技术突破促煤层气产业开发升温

尽管煤层气的产业化利用已经成为各界的共识，但目前的进展一直比较缓慢。受开发技术以及我国本身的煤层气自身特性等因素的制约，大规模商业化仍需人们付出更多的努力。
    近日，一项名为多分支水平井的煤层气开发新技术使人们看到了大规模商业利用的曙光。
    中国煤炭工业协会会长范维唐提笔写信，向有关部门推荐这一技术；中国煤炭工业协会、中国煤炭学会副理事长孙茂远也对这一技术赞赏有加。孙茂远说，技术进步是产业发展的永恒动力。中国有自己独特的煤层气地质条件，我们应该有自己的技术创新和技术发展战略。多分支水平井技术就是一种适应我国地质条件特点的自主、高效的新技术。
    北京奥瑞安能源技术开发有限公司成功地开发了这一技术，并在实践中得到了运用。
    三大因素制约煤层气开发
    不断上升的能源价格、频频爆发的煤矿瓦斯事件，都使得煤层气(即煤矿瓦斯)的开发前景凸显。良好的市场前景使得数亿资金意欲投资煤层气。
    我国的煤层气开发已有10多年时间，之所以迟迟不能大规模产业化，原因是多方面的。北京奥瑞安能源技术开发有限公司总经理杨陆武说，目前就开发煤层气的三大关键因素来说，资金、资源、技术仍处于三张皮的状态，所以大量资金始终落不到具体项目上。
    首先就资金而言，我国对煤层气产业没有集中大量投资。煤层气开发需要大量资金，而我们所有的科研和工程建设加起来，总投资只有30亿元，美国仅在10年的时间里只在科研领域就投入了60亿美元，反差巨大。
    市场方面，就三大能源煤、油、气来说，前两者只要有产品，就能卖钱，而气不行。因为如果没有管道，民用设施建设不起来，气就无法使用。天然气没有现成的市场。西气东输立项时签订照付不议合同，遭到了下游用户的联合抵制。2004年管道建成之后，大家争着使用天然气。这告诉我们，管道的修通唤起了用户的用气意识，市场随之也就建立起来了。
    杨陆武说，最重要的一个原因是煤层气技术开发走了一条弯路。许多人天真地认为，既然美国开采煤层气已经获得了成功，那么我们把他们的技术拿来用就行了。实际上这是不对的，因为国外的技术体系只适应国外的煤层气开发。我国的煤层气赋存条件与国外存在巨大差距。从时间来讲，我们的历史更老，任何的地壳变动都会留下痕迹，受到的破坏也会更多。我国的煤层气虽然储量大，但不容易开采出来。我国煤层气有三个特点，一是低压，渗透率低，油和气在地层里的流动能力低，即使离井筒很近，气也不容易采出来。还有一个是低饱和，不能完全吸附到井里去，因而也就很难高产。而要解决这些问题，必须建立自己的技术体系。
    值得高兴的是，上述困扰煤层气发展的三大问题目前已有所缓解。西气东输唤醒了市场，而此时，技术突破就成为制约煤层气产业发展的重要问题。
    在杨陆武看来，技术是连接资金与市场的桥梁，是投资者获得回报的重要前提。
    多分支水平井开发技术的奥妙
    几年前，我国许多企业从国外引进了不少煤层气开发的成套设备，但全部以失败告终。
    有人认为，国外开发煤层气做了几十年，有现成的先进技术，我们拿来用即可。实践证明，国外的技术和工具应用到国内不一定行，因为我们的资源条件与国外不同。如松藻煤矿的煤细腻如粉，打水平钻孔的难度非常大。杨陆武说，建立一套与中国煤层气地质条件相匹配的高效开发技术是中国煤层气产业发展最关键的核心任务。我们必须进行技术改造。
    为了这一信念，杨陆武在井下整整“潜伏”了两年。那段时间，他没有上下班的概念，更谈不上节假日休息。这种耐得住寂寞的钻研精神，令他的同行敬佩不已。
    终于，成果出来了。煤层气的排放系统做好了，国外的平均排放率是26.83%，而杨陆武做的达到了78%至80%，这在全国是少有的。
    为什么不能照搬国外技术？杨陆武说，由于受多热源叠加变质和多期构造改造的影响，中国的煤储层大多表现为“低渗”和“低压”的特点。这种“双低”的储层条件使得在美国取得了重大成功的垂直井压裂排采技术在中国无法获得预期成效。其主要原因在于，储层的“双低”一方面限制了压降传递速度和距离，另一方面制约了“导流改善”的良性循环，因而气井表现为“低产”而且“不稳定”。目前位于山西沁水南部地区的较好的垂直压裂井仅能维持1000-2000立方米/天的单井产量，对商业开发来说，远远不能满足投资回报要求。
