中国石油煤层气勘探开发实践及发展战略

(中国石油天然气股份有限公司北京100086)

作者简介:费，男，1946出生，满族，1965毕业于中国地质大学，主要从事石油、天然气、煤层气勘探开发研究与管理工作。

本文根据中国石油天然气股份有限公司十年的煤层气勘探经验，系统总结了中国石油在煤层气勘探领域的新知识和新技术，并利用这些知识和技术取得了重要的勘探成果，发现了三个气田，储备了一大批有利目标区。中国石油将在“十一五”期间加大煤层气的投入，推动煤层气早日产业化。

关键词:煤层气地质理论新发现新领域

中国石油煤层气勘探开发的实践与策略

费、、李景明、赵培华、

(中国石油天然气股份有限公司，北京100086)

摘要:根据中国石油天然气股份有限公司十年的煤层气勘探经验，系统总结了中国石油天然气股份有限公司煤层气勘探的一些新知识和新技术。中国石油利用这些知识和技术取得了重要的煤层气勘探成果，发现了三个煤层气田，并储备了一批有利的煤层气远景区。“十一五”期间，中国石油将把煤层气投资增加一倍，以早日实现中国煤层气产业的成功发展。

关键词:CBM地质学理论；新发现；新领域

序

煤层气主要是甲烷，是一种清洁的天然气资源。煤层气是一种非常规天然气，主要以吸附的形式存在于煤层中。煤层气勘探可以减少煤矿开采的灾害，减缓对大气的污染。更重要的是，煤层气是天然气的储备资源。中国石油天然气股份有限公司在1994原新区勘探事业部成立了煤层气勘探项目管理部，专门负责煤层气勘探工作。十年来，九五公司组织了煤层气科技攻关和一大批煤层气勘探开发项目。该项目已有250多人参与，并着眼全国开展区域评价研究，投资4.5亿元，钻井80口，开辟了河北大城、山西晋城、大宁三个试验区。获得了一大批煤层气有利区块，取得了一批突出的技术成果。“十一五”期间，公司将进一步加大投入，推进煤层气早期产业化，实现股份公司能源资源多元化战略。

1中国对煤层气地质理论有突破性认识。

结合我国煤层气地质特征，将煤层气藏类型分为四类:承压水封堵型、压力封堵型、顶板水网微滤型和构造封堵型。指出承压水封堵气藏保存条件好，有利于排水降压，煤层气最为丰富，是主要勘探目标。

根据煤热演化的生烃机制，可分为区域岩浆热变质、局部热力学变质、深水交替热变质、区域压实变质和构造应力变质五种类型。指出区域岩浆热变质煤层发育良好，物性好，高产条件优越，是勘探的重点。

煤层气的成因类型从盆地边缘到腹部可分为甲烷风化带、生物降解带、饱和吸附带和低解吸带四种类型。指出生物降解带埋藏浅，开采中水大气少，甲烷风化带甲烷气极低，低解吸带煤层埋藏深，物性差，含气饱和度低，解吸率低，而饱和吸附带是高产富集的有利部位。

煤层气成藏后的转化主要有五种作用类型:水动力擦洗作用、煤层矿化作用、构造粉煤作用、成岩压实作用和构造变形差异聚集作用。通常，构造变形差异聚集型的向上承压水具有良好的封闭条件，向下部分供气充足，高产富集条件优越，是勘探的重点。

2 .形成了煤层气勘探配套技术。

先后组织煤层气专项勘探技术22项，后续6项达到国际领先水平。

2.1煤层绳索式全封闭快速取心技术

为了准确计算煤层瓦斯含量，提高煤层取心采收率，研制了绳索取心工具(大直径)及其配套设备，包括取心钻头、外管、内管组件、半封闭芯管、悬挂机构、弹簧夹紧定位机构、切割夹紧机构、单作用机构、报警装置、差动机构、内外管扶正器、打捞器、绳索提升系统，直径大于65438+。30口井的现场取心表明，平均回收率达98%以上，保持了煤心的原始结构，取心速度快。700米井深仅需8 ~ 10分钟，测得的含气量可靠。比常规取心速度快20倍，该技术已获国家发明专利。

2.2注入/压降试井技术

针对煤层松软、低压、低渗、含瓦斯、水的特点，引进国外先进的高压低排量(最高注入压力41MPa，最低注入排量2m3/h)注射泵，并配备先进可靠的地面抽采系统。建立了适用于不同测试区域的测试技术，开发了专用解释系统软件。通过50余层的现场测试对比，煤层渗透率等参数的解释精度较高。

2.3煤层压裂裂缝的重力位监测技术

根据煤层的非弹性特征，建立了室内数学模型和物理模型试验，开发了重力位法煤层压裂裂缝监测设备和解释软件，可现场直观、动态地监测和定量解释煤层压裂裂缝的延伸方向和长度。通过60余层的现场测试对比，压裂裂缝监测结果准确，解决了以往无法直观定量评价煤层压裂水平裂缝的问题。该技术已获得国家发明专利。

