中国煤层气产业发展现状及技术对策
基金项目:国家973项目(2009CB219607)和国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”33，43(2011zx 05033-001\ࣳ，2010)。
作者简介:王一兵，男，6月出生，1966，2008年在中国地质大学(北京)获得博士学位。高级工程师，多年从事煤层气勘探开发综合研究。E-mail:wybmcq69@petrochina.com.cn
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院廊坊065007；2.中国石油渤海钻探公司测井二公司天津300457)
通过对中国煤层气开发历史和现状的分析，总结出20世纪80年代以来，中国煤层气开发经历了预评价、勘探选择、开发试验和规模开发四个阶段。在分析我国煤层气地质条件的基础上，认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高，渗透率低；总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术，包括钻完井技术、储层保护技术、水力压裂技术、排采控制技术等。并分析了各种技术的应用效果。认为我国浅、中、高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上，预测了改善我国煤层气开发效果的技术发展方向。
关键词:煤层气开发技术压裂排水
中国煤层气产业发展现状及技术对策
王一冰1杨娇生1王金友2周元刚2鲍庆英1
(1.中国石油石油勘探开发研究院廊坊分院，廊坊065007；2.中国石油渤海钻探公司第二测井公司，天津300457
文摘:通过对中国煤层气开发历史和现状的分析，总结出从1980年代以来煤层气开发的四个阶段，即“前期评价、勘探与区域优化、开发试验、规模开发”。通过对地质条件的分析，揭示了已发现的煤层气田普遍具有高演化程度、低渗透率的特点。同时，总结了适合我国复杂地质条件的煤层气开发配套技术，包括钻完井技术、煤层保护技术、水力压裂技术和脱水控制技术，并对各项技术的应用效果进行了评价。总体而言，可以认为浅于1000 m的中高煤阶煤层气开发技术已基本成熟。最后，预测了技术的发展方向。
关键词:煤层气；开发技术；水力压裂；脱水
中国煤层气资源丰富。预测2000m浅层煤层气资源量为36.8万亿m3(国土资源部，2006)，可采资源量约为11万亿m3，仅次于俄罗斯和加拿大，超过美国，居世界第三位。大规模开发国内丰富的煤层气资源，可以在一定程度上减少我国对进口油气的依赖，同时对实现我国能源战略接替和可持续发展，降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放，减少煤矿瓦斯灾害，保护大气环境具有重要意义。
1煤层气规模开发已经启动，产业初步形成。
80年代后期以来，国内石油、煤炭和地矿系统的企业和科研单位，以及国外一些公司，在国内30多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验，在安徽省沁水盆地、韩城、大宁-吉县、柳林-兴县、淮北煤田、辽宁省阜新煤田获得了高产气。截至2010年底，我国已探明煤层气地质储量331100万m3。根据不同煤级煤层气特征，掌握了实验室分析和地质评价技术、直井/丛式井钻完井、多分支水平井钻井技术、空气/泡沫钻井和水平井注气保压欠平衡储层保护技术、注入/压降试井技术。压裂增产、排水等系列技术在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地获得了具有经济价值的稳定气流，为规模化开发准备了可靠的资源和技术条件。
近年来，随着国内天然气市场的快速发展和天然气基础管网的逐步完善，煤层气的发展迎来了前所未有的机遇。特别是2007年，政府出台了煤层气开发补贴政策，极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性，促进了煤层气产业的快速发展。近年来，我国煤层气开发井数从不足100口增加到5240多口(其中水平井约100口)，已建煤层气产能约30亿m3/年，年产气超过1.5亿m3(图1)，预计“十二五”期间，我国地面钻井开发的煤层气产量可达654.38+00以上
