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我国煤层气高效开发关键技术研究进展与发展方向

发布时间:2021-12-28 10:55所属平台:学报论文发表咨询网浏览:

摘要:十三五期间,围绕突破煤层气单井产量低这一制约我国煤层气高效开发的重大难题,借助于国家科技重大专项和其他技术攻关研究,煤层气勘探开发理论认识和工程技术都取得明显进展,表现在4个方面:(1)勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变,开发部署由平铺式到精

  摘要:“十三五”期间,围绕“突破煤层气单井产量低”这一制约我国煤层气高效开发的重大难题,借助于国家科技重大专项和其他技术攻关研究,煤层气勘探开发理论认识和工程技术都取得明显进展,表现在4个方面:(1)勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变,开发部署由平铺式到精细化调整转变。(2)围绕高效增产技术方面,在实现由二维地震向三维地震、由直井(丛式井)向水平井实践拓展的同时,创新形成以储层改造为主的系列压裂技术,包括碎软煤间接压裂、方解石填充深部(层)煤层水平井少段多簇体积酸化压裂、特低渗深部(层)煤层水平井超大规模极限压裂等技术,初步解决了构造煤煤层气效益开发难题,突破了2000m以深部(层)压裂改造技术瓶颈,推动了煤层气开发从中浅层向深部(层)的延伸;(3)围绕排采技术方面,创新形成定量化排采多目标优化设计、煤层气井无杆举升、负压排采等关键技术,推动煤层气排采控制由定性向半定量、定量转变,解决了丛式井组集成化排采和水平井下倾排采难题,有效提高了单井产量和煤层气采收率;(4)围绕稳产增产储备技术方面,创新提出包括大直径水平井应力释放采气、煤层气可控温注氮驱替增产等技术,为实现煤层气二次开发提供了技术储备。针对我国煤层气产业处于“爬坡期”和“战略机遇期”的阶段特点,围绕“碳达峰碳中和”目标背景,在系统梳理目前亟需解决的技术难题基础上,提出我国煤层气产业“两步走”发展战略:到2025年实现理论与技术新突破,达到国家“十四五”规划年产100×108m3目标,坚定产业发展信心;到2030年形成针对我国不同地质条件的适用性技术,达到年产300×108m3目标,成为天然气总产量的重要组成部分。相应对策是:从技术和管理2个维度,按照资源、技术、人才、政策和投资等五大要素,遵循“技术突破为核心、五位一体、协同创新”原则,研究制定并落实配套保障措施,并从高效开发和提高单井产量两方面,提出关系煤层气产业未来发展9方面的理论研究及技术攻关方向,以满足实现煤层气产业高质量发展的目标。

  关键词:煤层气;勘探;高效增产;排采;技术进展;发展方向

煤气层开关

  我国煤层气资源丰富[1-25],全国39个盆地埋深2000m以浅煤层气地质资源量为30.05×1012m3,发展前景十分广阔,其开发利用对增加清洁能源供应、保障煤矿安全生产、减少温室气体排放具有重要意义。

  当前,煤层气高效开发和产业发展面临许多技术瓶颈。原因主要表现为:与国际上煤层气主要开发国家相比,我国煤层气地质条件复杂,开发难度大;煤层气资源条件研究精度不够;技术适应性不强;管理模式不适应。在“十二五”研究成果基础上,经过5年的技术攻关,“十三五”期间在多方面取得了重要进展,不仅为鄂尔多斯盆地和沁水盆地2个国家级煤层气示范区增储上产发挥了重要支撑作用,在新疆、四川、贵州等地取得技术突破,为“十四五”煤层气产业高质量发展打下坚实基础。

  煤层气高效开发是一项复杂的系统工程,涉及到技术与管理不同层面的问题,面对“碳达峰碳中和”(以下简称双碳)目标下天然气需求和发展背景,需要紧密围绕“如何提高单井产量和整体采收率”价值链条,开展更加精细化的开发地质研究和更有针对性的工程技术研发,强化地质与工程技术一体化评价,坚持煤系致密气、页岩气和煤层气三气合采等技术攻关,集成和构建科学的配套技术系列,“激活”低产区或不产气井,提高“全生命周期的开发效益”,避免以往的大批量、同方案、同模式、同时上钻方式。

  结合示范工程,充分试验应用所取得的技术成果,实现技术产业化,达到有效提高煤层气开发效益的目标,推动我国煤层气产业发展。笔者以“十三五”国家科技重大专项项目“煤层气高效增产及排采关键技术研究”部分成果为主线,重点对“十三五”以来煤层气勘探选区、高效增产和排采关键技术进展进行梳理和阐述,并针对当前“双碳”目标背景,提出下一步煤层气产业发展战略、对应技术发展方向与保障措施,以供读者借鉴。

