18.5亿方新建产能，中石油再发力煤层气

业内人士可能还记得2013年的一则新闻——山西、陕西2000余口煤层气井由于产气量低于预期，入不敷出而被迫停工。

不温不火的煤层气行业，在这则报道引发的短暂关注后再次陷入沉寂。2015年底，全国煤层气产量未完成“十二五”规划目标。技术、成本、矿权等阻碍行业发展的因素成了老生常谈，这个行业仿佛被渐渐遗忘了。

然而近日，记者在采访中发现，中石油华北油田正在山西开展18.5亿方的煤层气新建产能建设，同时在内蒙古、河北探索低煤阶和中煤阶煤层气的开发机理并取得突破。“在常规油气没有大发现的前提下，煤层气开发技术的创新突破，使公司有望在‘十四五’实现能源结构的彻底转变，煤层气将会承担起公司发展的半壁江山。”华北油田公司副总经理朱庆忠告诉记者。

煤层气根本不是“傻瓜气”

山西省临汾市安泽县林木覆盖率高达67.2%，拥有5个省级森林公园和红泥寺省级自然保护区，黄河中游较大的支流河沁河就从此流过。

在青山绿水间的华北油田马平1井组钻井现场，工人正把一根根的钻杆下到已经几百米深的井下，“这是在打评价井，沁南区块2011年就开始钻探评价井，到目前连同马必东区块前前后后已经打了100多口，一开始没多少资料，煤层气规律掌握不透彻，二维地震资料也粗糙，有些地方就落空了。挤水、瓜胶压裂效果都不是很好。经过不断的探索和改进，现在马必东区块成功率大大提高。马平1井组打完这五口就可以压裂投产了，”华北油田煤层气事业部副总工程师杜海为告诉记者，“煤层气井特别复杂，同样的工艺可能这口井见效，相邻井效果就差。”

马平1井组压裂现场

宽阔的肩膀，黝黑的皮肤，红色工作服，黄色安全帽，站在记者面前的杜海为是典型的石油人长相。他的微信名叫云中穿行，几乎每天都穿行在山清水秀、风景优美的马必乡，以两三万步的成绩占领微信运动封面。

“马必东吸取了郑庄北失败的教训，真正做到了一井一策。煤层气根本不是‘傻瓜气’，过去对煤层气的地质认识和开发规律的把握都是不科学的。”学物探出身的朱庆忠坚持这么认为。

在他看来，过去一直从煤矿地质研究煤层气，把煤层气当成瓦斯研究，其实80%的煤层气都在煤矿开采不到的地方，煤层气的研究既不能从煤矿地质出发，也不能照搬常规油气的开发规律，必须实事求是，从煤层气自身出发。“中国煤层气仍然在探索阶段，没有完全把规律搞清楚，还必须解决三个主要问题：一是煤层气的勘探问题。二是系统的开发理论。三是工程技术体系。”

开发历程一波三折

2006到2009年是中国煤层气的“好时候”，中国最好的煤层气区块之一——沁水盆地内活跃着晋城蓝焰、中联煤、中石油、亚美大陆等多种体制的开发主体。2006年中石油从中联煤撤股，得到了沁水盆地的部分矿权，其中樊庄、潘庄区块煤的热变程度和含气量都比较高，埋深比较浅，还含有一部分游离气。华北油田以樊庄区块为代表，在一类区建了6亿产能，中联煤的潘庄区块同样是一类区，煤层气渗透率都在1豪达西左右（一般来说1豪达西以上为一类区、0.1-1豪达西为二类区、0.1豪达西以下为三类区，但也要综合考虑埋深、热演化等因素，不能一概而论——编者注）。

对于华北油田而言，这一时期是高煤阶（沁水盆地是典型的高煤阶，高、中、低煤阶代表煤炭不同的演化程度——编者注）煤层气的开发试验阶段。试验是成功的，产建负荷率达到70%，10年后的樊庄区块仍然保持6个亿的年产量，单井最高产量水平井3万方/天，直井也有1500-2000方/天。2009年华北油田在山西省晋城市建了煤层气中央处理厂，年处理煤层气30亿方。

然而，华北油田在山西5000平方公里的煤层气矿权面积，一类区占比不到十分之一。“当时认为煤是稳定的，煤层气也是稳定的，2009-2012年进入规模建产的阶段，规划建设15亿方产能。实际上晋城郑庄属于二类区，预计的9个亿最后建成7.8个亿，只有樊庄新增的2个亿建成了。”华北油田煤层气事业部经理姚红星告诉《中国能源报》记者。

“我们没有认真总结樊庄的规律，樊庄南边单井日产气量3000方左右，北边就不行，三分之一的井平均日产只有500方。工程技术必须要根据储层的特性进行，但南边北边都用了一样的工程技术。”朱庆忠回忆，“2012年3月正值郑庄全面投产、郑庄北加快准备方案阶段。到了2013年下半年郑庄大范围低产，郑庄北也不行。从2013年开始再也没有系统的大规模建设，集中力量找问题。”

