山西省煤层气勘探开发现状与发展趋势

王 坤 张国生 李志欣 梁 坤 黄金亮

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

1 煤层气资源规模与分布特征

山西省是我国煤炭大省，煤层气资源十分丰富。2010年以来，多家机构对省内主要含煤盆地的煤层气资源规模进行过评价。2012年由山西省煤炭地质勘查研究院完成的“山西省煤层气资源潜力评价”结果显示2000m以浅煤层气资源量约8.31×1012m3，主要分布在沁水、鄂尔多斯盆地东缘(鄂东)、宁武等盆地(地区)，占全省资源总量的95.6%，其中沁水盆地煤层气资源量约5.39×1012m3，占全省总量的64.9%。

2015年的“全国煤层气资源动态专项评价”和2016年的“中国石油第四次全国油气资源评价”分别对山西省内的沁水、宁武盆地以及横跨晋陕甘蒙四省的鄂尔多斯盆地煤层气资源量进行了评价并得到相同的结果，其中2000m以浅沁水、宁武盆地煤层气资源量分别为4.00×1012m3和0.36×1012m3，较2012年的“山西省煤层气资源潜力评价”结果分别减少1.39×1012m3和346×108m3。根据鄂尔多斯盆地煤层气资源分布特征，推测山西省内鄂东地区煤层气资源量约1.60×1012m3，较之减少0.55×1012m3(表1)。资源量减少的主要原因是新的评价工作利用的钻井数据更多，数据更为可靠，煤层含气量多采用实测数据或利用煤层气吸附量-埋深交会图获得。因此，本文对山西省煤层气勘探开发发展趋势的预测主要依据新的评价数据。

表1 山西省富煤层气盆地资源评价结果

*本文推算值

2 煤层气勘探开发现状

2.1 煤层气产量保持稳定增长

截至2018年底，境内累计探明煤层气地质储量5.81×1011m3，占全国探明储量的89.2%。由于储量核销等原因，近5年新增探明储量逐渐减小，累计探明量增长放缓并出现下降，2016年累计探明储量达到最大6.12×1011m3(图1)。沁水煤田是目前山西省境内探明程度最高的煤田，截止2018年底累计探明4.35×1011m3，占全省探明储量的74.8%。沁水煤田以外的各煤田煤层气资源规模落实程度较低，资源探明率低。

图1 山西省煤层气储量增长趋势

随着沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘(鄂东)煤层气资源的规模开发，山西省内已建成沁水和鄂东两大煤层气产业基地，煤层气产量占全国总产量比例保持在90%以上。“十三五”以来，山西省煤层气产量增长不断提速，2019年山西省规模以上企业实现煤层气产量6.41×109m3，较2018年增长1.39×109m3，增幅达25.2%(图2)。2020年1～2月煤层气产量1.06×109m3，在主要工业产品产量受“新冠疫情”影响而出现不同程度下滑的情况下，实现同比增长2.8%。

图2 山西省煤层气产量增长趋势

2.2 沁水盆地高煤阶煤层气实现规模开发

在煤层气的研究中，通常将0.50%2.00%为高煤阶。沁水盆地聚煤作用主要发生在二叠系太原组、山西组的潟湖和三角洲平原环境中，其中太原组15号煤层和山西组3号煤层厚度稳定展布连续，保存完整，受高温和相对低压的区域变质作用下，煤岩变质程度普遍达到高煤阶。煤层微孔隙和裂隙发育，甲烷吸附能力强，15号和3号煤层的含气量分别为8～30m3和10～20m3。

2005以来，沁水盆地南部郑庄、潘庄、樊庄、柿庄南、柿庄北、马必等区块先后投入规模开发。中国石油华北油田探明我国第一个千亿方煤层气田，最高日产超过3.50×106m3/d，截至2018年累计产量达到6.45×109m3；2018年中联煤层气公司在潘庄等区块实现产量1.17×109m3，累计产气6.89×109m3。经过开发实践，沁水盆地高煤阶煤层气产能建设选区取得进步、低成本可控水平井技术在探索中取得成效，直(丛式)井水力压裂储层改造技术实现升级换代，800m以浅煤层气开发技术日趋成熟，产量保持稳定增长。

