煤层气

中国煤层气开采技术现状及趋势

随着经济持续发展对能源需求的日益增加和常规油气资源的日益短缺，世界各国都在积极寻找开发新的能源，以弥补常规油气资源的缺口。合理地开发煤层气资源，不仅可以大幅减少矿难事故，而且有助于减少国民经济对常规油气资源的依赖。根据最新资源评估结果，俄罗斯、加拿大、中国、美国及澳大利亚等国都跻身于煤层气大国行列，许多国家都进行了煤层气开发的有关研究，且逐渐实现了商业化开采。

煤层气是自生自储的非常规天然气，主要成分为甲烷，以吸附和游离状态赋存于煤层和围岩中，其热值与天然气相当。由于煤基质中发育有大量的微孔隙，孔径可小至0.5～1.0nm，其比表面积极大，对甲烷分子具有很强的吸附能力，而使水分子难以进入，通常煤层气只存在于地层的割理中。

当煤层气经割理流动至井底时，常常伴有大量的水产出，因而需要专门的排采设备来降低井底压力，促进煤层气解吸。煤层气在储层物性、开发机理、开发方式等方面与常规天然气有很大的不同，为提高煤层气开发的经济效益，国外对其开发技术进行了多年的研究探索，取得了显著的成就。

20 世纪80 年代，美国开始进行煤层气的勘探和开发，目前已形成世界上最成熟、最完备的煤层气开发技术体系。自此以后，加拿大、澳大利亚及我国也相继开展了煤层气的勘探开发试验研究，在借鉴美国开发煤层气成功经验的基础上，各国针对具体的煤层特点，开发了一系列新技术，如加拿大的连续油管压裂技术和水平井分段压裂技术、澳大利亚的U 型井技术及多层扩孔技术。

由于我国煤储层条件复杂，勘探开发又相对较晚，目前尚未形成规模化、商业化开采。为加快我国煤层气商业化、产业化，本文专门就煤层气井钻井技术、压裂增产技术、排水采气技术、提高采收率技术及煤层气开发数值模拟技术现状进行了介绍，对煤层气开发技术的发展趋势进行了探讨，以为业内人士参考。

1 煤层气开发技术现状

1.1 钻井技术

由于煤层气储层一般都具有低孔、低渗的特点，如果采用常规的直井开采，即使后续进行压裂作业，其单井产能依然十分有限。因此，针对煤层气储层的特点，逐渐研发形成了多分支水平井钻井技术、欠平衡钻井技术、超短半径水平井钻井技术、U 型井钻井技术及电磁波导向钻井技术等，以增加气井与煤层的接触面积，提高煤层气井的单井产能。

1.2 压裂增产技术

开发煤层气应用最为广泛的增产技术是水力压裂技术。压裂增产技术主要包括压裂液技术、压裂工艺技术、裂缝监测技术。目前，煤层气水力压裂单翼缝长可达60～150m，增产效果比较显著。

1.2.1 压裂液技术

煤层气压裂液主要有清水压裂液、凝胶压裂液、泡沫压裂液、气体压裂液等。自20 世纪90 年代开始，斯伦贝谢公司在圣胡安盆地的南部欠压与欠饱和煤层广泛采用CO2泡沫压裂技术，占总压裂作业的90%左右。2008 年，该公司开发了新型的CoalFrac 压裂液，通过添加CBMA 添加剂，在优化脱水的同时，降低了颗粒运移速度。该压裂液在黑勇士盆地的应用效果表明，与其他压裂液作业相比，产量提高了38%。目前，北美地区普遍采用氮气压裂方式，连续油管拖动逐层压裂，单井可连续压裂20～30 层，压裂氮气排量可达1500m3/min。

1.2.2 压裂工艺技术

依据煤层气井井型的不同，可以分为常规压裂和水平井压裂，包括分层压裂及水平井多级压裂。国外先进的煤层气压裂技术主要由哈里伯顿、贝克休斯、斯伦贝谢、BJ 等公司开发。压裂施工技术，如连续油管压裂技术，近年发展迅速，煤层由于埋藏浅、含有多层结构、对排量要求低，适用于连续油管作业进行压裂改造。

