摘　要   將美國、澳大利亞等煤層氣生產大國的開發經驗簡單套用于我國的煤層氣開發存在著明顯的不適應性。隨著以沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣等煤層氣主力產區為代表的中高煤階煤層相繼投入煤層氣規模開發，總結我國煤層氣的開發實踐對于規避開發風險和提高開發再實踐水平都具有重要的意義。為此，在研究我國煤層氣資源特征的基礎上, 歸納了開發實踐所取得的進展和效果，進而對煤層氣開發前期評價、地質與氣藏工程研究、工程技術的選擇等3 個方面提出了具體建議。研究結果表明：①我國煤層氣具有資源量大、類型多、儲層條件較差、單井產量較低、產量爬坡期較長的特征；②重視開發前期評價、開發方案與調整方案的編制、開發理論與技術的創新，以及工程施工的過程管理是煤層氣成功開發的保障；③開發前期評價工作內容與節奏的合理設置是煤層氣成功開發的基礎，針對不同的地質條件應有所區別；④儲層評價、動態跟蹤評價、井網與井型的優選、多層合采的選擇是編制煤層氣合理開發方案的核心；⑤儲層保護與改造、排采管控技術和低成本戰略是工程技術的發展重點。結論認為，做好開發前期評價、地質與氣藏工程研究、工程技術創新等3 個方面的工作是成功開發煤層氣的前提和關鍵。

開發煤層氣資源，對緩解能源的供需矛盾、實施可持續發展的能源戰略、保護人類的生存環境、解決煤炭開采安全問題等都具有十分重要的現實意義。我國的煤層氣開發是從中高煤階煤層起步的，而美國、澳大利亞等煤層氣生產大國率先在中低煤階煤層開發煤層氣，且其煤層氣地質條件與我國煤層氣地質條件存在著差異。因此，其開發經驗簡單套用于我國存在著明顯的不適應性。目前，以沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣（以下簡稱鄂東）等煤層氣主力產區為代表的中高煤階煤層相繼投入煤層氣規模開發，雖道路曲折，但成績斐然，總結我國煤層氣的開發實踐對規避開發風險和提高開發再實踐水平具有重要意義。

1　資源特征

1.1　資源量特征

我國煤層氣資源量約為30×10¹² m³，其中低煤階煤層最大鏡質組反射率（R_omax）小于0.65%、中煤階（R_omax 介于0.65% ～ 2.00%）和高煤階（R_omax 大于2.00%）煤層的煤層氣資源量各占32%、37% 和31%，呈現“三分天下”的格局；埋藏深度小于1 000 m、1 000 ～ 1 500 m 和1 500 ～ 2 000 m 的煤層氣資源量各占37%、31% 和32%，亦呈“三分天下”的局面^[1]；上古生界與中生界的煤層氣資源量各占1/2 左右，新生界的煤層氣資源量僅300×10⁸ m³ 左右。

1.2　儲層特征

與美國、澳大利亞等國的煤層氣主力產區的儲層特征相比（表1），我國的煤層氣儲層既有煤層厚度大、含氣量高、埋藏深度適中等有利特征，又有形成時代晚、構造復雜、壓力系數低、滲透率低等不利特征。從煤層形成的時代看，美國、澳大利亞等國的主力煤層氣產區的煤層位于白堊系和新近系，形成時代新；而中國的主力煤層氣產區的煤層位于石炭系和二疊系，形成時代老。從水文地質條件來看，美國的煤層氣主力產區地下水充沛，以常壓為主；而中國的煤層氣產區，特別是北方地區，地下水位低，有的甚至為干層^[2-5]，如沁水盆地的壓力系數為0.6 ～ 0.8，屬于典型的低壓儲層。從成煤后的構造改造條件看，北美大陸從聯合古陸分裂之后幾乎未發生重要的陸—陸碰撞，煤田構造比較簡單^[2] ；而中國大陸由眾多小型陸塊組成，大多數煤田構造復雜，煤層氣的成藏條件復雜。從儲層的滲透率來看，美國、澳大利亞等國的煤層氣儲層滲透率一般大于10 mD，而我國的煤層氣儲層滲透率一般小于0.1 mD。

表1　中外煤層氣主力產區儲層參數對比表

1.3　產量特征

我國大多數煤層氣井具有單井產量低，純產水、不產氣時間長和產量爬坡期長的特征（表2）。

表2　中外煤層氣產區氣井見氣時間、產氣爬坡期數據對比表

2　開發實踐與效果

2.1　開發實踐

經過多年的開發實踐，我國的煤層氣開發取得了重要進展，特別是在開發前期評價、開發方案與調整方案的編制、開發理論與技術的創新、工程施工過程的管理等4 個方面的表現尤為突出。

2.1.1　開發前期評價

在探井獲得工業氣流后，大多數煤層氣公司都開展了煤層氣開發前期評價工作，主要任務是深化煤層氣地質特征與開發特征認識，落實地質儲量與單井產能，評價煤層氣開發技術與經濟開發的可行性，優選成熟適用的開發主體技術，確定合理的開發指標。