2.3 鄂东地区中煤阶、中深层煤层气开发获突破

鄂尔多斯盆地煤层气主要勘探层系是石炭-二叠系，煤层Ro，max分布范围0.7%～2.6%，中煤阶至高煤阶不等。鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深相对浅，煤层气勘探程度最高，相对低的热演化程度造成该地区煤层含气量稍低于沁水盆地(6.5～11.2m3/t)。近年来中石油、中石化等油公司在鄂东地区山西省域内勘探开发成效显著。其中北部中低煤阶区保德区块建成我国首个大型中低煤阶煤层气田，截至2018年累计提交探明储量3.44×1010m3，产气2.58×109m3。

南部高煤阶区延川南区块建成我国唯一投入商业开发的深层煤层气田，煤层埋深1000～1600m，平均深度1280m，日产气超过1.10×106m3，截至2018年累计提交探明储量2.08×1010m3，产气1.02×109m3。面向深层煤层气的水平井、小曲率半径定向井、多分支井的成功实施，为今后煤层气勘探开发大规模走向深层提供了技术支撑。

3 煤层气产业发展趋势

3.1 煤层气勘探开发发展方向

3.1.1 中深层、中低煤阶煤层气开发有望实现规模化

当前山西省内煤层气的开发多针对800m以浅的煤层，随着浅部资源的不断开发，未来将大比例转入中深层。深部煤层处于高地温、高地应力、高储层压力和低渗透率的地质环境中，煤层气富集规律与浅层有很大不同。鄂东地区南部延川南气田的成功开发得益于低成本的钻完井技术、适用的增产改造技术和智能化精细排采控制等技术的不断完善，为其他地区深部煤层气的勘探开发提供了借鉴。沁水盆地煤层气钻井揭示煤层含气量随深度的增加而增大，中深层煤层气勘探潜力巨大。中国石油华北油田在盆地南部马必东区块在超过1000m埋深的煤层中实现效益开发，突破了以往埋深800m以深的煤层气不宜开发的认识，平均单井日产超过2000m3，目前仍处于产量上升期。

保德中低煤阶煤层气田的商业开发解放了鄂东地区广泛分布的中低煤阶煤层气资源，形成了适用于中低煤阶煤层气特点的勘探开发技术序列，如“适度液量、变排量、适度砂比”的储层增产改造技术，“双控制逐级排采法”的排采工艺技术等。从2015年底建成5.50×108m3产能至今保德气田稳产状态良好，可稳产至2023年。

3.1.2 技术进步有望驱动煤系“三气”共探合采

煤系“三气”系指与煤系地层有关的页岩气、煤层气和致密砂岩气，三者以不同的富集状态共生于海陆交互相的含煤地层中。山西省含煤盆中广泛发育的煤系烃源岩多已达到成熟阶段，与煤层间互发育的三角洲相砂岩层，海陆过渡相页岩层为致密气和页岩气的富集提供了有利储集空间。目前省内煤系地层中的致密气已经实现商业开发，页岩气勘探取得重要进展。鄂东地区大吉-吉县区块致密气田已建成6.00×108m3产能，2017～2019年已稳产3年，累采气1.81×109m3，具备10年以上稳产潜力。鄂东地区石炭系本溪组和下二叠统太原-山西组煤系地层中发现存在海陆过渡相的页岩气层，多口井获得工业气流。

由于煤系“三气”具有不同的赋存状态和储层特征，对储层改造和排采工艺的要求也不相同，实现“三气”合采的关键配套技术目前还处在试验和起步阶段。山西省煤炭地质局对沁水盆地榆社—武乡区块深部煤系地层(产层埋深1300～1350m)的煤层气、页岩气、致密砂岩气进行了分压合采试验并且较好效果，最高日产达到1000m3，稳产近一年，为煤系三气共探合采的储层改造工艺和开发方式提供了实践经验。

