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中國產業發展報告
發布時間：2020-12-01 09:00:23㈠ 我國煤層氣產業發展報告
葉建平
作者簡介:葉建平,男,1962年生,教授級高工,中聯煤層氣有限責任公司總經理助理,中國煤炭學會煤層氣專業委員會秘書長,主要從事煤層氣勘探開發科研工作。地址:北京市東城區安外大街甲88號(100011),電話:(010)64265710,E-mail:[email protected]
(中聯煤層氣有限責任公司 中國煤炭學會煤層氣專業委員會 北京 100011)
摘要:分析了煤層氣勘探、開發、利用現狀,梳理了煤層氣勘探開發技術進展,對我國煤層氣產業發展進行了基本評估。認為當前我國煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長;煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升;煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源;煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在。
關鍵詞:煤層氣 勘探開發技術 產業發展
China's Coalbed Methane Instry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development
我國煤層氣開發已經步入產業化初期階段。煤層氣地面開發產量2005年達到1.7億m3,2009年達到10.1億m3,預計2015年將達到100億m3,因此煤層氣產業步入快速發展軌道,成為現實的天然氣的補充資源。本文簡要報告近年來我國煤層氣勘探、開發、利用發展情況和技術進展狀況。
1 煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長
近兩年,我國煤層氣勘探進度明顯加快,探明儲量顯著增長。據不完全統計,到2011年6月底,全國煤層氣鑽井總數5942口。到2010年底為止,我國已累計探明煤層氣儲量2902.75億m3,新增探明儲量近1121.55億m3,占總量的39%。「十一五」探明了千億立方米大氣田。我國煤層氣探明儲量區分布較集中,共11個區塊,主要分布在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、鄭庄、棗園、長子等區塊,鄂爾多斯盆地東緣三交、柳林、鄉寧-吉縣、韓城等區塊。如表1,沁水盆地探明儲量2007.69億m3,佔69.17%;鄂爾多斯盆地煤層氣探明儲量817.76億m3,佔28.17%。其他地區佔2.66%。探明儲量成為這些地區煤層氣產業發展強大的基礎。但是,相對全國36.81萬億m3的資源量而言,我國煤層氣資源探明率很低,僅8‰。廣大地區煤層氣勘探潛力尚不明朗。
表1 全國煤層氣探明儲量分布情況
沁水盆地作為我國特大型煤層氣田,勘探潛力巨大。山西組3號煤層和太原組15號煤層厚度大,分布穩定,含氣量高,滲透性在全國相對最好,煤層氣可采性良好。除了已探明的南部區塊以外,柿庄南和柿庄北、馬璧、沁南、沁源、壽陽、和順、上黃崖等區塊均屬於煤層氣富集區和極有利目標區。壽陽區塊不同於晉城地區,它以太原組15號煤層作為目的層,經過多年勘探,已獲得經濟單井產量的突破,韓庄井田多口煤層氣井產量達到1000m3/d以上,近期將可以提交探明儲量。陽泉鑽井461口,日產量15萬m3,獲得商業化生產的產能。
鄂爾多斯盆地東緣具有較好的含煤性、含氣性和可采性,渭北區塊的韓城—合陽井區、臨汾區塊的午城—窯渠井區、呂梁區塊的柳林—三交井區、呂梁區塊的保德—神府井區是4大煤層氣富集區,也是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發有利區。鄂爾多斯盆地東緣資源探明率和資源轉化率、勘探程度均較低,煤層氣勘探開發前景廣闊,具有商業化產氣能力和形成大型煤層氣田的條件,必將成為全國煤層氣規模化、產業化、商業化運作的「甜點」區。
除了上述地區以外,在黑龍江依蘭、雲南老廠、貴州織金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶爾盆地南部、陝西彬縣等地區相繼取得勘探突破。
