深层煤层气：正在崛起的能源新星

  [中国石化新闻网2024-01-24]
  □赵石虎刘曾勤陈新军
  作为煤炭资源大国，我国煤层气资源丰富，据自然资源部2022年最新统计数据，埋深2000米以浅的地质资源量约为30.05万亿立方米，可采资源量约为12.5万亿立方米，其中，高煤阶、中煤阶、低煤阶煤层气资源结构完整，地质资源量各约占1/3。2000米以深的地质资源量为40.71万亿立方米，可采资源量为10.01万亿立方米。我国煤层气资源在鄂尔多斯、沁水、吐哈、准噶尔、松辽、塔里木、四川等盆地均有分布，地质资源总量接近26万亿立方米。其中，中国石化探区内煤层气地质资源量约为10万亿立方米，占全国煤层气地质资源总量的1/7，主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔盆地。
  煤层气勘探开发进展
  国外煤层气勘探开发主要集中在美国、加拿大与澳大利亚等国家。
  美国是煤层气产业与技术的发源地，自20世纪80年代开始，先后在圣胡安、黑勇士、粉河等盆地实现煤层气规模商业开发，2008年产量达556.71亿立方米，之后由于页岩气产业的兴起，煤层气投资和勘探开发工作量锐减，产量逐年下滑，目前年产量规模在200亿立方米左右。
  2000年，加拿大改进美国的理论技术体系，实现了煤层气商业开发，2009年产量达95亿立方米，后因多方面原因，产量持续下降，2018年降为51亿立方米左右。
  澳大利亚自2014年以来重点关注煤层气与致密砂岩气多气共采，大幅度降低了勘探开发成本，实现单井产量大幅提升，2018年产量约393亿立方米，取代美国成为全球煤层气最大生产国。目前，煤层气年产量超过400亿立方米，居全球首位。
  我国煤层气的探索始于20世纪80年代，前期主要针对1500米以浅的煤层气资源开展评价和勘探。“六五”期间，我国首次组织开展全国瓦斯资源大调查。之后，中联煤层气公司、蓝焰煤层气公司、煤层气开发利用国家工程研究中心、煤矿瓦斯治理国家工程研究中心、中国石油煤层气公司等相继成立，煤层气产业发展得到极大推动。
  然而，受资源禀赋、开发理论技术等因素影响，“十一五”到“十三五”期间，我国煤层气产业发展缓慢。“十一五”为规模起步期，产量年平均增速达140%，“十二五”进入调整期，产量年平均增速为23.8%，“十三五”产业发展进入瓶颈期，产量年平均增速仅为7.5%，2020年产量为67亿立方米。
  “十四五”以来，我国深层煤层气勘探开发取得突破性进展，煤层气年产量再次提速，2021年产量77亿立方米，增速14.9%；2022年产量98亿立方米，增速27.3%；2023年产量117亿立方米，增速20.5%。煤层气开发利用规模快速增长，已经成为补充天然气供应的区域性气源。
  我国煤层气资源赋存条件复杂，煤储集层品质差、非均质性强，开发技术难度大。经过40余年的探索与实践，煤层气勘探开发理论与技术取得显著进展，在“十二五”和“十三五”国家科技重大专项和中国石油、中国石化、中国海油、新华燃气等企业重点项目支撑下，地质、钻井、压裂、排采四大关键核心技术体系不断突破，针对沁水浅层高阶煤层气、鄂尔多斯深层中高阶煤层气、准噶尔深层中低阶煤层气、四川深薄层煤层气提出了多套煤层气富集模式与选区方案，形成了煤层气储层测试-测井-地震精细描述技术体系、直井-定向井-多分支井-水平井钻完井技术体系、理论计算-物理模拟-施工工艺-裂缝监测储层改造技术体系、精细排采控制技术体系。目前，我国已建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，已发现潘庄、樊庄、韩城、柳林、延川南、大吉、神府等多个煤层气田。
  深层煤层气勘探取得战略性突破
  深层煤层气通常指埋藏深度超过1500米的煤层气资源。深层煤层气资源丰富，勘探领域广阔，我国埋深大于1500米的深层煤层气资源量可达50万亿立方米，占全国煤层气资源量的70%，中国石化油气矿权内深层煤层气资源量超7万亿立方米。
  与浅层煤层气不同，深层煤层气具有储层压力大、含气量高、游离气丰富等特点。研究表明，80%以上浅层煤层气为吸附气，含气量一般为10~20立方米/吨，深层煤层气含气量高达40立方米/吨，是浅层煤层气含气量的2~3倍，吸附气占比较低，游离气占比最高可达50%，具备高产稳产的基础。但深层煤储层地应力高、有效应力大、渗透率差，需要通过水平井分段压裂技术才能有效动用，开发成本高、技术难度大。
