中国煤层气发展战略探讨——以中石油煤层气有限责任公司为例

温声明 周 科 鹿 倩

0 引言

中石油煤层气有限责任公司（以下简称中石油煤层气公司）自2008年成立以来，立足鄂尔多斯盆地东缘，持续加大煤层气勘探开发力度，加强煤层气开发瓶颈技术攻关，在“十二五”末，建成了鄂尔多斯盆地东缘国家级煤层气产业示范基地，具备了年产百万吨级生产能力，形成了中低煤阶煤层气勘探开发理论和配套技术，为促进我国煤层气产业化发展，增加清洁能源供应量，保护生态环境，作出了重要贡献。进入“十三五”以来，按照“立足鄂东、突破新疆、发展内蒙（古）、探索新区”的发展思路，大力实施增储上产，持续攻关煤层气与煤系地层天然气综合开发技术，勘探开发技术持续得到优化和完善，产销量年均增长50×104t油当量，2019年即将建成年产200×104t非常规气田，煤层气开发进入规模发展新阶段。

近年来我国煤层气产业增速放缓，为促进产业发展，增加清洁能源供应量，亟需围绕做大做强我国煤层气产业这一重大课题开展研究工作。为此，笔者系统梳理了中石油煤层气公司在煤层气产业取得的勘探开发进展，探究了我国的煤层气产业发展战略，提出了有利于煤层气产业发展的5大主攻方向。

1 勘探开发概况

近年来，中石油煤层气公司坚持立足鄂尔多斯盆地东缘国家煤层气产业示范基地建设，实施滚动勘探开发、增储上产。同时，积极探索新区新领域，在新疆准噶尔、吐哈、三塘湖盆地等外围区块进行煤层气勘探，推进煤系气综合开发利用。主要取得了3个方面的进展和成效。

1.1 鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发稳步推进，储量产量规模不断扩大

1.1.1 储量规模超过 5 000×108m3

中石油煤层气公司成立以来累计提交煤层气地质储量超过 5 000×108m3，其中近 3 年提交的地质储量占总量的60%。2018年，新增煤层气地质储量超过千亿立方米，在鄂尔多斯盆地东缘保德区块提交了国内首个煤层气探明储量复算报告并顺利通过原国土资源部评审，使保德气田成为我国第一个大型中低煤阶煤层气田。

1.1.2 年产量规模超过 20×108m3

在鄂尔多斯盆地东缘累计实施8个产能建设项目，累计完成产能建设32×108m3。2018年年产量22×108m3，生产水平超过 150×104t油当量，预计2019 年产能将达到 25×108m3，具备 200×104t油当量生产能力。

1.2 鄂尔多斯盆地东缘煤系气勘探开发取得突破性进展

近几年，持续推进煤系地层立体勘探开发和资源综合利用，累计提交探明储量超过2 000×108m3。探明并规模开发了山西省第一大超千亿立方米煤系气整装大气田，目前年产能超过10×108m3。

1.3 新疆地区煤层气勘探取得重要进展

“十三五”以来，围绕如何做大我国煤层气产业这一重大课题，中石油煤层气公司在稳步推进鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地建设的同时，努力寻找煤层气优质资源战略接替区。在充分总结国外和我国煤层气成功开发经验的基础上，确定了以中低煤阶煤层气资源为战略接替主攻方向，将新疆地区作为建设我国第三大煤层气生产基地的首选战略接替区。突出加大了新疆地区煤层气勘探工作力度，在准噶尔盆地的硫磺沟和后峡区块开展了二维地震和探井等实施工作；与中国石油天然气股份有限公司吐哈油田公司及新疆油田公司合作，先后在和什托洛盖区块、吐哈—三塘湖盆地的马朗凹陷，部署实施了探井、评价井组、老井压裂和老井复排等工作，开展了综合研究，基本摸清了各区块煤层气的基本地质条件和勘探潜力。

1.3.1 后峡区块煤层气勘探进展

后峡区块位于准噶尔盆地南侧，属新疆天山褶皱带北麓，为一独立的小型山间盆地，呈现“三凹两凸”的基本构造格局，面积568 km2。2017年通过实施二维地震和探井，初步明确了区块的煤层气地质特征。区块主要发育侏罗系西山窑组和八道湾组煤层。西山窑组具有煤层层数多、累计厚度大的特点，探井A1井揭示了91 m厚的煤层，该井投排3个月见套压，4个月开始产气，显示出良好的产气潜力。经评价优选有利区煤层气资源量 1 800×108m3，勘探开发前景广阔。