一切从煤层气特性出发

依托2012年成立的煤层气研究中心，华北油田煤层气在2013-2016年进入了新的试验攻关阶段，每周开两次会讨论生产中的问题。

有一次讨论的时候，我们提出，煤层气和常规油气的开发机理是相反的——煤层气要降压开采，压裂却是增压的过程；煤层气是有机质岩石，碳含量比较高，碳是可以压缩的，而常规油气是砂岩，砂岩是无机质不可压缩，煤层气的有机质一压缩就变得致密，孔隙度、渗透率变化很大，比常规油气麻烦很多；“再一个我们用水基压裂，关井一憋压，沙子不上前了，水体渗流就在井周围形成一个水波及区，大幅度降低了煤层气的解析效率。这都是我们从实践中总结出来的经验教训，在安泽的两口井，本来五六兆帕的解析压力，一积水只剩两兆帕了。”朱庆忠告诉《中国能源报》记者。

射流泵排采现场

“我们开始在马必东实验单支水平井，一举成功；然后在直井上实验新的压裂方法，少进水、减少射孔厚度，全部成功。到2015年基本上成功率达到了百分之九十多。”朱庆忠回忆。

据姚红星介绍，马必东的4亿方产能其实2011年就开始评价储量了，之后一直在寻求单井能不能达到经济产量。在从二维地震变成三维地震、动用双层储量的改进中，煤层气的地质认识和供气能力都大大增加了。同时优化井网，一类区井距340米，二类区因为低渗，井距缩短到了260米左右。工程改造也用了新办法，由适合高渗的裸眼多分支水平井改造成单支水平井分段改造，先天渗透不足的地方通过水平井下套管分段压裂，长平－1、安平－1全都突破了5000方／天。

直井怎么办呢？定向井、工厂化、两个储层一起动用、改变压裂方式，用低前置液快速返排。排采的技术也更新了，改成三段法控制。在井型、功能改造和排采都实现技术创新的情况下，郑庄试验的4口井，直井日产都在3000方左右，安泽试验了20口井，平均产量2600方／天。

马平57井组压裂现场

在中国煤炭工业协会非常规天然气专家委员会主任、中国矿业大学副校长秦勇看来，华北油田这套理论和技术适用于煤层气勘探到开发的整个环节。除了前面提到的有机储层与无机储层的区别，他还告诉记者，煤层气大部分呈吸附状态赋存在煤层中，常规油气是游离状态。所以开发煤层气要先降压解吸，而有机储层对应力、温度、外来溶液的敏感性更强，避免煤储层伤害的技术难度更大，这正是煤层气勘探和开采都比常规油气要求更高也更复杂的地方。这套理论也正是针对这两点不同，从勘探、储层改造到排采，进行了全方位的针对性技术创新：

在勘探方面，通过对三维地震勘探的深度信息挖掘，提炼出很多有用的参数，结合工程条件，形成了一套区块尺度范围内煤层气富集高产井区的评价方法，提高了布井成功率，节约了成本。

在钻井和储层改造方面，研发了低密度钻井液，改进了压裂工艺与配方，对压裂不同阶段进行技术优化，达到了最大限度改造煤层又不损伤煤层的效果。

在排采方面，针对单相水流、气水混相流、单相气流三个阶段的不同问题，华北油田摸索了一套行之有效的管理制度和控制方法。其中，最关键的是怎么控制前两个阶段，控制排采速度的同时注重控制速度的变化，高效排水同时不损伤储层，为形成连续解吸气流创造了条件。

中国煤层气开发进入新阶段

储量提交以后，马必东投入了110亿方储量，优选定向井为主，新建4亿方产能，预计产建负荷率大于60％、投资回报率达到12%以上。“现有技术已经能把以前效果差的郑庄、郑庄北区块盘活了。华北油田正在开展新建产能8.5亿方、对外合作10亿方，共计18.5亿方的新建产能建设，预计三年时间建成。”朱庆忠告诉记者。

“虽然这套理论不一定适合所有的情况，但起码现在看是有效的。汇报方案时，专家对开发方案给予了高度评价。”朱庆忠对未来信心满满，“在内蒙古二连浩特的低煤阶煤层气区，我们对这套理论做了完善和修改，两口井取得了突破，现在正在总结经验。今年要打20多口井，全面控制该地区的低煤阶富气特征。”

位于内蒙古锡林郭勒盟的吉煤3井排采现场，单井日产气量1500方，实现了国内褐煤煤层气勘探的首次重大突破。按照《环保法》要求，排出的污水用园林绿化车拉到处理厂集中处理。 程宇婕／摄