3.2 煤层气储产量增长趋势预测

3.2.1 储量增长趋势预测

以沁水盆地为例，截至2018年，中国石油、中国石化、中联煤层气等公司在约2360km2累计探明地质储量约4.35×1011m3，资源探明率仅11%，未来储量增长空间仍然很大。基于近年来山西省煤层气勘探开发成果、2016年中石油第四次油气资源评价获得的煤层气资源量新认识，结合山西省煤层气勘探开发展方向，在以往煤层气储量数据的基础上，对2020～2030年山西省煤层气储量增长趋势进行预测。

Al-Fattah 和Laherrere推导出哈伯特模型的年新增储量(产量)与开发时间的关系为：

其中Q为年新增储量或产量；为油田年产量高峰值；b为模型参数；t为投产后年份；tm为产量高峰年份。由于技术的不断进步和油气分布相对不集中，天然气储产量的增长多呈现多个增长高峰，据此可利用多个哈伯特模型叠加的方法(多旋回哈伯特模型)，对历史数据进行拟合并对趋势进行预测，表示为：

其中k为旋回个数，bi为第i个模型的参数。

通过对2009～2018年储量发现规律和山西省煤层气资源量的综合分析，同时考虑技术进步可能带来的中深层、中低阶储量发现，研判认为“十四五”末年新增探明储量有望达到6.00×1010m3的规模并稳定至“十五五”末。据此利用多旋回哈伯特模型对2009年至2030年的储量增长过程及趋势进行拟合，确定k值为12，模型参数如表2，年新增储量变化过程如图3。根据预测，“十四五”期间山西省有望提交探明地质储量2.75×1011m3，截至“十五五”末累计提交探明储量1.24×1012m3，资源探明率达到约21%，有效支撑煤层气产量的持续增长。

表2 山西省煤层气储量增长历史拟合及趋势预测多旋回哈伯特模型参数(2009～2030)

图3 山西省煤层气储量增长趋势预测

当前山西省煤层气产业正处在发展的重要战略机遇期，一是“十四五”我国能源结构调整进入行动期，天然气的利用进一步增长，地位进一步提高；二是我国“清洁低碳，安全高效”能源体系发展战略决定了天然气(含煤层气)将成为从以煤炭为主体的化石能源向可再生低碳绿色能源转型的桥梁；新形势下的能源安全观要求要大力提升国内天然气产量，有效抑制过高的对外依存度。因此，若前文所述的对策建议(激励政策)落地见效，与技术进步形成“双端驱动”，“十四五”期间新增探明地质储量超过3.10×1011m3，截至“十五五”末累计提交探明储量超1.36×1012m3，资源探明率升至约23%。

3.2.2 产量增长趋势预测

截至2018年，山西省已开发探明地质储量达到1026.94×108m3，仅占累计探明地质储量的17.7%，实现产量51.2×108m3，产量增长空间仍很大。根据近年来山西省煤层气田开发情况及建产速率，结合对山西省煤层气储量增长趋势的预测，采用多旋回哈伯特模型对2020～2030年山西省煤层气产量增长趋势进行预测。

在考虑煤层气已探明储量的开发利用、低效区和老区的盘活，以及技术进步带来的中深层、中低阶储量的规模建产等因素的前提下，通过2009年至2019年的产量增长过程的拟合，预测山西省煤层气产量有望在“十五五”中期达产120×108m3左右并保持相对稳定，从而确定模型k值为7，模型参数如表3，产量增长过程如图4。根据预测，山西省煤层气产量有望在“十四五”末达到105×108m3的规模，并在2028年达产120×108m3左右并保持相对稳定，约占全国煤层气总产量的83%；若“十四五”期间有利于煤层气产业发展的激励措施落地见效，与技术进步形成双端驱动，预计会在“十五五”末带来约20×108m3的产量增量，山西省煤层气产量有望在2025年达产115×108m3，“十五五”中期达到140×108m3的规模并保持稳定。

表3 基于多旋回哈伯特模型的山西省煤层气产量历史拟合及趋势预测参数(2014～2030)

图4 山西省煤层气产量增长趋势预测