  1煤层气勘探开发认识和理念实现新转变

  1.1勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变

  经过近40年的勘探开发实践,煤层气单井产量普遍偏低。虽然煤层气资源静态评价较为成熟,但开发过程的动态认识不足,煤层气开发地质研究仍然有待深入。将地质研究与开发地质变化有效结合起来,这一重要的“中间环节”长期受到了不应有的忽视[8-9]。目前煤层气开发生产现状是对以前煤层气甜点区评价参数或方法最直接的效果验证,已有不少失利案例,不得不重新对影响煤层气高产主控因素或影响产能的原因进行再认识。

  “十三五”以来,三维地震资料、水平井技术的大量实际应用,煤层气勘探思路已逐渐由传统的寻找“资源富集甜点区”向寻找“高产甜点区”转变,而且精准程度明显提高,这是非常关键的转变。除了煤层厚度、含气性等影响煤层气资源的参数之外,煤层渗透率对煤层气高产控制、特别是对煤层气产能的影响非常重要,煤层高渗条件已成为制约煤层气开发成败的关键因素。

  近年来,利用勘探开发工程实践取得的生产数据和开发特征,反过来对地质再认识已有了不少报道,但更希望在未动用或少动用工程的前提下能够预测煤层内部渗透性的分布特征[8]。通常取心井比较少、通过岩心测试渗透率的样品少,不能满足对整个区域的渗透率精细化分布评价与预测;基于统计模型的测井方法评价渗透率,不同地区有不同的经验解释模型,在无样品验证的地区,不能直接套用其他地区经验模型,预测结果往往具有一定的不确定性,这两种方法是目前常用渗透率预测方法。目前,利用微构造相似性预测煤层高渗区域已发展成为一种新的实用方法。

  中石油煤层气有限责任公司[25]通过精细地质研究和老区地震条件的再认识,发现了微构造对煤层气开发效果的重要性,提出微构造控藏机理,是微构造特征对煤层气赋存状态与开发生产的各项参数,包括含气性、局部水动力场、地应力、煤岩破碎、渗透率、解吸后气水分布及开发动态过程中解吸气运移等共同耦合作用,造就了不同微构造部位产气差异明显。相对煤层气赋存状态的影响,微构造对煤层气开发生产的影响更为重要,贯穿于煤层气井开发整个生命周期。

  研究成果已取得了不同微构造部位井的开发规律认识,该理论指导了煤层气开发有利区评价和井位部署、老井综合治理、“一藏一策、一井一法”的生产井精细管理措施等。利用微构造相似性,通过研究已知微构造部位煤层气井的生产特征,预测同区块未开发区相似微构造部位煤层气井的产能和生产特征,从而预测区块的整体开发规律。“十三五”期间,该理论成功指导了保德区块滚动开发Ⅰ期、Ⅱ期、国内首个煤层气大平台保8项目等4期开发方案项目累计233口井的部署和大宁–吉县区块埋深大于2000m深部(层)煤层气先导试验方案的编制与实施。

  保德区块投产项目已展示出有利的正向微构造产气效果最好,排采1a的煤层气井产量达到13000m3/d,再次印证理论的可靠性。华北油田提出了高阶煤疏导式开发理念[4,12],是以疏通渗透通道、保护或提高煤层渗透率为目的,以“疏导”为核心,形成了煤层气疏导式工程改造技术系列和定量化疏导式排采控制技术,提出了低前置液–快速返排压裂技术、见套压前/后差异化排采控制方案等系列措施。在沁水盆地取得良好成效,实施新井平均单井产气量大于2000m3/d,达到相邻老井的4倍。

  1.2开发部署由平铺式到精细化转变

  长期以来,国内不少学者存在“煤层资源富集,煤层气就会高产”误区,煤层气早期勘探力度投入不够,缺乏三维地震资料或二维地震测网密度过于稀疏,导致构造研究不够精细、断裂或裂缝分布认识较为粗浅。 在对国内煤储层复杂构造条件认识不够深入的前提下,过于依赖国外规则井网的煤层气开发部署方式,平铺式部署了大批量、菱形或正方形等规则井网,同井距、同开发模式的煤层气井网部署,也是导致煤层气单井产量偏低的一个重要原因。实践验证已有不少煤层气井部署在断层或构造复杂区附近,加上煤层非均质性较强,不同微构造部位的应力和渗透性变化较大,导致煤层气井产气效果存在明显差异。

  因此,“十三五”期间,人们逐渐意识到这一不足后,开始避免大批量、同方案、同模式、同时上钻,采用各种措施来“激活”低产区或不产气井。中石油煤层气公司先后在韩城、保德区块都进行了以井网调整为主体的综合治理,取得明显效果。华北油田早期部署的许多煤层气井后期表现为低产井,单井有效动用范围过低。为了动用井间剩余资源、扩大压降波及面积,“十三五”期间针对已开发低效区井间未动用储量开展剩余资源盘活研究,先导试验了鱼骨刺水平井耦合降压、井眼重入等盘活技术,联合原来老井低效井,形成一套联合井网[4]。