中国煤层气开发主要经历了四个阶段(图2)。
图1中国历年煤层气开发井及产量图。
中国煤层气开发阶段划分。
80年代预评价阶段:在全国30多个煤层气靶区开展了预地质评价研究；
1992~2000勘探选择阶段:在江西丰城、湖南冷水江、柳林、晋城、河北唐山、河南峰峰、焦作、陕西韩城钻煤层气井，在柳林、晋城、阜新进行小井组试验；
2000-2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新进行开发先导试验；
2006年至今，规模开发阶段:沁水煤层气田煤层气地面开发、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气初步形成规模，进入商业化开发阶段。特别是2007年，国家出台开采补贴政策，每生产1立方米煤层气，国家补贴0.2元，极大地调动了生产企业的积极性，增加了投资，煤层气产业进入快速发展阶段。2010年，全国煤层气产量达到15亿立方米。
2煤层气开发技术现状
在多年的勘探开发实践中，根据我国煤层气地质特点，逐步摸索出适合我国国情的钻完井、地面建设、集输处理等配套技术。，形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等国有大型煤矿集团为代表的煤层气开发实体和有实力的国际大型能源公司，以及钻完井、地面施工、压缩运输等煤层气技术服务队伍，总能力1000m。
不同演化程度煤层的煤岩性质不同，主要表现在煤岩的压实程度、机械强度和吸附能力，其含气量、渗透率和井壁稳定性差异较大(王一兵等，2006)。因此，不同煤阶的煤层气资源需要相应的技术手段来开发。经过多年的勘探开发，中国已初步形成了一系列煤层气开发、钻井、完井、压裂和排水技术。
2.1钻完井技术
2.1.1中低煤阶高渗透区煤层气开采空气钻井裸眼/洞穴完井技术。
在我国，低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD，中煤阶高渗透区煤层渗透率也可大于5mD。对于这种高渗透煤层的煤层气开采，一般不需要压裂(低煤阶煤层机械强度低，压裂容易形成大量煤粉堵塞解理)，可采用裸筛管完成煤层段或采用洞穴完井方式， 并且可以根据煤层在应力变化时容易坍塌的特点建造洞穴，扩大煤层暴露面积，增加钻孔施工中使用空气/泡沫钻进，不仅可以提高机械钻速，还可以有效减少煤层污染。
裸眼洞穴完井在国外一些煤层气田的开发中取得了很好的效果，如美国的圣胡安盆地和汾河盆地(赵庆波等，1997，1999)，特别是在高渗透超压煤层气田的开发中。
有两种常用的井筒结构:
(1)是目前广泛使用的井身结构，适用于造穴后不下套管，稳定性好的煤储层。
(2)造穴后下筛管，适用于稳定性差的储层。
该技术已在鄂尔多斯盆地东缘、湖南冷水江和新疆准噶尔南部的煤阶中进行了试验，效果不理想，需要进一步探索和完善。
2.1.2中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术
中高煤阶渗透区煤层渗透率一般为0.5~5mD，套管射孔加砂压裂的单井增产效果最为明显。关键技术在于钻大井组压裂后长时间连续抽采，实现大面积降压后，煤层吸附的大量甲烷气体解吸产气。这项技术在中国应用最广泛，也最成熟。大多数深度小于1000米的煤层气井，如沁水盆地南部的韩城、三交和柳林地区，鄂尔多斯的东缘，以及辽宁阜新含煤区的刘佳区块，都取得了良好的效果。大部分井获得了2000~10000m3/d的稳定气流量，数百口井已稳定5~10年。
2.1.3中高煤阶低渗透区煤层气多分支水平井开采技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤级含煤区。通过钻多分支井，增加了煤层暴露面积，沟通了天然劈理和裂缝，提高了单井产量和采收率，效果十分显著。同时，对于低渗透性(
