攻坚深层煤岩气为我国天然气产量增长注入新动力

  [中国石油新闻中心2024-10-10]
  编者按：我国作为煤炭大国，煤岩气资源丰富、分布广泛、勘探开发潜力巨大。但由于成藏赋存机理不清、储层物性差、动用难度大，煤岩气一直被视为勘探开发“禁区”。近年来，中国石油创新形成了深层煤岩气富集理论与开发关键技术，推动鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气勘探开发实现世界级重大突破，为加快推进我国煤岩气开发积累了大量宝贵经验。本期《创新导刊》邀请业内专家探讨煤岩气勘探开发理论技术进展、面临挑战以及发展前景。敬请关注。
  □赵群陈艳鹏
  揭开煤岩气的神秘面纱
  示范引领
  早在2005年，新疆油田就在准噶尔盆地白家海地区常规油气直井，开展深层（超过2000米）煤岩层段试气，获日产气7000立方米。深层煤岩储层内的天然气引起各方重视。2021年，新疆油田在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井，获日产气5.7万立方米，实现煤岩气重要突破；煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块部署的吉深6-7平01水平井，压裂后获日产气10万立方米。2022年，在鄂尔多斯盆地部署的纳林1H、佳南1H和米172H等风险探井获日产气5万立方米至10万立方米，拉开了煤岩气规模勘探开发序幕。2023年底，中国石油在鄂尔多斯盆地东缘建成了大吉煤岩气先导试验区，年产量突破10亿立方米，成为我国首个煤岩气田。
  2022年，中国海油在鄂尔多斯盆地临兴区块部署的探井，压裂后测试获日产气6万立方米，2023年探明地质储量1010亿立方米。2023年，中国石化在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的探井，压裂后获日产气10.4万立方米。2024年，西南油气田公司在四川盆地遂宁地区部署的探井，压裂后获日产气8.1万立方米。
  勘探开发实践发现，煤岩气作为一种新类型天然气资源，具有游离气占比高、存在微距运移的特点，在储层类型上与煤层气相似，在天然气赋存特征上与页岩气相似，在开发方式上与页岩气、致密气相似，是一种特殊类型的非常规天然气资源。
  2023年4月22日，中国石油召开深层煤岩气勘探开发技术研讨会，通过广泛研讨，首次将这种新类型非常规天然气称为煤岩气。2023年5月23日，在《鄂东大吉区块深层煤层气国家级开发示范区建设方案》评估中，专家组建议深层煤层气也称深地煤岩气或深层煤层致密气。2024年年初，股份公司副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展《煤岩气地质特征、富集规律与开发机理研究》攻关，并根据勘探开发实践需要，并综合已有研究认识，将“煤岩气”定义为“煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体”。
  创新突破
  打造煤岩气科技品牌
  勘探开发研究院与长庆油田、煤层气公司、冀东油田和辽河油田等单位构建创新联合体，明确煤岩气地质与开发特征，创新地质理论认识，研发储层评价技术体系，发展完善水平井多段压裂技术，有力推进煤岩气产业发展。
  开展基础研究，明确煤岩气地质与开发基本特征。在地质方面，煤岩气具有三大特征：一是煤岩储层中游离气与吸附气并存，富含游离气（占总含气量的20%至50%）；二是在良好顶底板的夹持下，煤岩气自生自储-微距运移聚集，并可有他源气充注；三是煤岩割理裂缝发育，在重力与浮力的共同作用下，游离气在构造高部位富集，差异富集特征明显。与传统煤层气相比，煤岩气具有高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离“五高”特点。在开发方面，煤岩气具有三大特征：一是有效开发需最大限度沟通储层，游离气在弹性能作用下，产出后随储层压力降低，吸附气解吸形成接替；二是与煤层气井需人工解除储层水压力封闭的开采方式不同，煤岩气井主要依靠地层能量开采；三是煤岩气井返排初期即可产气，日产气5万立方米至10万立方米。
