沁水盆地煤层气勘探开发回顾与展望

赵贤正

(副总经理, 中国石油华北油田分公司)

发展新能源是保障国家能源安全的一项战略举措, 而开发煤层气是中国石油贯彻落实国务院关于改善能源结构、加强安全环保等重要指示精神, 履行经济、政治和社会责任, 实现科学发展的实际行动。按照《中国石油新能源业务“十一五”发展规划》中提出的“以积极态度, 集中力量, 以山西沁水盆地煤层气田规模开发为主, 稳妥、有序、有效推动煤层气开发, 努力为经济社会发展提供更清洁、更经济的能源保障”的指示精神, 华北油田公司把加快煤层气勘探开发、增强自主创新能力, 作为推进公司健康发展的重要序列之一, 并对煤层气勘探开发工作提出了明确的工作目标、工作思路和“三步走”发展战略, 努力推动煤层气勘探开发的大发展。

沁水盆地总面积2．7 万km2, 煤层气总资源量为3．97 万亿m3, 占全国总量的10．8%, 其中1000以浅的煤层气资源量为1．9 万亿m3。目前投入商业开发的区域主要位于沁水盆地南部中国石油矿权区, 面积5169km2, 煤层气资源量1．08 万亿m3。

沁水盆地以油气为目的的勘探工作始于1957年, 大致可划分为五个阶段：

第一阶段 (1957～1975 年) ： 以古生界为对象的石油地质普查阶段, 此阶段进行了1∶20 万区域地质调查及石油地质普查, 1962 年由山西省地质局212 队在湾里构造完成的第一口石油勘探井湾1井, 该阶段未发现油气藏, 其结论是缺乏生烃条件。

第二阶段 (1976～1979 年) ： 晋中断陷上第三系石油普查阶段; 在以古生界为对象石油地质普查失利后, 又转向邻区晋中断陷上第三系进行石油普查。先后钻井19 口, 经钻探未见油气显示。

第三阶段 (1980～1993 年) ： 以沁水盆地上古生界煤成气为目的的普查阶段。煤成气普查勘探主要在盆地中一北部进行, 目的是寻找常规圈闭气藏, 重点对局部构造进行详查和钻探, 共施工9 口探井, 仅阳1 井获工业气流。

第四阶段 (1994～2004 年) ： 包括整个沁水盆地和以晋城、阳泉地区为核心进行的综合评价、富气条件和选区研究阶段。1994 年以来, 中国石油天然气总公司新区事业部煤层气勘探项目经理部、晋城矿务局、中联煤层气有限责任公司三个单位对沁水盆地开展了煤层气勘探和开发试验评价。该阶段取得比较大的突破, 其中晋城矿务局与美国IMC公司合作, 1994 年在潘庄井田施工潘2 井, 1995～1998 年又分别施工潘1、3、4、5、6、7 井, 并进行井组试采开发试验, 基本获得成功。中联煤层气有限责任公司于1997～1999 年, 在工区及周围先后施工煤层气参数井和试验井6 口 (TL - 002、TL- 003、TL - 004、TL - 006、TL - 007、TL - 008) ,并对大部分井进行了排采试验,其中, TL - 003、TL- 006 井情况较好。中国石油天然气总公司新区事业部煤层气勘探项目经理部, 于1997 年在樊庄区施工晋试1 井, 压裂后排采, 日产气量最高达4200 方。1998～1999 年, 在樊庄区完成晋试1 井组—晋1- 1、1- 2、1- 3、1- 4、1- 5 共5 口井和晋试2、3、4 三口评价井, 在郑庄区完成晋试6 评价井和晋试5 预探井的钻探, 并对晋试1 井组进行试采, 取得成功。2000 年又对晋试2、3、4、5、6 井分别进行了试采, 均获得成功, 日产气量在3000方左右。

第五阶段 (2005～现今) ： 沁水盆地南部煤层气的规模开发阶段。从2004 年7 月开始, 由华北油田公司负责沁水煤层气田的勘探开发工作, 2005年12 月15 日, 以樊庄区块煤层气羽状水平井晋平2 井组的开钻为标志, 拉开了煤层气田大规模开发建设的序幕。经过短短五年多时间, 完成了以煤层气中央处理厂投产为标志的樊庄区块6 亿m3产能建设, 探明了我国第一个具有千亿立方米大型、整装、高丰度、高阶煤煤层气田, 建成中国第一个数字化、规模化煤层气田示范工程。依托西气东输主干线在国内率先实现大规模的煤层气管网外输, 并实现了商业化运营。煤层气开发由建设期转入生产管理与产能建设并存期, 由大规模投入期转入效益回报期。

