徐鳳銀 王 勃 趙 欣 云 箭 張雙源 王虹雅 楊 贇

（ 1中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司；2中石油煤層氣有限責(zé)任公司；3應(yīng)急管理部信息研究院；4中國煤炭地質(zhì)總局勘查研究總院 ; 5 中國石油集團(tuán)安全環(huán)保技術(shù)研究院 有限公司）

0 引言

全球煤層氣資源總量超過260×1012m3，中國埋深在2000m以淺的煤層氣資源量為30.05×1012m3，占全球煤層氣資源總量的11.6%，資源潛力巨大，前景可期[1-2]。但多數(shù)資源的有效動(dòng)用程度低，單井產(chǎn)氣量低，開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性差，加之管理措施的不完善，導(dǎo)致煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展總體緩慢。基于此，以中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（簡稱中國石油）為例，認(rèn)真剖析了煤層氣勘探開發(fā)過程中存在的主要問題和原因所在，系統(tǒng)提出了推動(dòng)產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的技術(shù)途徑、管理對策與措施建議。

1 發(fā)展歷史與現(xiàn)狀

1.1 歷史回顧

中國早在1983年就開展煤層氣前期評價(jià)和勘探工作，戴金星等提出沁水盆地的煤成氣具有含氣遠(yuǎn)景，該區(qū)可形成中、小型氣田[3]。隨后在沁水盆地中北部施工9口煤層氣普查探井，其中陽1井獲得工業(yè)氣流，自此掀開了煤層氣勘探開發(fā)的新篇章。

1992年以來，石油、煤炭、地礦三大系統(tǒng)進(jìn)行煤層氣勘探活動(dòng)。在潘莊井田施工7口井組，試采均獲成功[4]；1996年中國石油天然氣總公司與地質(zhì)礦產(chǎn)部、煤炭工業(yè)部聯(lián)合成立了中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，同時(shí)取得國務(wù)院對外合作權(quán)，標(biāo)志著煤層氣開發(fā)已經(jīng)正式被列為新的能源產(chǎn)業(yè)。2005年，國務(wù)院決定成立煤層氣國家工程研究中心，國家發(fā)展改革委出臺了一系列優(yōu)惠政策，中國石油在樊莊區(qū)塊施工6口評價(jià)井及晉試1井組，試采均獲成功，之后在沁水盆地樊莊區(qū)塊鉆開發(fā)井100口，點(diǎn)燃了煤層氣規(guī)模開發(fā)的“星星之火”，為后續(xù)的“燎原之勢”奠定基礎(chǔ)[4]。2008年9月，中石油煤層氣公司成立，對推動(dòng)全國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展起到了重要作用。2003—2013年，沁水和鄂東兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地形成；2014年以來，煤層氣勘探開發(fā)由“低收益回報(bào)、低效”向“提高效益、效率”轉(zhuǎn)變[5]。截至2017年年底，中國已發(fā)現(xiàn)沁水、韓城、保德、臨汾、川南、延川南、潘莊、棗園等26個(gè)煤層氣田；獲批煤層氣采礦權(quán)13個(gè)，面積為 1991.88km2[6-7]。

1.2 政策扶持

國家層面上，先后出臺價(jià)格優(yōu)惠、稅收優(yōu)惠、開發(fā)補(bǔ)貼、發(fā)電補(bǔ)貼、資源管理、礦權(quán)保護(hù)、對外合作等多方面優(yōu)惠政策。“十一五”以來，連續(xù)設(shè)立國家科技重大專項(xiàng)，進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)。特別是在多次試行天然氣統(tǒng)一市場和價(jià)格管理的政策背景下，對于煤層氣仍然保持市場調(diào)節(jié)和價(jià)格浮動(dòng)。省級層面上，煤層氣產(chǎn)業(yè)在各省經(jīng)濟(jì)中所占比例差別很大，各地煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展也不均衡，山西將煤層氣產(chǎn)業(yè)列為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)；新疆、貴州等地近年來煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，相繼出臺有關(guān)政策措施，鼓勵(lì)和扶持煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，但有待于進(jìn)一步完善和加強(qiáng)。企業(yè)層面上，中國石油十分重視煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在市場配置、技術(shù)服務(wù)、管理體制和人員調(diào)動(dòng)等方面都給予了大力支持:一是將煤層氣作為主營業(yè)務(wù)重要組成部分和戰(zhàn)略發(fā)展經(jīng)濟(jì)增長點(diǎn)；二是設(shè)定“十三五”末實(shí)現(xiàn)煤層氣年商品量45×108m3目標(biāo)；三是成為煤層氣業(yè)務(wù)技術(shù)主導(dǎo)者、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范制定者和行業(yè)發(fā)展領(lǐng)跑者；四是設(shè)立“煤層氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與示范工程”重大科技專項(xiàng)，予以推動(dòng)產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。

1.3 產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

經(jīng)過30多年的不斷探索，中國煤層氣產(chǎn)業(yè)在勘探開發(fā)技術(shù)、市場規(guī)模方面均取得進(jìn)展，但產(chǎn)業(yè)發(fā)展普遍存在“勘探程度低、單井產(chǎn)氣量差、產(chǎn)氣量爬坡期長”等瓶頸。

