摘　要   将美国、澳大利亚等煤层气生产大国的开发经验简单套用于我国的煤层气开发存在着明显的不适应性。随着以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气主力产区为代表的中高煤阶煤层相继投入煤层气规模开发，总结我国煤层气的开发实践对于规避开发风险和提高开发再实践水平都具有重要的意义。为此，在研究我国煤层气资源特征的基础上, 归纳了开发实践所取得的进展和效果，进而对煤层气开发前期评价、地质与气藏工程研究、工程技术的选择等3 个方面提出了具体建议。研究结果表明：①我国煤层气具有资源量大、类型多、储层条件较差、单井产量较低、产量爬坡期较长的特征；②重视开发前期评价、开发方案与调整方案的编制、开发理论与技术的创新，以及工程施工的过程管理是煤层气成功开发的保障；③开发前期评价工作内容与节奏的合理设置是煤层气成功开发的基础，针对不同的地质条件应有所区别；④储层评价、动态跟踪评价、井网与井型的优选、多层合采的选择是编制煤层气合理开发方案的核心；⑤储层保护与改造、排采管控技术和低成本战略是工程技术的发展重点。结论认为，做好开发前期评价、地质与气藏工程研究、工程技术创新等3 个方面的工作是成功开发煤层气的前提和关键。

开发煤层气资源，对缓解能源的供需矛盾、实施可持续发展的能源战略、保护人类的生存环境、解决煤炭开采安全问题等都具有十分重要的现实意义。我国的煤层气开发是从中高煤阶煤层起步的，而美国、澳大利亚等煤层气生产大国率先在中低煤阶煤层开发煤层气，且其煤层气地质条件与我国煤层气地质条件存在着差异。因此，其开发经验简单套用于我国存在着明显的不适应性。目前，以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘（以下简称鄂东）等煤层气主力产区为代表的中高煤阶煤层相继投入煤层气规模开发，虽道路曲折，但成绩斐然，总结我国煤层气的开发实践对规避开发风险和提高开发再实践水平具有重要意义。

1　资源特征

1.1　资源量特征

我国煤层气资源量约为30×10¹² m³，其中低煤阶煤层最大镜质组反射率（R_omax）小于0.65%、中煤阶（R_omax 介于0.65% ～ 2.00%）和高煤阶（R_omax 大于2.00%）煤层的煤层气资源量各占32%、37% 和31%，呈现“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 的煤层气资源量各占37%、31% 和32%，亦呈“三分天下”的局面^[1]；上古生界与中生界的煤层气资源量各占1/2 左右，新生界的煤层气资源量仅300×10⁸ m³ 左右。

1.2　储层特征

与美国、澳大利亚等国的煤层气主力产区的储层特征相比（表1），我国的煤层气储层既有煤层厚度大、含气量高、埋藏深度适中等有利特征，又有形成时代晚、构造复杂、压力系数低、渗透率低等不利特征。从煤层形成的时代看，美国、澳大利亚等国的主力煤层气产区的煤层位于白垩系和新近系，形成时代新；而中国的主力煤层气产区的煤层位于石炭系和二叠系，形成时代老。从水文地质条件来看，美国的煤层气主力产区地下水充沛，以常压为主；而中国的煤层气产区，特别是北方地区，地下水位低，有的甚至为干层^[2-5]，如沁水盆地的压力系数为0.6 ～ 0.8，属于典型的低压储层。从成煤后的构造改造条件看，北美大陆从联合古陆分裂之后几乎未发生重要的陆—陆碰撞，煤田构造比较简单^[2] ；而中国大陆由众多小型陆块组成，大多数煤田构造复杂，煤层气的成藏条件复杂。从储层的渗透率来看，美国、澳大利亚等国的煤层气储层渗透率一般大于10 mD，而我国的煤层气储层渗透率一般小于0.1 mD。

表1　中外煤层气主力产区储层参数对比表

1.3　产量特征

我国大多数煤层气井具有单井产量低，纯产水、不产气时间长和产量爬坡期长的特征（表2）。

表2　中外煤层气产区气井见气时间、产气爬坡期数据对比表

2　开发实践与效果

2.1　开发实践

经过多年的开发实践，我国的煤层气开发取得了重要进展，特别是在开发前期评价、开发方案与调整方案的编制、开发理论与技术的创新、工程施工过程的管理等4 个方面的表现尤为突出。

2.1.1　开发前期评价

在探井获得工业气流后，大多数煤层气公司都开展了煤层气开发前期评价工作，主要任务是深化煤层气地质特征与开发特征认识，落实地质储量与单井产能，评价煤层气开发技术与经济开发的可行性，优选成熟适用的开发主体技术，确定合理的开发指标。

