中國深層煤層氣勘探開發進展、關鍵評價參數與前景展望

周德華 陳 剛 陳貞龍 劉曾勤

1.中國石油化工股份有限公司 2.中國石化石油勘探開發研究院 3. 中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司

0 引言

“十一五”以來，中國煤層氣勘探開發進入快車道，建成了沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業基地，并在準噶爾盆地東部阜康、東北鐵法、南方織金等地區實現了規模產能建設，實現了煤層氣勘探領域由高煤階向中低煤階拓展，煤層氣的開發深度由淺層向中深層、深層拓展[1-8]。尤其是2018年以來，河北大城、山西延川南和大寧—吉縣以及新疆五彩灣等地區先后開展了1 500 m以深煤層氣勘探評價試驗，直井煤層氣日產氣量突破3×104m3，水平井測試日產氣量超過10×104m3。根據“十三五”全國煤層氣資源評價[9-10]，中國煤層埋深 1 500 ～ 3 000 m深層煤層氣資源量為30.4×1012m3，展現了中國深層煤層氣巨大的開發潛力。雖然目前深層煤層氣勘探取得了突破，但是由于埋深增加帶來的勘探開發評價關鍵參數選取、適應性工程工藝技術尚未形成等問題，制約了深層煤層氣的效益開發。

勘探開發實踐表明，中國主要含煤盆地埋深對煤層的含氣性和滲透性起到重要作用，進而對適應性的開發技術選擇至關重要。筆者從中國深層煤層氣勘探開發進展實例入手，結合深層煤層含氣性與滲透性實驗資料，詳細論述了深層煤層氣綜合評價的地質、工程、管理等關鍵參數，為深層煤層氣資源評價、開發技術攻關、管理政策制定等提供依據，力爭支撐深層煤層氣成為“十四五”乃至“十五五”時期中國天然氣增儲上產的重要接替領域。

1 近年來深層煤層氣勘探開發進展

1.1 延川南中深層煤層氣開發取得重大突破

山西延川南萬寶山區塊下二疊統山西組2號煤層平均埋深1 280 m。2021年，中國石化在該區塊南部部署實施開發調整井，采用“大規模、大排量、連續加砂”有效支撐壓裂工藝[11-13]，相比產建方案，開發調整井有效支撐半縫長由70 m提高到194 m，實現“長運移、遠支撐”的目的。其中直井開展下二疊統山西組2號煤、上石炭統太原組10號煤分壓合采技術試驗，壓裂排量介于14～18 m3/min，單井平均注入液量為 4 520 m3，加砂量為 368 m3，單井日產氣量介于 0.8×104～ 2.2×104m3，平均日產氣量為1.08×104m3，最終可采儲量（EUR）由 538×104m3提高到830×104m3；水平井對2號煤層采用分段壓裂，平均壓裂段數14段，排量介于18～22 m3/min，平均單段注入液量為 2 646 m3，加砂量為 248 m3，單井日產氣量介于 2.5×104～ 5.5×104m3，EUR由2 100×104m3提高到 3 140×104m3。

1.2 大寧—吉縣深層煤層氣勘探開發取得重大突破

2020年，中國石油在山西大寧—吉縣區塊優選12口井對深層煤層氣進行現場試驗[14]，已投產的直井中，日產氣量超過 2 000 m3有 5 口、超過 3 000 m3有3口；水平井日產氣量均超過1.0×104m3，其中水平井吉深6-7平01井太原組8號煤層埋深2 400 m，煤層厚度為7.0 m，水平段長度為1 000 m，分11段壓裂，液量為 31 892 m3，砂量為 3 823 m3，單段液量為 2 900 m3，單段砂量為 348 m3，排量為 18 m3/min，測試時自噴生產，日產氣量介于9.0×104～10.0×104m3。該區塊深層煤層氣實測含氣量是中淺層的2倍以上，含氣飽和度超過98%，深層煤層平均地層壓力為19.0MPa，平均臨儲比為 0.93。

1.3 河北大城深層煤層氣勘探取得積極進展

河北大城區塊位于天津市、河北省西南部，太原組6個煤層組埋深介于300～5 000 m，煤層厚度介于20～40 m，肥煤，其中Ⅵ煤組為甜點層[5]。2018年，大平7水平井最高日產氣量為1.1×104m3，解吸壓力為13.9 MPa，煤層頂部壓力為6.3 MPa，初步預測埋深介于1 000～2 500 m煤層的含氣量介于7.0 ～ 16.7 m3/t，滲透率介于 0.01 ～ 0.44 mD。