煤層氣勘探方面，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，截至2020年年底，中國累計(jì)鉆直井19540口、水平井1677口，投產(chǎn)12880口，累計(jì)探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量9302×108m3?？碧筋I(lǐng)域也不斷取得新進(jìn)展，從中—高煤階煤層氣的勘探開發(fā)拓展到中—低煤階煤層氣的勘探開發(fā)，勘探深度從2000m以淺逐漸拓展到2500m以淺[8]。目前，中國煤層氣資源探明率僅為2.4%，遠(yuǎn)低于天然氣資源探明率（15%）。全國煤層氣主要集中分布在9個(gè)大型聚煤盆地，但實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)的僅有沁水盆地和鄂爾多斯盆地，勘探開發(fā)程度極不均衡，可供規(guī)模開發(fā)的優(yōu)質(zhì)資源比例小，急需尋找后備接替區(qū)。

煤層氣開發(fā)方面，2020年全國煤層氣產(chǎn)量為58.2×108m3，較2018年增加了近9%，2018年主要煤層氣企業(yè)煤層氣產(chǎn)量占比見圖1，其中中國石油為19.63×108m3，晉煤集團(tuán)為14.3×108m3，中海油中聯(lián)公司為14.82×108m3，中石化為3.47×108m3，其他為1.19×108m3；截至2018年全國累計(jì)產(chǎn)煤層氣343×108m3，總投資超過1000億元。2018年，沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣已建產(chǎn)能規(guī)模約為90×108m3/a，但產(chǎn)能到位率僅為59.4%，低品位儲(chǔ)量動(dòng)用難，日產(chǎn)量低于500m3的井?dāng)?shù)占總生產(chǎn)井?dāng)?shù)的56%，未能實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

圖1 2018年主要煤層氣企業(yè)煤層氣產(chǎn)量占比圖Fig.1 Annual CBM production of major CBM companies in 2018

煤層氣技術(shù)方面，以中國石油為例，截至2018年年底，已建成沁水、鄂東兩大生產(chǎn)基地，形成煤層氣地質(zhì)選區(qū)評價(jià)、地球物理、鉆完井、壓裂、排采、地面集輸、經(jīng)濟(jì)評價(jià)七大技術(shù)系列100項(xiàng)具體技術(shù)。以煤層氣直井壓裂技術(shù)為例，中國煤層氣壓裂技術(shù)經(jīng)歷了借鑒國外、借鑒砂巖、借鑒頁巖及煤層研發(fā)4個(gè)階段，經(jīng)過不斷地探索、試驗(yàn)及推廣，形成了“大液量、中砂比、變排量”以活性水壓裂為主，以低溫破膠VES、瓜爾膠、氮?dú)馀菽葹檩o的壓裂工藝技術(shù)（表1），助推了煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

表1 中國煤層氣直井壓裂技術(shù)發(fā)展歷程Table 1 Development of fracturing technology of vertical CBM well in China

總體來說，“十三五”期間，煤層氣產(chǎn)業(yè)在技術(shù)上初步實(shí)現(xiàn)了從二維地震向三維地震、從直井（叢式井）向水平井、從中淺層（埋深小于1500m）向中深層的三大轉(zhuǎn)變。但是，由于中國煤層氣開發(fā)地區(qū)普遍存在地質(zhì)條件復(fù)雜、不同地區(qū)開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性差異大等問題，重復(fù)照搬現(xiàn)有技術(shù)方法，不能有效提高單井產(chǎn)量。如沁南區(qū)塊東部井區(qū)總體煤層埋藏較深、滲透率低、含氣量中等、煤階中等、碎裂結(jié)構(gòu)煤發(fā)育；表現(xiàn)為直斜井壓裂裂縫延伸差、支撐劑多堆積在井眼附近、裸眼多分支水平井井眼更易坍塌，常規(guī)開發(fā)技術(shù)表現(xiàn)為不適應(yīng)[9]。因此，需要通過不斷的技術(shù)研究和改進(jìn)，解決低產(chǎn)氣井工程技術(shù)不適應(yīng)性問題。

2 存在問題及原因分析

中國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展總體緩慢，與期望目標(biāo)相差較大，引起業(yè)內(nèi)外的普遍關(guān)注[10-16]。分析其原因，既有客觀的，也有主觀的，主要表現(xiàn)在資源條件、技術(shù)適應(yīng)性和管理模式3個(gè)方面。

2.1 資源條件及其研究精細(xì)程度

全國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展未達(dá)到人們預(yù)期，業(yè)內(nèi)外都很關(guān)心資源問題，而且說法不一。官方公布的2000m以淺的30.05×1012m3煤層氣資源量中，高煤階煤層氣占32%，中煤階煤層氣占37%，低煤階煤層氣占31%[17]；按照現(xiàn)有技術(shù)條件估計(jì)，可采資源量為12.5×1012m3。