    多分支水平井通过在煤层中部署水平分支井眼，扩大井筒与煤层的接触面积，有效弥补和克服储层压力不足和导流能力不足的缺陷。该技术在设定的面积内沿一定的方向按照合理的分支井间距部署水平井筒，并通过单一的主分支井筒将那些在煤层中通过排水降压获得的快速解吸的气体输送到井口。按照这种技术组织钻井和生产，虽然单井施工成本比常规垂直井增加3至5倍，但产量可提高10至20倍，采气时间可以从15年减少到3-5年。而且同一井眼可以部署多套多分支水平井单元。以四单元井组为例，一个部署在沁南地区的四单元井组可以控制4.8平方公里的产气面积，日产量将达到12至15万立方米的规模，预计5年内最终回采率可以达到60%至70%。
    简单地说，多分支水平井技术，就是从地面打井，钻井到煤层后开始拐弯分叉，并向两侧行走，尽可能向煤层延伸钻孔，从而尽可能地将煤层气吸到井筒中。
    通过选择煤矿井下煤储层进行近距离观察研究和大强度试验积累，奥瑞安公司成功地开发出了一套特别适用于低渗和低压环境的煤层气高效开发多分支水平井技术体系。这套技术具有如下鲜明的特点：
    1) 高产高效，相对于常规水力压裂垂直井，产能提高约5到10倍，5年内气体采收率可达70%；
    2) 定向开采，其定向和水平延伸能力使得复杂地表地质条件下单井筒大面积开采煤层气成为可能，单井眼水平定向延伸能力可达1000-1500米；
    3) 欠平衡储层保护，对低压储层而言，欠平衡作业是保障产能的唯一有效途径；
    4) 全程抽放，可以配合煤矿开采，进行立体的全方位瓦斯抽放，同一井筒可以用于预抽、采中抽及采后抽，既能提高抽放率，又能在不干扰煤矿生产的前提下节约抽放时间；
    5) 精确勘探，定向工程揭露的地质信息可以为煤矿工作面部署提供最权威的勘探依据，完全解除煤炭生产对常规补充钻探和三维地震勘探的严重依赖；
    奥瑞安针对中国煤地质条件开发的多分支水平井技术已经在中国山西获得了成功验证。2004年11月28日，奥瑞安设计和组织施工的DNP—02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能的双重突破。该井率先在中国实现了煤层水平多分支钻进，煤层中水平井眼总进尺近8000米。在经过70多天的排水后，DNP—02井井底压力仅降低了0.5Mpa，但甲烷流量已经逐步上升到了15000m3/d。从开始生产至今已经将近一年半，气井日产量平均 20000m3。
    奥瑞安已经在中国组建了一套完整的煤层气勘探开发专家队伍，可以为地面煤层甲烷的开发利用提供如下系列技术支持：
    1) 煤层气开发投资；
    2) 煤层气资源与储量评估；
    3) 煤层气储层工程评价与数值模拟；
    4) 特殊气藏(低渗、低压)开发工程技术服务；
    5) 煤层气勘探与开发工程规划；
    6) 煤层气利用规划与工程设计；
    7) 煤层气勘探开发战略分析；
    8) 煤层气勘探开发项目投资分析；
    9) 煤矿区采煤采气一体化。
    新技术使投资者看到“钱”景
    杨陆武的多分支水平井技术取得成功后，在业内引起了强大的震动。在许多打直井的人宣布退出的地方，杨陆武打出了煤层气，传统的方法一天只能产300立方米煤层气，而杨陆武的方法能产2000万立方米，是传统方法的近7倍。
    投资者纷纷找上门来与他合作，手中握有大把资金的老板对杨陆武说，只要你告诉我哪儿能开采，我就在哪儿投钱。国内大型的石油公司、国外基金也纷纷来找杨陆武，寻找技术合作。杨陆武也十分看好煤层气产业开发的良好前景。2005年，运用这一技术，杨陆武为中石油、中联煤层气有限公司等共施工了5口井。
    奥瑞安及其股东公司以其丰富的国际煤层气开发经验为依托，从1994年开始，经过近10年的时间，完成了关于中国煤层气的理论与实践积累，相继于2002 年和2004年在中国山西晋城成功地完成了国内本行业煤矿井下水平长钻孔(1002米)瓦斯抽放项目和地面煤层气多分支水平井(8018米)开发项目。其中，井下抽放项目的成功实施使山西晋城大宁煤矿的瓦斯抽放率达到了80%。
    2004年，奥瑞安在中国河南协助完成的煤矿井下软煤深孔钻进项目也获得了成功。12月6日完钻的示范井深162米，率先实现了复杂构造带软煤钻井的技术突破。软煤钻进的成功实施标志着中国煤矿防突工作的重大进步，井下勘探、防突和抽放一体化作业成为现实。
    杨陆武说，技术本身是有潜力的，只要方法得当，产能可以大大提高。随着技术的进一步推广和完善，煤层气开发的成本还会降低。同时，他想做的另外一件事情，是对全国的煤层气资源进行分类整理，彻底摸清资源家底，弄清不同的资源条件适合什么样的技术，给对煤层气开发感兴趣的资金提供投入的方向。

来自：经济参考报