我國高煤階煤層氣開發(fā)中存在的問題及解決對策

朱慶忠楊延輝陳龍偉邵國良孟凡華王玉婷

(1.中國石油華北油田分公司，河北062552; 2.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北062552; 3.中國石油華北油田公司長治煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西046000)

我國高煤階煤層氣開發(fā)中存在的問題及解決對策

朱慶忠1楊延輝2陳龍偉2邵國良2孟凡華3王玉婷2

(1.中國石油華北油田分公司，河北062552; 2.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北062552; 3.中國石油華北油田公司長治煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西046000)

為改變我國高煤階煤層氣開發(fā)的被動局面，在“十三五”期間實現(xiàn)高效開發(fā)。從煤層氣開發(fā)技術問題分析入手，找出了我國高煤階煤層氣開發(fā)中存在的4個方面問題，一是對煤層氣開發(fā)的定位不確切，二是煤層氣勘探程序不合理;三是工程技術與儲層差異性不匹配;四是常規(guī)地面建設模式不適應;并針對性地提出了高煤階煤層氣開發(fā)中存在問題的解決對策，一是優(yōu)化煤層氣勘探程序，優(yōu)質(zhì)儲量控制程度提高;二是建立工程技術適應性評價方法，煤層氣開發(fā)效益提高;三是采用分布式地面建設模式，系統(tǒng)運行效率有望提高。

高煤階煤層氣 高效開發(fā) 存在問題 解決對策

我國煤層氣資源豐富，埋深2000m以淺的煤層氣資源有36.81×1012m3，居世界第三位。截止2013年底，沁水盆地煤層氣地質(zhì)資源總儲量3.95 ×104億m3，其中可采資源量1.11×104億m3，探明儲量8000億m3。我國受美國、加拿大及澳大利亞等國煤層氣成功開發(fā)的影響，認為煤層氣的開發(fā)很簡單，有煤就有氣。因此，國家對煤層氣(煤礦瓦斯)開發(fā)越加重視，出臺了一系列煤層氣勘探開發(fā)行動計劃及相關優(yōu)惠政策;與煤層氣產(chǎn)業(yè)相關的各公司也擲出重金“大干快上”，加快了煤層氣勘探開發(fā)的步伐。以華北油田為例，僅“十二五”期間，探明儲量大幅提高，新增探明儲量1042×108m3，累計探明儲量2164×108m3;產(chǎn)能建設快速推進，平均每年新建產(chǎn)能2.9億m3/年，累計建設產(chǎn)能已達20.5億m3/年。與此同時，高煤階煤層氣的基礎研究和產(chǎn)能建設的頂層設計卻沒有及時跟進，致使大部分區(qū)塊投入開發(fā)后普遍存在以下4個現(xiàn)象:(1)單井產(chǎn)量低。沁水盆地鉆井8000余口，平均單井產(chǎn)量也僅為868m3/d，按照目前沁水盆地年產(chǎn)量30億m3計算，年采氣速度不足探明儲量的0.4%;(2)儲量有效動用率低。截止2015年底，華北油田在沁水盆地僅動用440億m3，有效動用率不足20%;(3)產(chǎn)能到位率低。目前華北油田產(chǎn)氣量8億m3/年，實際產(chǎn)能到位率僅為39%;(4)系統(tǒng)運行效率低。地面建設方案利用率及后期運行效率低，目前單方氣總成本約為1.6元/m3，已高于目前市場氣價。特別是2015年以來，伴隨國際油、天然氣價格的下浮，煤層氣的經(jīng)濟效益空間進一步被壓縮，行業(yè)發(fā)展面臨著前所未有的挑戰(zhàn)。因此，面對如此嚴峻的形勢，如何定位和決戰(zhàn)“十三五”期間的煤層氣開發(fā)成為行業(yè)的共同焦點，亟需找出造成以上4個現(xiàn)象的根本原因，提出相應的轉(zhuǎn)變措施，促進煤層氣的高效開發(fā)。