2.1.2　開發方案與調整方案編制

在開發評價的末期，大多數公司都開展了以地質和氣藏工程方案為核心的開發方案的編制，編制內容包括地質和氣藏工程方案、鉆井工程方案、采氣工程方案、地面工程方案、經濟評價和QHSE（質量、健康、安全、環境管理）評價等。在開發中后期，對一些產能規模較大的區塊還編制了調整方案。方案的編制和審查按行業標準^[6] 執行。

2.1.3　開發理論與技術創新

微觀上吸附與解吸規律、蘭格繆爾等溫吸附方程的改進，宏觀上氣水運動理論、煤礦采掘采動區高產理論、壓裂后儲層形成縫網的直井生產動態規律等都有所進展 ^[1,7-12]。開發技術的創新結合煤儲層的特征對癥下藥，已經形成一套適合我國中、高煤階煤層地質特征的開發技術，可分為煤儲層描述與評價、提高單井產量（含儲層壓裂改造與水平井開發技術等）、排采、動態監測和地面工程等5 大類技術^[13-16]。

2.1.4　工程施工過程管理

大多數煤層氣公司的工程合同簽訂、工程監督、完井驗收、QHSE 體系建立和執行、承包商管理、質量安全控制等工作嚴格按照國家或公司的管理要求執行，以滿足項目產能建設的需要。

2.2　開發效果

按煤階來劃分，我國在高煤階、中煤階和低煤階煤層已實現煤層氣的規模開發；按深度劃分，已開發了淺層（埋藏深度小于800 m）、中層（埋藏深度介于800 ～ 1 200 m）和深層（埋藏深度大于1 200 m）煤層氣，煤層氣的開發已取得顯著效果。具體表現為：①高煤階煤層的煤層氣探明儲量和年產量分別占全國煤層氣探明儲量和年產量的94% 和80%。以沁水盆地為代表，該盆地3 號煤層R_omax 介于3.59% ～ 3.70%、15 號煤層R_omax 介于3.47%～3.52%^[4]，含氣量介于17 ～26 m³/t。2005 年起，陸續對潘莊、樊莊、鄭莊、柿莊南、柿莊北、壽陽、成莊、馬必等區塊進行了規模開發，單井產氣量介于1 200 ～ 12 500 m³/d 不等^[16]。②中煤階煤層的煤層氣探明儲量和年產量分別占全國煤層氣探明儲量和年產量的3% 和13%，以鄂東保德地區為代表，該地區煤層R_omax為0.80%，含氣量介于4 ～ 13 m³/t，煤層厚度介于10 ～ 25 m^[5]。該氣田于2012 年開始規模建產，平均單井日產氣量超過2 500 m³，個別井超過了1.0×10⁴ m³/d。③低煤階煤層的煤層氣探明儲量和年產量均占全國煤層氣探明儲量和年產量的1%，以阜新劉家為代表，該地區煤層R_omax 為0.6%，平均煤層厚度45 m，含氣量為8.6 m³/t，于2002 年投入商業開發，平均單井日產氣量約3 200 m³，截至2017 年底已累計產氣1.7×10⁸ m³。④深層煤層氣的開發以鄂爾多斯盆地延川南地區為代表，R_omax 介于1.96% ～ 3.22%，含氣量介于5.54 ～ 20.48 m³/t，煤層厚度介于2.28 ～ 6.73 m。2013—2014 年開展產能建設，形成了5×10⁸ m³/a 的產氣能力，單井日產氣量超過1 000 m^3[17]。

3　開發建議

3.1　開發前期評價

3.1.1　工作內容

對于井控程度低、地質認識淺的區塊，建議部署一批開發評價井，取心分析煤層含氣量、灰分、水分等參數；對于地質條件復雜、且需要部署水平井的區塊，建議開展二維或者三維地震。在深化單井產能的認識方面，對于地質條件相對簡單的地區，建議開展小井組開發試采；對于地質條件復雜的地區，建議開展大井組試采。

3.1.2　節奏與程序

開發建產效果不佳的區塊大多數是由于前期評價節奏過快、程序有所超越所造成的，因此建議開發前期評價的節奏可以適當加快，但程序不能超越。

3.2　地質與氣藏工程研究

3.2.1　煤儲層評價與動態跟蹤評價

煤層氣的非均質強，儲層評價的難度大，從而加大了開發方案設計的難度，建議加大煤儲層非均質性的研究與評價力度。由于在產能建設前獲得的儲層認識與實際的儲層情況差異較大，建議緊跟產能建設動態，及時開展動態評價工作，深化對煤儲層的認識，為產能建設方案的調整提供可靠的依據。

3.2.2　開發井型

開發煤層氣的井型目前有3 種模式^[18]。實踐表明，以直井和叢式井為主的井型能夠適應復雜地質條件，但難以克服復雜地表條件的限制，制約了地質儲量的有效動用；而水平井/ 分支井則克服了復雜地表條件的影響，但對煤層的要求較為苛刻，需煤層埋深淺（小于800 m）、厚度大（大于5 m）、含氣量高（高煤階，大于15 m³/t），且周邊不能有大的斷裂或者陷落柱，以及煤層要有一定的硬度。因此，建議在選擇煤層氣開發井型時首要考慮的是地質因素，其次是地表條件。

