随着常规油气资源的供需缺口日益加大，人们逐渐放眼于清洁高效的非常规能源。煤层气（CBM）作为一种新型能源登上了历史舞台，其具有储量大、分布范围广及清洁等特点，已成为世界各国争相研究的热点。美国煤层气开发成效显著实盘配资炒股，德国、加拿大等国也相继实现了CBM的产量突破，未来其有望成为重要的能源衔接纽带。
中国煤层气藏的地质条件与美国相比更为复杂，具有“三低一强”特点，相关地质认知和技术方面存在更多的难题，严重制约了CBM的有序发展。我国于1986年开始启动煤层气勘探，经过多年探索，前期普查勘探和气井丛式压裂工作初见苗头，但尚未取得突破性进展。
1、煤层气概况
1.1 储量与分布
中国煤炭资源主要分布在华北和西北地区，北起漠河、南至海南岛，西起伊宁、东至海域均有分布。全国主要有39个含煤盆地，可划分为60个主要含煤区，煤炭资源总量约为5×1012t，高居世界第三位。根据第四轮油气资源评价结果，中国现有100余个0CBM富集区带，总储量约为30.8×1012m3。其中0.5×1012m3以上14个，资源量占93.4%；（0.1~0.5）×1012m310个，资源量占5.6%；小于0.1×1012m317个，资源量占1.0%。
1.2 形成条件与成藏机理
煤层气藏的形成条件主要包括沉积环境、构造条件、热力条件及保存条件等，其中构造条件直接影响煤层气藏的形成与保存，而沉积环境主要影响煤层的分布、厚度、几何形状及连续性等。与常规天然气成藏原理不同的是，CBM生成后，绝大部分受引力作用吸附于煤有机质表面，其余则透过储层裂缝扩散运移至周围的地层中。不同阶段煤层气成藏机理如表1所示。
表1 不同阶段煤层气成藏机理
热演化阶段
Ｒo /%
温度/℃
孔隙类型
孔隙形成机理
低成熟阶段
0.5~0.8
亚显微组分分子间孔
各种官能团和侧链在热作用下开始降解
中成熟阶段
0.8~1.3
300~550
脂族分子间孔、油孔
大量脂肪侧链断裂形成烃类
高成熟阶段
1.3~2.0
300~550
气孔
芳核上的脂肪族取代基逐渐脱落、液态烃及剩余有机质裂解为甲烷
过成熟阶段
>2.0
>550
芳族分子间孔、气孔
芳核上的侧链及官能团大部分脱落
1.3 国内外勘探开发现状
美国是全球率先开发煤层气的国家，勘探历程分为：摸索、突破、高速发展及萎缩期4个过程，如图1所示。早在1976年，美国便在Williston、Powder Rive及Illinois等盆地发现了大型富集煤层气带，自此美国便开始着手开展CBM的开发和利用。1986年，随着首个商业煤层气田的投产，美国CBM开发步入现代化进程，相继在Black Warrior、San Juan及Appalachia等地发现了煤层气富集区。受20世纪末能源危机的影响，美国加大了对煤层气的开发力度。至1989年底，全美CBM产量高达26×108 m3，实现了量的突破，CBM产量初具规模。
随着对中低阶煤气藏成藏机理的深入研究和煤层气开采技术的不断成熟，从1992年以来，美国煤层气开发迎来了爆发式增长，历经16年达到峰值，CBM年累计产量高达549×108 m3。2000年以后，随着页岩气产量的骤增，全美天然气价格骤降，最低时达到0.07$/m3。在此背景下，CBM财政投入骤减，煤层气井钻井数大幅度减少，年累计产量快速下降，美国CBM开发遁入萎缩期。除美国外，俄罗斯、加拿大及巴西等国的煤层气资源储量也相当丰富，未来煤层气在全球范围内的开发情况将十分乐观。
图1 美国煤层气产业发展历程
中国煤层气开发起步晚，但近10年呈快速上升趋势。受国外煤层气商业化开发的启示，我国开始重视CBM的开发和利用，加大了对其资金投入的同时，颁布了诸多支持煤层气开发的帮扶政策，为其商业化发展铺路。在此阶段，引入大量国外先进技术，先后在阜新、沁水两地建成了2个千亿方级的大型整装煤层气田。2013—2020年，我国进入煤层气规模化开发阶段，技术可采储量、钻井数量及累计产量均快速上升，如图2所示。
