煤层气

中国煤层气开采技术现状及趋势

随着经济持续发展对能源需求的日益增加和常规油气资源的日益短缺，世界各国都在积极寻找开发新的能源，以弥补常规油气资源的缺口。合理地开发煤层气资源，不仅可以大幅减少矿难事故，而且有助于减少国民经济对常规油气资源的依赖。根据最新资源评估结果，俄罗斯、加拿大、中国、美国及澳大利亚等国都跻身于煤层气大国行列，许多国家都进行了煤层气开发的有关研究，且逐渐实现了商业化开采。

煤层气是自生自储的非常规天然气，主要成分为甲烷，以吸附和游离状态赋存于煤层和围岩中，其热值与天然气相当。由于煤基质中发育有大量的微孔隙，孔径可小至0.5～1.0nm，其比表面积极大，对甲烷分子具有很强的吸附能力，而使水分子难以进入，通常煤层气只存在于地层的割理中。

当煤层气经割理流动至井底时，常常伴有大量的水产出，因而需要专门的排采设备来降低井底压力，促进煤层气解吸。煤层气在储层物性、开发机理、开发方式等方面与常规天然气有很大的不同，为提高煤层气开发的经济效益，国外对其开发技术进行了多年的研究探索，取得了显著的成就。

20 世纪80 年代，美国开始进行煤层气的勘探和开发，目前已形成世界上最成熟、最完备的煤层气开发技术体系。自此以后，加拿大、澳大利亚及我国也相继开展了煤层气的勘探开发试验研究，在借鉴美国开发煤层气成功经验的基础上，各国针对具体的煤层特点，开发了一系列新技术，如加拿大的连续油管压裂技术和水平井分段压裂技术、澳大利亚的U 型井技术及多层扩孔技术。

由于我国煤储层条件复杂，勘探开发又相对较晚，目前尚未形成规模化、商业化开采。为加快我国煤层气商业化、产业化，本文专门就煤层气井钻井技术、压裂增产技术、排水采气技术、提高采收率技术及煤层气开发数值模拟技术现状进行了介绍，对煤层气开发技术的发展趋势进行了探讨，以为业内人士参考。

1 煤层气开发技术现状

1.1 钻井技术

由于煤层气储层一般都具有低孔、低渗的特点，如果采用常规的直井开采，即使后续进行压裂作业，其单井产能依然十分有限。因此，针对煤层气储层的特点，逐渐研发形成了多分支水平井钻井技术、欠平衡钻井技术、超短半径水平井钻井技术、U 型井钻井技术及电磁波导向钻井技术等，以增加气井与煤层的接触面积，提高煤层气井的单井产能。

1.2 压裂增产技术

开发煤层气应用最为广泛的增产技术是水力压裂技术。压裂增产技术主要包括压裂液技术、压裂工艺技术、裂缝监测技术。目前，煤层气水力压裂单翼缝长可达60～150m，增产效果比较显著。

1.2.1 压裂液技术

煤层气压裂液主要有清水压裂液、凝胶压裂液、泡沫压裂液、气体压裂液等。自20 世纪90 年代开始，斯伦贝谢公司在圣胡安盆地的南部欠压与欠饱和煤层广泛采用CO2泡沫压裂技术，占总压裂作业的90%左右。2008 年，该公司开发了新型的CoalFrac 压裂液，通过添加CBMA 添加剂，在优化脱水的同时，降低了颗粒运移速度。该压裂液在黑勇士盆地的应用效果表明，与其他压裂液作业相比，产量提高了38%。目前，北美地区普遍采用氮气压裂方式，连续油管拖动逐层压裂，单井可连续压裂20～30 层，压裂氮气排量可达1500m3/min。

1.2.2 压裂工艺技术

依据煤层气井井型的不同，可以分为常规压裂和水平井压裂，包括分层压裂及水平井多级压裂。国外先进的煤层气压裂技术主要由哈里伯顿、贝克休斯、斯伦贝谢、BJ 等公司开发。压裂施工技术，如连续油管压裂技术，近年发展迅速，煤层由于埋藏浅、含有多层结构、对排量要求低，适用于连续油管作业进行压裂改造。

国外煤层气藏中的干气藏普遍采用连续油管氮气泡沫压裂方法进行增产改造，相比常规方法，可缩短很多时间，一天内即可完成一口井的压裂作业。目前作业极限深度为4389.12m，能够连续压裂20～30 层，氮气排量可达1500m3/min。

该方法在加拿大马蹄谷地区应用较为普遍，平均单井产量达3500m3，高产区可达12000～15000m3/d。2005 年，山西潘河示范工程项目中PH1 井和PH1-006 井尝试采用氮气泡沫压裂技术，压后日产气量分别为2000～5800m3和3000～4000m3，增产效果是邻井水力压裂的1.5 倍左右。