3.2.3　開發井網

在進行井網部署時，需考慮煤層氣井的井距略小于相鄰井的泄流半徑之和，以形成井間干擾^[19-20]和大面積降壓，從而實現開發區內儲量的全面動用。

3.2.4　合采與分采

受煤層間非均質性強與各煤層等溫吸附曲線差異大的影響，煤層氣井多層合采后的層間矛盾十分突出^[21]，前人曾從開發層系合采的理論分析出發，總結出7 個不宜合采的原則^[18]。近來，結合采氣工藝技術的研究成果，認識到將抽采泵下到最下面煤層的底部，就能夠基本消除由于各煤層等溫吸附曲線存在差異所造成的層間干擾，使煤層氣井產量大幅增加，解決了煤層氣井開發層系合采的難題。在沁水盆地，當3 號煤層與15 號煤層合采（泵掛位置處于兩煤層的中間時），氣井產量僅占兩層單采時氣井產量之和的17% ；而當泵掛位置處于下部煤層的底部時，氣井產量占兩層單采時氣井產量之和的84%（圖1）。因此，建議煤層氣的開發應盡可能采取多層合采的方式。

圖1　沁水盆地3 號、15 號煤層合采與單采情況下單井產氣量對比圖

3.3　工程技術的選擇

3.3.1　儲層保護

煤儲層在鉆井過程中存在著水敏性損害和水鎖損害^[22]，容易造成儲層污染，需要進行儲層保護。為了減少建井工程對煤層的污染，建議：①直井鉆開煤層前，應適當加大鉆井液黏度，控制鉆井液的固相含量，降低鉆井液的濾失量；②水平井鉆開煤層前，減少鉆井液對儲層的浸泡時間，水平段鉆進時采用清水鉆井液，防止地層漏失；③固井過程中精確計算水泥用量，采用清水前置液，嚴格控制水泥漿失水量。

3.3.2　儲層改造

我國煤層氣井投產前一般需要進行壓裂改造，已形成了一套以活性水為主體的壓裂改造技術。對于多層合采的直井，國內使用的連續油管加水力噴射分層壓裂改造技術與國外相比，目前仍有較大差距。國外一次可以壓裂10 ～ 19 層，而國內只能壓裂2 ～ 4層^[23-24]，還需進一步深入研究連續油管加水力噴射分層壓裂改造技術。

3.3.3　排采工作制度

開發過程中的煤層滲透率變化受兩個因素的影響，其中煤基質收縮效應起正作用（隨著煤層氣解吸，煤基質收縮，裂隙張開，滲透率升高），應力敏感效應起反作用（隨著地層壓力的下降，有效應力增加，煤層裂隙壓縮閉合，滲透率降低）^[25]。受這兩個因素的綜合影響，隨地層壓力的降低，高煤階煤層的滲透率在開發初期急劇下降，中后期緩慢抬升；中低煤階煤層的滲透率隨地層壓力的降低，也呈先降后升的趨勢，但在開發全過程中，其變化幅度較小（圖2）。在開發初期受煤層滲透率急劇下降的影響，高煤階煤層的煤層氣排采應遵循“緩慢、連續、長期”的原則，才能獲得較好的開發效果。建議在制訂排采工作制度之前先開展煤層的壓敏實驗與收縮實驗。

圖2　中、高煤階煤巖滲透率變化曲線圖

注：K 表示地層壓力下煤巖滲透率；K_i 表示初始地層壓力下煤巖滲透率；p_R 表示地層壓力

3.3.4　低成本戰略

目前，我國已經在鉆井井身結構、采氣工程技術、地面工程場站布局、工程招投標和質量監測等方面取得了一定的進步，為煤層氣低成本開發探索出了一條有效途徑。但必須清醒地認識到我國煤層氣開發的經濟效益還很低，需要進一步研發成本更低的管線材質和場站設施。

4　結論

1）我國煤層氣具有資源量大、類型多、儲層條件較差、單井產量較低、產量爬坡期較長的特征。

2）重視開發前期評價、開發方案與調整方案的編制、開發理論與技術的創新，以及工程施工過程管理是開發成功的保障。

3）開發前期評價工作內容與節奏的合理設置是煤層氣成功開發的基礎，針對不同的地質條件應有所區別。

4）儲層評價、動態跟蹤評價、井網與井型的優選、多層合采的選擇是編制煤層氣合理開發方案的核心。

5）儲層保護與改造、排采管控技術和低成本戰略是工程技術的發展重點。

基金項目：國家科技重大專項“中國煤層氣發展戰略與政策研究”（編號：2011ZX05043-006）、“中低煤階煤層氣儲層評價與有利儲層預測研究”（編號：2016ZX05041-002）。

作者簡介：穆福元，1965 年生，高級工程師；長期從事煤層氣開發與相關政策等方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市廣陽區萬莊44 號信箱。電話：（010）83596621。