2.4井间地震声波层析成像(CT)技术

根据煤层中纵波速度低，压裂后纵波速度进一步降低的特点，利用井间地震声波层析成像技术描述声波剖面上煤层物性的变化特征，从而评价压裂后的井间沟通情况。通过现场测试对比，井间测试结果清晰可靠，解决了以往无法直观定量评价煤层裂隙的问题。

2.5煤层气测井评价技术

根据实验区煤层气地质特征，开发了一系列煤层气测井评价软件，可定量解释含气量、盖层、工业分析、岩石力学等参数。与28口井200多个样品的室内测试结果相比，含气量误差小于6%，采用该技术可节约每口井的成本。

2.6煤层气储层模拟技术

从国外引进先进的煤层气和彗星煤层气藏数值模拟软件，根据我国煤层气特点开发应用，可用于各种完井方式和开采方式的三维两相煤储层生产拟合和储层参数敏感性分析，可预测20年内的产气速率、单井和井组产能、合理井距、井网几何和井网优化，评价试验区气藏开发水平和生产效果。在沁水盆地晋城地区和鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区得到了充分应用。

运用地质理论和勘探技术，勘探效益显著。

3.1坚持四级评价研究，取得明显成效。

区域评价:中国39个含煤盆地68个聚煤单元的煤层气远景资源量，在300~65438埋深下，预计为27.3×65438+300 ~ 1500米(美国18盆地的煤层气远景资源量仅为11× 65438)。其中大盆地有利勘探区7.6×104km2，煤层气远景资源量19×1012m3。

分区评价:选取鄂尔多斯盆地中东部、沁水、冀中-冀东、鲁西-濮阳、豫西、淮南-淮北、六盘水8个有利选区，勘探面积4×104km2，煤层气远景资源量7.1×1012m3。

目标评价:筛选出沁水盆地的晋城、鄂尔多斯盆地的大宁-吉县、乌审旗六盘水地区的韩城、格木地、西北等一批有利勘探目标，勘探面积2×104km2，远景煤层气资源量4.4×1012m3。

区块评价:取晋城目标樊庄、郑庄区块探明控制储量和大宁-蓟县目标武城区块控制储量。

3.2发现中国第一个大型煤层气田沁水气田。

1997年6月，1井钻深705m，在主要目的层二叠系山西组和石炭系太原组钻遇6层12m，钻井过程中显示煤层气良好。1998年2月开始该井3号煤试气，日产气稳定在2700m3以上，最高日产气4050m3，首次在该区获得煤层气稳定工业气流。

1998年4月至8月，在金石井1附近共钻探1-1、1-2、1-3、1-4、1-4。该井组从4月1999至2月19进行了区域排水降压采气，4口井日产气量稳定在2400~3500m3。

在1井组试气的同时，在樊庄和郑庄区块分别钻了2、3、4、5和6井。试气后，单井日产气2,700 ~ 4,400 m3，最高9780m3。利用煤层气藏模拟软件预测了3 #煤和15 #单井的平均日产气量。

2001年度范庄区块探明含气面积182.22km2，煤层气地质储量352.26×108 m3；。郑庄区块含气面积447.1km2，煤层气地质储量911.2× 108m3。本登记区总含气潜在资源面积为1090km2，总资源量为2656×108m3。

无论是采用常规钻井还是羽状水平钻井技术，该区煤层气开发都具有良好的经济效益。陕京、西气东输靠近这一带，将为改变北京和东部沿海大城市的环境带来不可估量的巨大利益。

3.3鄂尔多斯东缘首次发现大型煤层气田。

鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区纪氏1井所钻遇的山西组和太原组6号煤层累计厚度为17.4米，其中主煤层5号煤厚5.4米，8号煤厚8.8米，煤层压力系数为1.1 ~ 1.2，煤层为渗透性煤层。5 #煤平均含气量20.7m3/t，含气饱和度91%，8 #煤平均含气量13.8m3/t，含气饱和度77%，5 #煤钻井期间自溢水量10m3/d，主要地质参数接近美国黑武士盆地高产富集区，在我国鄂尔多斯东缘尚属首次。其中，积石4井煤层总厚度为7层22.8m，煤层渗透率高达82×10-3μm2。吉石5井5号煤厚度6.8m，含气量高达23.2m3/t，含气饱和度95%，日产气6629m3。目前初步控制该区煤层埋深500 ~ 1200m，煤层气含气面积885km2，控制储量800×108m3。