2.1.2　开发方案与调整方案编制

在开发评价的末期，大多数公司都开展了以地质和气藏工程方案为核心的开发方案的编制，编制内容包括地质和气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、经济评价和QHSE（质量、健康、安全、环境管理）评价等。在开发中后期，对一些产能规模较大的区块还编制了调整方案。方案的编制和审查按行业标准^[6] 执行。

2.1.3　开发理论与技术创新

微观上吸附与解吸规律、兰格缪尔等温吸附方程的改进，宏观上气水运动理论、煤矿采掘采动区高产理论、压裂后储层形成缝网的直井生产动态规律等都有所进展 ^[1,7-12]。开发技术的创新结合煤储层的特征对症下药，已经形成一套适合我国中、高煤阶煤层地质特征的开发技术，可分为煤储层描述与评价、提高单井产量（含储层压裂改造与水平井开发技术等）、排采、动态监测和地面工程等5 大类技术^[13-16]。

2.1.4　工程施工过程管理

大多数煤层气公司的工程合同签订、工程监督、完井验收、QHSE 体系建立和执行、承包商管理、质量安全控制等工作严格按照国家或公司的管理要求执行，以满足项目产能建设的需要。

2.2　开发效果

按煤阶来划分，我国在高煤阶、中煤阶和低煤阶煤层已实现煤层气的规模开发；按深度划分，已开发了浅层（埋藏深度小于800 m）、中层（埋藏深度介于800 ～ 1 200 m）和深层（埋藏深度大于1 200 m）煤层气，煤层气的开发已取得显著效果。具体表现为：①高煤阶煤层的煤层气探明储量和年产量分别占全国煤层气探明储量和年产量的94% 和80%。以沁水盆地为代表，该盆地3 号煤层R_omax 介于3.59% ～ 3.70%、15 号煤层R_omax 介于3.47%～3.52%^[4]，含气量介于17 ～26 m³/t。2005 年起，陆续对潘庄、樊庄、郑庄、柿庄南、柿庄北、寿阳、成庄、马必等区块进行了规模开发，单井产气量介于1 200 ～ 12 500 m³/d 不等^[16]。②中煤阶煤层的煤层气探明储量和年产量分别占全国煤层气探明储量和年产量的3% 和13%，以鄂东保德地区为代表，该地区煤层R_omax为0.80%，含气量介于4 ～ 13 m³/t，煤层厚度介于10 ～ 25 m^[5]。该气田于2012 年开始规模建产，平均单井日产气量超过2 500 m³，个别井超过了1.0×10⁴ m³/d。③低煤阶煤层的煤层气探明储量和年产量均占全国煤层气探明储量和年产量的1%，以阜新刘家为代表，该地区煤层R_omax 为0.6%，平均煤层厚度45 m，含气量为8.6 m³/t，于2002 年投入商业开发，平均单井日产气量约3 200 m³，截至2017 年底已累计产气1.7×10⁸ m³。④深层煤层气的开发以鄂尔多斯盆地延川南地区为代表，R_omax 介于1.96% ～ 3.22%，含气量介于5.54 ～ 20.48 m³/t，煤层厚度介于2.28 ～ 6.73 m。2013—2014 年开展产能建设，形成了5×10⁸ m³/a 的产气能力，单井日产气量超过1 000 m^3[17]。

3　开发建议

3.1　开发前期评价

3.1.1　工作内容

对于井控程度低、地质认识浅的区块，建议部署一批开发评价井，取心分析煤层含气量、灰分、水分等参数；对于地质条件复杂、且需要部署水平井的区块，建议开展二维或者三维地震。在深化单井产能的认识方面，对于地质条件相对简单的地区，建议开展小井组开发试采；对于地质条件复杂的地区，建议开展大井组试采。

3.1.2　节奏与程序

开发建产效果不佳的区块大多数是由于前期评价节奏过快、程序有所超越所造成的，因此建议开发前期评价的节奏可以适当加快，但程序不能超越。

3.2　地质与气藏工程研究

3.2.1　煤储层评价与动态跟踪评价

煤层气的非均质强，储层评价的难度大，从而加大了开发方案设计的难度，建议加大煤储层非均质性的研究与评价力度。由于在产能建设前获得的储层认识与实际的储层情况差异较大，建议紧跟产能建设动态，及时开展动态评价工作，深化对煤储层的认识，为产能建设方案的调整提供可靠的依据。

3.2.2　开发井型

开发煤层气的井型目前有3 种模式^[18]。实践表明，以直井和丛式井为主的井型能够适应复杂地质条件，但难以克服复杂地表条件的限制，制约了地质储量的有效动用；而水平井/ 分支井则克服了复杂地表条件的影响，但对煤层的要求较为苛刻，需煤层埋深浅（小于800 m）、厚度大（大于5 m）、含气量高（高煤阶，大于15 m³/t），且周边不能有大的断裂或者陷落柱，以及煤层要有一定的硬度。因此，建议在选择煤层气开发井型时首要考虑的是地质因素，其次是地表条件。