秦勇也告诉《中国能源报》记者，这套技术先在安泽、樊庄区块取得成功，接着整套经验又返回郑庄区块，其中一些共性的经验，比如如何避免钻井损伤煤层、如何改造储层、如何优化压裂工艺技术、如何科学排采等，对国内中、高阶煤储层的煤层气开发都是有指导意义的。华北油田在内蒙二连盆地做了10余年煤层气勘探，前期无法达到单井工业性气流标准，通过对沁水盆地共性规律和经验的应用，去年以来实现了单井高产气流的突破，为开发占我国煤层气总量约40%的低阶煤层气提供了极好的技术示范。

从这个意义上讲，面对复杂多变的地质条件，中国煤层气勘探开发技术创新是行之有效的。国内煤层气地质条件千差万别，从贵州的多煤层、内蒙古的低阶煤储层，再到新疆的巨厚煤储层，每类地质条件都需要针对性的勘探开发理论和技术。秦勇对我国煤层气产业中长期发展前景非常乐观。“前几年的低潮期正是思考期、探索期和技术创新积累期，这是任何产业发展的必然阶段。最近几年，过去没有突破的新疆、贵州、内蒙古等地煤层气开发都取得了不错的成绩，现在中国已经进入技术突破带动规模上产的新阶段，但需要时间去做技术和理论的积累。国际能源机构也看好中国的煤层气、页岩气。美国能源信息署（EIA）去年发布的国际能源展望预测，到2040年，中国煤层气产量将占到全国天然气总产量的25%，页岩气产量将占到43%。”

建国内最高端智能化基地

2016年，华北油田煤层气开发已进入量效齐增的第四个阶段：高煤阶做大，河北大成的中煤阶和内蒙的低煤阶取得突破，远景目标是突破40亿方商品气量。姚红星总结，“开发一定是技术创新在先，管理创新跟上，才能产生效益。山西的高煤阶进入二类三类区就是拼技术了，没有技术团队和资金，谁敢干？未来我们还可以走出山西，拿到更多资源。根据‘十三五’规划目标，华北油田要达到20亿方的产量，今年能达到9亿，2020年建成全部产能。”

除了自营区块，华北油田也有多种形式的合作区块。包括和山西能源的中中合作、和格瑞克（成庄）、亚美大陆（马必）的中外合作。其中马必区块合作期30年，双方签订协议中方最多投入不超过30%，收回勘探费用、开发投资以及生产成本后按投入比例分成。马必区块10亿方／年产能建设方案己经通过中石油的内部审查，目前正在报国家发改委过程中，计划用三年的时间建完。成庄区块中方为作业者，产品分成比例53%（中方）：47%（格瑞克），合作初期至2015年整个区块前期0.8亿方／年产能的勘探开发投资已经回收。接下来要新建1亿方／年的产能，约投入3.7亿元，其中中方投1.9亿元。

华北油田公司煤层气事业部副经理兼对外合作项目经理部经理田生告诉记者，当初引进合作的目的主要是学习外方的先进技术、管理理念以及利用外资。实际上现在我们的煤层气勘探开发技术已经超过外方，资金方面的需求也比以前减少很多。但总的来说合作是好事，我们学到了先进的管理经验，既有的合作肯定要坚持下去。同时他也表示，与外方再开展新区块合作的可能性不大，未来中中合作的可能性会越来越大。

“煤层气走过十来年了，不能老停留在问题上。我对煤层气很乐观，前几年有一种走到黑暗里的感觉，这两年峰回路转看到光明了。”田生说。

采访即将结束时，朱庆忠告诉记者，现在正在解决排采理论问题——煤层气井一关停，产气大幅度下降。原来以为是被粉煤灰堵塞，后来发现是毛细管中运移的水珠再启动时需要的推力很高，但这时地层压力已经降了很多。目前实验室正在做模型，破解以后能大幅度提高排采效率。

马平1井组现场，黄色的是输气管线，绿色的是水线。 程宇婕／摄

站在马必东区块通往晋城中央处理厂的管线起点，杜海为告诉记者，现在正在进行项目建设前期各类手续的申办，将来从这里把气直接送到位于晋城市沁水县的中央处理厂，然后通过华北油田下属的华港燃气公司就地销售或者进西气东输管线。根据中石油的规划，马必东区块新建4亿方产能总投资15.5亿元，新打622口井，需建68个钻井平台，每个井场布8-14口井。与过去分散布井模式相比，减少用工103人，年节约人工费用1500万元，同时也减少了井场和井间道路占地2200亩，每年节约土地赔偿330万元。

不久的将来，马必东将以实现“单井远程化启停、数字化管理、智能化排采，站场无人化值守、设备全程化监测，员工集约化管理”为目标，建成中国最高端的智能化煤层气基地，所有的排采全通过压裂液智能排采，根据抽水量自动调整速度；水平井智能控制，无人值守压气站；无人机巡航数据远传，产出的气全部通过管网到达晋城集中处理，减少人工、提高效率。

内蒙古吉煤3井的智能监控设备，通过摄像头和传感器将套压、流压、产气量、产水量、耗电量等生产数据实时传输到控制中心，大大降低冬季巡井难度。

来源： 中国能源报

作者：程宇婕