全球煤层气资源量超过270万亿立方米，主要分布于俄罗斯、加拿大、中国、美国，约占总量的89%。国外以低阶煤层气为主，具有演化程度低、储集物性好、游离气含量高等地质特征，形成了以多分支水平井、裸眼完井等为主导的开发技术体系，美国、澳大利亚高峰期煤层气年产量400亿~500亿立方米。
我国煤层气在鄂尔多斯、沁水、吐哈、准噶尔、松辽、塔里木、四川等盆地均有分布，目前开发以高阶煤层气为主，具有演化程度高、储集物性差、吸附能力强等地质特征，资源量约70.76万亿立方米，其中深层煤层气资源量丰富，1500米以深资源量约50.17万亿立方米，占比70.9%。
“十四五”以来，我国煤层气探明储量年均增长2200亿立方米，产量年均增长14.3亿立方米，产业发展势头强劲，2022~2023年在鄂尔多斯盆地发现神府、大吉、纳林河3个千亿立方米大气田，新增探明储量4475亿立方米。2023年，我国煤层气产量达到117.7亿立方米，比上年增长20%，深层煤层气占比超15%，成为天然气储量、产量的新增长点。
煤层气成为增储上产的重要接替领域
从层系上看，我国主要发育以鄂尔多斯、四川、渤海湾等盆地为代表的石炭-二叠系煤层，沉积环境为海陆过渡相，分布面积广、资源量大，以及以准噶尔、吐哈、二连盆地为代表的侏罗-白垩系煤层，沉积环境为河-湖相，局部煤层厚度较大，煤层气富集。高、中、低不同煤阶的煤层气资源结构完整，地质资源量各约占1/3。
我国深层煤层气评价井前期主要分布在鄂尔多斯盆地，2016年中国海油最早开展深层煤层气探索，之后中国石油、中国石化均开展勘探评价，开发方式从直井向水平井、丛式井高效开发转变，深层煤层气产量占比逐年增加。
鄂尔多斯、四川、沁水、南华北、渤海湾等盆地以中、高阶煤为主，具有高含气量、富含游离气的特点，资源量超过7万亿立方米，勘探潜力巨大。准噶尔、吐哈、海拉尔、二连等盆地以中、低阶煤为主，储集性能好、游离气占比高，但含气量相对较低，资源量近万亿立方米。经初步优选评价，鄂尔多斯、沁水、四川及渤海湾等盆地重点区的中、高阶深层煤层气资源丰富，发展前景最为广阔，是未来重要的资源接替领域。
中国石化华东油气分公司主要在华北、南方两大富煤区开展煤层气勘探开发，于2008年率先吹响了向煤层气领域进军的号角，面对 “三低（低孔、低渗、低压）”难题，创新形成“沉积控煤、保存控富、地应力控渗、压裂有效改造控产”的“四元耦合”地质理论；大胆提出“升排量、扩规模、强铺砂”的压裂技术理念；探索“串枝化、大平台、井工厂”钻井运行模式和差异化开发技术政策，建成我国首个深层煤层气田——延川南煤层气田。该气田经历勘探评价、产能建设、开发调整三个阶段，2015年建成产能4.2亿立方米/年，之后6年连续效益上产，截至目前累计产气30.6亿立方米。2023年，华东油气在贵州织金新增探明储量113亿立方米，发现了中国石化第二个煤层气田。
历经10余年持续攻关研究和现场实践，中国石化实现了延川南效益开发、织金商业发现，大牛地、南川、晋中取得多点多类型勘探突破，累计提交探明储量321.14亿立方米，生产煤层气31.5亿立方米，煤层气成为中国石化天然气增储上产的重要接替领域，迎来创新发展新机遇。
创新认识煤层气赋存与富集机理
“十四五”以来，深层煤层气突破传统认识的深度禁区，在鄂尔多斯盆地石炭-二叠系、四川盆地二叠系、准噶尔盆地侏罗系取得一系列战略突破和重大进展，多口井表现为高产稳产，形成增储上产新阵地。
中国石化不断创新完善基础理论和技术体系，通过持续探索攻关深层煤层气基础地质研究，认识到强覆水还原环境形成的低灰半亮-光亮煤为有利岩相，其发育的微孔与介孔的孔容相对较高、比表面积大、裂缝较发育，总孔隙度高，有利于吸附气和游离气赋存。煤岩吸附性能存在“临界深度”，由于演化程度、埋藏深度、保存条件的不同，煤层气赋存方式存在差异。保存条件好的区域，中、高阶煤深层煤层气具有高含气、富含游离气（占比20%~25%）的特征，突破了煤层气以吸附气为主的传统认识，有力支撑了煤层气向深层拓展。