黑龍江伊蘭區塊煤層埋深700m左右,厚16m,含氣量8~10m3/t,長焰煤,蓋層油頁岩厚80m。黑龍江煤田地質局2011年在伊蘭區塊鑽井4口,YD-03、YD-04兩口煤層氣生產試驗井,經排采,兩口井日產氣量均在1500m3/t左右,達到了工業氣流的標准,標志著黑龍江低階煤煤層氣開發的有效突破。
彬長煤業集團在鄂爾多斯盆地中生界彬長區塊鑽1口水平井,日產氣5600m3。
內蒙古霍林河地區中石油煤層氣經理部在華北二連盆地霍林河地區施工霍試1井,日產氣約1300m3;進行了勘查研究,取得一定的進展。
依蘭、彬長和霍林河區塊的勘探成功,標志著低階煤煤層氣勘探取得了初步的成功,意義深遠。
四川川南煤田古敘礦區大村礦段煤層氣地面抽采試驗取得了歷史性突破。DCMT-3煤層氣試驗井平均產量1160m3/d,一年多累計產氣超過50萬m3。之前的DC-1井、DC-2井產氣量均達到了500~1000m3/d。初步認為大村礦段煤層氣具有較好的商業開發前景。該區煤層氣井的排采試驗成功,意義重大,將為川南煤田低滲透、薄煤層、大傾角、高應力等特點地區的煤層氣勘探開發提供技術和經驗。
雲南老廠施工5口井先導性試驗井組,壓裂後,發生自流現象,經過初期排采,產量逐步上升,顯示良好勘探潛力。
安徽淮北礦業集團2008年以來在蘆嶺淮北Ⅲ1、Ⅲ2采區共施工12口「一井三用」井的壓裂階段試驗,各井大部達到800m3左右,也有個別高產井,如LG-6井最高日產量曾到3000m3以上,穩產1200m3左右。中聯公司對外合作項目和煤炭科工集團西安研究院分別在淮北宿南向斜的先導性試驗相繼取得商業產量,預示著具有良好的勘探潛力。
全國其他地區的煤層氣勘探工作也如火如荼地展開。如貴州織金—納雍、陝西延川南、山西和順、山西沁源新疆准噶爾盆地南部等地區,初步勘探實踐表明具有良好的煤層氣勘探潛力。
上述可知,在沁水盆地南部高階煤煤層氣開發成功後,中階煤和低階煤煤層氣勘探也正在逐步取得成功。
在煤層氣勘探同時,廣大研究人員開展了大量的煤層氣富集規律和地質控制因素研究,進行了煤儲層孔隙性、滲透性、吸附解吸擴散、力學特性、變形特性等廣泛研究,進行不同煤級煤的煤層氣成藏特徵和選區評價研究。這些地質和儲層特徵的基礎研究有力支撐了煤層氣基礎理論的形成和發展。
2 煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升
「十一五」期間,煤層氣進入產業化發展階段,煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升。以中聯公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程、中石油華北煤層氣分公司沁南煤層氣田煤層氣開發項目和晉城煤業集團煤礦區煤層氣開采項目等商業化開發項目竣工投產為標志,我國煤層氣開發快速步入產業化初期階段,煤層氣開發處於快速發展階段。我國現有生產井3200口,到2010年全國地面煤層氣產能達到25億m3,產量15.7億m3,利用量11.8億m3,利用率78%。井下煤層氣抽采量69.6億m3,利用量21.9億m3,利用率相對較低,31.5%。2011年地面開發產量將達18~22億m3,見表2。地面煤層氣產量在近五年呈數量級增長,2005年1億m3,2009年達到10.1億m3,預計2015年將達到100億m3。煤層氣產量主要來自沁水盆地南部,佔96%,少量產自韓城、阜新和柳林、三交地區。
目前進入商業性開發地區包括山西沁水盆地南部、陝西韓城、遼寧阜新。具備進入商業性開發地區包括山西三交、柳林、大寧—吉縣、陽泉、壽陽。
表2 全國主要煤層氣田煤層氣生產情況(不完全統計)
說明:投產井數包括已產氣井和未產氣井。
3 煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在
技術進步是煤層氣發展的源動力,這已被國內外的勘探開發實踐所證實。「十一五」期間在煤層氣增產改造技術的試驗和研究取得了有效突破,針對不同儲層參數研製了適宜的壓裂液、壓裂工藝等。鑽完井技術、地面集輸技術、煤礦區煤層氣抽采技術等方面均有創新性成果。當前最顯著的技術進展就是煤層氣水平井鑽完井技術、煤層氣水平井分段壓裂技術發展。
3.1 煤層氣水平井鑽完井技術