煤层气多分支水平井是指在一个或两个主水平钻孔旁边钻多个分支钻孔作为气体泄漏通道。分支钻孔可以穿越更多的煤层解理裂隙系统，最大限度地沟通裂隙通道，增加气体泄漏面积和气体流动渗透率，使更多的甲烷气体进入主通道，提高单井产气量。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体(王一兵等，2006)，是开发煤层气的主要手段之一。该技术具有三大技术优势:一是可提高单井产量，约为直井产量的6~10倍，同时可减少钻前工程、占地面积、设备搬迁、钻井工作量和钻井液消耗，节省套管和地面管线及气田的管理和作业费用，从而提高开发的综合效益；其次，它可以加快采气速度，提高原油采收率。利用直井开采80%的可采储量需要15~20年，而利用分支水平井开采70%~80%只需要5~8年(李武忠等，2006)，可以大大提高煤层气的采收率；三是多分支水平井水平钻孔不需要下套管和压裂，避免了压裂对煤层顶底板的伤害，便于后续采煤。是采煤前采气的最佳配套技术。
目前，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地已完成多分支水平井6543.8+000多口，沁水盆地南部单井日产量达到8000-55000 m3，最高日产量达到10万m3，是直井压裂法的4-654.38+00倍。
2.2储层保护技术
2.2.1煤层气空气钻井技术
主要有空气钻井和泡沫钻井技术，主要优点是可以实现欠平衡钻井，煤层损害小，机械钻速快，钻井周期短，综合钻井成本低。然而，空气/泡沫钻井也有局限性，不适用于任何地层。因为空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻透不稳定的地层。当钻入含水层时，钻屑和细小的灰尘会变成段塞。因为液体出现在环空中，会润湿水敏页岩，导致井塌卡钻。此外，湿钻屑会粘在一起，在钻杆外壁上形成泥饼环，无法通过空气从环空带上来。填充环空时，气流受阻，钻杆被卡。此外，当这些间歇气团沿着井眼向上移动时，它们将阻塞地面设备，并对井眼壁产生不稳定的影响。因此，空气钻井的关键是保持井壁的稳定。
2.2.2水平井注气保压欠平衡保护技术
多分支水平井主井与溶洞井连接后，在水平井钻井过程中，将油管放入溶洞直井中，将封隔器放入溶洞直井中，然后通过油管将气体注入溶洞直井中，气体从水平井环空排出，以维持水平井环空压力，保证井壁稳定(图3)。
图3欠平衡钻井剖面示意图
空气压缩机从立井注入空气，压缩空气、煤尘和清水钻井液在高速上行的过程中充分混合，形成气、液、固三相环状流。原则上，返回的混合流体通过旋转头的侧流口进入液气分离器进行分离，混合流体从出液口流入振动筛，混有气体的煤粉从气流管道进入燃烧管道排出。在燃烧管道的出口处，有一个大排量的风机将排出的气体尽快吹走。
如果三相分离器分离返回的混合流体不明显，液体为雾化水滴，则关闭分离器的液流管道，从分离器底部的沉砂口收集处理煤粉和废水，混有气体的煤粉从气体管道进入燃烧管道排出。如果分离器处理能力有限或燃烧管路堵塞，可临时使用节流管路紧急排放混合物。在施工过程中，要求地面管线畅通，各种阀门灵活可靠。
2.3煤层气井水力压裂技术
2.3.1压裂液针对煤储层特点
压裂液是煤层水力压裂改造的关键环节，其主要作用是在目的层打开裂缝，并沿裂缝输送支撑剂。因此，重点考虑流体的粘度特性，它不仅在压裂开始时具有高粘度，而且在压裂液回流时具有迅速下降的性能。然而，成功的水力压裂技术还要求流体具有其他性质。除了在裂缝中有合适的粘度外，还应该在泵送时有较低的摩阻，能很好地控制流体滤失，快速破胶，施工后能快速回流，在经济上应该是可行的。
压裂液选择的基本依据是:对煤层气储层适应性强，减少压裂液对储层的伤害；满足压裂技术的要求，并实现支撑裂缝的尽可能高的传导性。根据目前煤层气储层的特点，压裂液的研究应考虑以下几个方面:
油藏温度25~50℃，井深300 ~ 1000米，属于低温浅井范畴。因此，要求压裂液在低温下易破胶、易返排，以满足低温压裂液体系的要求，还应考虑压裂液的降摩阻。煤层气是低孔、低渗、特低渗储层，要求压裂液具有良好的排液能力，彻底破胶；储层粘土矿物含量少，水敏性弱。水化膨胀不是压裂液的主要问题，但主要问题是储层的低渗透率和低孔隙度，压裂液的破胶和返排，以及减少压裂液潜在的二次伤害。要求压裂液的滤失量低，提高压裂液的效率。
为满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求，压裂液应在一定温度下具有良好的耐温抗剪性能，以满足造缝携砂的要求；同时提高压裂液的效率，控制滤失量。考虑到低摩阻压力损失，要求压裂液有合适的交联时间，以尽可能保证最低的施工泵压和较大的施工排量；采用合适的破胶剂类型和施工方案，在不影响压裂液造缝携砂能力的前提下，满足压后快速破胶和返排的需要，以减少压裂液对储层和支撑裂缝的伤害；要求压裂液表面张力低，破乳性能好，有利于压裂液回流；压裂液应具有可操作性强、使用简单、经济高效、施工安全并符合环保要求。
2.3.2煤层压裂方案的优化
针对某区块的压裂方案，优化研究的总体思路是:在分析目标区块压裂地质特征的基础上，根据该区块的主要地质特征，开展各项工艺参数的优化研究。首先根据目标区块的物性特征确定最佳的节理长度和电导率，然后确定施工参数，包括排量、规模、砂率、预液百分比等。并研究提出了一系列配套技术措施，以优化接头长度和导电率，确保支护断面尽可能达到最优。
压裂施工参数优化是指以优化裂缝长度和导流能力为目标函数，通过三维压裂分析设计软件优化压裂施工参数。
前置液体积决定了在支撑剂到达末端之前可以获得多深的裂缝穿透深度。合理的预液量是优化设计的基础，是保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是创造足够的裂缝长度，二是创造足够的裂缝保证支撑剂能够进入，并保证足够的支撑宽度满足地层对导流能力的需要。
排量优化对压裂设计至关重要。研究发现，变位移结构可以很好地控制预期裂缝长度和高度。另一个重要功能是抑制多重裂缝的发生，并减少近井摩擦。最新文献表明，当位移超过一定值时，通过先进的实时裂缝监测工具的响应，多条裂缝的数量与位移成正比。特别是对于煤层中容易出现多条裂缝的储层，应该尝试这种技术。
加砂规模的优化包括平均砂液比的优化和加砂程序的优化。平均砂液比的优化从施工安全两方面考虑，即滤失系数和近井摩阻，并借鉴国内外施工经验。在煤层可能的渗透系数范围内，平均砂率20%~25%的施工风险较低。加砂方案的优化必须充分反映压裂设计和研究中的所有考虑和技术细节。第一阶段砂液量的设计非常重要。如果起始砂液比过高(或混砂机的砂液比测量有误差)，可能是开始加砂时接缝宽度不够，或过早滤出起始砂量未除砂，导致前期或中后期堵砂；另一方面，如果初始砂液比太低，停泵后第一批支撑剂没有脱盐，那么停泵后裂缝可能继续延伸，这使得裂缝支撑剖面更加不合理。同时过滤伤害也会加大。因此，启动砂液比的设计非常重要。从施工安全角度考虑，一般做法是让第一个支撑剂进入裂缝，观察一段时间。如果没有异常压力，则考虑增加该阶段的砂液比。
2.4煤层气井抽采技术
煤层气主要处于吸附状态，煤层气的产出机理主要包括解吸、扩散和渗流三个阶段(赵庆波等，2001)。煤层气井采气需要解决的关键问题是:
(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下；
(2)防止煤层水力压裂和天然解理系统压力下降过快或过低，造成渗透率急剧下降；
(3)降压有一定的长时间。
因此，煤层气采气工程应结合不同煤岩特征和室内研究工作，合理确定抽放设备，控制动态参数，充分发挥煤层的产气能力，同时控制抽放过程中煤粉的生成，以降低煤储层应力敏感性对渗透率的不利影响。
煤粉运移是煤层气井开采中的常见现象。为减少煤粉运移对排水的影响，排水初期应保持液面缓慢平稳下降，生产阶段应避免液面骤升骤落和井底压力激动，以控制煤粉爆炸，使其均匀生产并保持流动状态，防止堵塞煤层渗流通道和排水管柱。