1.4 準噶爾盆地五彩灣深層煤層氣勘探取得新進展

準噶爾盆地發育侏羅系煤層，下侏羅統八道灣組和中侏羅統西山窯組多套煤層廣覆式分布，煤層氣資源十分豐富。五彩灣地區西山窯組煤層埋深介于 1 500 ～ 5 000 m，煤層厚度介于 5 ～ 20 m，煤巖熱演化程度低，煤巖熱演化程度（Ro）一般小于0.7%。2020年，在白家海凸起斷背斜構造以西山窯組煤層為目的層部署風險探井彩探1H井[15]，攻關煤巖儲層水平井＋體積壓裂工程工藝，測試最高日產氣量為5.7×104m3，穩定日產氣量為 2.0×104m3，實現了五彩灣地區深層煤層氣勘探的重大發現。

2 深層煤層氣綜合評價關鍵參數

根據近年來中國深層煤層氣勘探開發進展與認識，以往認為是勘探禁區的深層煤層氣，無論是從地質理論還是工程實踐均得到了重新認識：①深層煤層含氣性和滲透性等基礎地質參數的再評價，突破了傳統思維定勢；②中國復雜構造區頁巖氣大規模商業開發形成的配套工程技術在深層煤層氣領域進行的大膽嘗試，實現了中國深層煤層氣勘探的重大突破。筆者進一步梳理深層煤層氣地質、工程及管理等關鍵參數，優化深層煤層氣甜點評價方法，為深層煤層氣開發示范區建設提供技術支撐。

2.1 深層煤層含氣性

前期開展的不同煤階煤吸附差異性實驗研究結果[16-18]表明，煤巖演化程度、煤巖煤質、煤儲層物性、煤層所處的溫壓環境等因素均影響煤的吸附能力。吸附模擬實驗得出3方面認識：①煤階升高，煤巖吸附氣量增大，低煤階樣吸附能力弱，中煤階樣吸附能力較強，高煤階樣吸附能力最強；②溫度對不同煤階的吸附影響較大，其中低煤階樣吸附氣量受溫度影響較小，中高煤階樣吸附氣量受溫度影響較大，且隨著溫度的升高，吸附氣量降低，溫度對不同煤階吸附氣量呈負效應關系（圖1）；③隨著壓力升高，吸附氣量均呈現快速增加至緩慢增加的過程，即壓力對不同煤階吸附氣量呈正效應關系。在同一溫度下，不同煤階樣超過一定壓力后吸附氣量呈現增速減緩的趨勢（圖2）。

圖1 在不同溫度條件下煤吸附氣量與壓力的關系圖

圖2 不同壓力條件下煤吸附氣量與溫度的關系圖

基于不同煤階等溫吸附實驗結果，考慮不同樣品所處地層溫度和壓力梯度，將每個測試點得到的最大吸附氣量對應的壓力和溫度折算成埋深（不同地區不同樣品的地溫梯度和壓力梯度不同），即可得到每個樣品最大吸附氣量與埋深關系曲線（圖3）。從圖中可以看出，不同煤階最大吸附氣量隨埋深變化特征明顯，均呈現為快速增加—緩慢增加—緩慢減小的過程，且不同煤階存在最大吸附氣量臨界深度帶[17]，低煤階臨界深度帶介于1 400～1 700 m，中高煤階臨界深度帶介于1 500～1 800 m。臨界深度帶之上最大吸附氣量隨深度增加而增加，壓力正效應大于溫度負效應，臨界深度帶為最大吸附氣量極值，處于飽和吸附狀態，臨界深度帶之下最大吸附氣量隨深度增加而減少，溫度負效應大于壓力正效應，溫度的負效應導致部分氣體分子處于活躍狀態而不被煤巖基質吸附，即深層煤層存在一定比例的游離氣[19-20]，游離氣一般賦存于割理裂隙或微裂縫中。因此，對于埋深超過1 500 m的深層煤層氣，在煤層頂底板封蓋性較好的情況下，其含氣量一般較高。如大牛地地區小壕1井山西組中煤階煤層埋深為2 760 m[21]，實驗測試理論最大吸附氣量為 11.53 m3/t，現場實測含氣量為 14.42 m3/t，游離氣含量為2.89 m3/t，甲烷吸附飽和度100%；太原組煤層埋深為2 850 m，實驗測試理論最大吸附氣量為13.93 m3/t，現場實測含氣量為 18.49 m3/t，游離氣含量為4.57 m3/t（表1）。由此可見，隨著埋深增加，游離氣含量有增大的趨勢，與實驗模擬結果一致。

