朱庆忠杨延辉陈龙伟邵国良孟凡华王玉婷

(1.中国石油华北油田分公司，河北062552; 2.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北062552; 3.中国石油华北油田公司长治煤层气勘探开发分公司，山西046000)

我国高煤阶煤层气开发中存在的问题及解决对策

朱庆忠1杨延辉2陈龙伟2邵国良2孟凡华3王玉婷2

(1.中国石油华北油田分公司，河北062552; 2.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北062552; 3.中国石油华北油田公司长治煤层气勘探开发分公司，山西046000)

为改变我国高煤阶煤层气开发的被动局面，在“十三五”期间实现高效开发。从煤层气开发技术问题分析入手，找出了我国高煤阶煤层气开发中存在的4个方面问题，一是对煤层气开发的定位不确切，二是煤层气勘探程序不合理;三是工程技术与储层差异性不匹配;四是常规地面建设模式不适应;并针对性地提出了高煤阶煤层气开发中存在问题的解决对策，一是优化煤层气勘探程序，优质储量控制程度提高;二是建立工程技术适应性评价方法，煤层气开发效益提高;三是采用分布式地面建设模式，系统运行效率有望提高。

高煤阶煤层气 高效开发 存在问题 解决对策

我国煤层气资源丰富，埋深2000m以浅的煤层气资源有36.81×1012m3，居世界第三位。截止2013年底，沁水盆地煤层气地质资源总储量3.95 ×104亿m3，其中可采资源量1.11×104亿m3，探明储量8000亿m3。我国受美国、加拿大及澳大利亚等国煤层气成功开发的影响，认为煤层气的开发很简单，有煤就有气。因此，国家对煤层气(煤矿瓦斯)开发越加重视，出台了一系列煤层气勘探开发行动计划及相关优惠政策;与煤层气产业相关的各公司也掷出重金“大干快上”，加快了煤层气勘探开发的步伐。以华北油田为例，仅“十二五”期间，探明储量大幅提高，新增探明储量1042×108m3，累计探明储量2164×108m3;产能建设快速推进，平均每年新建产能2.9亿m3/年，累计建设产能已达20.5亿m3/年。与此同时，高煤阶煤层气的基础研究和产能建设的顶层设计却没有及时跟进，致使大部分区块投入开发后普遍存在以下4个现象:(1)单井产量低。沁水盆地钻井8000余口，平均单井产量也仅为868m3/d，按照目前沁水盆地年产量30亿m3计算，年采气速度不足探明储量的0.4%;(2)储量有效动用率低。截止2015年底，华北油田在沁水盆地仅动用440亿m3，有效动用率不足20%;(3)产能到位率低。目前华北油田产气量8亿m3/年，实际产能到位率仅为39%;(4)系统运行效率低。地面建设方案利用率及后期运行效率低，目前单方气总成本约为1.6元/m3，已高于目前市场气价。特别是2015年以来，伴随国际油、天然气价格的下浮，煤层气的经济效益空间进一步被压缩，行业发展面临着前所未有的挑战。因此，面对如此严峻的形势，如何定位和决战“十三五”期间的煤层气开发成为行业的共同焦点，亟需找出造成以上4个现象的根本原因，提出相应的转变措施，促进煤层气的高效开发。

1我国高煤阶煤层气开发存在的问题

为扭转高煤阶煤层气开发的被动局面，实现在“十三五”期间高效开发，本文以沁水盆地例，从煤层气开发技术问题分析入手，找出了煤层气的定位、勘探程序、工程技术适应性及地面建设模式等4个方面存在的问题，它们成为制约煤层气高效开发关键因素。

1.1煤层气开发的定位不确切

煤层气是一种经过多次运移残留在煤层里的气体，我国对煤层气这种资源早期定位为瓦斯治理。在这种思路下，大多数开发的煤层气田处于煤矿周边，具有共同特点是:一是埋藏较浅，一般小于800m;二是区域地质特点煤矿基本掌握;三是区域水动力条件基本清楚;四是由于煤矿开采多年，煤层已整体降压，应力得到释放。对这些地区的煤层气采取常规的技术基本能实现商业开发。但更多的煤层气资源埋藏大于800m，深层煤层气的富集状况和水体分布同浅层有本质的区别，深层煤储层具有煤层压力高、物性差及地应力复杂等特点，对于这些地区的开发不能采取煤矿周边的开采技术，要有更高的技术，这也是目前我国煤层气一旦远离煤矿周边开发较差的主要原因。煤层气是一种自生自储的全新矿产资源，决不能定位在瓦斯治理，应从成藏机理、储层特性、控产机理及地面系统等方面进行系统地研究，建立科学的开发技术方法。因此，对煤层气开发的规划和部署就应超脱瓦斯治理的范畴，要有超前的技术定位和规划部署。

1.2煤层气勘探程序不合理

沁水盆地在规模勘探开发(2003～2013年)期，普遍认为煤储层构造简单，有煤的地方就有气，完全忽视了煤储层特点的复杂性。因此，在早期煤层气勘探工作显得无足轻重，直接越过勘探阶段，从评价阶段起步，造成勘探效率低，优选“甜点区”的准确率低，最终导致大量低产区块的出现。尤其在沁水盆地樊庄－郑庄区块的早期开发过程中，未部署三维地震测线，而二维地震测线范围很小，几乎全部依靠地形图进行井位部署。在完钻的2018口井中，钻遇煤层不利区域的1076口直井低产，占53%。在低产井中，钻遇断层、陷落柱发育区355口，占33%;煤体结构破碎带156口，占15%;挤压应力区289口，占27%;流体可疏导性差的区域276口，占25%(表1)。