煤層氣水平井地質和工程影響因素認識顯著提高。煤層氣水平井、多分支水平井的地質條件局限性強,要求構造相對簡單,斷層少、地層平緩起伏小;煤層發育穩定、煤層硬度大結構完好;煤層鑽遇率高,避免鑽探溝通含水層;水平井眼軌跡按上傾方向布置,有利排水降壓產氣;水平井眼長度盡量長,分支水平井間距適中,與煤層滲透性相匹配。
煤層氣水平井井型設計多樣。根據地形地貌、地質條件和儲層滲透性,設計「U」型井、「V」型井、川字型井、叢式井(兩層煤層的雙台階水平井)等,在柿庄南、柳林獲得成功。
多分支水平井的工藝技術、關鍵工具實現國產化。多分支水平井鑽井實現一個井筒鑽多翼分支井,提高了鑽進效率和有效排泄面積。在「863」項目支持下,地質導向裝置實現國產化,並取得良好應用效果。
借鑒頁岩氣完井技術,開始進行了煤層氣水平井分段壓裂技術的試驗,並在三交區塊獲得成功。目前在柿庄南區塊繼續進行該項技術的試驗應用。
煤層氣多分支水平井修井一直是一項難題,現在開始探索性試驗,包括分支井段井眼坍塌的診斷、二次鑽井導向和儲層傷害控制等。
研究結果表明:水平井煤層段採用PEC篩管完井能有效保護井壁穩定性,減少井眼坍塌,即便排采過程中井眼發生局部垮塌,篩管仍能為煤層氣、水提供良好的流動通道;充氣欠平衡鑽井技術可有效減少煤儲層的污染和損害,保護煤儲層;沿煤層頂/底板鑽水平井可有效避免粉煤、構造煤等井壁穩定性問題,定向射孔分段壓裂可有效溝通煤儲層,釋放儲層應力,實現煤層氣的開采。通過對井眼軌跡和鑽井工藝參數進行優化設計,可增大煤層氣降壓解吸范圍,加快煤層氣解吸,並減少煤儲層傷害。
3.2 新型壓裂液研究方興未艾,成果豐碩
研究壓裂液對儲層傷害機理,根據煤中化學元素組成,研製含有粘土防膨劑的壓裂液及活性水,降低對煤層氣解吸附傷害。
研究認為嵌入傷害和煤粉堵塞裂縫是影響煤儲層長期導流能力的主要影響因素,施工中可採取增加鋪砂濃度、加大支撐劑粒徑、加入分散劑懸浮煤粉等方法。
通過重大專項攻關研製了新型低傷害高效清潔壓裂液,特點是分子量小,300~400;粘度較高,15.0mPa·s;殘渣較少;煤層傷害率低,11.5%;摩阻低,約為清水的30%。研製了新型煤粉分散活性水壓裂液,煤層傷害率低,11.8%,使煤粉在壓裂液中均勻分布,避免施工壓力過高,在返排時,煤粉隨著液排出,避免堵塞裂縫通道。研製了高效適宜的氮氣泡沫壓裂液。
3.3 低密度固井液減少了固井水泥對儲層的傷害
通過重大專項攻關,針對煤儲層井壁易坍塌、鑽井液易污染煤儲層等難題,研發出了中空玻璃微球低密度鑽井液體系。該鑽井液具有良好的流變性和濾失性,泥餅薄而緻密。同時具有很好的抗溫性、抗污染性能、防塌性能、沉降穩定性和保護儲層作用。研製了超低密度水泥漿體系:確定了超低密度水泥漿體系配方。該配方在40℃,24h時抗壓強度達到8.04MPa(超過預期7MPa指標)。在沁南柿庄南區塊成功進行了現場試驗,有效防止了液體對煤儲層的污染。
研製了一種應用於煤礦井下瓦斯抽采孔的可降解鑽井液,生物酶降解加鹽酸酸化的雙重解堵措施可有效地清除可降解鑽井液對煤層氣儲層的傷害,並能恢復甚至提高煤岩氣體滲透率。
開展了煤層氣鑽井井壁穩定機理及鑽井液密度窗口的確定的研究。
3.4 地面集輸工程技術有效增大集輸半徑,實現低成本建設
沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程,研究設計了「分片集輸一級增壓」煤層氣田地面集輸技術,亦稱「枝上枝閥組布站」工藝技術,使煤層氣集輸半徑增大到13km以上。新技術的應用取消了傳統技術中需要建設的無數個有人值守的站,最重要的是極大地改善了流體流動環境,簡化了工藝流程,節省了投資成本。採用汽油煤層氣兩用燃氣發動機新裝置,代替抽油機動力系統,采氣管線採用聚乙烯管(PE管)新材料,節省了工程建設投資。
沁水盆地煤層氣田樊庄區塊採用單井進站方式、增壓工藝及壓力系統優化等地面集輸工藝的優化技術。煤層氣水合物防治技術、低壓輸送不注醇集氣工藝、多井單管串接技術、低壓采氣管網管徑的確定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性復合管的應用等采氣管網優化技術。提出煤層氣田「標准化設計、模塊化建設」,煤層氣田集氣站建設核心是「四統一、一和諧」,即:統一工藝流程、統一設備選型、統一建設標准、統一單體安裝尺寸,保持平面布置與當地環境的和諧發展,實現集氣站功能統一,操作統一。