经过多年的自主探索，我国相继对山西、内蒙等煤层气富集区进行了现场先导性试验，建立了鄂尔多斯、沁水两大CBM示范区，并于川南、辽西等地实现了小规模开发。2014年至今，我国煤层气开发的各项技术趋于成熟，对中深层煤层气实现了自主突破。近年来，我国煤层气新领域勘探成果显著，宁夏、陕西及黑龙江等地区在中高阶煤层气勘探方面均获取了工业气流，未来有望实现产气突破和规模开发，是中国煤层气开发的重要接替领域。
图2 2003-2021年中国煤层气钻井工作量、探明储量及产量分布
2、中国煤层气勘探开发关键技术
2.1 煤层气储层地震精细表征技术
煤层气储层地震精细表征是指用于精细描述煤层气储层特征的地震资料解释和储层预测的技术序列，是煤层气勘探开发的重要技术手段。对煤层气储层精细地震表征所得参数进行分析，优选关键参数，制定评价标准，对煤层气有利区进行分类、综合评价，可有效预测高集高产区，合适部署煤层气开发井位，对于煤层气的有效开发意义重大。针对国内煤层气勘探开发特点，通过地震采集、数据解释等技术攻关，形成了经济有效的CBM地震解释及有利区预测技术，包括CBM储层裂缝预测、高精度静校正、复杂区综合去噪及三维分方位处理等技术。
2.2 煤层气储层测井评价技术
测井评价技术可有效识别煤层气储层的含气性，为后期富集区选址做铺垫。通过对煤层孔隙度、厚度、含气量、孔渗性及含水性等测井参数的综合分类，可有效指导煤层气射孔层位优选和储层改造等现场作业。测井评价渗透于CBM开发的不同阶段：在勘探阶段，主要利用测井评价对煤储层含气量、岩性进行优化，识别有利储层。在开发阶段，综合常规和成像测井技术，评价储层的含水性和游离气分布区，有效规避含水层和低渗透带，提高钻井和开发效率。
2.3 煤层气钻井技术
我国煤层气开发中存在钻井成本高、钻完井技术不配套等问题，开展煤层气钻井技术的攻关研究尤为重要。直定向井式煤层气井应用最早的井型，技术难度低，但单井产能递减快，适用于中高渗煤层。水平井钻井是当前国内外煤层气钻井的主体技术，我国经过多年的煤层气钻井现场试验，构建了基于本国国情出发的CBM水平井开发系列，包括：多分支、U形、L形及径向水平井等。多分支水平井钻井是当前国外CBM开发的主要应用方法，该技术完井层段长、井筒裸露面积大，可穿越煤层天然裂缝系统，在煤层中形成“超级缝网”，最大化提高煤层气井产能。经过持续的攻关试验，多分支钻井技术已在我国的沁水、鄂尔多斯等煤层气开发区实现了有效推广。
2.4 煤层气增产改造技术
由于中国煤层的渗透率低，大部分煤层气井不压裂基本无产量，必须通过压裂改造形成“人工缝网”，才能有效发挥煤层气井的产能。我国针对原生煤、碎裂煤、碎粒煤三类主体煤结构，结合压裂力学特征和导流伤害主控因素，综合运用变排量施工、多级段塞、复合压裂等多项支撑技术，形成了以延伸主缝、深度改造、提高远端支撑为目标的中高阶煤层高效支撑压裂技术体系。当前常用的煤层气储层改造技术包含薄煤层顶板穿层、煤层复合压裂及重复压裂等。
国内含煤储层普遍渗透率低、埋藏浅、吸附性强，高分子压裂液的破胶、吸附作用是煤层受损的首要原因。加之CBM单井产能不高，高成本往往是限制增产改造效果的关键因素。针对以上难点，我国形成了集成低成本、无害的压裂液技术，该体系囊括煤粉悬浮活性水、低浓度瓜尔胶压裂液等多项体系，目前已成功应用于柿庄、大宁及淮北等中深部煤层气田开发中。
2.5 煤层气排采技术
排水采气是煤层气开发的常用技术，其过程涉及排水-降压-解吸-产气4个阶段。我国煤层气井生产排水期长、上产慢、见水量变化大，借鉴国外开发CBM的成功经验，我国创新形成了不同煤阶煤层气排采技术，包括分阶段量化、定量化疏导式等开采技术。我国经过多年的CBM开发试验，自动化排采技术已相对成熟。根据不同煤储层特点，定量化排采控制制度，以流压为核心，全程自动化控制。通过无线数据传输、自动分析采集数据、自动调整工作制度，达到控压降、控流压、控套压的目的。