  理论技术不断创新发展，打造中国石油煤岩气科技品牌。在地质认识方面，提出鄂尔多斯盆地深层8号煤岩储层保存条件好，在良好顶底板夹持下形成压力封存箱，具有大面积连续分布特征的认识，明确灰岩、泥岩、砂岩3种顶底板类型中前两种保存条件好。研究成果指导纳林1H等风险勘探井位部署，实施后获日产气5万立方米至8万立方米。在实验技术方面，创新形成了保压取芯含气量、高温高压等温吸附、原位孔隙度测试等系列特色技术，支撑完成91口煤岩气井的分析测试。在储层评价方面，提出鄂尔多斯盆地8号煤岩的小层划分方案，明确储层中上部存在煤岩气开发的“黑金靶体”，其产气贡献率是其他储层的3至6倍。在储层改造方面，创新提出聚能压裂新理念，将人工裂缝从“多、短、密”转变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，利用高能量提升支撑剂远距离输送能力。在鄂尔多斯盆地开展聚能压裂试验，1569米水平段实现日产气11.3万立方米，同时压裂成本降低18.5%。
  迎接挑战
  推进全生命周期提质提效
  当前煤岩气勘探开发总体效果好于预期，但仍面临4个挑战：一是煤岩气勘探开发基础理论尚不成熟。煤岩气的赋存状态、富集规律、煤岩力学特征、裂缝扩展规律与渗流机理等科学难题尚未解决。二是关键工程技术亟待攻克。针对煤岩储层塑性强、渗透率低的特点，目前大液量、大砂量、大排量的压裂工艺适用性仍不确定。三是煤岩气开发完全成本仍较高，规模开发效益尚未达标。四是煤岩气管理政策与技术标准体系有待建立，现行煤层气的相关标准规范并不适用于煤岩气。
  为此，需要进一步强化煤岩气形成与富集机制研究，创新多相流体流动产出理论认识，加快形成煤岩气高效开发关键工程技术系列，推行“一全六化”工程方法论，实现煤岩气全生命周期提质提效，助力煤岩气实现高效开发利用。
  前景广阔
  煤岩气或成为增储上产新力量
  初步评价，我国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超过20万亿立方米，塔里木、四川、渤海湾和吐哈等盆地资源量均超过2万亿立方米，具备高效开发的资源基础。截至2024年8月，中国石油在鄂尔多斯盆地新增探明煤岩气地质储量3366亿立方米、预测储量1万亿立方米，落实了我国首个万亿立方米煤岩气大气区，形成大吉区块和纳林河-米脂北2个千亿立方米储量区，煤岩气开发技术系列1.0基本定型，预计2024年产量达到25亿立方米。
  参照大吉区块万亿立方米储量可建百亿立方米年产规模，同时考虑到四川、渤海湾等盆地补充，初步预测，到2035年，全国有望探明煤岩气地质储量5万亿立方米，实现年产量规模400亿立方米至500亿立方米。煤岩气将成为天然气产量增长新动力，为我国天然气快速增储上产贡献力量。（作者赵群系勘探开发研究院非常规研究所党支部书记、高级工程师，作者陈艳鹏系勘探开发研究院非常规研究所副所长、高级工程师。）
  延伸阅读
  煤层气与煤岩气
  煤层气，俗称“瓦斯”，是指煤层自身生成、以吸附态为主、赋存在煤层中的以甲烷为主的烃类气体。煤岩气，是指煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体。二者都依附于煤层中，气体组分基本一致，都是重要的清洁能源。但与煤层气一般埋深1200米以浅、长期排水采气开发方式不同，煤岩气埋深超过1500米，赋存特征更类似于页岩气，开发方式又与页岩气、致密气相似。
  发展历程
  20世纪90年代，我国启动煤层气勘探评价工作，并于2004年后相继发现沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气田。2006年，我国煤层气进入开发阶段，实现了沁南、鄂东等煤层气田的有效开发。截至2023年底，全国累计探明煤层气地质储量1.1万亿立方米，2023年产量118亿立方米，发展速度低于预期。近年来，中国石油按照“将煤岩作为储层整体勘探”的思路，借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，针对深层煤岩储层开展了一系列探索实践，在鄂尔多斯、准噶尔和四川等盆地实现勘探突破，在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块先导开发试验取得成功，展现了良好的资源前景，开辟了煤岩气发展新领域。