表1 郑庄－樊庄区块低产井分布表

1.3 工程技术与储层差异性不匹配

煤层气开发初期对煤储层的复杂性及主控地质因素认识不足，产能建设模式采取整体推进式，樊庄－郑庄区块形成了以直井压裂为主，裸眼多分支水平井为辅的单一开发方式。其中樊庄区块内部存在近1/3的低产区，当开发煤储层更为复杂的郑庄区块时，近2/3的低产井大片出现。另外柿庄北、长治、古交、和顺等区块也存在类似的问题。通过分析发现，煤体结构、地应力、流体可疏导性、构造特征、煤岩变质程度等储层特点的差异，都会影响着煤层气的开发方式。

1.4常规地面建设模式不适应

从“十一五”到“十二五”前期，借鉴油田建设模式，主要采取“地上服从地下“的地面建管网设模式，导致开发建设成本较高。沁水盆地地表沟壑纵横，高低起伏差异较大，导致地下井位与地上管网匹配不协调，大大提高了开发建设成本。另外，沁水盆地煤层气田多为单井场直井的开发方式，占地面积大，地面设备分散，导致开发建设成本及后期维护成本较高。据实际计算，郑庄－樊庄区块目前单方气总成本约为1.6元/m3，已高于目前市场气价，常规的地面建设模式难以降低运行成本，不适应高煤阶煤层气的开发。

2我国高煤阶煤层气开发问题的解决对策及实践

华北油田为提高产量与效益，2015年以来在深入分析问题的基础上，在勘探程序、工程技术适应性及地面建设模式等3个方面完成了技术优化，均已获得初步成效，对我国高煤阶煤层气的开发具有重要的借鉴意义。

2.1优化煤层气勘探程序，优质储量控制程度提高

一是重新规范煤层气勘探程序。在勘探阶段增添普查和详查2个重要步骤，创新提出了煤层气勘探评价“三步走”的工作程序，确定了“一定、二探、三落实”的技术路线。其中在普查阶段要以最少的投入“确定”主要含气区;在详查阶段要“探明”煤层气富集区带及主力层位;在评价阶段要要初步“落实”优质储量区域。

在新型勘探程序指导下，在勘探阶段充分利用“大、小井组”开展开发技术实验，一方面初步落实区域单井产气能力，另一方面初步确定适用的开发技术。规模开发阶段应充分利用前期勘探成果完成开发效益评价，具体落实单井产能及主体开发技术，初步实现了高阶煤层气的勘探开发一体化。

2014至2015年度，在马必东区块钻6口评价井，其中4口生产井平均单井产量达到1700m3/d，提交了优质储量117亿m3，预计未来可建设7亿m3/年以上的产能。

2.2建立工程技术适应性评价方法，煤层气开发效益提高

区域上煤层气产能主控地质因素发生变化，相应的工程技术也应随之改变。在充分研究煤储层特性及控产机理的基础上，找出了影响工程技术效果的核心参数，分别为煤体结构、煤岩变质程度、地应力及临储比等参数。因此，根据4个参数的差异，采取递进方式建立了适用不同工程技术的4种地质模式(表2)，以减少工程技术带来的副作用(图1)。

图1 高煤阶煤层气适用工程技术优选流程图

在此高效开发技术体系指导下，在樊庄、郑庄区块优选13口先导实验直井，投产后平均单井产气量超过2000m3/d，其中郑庄区块4口直井日产气超过了2900m3/d，对提高煤层气单井产能起到重要作用。

表2 高煤阶煤层气开发工程技术地质模式

2.3采用分布式地面建设模式，系统运行效率有望提高

一是改变地面建设模式，实现地下、地上一体化建设。将原先“选区－布井－地面”流程依次递进为“选区－地面－布井”的建设方式。采取地下定区域－地面定井场－地下定井位的工作流程，可结合建产区地形地貌，有效避开自然保护区、林地、农田等影响因素。

二是改变工程设计理念，实现按需灵活、可拓可控式设计。打破传统“大而全”式设计理念，取消固定站场建设，主要设备分橇、分置于井场，确保设备按需灵活配置，减少占地面积;系统采气、集气双干管前移，确保井口回压最低，产能释放最大;干管接口预留，确保系统扩展便捷;采气、集气、水管道同沟敷设，确保投资可控。

通过以上两个“改变”，从源头解决建设投资高、设备运行效率低、设备闲置率高，站场能耗高等问题。实施该种地面建设模式，预计亿方产能地面工程建设投资较目前降低20%左右，系统运行效率也将有大幅提升。

3结论

我国率先在高煤阶煤层气领域取得了的规模性开发，但在开发过程中普遍存在单井产气量低、储量有效动用率低、产能到位率低、系统运行效率低等现象，从煤层气开发技术问题分析入手，找出了我国高煤阶煤层气开发中存在的4个方面问题:一是对煤层气开发的定位不确切;二是煤层气勘探程序不合理;三是工程技术与储层差异性不匹配;四是常规地面建设模式不适应。

华北油田为提高产量与效益，2015年以来在深入分析问题的基础上，完成了以下3个方面的技术优化:一是优化煤层气勘探程序，优质储量控制程度提高;二是建立工程技术适应性评价方法，煤层气开发效益提高;三是采用分布式地面建设模式，系统运行效率有望提高。以上措施均已获得初步成效，对我国高煤阶煤层气的开发具有借鉴意义。

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(责任编辑刘馨)

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

国家重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”(2011ZX05061)和中国石油股份公司重大专项“沁水煤层气田勘探开发示范工程”(2010E－2208)。

朱庆忠，男，教授级高级工程师，博士研究生学位，长期从事油气田开发及煤层气开发研究和生产管理工作。