長期以來，受一些基礎(chǔ)理論研究成果和初期勘探結(jié)論的影響，煤層氣勘探開發(fā)主要集中在中—高煤階煤層氣分布區(qū)，對低煤階煤層氣分布區(qū)的勘探開發(fā)投資嚴(yán)重不足。以中國石油為例，礦權(quán)區(qū)內(nèi)煤層氣資源量為13.4×1012m3，可采資源量為5.79×1012m3，沁水、鄂東兩個(gè)盆地的煤層氣可采資源量超過1×1012m3[18-19]，多年來的勘探開發(fā)精力主要集中在這兩個(gè)中—高煤階煤層氣盆地。二者的地面煤層氣總產(chǎn)量占全國產(chǎn)量的90%以上[6]。

可采資源量與實(shí)際采出資源量偏差較大。由于對資源賦存復(fù)雜地質(zhì)條件的研究精度不夠，儲(chǔ)量計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范與實(shí)際可開發(fā)性之間存在偏差，即使是已經(jīng)探明的煤層氣儲(chǔ)量區(qū)，投入開發(fā)后，在技術(shù)層面上仍然存在較大的不確定性，可接替開發(fā)后備區(qū)塊的地質(zhì)認(rèn)識不到位，導(dǎo)致目前已有探明儲(chǔ)量動(dòng)用率較低。以樊莊區(qū)塊為例，不同部位受儲(chǔ)量品質(zhì)差異、研究精細(xì)度及可靠性等影響，單井平均產(chǎn)能到位率差異極大，區(qū)塊南部為160%，區(qū)塊北部只有68%，相應(yīng)的日均產(chǎn)氣量大于1000m3以上井?dāng)?shù)的比例分別為68%和44%[4]。

2.2 技術(shù)適應(yīng)性

截至目前，針對簡單地質(zhì)條件下煤層氣開發(fā)的技術(shù)問題已經(jīng)解決。但是，對于復(fù)雜地質(zhì)條件的煤層氣開發(fā)問題，存在兩大關(guān)鍵的技術(shù)難題尚未解決。

一是煤層氣地質(zhì)基礎(chǔ)理論沒有大的突破，對不同時(shí)代、不同地區(qū)煤層氣地質(zhì)條件的差異性研究不夠，特別是對煤儲(chǔ)層本身的精細(xì)評價(jià)不到位，導(dǎo)致與地質(zhì)條件相適應(yīng)的勘探開發(fā)井型、井網(wǎng)部署具有一定盲目性。以鄭莊東大井區(qū)為例，前期布井因未精細(xì)刻畫區(qū)塊的斷層性質(zhì)、產(chǎn)狀、規(guī)模及陷落柱分布特點(diǎn)，導(dǎo)致煤層鉆遇率低；后期利用AVO反演、吸收與衰減屬性、多屬性聚類分析及子波分解與重構(gòu)等技術(shù)，精細(xì)評價(jià)區(qū)塊的含氣性及構(gòu)造特征，據(jù)此部署9口水平井，并根據(jù)新三維地震資料調(diào)整7口水平井井位和軌跡，新完鉆水平井鉆探效果（鉆遇率）明顯提高[20]。

二是現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗(yàn)工作量不夠，在儲(chǔ)量申報(bào)獲批后未開展煤層氣開發(fā)前期評價(jià)工作，導(dǎo)致與不同煤層氣地質(zhì)條件相適應(yīng)的鉆井、壓裂、排采配套技術(shù)沒有完全形成，使得單井日產(chǎn)氣量過低或廢棄井過多，一時(shí)難以達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。以樊莊區(qū)塊為例，在開發(fā)早期階段，未開展三維地震采集與解釋工作，且二維地震范圍也很有限，在鉆遇的2000余口直井中有1000余口井低產(chǎn)。其中，33%的井鉆遇斷層、陷落柱，15%的井鉆遇構(gòu)造煤發(fā)育區(qū)，27%的井鉆遇應(yīng)力集中區(qū)，25%的井鉆遇低滲透區(qū)[21]。后期采取疏導(dǎo)式開發(fā)工程技術(shù)、現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)可控水平井技術(shù)、耦合降壓排采技術(shù)、低前置比快速返排壓裂技術(shù)等，試驗(yàn)的新井單井具有見氣時(shí)間短、提產(chǎn)能力強(qiáng)的產(chǎn)氣特征，先導(dǎo)試驗(yàn)單井日增產(chǎn)氣量達(dá)到200～1000m3（圖2），試驗(yàn)見到了一定效果[13]。

圖2 樊莊新井與老井同期產(chǎn)氣量對比圖[13]Fig.2 Comparison of CBM production between new wells and adjacent old wells in Fanzhuang Block[13]

2.3 管理模式

由于歷史原因，多數(shù)資源條件相對好的區(qū)塊掌控在合作開發(fā)商手中，而這些區(qū)塊的勘探開發(fā)投資明顯不足。統(tǒng)計(jì)分析中國煤層氣勘探歷年投入數(shù)據(jù)，2012年勘探投資力度最大，為6.36萬元/km2，自此呈下降趨勢，2017年僅為 3.24萬元 /km2[7]。

