中国煤层气资源潜力究竟有多大

 煤层气是煤层中吸附的甲烷，俗称瓦斯。是优质的洁净能源。在煤层气资源丰富的美国、加拿大、澳大利亚等国，煤层气开发已是成熟的产业。由于我国经济建设持续、快速发展，能源需求总量日益增加，自20世纪90年代中期后，油气生产已远不能满足经济建设和人民群众日益提高的生活对洁净能源的需求。

 

　　在中国石油股份公司登记的煤层气、石油、天然气矿权区内，大都蕴藏着丰富的煤层气资源。据中国石油勘探开发研究院廊坊分院专家估计，中国石油矿权区内的煤层气有利勘探面积近7万平方公里，预测煤层气资源量14.3万亿立方米，占全国煤层气资源量的近二分之一。其中，大部分分布在山西、陕西、内蒙古、新疆等地。在中国石油股份公司所属长庆油田、新疆油田、吐哈油田、华北油田等油气田及其邻近地区，有比较成熟的石油天然气管网等基础设施和下游市场，十分有利煤层气的开发。少部分煤层气资源分布在东北、湘赣、滇黔及川南等地中国石油登记区，其中湘、赣、滇、黔都是能源匮乏地区和能源输入大省，这些地区的煤层气资源开发对经济发展、改善居民生活水平具有重要意义。

　　开发潜力巨大：煤层气储量1130亿立方米

　　我国已成为世界第三大石油进口国，是世界排名第二的石油消耗大国，石油进口依存度达40％。据最新油气资源评价显示，我国2000米以上的煤层气资源量约为36.8万亿立方米，与常规天然气资源量基本相当，煤层气资源及开发潜力巨大，目前已经探明煤层气储量1130亿立方米，具备形成煤层气产业的资源基础。

　　美国经过技术攻关和政策扶持，煤层气产量从1980年的不足1亿立方米，发展到2005年的520亿立方米，煤层气产业发展的步伐远远快于常规天然气的发展，这说明煤层气的产业化发展是可以在近期内实现的。

　　国外煤层气发展和我国煤层气开发规划显示，在保证必要投入和扶持政策支持的条件下，2015年，我国煤层气年产量将实现100亿立方米，约占同期国内天然气年产量的12%%—13%%，可以实现对天然气的有效补充。

　　煤层气开发：能源战略接替的选择

　　我国是目前世界第一产煤大国，煤层气资源也十分丰富。随着经济持续快速增长，国内能源短缺、尤其是洁净能源紧张的状况日益凸显。开发国内丰富的煤层气资源，是实现我国能源战略接替和经济可持续发展的重要选择。同时还可以进一步保障能源安全、改善能源结构，减少甲烷等温室气体排放，促进煤矿生产安全，变害为利，变废为宝，是建设环境友好型和谐社会的重要举措。

 

　　煤层气开发近年来已受到政府和国内大型能源企业的高度重视，中国石油天然气股份公司做出很大努力并取得了显著成效。作为大型国有企业的中国石油，正为承担社会责任、国家责任作出自己的贡献，充分体现了中国石油所倡导的“创造能源，奉献和谐”的企业精神。

　　煤层气：实现规模化抽采

　　随着我国煤炭产量的不断增加，近年来，煤炭生产面临重大瓦斯灾害的局面。据统计，我国百万吨煤炭产量的死亡率是美国的100倍，瓦斯灾害不但成为制约我国煤炭高效开采的关键因素之一，同时，也带来了严重的负面影响。如果不重视和解决“先采气、后采煤”的各项技术攻关和合理开采模式的推广应用，探讨在煤矿接替区内，用地面钻井的方法，提前实现煤层气规模化抽采，一旦煤矿向深部延伸，煤炭开采规模加大，高瓦斯矿井越多，瓦斯灾害必将严重，不利于和谐社会的发展。

 

　　据专家介绍，煤层气的主要成分为甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的20倍。据统计，2006年，我国每年因采煤直接释放到大气的甲烷量为200多亿立方米，对大气环境造成了相当的破坏。开展技术攻关，突破技术瓶颈，开发利用煤层气保护大气环境，是中国自身经济社会发展的需要，同时，也是国际社会对中国提出的要求。

