中国煤层气产业发展战略思考

中国的煤层气产业发展环境近年来有所变化,需要重新思考其发展战略。通过调查研究、地质评价和战略决策等方法,从产业现状、机遇与挑战,探明储量与动用储量预测,战略思路,战略对策,战略的时空布局,战略风险评估与规避战略风险等方面研究了我国煤层气产业的发展战略。结果认为:①我国的煤层气产业正处在产业快速发展的初期阶段,已经取得了6个方面的成绩,也存在着6个方面的问题;②我国煤层气产业发展的总体思路是坚持"稳步发展中高煤阶、加快发展低煤阶、深化发展井下综合利用"原则,建设沁水、鄂东、西南、长庆、东北、西北等6个区域性煤层气"产业基地",发展目标是累计动用储量达到3×10^(12)~4×10^(12)m^3、高峰产气量达到350×10~8~450×10~8m^3/a;③我国煤层气的战略风险是单井产量低、地质认识弱、投资下滑和技术储备不足,应当从开展煤系地层的综合勘探开发、营造民营油公司的发展环境、加大技术服务公司的发展空间、扩大科技攻关的研究领域和加大执法的力度等5个方面来规避战略风险。

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为:压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策:①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3#煤层,15#煤层在3#煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。

中国煤层气开发实践与建议

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。

中国煤层气的产业运行规则与完善

本文系统研究了我国煤层气的产业运行规则,分析了执行中存在的四个主要问题,探讨了四个完善方向。1我国已经出台了数十部与煤层气开发利用有关的法律(法规)和国家行政管理文件,有力保障了产业的正常运转。2四个问题:一是包括煤炭法和土地法在内的法律(法规)不健全;二是部分产业扶持政策不完善、执行效果不理想;三是部分行政管理手段不到位、结果不理想;四是部分监管的手段与力度偏软。3四个完善方向是:一是需要修订煤炭法,需要土地管理部门支持煤层气开发的多种用地方式;二是需要调整开发补贴、所得税和增值税等产业扶持政策;三是需要完善与简化包括矿业权与行政审批在内的行政管理改革;四是需要加大包括矿业权、气价、财政补贴、对外合作和安全生产在内的监管体系建设。

我国煤层气的开发模式研究

煤层气是吸附于煤层的吸附气,其开发机理及开发结束后储层(煤炭)的开发利用,煤层气都要比常规油气藏复杂得多。2013年我国的煤层气产量为30×10~8m^3,预计今后将在沁水、鄂尔多斯东缘、蜀南—滇东—黔北、长庆、西北、东北等地建设六大煤层气产业基地,高峰产量达到(350~450)×10~8m^3,因此开展我国煤层气的开发模式研究,对促进我国煤层气的科学开发具有一定的引导作用。在总结我国沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、蜀南地区、阜新、铁法等地煤层气开发历史经验和教训的基础上,给出了煤层气开发层系组合的原则和开发井距的优化方法,提出了符合我国煤层气地质特征的3种开发井型模式、3种布井模式和4种采气速度模式。由此可知:煤层气的开发层系划分要比油田和气田严格得多,其开发层系划分具有"七个"不能组合在一起的原则;我国煤层气的开发井型主要是水平井+丛式井+直井;煤层气的合理布井方式是在构造的顶部少布井、翼部多布井、鞍部不布井,井网形态和井距、排距应该依据煤层气的地质参数进行技术经济优化;我国煤层气的采气速度应该和煤炭生产紧密结合,按照提出的模式协调发展。

中国煤层气开发技术的现状与未来

本文从煤层气地质评价技术、增产技术、井筒排采技术、地面配套技术、动态监测与动态分析技术等五个方面介绍了我国煤层气开发技术的发展状况及未来发展趋势,对加快我国煤层气产业的快速发展具有一定的指导意义。

有水气藏开发早期可采储量的评价方法

有水气藏是天然气藏中的一个基本气藏类型 ,其采收率受多种因素的影响 ,如地面集输压力、井筒混合气水流动的液柱压力和储层物性等 ,目前普遍采用经验取值、物质平衡和气藏数值模拟等方法进行研究 ,但由于受开发评价阶段试采资料偏少和气藏数值模拟无法模拟井筒流动等因素的影响 ,早期采收率计算往往偏差较大 ,针对这些问题 ,从气田开发一体化的特点出发 ,提出了一种全面考虑地层→井筒→地面流动条件下 ,有水气藏 (含凝析有水气藏 )的废弃压力的计算方法 ,发展了利用物质平衡早期预测有水气藏采收率的理论 ,方法可靠、适用性强 。

煤层气气水运动理论与应用

为了引导煤层气的高效开发,本文采用理论与实践相结合的方法,探讨了煤层气气水运动的理论与应用。提出煤层气虽然是吸附气,但其开发后,气和水是运动的,气往上部运移,水往下部运移。受其影响顶部的井往往高产、腰部低产、翼部不产,生产中也出现了自给性(平缓部位)、外输性(构造翼部)和输入性(构造顶部)等三种产气曲线类型。建议开发布井优化时考虑煤层局部构造的影响,在其顶部少布井、翼部多布井、鞍部不布井,实现少井高产,达到合理开发的目的。