1我國高煤階煤層氣開發(fā)存在的問題

為扭轉(zhuǎn)高煤階煤層氣開發(fā)的被動局面，實現(xiàn)在“十三五”期間高效開發(fā)，本文以沁水盆地例，從煤層氣開發(fā)技術問題分析入手，找出了煤層氣的定位、勘探程序、工程技術適應性及地面建設模式等4個方面存在的問題，它們成為制約煤層氣高效開發(fā)關鍵因素。

1.1煤層氣開發(fā)的定位不確切

煤層氣是一種經(jīng)過多次運移殘留在煤層里的氣體，我國對煤層氣這種資源早期定位為瓦斯治理。在這種思路下，大多數(shù)開發(fā)的煤層氣田處于煤礦周邊，具有共同特點是:一是埋藏較淺，一般小于800m;二是區(qū)域地質(zhì)特點煤礦基本掌握;三是區(qū)域水動力條件基本清楚;四是由于煤礦開采多年，煤層已整體降壓，應力得到釋放。對這些地區(qū)的煤層氣采取常規(guī)的技術基本能實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。但更多的煤層氣資源埋藏大于800m，深層煤層氣的富集狀況和水體分布同淺層有本質(zhì)的區(qū)別，深層煤儲層具有煤層壓力高、物性差及地應力復雜等特點，對于這些地區(qū)的開發(fā)不能采取煤礦周邊的開采技術，要有更高的技術，這也是目前我國煤層氣一旦遠離煤礦周邊開發(fā)較差的主要原因。煤層氣是一種自生自儲的全新礦產(chǎn)資源，決不能定位在瓦斯治理，應從成藏機理、儲層特性、控產(chǎn)機理及地面系統(tǒng)等方面進行系統(tǒng)地研究，建立科學的開發(fā)技術方法。因此，對煤層氣開發(fā)的規(guī)劃和部署就應超脫瓦斯治理的范疇，要有超前的技術定位和規(guī)劃部署。

1.2煤層氣勘探程序不合理

沁水盆地在規(guī)?？碧介_發(fā)(2003～2013年)期，普遍認為煤儲層構(gòu)造簡單，有煤的地方就有氣，完全忽視了煤儲層特點的復雜性。因此，在早期煤層氣勘探工作顯得無足輕重，直接越過勘探階段，從評價階段起步，造成勘探效率低，優(yōu)選“甜點區(qū)”的準確率低，最終導致大量低產(chǎn)區(qū)塊的出現(xiàn)。尤其在沁水盆地樊莊－鄭莊區(qū)塊的早期開發(fā)過程中，未部署三維地震測線，而二維地震測線范圍很小，幾乎全部依靠地形圖進行井位部署。在完鉆的2018口井中，鉆遇煤層不利區(qū)域的1076口直井低產(chǎn)，占53%。在低產(chǎn)井中，鉆遇斷層、陷落柱發(fā)育區(qū)355口，占33%;煤體結(jié)構(gòu)破碎帶156口，占15%;擠壓應力區(qū)289口，占27%;流體可疏導性差的區(qū)域276口，占25%(表1)。

表1 鄭莊－樊莊區(qū)塊低產(chǎn)井分布表

1.3 工程技術與儲層差異性不匹配

煤層氣開發(fā)初期對煤儲層的復雜性及主控地質(zhì)因素認識不足，產(chǎn)能建設模式采取整體推進式，樊莊－鄭莊區(qū)塊形成了以直井壓裂為主，裸眼多分支水平井為輔的單一開發(fā)方式。其中樊莊區(qū)塊內(nèi)部存在近1/3的低產(chǎn)區(qū)，當開發(fā)煤儲層更為復雜的鄭莊區(qū)塊時，近2/3的低產(chǎn)井大片出現(xiàn)。另外柿莊北、長治、古交、和順等區(qū)塊也存在類似的問題。通過分析發(fā)現(xiàn)，煤體結(jié)構(gòu)、地應力、流體可疏導性、構(gòu)造特征、煤巖變質(zhì)程度等儲層特點的差異，都會影響著煤層氣的開發(fā)方式。