  在郑庄区块低效区已初见成效,其中,鱼骨刺与井眼重入盘活技术单井平均日产气量分别达到4500m3、4000m3。樊庄区块在老区精细调整,在构造落实程度低的空白区,新部署三维地震,落实区块微幅构造、刻画断裂及陷落柱构造,预测煤体结构分布,结合压裂裂缝方向,在开发中期开展了差异化的井型(筛管或套管压裂水平井等)及井网井距调整,开发调整井产量明显提高,与相邻老井在第330天进入稳产阶段的1300m3相比,开发调整的新井在第240天日产气量达到2500m3,产量明显提高。

  2煤层气高效增产技术新进展

  文献[2]介绍了对“十三五”期间取得的煤层气藏精细描述与产能评价技术、井网井距优化技术、煤层气定量化排采设计等稳产、增产技术。一项工程技术并非具有普适性,对应不同地质条件应该采取差异化的开发工程技术[4],不能将某一项工程技术盲目推广到不同的煤储层条件。这里重点对“十三五”期间取得具有代表性的几项针对不同煤层地质条件的煤层气高效增产技术[26-33]展开介绍,包括碎软煤间接压裂技术[34-38]、方解石填充深部(层)煤层的水平井少段多簇酸化压裂技术、特低渗深部(层)煤层水平井超大规模极限压裂技术、低阶煤大倾角厚煤层高效分层压裂技术等。

  3煤层气排采关键技术新进展

  排水采气是煤层气开发最特殊也是最为重要的环节,同时排采技术与不同地质条件的匹配性也是迄今为止公认的影响单井产量的关键因素。“十三五”期间,从理论、理念、技术和设备等多种角度对煤层气排采环节进行了系统性研究,进展和成效也尤为突出[39-44],使其逐步走向半定量、定量化,本文简略介绍几种排采技术新进展及其相应的实践效果。

  3.1多目标最优化定量化排采技术

  为实现煤层压降传播最快、渗透性降低最小、解吸面积最大、单井累积产量最大这一目标,建立考虑煤岩动态渗透率和气水两相渗流状态的煤层气井排采动态评价预测模型,求取煤层渗流参数,控制不同阶段的井底流压、套压、产气量、产水量,达到最佳的排采效果。这一技术初步解决了煤层气排采制度定量化设计难题,推动了煤层气排采控制由半定量向定量转变。

  合理控制排采制度可进一步实现煤层气藏长期平稳高效开发。优化过程中存在多个控制参数和目标,需协调综合考虑。煤层气井产水产气动态机理模型包含:煤储层动态渗透率模型、煤层气井压力传播模型、煤层气井产水产气方程、煤层气井物质平衡方程、煤层气井井筒压力计算模型。基于这些模型,编制排采设计软件,通过设定不同产水量和产气量配产方案,对排采井的压降传播速度、解吸范围和累积产量等指标进行测算,得到排采效果最佳的井底流压路径,指导实际排采工作。

  4产业需求与技术发展方向

  4.1“双碳”目标背景和产业发展战略

  国外,开发煤层气的煤层埋深主要在800m以浅,地质条件和渗透性整体较高,1/3的井无需进行压裂改造,即便需要改造时,一般是加砂规模在40m3左右,对应的压裂和排采技术相对较为简单。国内,煤层气资源丰富,煤层成藏环境、赋存地质条件复杂、煤岩品质较差,多属于难采资源。各区块地质条件差异巨大,已形成的成熟技术无法照搬,这也是煤层气单井产量、采收率普遍较低的重要原因。面对地质条件复杂、但分布广阔的煤层气资源,普遍认为煤层气产业只处于“爬坡期”,加上“双碳”目标背景,更有利于煤层气产业发展,需要在人、财、物、政策等多方面给予持续支持,也需要几代人的不懈奋斗。

  4.1.1“双碳”目标背景

  “双碳”目标是指“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,争取在2060年前实现碳中和”。中国2020年碳排放量为98.99×108t,占全球322×108t的30.7%(美国占13.9%),预计2030年碳达峰时,碳排放量为116×108t,2060年碳中和时也并非是“零碳”排放。“双碳”目标有助于我国摆脱资源和能源匮乏局面,克服对能源进口依赖。它不仅是能源与环境问题,而且是一场广泛而深刻、牵动全局的经济社会大变革。全球已经形成能源及产业发展低碳化趋势,能源结构由高碳向低碳甚至无碳转变。我国“双碳”目标下的能源革命必将以煤炭、石油、天然气等化石能源为主,转变为以太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源为主导、多能互补的能源格局。