3.2.3　开发井网

在进行井网部署时，需考虑煤层气井的井距略小于相邻井的泄流半径之和，以形成井间干扰^[19-20]和大面积降压，从而实现开发区内储量的全面动用。

3.2.4　合采与分采

受煤层间非均质性强与各煤层等温吸附曲线差异大的影响，煤层气井多层合采后的层间矛盾十分突出^[21]，前人曾从开发层系合采的理论分析出发，总结出7 个不宜合采的原则^[18]。近来，结合采气工艺技术的研究成果，认识到将抽采泵下到最下面煤层的底部，就能够基本消除由于各煤层等温吸附曲线存在差异所造成的层间干扰，使煤层气井产量大幅增加，解决了煤层气井开发层系合采的难题。在沁水盆地，当3 号煤层与15 号煤层合采（泵挂位置处于两煤层的中间时），气井产量仅占两层单采时气井产量之和的17% ；而当泵挂位置处于下部煤层的底部时，气井产量占两层单采时气井产量之和的84%（图1）。因此，建议煤层气的开发应尽可能采取多层合采的方式。

图1　沁水盆地3 号、15 号煤层合采与单采情况下单井产气量对比图

3.3　工程技术的选择

3.3.1　储层保护

煤储层在钻井过程中存在着水敏性损害和水锁损害^[22]，容易造成储层污染，需要进行储层保护。为了减少建井工程对煤层的污染，建议：①直井钻开煤层前，应适当加大钻井液黏度，控制钻井液的固相含量，降低钻井液的滤失量；②水平井钻开煤层前，减少钻井液对储层的浸泡时间，水平段钻进时采用清水钻井液，防止地层漏失；③固井过程中精确计算水泥用量，采用清水前置液，严格控制水泥浆失水量。

3.3.2　储层改造

我国煤层气井投产前一般需要进行压裂改造，已形成了一套以活性水为主体的压裂改造技术。对于多层合采的直井，国内使用的连续油管加水力喷射分层压裂改造技术与国外相比，目前仍有较大差距。国外一次可以压裂10 ～ 19 层，而国内只能压裂2 ～ 4层^[23-24]，还需进一步深入研究连续油管加水力喷射分层压裂改造技术。

3.3.3　排采工作制度

开发过程中的煤层渗透率变化受两个因素的影响，其中煤基质收缩效应起正作用（随着煤层气解吸，煤基质收缩，裂隙张开，渗透率升高），应力敏感效应起反作用（随着地层压力的下降，有效应力增加，煤层裂隙压缩闭合，渗透率降低）^[25]。受这两个因素的综合影响，随地层压力的降低，高煤阶煤层的渗透率在开发初期急剧下降，中后期缓慢抬升；中低煤阶煤层的渗透率随地层压力的降低，也呈先降后升的趋势，但在开发全过程中，其变化幅度较小（图2）。在开发初期受煤层渗透率急剧下降的影响，高煤阶煤层的煤层气排采应遵循“缓慢、连续、长期”的原则，才能获得较好的开发效果。建议在制订排采工作制度之前先开展煤层的压敏实验与收缩实验。

图2　中、高煤阶煤岩渗透率变化曲线图

注：K 表示地层压力下煤岩渗透率；K_i 表示初始地层压力下煤岩渗透率；p_R 表示地层压力

3.3.4　低成本战略

目前，我国已经在钻井井身结构、采气工程技术、地面工程场站布局、工程招投标和质量监测等方面取得了一定的进步，为煤层气低成本开发探索出了一条有效途径。但必须清醒地认识到我国煤层气开发的经济效益还很低，需要进一步研发成本更低的管线材质和场站设施。

4　结论

1）我国煤层气具有资源量大、类型多、储层条件较差、单井产量较低、产量爬坡期较长的特征。

2）重视开发前期评价、开发方案与调整方案的编制、开发理论与技术的创新，以及工程施工过程管理是开发成功的保障。

3）开发前期评价工作内容与节奏的合理设置是煤层气成功开发的基础，针对不同的地质条件应有所区别。

4）储层评价、动态跟踪评价、井网与井型的优选、多层合采的选择是编制煤层气合理开发方案的核心。

5）储层保护与改造、排采管控技术和低成本战略是工程技术的发展重点。

基金项目：国家科技重大专项“中国煤层气发展战略与政策研究”（编号：2011ZX05043-006）、“中低煤阶煤层气储层评价与有利储层预测研究”（编号：2016ZX05041-002）。

作者简介：穆福元，1965 年生，高级工程师；长期从事煤层气开发与相关政策等方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市广阳区万庄44 号信箱。电话：（010）83596621。