1.3.2 三塘湖盆地煤层气勘探进展

三塘湖盆地位于新疆维吾尔族自治区东部，面积5 400 km2，发育4个富煤凹陷，其中马朗和条湖凹陷勘探程度较高，基本被三维地震覆盖，区内有油气探井350口，煤层段取心井4口，煤层段压裂试气井5口。2017年以来，中石油煤层气公司与中国石油吐哈油田公司合作，共同开展煤层气勘探，部署实施了探井和井组，在马朗凹陷实施的T1井，获取41.9 m厚煤层岩心，围绕T1井实施的7口井井组单井揭示42～48 m的厚煤层。经综合评价优选，4个凹陷埋深2 000 m以浅的煤层气有利区总面积为2 100 km2，预测煤层气资源量为 2 500×108m3。

2 勘探开发技术发展情况

从“十一五”以来，中石油煤层气公司依托国家和中石油煤层气科技重大专项，以鄂尔多斯盆地东缘中高煤阶、中低煤阶煤层气和煤系地层天然气为目标，持续开展勘探开发技术攻关，不断优化和完善配套技术，为鄂尔多斯盆地东缘煤层气示范基地建设提供了有效的技术支撑。

在“十二五”末，中石油煤层气公司形成了中低煤阶煤层气勘探开发2项基础理论和勘探开发7大技术系列。2项基础理论包括中低煤阶层气“多源共生”富集地质理论、中低煤阶多层均衡降压开发理论；7大技术系列包括中低成本地震勘探配套技术、煤层气地质综合评价配套技术、低成本钻完井配套技术、高效煤层改造增产压裂配套技术、定量化排采方法及设备配套技术、低成本自动化监控及设备配套技术、低压管线建设及橇装化设备配套技术。上述基础理论和技术支撑建成了鄂尔多斯盆地东缘我国首个国家级中低煤阶煤层气产业基地，“十二五”成果成为国家科技重大专项“大型油气田开发及煤层气开发”7大标志性成果之一。

“十三五”以来，中石油煤层气公司围绕完善推广中低煤阶煤层气勘探开发技术和攻关深层煤层气、煤系地层天然气勘探开发技术3大主题，通过组织开展“十三五”国家科技重大专项“煤层气高效增产及排采技术研究”和“鄂东缘深层煤层气与煤系地层天然气整体开发示范工程”，初步形成了深层煤层气、煤系地层天然气综合开发配套技术体系，在公司煤层气和煤系地层天然气产业快速发展中发挥了重要的支撑作用，对于推动我国同类资源的高效开发、加快煤层气产业发展，具有重要的示范和引领作用。

2.1 地质勘察技术

鄂尔多斯盆地东缘总体属于中低煤阶，与国外规模开发的低阶煤层气田以及国内相对技术成熟的沁水盆地高煤阶煤层气田地质条件存在较大差异，缺乏可借鉴的地质评价技术；同时由于鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发起步相对较晚，在中石油煤层气公司成立之初，即在“十一五”的后2年，主要是借鉴国内相对成熟的中高煤阶富集区预测技术开展鄂尔多斯盆地东缘地质选区评价工作，以实施常规二维地震技术为主，初步探索煤层气三维地震技术[1-2]。

在“十二五”期间针对鄂尔多斯盆地东缘煤层气的地质特点，形成了中低煤阶煤层气富集理论和开发地质评价技术，解决了甜点区优选和井位优化难题：①形成了中低煤阶煤层气富集理论，提出了煤层吸附气与生物气补给共存、含气量与渗透率优势叠合富集高产的“多源共生”中低煤阶煤层气富集地质理论，有效指导了保德气田的发现和鄂尔多斯盆地东缘中低煤阶煤层气的规模勘探开发；②形成了有效煤储层评价分类方法，将反映煤岩可改造性的煤体结构、固结程度等关键指标纳入煤层气储层评价指标，构建了煤层气储层评价指标体系；③形成了经济有效的煤层气三维地震评价技术，采用高精度模型技术优化设计三维地震采集参数，在确保资料高质量的同时采集成本降低50%；④采用综合层析反演方法，形成了黄土山地复杂区浅层煤层气地震处理技术，解决了复杂地表校正与成像关键技术瓶颈，分辨率提高10%以上；⑤采用叠前、叠后多种方法进行煤储层物性和含气性预测，形成了煤层气储层地震预测技术，有效指导了煤层气井的高效部署[3-5]。

进入“十三五”以来，针对鄂尔多斯盆地东缘纵向上煤层与煤系地层多层叠置的特点，形成了煤系多目的层甜点评价技术，建立了煤系地层储层分类评价标准和富集“甜点”分类评价指标体系。