1.4常規(guī)地面建設模式不適應

從“十一五”到“十二五”前期，借鑒油田建設模式，主要采取“地上服從地下“的地面建管網(wǎng)設模式，導致開發(fā)建設成本較高。沁水盆地地表溝壑縱橫，高低起伏差異較大，導致地下井位與地上管網(wǎng)匹配不協(xié)調(diào)，大大提高了開發(fā)建設成本。另外，沁水盆地煤層氣田多為單井場直井的開發(fā)方式，占地面積大，地面設備分散，導致開發(fā)建設成本及后期維護成本較高。據(jù)實際計算，鄭莊－樊莊區(qū)塊目前單方氣總成本約為1.6元/m3，已高于目前市場氣價，常規(guī)的地面建設模式難以降低運行成本，不適應高煤階煤層氣的開發(fā)。

2我國高煤階煤層氣開發(fā)問題的解決對策及實踐

華北油田為提高產(chǎn)量與效益，2015年以來在深入分析問題的基礎上，在勘探程序、工程技術適應性及地面建設模式等3個方面完成了技術優(yōu)化，均已獲得初步成效，對我國高煤階煤層氣的開發(fā)具有重要的借鑒意義。

2.1優(yōu)化煤層氣勘探程序，優(yōu)質(zhì)儲量控制程度提高

一是重新規(guī)范煤層氣勘探程序。在勘探階段增添普查和詳查2個重要步驟，創(chuàng)新提出了煤層氣勘探評價“三步走”的工作程序，確定了“一定、二探、三落實”的技術路線。其中在普查階段要以最少的投入“確定”主要含氣區(qū);在詳查階段要“探明”煤層氣富集區(qū)帶及主力層位;在評價階段要要初步“落實”優(yōu)質(zhì)儲量區(qū)域。

在新型勘探程序指導下，在勘探階段充分利用“大、小井組”開展開發(fā)技術實驗，一方面初步落實區(qū)域單井產(chǎn)氣能力，另一方面初步確定適用的開發(fā)技術。規(guī)模開發(fā)階段應充分利用前期勘探成果完成開發(fā)效益評價，具體落實單井產(chǎn)能及主體開發(fā)技術，初步實現(xiàn)了高階煤層氣的勘探開發(fā)一體化。

2014至2015年度，在馬必東區(qū)塊鉆6口評價井，其中4口生產(chǎn)井平均單井產(chǎn)量達到1700m3/d，提交了優(yōu)質(zhì)儲量117億m3，預計未來可建設7億m3/年以上的產(chǎn)能。

2.2建立工程技術適應性評價方法，煤層氣開發(fā)效益提高

區(qū)域上煤層氣產(chǎn)能主控地質(zhì)因素發(fā)生變化，相應的工程技術也應隨之改變。在充分研究煤儲層特性及控產(chǎn)機理的基礎上，找出了影響工程技術效果的核心參數(shù)，分別為煤體結(jié)構(gòu)、煤巖變質(zhì)程度、地應力及臨儲比等參數(shù)。因此，根據(jù)4個參數(shù)的差異，采取遞進方式建立了適用不同工程技術的4種地質(zhì)模式(表2)，以減少工程技術帶來的副作用(圖1)。

圖1 高煤階煤層氣適用工程技術優(yōu)選流程圖

在此高效開發(fā)技術體系指導下，在樊莊、鄭莊區(qū)塊優(yōu)選13口先導實驗直井，投產(chǎn)后平均單井產(chǎn)氣量超過2000m3/d，其中鄭莊區(qū)塊4口直井日產(chǎn)氣超過了2900m3/d，對提高煤層氣單井產(chǎn)能起到重要作用。