圖3 不同煤階吸附氣量隨深度變化關系圖

表1 大牛地區塊石炭系—二疊系巖心煤巖含氣量統計表

2.2 深層煤層滲透性

根據不同煤階煤層氣井注入壓降測試煤層滲透率數據，滲透率隨埋深增加快速降低，當埋深超過900 m時，滲透率低于0.1 mD（圖4）。以往研究成果表明[22]，不同煤階滲透率損害率隨有效應力增加快速降低（圖5），且滲透率損害率為不可逆過程。也就是說當煤層埋深逐漸增加，低煤階樣在5 MPa、中高煤階樣在9 MPa時滲透率損害率變化最大，其后趨緩。按照壓力梯度為1 MPa/100 m折算，即低煤階在埋深小于500 m、中高煤階在埋深小于900 m時煤層原始滲透性較好，超過對應的埋深后煤層將變的較致密，滲透性變差。這一實驗結果與目前900 m以淺煤層氣田開發深度較吻合，而超過900 m深度的煤層氣井采用常規儲層改造的效果較差，這也是“十三五”以來制約中國中深層煤層氣快速上產的關鍵因素。因此，從勘探評價和開發技術角度，將中國煤層氣埋深劃分為小于900 m為淺層煤層，900 ～ 1 500 m 為中深層，1 500 ～ 3 000 m 為深層。針對中深層、深層煤儲層，按照人造氣藏的思路加大探索力度，加強煤巖力學特性研究，以“大排量、大液量、大砂量”施工工藝[13-14]，力爭形成“造長縫、撐得住”復雜縫網，提升改造效果。

圖4 不同煤階煤層氣井實測滲透率與埋深關系圖

圖5 不同煤階滲透率損害率與有效應力關系圖

2.3 深層煤層氣地質工程評價關鍵參數

通過深層煤層含氣性和滲透性實驗分析可知，在保存條件較好的前提下，中國大部分含煤盆地深層煤層氣物質基礎較好，煤巖非均質性強，受埋深壓實作用和水平應力作用影響，煤儲層致密，滲透性差，深層煤層氣的富集特征與高產規律和中淺層煤層氣有較大差別。制約中國中深層、深層煤層氣勘探開發的關鍵因素有哪些？筆者認為主要有3方面工作需要進一步評價。

2.3.1 深層煤層氣藏地質評價關鍵參數

從深層煤層氣勘探開發進展來看，深層煤層氣藏地質關鍵參數包括煤層埋深與厚度、微構造特征、煤體結構、煤巖熱演化程度、含氣性、保存條件等[23-26]。深層煤層厚度是基礎，煤巖熱演化程度和含氣量決定了煤層氣資源豐富與否，深層煤層游離氣比例增加有利于提高煤層含氣量。煤層埋深及其微構造特征影響著煤層的可改造性，正向微構造區、平緩構造區更易高產[7]，隨著埋深的增加，煤儲層更加致密，與碎料煤、糜棱煤相比，原生結構或碎裂結構煤更易形成長縫，有利于提升煤儲層的導流能力。保存條件分析包括煤層頂底板圍巖封蓋性以及所處圍巖斷裂發育程度，一般頂底板泥頁巖或致密灰巖封蓋性最好，避開斷層或逆斷層封堵，處于弱徑流—承壓水滯流區水動力弱，煤層氣易富集。

2.3.2 深層煤層氣藏工程評價關鍵參數

深層煤層氣能否高效動用關鍵在于工程改造的適配性[27-31]。由于深層煤巖的塑性強，需攻關不同地區、不同煤階和不同應力狀態下的煤巖改造技術，工程關鍵參數包括煤巖楊氏模量與泊松比、現今應力場分布特征、裂縫展布特征、滲透率特征、井型設計、壓裂施工參數、裂縫長度等。煤巖力學特性和現今應力場分布決定了煤巖的可改造性，與井型的優選及水平井位方向關系密切。隨著埋深的增加，深層煤巖割理、裂隙受圍巖的應力作用而閉合，或者受地層水中的方解石結晶充填縫隙而變得致密。因此，針對深層煤儲層的改造，對發育多煤層薄煤層的地區可開展直井分層壓裂、多層合采方式，對單層厚度超過3 m且分布穩定的煤層可采用水平井分段壓裂方式[11,13,28]，加大壓裂規模，加強壓前酸蝕作用，如延川南煤層氣田形成的以“遠支撐”為核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撐的壓裂技術，逐步探索排量由12 m3/min提高到18 m3/min，提高縫內凈壓力，增大改造面積，提高遠端鋪砂濃度，單井液量由 2 000 m3逐步提高到 10 000 m3，充分延伸裂縫，同時，砂量由 150 m3提高到 1 000 m3，實現遠距離支撐。在壓裂液體系方面，優化提升氮氣泡沫、低傷害高黏液等攜砂能力試驗，研發低密度遠運移的支撐劑，實現壓得開、撐得住的高效工程改造目的。