沁水盆地为高阶煤发育区, 气藏具有低压、低渗、低饱和、非均质性强的特征, 开采难度大。目前由于我国煤层气勘探开发尚处于起步阶段, 技术储备不足。为加快煤层气业务的快速发展, 针对沁水盆地煤层气开发过程中面临的地质理论、开采方式、增产工艺、排采技术等关键难题进行攻关。通过以“创新地质认识、攻克瓶颈技术、提高单井产量、形成配套系列”为工作目标, 成立专门研究和生产机构, 吸收各个专业的技术人才, 通力合作,采取“边研究、边试验、边应用、边完善”的模式开展技术攻关和现场试验, 先后承担了国家《山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程》重大科技专项以及“973”项目, 中国石油《沁水盆地高阶煤煤层气勘探开发关键技术研究》、《煤层气开采先导试验基地》等重大科技专项, 持续开展技术攻关,并将研究取得的新成果、新认识及时应用到现场试验, 取得了很好的效果, 为煤层气的高效勘探开发提供坚强的技术保障。

通过研究和实践, 主要在以下四个方面取得了突破并获得重要的认识： 一是建立沁水煤层气田富集成藏模式, 形成山地浅层煤层二维地震精细解释、煤储层物性核磁共振分析技术, 建立一套多层次评价指标体系及富集高渗储层预测方法, 揭示地下水滞留区构造翼部富集高产规律, 为沁水南部煤层气田的高效勘探开发提供理论基础。二是明确了煤层气井产能控制因素, 地质条件、工程技术和排采控制是影响单井产量的三大主要因素, 直井和水平井的产能主要受压裂效果和水平分支产状的制约。三是形成煤层气井位、井网、井距、井型等开发方式优化技术, 明确了最优井型及设计指标。四是揭示了煤层气直井、水平井排采规律, 提出了排采控制原则, 并实现排采井的智能调控。

应用煤层气勘探开发地质认识和配套技术研究, 优选出郑庄里必、东大两个有利建产区块, 完成郑庄9 亿m3产能建设方案编制; 提出了水平井设计以及井型优选、井网、井距优化方案; 创新形成了低产井解堵和防煤灰、防卡泵工艺技术; 实现了煤层气井的智能排采控制。新增煤层气探明储量700 亿m3, 煤层气日产量由2009 年9 月投产时的50 万m3提高到2010 年11 月份的130 万m3。并为沁水盆地煤层气的高效开发提供坚强的技术支撑。

通过产学研用有机结合, 实现了攻关目标, 取得重要的理论和技术创新, 应用效果十分显著, 目前已经取得了三项理论成果和五项配套技术, 获得三项实用新型专利, 参加发布企业标准一项。

沁水盆地高阶煤煤层气勘探开发, 推动了华北油田新能源新领域的突破, 为华北油田乃至中国石油加快转变发展方式开辟了一条新路。“十二五”及未来一段时间, 华北油田将认真按照国务院和集团公司要求, 坚持不懈的以建设华北油田公司“七大序列”特别是建好煤层气业务领先增长序列为契机, 努力推进煤层气勘探开发技术水平再上新台阶, 重点是在煤层气的资源评价、煤层气富集高产规律、煤层气不同井型井网优化和规模应用、煤层气增产技术和煤层气排采技术方面取得更多、更大的成果, 为今后更大规模开展煤层气勘探开发提供理论和生产指导。

2010 年底华北油田沁水盆地累计探明煤层气地质储量达到1070 亿m3, 已成为中国石油上市十年来发现的第13 个千亿立方米级天然气田之一,“十二五”末我们将努力实现探明储量3000 亿m3以上, 实现建成生产能力40 亿m3以上的宏伟目标。

经过多年的勘探和开发实践认为： 常规能源的短缺是推动煤层气发展的客观要求; 清洁能源的需求是推动煤层气发展的大势所趋; 政策扶持和资金投入是推动煤层气产业化发展的先决条件; 技术进步是实现煤层气规模高效开发的根本保障。