大牛地气田是深层煤层气富集有利区。中国石化华北油气分公司在大牛地气田部署实施的水平井阳煤1HF井压裂测试获日产10.4万立方米，持续稳定高产1年，平均日产6.3万立方米，累计产气2738万立方米；直井石103井稳产1年，平均日产2万立方米，累计产气683万立方米，进一步证实大牛地气田深层煤层气具有高产稳产能力。2023年，大牛地气田提交预测储量1227亿立方米。与此同时，华东油气在重庆南川部署实施的阳2井自喷日产气1.8万立方米，率先实现四川盆地深层煤层气勘探重大突破。山西晋中晋2井测试日产气1.1万立方米，实现沁水盆地深层煤层气勘探新突破。
深层煤层气勘探存在的问题主要表现为资源禀赋差异大，富集规律有待深化，煤层薄、“甜点”预测难度大，开发规律不明，水平井成井难、煤层钻遇率不高，煤储层非均质性强、改造难度大。石油勘探开发研究院专家刘曾勤认为，需要攻关不同类型深层煤层气刻度区（标准模型）与分类分级评价技术、深层煤储层表征技术、深层煤层游离气评价技术、深层煤层气“甜点”预测技术、深层煤层气有利区优选技术等。
强化地质工程一体化研究及现场攻关
中国石化不断探索深层煤层气富集高产规律，通过解析典型含煤盆地成煤、生烃、储集、赋存特征，石油勘探开发研究院初步提出“有利煤岩煤质、良好保存条件、温压耦合作用”控气机理，初步建立深层煤层气储层测井评价和“甜点”地震预测方法系列，攻关探索煤层厚度、煤岩类型、煤体结构和含气量等预测技术，支撑“甜点”层段优选。基于深层煤层气地质工程一体化选区，优选了10个有利勘探区带，有利区面积1.9万平方千米，资源量3.3万亿立方米。
根据深层煤层气勘探需求，科研人员以“甜点”评价为目的，石油物探技术研究院初步形成以下关键技术序列：基于深度域处理精细构造落实技术，提高微幅构造、小断层的成像及识别精度，构造误差可控制在1‰；叠后拓频及多井约束反演技术，开展煤层（光亮煤）定量预测；地层压力、地应力预测技术，实现煤层工程“甜点”评价。石油工程技术研究院首席专家鲍洪志指出，中国石化在深层煤层气钻井提速技术、轨道设计及轨迹控制技术、井壁稳定技术及高性能水基钻井液、煤层固井技术、“大排量、大液量、大砂量”储层改造工艺、高效排水采气工艺技术体系等方面均取得了较大进展。
华东油气针对煤层厚度较薄、煤体结构较好、演化程度中高、含气量较高、煤层及顶底板矿物组成和岩石力学特征差异较大等地质特征，以效益动用为目标，攻关形成延川南薄煤层水平井优快钻完井、有效支撑压裂技术；配套织金、晋中、南川适宜井型，优化完善以控缝高为核心的变排量压裂工艺，初步探索形成了不同区块的工程工艺模式。
针对气井产能低、达产后递减快、无稳产期的现状，华东油气开展煤储层特性再认识，深部煤岩塑性强、割理发育，常规压裂工艺难以形成远距离有效支撑裂缝，他们攻关探索形成“升排量、扩规模、强铺砂”的有效支撑压裂技术。有效支撑压裂井表现为“初期液量大、见气快、初产高、低压稳产能力强”，建立“三阶段”排采管理模式，排水降压期优化排采工艺合理快排，上产稳产期精细管理控压保稳产，递减阶段强化地面增压及老井治理延缓递减，保障气井稳定生产。
针对薄煤层水平井稳定穿层难、钻遇率低的问题，华东油气提出“有效钻遇率”理念，攻关“导向-压裂-排采”一体化开发关键技术，导向不盲目追层，保证轨迹平滑利于排采，采用靶向精准压裂扩大横向波及范围，未钻遇煤层段充分改造，实现深薄煤层水平井效益动用。
华北油气持续迭代钻井技术，提速提效成果初步显现。针对上部地层漏塌叠合、煤层井壁失稳且非均质性强、规模压裂要求及钻完井成本高等难题，他们以“优快安全成井”为目标，集成“井身结构优化+强抑制强封堵复合盐钻井液+综合地质导向轨迹控制+防机械扰动钻进及起钻措施+弹韧性水泥浆固井工艺”，为深部煤层气后期作业提供优质井筒环境。采用标志层逐层逼近、85度井斜入顶、亮煤警戒线控靶窗、方位GR（自然伽马）定位置、元素录井定岩性、钻压微调井斜等措施，初步形成深层煤层气地质工程一体化综合地质导向技术。通过3口井技术总结、迭代提升，初步形成了井身结构优化设计、综合地质导向、强抑制强封堵防塌钻井液、弹韧性水泥浆固井等钻井技术。
煤层气产业面临的挑战及对策思路