国外煤层气藏中的干气藏普遍采用连续油管氮气泡沫压裂方法进行增产改造，相比常规方法，可缩短很多时间，一天内即可完成一口井的压裂作业。目前作业极限深度为4389.12m，能够连续压裂20～30 层，氮气排量可达1500m3/min。

该方法在加拿大马蹄谷地区应用较为普遍，平均单井产量达3500m3，高产区可达12000～15000m3/d。2005 年，山西潘河示范工程项目中PH1 井和PH1-006 井尝试采用氮气泡沫压裂技术，压后日产气量分别为2000～5800m3和3000～4000m3，增产效果是邻井水力压裂的1.5 倍左右。

2011 年，内蒙古呼伦贝尔市阿木古朗镇和煤2 井应用中国石油集团渤海石油装备制造有限公司研制的氮气泡沫压裂泵车进行施工作业，氮气注入排量达到1120m3/min，注入液氮200m3，施工时长130min，压裂取得了一次成功。但是，我国目前该技术的应用还不十分成熟，仍需要积累大量的施工经验。

1.2.3 裂缝监测技术

裂缝监测技术主要包括化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测、电位法及井温测井，其中应用较为广泛的是微地震监测。斯伦贝谢公司研制的StimMap Live 微地震监测系统可以实时监测裂缝的发育情况，及时为现场施工提供指导。Pinnacle 公司（已于2008 年底被哈里波顿公司收购）开发的FracTrac裂缝微地震成像技术，可以实时提供裂缝的空间形态，优化压裂措施和井位设计，以及开发方案，Pinnacle 公司的微地震专业化服务处于世界领先水平，其压裂监测服务中的90%以上均采用微地震监测技术。

1.3 排水采气技术

几乎所有的煤层气田都要实施排水作业。排水，一方面可以减少静水压力，利于煤层气从微孔隙解吸；另一方面可减少煤气层的含水饱和度，提高其相对渗透率，利于解吸气流向井底。

自20 世纪80 年代中期，美国开始陆续尝试各种排采设备来排水采气，现已形成部分煤层气专用开采设备及工艺技术。该国常用的煤层气排采设备虽然仍以有杆设备为主，但对整机设计和

选型方面提出新的方法，在以圣胡安和黑勇士盆地为主的煤田取得了良好的经济效益。自1986 年，为了适应煤层气井产出液中的煤粉及气液混合流体，并考虑投资成本和运行成本等，美国开始试验应用螺杆泵排水技术。

目前，在黑勇士盆地、阿巴拉契亚盆地、圣胡安盆地和拉顿盆地，大约有1500台螺杆泵在进行排采。根据一些煤层气井的排水量大、排量变化范围大、有杆泵设备在斜井与水平井应用受限的情况，美国开始广泛使用潜油电泵排采。

目前，我国煤层气井有2600 多口，投入排采1000 多口，以游梁式抽油机为主，仅有数十口采用电潜泵或螺杆泵技术。由于我国煤层赋存条件、地质构造复杂，煤层气抽采环境千变万化，抽采技术与装备不够先进，抽采难度还很大。随着矿井开采深度加大，地应力和压力增加，煤层气抽排难度还会进一步加大。我国煤层气抽采率（采出的煤层气量与煤层气赋存总量之比）平均仅为23%，而美国、澳大利亚等煤层气主产国的煤层气抽采率均为50%以上。

1.4 提高采收率技术

在煤化作用过程中，煤层中会产生煤、水、CO2和煤层气。除煤本身，其他物质则储存在裂缝空间及煤的表面。天然气更倾向于吸附在煤的表面而达到静水平衡状态，当压力下降时，煤层气将发生解吸。

有4 种方法可以促进煤层气解吸：①排水降低系统压力；②注入惰性气体（如N2）减少煤层气分压；③注入气体（如CO2）置换煤层气；④注入混合气体（CO2、N2、空气、烟道气等），利用注入气体的置换作用和增渗作用促进煤层气解吸。一般称后3 种技术为煤层气提高采收率技术。