2011 年，内蒙古呼伦贝尔市阿木古朗镇和煤2 井应用中国石油集团渤海石油装备制造有限公司研制的氮气泡沫压裂泵车进行施工作业，氮气注入排量达到1120m3/min，注入液氮200m3，施工时长130min，压裂取得了一次成功。但是，我国目前该技术的应用还不十分成熟，仍需要积累大量的施工经验。

1.2.3 裂缝监测技术

裂缝监测技术主要包括化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测、电位法及井温测井，其中应用较为广泛的是微地震监测。斯伦贝谢公司研制的StimMap Live 微地震监测系统可以实时监测裂缝的发育情况，及时为现场施工提供指导。Pinnacle 公司（已于2008 年底被哈里波顿公司收购）开发的FracTrac裂缝微地震成像技术，可以实时提供裂缝的空间形态，优化压裂措施和井位设计，以及开发方案，Pinnacle 公司的微地震专业化服务处于世界领先水平，其压裂监测服务中的90%以上均采用微地震监测技术。

1.3 排水采气技术

几乎所有的煤层气田都要实施排水作业。排水，一方面可以减少静水压力，利于煤层气从微孔隙解吸；另一方面可减少煤气层的含水饱和度，提高其相对渗透率，利于解吸气流向井底。

自20 世纪80 年代中期，美国开始陆续尝试各种排采设备来排水采气，现已形成部分煤层气专用开采设备及工艺技术。该国常用的煤层气排采设备虽然仍以有杆设备为主，但对整机设计和

选型方面提出新的方法，在以圣胡安和黑勇士盆地为主的煤田取得了良好的经济效益。自1986 年，为了适应煤层气井产出液中的煤粉及气液混合流体，并考虑投资成本和运行成本等，美国开始试验应用螺杆泵排水技术。

目前，在黑勇士盆地、阿巴拉契亚盆地、圣胡安盆地和拉顿盆地，大约有1500台螺杆泵在进行排采。根据一些煤层气井的排水量大、排量变化范围大、有杆泵设备在斜井与水平井应用受限的情况，美国开始广泛使用潜油电泵排采。

目前，我国煤层气井有2600 多口，投入排采1000 多口，以游梁式抽油机为主，仅有数十口采用电潜泵或螺杆泵技术。由于我国煤层赋存条件、地质构造复杂，煤层气抽采环境千变万化，抽采技术与装备不够先进，抽采难度还很大。随着矿井开采深度加大，地应力和压力增加，煤层气抽排难度还会进一步加大。我国煤层气抽采率（采出的煤层气量与煤层气赋存总量之比）平均仅为23%，而美国、澳大利亚等煤层气主产国的煤层气抽采率均为50%以上。

1.4 提高采收率技术

在煤化作用过程中，煤层中会产生煤、水、CO2和煤层气。除煤本身，其他物质则储存在裂缝空间及煤的表面。天然气更倾向于吸附在煤的表面而达到静水平衡状态，当压力下降时，煤层气将发生解吸。

有4 种方法可以促进煤层气解吸：①排水降低系统压力；②注入惰性气体（如N2）减少煤层气分压；③注入气体（如CO2）置换煤层气；④注入混合气体（CO2、N2、空气、烟道气等），利用注入气体的置换作用和增渗作用促进煤层气解吸。一般称后3 种技术为煤层气提高采收率技术。

目前，世界范围内煤层气提高采收率技术大都尚在进行微型先导性试验，多井先导性试验技术正在逐步开发，但还没有得到商业化应用。美国是世界上最早进行CO2-ECBM 技术试验的国家，Burlington 能源公司在1995 年对圣胡安盆地的Allison 区块单元进行了CO2-ECBM 先导性试验，加拿大和澳大利亚等国家也相继进行了相关试验研究。

这一系列的CO2-ECBM 先导性试验都展开得比较顺利，取得了很好的效果，积累了丰富的经验。以圣胡安Allison 区块试验为例，试验中发现CO2突破比N2突破慢，储层模拟验证煤层气采收率得到了提高，大量的CO2被埋存于煤层中，CO2/CH4的注采比大约为2.9。

自2002 年开始，在中加两国政府的支持下，中联煤层气公司开展了CO2注入埋存、提高煤层气采收率方面的理论与技术研究。虽然目前项目取得了很大进展，使我国已成为继美国、加拿大之后第三个掌握“深煤层注入埋藏CO2开采煤层气技术”的国家，但我国CO2地质埋存技术研究还十分薄弱，离CO2地质埋存工程的实际实施还存在很大距离，尤其是注入煤层的CO2-ECBM 技术。此外，我国的CO2运输技术也比较薄弱，主要依靠油罐车运输。这显然不能满足工业性CO2大规模埋存的运输转移能力要求。

2 煤层气开发技术的发展趋势

2.1 钻井及钻井液技术