我国煤层气具有煤储层品质差、非均质性强、成藏类型多样、富集与渗流机理复杂等地质特征，煤层气产业面临基础研究薄弱、技术适配性差、效益开发难度大等挑战，制约了煤层气规模效益开发。
深部煤层吸附气、游离气共存，储集条件、赋存规律、吸附解吸机理复杂，对储层孔缝表征、赋存机制、解吸扩散渗流过程研究不深入，影响“甜点”目标优选及开发方式优化。同时，受前期地质认识不充分影响，已部署老井在压裂工艺、井网部署等方面存在不足，需要通过重复压裂等方式对老井进行再评价。
中国工程院院士，中国石化总地质师、石油勘探开发研究院院长郭旭升指出，经过10多年的不懈努力，中国石化在深层煤层气勘探开发方面取得了进展，初步建立了开发方法，尤其是近年来配套工程工艺技术也得到发展。他指出，要扎实推进资源评价，加大深层煤层气预探力度，加快深层煤层气示范区域建设，推动煤层气高质量勘探和规模效益开发；加强基础研究和系统宏观研究，形成配套的技术体系；加强不同类型深层煤层气富集高产规律研究，开展深层煤层气资源分类分级评价，持续攻关深层煤层气配套工程工艺技术；完善深层煤层气人才队伍建设，加大国内外深层煤层气合作交流力度；加强组织协调和管理工作，统筹科技攻关体系。
目前，深薄煤层水平井钻完井技术不成熟，受含煤地层沉积条件差异控制，各区块煤层及顶板岩性组合、矿物组成、裂缝发育程度及顶板应力差异大，影响水平井钻井井壁稳定，煤层厚度薄，且位于构造复杂区，轨迹频繁出层。不同煤岩特征、顶板岩性组合条件下有效支撑压裂技术不适应。大规模注液加砂条件下，气井产液量大，稳定高效排水采气工艺不成熟，排采易中断，同时返排过程中压裂砂易返吐，影响气井产能。
华东油气副总经理何希鹏认为，要持续加强不同地质条件下煤储层储集空间类型、赋存状态、储集解吸机理研究，落实不同区块深层煤层气富集主控因素，指导“甜点”目标优选及开发方式优化；加强深薄煤层气水平井成井技术攻关，开展深层煤层气井壁失稳机理分析研究，以实现“有效应力”支撑为核心，在井身结构优化、钻井液优选基础上开展钻井防垮、防卡技术探索试验，逐步提升优化，实现深层煤层气水平井安全高效成井；持续优化不同地质条件下有效支撑压裂技术，基于不同区块地应力、煤体结构、孔裂隙发育等特点，有针对性开展技术攻关，实现裂缝远支撑，形成不同地质条件下储层压裂改造方案；深化煤储层压力扩散机理研究和储层敏感性评价，持续优化分阶段合理排采制度，确保压降漏斗扩散至远端；开展地层防砂防煤粉工艺技术攻关试验，研制低温固结砂，建立挡砂屏障，防止压裂液将煤粉携带出地面，实现源头出砂治理，降低储层伤害，保障气井平稳生产。
在深层煤层气钻探过程中，由于煤层地质环境复杂、地质认识不足，导致钻完井工程面临时效低、成本高、水平井安全成井难等问题，制约了深层煤层气规模效益开发。鲍洪志认为，应强化深层煤层气地质及物探技术研究，提高地质预测精度，为水平井安全成井提供基础支撑，深入开展各类型煤层井壁失稳机理及井壁稳定技术研究，确保水平井安全成井。攻关地质工程一体化轨迹控制技术，提高煤层钻遇率。强化RTOC（实时远程专家支持中心）远程支持，实时预警及优化参数，保障安全顺利钻进。深化降摩减扭及井眼清洁技术研究，保障大井台安全高效钻井。开展长裸眼段漏塌同治技术研究，实现二级井身结构井顺利完井。攻关不同类型煤层体积改造工艺技术及配套流体，探索微泡沫少水压裂技术，进一步提升压裂改造适应性和经济性。
石油物探技术研究院专家曹少蕾认为，要提高单井产能，推广以EUR（评估的最终可采储量）为核心的“极限开发”模式，需要进一步提高物探的预测精度，开展深层煤层气岩石物理实验及建模，为深层煤层气敏感参数优选和地震识别模式建立提供依据。加强三维DAS-VSP（分布式声波传感垂直地震剖面）、Q-RTM（黏声逆时偏移）等新技术引进，提升深层煤系地层成像精度，同时开展多学科一体化研究，有效评价深层煤层气压裂效果。
何希鹏认为，未来的煤层气勘探将由单煤层、高阶煤、浅层，向多煤层、多气合采、中低阶煤、中深层拓展，开发上探索多井型、差异改造、改性置换、升温增能、原位转化等开采新技术，工程上向着低成本高端化、智能化、绿色低碳化发展。
来源：中国石化报