  目前，深层煤层气勘探已在多个盆地取得战略性突破，形成了增储建产的新阵地。“十四五”以来，中国石化在延川南区块年产煤层气4亿立方米，累计产气28.8亿立方米，实现了中-深层煤层气商业规模开发；2023年，在大牛地气田阳煤1HF井与南川区块阳2井取得了深层煤层气勘探重大突破，水平井阳煤1HF井峰值日产达10.4万立方米，6个月累计产气1373万立方米，直井阳2井峰值日产1.8万立方米，7个月累计产气253万立方米，展示了深层煤层气良好的勘探开发前景。中国石油在鄂东大宁-吉县提交探明储量1122亿立方米，2023年产量超10亿立方米，2025年产量将达50亿立方米。中国海油在鄂东北神府区块提交探明储量超1100亿立方米，2023年产量超1亿立方米。
  通过系统总结深层煤层气典型井区的成藏特征与改造效果，初步形成了一定的理论认识和技术成果。
  第一，初步落实了不同盆地主力煤层展布与煤质特征。我国主要发育石炭-二叠系海陆过渡相和侏罗-白垩系河流-湖泊相煤层，其中，石炭-二叠系海陆过渡相煤层以鄂尔多斯、四川、渤海湾等盆地为代表，为海相、海陆过渡相沉积环境，分布面积广；侏罗-白垩系煤层以准噶尔、吐哈、塔里木盆地为代表，属河-湖相沉积环境，局部富集。此外，明确了缓慢稳定海侵背景下形成的煤层单层厚度大、煤质较好；持续快速海侵背景下形成的煤层单层厚度小、层数多、煤质好；滨湖沉积背景下形成的煤层单层厚度大、煤质一般。
  第二，建立了岩芯观测-CT扫描-测井响应煤岩类型综合评价技术、深层煤储层关键参数精细描述技术体系、煤储层吸附-游离气预测方法，明确了深层中高阶光亮-半亮煤生气量大、裂隙发育、吸附性好、含气量与游离气占比高，是优先突破方向。数据显示，鄂尔多斯盆地与四川盆地中高阶煤层兰格缪尔体积为7.8~21.7立方米/吨，含气量为11.2~46.7立方米/吨，准噶尔盆地低阶煤层兰格缪尔体积为4.59~9.4立方米/吨，含气量为5.9~17立方米/吨，显著低于中高阶煤层含气量，利用水平井与大排量体积压裂改造后，单井可试获超10万立方米的峰值日产，远超浅层煤层气产量。
  第三，针对深层煤层气富含游离气的特点，提出了深层煤层气“煤岩煤质、保存条件、埋藏深度”控气机理，揭示了有利煤岩煤质（较高演化程度的低灰半亮-光亮煤）是基础，控制煤的生烃能力与储集性能；良好保存条件（构造稳定区、灰岩与泥岩顶板）是关键，有利于煤层气聚集成藏；适宜埋藏深度（临界深度以下，游离气占比增加）是保障，影响煤层气赋存状态。在此基础上形成了深层煤层气“生烃性、储集性、保存性、含气性、可压性”一体化选区-目标-甜点评价技术，应用该技术优选了中国石化探区内深层煤层气有利区资源量超3万亿立方米。
  第四，针对煤层“高泊松比、低弹性模量”难改造、有效支撑缝延伸较短的问题，形成了以“远支撑”为核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撑的压裂技术，逐步探索排量由12立方米/分提高到18立方米/分，提高缝内净压力，增大改造面积，提高远端铺砂浓度，单井液量由2000立方米逐步提高到10000立方米，充分延伸裂缝，同时，单井砂量由150立方米提高到1000立方米，实现远距离支撑，延川南、大牛地与南川等区块应用效果显著。
  深层煤层气增储上产仍需进一步攻关
  深层煤层气已实现单井战略突破，但是总体尚处于探索阶段。我国深层煤层气类型多样，地质条件复杂，资源禀赋差异大，富集高产机理尚不明确；勘探开发工程关键技术尚不成熟，投资回报率低，效益开发难度大；深层煤层气勘探程度低，矿权少，增扩矿权面临挑战。为推进深层煤层气的增储上产，需进一步加强以下几方面的持续攻关：
  一是加大新区新层系新领域勘探开发力度。目前，中-高阶深层煤层气已在鄂尔多斯盆地东缘实现了规模有效开发，勘探层位为太原组8号煤。山西组5号煤储层条件与8号煤相当，中-高阶深层5号煤的勘探突破对于深层煤层气立体开发与效益增储具有重大意义，是当前的战略突破方向。鄂尔多斯盆地南缘、四川盆地及沁水盆地等地区的中-高阶深层煤层气地质资源量丰富，具有实现规模有效开发的资源基础，发展前景广阔。此外，我国深层低、中、高阶煤层气资源量相当，但以准噶尔、吐哈、海拉尔等盆地为代表的低阶深层煤层气尚未实现规模开发，是中国煤层气未来发展的重要方向。
  二是加强深层煤层气富集理论与“双甜点”区优选研究，加强水平井优快钻完井技术与压裂改造降本增效技术攻关，强化排采规律研究，促进深层煤层气高效开发。
  三是聚焦深层煤层气勘探开发中关键问题和卡脖子技术，推进“中-中”深层煤层气合作，加强深层煤层气研讨交流，联合攻关不同地区不同煤阶富集高产机理研究和钻完井、压裂等关键技术。
  （作者单位：石油勘探开发研究院）