 

　　基于此，以中国石油天然气股份公司为代表的大型国有能源企业，通过十余年不断探索，投入大量资金和科研力量，开展了煤层气勘探和开发试验。他们在山西南部、江西丰城、辽宁阜新等多个地区取得突破性成果，初步实现了规模开发和商业化销售，煤层气开发已迈出坚实的一步。

 

　　加快煤层气勘探开发

 

　　中国石油天然气股份公司从上世纪80年代开始，密切跟踪研究国外煤层气产业发展，并于1994年在其所属石油勘探开发科学研究院廊坊分院成立专门机构，专业从事煤层气基础理论研究、试验分析、勘探开发技术研发和现场开发试验活动。

 

　　截至2006年底，他们已累计投资6.6亿元，基础理论研究取得进展，完成了不同煤级煤层气生成、富集成藏以及煤层降压解吸产气、低渗储层煤层气渗流机理研究。尤其是打破了国外“中煤阶成藏优势论”，建立了我国“高煤阶成藏理论”，这一理论，得到国内外煤层气学术界的一致认同。

 

　　科技人员还完成了我国煤层气资源评价、高产富集区预测、重点目标区开发前景等研究。制定了煤层气产业“十一五”规划和中国石油煤层气业务中长期发展规划。先后在河北大城、江西丰城、湖南冷水江、山西沁水、大宁-吉县、宁武、新疆昌吉等地，开展煤层气钻探和试采。共钻各类探井或井组65口；在沁水、宁武两个地区成功完成2口多分枝水平井试验井；在大城、沁水、大宁、吉县、宁武等地区，获得具有商业价值的稳定气流；探明煤层气储量460亿立方米，控制煤层气储量近2000亿立方米。同时，还确定了十余个近期勘探目标区。

 

　　通过走引进消化与自主研发相结合之路，形成了煤层气目标评价技术、实验室分析化验系列技术、绳索取心技术、保护煤层不受伤害的欠平衡钻井技术、煤层压裂增产系列技术、压裂裂缝诊断技术、煤层气井产能数值模拟技术、多分枝水平井钻井技术、煤层排水降压产气技术以及地面集输储运技术等适合我国地质条件的勘探开发系列技术。十多年的探索，为我国煤层气大规模开发奠定了资源和技术基础。

 

　　为煤层气规模化、

 

　　产业化探索新路

 

　　2006年，中国石油股份公司在山西沁水煤层气田樊庄区块投资1.5亿元，开始探索井组和井网规模的开发试验，取得一系列成功。通过樊庄煤层气产业化示范基地建设，为我国煤层气规模化、产业化发展探索一条新路。煤层气勘探开发的实践带动了煤层气科技的进步，以中国石油煤层气以中国石油勘探开发研究院廊坊分院为主的科学研究和攻关取得了如下显著成效。

 

　　一是进一步探索我国煤层气资源评价和选区的方法与理论，基本摸清了我国丰富的煤层气资源总量。

 

　　二是初步建立了煤层气实验室和野外测试及分析方法、技术、指标体系等。

 

　　三是建立企业级煤层气垂直井钻井、测井、完井、压裂增产和排采生产的工艺技术体系和规范。

 

　　四是开展新型的煤层气勘探开发技术的试验。主要包括欠平衡钻井技术、多分枝水平井技术、清洁压裂液携砂压裂及氮气泡沫压裂技术和二氧化碳注入技术等。

 

　　沁水煤层气田开发效果好

 

　　1995年，中国石油股份公司开始对沁水盆地煤层气资源进行评价，并获得郑庄区块煤层气探矿权1090平方千米，该区预测煤层气资源量3690亿立方米。

 

　　1997年在该区樊庄区块完成第一口煤层气试验井的钻探，在埋藏深度480米的煤层内，从厚度5.8米的煤层中获得日产2800立方米以上的稳定气流，发现了沁水盆地煤层气大气田，揭开沁水盆地煤层气勘探开发新的篇章。