同時(shí)，煤層氣專業(yè)技術(shù)人員總體數(shù)量少、力量薄弱，與煤層氣開發(fā)難度大的現(xiàn)狀匹配度較低；投資者對開發(fā)煤層氣綜合效益的認(rèn)識不夠全面，對煤層氣開發(fā)難度大的認(rèn)識不到位，導(dǎo)致投資熱情不足，出現(xiàn)時(shí)冷時(shí)熱的局面。

此外，盡管出臺了相關(guān)的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，但標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行與創(chuàng)新科技融合、現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用的匹配度不夠，尚需通過不斷完善標(biāo)準(zhǔn)化體系來提升企業(yè)的標(biāo)準(zhǔn)化管理模式，實(shí)現(xiàn)科技轉(zhuǎn)化，助推煤層氣產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展。

3 技術(shù)關(guān)鍵與對策

3.1 加強(qiáng)資源有效性的地質(zhì)研究

中國煤層氣資源具有成煤條件多樣、成煤時(shí)期多、煤變質(zhì)作用疊加、構(gòu)造變動(dòng)多樣和復(fù)雜等一系列特點(diǎn)，對煤層的破壞作用強(qiáng)烈，成藏條件復(fù)雜，氣藏類型多樣[22]。含煤地層和不同煤層，甚至是同一煤層，橫向、縱向均具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性。與美國、加拿大相比，中國煤層氣總體開發(fā)難度要大得多。這些特點(diǎn)客觀存在且無法改變，必然給高效開發(fā)帶來許多挑戰(zhàn)。因此，資源有效性研究就成為實(shí)現(xiàn)煤層氣高效開發(fā)的前提和基礎(chǔ)，對尋求與之相適應(yīng)的技術(shù)措施起決定性作用。解決這一難題的技術(shù)關(guān)鍵與對策是:有區(qū)別地扎扎實(shí)實(shí)分3個(gè)層次開展工作，真正搞清現(xiàn)有煤層氣資源賦存條件及其可開發(fā)性。

第一個(gè)層次:對于公認(rèn)的資源條件好、即將投入開發(fā)的成熟區(qū)塊，以開發(fā)方案作為上鉆主要依據(jù)的同時(shí)，還應(yīng)針對不同煤層的非均質(zhì)性，在區(qū)塊內(nèi)部具體確定井位時(shí)，進(jìn)行橫向、縱向上的精細(xì)描述和分區(qū)分類評價(jià)，選擇與地質(zhì)條件相適應(yīng)的井型和井網(wǎng)（圖3）[23]，確保鉆探成功率，利用成熟開發(fā)技術(shù)開展產(chǎn)能建設(shè)。例如，沁水盆地南部煤儲(chǔ)層具有煤階高、吸附能力強(qiáng)、含氣量高、孔隙度低、雙峰態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)、滲透率低、壓力梯度低等特點(diǎn)。根據(jù)這些地質(zhì)特點(diǎn)，以煤層吸附解吸模型、滲流理論為指導(dǎo)，建立“復(fù)合V形”（由多個(gè)類似V形分支井組成）井型模型，利用數(shù)值模擬技術(shù)對水平井井型基本要素進(jìn)行對比論證，優(yōu)選參數(shù)，優(yōu)化井底結(jié)構(gòu)指標(biāo)，投產(chǎn)“復(fù)合V形”井102口，產(chǎn)氣井78口，單井日均產(chǎn)氣量為4498m3，約為直井的4.6倍，產(chǎn)氣效果顯著[20]。

圖3 煤層氣藏精細(xì)描述與產(chǎn)能評價(jià)技術(shù)路線流程圖[23]Fig.3 Technology roadmap of CBM reservoir fine description and productivity evaluation [23]

第二個(gè)層次:對于現(xiàn)有煤層氣探明儲(chǔ)量區(qū)，不能簡單按照探明儲(chǔ)量數(shù)量和分布確定開發(fā)方案，而要進(jìn)一步重新評估儲(chǔ)量的有效性。按照現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)提交的煤層氣探明儲(chǔ)量仍有很多不確定性，必須針對探明儲(chǔ)量區(qū)開展開發(fā)前期評價(jià)工作，規(guī)范煤層氣勘探開發(fā)程序，重新進(jìn)行試采評價(jià)，確定適用性技術(shù)，優(yōu)選具備開發(fā)條件的可靠區(qū)塊編制開發(fā)方案。在此基礎(chǔ)上，借鑒第一個(gè)層次的相關(guān)做法開展產(chǎn)能建設(shè)，力求實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)。例如，保德煤層氣田作為全國首個(gè)探明的中—低煤階煤層氣田，2011年探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量為183.63×108m3，技術(shù)可采儲(chǔ)量為91.82×108m3；2018年9月，按照儲(chǔ)量規(guī)范，結(jié)合煤層氣自身的產(chǎn)出機(jī)理和開發(fā)特點(diǎn)，利用動(dòng)態(tài)資料，采用體積法對2011年提交的探明儲(chǔ)量進(jìn)行復(fù)算，復(fù)算結(jié)果顯示煤層氣探明儲(chǔ)量增加29.86×108m3，技術(shù)可采儲(chǔ)量增加 19.12×108m3[24]。