目前，世界范围内煤层气提高采收率技术大都尚在进行微型先导性试验，多井先导性试验技术正在逐步开发，但还没有得到商业化应用。美国是世界上最早进行CO2-ECBM 技术试验的国家，Burlington 能源公司在1995 年对圣胡安盆地的Allison 区块单元进行了CO2-ECBM 先导性试验，加拿大和澳大利亚等国家也相继进行了相关试验研究。

这一系列的CO2-ECBM 先导性试验都展开得比较顺利，取得了很好的效果，积累了丰富的经验。以圣胡安Allison 区块试验为例，试验中发现CO2突破比N2突破慢，储层模拟验证煤层气采收率得到了提高，大量的CO2被埋存于煤层中，CO2/CH4的注采比大约为2.9。

自2002 年开始，在中加两国政府的支持下，中联煤层气公司开展了CO2注入埋存、提高煤层气采收率方面的理论与技术研究。虽然目前项目取得了很大进展，使我国已成为继美国、加拿大之后第三个掌握“深煤层注入埋藏CO2开采煤层气技术”的国家，但我国CO2地质埋存技术研究还十分薄弱，离CO2地质埋存工程的实际实施还存在很大距离，尤其是注入煤层的CO2-ECBM 技术。此外，我国的CO2运输技术也比较薄弱，主要依靠油罐车运输。这显然不能满足工业性CO2大规模埋存的运输转移能力要求。

2 煤层气开发技术的发展趋势

2.1 钻井及钻井液技术

由于煤层气藏与常规油气藏相比在孔渗及流动机理方面的区别，煤层气钻井技术势必向多分支井水平井、超短半径钻井水平井、U 型井及丛式井等方向发展。为了提高钻井速度，减少钻井过程中钻井液带来的地层损害，今后将研发应用空气钻井液及泡沫钻井液、膨润土钻井液、空心玻璃漂珠钻井液等新型钻井液。

2.2 压裂增产技术

目前，国内外煤层气井的压裂技术有凝胶压裂、加砂水压力、不加砂水压裂及泡沫压裂等。随着压裂技术的发展及对煤储层认识的不断改进，新型的压裂工艺有待进一步发展，如间接压裂技术、负压煤层复合压裂增产技术及低密度支撑剂技术。

2.3 排采工艺技术

现场应用表明，电潜泵能较好地适应于各种煤层气井排采的工艺要求，对高产水量的煤层气井，用电潜泵进行大排量排水，有利于缩短排采时间，加快降压速度；变频调速电泵可大范围调整产液量，有利于平稳控制降液速度，从而实现平稳降压，用于大规模开发，可以大幅降低成本，提高排采经济效益。

不过，电潜泵存在易受气体、煤粉、泥浆、砂（压裂砂、地层砂）、腐蚀性介质、电缆位置、泵挂深度、井身结构、电泵选型等因素的影响。相比之下，气举排采地面设备少，井下管柱相对简单，气举的最大特点是能够处理固体颗粒，受出砂、机械方面的影响较小，同时还能适应开采初期的大排量排水需求。气举排采在美国黑勇士和圣胡安盆地得到了成功应用，但技术要求很高。

2.4 ECBM 技术

根据美国能源局研究报告，ECBM 技术有以下几方面需要进一步深入研究论证与完善；

（1）CO2的吸附与解吸、SOx 与NOx 的相互作用、绝对渗透率和相对渗透率、CO2吸附引起的煤粉膨胀；

（2）流体渗流、气体吸附与解吸、煤层变形、气体流动动力学的模拟器研究；

（3）煤层气产量、发电量和CO2埋存的总体成本及动态论证；

（4）满足CO2埋存的煤层气藏筛选标准；

（5）CO2置换吸附驱替煤层气能力及N2驱扫煤层气能力评估；

（6）低渗透深层煤层的注气方法和开采技术；

（7）优化CO2埋存和煤层气产量的注气工程技术及设计技术；

（8）含水煤层内CO2、煤层气及煤颗粒的相互作用，评估CO2注气前是否需要排水作业；

（9）监测CO2及反应生成物的运移方法；

（10）煤层中微生物活动对埋存的CO2的影响。

3 结论

（1）针对我国煤层“三低一高”的特点，研究推广水平井技术、多分支井技术及U 型井技术以提高煤层气产量；同时，必须完善钻井液技术、完井技术等配套技术。

（2）连续油管压裂作业具有省时、高效的特点，但国内技术还不成熟，压裂设备与国外还有一定差距，应抓紧进行压裂装备的研制。

（3）美国的排水技术已形成专门的排采设备，且螺杆泵、电潜泵及气举等排采技术发展迅速，为我国煤层气排采技术的发展提供了很好的借鉴。在完善有杆设备排采技术的同时，应大力发展电潜泵和螺杆泵技术以提高煤层气抽采率。