數字化氣田建設,實現了基於無線、光纜、電纜等多種通訊方式在SCADA系統中的融合,成功地降低了煤層氣田信息化建設和維護過程中自控系統的投資,適合了煤層氣井地處偏遠、井多、井密、低壓、低產等特點。
3.5 煤層氣排采生產技術
實踐表明,合理的排採制度和精細的排采控制是煤層氣井排采技術的核心,定壓排採制度適用於排采初期的排水降壓階段,定產排採制度適宜於穩產階段,分級平穩連續降壓是精細的排采控制的核心。
通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計,引入無級數控抽油機、永久監測壓力,較好地完成了排採的施工及資料錄取的要求,為該區的大規模開發奠定了基礎。
研究煤層氣動液面高度的合理區間及降低速率對開采過程中有效保持井周應力的合理分布,維持或提高儲層滲透率,具有十分重要的意義。
煤層氣井不同階段的產能方程和煤層氣藏井底流壓修正後的計算公式,確定煤層氣井的生產壓差,為煤層氣井合理生產壓差的確定和正常排采提供了技術支撐。
3.6 煤層氣利用技術
煤礦開采過程中排放出大量低濃度煤層氣,提純利用這部分煤層氣對我國能源開發利用和環境保護意義重大,其難點是如何經濟高效地分離CH4和N2。
採用低溫精餾法分離提純,分離低濃度含氧煤層氣中氧氣、氮氣,在陽泉石港礦建成年產2萬噸液化(LNG)瓦斯的工廠,在陽泉新景礦神堂嘴建設年產2000萬m3低濃度提純壓縮(CNG)瓦斯工廠,為陽泉市公交車、計程車提供城市低成本壓縮瓦斯,以氣代油。
採用變壓吸附法實現低濃度瓦斯的分離和凈化。該技術2011年3月已在陽泉進行試生產,2011年底5000萬m3CNG工業化生產線將投產。
在國家科技重大專項支持下,中科院理化所和中聯煤層氣公司合作成功研製了10000m3撬裝液化裝置,該項成果適合煤層氣單井產量低特點,將直接在煤層氣井場實現煤層氣液化利用。
3.7 技術仍然是煤層氣勘探開發的瓶頸
煤層氣高滲富集區預測缺乏成熟理論指導,或者說我國煤層氣勘探開發理論還不成熟。
除了沁南以外,我國大部分勘探區煤層氣單井產量低,同一地區單井產量差異大,除了地質和儲層條件外,鑽完井技術和增產改造技術有待試驗形成。如何針對復雜多裂縫煤層特徵,增大鋪砂面積,有效提高儲層導流能力,提高單井產量,是面臨的增產改造的關鍵問題。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁穩定、防止井眼坍塌,高地應力、松軟儲層條件的鑽井完井技術,有待進一步探索試驗。
深煤層高地應力、低滲條件下儲層物性變化,以及由此帶來的鑽井、完井、增產改造技術和工藝參數的一系列變化,是亟待研究的方向。
4 煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源
煤層氣主要通過管道輸送到用戶,約佔85%~90%,少部分採用液化天然氣和壓縮天然氣形式輸送。目前建成煤層氣管道包括端氏—博愛管道、端氏—沁水八甲口管道、晉城煤業集團西區瓦斯東輸管道等,年輸送能力50萬m3。正在建設的韓城—渭南—西安管道、昔陽—太原管道,輸送能力30萬m3。
煤層氣用戶主要為西氣東輸管道用戶,其次向山西省內及沁水煤層氣田周邊省份河南、河北等省供氣,以及韓城、阜新等煤層氣所在地城市供氣。廣泛用於城市燃氣、工業鍋爐燃氣、汽車加氣等天然氣市場。2010年底,我國井下、地面煤層氣產量達到85.3億m3,約占天然氣產量946億m3的9%。煤層氣已成為當地天然氣的最現實的補充能源。
5 煤層氣產業發展展望
根據我國「十二五」煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用規劃,「十二五」末,我國煤層氣產量將達200億~240億m3,其中,地面開採煤層氣100億~110億m3,井下瓦斯抽采量110億~130億m3。煤層氣探明地質儲量將進入快速增長期,到2015年,新增探明地質儲量10000億m3。因此煤層氣將在「十二五」進入快速發展軌道。一是通過「十一五」發展,積累了較好的技術基礎和儲量基礎;二是中石油、中石化、中海油等大公司的積極投入,勘探和開發資金有了根本保證;三是國家科技重大專項的持續支持,為煤層氣勘探開發利用科學技術攻關奠定了堅實基礎,為產業目標實現提供了有力的技術支撐。
感謝趙慶波教授提供相關統計資料。
參考文獻
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