第三個(gè)層次:對于其他經(jīng)過資源評價(jià)且擁有礦權(quán)的區(qū)塊，應(yīng)系統(tǒng)性地開展新一輪資源精細(xì)評價(jià)，針對現(xiàn)有配套技術(shù)成果，進(jìn)一步尋求新的“甜點(diǎn)區(qū)”或可開發(fā)區(qū)。特別要注重認(rèn)識和評價(jià)煤層形成過程中伴生并運(yùn)移到煤系地層其他巖層中的“煤系氣”，這部分資源數(shù)量大、分布廣，很容易成為煤層氣的重要補(bǔ)充資源，在充分開展儲(chǔ)層精細(xì)描述和開發(fā)前期評價(jià)工作的基礎(chǔ)上，尋求合理的開發(fā)途徑，使其盡快變?yōu)橛行?chǔ)量和產(chǎn)量。例如，黔西松河井田煤儲(chǔ)層具有高溫、超壓、高含氣量的特點(diǎn)，適宜進(jìn)行煤層氣地面開發(fā)，而“煤系氣”主要賦存于龍?zhí)睹合刀鄠€(gè)煤層及鄰近細(xì)砂巖、粉砂巖中，具備多煤層共采、“煤系氣”共采的資源及開發(fā)條件[25]。

目前，若要真正扭轉(zhuǎn)煤層氣產(chǎn)業(yè)進(jìn)展緩慢的局面，關(guān)鍵是需要打破長期以來對具備煤層氣資源條件的眾多地區(qū)形成的一些固有認(rèn)識和結(jié)論，重新開展上述3個(gè)層次的工作，避免受到以往一些不符合客觀實(shí)際結(jié)論的影響，或貽誤戰(zhàn)機(jī)，或盲目上鉆造成浪費(fèi)。特別是隨著深部煤層氣勘探開發(fā)工作的深入，資源量將會(huì)發(fā)生數(shù)量級的變化。例如，對于中國石油礦權(quán)區(qū)來說，煤層氣資源量大于1×1012m3的盆地有鄂爾多斯、沁水、準(zhǔn)噶爾、滇黔桂、吐哈、二連、海拉爾、伊犁等，總面積為12.66×104km2，可采資源量約為3.42×1012m3[26]，需要重新開展資源的分級分類和地質(zhì)條件的評價(jià)，分層次優(yōu)選出有利開發(fā)區(qū)。

3.2 強(qiáng)化技術(shù)攻關(guān)和綜合配套集成

煤層氣開發(fā)是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，不能簡單地依靠某一單項(xiàng)技術(shù)。經(jīng)過多年的攻關(guān)和探索，目前國內(nèi)外已經(jīng)形成了地質(zhì)評價(jià)、地球物理、鉆完井、壓裂改造、排采、地面集輸、經(jīng)濟(jì)評價(jià)七大技術(shù)系列[20，27-37]。這些技術(shù)本身都具有一定的創(chuàng)新性，也在煤層氣勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用。但是，受煤層氣地質(zhì)條件復(fù)雜、開發(fā)難度大、投資效益低等多種因素的影響，一些先進(jìn)的單項(xiàng)技術(shù)，包括“甜點(diǎn)區(qū)”預(yù)測、井身軌跡優(yōu)化、煤儲(chǔ)層保護(hù)、水平井篩管完井、多分支水平井鉆井、分段壓裂、定量化自動(dòng)化排采、橇裝化集輸、采出水處理等，沒有得到及時(shí)、高效地普及和推廣應(yīng)用，更沒有很好地實(shí)現(xiàn)配套集成和綜合應(yīng)用。因此，需要開展地質(zhì)、工程的一體化評價(jià)，即在精細(xì)刻畫地質(zhì)特征的基礎(chǔ)上，對工程技術(shù)的適用性進(jìn)行分類評價(jià)，集成和構(gòu)建合理、科學(xué)的配套技術(shù)系列和模式。

井身軌跡優(yōu)化方面，針對鄂東地區(qū)深層煤層滲透性差、煤系地層砂巖儲(chǔ)層分布變化大等難題，采用煤層氣小曲率半徑定向井優(yōu)化技術(shù)，在韓城區(qū)塊成功試驗(yàn)2口小曲率半徑定向井，2口井在煤層以上100m左右造斜，入層井斜角達(dá)84°～88°，煤層進(jìn)尺由常規(guī)定向井的6m左右增加到90～100m，大幅增加了煤層的泄壓面積，產(chǎn)氣量明顯提高[23]。

排采方面，針對資源潛力較高的低產(chǎn)、低效井和受煤礦開采影響面臨關(guān)停的井，可采用負(fù)壓排采技術(shù)，井口安裝負(fù)壓設(shè)備，通過降低套管壓力，增大煤層與井筒內(nèi)生產(chǎn)壓差，達(dá)到氣井增產(chǎn)目的。利用該技術(shù)在鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊王家?guī)X煤礦附近的保4-08井組開展試驗(yàn)，該井組位于煤礦回采面附近，產(chǎn)氣量呈明顯衰減趨勢。安裝負(fù)壓排采設(shè)備并試驗(yàn)30d后，井組日產(chǎn)氣量由2640m3上升至3578m3，單井產(chǎn)量提高30%以上，目前穩(wěn)定在3100m3，試驗(yàn)效果明顯[23]。