 

　　其后几年，中石油股份公司在该区樊庄区块开展煤层气试验井组试验，获得单井日产气2830—3050立方米的稳定气流。分布在西部郑庄、东部樊庄区块的12口探井也证实了上述两个相邻区块的煤层气资源富集、含气量高（每吨原煤含煤层气达到20—36立方米），而且，煤层埋藏浅、整体含气开发条件好，是我国目前探明已知少有的高含气煤层气田。

 

　　通过勘探和开发试验，中国石油在该区樊庄区块获得352亿立方米煤层气探明储量、在郑庄区块获得107.2亿立方米探明储量，2个区块控制煤层气储量近千亿立方米，获得了国土资源部颁发的樊庄区块110平方公里的煤层气采矿权许可证，具备了煤层气规模开发的资源基础。

 

　　目前，中国石油股份公司已组织长期进行煤层气研究与试验的中国石油勘探开发研究廊坊分院完成沁水煤层气田综合开发方案，并在中国石油股份公司下属的华北油田公司成立山西煤层气勘探开发分公司，建立了煤层气开发专业队伍。

 

　　2006年，中国石油股份公司投资1.6亿元，由上述2家单位合作，在沁水煤层气田樊庄区块开展煤层气开发先导试验工作，当年共钻煤层气开发井230口，同时由廊坊石油分院在同一地区进行多分支水平井钻井技术试验，钻樊平1—1水平试验井1口，探索沁水高煤阶低渗透煤层气田的经济开发模式和实用开发技术。目前已完成的230口开发直井，已有60口井完成煤层压裂改造，并于2007年初开始排采试气。截至2月底，已有部分井将液面降至煤层临界解吸压力以下并开始产气，近20余口井，单井日产气达到1500—2500立方米，最高单井日产气达到5245立方米。在该区已建成1座1200千瓦煤层气燃气发电站，架设高低压输电线20公里，铺设集输管网29公里，可为约200口井排采提供动力。

 

　　随着排采继续，将会有更多的井煤层压力降至解吸压力以下并达到实现稳定产气。经过排采试验与产量数值模拟，该区平均单井日产气将达到2000—2500立方米以上。全部开发直井投产将建成年产煤层气1.5亿立方米以上。

 

　　掌握多分枝水平井煤层气

 

　　开发技术

 

　　水平试验井技术实验获得圆满成功。据介绍，这种水平试验井由1口多分支水平井和1口洞穴直井共同组成。洞穴井与直井地面距离189米，洞穴位置位于水平井进入煤层后50米处，并与水平井主井眼连通，主要作用是用于生产阶段排水降压和作为煤层气产出的通道；水平井眼穿过洞穴后分成2个主支，在主枝两侧共钻七个分支，总进尺6084米，煤层中的水平进尺5158.5米。钻水平分支的目的是尽可能多的揭穿煤层，增加煤层产气和导流能力，达到提高产量和煤层气采收率的目的。

 

　　这项技术在国际、国内都处于领先水平，其中，洞穴井强磁导引技术、水平井煤层识别与跟踪技术、欠平衡煤层保护技术是该井成功的关键。目前，该井排采已4个月，连续产气2个月以上，日产气已上升到5000立方米以上。预计稳定产气量可达到1—2万立方米。

 

　　该井的钻井和试采的成功，标志着中国石油股份公司全面掌握了多分枝水平井煤层气开发技术，为煤层气的高效开发奠定了技术基础。

 

　　2007年，中国石油将继续加大沁水煤层气田樊庄煤层气开发先导试验区投资和建设力度，计划钻直井700余口，多分枝水平井2口，完成地面集气管网与配套压缩站建设项目，使产气井达到千口以上，建设煤层气产能5亿立方米，煤层气产量达到2亿立方米以上。并在今年适时建设连接气田与南部西气东输管道，促进沁水煤层气田的规模开发。

 

　　2010年：实现煤层气30亿立方米生产能力

 