目前，超临界CO2开采煤层气是煤层气开采技术的前沿，与常规注水开发相比，CO2-ECBM优势显著，不仅可有效解决注水开发面临的瓶颈，同时液态CO2能够溶解煤层中的有机质，改善煤层的渗透性。但现阶段CO2-ECBM技术仍处于探索阶段，仅仅在部分煤层气示范区实施了现场先导性试验，后期多项子工艺仍需进一步加强。
2.6 煤层气地面工程技术
结合我国煤层气开发的特点，煤层气田地面建设在优化简化集输工艺、优化集输管网结构和优化管材、站场工艺、建设模式、采出水集输与处理等方面进行了攻关研究，初步建立了以“井口计量-井间串接-站场分离-集中处理”为核心，以标准化、撬装化、智能化建设为特色的CBM地面工程技术。采出水集输与处理是煤层气地面工程技术的关键环节，其既是一个技术问题，也是一个经济和环保问题。现阶段国内外煤层气采出水处理技术有4种，见表2。通过不断的攻关研究、推广应用实践，我国逐步形成了建设独立采出水集输管网、分区域汇集、集中处理的煤层气采出水处理技术。具体的工艺流程为：从井场开始与采气管线同沟敷设集水管线，通过集水管网将井场采出水集输到分布式水处理站处理，达标后排放。
表2 煤层气采出水处理工艺优缺点对比
处理工艺
原理
优点
缺点
地面排放
直排附近河流
简易、经济
对水质要求高
蒸发
自然蒸发
直接蒸发至大气中
无排放、投入低
占地面积大、对地形要求高
强制蒸发
通过外部作用实现快速蒸发
可与自然蒸发配合使用
成熟、可靠的工艺装备少
地下回注
通过泵降水增压回注至目标地层
运行维护简单
会扰乱地下水分布、费用高
工厂处理
通过沉淀、过滤、反渗透、离子交换等工艺降低不达标组分
处理效果好、应用广
工艺复杂、成本高、运行维护工作量大
3、挑战与对策
3.1 面临的挑战
与常规油气、页岩油气相比，我国的煤层气剩余储量和累计技术可采储量较高，但由于受勘探开发过程中不确定因素的影响，仍有许多需突破的技术壁垒。
（1）地质领域，中国煤层气的研究起步较晚，对中深部煤层气的成藏机理和渗流特征尚无既成的认识。国内煤层气田地形条件复杂，设计难度大，需克服的技术难点多。
（2）技术领域，针对复杂构造的煤层气开发严重滞后，一些成功应用的煤层气储层改造、开采技术自适性差，难以大规模推广和应用，制约了CBM开发的进程。
（3）经济领域，我国对煤层气排采规律认识不足，直接参照国外的排采模式，排采速度过快，导致产气效果不理想。加之大规模的压裂钻井成本较高，煤层气开发面临投资大、见效慢的难题。
（4）环境领域，煤层气采出水含盐量较高，若处理不达标外排，会导致土地盐碱化，损害周围的土壤和植被，且采出水中氯化物含量较高时，会加大采出水管线的腐蚀速率。
3.2 相应对策
（1）加大对煤层气藏储量评价和富集规律的研究深度，完善煤层气地质评价理论与技术，加快建立“地质-工程”集成的煤层气开发优化技术。
（2）加强对煤层气开采技术自适应能力的攻关力度，加大对煤层气开发主体技术的科研投入，力求研发新型钻采技术。
（3）不断优化煤层气开采各个阶段的周期和成本，研发低成本低伤害的钻井液、压裂液技术，最大化实现降本增效。
（4）健全煤层气采出水处理机制，强化其各环节的环保监管力度，由政府牵头企业落实，制定严格的煤层气废水处理标准规范体系。
4、展望
中国煤层气勘探开发经多年的创新和发展，在测井评价、储层改造及提高采收率领域取得了阶段性的进步，但也仅仅停留在表面，对于降低使用成本、清洁化开采及煤层气井稳产增产等方面的研究仍有待加强，有诸多关键技术需要突破。加之国内多数煤层气田面临地形复杂、储层环境苛刻等开发难题，难以全盘照搬国外成形的煤层气开发模式。建议一方面加大对煤层气的理论研究，集成钻完井工程、渗流力学、采气工程等多门学科，为煤层气开发提供新思路、新技术；另一方面加强企业、高校、科研机构各方协同合作，从地质-工程-经济-环保等多方面考虑，推动煤层气开发走向智能化、经济化、清洁化，探索形成一套成熟完善的煤层气钻采、增产、提效技术体系，为中国煤层气革命的成功铺平道路。
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