技術(shù)配套集成和綜合應(yīng)用方面，以鄭莊區(qū)塊為例，華北油田于開發(fā)初期在該區(qū)塊實(shí)施裸眼多分支水平井40余口，由于該技術(shù)存在“成井率低、井眼易垮塌”等特點(diǎn)，導(dǎo)致整體產(chǎn)氣效果差，單井產(chǎn)氣量小于1000m3/d的水平井占51%，單井平均日產(chǎn)氣量約為3000m3[38]。為提高產(chǎn)氣效果，華北油田專業(yè)技術(shù)人員在剖析產(chǎn)氣量影響因素的基礎(chǔ)上，科學(xué)分類地開展儲(chǔ)層評價(jià)，集成井身軌跡優(yōu)化、煤儲(chǔ)層保護(hù)、水平井篩管完井、多分支水平井鉆井、分段壓裂等技術(shù)，構(gòu)建了高煤階煤層氣高效開發(fā)工程技術(shù)模式。將該區(qū)擬實(shí)施的裸眼多分支水平井技術(shù)改為單支水平井+分段壓裂技術(shù)，實(shí)施的6口井增產(chǎn)效果明顯[39]。

煤層氣開發(fā)緩慢的關(guān)鍵在于單項(xiàng)技術(shù)的配套集成和綜合應(yīng)用不到位，而尋求技術(shù)配套集成和綜合應(yīng)用的前提就是精細(xì)研究資源地質(zhì)條件。因此，關(guān)鍵對策仍然是在加大資源條件研究力度的基礎(chǔ)上，緊密圍繞“如何提高單井產(chǎn)量和整體采收率”主題，從資源評價(jià)、方案優(yōu)選、鉆完井、壓裂、排采等各個(gè)環(huán)節(jié)入手，下大功夫進(jìn)行不同煤層單采或合采的綜合性技術(shù)試驗(yàn)和集成配套創(chuàng)新，見到效果后普遍推廣，最大限度地提高單井產(chǎn)量和綜合采收率。

3.3 優(yōu)選適應(yīng)性的開發(fā)模式和現(xiàn)場實(shí)施方案

煤層氣開發(fā)的基本特點(diǎn)是低產(chǎn)、多井、見效緩慢，但綜合開發(fā)效益的高低取決于技術(shù)應(yīng)用和綜合管理的精細(xì)程度。提高綜合開發(fā)效益的技術(shù)關(guān)鍵是開發(fā)模式的合理選擇，也就是根據(jù)不同地質(zhì)條件，選擇合理的井網(wǎng)井型和相適應(yīng)的開發(fā)技術(shù)。其中，特別要充分考慮煤層在橫向、縱向上構(gòu)造破壞程度的差異性和非均質(zhì)性，進(jìn)行井位的動(dòng)態(tài)調(diào)整。同一區(qū)塊內(nèi)部，同一空間位置縱向上的不同煤層，或同一煤層的不同位置，甚至同一煤層內(nèi)部的小層之間，煤體結(jié)構(gòu)、煤巖煤質(zhì)也會(huì)千差萬別，必須采用不同的針對性技術(shù)措施，才能形成相適應(yīng)的開發(fā)配套技術(shù)和開發(fā)效果，真正獲得高產(chǎn)或高效。以鄂爾多斯盆地東緣韓城區(qū)塊為例，在對地質(zhì)、壓裂及排采等動(dòng)態(tài)資料分析的基礎(chǔ)上，提出了跨層壓裂、封層堵水等適用性的老井挖潛技術(shù)，試驗(yàn)井應(yīng)用效果顯著，9口老井采用跨層壓裂改造，平均井底壓力由0.13MPa提高到1.43MPa，平均日產(chǎn)氣量由40m3提高到2491m3，平均日產(chǎn)水量由0.39m3提高到4.01m3，最高產(chǎn)氣井（韓1井）日產(chǎn)氣量為5431m3(圖4)[40]，累計(jì)產(chǎn)氣量提高了3500×104m3。

圖4 韓城區(qū)塊9口老井改造前后日產(chǎn)氣量對比圖[40]Fig.4 Comparison of daily CBM production before and after fracturing treatment of nine wells in Hancheng Block [40]