表2 高煤階煤層氣開發(fā)工程技術地質(zhì)模式

2.3采用分布式地面建設模式，系統(tǒng)運行效率有望提高

一是改變地面建設模式，實現(xiàn)地下、地上一體化建設。將原先“選區(qū)－布井－地面”流程依次遞進為“選區(qū)－地面－布井”的建設方式。采取地下定區(qū)域－地面定井場－地下定井位的工作流程，可結(jié)合建產(chǎn)區(qū)地形地貌，有效避開自然保護區(qū)、林地、農(nóng)田等影響因素。

二是改變工程設計理念，實現(xiàn)按需靈活、可拓可控式設計。打破傳統(tǒng)“大而全”式設計理念，取消固定站場建設，主要設備分橇、分置于井場，確保設備按需靈活配置，減少占地面積;系統(tǒng)采氣、集氣雙干管前移，確保井口回壓最低，產(chǎn)能釋放最大;干管接口預留，確保系統(tǒng)擴展便捷;采氣、集氣、水管道同溝敷設，確保投資可控。

通過以上兩個“改變”，從源頭解決建設投資高、設備運行效率低、設備閑置率高，站場能耗高等問題。實施該種地面建設模式，預計億方產(chǎn)能地面工程建設投資較目前降低20%左右，系統(tǒng)運行效率也將有大幅提升。

3結(jié)論

我國率先在高煤階煤層氣領域取得了的規(guī)模性開發(fā)，但在開發(fā)過程中普遍存在單井產(chǎn)氣量低、儲量有效動用率低、產(chǎn)能到位率低、系統(tǒng)運行效率低等現(xiàn)象，從煤層氣開發(fā)技術問題分析入手，找出了我國高煤階煤層氣開發(fā)中存在的4個方面問題:一是對煤層氣開發(fā)的定位不確切;二是煤層氣勘探程序不合理;三是工程技術與儲層差異性不匹配;四是常規(guī)地面建設模式不適應。

華北油田為提高產(chǎn)量與效益，2015年以來在深入分析問題的基礎上，完成了以下3個方面的技術優(yōu)化:一是優(yōu)化煤層氣勘探程序，優(yōu)質(zhì)儲量控制程度提高;二是建立工程技術適應性評價方法，煤層氣開發(fā)效益提高;三是采用分布式地面建設模式，系統(tǒng)運行效率有望提高。以上措施均已獲得初步成效，對我國高煤階煤層氣的開發(fā)具有借鑒意義。

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(責任編輯劉馨)

Problems and Countermeasures in the Development of High Rank CBM in China

ZHU Qingzhong1，YANG Yanhui2，CHEN Longwei2，SHAO Guoliang2，MENG Fanhua3，WANG Yuting2
(1.North China Oilfield Branch，CNPC，Hebei062552; 2.Institute of Exploration and Development，North China Oilfield Branch，CNPC，Hebei062552; 3.Changzhi CBM Exploration and Development Branch Company of Hubei Oilfield，Shanxi046000)

In order to change the passive situation of development of high rank CBM in China，and achieve efficient development during 13thFive-year Plan Period，the paper starts from the analysis of the technical problems of CBM development，and finds out four problems existing in the high rank CBM development.First，the purpose of developing high rank CBM is unscientific.Second，the exploration procedure is unreasonable.Third，the engineering and reservoir diversity ismismatching.Forth，the field construction pattern is inadaptable.Therefore，countermeasures and top design concept for develop high rank CBM has been put forward，including to optimize the CBM exploration procedure and increases the sense of control high-quality reserves，to set up engineering adaptability evaluation methods and improve CBM exploitation benefit and to use distributed field construction pattern and raise system efficiency.

High rank CBM;efficient development;existing problems;countermeasures

國家重大專項“山西沁水盆地煤層氣水平井開發(fā)示范工程”(2011ZX05061)和中國石油股份公司重大專項“沁水煤層氣田勘探開發(fā)示范工程”(2010E－2208)。

朱慶忠，男，教授級高級工程師，博士研究生學位，長期從事油氣田開發(fā)及煤層氣開發(fā)研究和生產(chǎn)管理工作。