2.2 钻完井技术

鄂尔多斯盆地东缘位于吕梁山脉与黄河夹持的山前地带，属于黄土山地区，沟壑纵横，地形复杂起伏大，地表条件复杂，在“十一五”期间以单直井规模开发煤层气难以满足不同地质、地面条件，且开发成本高。

“十二五”期间形成了煤层气丛式井浅造斜钻井技术，研发了煤层气定向井轨道设计与控制系统，建立了煤层气丛式井设计方法，很好地解决了煤层气储层埋藏浅、井眼轨迹三维空间严重受限等技术难题，煤层气丛式井钻完井技术的规模推广应用，彻底改变了我国煤层气开发以单直井为主的传统模式，有效解决了煤层气低成本钻井开发的难题[3]。进入“十三五”以来，建立起了煤层气丛式井工厂化作业的方法体系：①建立集群化建井、批量化实施、流水线作业、一体化管理作业体系，大幅缩短了钻井周期；②提出新的轨迹优化设计方法与井身质量控制标准，减少管杆偏磨。该技术的成功应用，既大大加快了钻井进程，又大幅度节约了井场占地，有效地降低了工程成本。上亿立方米产能建设工程井场数量减少4/5、占地面积减少3/5、地面集输管网减少2/3、钻井周期缩短45%、排采人工费节省1/2、综合成本降低30%。

深层煤层气水平井钻完井技术日趋成熟，已成为深层煤层气规模开发的现实路径。2011年以来，中石油煤层气公司在大宁—吉县煤层气区块分步实施了10口水平井，研究试验了煤层气水平井优化部署、钻完井新工艺新方法，形成了水平井套管固井完井＋定向射孔＋分段压裂工艺技术，TP-02井应用该技术，投排1年后日产气量稳定在12 000 m3以上，突破了深层煤层气开发的技术瓶颈，2015年底滚动实施的3口L形水平井，目前累计产气量已超过 2.5×104m3，产气趋势良好。

形成煤层气小曲率半径定向井技术。将小曲率半径定向井的技术方法与鄂尔多斯盆地东缘地区地质特点相结合，对入靶井斜角、造斜率和煤层进尺等关键轨迹参数进行优化设计，形成了煤层气小曲率半径定向井的设计方法和井型井网设计技术（图1）。该技术具有2大突出特点：①造斜点深，在煤层以上100 m左右造斜，入层井斜角介于84°～88°，煤层进尺由常规定向井的6 m左右增加到100 m左右，大大增加了煤层的泄压面积，有利于提高单井产量；②在煤层气直井段内下泵，能够有效降低因管杆偏磨导致的修井频次。

图1 煤层气小曲率半径定向井与常规定向井轨迹对比示意图

2.3 增产改造技术

针对煤层渗透率低、煤岩机械强度低、压敏突出的特点，通过对试验成果的不断总结，压裂工艺理念由“十一五”的“大液量、大排量、大砂量”，逐步改进为“适度液量、变排量、适度砂比”；研究形成了针对煤层的水基清洁压裂液，摩阻降低60% ，携砂能力提高10倍；研发煤层压裂复杂裂缝三维模拟软件，优选压裂液和支撑剂，精细确定各项施工参数，实施效果得到了明显改善（图2）。借鉴页岩气体积压裂理念，创新形成了煤层气水平井分段压裂技术和“连续油管＋定向喷砂射孔＋带底封拖动”的分级压裂工艺，配套研制了连续油管带底封拖动的多种连续油管专用喷砂器。

图2 煤层气井大规模压裂、定量化压裂裂缝扩展示意图

2.4 排采技术

针对鄂尔多斯盆地东缘煤层气储层敏感性强，照搬国外多峰型排采模式导致的产量下降快、出煤粉卡泵频繁、煤层气上产稳产难等问题，在“十二五”期间提出了面积降压理念，形成了分阶段量化排采控制技术（图3）。“十三五”以来，针对排采不连续和常规修井放产周期长等问题，研究形成了配套的防煤粉、防偏磨技术和高效修井技术，开展了新型无杆举升工艺现场试验，形成了煤层气增强型气举排水采气工艺。

煤层气气藏工程技术不断完善。为获取煤层气开发中的单层动、静态信息，研发了小直径、小排量、宽量程生产测试仪器，解决了煤层气井筒内流体流向复杂、环空测试空间狭小等难题。形成了反褶积试井解释方法，解决了煤层气渗透率、泄流半径等渗流参数获取困难等问题，提出了定量化计算井间干扰程度的新方法，对精细排采管理、优化井网部署等具有重要指导意义[6]。