（4）国外的CO2埋存提高煤层气采收率技术起步较早，虽然目前还未进入商业化运行阶段，但已经取得了许多重要的研究成果，对我们具有重要的借鉴意义。

远距离穿针钻井技术助力煤层气开发

2014-2-23 13:29:28 标签：中国煤层气水平井远距离穿针钻井DRMTS-I

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文|孙宁

前中石油钻井工程技术研究院院长、教授级高工

中国煤层气“低压、低渗、低饱和度”的特性，使其效益开发面临前所未有的挑战，煤层气产业长远发展尚待科技攻关发力。

煤田远距离穿针钻井装备技术和服务，是一家外国公司的独门绝技，也正因如此，这家公司的设备价格昂贵、交货期和维修周期长。在严峻的现实面前，国家特设重大专项攻关，远距离穿针技术和装备作为重要任务，由中国石油钻井工程技术研究院牵头完成。

通过深入的研究，钻井院的团队梳理出必须攻下的“制高点”，开始了长达3年多的艰难攻关。远距离穿针系统发出的信号强度约为地磁场的万分之一，捕捉信号如同大海捞针，信号测试需要在非常安静的环境中进行，项目组就在昌平十三陵水库脚下，通过百余次实验，2011年，120毫米DRMTS-I煤层气水平井远距离穿针装备终于研制成功。在地下几百米深的煤层中，如同针穿线般精准，使相距200米甚至1公里的钻井在煤层中准确连通。

远距离穿针技术被煤层气业内公认为21世纪的高新技术，也是衡量一个国家煤层气钻井技术水平的重要标志。中国石油成为全球第二个掌握此项高端钻井技术的公司，提升了我国煤层气钻井技术的国际地位，可满足中国石油国内外煤层气钻井市场的需求。

“煤层气水平井PE筛管完井技术和装备”是专为煤层气水平井研制的，能解决水平井煤层坍塌、堵塞井眼等瓶颈技术问题，有效提高煤层气单井产量。这一成果属自主研发，并填补国内空白，总体上达到国际先进水平，在煤层气水平井、U型井中应用前景广阔。

应用PE筛管完井装备进行煤层气水平井完井，可防止煤层坍塌堵塞井眼，保证实现煤层气井稳定生产的任务目标，这将在一定程度上促进煤层气产业的健康快速发展。未来煤层气完井技术必须有大量较低成本的配套设备支撑，降低水平井施工成本，这项技术具有非常广阔的市场推广前景。

我国煤层特殊的“三低”地质条件造成煤层钻井过程中易产生储层伤害，影响单井产量的提高，同时煤层气井钻井过程中易发生漏失现象，给钻井作业带来困难。可循环微泡钻井技术经过3年多的现场试验与应用，现场工艺已经比较成熟，在防漏、堵漏方面效果显著，同时在保护储层方面也有很大潜力，未来或将成为解决煤层气井漏失、减少煤储层伤害的有力技术措施。

不容忽视的是，在质量效益可持续发展的道路上，中国煤层气产业因为难以迈过经济效益这道坎，目前乃至今后一段时间，我国煤层气开发中打直井抽取仍将占主导地位，能否规模推广应用水平井系列技术，尚待包括煤海穿针等系列煤层气钻井技术装备的逐渐突破以及这些先进技术的低成本应用。

未来，我国乃至全球煤层气科技攻关都需从攻克排采技术难题提高单井产量入手，逐步推动煤层气产业实现效益开发，并进入一个良性循环。或许不懈的科技攻关和持续的技术进步能让煤层气在能源结构大家庭中真正“扬眉吐气”。