煤层塑性变形能力强，应力敏感性强，在强抽强排条件下会造成渗透率下降。为了促进煤层气井的高效排采(李等，1999)，应持续稳定地降低煤层中的流体压力，以避免煤层渗透性因快速下降而发生解理和裂缝闭合而急剧下降。不同的煤层具有不同的敏感性，因此需要通过实验和模拟来确定最佳的液体下降速度。例如，数值模拟确定金什7井的日液体下降速度高于解吸压力不超过30m，低于解吸压力不超过10m；井底流压不得低于1MPa。一般情况下，每天滴液速度控制在不超过10m。越靠近煤层，液体滴落速度越慢。当液面下降到煤层以上20~30m时，液面稳定排液，进入稳定产气阶段后根据实际情况适当降低液面深度。
3煤层气开发技术的发展趋势
与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气产业发展迅速的国家相比，我国煤层气地质条件复杂，主要处于早期和多次成煤期。大多数煤田经历了多期构造运动，煤层气生成、运移、保存和成藏规律十分复杂。多年的勘探开发实验证明，煤层气富集区和高渗透区分布很不均匀，大部分煤层气富集区渗透率很低，导致大部分探井试采效果差，勘探成功率低。根据国内煤层气的特点，提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。
3.1高丰度煤层气富集区地质评价技术
总的来说，高丰度煤层气富集区预测是在地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等学科联合研究的基础上，结合地震处理和解释方法，寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期、构造运动期适宜煤层气富集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识的提高，一些开发区块或即将进入开发的区块，通过2D和三维地震储层反演和属性提取方法，预测煤层气富集区孔隙和裂缝发育的高渗透区，优化开发井网和井位部署，可以有效指导煤层气的高效开发。
3.2提高煤层气开采效率的技术基础研究
以高丰度煤层气富集区为主要研究对象，围绕煤层气富集区的形成机理和分布规律、煤层气储层变化、流体相变、开采过程中的渗流和理论对应，通过化学动力学、渗流力学以及宏观研究和微观研究相结合的联合和交叉学科研究，开展系统的野外工作、试验分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象，利用多井试井技术和数值模拟技术，从静态和动态两方面研究煤层气开发的井间干扰机理和开发方式优化。研究适合我国地质条件、提高煤层气开采效率的储层改造基础理论，将有效指导煤层气开发技术的进步。
3.3煤层气低成本高效钻井技术研究
针对目前300～1000m深度的煤层气资源，进行了空气钻井技术攻关，研制了车载轻型空气钻机。通过岩心实验、理论分析和生产动态分析相结合，总结以往煤层气钻井的设计方法和施工工艺，跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术，分析增产效果，优选适用技术。同时还要考虑深度超过1000m的煤层气资源开发技术。
3.4煤层高效转化技术研究
根据煤层及顶底板力学实验数据和压裂液配伍性，分析了煤层伤害的主要机理，研制了适用于不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层地质特征，探索适合煤层气压裂的技术。
参考
李，陆勇。1999.中国煤层气勘探开发现状及问题。天然气勘探与开发，22(3):40~43。
李武忠，，田，等2006。沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选。天然气，3(5):62~64。
王一兵，孙敬民，西安宝安。2006.沁水煤层气田开发可行性研究。天然气，2(1):50~53。
、田、李武忠等2006。中国煤层气选择评价标准的探讨。地质通报，25(9 ~ 10):1104 ~ 1107。
赵清波。1999.煤层气地质与勘探技术[M]。北京:石油工业出版社。
赵清波等人1997。煤层气勘探开发技术。北京:石油工业出版社。
赵庆波等2001。中国煤层气勘探。北京:石油丁工业出版社。