图3 分阶段量化排采控制示意图

2.5 地面集输技术

针对在煤层气开发初期，没有系统的煤层气地面集输建设标准，地面建设成本较高，建设周期较长等问题，结合煤层气多井、低产、低压、低成本的特点，通过“十二五”攻关，建立了煤层气地面设计方法和管网建设思路，简化、优化了工艺流程，形成“一站多井、井间串接、低压集气”的地面工程低成本建设模式，流程简单实用，方法先进可行。研发了动态露点装置和恒温露点装置，能满足煤层气输气管道的气质输送要求，实现集气站交气的目的和低成本气质控制。在采出水处理方面，建成了“同沟敷设、气水分输、集中处理”煤层气地面集输系统；研发和推广应用一体化、橇装化装置，推进全自动橇装集气站建设，建成国内煤层气行业首个无人值守集气站（图4）。

图4 保4集气站全橇装无人值守场站照片

3 下一步重点发展方向

当前，在国家能源政策、能源安全保障以及非常规天然气对常规天然气进行主动接替的发展形势下，迫切要求非常规天然气产量快速增加，为煤层气产业发展提供新的历史机遇。

总的来说，机遇包括6个方面：①美丽中国建设奠定了天然气开发和利用的总基调；②天然气发展规划、煤改气、城镇化等重大政策推动的蓝天计划；③2020年天然气在一次能源中消费比例将提高到10%的能源结构变化；④实现煤矿本质安全生产，须贯彻落实“先采气后采煤”的安全开发理念；⑤相同热值气/油价格比不断攀升，财政补贴延续和范围增加的政策利好；⑥2018年我国天然气产量1 610×108m3，消费量 2 803×108m3，对外依存度达42.6%，且天然气消费量增速高于产量增速的能源需求形势[7-10]。

而煤层气作为清洁能源，具有能源、安全和环保3大属性，在把握历史机遇的同时，通过深入分析煤层气业务实现效益发展所面临的重大问题，认为在煤层气增储、增产、增效上主要面临3大挑战：

1）煤层气发展区域很不均衡，急需寻找后备接替区。我国煤层气资源主要集中分布在我国中西部的8个大型聚煤盆地，目前煤层气勘探开发主要集中在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘和蜀南地区，其余煤层气资源富集的盆地均未进行规模勘探开发，勘探开发程度极不均衡。

2）煤层气开发技术适应性不够，单井产量亟待提高。目前煤层气探明储量的平均动用率仅为30%，除鄂尔多斯盆地保德和沁水盆地樊庄区块外，其他区块产能到位率不足50%，亟需进一步研究低产井制约关键因素，探索相适应的主体开发配套技术，提高储量动用率，提高煤层气单井产量。

3）煤层气开发体制机制不健全，配套政策有待完善。目前，煤层气开发项目手续繁琐，办理周期长，据统计，煤层气开发项目从开展前期工作到正式投入生产，需办理4大类73项手续，环评和用地审批仍然是重要难题，严重制约了产能建设速度。同时，煤层气产出的自身特点决定了从勘探到开发周期长，是慢活、细活和难活，具有投入大，回报周期长，投资风险大等特点，影响投资者积极性，且现行制度条件下还存在地区保护主义现象，特别需要政府加大政策支持力度。

面对上述“三大挑战”，必须在着力突破规模优质储量发现、提高单井产量、创新管理体系等方面狠下功夫，才能实现煤层气规模效益开发[10-14]。

3.1 加快新疆地区中低煤阶煤层气战略接替规模突破

“十三五”以来，中石油煤层气公司在充分总结国内外和我国保德区块煤层气成功开发的经验基础上，对中石油矿权区域的煤层气资源进行了全面评价，最终确立了“立足鄂东、突破新疆、发展内蒙、探索新区”的发展思路，通过对新疆地区煤层气地质条件的全面深入评价，明确了准噶尔、吐哈—三塘湖盆地是我国当前建设第3个煤层气产业基地的现实地区，具有以下3个方面的有利条件。

1）准噶尔、吐哈—三塘湖盆地为大型侏罗系聚煤盆地，煤层分布广，厚度大，据第4次资源评价结果，该区域煤层气资源量分别占全疆和全国的77.4%和19.4%，占全国低阶煤层气资源的56.5%，具备形成大型煤层气田的地质条件和优质资源基础。

2）中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘持续攻关形成的中低煤阶煤层气勘探开发理论和技术，为新疆地区提供了较成熟的煤层气勘探开发技术条件。

