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煤层气规模化尚须突破技术瓶颈

经济有效合采、深层综合开发、提高采收率将是未来煤层气大发展关键

      当前，我国煤层气优质资源不足，低品位储量排采效果差；开发技术适应性不强，单井产量亟待提高；新区开发亟待取得规模性突破……这是近日召开的2018年中澳非常规天然气论坛暨展览透露出的信息。中澳专家表示，煤层气经济有效合采技术、深层煤层气综合开发技术、提高煤层气采收率技术，将是未来煤层气大发展的关键。

总体产量较低 开发前景广阔

      在山西晋城举办的2018年中澳非常规天然气论坛暨展览，由中国工程院、中国石油大学（北京）、昆士兰大学联合主办，晋煤集团山西蓝焰煤层气集团等承办。

      近年来，随着全球能源格局的变化，油气领域已由以石油开发为主转变为以非常规天然气开发为主。中国和澳大利亚都是煤层气等非常规天然气资源大国，在非常规天然气领域的交流与合作不少。

      据煤层气开发利用国家工程研究中心主任、中石油煤层气公司副总经理徐凤银介绍，目前，我国煤层气地质资源量达30.05万亿立方米，可采资源量12.50万亿立方米。华北地区煤层气资源最丰富，西北地区次之。

      据统计，截至2017年底，我国累计探明煤层气地质储量7118亿立方米，其中包括沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个超千亿立方米煤层气田；累计钻井1.7万多口（其中水平井607口），建设煤层气年产能90亿立方米，实现年产量49.5亿立方米。煤层气产业基本形成中石油、晋煤集团、中海油（中联煤）三足鼎立的格局。

     “虽然我国煤层气、煤系地层天然气资源十分丰富，但受地质条件复杂和适应性技术不到位的影响，目前呈现总体产量较低，开发前景广阔的趋势。”徐凤银说。

     “中国和澳大利亚的煤层气产业有很多相似点，比如开采潜力。”澳大利亚昆士兰大学校方代表Andrew Garnett教授表示，澳大利亚煤层生产基地主要集中在西部，产销不平衡，出口量较大，受天然气供应政策影响大。

      “受中美贸易摩擦影响，中澳两国在能源领域的合作空间将更广阔。”中国工程院国际合作局副局长田琦表示。

新技术研发应用是突破口

      会上，多位专家表示，当前煤层气开发面临的挑战主要集中在技术层面：煤层气优质资源不足，低品位储量排采效果差；开发技术适应性不强，单井产量亟待提高。

      来自煤层气企业的部分代表则介绍了煤层气勘探开发的实战经验。

      中国石油华北油田分公司副总经理朱庆忠说，该公司在沁水盆地高煤阶煤层气高效开发实践中存在的主要问题是：产能到位率低，区块差异大，稳定排采没有实现预期目标，盈利水平低、抗风险能力差。“主要原因在于没有认识到地质特征的差异化，工程技术的适应性，储量的可开采性，以及科学技术的重要性。”朱庆忠说。

      中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光表示，煤层气“排水降压解吸”的开发特点决定了投资回收期长，产业发展初期企业资金投入大、压力大，“技术进步是产业发展的根本，政府支持是产业发展初级阶段的催化剂”。

      吴建光提出，从美国经验来看，因地制宜的技术研发发挥了重要作用：黑勇士盆地采用直井水力压裂技术；圣胡安盆地的中煤阶煤层气资源开采广泛采用裸眼洞穴完井技术；粉河盆地为褐煤区，煤层渗透率高，覆盖层浅，采用低阶煤煤层气开发技术。这些技术都提高了产量。

       澳大利亚也面临着相同的挑战。Andrew Garnett表示，一些资源开采受政策影响大，资源开发基础仍然不成熟或“未被发现”。

      他进一步解释说：“目前bc贷官网的工作有三大重点，即减少运营开支，特别是降低工作成本；加强对可采资源的研究，特别是通过模拟的方式加强对非均质性储层及与含水层关系的研究；加强将控制储量转变为经济可采储量的研究，特别是通过提高煤层渗透率实现增产的技术。”

      吴建光表示，我国煤层气产业还处于规模化生产初级阶段，发展潜力与困难挑战并存，需要足够的耐心和恒心，才能建成具有中国特色的煤层气产业。