4中国煤层气开发利用前景

21世纪是天然气的世纪，未来几十年中国天然气的发展将快速发展。西气东输是煤层气产业发展难得的历史机遇。“西气东输”工程将穿越中国许多油气盆地和含煤盆地。根据“西气东输”供气能力和设计年限估算，需要1×1012m3的天然气地质储量作为保障，而目前常规天然气地质探明储量只有7000×108m3左右，急需补充气源。煤层气作为一种非常规天然气，95%以上可以与甲烷完全结合。同时，“西气东输”管道经过的地区也蕴藏着丰富的煤层气资源。塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东麓、豫西、徐淮、淮南等煤层气富集带总资源量近14×101.2m 3，管道经过的沁水大型煤层气田已经获得煤层气探明储量。在短时间内，

中国的煤层气产业和其他国家一样，将与地下排水和地面排水同步发展。一方面将继续完善井下排水技术，提高排水效率；另一方面，大力开展地面排水试验。我国井下煤层气抽采已有50多年的历史，抽采技术成熟。随着环保意识的加强，更多的煤层气利用设施建成投产，国家和企业更加重视安全生产。据预测，未来10年，井下煤层气抽采将会有较大发展，2005年和10年井下煤层气抽采量将达到10亿m3。

我国煤层气地面开发试验已由单井试验向井组试验转变，部分煤层气开发项目已显示出商业化开发的前景。中国煤层气开发应采取老区结合、重点突破的原则。首先，在资源条件好、勘探程度高的鄂尔多斯、沁水盆地进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气产能在近期得到较大提高，开发利用取得突破。

根据目前对中国煤层气开发速度和政策导向的预测，中国煤层气产量将分缓慢、快速、稳定三个阶段增长。预计到201000 ~ 2000年，中国将探明(1000) × 108m3煤层气可利用储量，建设3 ~ 5个煤层气开发示范基地，使煤层气产量达到(20 ~)。预测2000 ~ 2010年将是中国煤层气的大发展阶段，相当于美国80年代的水平。由于煤层气井产量低、寿命长，需要有鼓励煤层气勘探开发的优惠政策，使我国煤层气勘探开发在现阶段取得较大进展。华北地区可供勘探的煤层气资源量相当于美国圣胡安和黑武士盆地的总和，但地质条件复杂，勘探难度大。预计到2010年，全国煤层气产量将达到20×108m3，控制储量为1500×108m3。预测2010-2020年，随着煤层气勘探开发技术的成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北和西北地区，预计2020年煤层气产量将达到150×108m3。到2025年，建成5-6个煤层气生产基地，煤层气产量达到200×108m3，形成完善的煤层气产业体系。

5中国石油煤层气发展战略

“十一五”期间，中国石油将立足中东部含煤盆地，五年内形成30×108m3的煤层气产能。为了实现这一目标，应从以下几个方面做好相关工作。

5.1加大煤层气科技投入。

我国煤层气资源丰富，清洁燃气能源供需缺口大，开发利用煤层气具有紧迫性和必要性。与美国相比，中国的煤层气储层具有低渗透率、低饱和度和低储层压力的特点。煤层气地质条件复杂，开采难度大。中国石油将进一步加大对煤层气的科技投入。一方面将加强煤层气成藏理论和经济评价的基础理论研究，注重煤层气科学的系统性；另一方面，加大煤层气重点研究和示范项目投入，为煤层气开发突破创造科技支撑。

5.2根据中国煤层气资源的特点和分布，选择有利的开发区块。

中国煤层气资源量大面广，具有显著的区域富集和时间域富集特征。在对中国煤层气资源综合评价的基础上，以含气带对开发前景进行分类评价，确定了10个煤层气有利目标区为煤层气开发的优选区块，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、淮北地区和西部低阶煤区的煤层气开发有利区块可作为近期勘探开发的重点工作区。

5.3制定完整科学的煤层气开发规划。

坚持煤层气上下游统筹规划、协调发展，评价与勘探相结合，重点突破与规模开发相结合，由浅入深、先易后难、滚动开发；坚持地面规模开发原则，推进煤矿井下抽采，地面和井下抽采同步发展，建立“先采气后采煤”的矿产资源综合开发模式。

5.4中国石油将把煤层气开发利用纳入公司中长期能源发展规划，重视相关基础设施建设。

中国煤层气基础设施薄弱，尤其是没有长距离煤层气管网。中国石油将把管道建设纳入公司发展基础设施规划，有计划地投入适当资金进行基础设施建设，分期实施，加快中国煤层气产业的形成和发展。

参考

[1]刘洪林等人中国煤层气资源及其勘探开发潜力。《石油勘探与开发》，第28卷，第1期，P9 ~ 11。

[2]汪鸿雁、刘洪林等。2005.煤层气富集与聚集规律。北京:石油工业出版社。

[3]张建波、汪鸿雁等。1999.沁水盆地有利区预测[M].徐州:中国矿业大学出版社杜。

[4]黄生小学，1998。中国煤层气利用技术的现状与展望。中煤，5号，P25 ~ 28。

[5]赵等2001 .中国陆上剩余油气资源潜力、分布及勘探对策。石油勘探与开发，第28卷，第1期，P1 ~ 5期。