3）国家能源局《煤层气勘探开发行动计划》、新疆地区煤层气发展规划、美丽中国建设、“一带一路”战略以及煤改气等政策的实施为新疆地区煤层气等清洁能源加快发展带来了新的历史机遇，提供了良好的煤层气勘探开发社会环境。

下一步中石油煤层气公司将加大新疆地区中低煤阶煤层气勘探开发力度，首选在准噶尔盆地南缘及后峡、准噶尔盆地东部五彩湾、三塘湖盆地3个有利区带开展规模增储和产能建设，加快建设我国第3个煤层气产业基地。技术层面在借鉴应用鄂尔多斯盆地东缘中低煤阶煤层气勘探开发技术的同时，亟需针对新疆地区煤层厚、层数多、倾角陡等地质特点，围绕高倾角煤层支撑剂填充困难、厚煤层的充分改造困难、高倾角煤层排采工艺和低煤阶煤层气排采控制等问题，重点开展高倾角、多煤层、低煤阶煤层产气潜力评价、高效压裂、顺煤层井压裂、举升工艺优化和排采控制技术等攻关和试验，加快形成适应新疆地区中低煤阶煤层气地质条件的技术系列。

3.2 持续攻关已开发区增产和提高采收率技术，大幅提升开发效益

目前，在鄂尔多斯盆地东缘煤层气主产区，除保德区块外，其他区块的平均单井日产气量都偏低，产能到位率普遍低于50%。亟需针对以下技术开展攻关研究：①不同地质单元低产成因、产量主控因素不明确；②压裂工艺与井网井距匹配性差、单井控制面积小、二次压裂成功率低；③排采工作制度对产能影响未进行量化；④缺乏有效提高采收率的技术。重点开展低产井制约关键因素、开发区未动用甜点预测、高效建产区综合评价、低产恢复、面积耦合降压提高单井产量、注热蒸汽、注气驱替提高采收率等技术攻关研究，以提高单井产量，改善开发效果。

3.3 强化深部煤层气及煤系地层天然气综合开发，提高资源综合利用率

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发实践证实煤系地层具有多套含气地层叠置赋存的特征（图5），要加大煤层气、致密气及页岩气综合勘探开发力度，围绕综合开发缺乏关键的采气工艺、地面集输配套工艺、生产管理机制等问题，重点开展煤层气与煤系地层天然气综合开发地质甜点评价、层位组合优选、增产改造工艺、排水采气工艺、多通道控制、生产动态监测、开发技术政策、地面配套工艺等技术攻关研究，形成配套技术体系，大幅度提高煤系气资源利用效率和效益，推动煤层气产业可持续发展[15-17]。

3.4 建立基于人工智能和大数据的煤层气田智能信息技术，提升煤层气田开发水平

煤层气井数多、单井产量低、生产周期长，与常规气田相比，开发管理更加复杂，要实现煤层气田更大规模商业开发，必须持续创新开发管理模式。要重点围绕受低成本限制，开发管理水平远低于常规气田；各种智能分析及辅助决策系统相互独立，造成勘探开发生产链中数据流不连续，增加了人工和管理成本，降低了生产效率等问题，攻关建立大数据智能预测甜点区技术、智能型煤层气压裂工作平台、智能化排采控制技术，研究形成统一的模拟分析及辅助决策一体化平台，提高开发生产智能化水平，实现降本增效。

3.5 开展煤层气效益开发创新管理体系研究，为煤层气效益开发提供科学的制度保障

针对煤层气前期投入高、建产周期长、投资回报慢的特点，要重点开展煤层气产业政策、管控模式、管理机制、经济评价方法、销售体制、标准体系的梳理与研究，建立与煤层气效益开发相适应的创新管理体系，提高效率，降低成本，为企业制度和国家煤层气产业政策制定提供科学依据。同时要积极寻求国家和地方各级政府的大力支持，共同促进煤层气产业的稳健发展[18-19]。

图5 鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤层与煤系地层配置关系示意图

4 结束语

鄂尔多斯盆地东缘煤层气的规模开发为国家提供了宝贵的清洁能源，为煤矿安全生产、节能减排提供了新路径、做出了新贡献。纵观世界能源格局变化，非常规天然气开发已成为油气行业的主攻方向之一，煤层气等非常规天然气资源丰富，勘探开发潜力巨大，应持续推进管理创新和技术创新，突出加快在新疆地区建设我国第3个煤层气产业基地，做大做强做优煤层气业务，促进我国煤层气产业加快发展。