在總體開發(fā)方案確定后，井位部署前還必須對區(qū)塊內(nèi)部進(jìn)行進(jìn)一步系統(tǒng)性分區(qū)研究，確定更為精細(xì)的地質(zhì)特點(diǎn)和差異性，有區(qū)別地選擇井型和相對應(yīng)的鉆井工藝，以及后續(xù)的壓裂、排采技術(shù)措施，盡量做到“一類一井一措施”，避免大批量、同方案、同模式、同時(shí)上鉆。按照這一思路，可以對以往做過勘探試驗(yàn)的區(qū)塊重新進(jìn)行新一輪評價(jià)，力爭在某些區(qū)塊真正意義上獲得突破，從而帶動(dòng)和擴(kuò)大到其他區(qū)塊，解放出更多以往被否定的區(qū)塊。對于中國石油來說，即使在沁水和鄂東地區(qū)已投入開發(fā)的低效區(qū)塊，也可以重新開展“煤儲(chǔ)層地質(zhì)非均質(zhì)性”的精細(xì)研究，以便“激活”低產(chǎn)區(qū)或不產(chǎn)氣井。以鄭莊區(qū)塊為例，華北油田在該區(qū)建立水平井、直井盤活模型，據(jù)此部署44口水平井和166口直井，實(shí)現(xiàn)了耦合降壓生產(chǎn)，區(qū)塊產(chǎn)氣量大幅提升，日產(chǎn)氣量由45×104m3上升至60×104m3[41]。

4 管理措施與建議

國內(nèi)煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展30多年的歷史證明，煤層氣業(yè)務(wù)受到很多復(fù)雜因素的制約。既要面對復(fù)雜多變的地質(zhì)條件，又要攻克許多技術(shù)難題，還要放眼多方面的利益所在。只有加強(qiáng)管理，持之以恒，不斷加大投入，才是盡快擴(kuò)大產(chǎn)業(yè)規(guī)模，降低開發(fā)成本，提高開發(fā)效益，實(shí)現(xiàn)可持續(xù)快速發(fā)展的前提。

4.1 做好現(xiàn)有政策的落實(shí)和管理

多年來，國家出臺了一系列政策法規(guī)。在價(jià)格方面，煤層氣價(jià)格按市場經(jīng)濟(jì)原則，由供需雙方協(xié)商確定，國家不限價(jià)（國辦通〔1997〕8號）。在稅收方面，對煤層氣勘探開發(fā)作業(yè)的設(shè)備等免征進(jìn)口關(guān)稅和進(jìn)口環(huán)節(jié)增值稅（財(cái)關(guān)稅〔2006〕13號），實(shí)行增值稅先征后退政策（財(cái)稅〔2007〕16號）。在開發(fā)補(bǔ)貼方面，關(guān)于《可再生能源發(fā)展專項(xiàng)資金管理暫行辦法》的補(bǔ)充通知（財(cái)建〔2019〕298號）規(guī)定，2018年補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為0.3元/m3，自2019年起按照“多增多補(bǔ)”的原則，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎(jiǎng)補(bǔ)，相應(yīng)地對未達(dá)到上年開采利用量的，按照未達(dá)標(biāo)程度扣減獎(jiǎng)補(bǔ)資金；同時(shí)，對取暖季生產(chǎn)的非常規(guī)天然氣增量部分，給予超額系數(shù)折算，體現(xiàn)“冬增冬補(bǔ)”。在資源管理方面，從事煤層氣勘查開采的企業(yè)，2020年前可按國家有關(guān)規(guī)定申請減免探礦權(quán)使用費(fèi)和采礦權(quán)使用費(fèi)，對地面抽采煤層氣暫不征收資源稅（財(cái)稅〔2007〕16號）。在礦權(quán)保護(hù)方面，“堅(jiān)持采氣采煤一體化，依法清理并妥善解決煤層氣和煤炭資源礦業(yè)權(quán)交叉問題”（國辦發(fā)〔2006〕47號）。這些政策看起來比較全面，但沒有完全落實(shí)，有些甚至只停留在名義上，沒有形成良好的氛圍，導(dǎo)致煤層氣開發(fā)總體成本高，投資及市場環(huán)境差、效益低，特別在當(dāng)前天然氣市場不穩(wěn)定情況下，更是缺乏競爭性，制約著企業(yè)投資積極性。

一是進(jìn)一步發(fā)揮政府職能，積極推進(jìn)地面煤層氣抽采產(chǎn)業(yè)發(fā)展、煤礦瓦斯防治及廢棄煤礦瓦斯綜合治理一體化合作；完善相關(guān)政策措施，制定煤層氣、煤炭開發(fā)統(tǒng)一規(guī)劃，做到無縫銜接；切實(shí)按照沁南、潞安、三交等合作模式落實(shí)好“先采氣、后采煤”要求，實(shí)現(xiàn)資源充分利用，最好是煤炭企業(yè)著重煤礦井下瓦斯抽采，其他公司著重地面開采。二是全國建立統(tǒng)一的信息管理系統(tǒng)，強(qiáng)化信息渠道，實(shí)現(xiàn)資源共享，避免無序競爭和重復(fù)性投資。包括兩個(gè)方面:企業(yè)內(nèi)部應(yīng)加強(qiáng)煤層氣田的數(shù)字化建設(shè)，國家層面應(yīng)加強(qiáng)行業(yè)技術(shù)與產(chǎn)業(yè)信息的統(tǒng)計(jì)和交流發(fā)布；建立煤層氣各個(gè)技術(shù)環(huán)節(jié)統(tǒng)一的行業(yè)規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)。

