由年初日產氣46×104m3上升到63×104m3，預計2020年達到100×104m3/d的目標。

3.4 加大煤層氣疏導式工程改造技術攻關力度，夯實增產基礎

煤層氣開發主體工程技術是壓裂改造方式，從煤層氣的開發機理上定位了常規壓裂帶來的三大矛盾：壓裂增壓與降壓開采的矛盾、壓裂要求造長縫與煤難造長縫的矛盾、水進入地層降低解吸效率的矛盾[10-11]。

華北油田為了解決三大矛盾，從優選井型與組合、多種增產改造技術[12-13]等方面進行了探索，“十三五”以來，依托中國石油集團先導試驗基地平臺優勢，強化水力壓裂對煤儲層傷害機理研究，認識到壓裂液侵入由于黏土礦物膨脹堵塞孔喉、煤層應力擾動與部分裂縫閉合等原因，導致煤層氣擴散和滲流的通道尺寸變小，壓裂液返排仍有部分滯留在孔喉處形成液體段塞，阻礙煤層氣擴散和滲流。同時，壓裂液侵入推動割理中的氣體進入微孔，導致微孔中的氣體體積減小與分壓增大，使得氣體吸附在煤巖表面的概率上升，解吸附難度增大[14]，降低甲烷解吸能力。

通過深化基礎理論、技術研究與快速現場試驗，不斷總結經驗與不足，形成了煤層氣疏導式工程改造技術系列：①基于不易造長縫等煤巖性質，優化射孔井段，在原生煤段聚能壓裂，壓裂液集流利于攜砂造長縫；②對特低滲透煤層，壓裂前置液比較前期設計可降低20%，減少無效濾失，降低水鎖提高解吸效率；③基于壓裂升壓同時壓裂液侵入，增加煤巖應力敏感性損害，降低甲烷解吸能力，采取快速返排等技術，減少地層壓力抬升，利用壓裂能量快速排除固液相污染。低前置比快速返排技術依據不同區塊地應力、煤巖等條件調整，華北油田在沁水盆地煤層氣礦權區實施，取得較好的成效，目前實施的新井平均單井日產量大于2 000 m3，約為相鄰老井產量的4倍。

3.5 持續攻關排采理論，形成定量化疏導式排采控制技術

改變以往采用統一的排采管控方法，對于非均質性強的煤層，調整統一不科學的管控。

華北油田基于煤儲層微觀孔裂隙結構特征[16]，深入高煤儲層氣水賦存狀態、產出特征、孔隙內流體分布形態及其導流能力的研究，確定煤儲層流體運移通道。由于煤層內生裂隙（割理）和顯微裂隙是煤層水的主要儲集場所，外生裂隙和壓裂裂縫是煤層水的主要運移和產出通道，煤層水的產出需經歷彈性滲流、氣體彈性驅水兩個階段、宏觀與微裂隙尺度兩級流動。而煤層氣運移和產出通道，僅需煤儲層孔、裂隙連通。

基于大量實際生產數據統計，通過生產現象分析本質。實際生產中，存在多數產氣量高井在定壓降幅過程中，解吸產氣前累積產水量較少且保持穩定，而不同于日產水量逐漸增大的部分低產井的生產現象，分析認為當無外水越流補給時，改造邊界為封閉邊界，壓裂液排出后，氣井依靠煤巖和流體的彈性能排水，地層壓力不斷下降，壓降漏斗不斷擴大。而有的低產氣井由于外部水的越流補給形成了定壓供給邊界，導致產水量增大，壓降漏斗難以擴大。

通過理論與實踐，認為控制通道導流能力非常關鍵，在煤層氣井疏水降壓排采過程中，對近井地帶壓裂裂縫至井筒范圍內流壓、套壓、產氣量及產水量的排采控制尤為重要，確保在單相水流階段疏通基質滲流通道，疏導煤粉，在氣水同流階段保持氣水連續流動，擴大解吸面積。

以疏通滲流通道、提高地層滲透率為原則，形成了兩種以疏導為核心的定量化排采控制技術：①氣相滲流強，見套壓前采取變速排采，見氣后降參控套壓小幅多頻提產的控制技術；②水相滲流強，見套壓前采取高速排采，見氣后提參控液面維持氣水同出的控制技術。該項技術應用于鄭莊、馬必東新建示范區，解決堅持“緩慢、穩定、持續、長期”的排采控制，需要3～5年可能達產、效益差的問題，生產井在1年時間內達產，縮短了達產時間，相應減少了生產成本的投入，提高了排采效益。

3.6 降低運行成本，提高系統運行效率，形成集約化分布式地面集輸工藝技術

按照地面建設“六化”的設計理念，建設方案實行“分布式布站、標準化設計、撬裝化建設、集約化控制”，大幅減少征地，減少地面建設費用，改善投資結構，由過去四級地面集氣模式簡化為三級，建設投資由過去平均1.02億元/108m3，集約化分布式要達到0.81億元/108m3，預期后期系統運行效率提高10%以上，單方氣量操作成本可降低30%。這種地面建設模式正在應用于馬必東示范區產能建設中，待2020年方案實施完成后再進一步分析實效。

4 結束語

在我國煤層氣開發遇到瓶頸技術時期，華北油田通過持續攻關與思路轉變，形成了高煤階煤層氣經濟開發的技術系列，在實踐中見到初步成效，隨著基礎理論的提升，開發技術不斷完善，煤層氣科學開發一定會實現。