沁水盆地南部高阶煤层气成藏规律与勘探开发技术

基于对沁水盆地南部高阶煤层气基本地质特征及成藏控制因素的分析,研究其成藏规律与勘探开发技术。勘探开发实践证实研究区煤层气藏具有三大特性:1煤阶高,吸附能力强,资源条件优势明显;2孔隙率低,双峰态孔隙结构,渗流条件瓶颈显著;3储集层压力梯度低,制约产出。在深入分析高阶煤特性基础上,提出了构造、沉积、热动力和水文地质条件"协同、互补、共存"成藏理论,建立了研究区煤层气非富集成藏模式,使成藏界定问题简化且直接指导煤层气开发选区。沁水盆地南部煤层气区块勘探开发形成了五大关键技术体系:1地球物理勘探综合评价技术,2适合于高阶煤储集层的钻完井技术,3储集层改造主体技术,4智能化排采控制技术,5煤层气田的数字化技术,为新区块煤层气产能建设的有序推进提供了技术支撑。

新形势下中国煤层气勘探开发前景与对策思考

在国家要求天然气“增储上产”及煤层气产业整体处于“瓶颈”阶段的新形势下,分析煤层气勘探开发前景和对策意义重大。鉴于此,分析了国内外煤层气产业发展成功经验与失败教训,从影响我国煤层气产量增长方面探讨当前产业存在的若干问题,分析了未来中国煤层气持续发展的重要领域和方向。基于我国煤层气开发的特点和技术水平,结合煤层气储量和资源潜力,综合应用产量构成法、生命模型法和储产比控制法预测了我国煤层气产业发展潜力与前景。研究认为:我国煤层气产业持续发展存在诸多制约因素,主要包括:①后备区准备不足;②单井产量低,整体处于低效开发状态;③地质条件复杂,煤层气勘探开发技术难以复制;④对外合作项目进展缓慢,推动难度较大。同时认为,煤层气仍是我国当前较现实的非常规天然气资源,高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶与构造复杂区效益开发、深部及煤系天然气综合开发是未来中国煤层气产量持续增长的方向,2035年我国煤层气地面井产量可达到150×10^(8)~250×10^(8)m^(3)。在此基础上,提出了我国煤层气产业发展5项对策建议:①加大勘探评价工作量,落实更多优质储量,夯实建产基础;②加强优质储量动用,持续开展增产改造试验,助力老区稳产上产;③加强科技攻关和煤层气开发示范试验,确保新建产区效益开发;④加强对外合作区项目监管,推动合作区快速建产;⑤加大财政补贴及税收优惠扶持力度。

陕甘宁盆地乌审旗气田上古生界高产控制因素研究

储层裂缝分布规律和单砂体时空展布特征是孔隙-裂缝型储层研究的重点,也是陕甘宁盆地上古生界中部气田获得高产的主要控制因素。通过研究作者认为,储层构造裂缝的发育与单砂体的岩性、厚度及储层所处的构造位置均有明显关系,鼻状构造高部位且岩性较粗的储层,裂缝最为发育。根据这一认识,作者对裂缝平面的分布规律进行了预测。同时文中在高精度、等时地层格架建立的基础上,从储层沉积相和沉积微相入手,研究了单砂体的展布规律和储集性能的时空变化,并对有效储层的分布进行了预测。

沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考

经过30余年的探索,沁水盆地煤层气勘探开发已取得重要突破,突破了国外"高阶煤"产气缺陷理论认识,成为我国目前最重要的煤层气生产基地。然而,沁水盆地煤层气开发规模性发展也面临着深化理论认识、突破关键技术、实现效益开发三大关键科学技术问题。面对这些问题,需加强3方面的科技攻关:一是深化基础理论认识,突出高阶煤储层的针对性以及提升单井产量的指导性,突破"甜点区"优选、储层改造地质适应性和高效排采等技术瓶颈;二是强化关键技术攻关,坚持地质-工程一体化,创新和完善测井-地震联合储层和物性预测、高效钻井-完井-储层改造及配套技术以及精细化与智能化排采控制技术;三是提升开发效益,建立钻、采、输一体化管理技术模式。

煤岩二次暂堵压裂裂缝扩展规律试验研究

二次压裂是煤层气开采中初次裂缝产量下降时有效增产手段。为研究煤层气储层二次压裂裂缝扩展规律、优化暂堵参数,开展了室内暂堵压裂模拟试验研究。使用大尺寸真三轴压裂模拟系统,样品尺寸为30 cm×30 cm×30 cm,采集沁水盆地煤岩后通过包裹混凝土得到标准试验样品。首先通过加载三轴应力模拟地层环境,后以恒定排量向井筒中注压裂液模拟初次压裂,初次压裂完成后采用CT扫描对岩样内部的初次裂缝形态进行扫描观测,将暂堵剂注入井筒内部并开展二次压裂试验;试验结束通过CT扫描裂缝形态分析二次压裂裂缝形态。试验结果表明:暂堵效果受暂堵剂粒径和用量影响较大。暂堵剂粒径过大,影响压裂液的悬砂效果,暂堵剂容易在井筒内堆积,导致二次压裂施工压力异常升高,暂堵剂粒径过小,难以形成有效封堵,二次压裂时裂缝以沿初次裂缝扩展为主。随着暂堵剂用量的提高,对初次裂缝的封堵效果增强,二次压裂破裂压力升高,促进二次压裂裂缝沿垂直初次裂缝方向的扩展;另一方面暂堵剂进入二次压裂裂缝后形成二次封堵,促进分支裂缝的形成,二次压裂复杂程度升高。研究认为通过暂堵压裂可以促进分支裂缝的形成,提高二次压裂裂缝的复杂程度,增大压裂改造面积提升二次压裂效果。二次压裂裂缝形态主要受暂堵剂粒径与初次压裂裂缝匹配程度及暂堵剂用量等因素影响。