  总体趋势呈现为煤炭减量、石油放缓、清洁能源(天然气和非化石能源)快速增加。途径是以CCUS的技术创新引领低碳发展,降低二氧化碳排放,促进二氧化碳吸收。 “十三五”期间,我国天然气消费持续快速增长,从2015年的1948×108m3增长至2020年的3163×108m3,年均10.2%。预计2025年,天然气消费将达到4300×108m3,2030年达5500×108m3以上,2040年需求达峰值近6500×108m3,2060年下降到5200×108m3;产量方面,预计2025年,将达到2300×108m3,2030年突破3000×108m3,2060年3500×108m3。

  由此可见,无论哪个阶段,产量与需求量相比都有较大缺口。而且,同等热值下,煤炭、石油、天然气比价为1∶7∶3,使用天然气更为经济。可见,未来相当一段时间内,天然气(煤层气)仍将在能源消费中发挥重要作用。从产业效益和生态环境保护来看,开发煤层气不仅可以有效防治煤矿瓦斯事故,提供优质清洁能源,更为重要的是,煤炭和煤层气资源主要分布于晋陕两地,开发煤层气能够大大降低煤炭开发过程中的甲烷排放,而甲烷温室效应是CO2的20多倍。对落实习近平同志关于黄河流域生态治理指示具有更为重要的意义。虽然煤层气产业“规模”短期内无法与其他常规和非常规天然气资源相比,但对煤层气开发的支持力度需要持续不断地予以加强。“双碳”背景下天然气(煤层气)仍然具有广阔的发展前景。

  我国低阶煤发育广泛,煤层厚度大,含气量低,煤层气资源量约占1/3,但煤层渗透率相比国外低得多。实现充分开发仍需解决以下两方面难题:①厚煤层的充分改造,保证煤层气资源的充分动用;②低阶煤煤层气生产特征与排采控制。低阶煤普遍含有游离气,其生产特征和产气机理方面与中高阶煤煤层气明显不同,如何实现高效开发,需要在排采控制方法上进行研究。以新疆、内蒙古等地区煤层气资源地质条件为基础,研究内容包括:低阶煤煤层气储层特征与产出机理,厚煤层高效压裂工艺技术,低阶煤煤层气生产特征与控制方法,低阶煤、多煤层煤层气合采评价与合采工艺技术等。

  5结论

  a.“十三五”期间以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为主战场,以区内煤层气与煤系天然气资源为基础,以提高单井产量、降低开发成本为目标,从地质评价、钻完井、增产改造、排采工艺等方面开展了技术攻关与试验,形成一系列高效开发的储层改造及排采关键技术,为推动我国煤层气产业发展起到了重要示范作用。

  b.煤层气资源静态评价较为成熟,但开发过程的动态认识不足,煤层气开发地质研究有待获得突破。“十三五”期间,在二维地震向三维地震、直井(丛式井)向水平井拓展等技术进展的基础上,煤层气勘探开发认识和理念发生了明显转变,勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变、开发部署由平铺式到精细化调整转变,成为促进煤层气走向高效开发的良好开端。

  c.结合煤层气生产区块一直存在的构造煤造缝难度大、深部(层)煤层气未取得突破、厚煤层压裂工艺效率低等难题,提出了与地质条件相适应的系列压裂增产技术,包括碎软煤间接压裂、方解石填充深部(层)煤层水平井少段多簇酸化压裂、特低渗深部(层)煤层水平井超大规模极限压裂等技术,提高了煤层气的增产效果。开展了相应的排采技术研究、设备研制和现场试验。研制出多目标最优化定量化排采技术、负压排采、多机联动柱塞泵、多相混抽泵等排采设备,并在现场开展应用,有效解决了煤层气井排采过程中管杆偏磨、降液面困难等问题,有效提高了煤层气排采连续性和单井产量。

  d.面对“双碳”目标背景,我国煤层气产业具有广阔的发展前景。根据煤层气资源与产业现状,提出“两步走”发展战略:到2025年实现理论与技术新突破,达到国家“十四五”规划目标100×108m3,坚定产业发展信心;到2030年形成针对我国不同地质条件的适用性技术,达到300×108m3目标,成为天然气总量中不可或缺的重要组成部分。从技术和管理2个维度,按照资源、技术、人才、政策和投资等五大要素,遵循“技术突破为核心、五位一体、协同创新”原则,研究制定并落实配套保障措施。

  参考文献References

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  作者:徐凤银1,2,闫霞1,2,林振盘2,李曙光1,2,熊先钺2,严德天3,张双源1,2,徐博瑞1,2,马信缘2,白楠2,梅永贵4

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