　　我国西气东输管线、陕京一线、二线等输气骨干管网的陆续建成投产，为沿线煤层气资源开发提供了前所未有的契机。准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、大同-宁武盆地等都位于上述管道沿线，煤层气资源丰富，也为上述管线提供潜在的资源保障。随着近年我国经济高速发展和城市化进程加快，城市输气管网逐步建设和完善，城镇居民生活燃料逐渐“气化”，为煤层气资源开发提供了潜力无限的市场条件。中国石油股份公司根据我国政府煤层气发展“十一五”规划，制定了中国石油股份公司煤层气业务发展规划：立足沁水、大宁、宁武等已有重点煤层气勘探目标和开发有利区的煤层气资源，建设山西煤层气产业基地，完善煤层气开发配套技术，实现年产煤层气20亿立方米，到2010年，实现煤层气30亿立方米生产能力，初步实现煤层气产业化。

 

　　在此基础上，加大整个沁水盆地、鄂尔多斯盆地以及西北地区准噶尔盆地、吐哈盆地的煤层气资源勘探和可采性评价，寻找5个以上有利开发目标，力争探明煤层气储量3000亿立方米，保障煤层气开发资源接替。到2030年，中国石油实现煤层气年产量200—400亿立方米，为我国能源可持续发展、支援国家经济建设做出应有的贡献。

 

　　■数字链接

 

　　最新油气资源评价：

 

　　2000米以上的煤层气资源量约为36.8万亿立方米

 

　　已经探明煤层气储量1130亿立方米

 

　　煤层气资源分布：

 

　　主要在山西、陕西、内蒙古、新疆等地长庆油田、新疆油田、吐哈油田、华北油田所属油气田及其邻近地区

 

　　少部分分布在东北、湘赣、滇黔及川南等地

 

　　煤层气富集含气量高：

 

　　每吨原煤含煤层气达到20—36立方米

 

　　煤层埋藏浅、整体含气开发条件好

 

　　已知少有的高含气煤层气田

 

　　宏伟目标：

 

　　“十一五”实现年产煤层气20亿立方米

 

　　2010年实现煤层气30亿立方米

 

　　探明煤层气储量3000亿立方米

 

　　2015年实现年产量100亿立方米

 

　　2030年实现煤层气年产量200—400亿立方米

 

　　■技术指南

 

　　勘探开发系列技术

 

　　煤层气目标评价技术实验室分析化验系列技术绳索取心技术

 

　　保护煤层不受伤害的欠平衡钻井技术

 

　　煤层压裂增产系列技术压裂裂缝诊断技术煤层气井产能数值模拟技术多分支水平井钻井技术煤层排水降压产气技术地面集输储运技术关键技术领先世界洞穴井强磁导引技术水平井煤层识别与跟踪技术欠平衡煤层保护技术

 

　　■名词解释

 

　　水平试验井技术

 

　　水平试验井由1口多分支水平井和1口洞穴直井共同组成。洞穴井与直井地面距离189米，洞穴位置位于水平井进入煤层后50米处，并与水平井主井眼连通，主要作用是用于生产阶段排水降压和作为煤层气产出的通道。

 

　　水平井眼穿过洞穴后分成2个主支，在主枝两侧共钻7个分支，总进尺6084米，煤层中的水平进尺5158.5米。

 

　　钻水平分支的目的，尽可能多地揭穿煤层，增加煤层产气和导流能力，以达提高产量和煤层气采收率。

 

　　用此技术对该井排采4个月，连续产气2个月以上，日产气上升5000立方米以上。稳定产气量可达到1—2万立方米。

 

　　■理论方法

 

　　五大进展

 

　　●探索煤层气资源评价和选区的方法与理论，基本摸清了煤层气资源总量

 

　　●初步建立煤层气实验室和野外测试及分析的方法、技术、指标体系

 

　　●建立企业煤层气垂直井钻井、测井、完井、压裂增产和排采生产的工艺技术体系和规范

 

　　●开展新型的煤层气勘探开发技术试验

 

　　●樊庄区块煤层气获单井日产气2830—3050立方米的稳定气流