2.3.3 深層煤層氣生產管理制度評價參數

有別于致密氣、頁巖氣開采特征，深層煤層氣采用排水降壓采氣工藝，且與淺層煤層氣生產制度相比，深層煤層氣井初期產水量一般小于10 m3/d，從大寧—吉縣和延川南深層煤層氣井排采特征來看，生產初期具有壓力高、產水少、見氣早、增長快、產量高的特點[7]。在生產管理制度優化方面，動液面、單位壓降速度、井底流壓等參數決定了煤層氣排采速率進而影響煤儲層的速敏效應。地層壓力、臨儲比等參數決定了深層煤儲層的可動性，臨儲比越高，表明煤儲層能量充足。針對深層煤層氣生產特點，需優化排采參數，建立“初期快返排促上產，中后期穩液面促解吸”的生產管理制度。排采初期加快壓裂液返排，促進以游離氣為主的快速上產制度，中后期穩定液面下降速度，保持生產過程的穩定連續，促進以吸附氣勻速解吸為主的生產制度，避免因砂堵或快排導致的裂縫閉合而中斷生產過程，最大限度提升深層煤層氣開采效率。

3 深層煤層氣勘探開發前景

從中國煤層氣行業發展歷程來看，在學習借鑒國外低煤階成功開發經驗基礎上，根據中國煤炭資源特征和煤基能源政策，實現了中國中高煤階煤層氣規模化商業開發。在經歷了2014—2016年低油價沖擊和頁巖氣快速上產后，中國煤層氣產業發展進入低谷期，投資熱情和工作量驟降，煤層氣產量上漲緩慢。業界學者對中國煤層氣產業發展路在何方持不同意見，以秦勇教授為代表的高校學者提出煤系三氣合采思路解放中國近80×1012m3資源[32-34]，以中國石化華東油氣分公司為代表的煤層氣專業公司針對深層煤層氣地質特征和開采難點，借鑒頁巖氣優快鉆井、長水平井分段壓裂等成熟技術[29-31]，大膽創新深層煤層氣鉆完井新技術，初步實現了單井產量的重大突破，為中國深層煤層氣資源的有效動用堅定了信心。

3.1 面臨的問題與挑戰

中國深層煤層氣勘探雖然取得了一定突破，但要實現規模效益建產，還面臨著諸多挑戰：①深層煤層氣資源有待落實。中國歷次煤層氣資源評價僅針對埋深 2 000 m 以淺煤層，未開展 2 000 m 以深煤層氣的資源評價工作，深層煤層氣的賦存狀態與氣液兩相流動機理不清，有利目標評價與優選標準尚未建立。②深層煤儲層工程改造適配性技術還需要進一步攻關。由于不同煤階不同深度煤巖所處圍巖環境差異較大，且深層煤巖的煤體結構和強塑性等特性，無法成功復制已形成的有效儲層改造技術。③深層煤層氣效益開發面臨一定挑戰。已開發氣田實踐表明，中國的煤層氣開發屬于邊際效益礦種，受成本和氣價影響較大，目前僅有國有大公司和煤炭開采企業開展煤層氣的勘探開發業務。④深層煤層氣礦權管理面臨挑戰。目前，中國大部分含油氣盆地均發育煤層，現有煤層氣礦權煤層埋深一般小于1 500 m，與油氣礦權重疊較少，且現有煤層氣礦權登記權限由省級自然資源廳管理，深層煤層氣的礦權勢必將與現有油氣礦權重疊而帶來煤層氣礦權登記或增列的困難。⑤管理理念面臨挑戰。國內外非常規油氣勘探開發實踐證明，深層煤層氣更應體現勘探開發一體化、地質工程一體化管理模式，而目前仍沿用常規油氣勘探開發階段劃分、單一油氣藏開發方案編制理念和組織實施，且實施過程各參建單位各司其職，各掃門前雪，未能更好地兼顧一體化思路，沒有實現系統工程學所強調的“保證最少的人力、物力和財力，在最短的時間內達到系統的目的”的終極目標[35]。

可以看出，上述5大挑戰之間存在內在聯系，資源是基礎，技術是關鍵，成本是表象，管理是癥結，理念是核心。只有解決好理念問題、理順管理問題，采用系統工程學的思路和變革性技術，才能提高生產效率和效益，從而解決成本的表象問題。