4.2 強(qiáng)化企業(yè)內(nèi)部的綜合管理

煤層氣開發(fā)的特殊性決定了它與油氣田勘探開發(fā)的管理模式完全不同，無論是技術(shù)人員，還是管理人員，都必須經(jīng)過長期的實(shí)踐探索和培養(yǎng)，應(yīng)具備過硬的煤層氣專業(yè)技術(shù)和管理素質(zhì)，需要付出比傳統(tǒng)油氣田開發(fā)更多的努力。

建議:一是企業(yè)內(nèi)部應(yīng)做好現(xiàn)有隊(duì)伍的培養(yǎng)和穩(wěn)定管理。深入挖掘現(xiàn)有專業(yè)人員潛力，充分調(diào)動(dòng)積極性，使人盡其才。特別應(yīng)培養(yǎng)一批具備較高專業(yè)水平的技術(shù)骨干和管理骨干，使其全身心地投入到煤層氣事業(yè)當(dāng)中；二是積極推動(dòng)合作區(qū)塊的開發(fā)節(jié)奏，使煤層氣企業(yè)之間強(qiáng)強(qiáng)聯(lián)合，取長補(bǔ)短，提升項(xiàng)目執(zhí)行力；三是節(jié)奏可以加快，程序不能逾越，嚴(yán)格按照勘探開發(fā)程序，擴(kuò)大后備區(qū)塊和可開發(fā)資源接替；四是積極拓展煤層氣市場和爭取各級政府支持。

4.3 轉(zhuǎn)變對煤層氣開發(fā)效益的認(rèn)識

煤層氣除了作為補(bǔ)充能源外，其應(yīng)用可以減少煤礦瓦斯事故、降低環(huán)境污染、實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)等重要的社會(huì)效益和生態(tài)效應(yīng)。因此，對煤層氣投資與回報(bào)效益的認(rèn)識應(yīng)是綜合性或系統(tǒng)性的，政府層面和企業(yè)投資者都應(yīng)從如何有利于加快煤層氣行業(yè)發(fā)展的角度出發(fā)，充分調(diào)動(dòng)企業(yè)的積極性。對于中國石油這種同時(shí)承擔(dān)經(jīng)濟(jì)責(zé)任、社會(huì)責(zé)任和政治責(zé)任的煤層氣開發(fā)企業(yè)來說，在強(qiáng)調(diào)投資回報(bào)的同時(shí)，還應(yīng)兼顧企業(yè)的社會(huì)責(zé)任和政治擔(dān)當(dāng)。

建議:一是對煤層氣企業(yè)的考核方式應(yīng)綜合考慮社會(huì)和政治兩方面的特殊因素，而不應(yīng)簡單以獲取利潤來衡量。國家層面為什么很在乎煤層氣產(chǎn)量，出臺那么多優(yōu)惠政策扶持，很大程度上體現(xiàn)的就是社會(huì)和政治意義，并不完全依靠煤層氣作為補(bǔ)充能源。那么，對煤層氣業(yè)務(wù)特殊的政策和投資額度，與其帶來的社會(huì)和政治影響相比確實(shí)也是微不足道的。二是按照國家下達(dá)的煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃應(yīng)堅(jiān)持持續(xù)投資。規(guī)劃的順利實(shí)現(xiàn)必須靠足夠的投資來保證，而企業(yè)對煤層氣的投資決策不能簡單以回報(bào)率來決定，應(yīng)堅(jiān)持綜合性、戰(zhàn)略性、長遠(yuǎn)性，切勿受一時(shí)一地市場的影響而或冷或熱，確保投資綜合效果。三是應(yīng)全過程綜合衡量低成本戰(zhàn)略。成本控制應(yīng)主要依靠技術(shù)進(jìn)步，重點(diǎn)在于提高單井產(chǎn)量，減少低效井或空井，降低技術(shù)應(yīng)用的操作成本，延長煤層氣井產(chǎn)氣壽命，提高整體開發(fā)效益。

5 結(jié)語

總之，煤層氣開發(fā)難度大、見效慢、意義極其重大，產(chǎn)業(yè)發(fā)展任重道遠(yuǎn)。目前正面臨資源有效性認(rèn)識不足，技術(shù)適應(yīng)性不強(qiáng)，管理模式有待提高等問題。因此，建議以扎實(shí)的理論與技術(shù)為指導(dǎo)，結(jié)合大量實(shí)踐及正確的管理思路，從煤層氣自身特殊條件和客觀規(guī)律出發(fā)，按照煤層氣勘探開發(fā)程序，開展開發(fā)地質(zhì)研究與資源有效性精細(xì)化評價(jià)、鉆井—壓裂—排采等綜合性配套集成工程技術(shù)攻關(guān)及地質(zhì)—工程一體化開發(fā)技術(shù)研究等工作。同時(shí)，轉(zhuǎn)變管理思路，加強(qiáng)現(xiàn)有優(yōu)惠政策的落實(shí)，強(qiáng)化企業(yè)內(nèi)部的綜合管理體制，建立現(xiàn)代化企業(yè)管理制度，積極利用實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的有利時(shí)機(jī)，開展UCG（煤炭地下氣化）、CCUS（二氧化碳捕集與封存）和大數(shù)據(jù)技術(shù)綜合應(yīng)用與評價(jià)，實(shí)施全過程低成本戰(zhàn)略。