3.2 效益開發對策及前景展望

為了實現中國深層煤層氣的規模化商業開發，還需要從資源、技術、管理、政策等方面多管齊下，加大深層煤層氣勘探開發力度，積極攻關與之相適宜的配套技術，按照一體化全生命周期的思路提產降本，增強深層煤層氣效益開發的信心，為保障中國天然氣安全高效供應提供新動能。

3.2.1 加大資源評價力度，堅定資源信心

盡快開展中國大型含油氣盆地煤層氣資源評價，尤其是1 500～3 000 m深層煤層氣資源分區分類精細評價工作，摸清資源分布特征，建立深層煤層氣資源—儲量序列，同時加強礦權評價與管理，建議煤炭開采區和規劃區的煤層氣礦權由省級部門管理，深層煤層氣礦權由自然資源部統一管理。

3.2.2 加大技術攻關探索，突破效益開發瓶頸

目前，延川南、大寧—吉縣等地區深層煤層氣開發技術探索取得較好效果，產業化發展見到曙光，能否實現規模化商業開發，還需進一步強化組織實施和協同攻關，跳出以往煤層氣勘探開發技術思維，充分利用大數據、人工智能等實現技術的快速迭代升級，同時走低成本規模化產業之路，以提高單井產能為目標，通過優快鉆井、優化壓裂工藝等技術進步，實現增產降本。

3.2.3 加大一體化創新協同，實現全生命周期管理

積極踐行勘探開發一體化、地質工程一體化和生產管理一體化的工程管理理念，堅持系統思維，創新優化各專業間協同，實現方案設計上一體化統籌、組織上市場化運作、生產運行上數字化管理，實現全生命周期管理，最終達到提速提效，管理出效益。

3.2.4 加大煤層氣扶持力度，制定合理支持政策

中國煤層氣產業的發展離不開國家財稅政策的支持。2016年3月，財政部發布《關于“十三五”期間煤層氣（瓦斯）開發利用補貼標準的通知》，將煤層氣開發的政府補貼標準從每立方米人民幣0.2元提高到人民幣0.3元；2019年6月，國家發布關于《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》的補充通知（財建〔2019〕298號），專項資金用于支持煤層氣（煤礦瓦斯）、頁巖氣、致密氣等非常規天然氣開采利用。自2019年起，改定額標準補貼為梯級獎補，同時出臺鼓勵企業加大投入和引進設備優惠等措施，在一定程度上調動了企業投資熱情，保持了煤層氣產量的穩步增長。由于中國煤層氣勘探開發初期投入高、生產過程緩慢、地質風險大、投資回收期長等特點，深層煤層氣開發更是面臨地質條件復雜、綜合成本高、技術難度大等挑戰，迫切需要政府針對深層煤層氣領域制定合理的扶持政策，在氣價、稅費、補貼等產業政策上予以支持，保障中國煤基能源安全生產，優化能源結構，助力雙碳目標早日實現。

4 結論

1）中國埋深 1 500 ～ 3 000 m 的深層煤層氣資源豐富，借鑒國內外頁巖氣成熟的勘探開發技術，充分利用勘探開發一體化和地質工程一體化管理經驗，已在鄂爾多斯、準噶爾、四川等盆地取得了勘探突破，深層煤層氣將成為中國天然氣增儲上產的戰略接替資源。

2）深層煤層含氣性、滲透性等實驗結果表明，當煤層吸附氣量超過極大值所對應的臨界深度帶后游離氣含量逐漸增加，深層煤層氣吸附飽和度達到100%；當埋深超過900 m后，煤儲層滲透率損害率超過80%，需尋找原生結構煤或碎裂結構煤處于正向微構造區加大煤儲層改造強度來提高單井產能。

3）系統梳理了深層煤層氣藏地質、氣藏工程和生產管理制度等關鍵評價參數，需因地制宜逐步探索出不同地區適配性勘探開發技術體系，加快中國深層煤層氣勘探開發評價力度。

4）基于中國煤層氣勘探開發現狀，深層煤層氣面臨資源未落實、技術不配套、效益開發難度大、礦權管理未理順以及一體化管理理念未形成等多方面問題，為了實現中國深層煤層氣的規模化商業開發，還需加大資源評價力度、攻關效益開發技術，踐行一體化全生命周期管理理念，積極尋求政府財稅扶持政策等一系列革新措施，積極穩妥推動中國深層煤層氣邁上規模效益開發之路。