煤层气低密度钻井液技术研究

1. 煤层气低密度钻井液技术研究

左景栾1 孙晗森1 吕开河2
基金项目:国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》项目60“山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程”(项目编号:2009ZX05060)资助。
作者简介:左景栾,女,工程师,现在中联煤层气有限责任公司。通讯地址:北京市东城区安定门外大街甲88号;邮编:10001。Email:zuojingluan@hotmail.com。
(1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011;2.中国石油大学石油工程学院,山东东营 257061)
摘要:针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。在沁南示范区成功进行了1口井的现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
关键词:煤储层 污染 低密度钻井液 流变性 滤失性 现场试验StudyofLightWeightDrillingFluidforCoalbedMethane
Study of Light Weight Drilling Fluid for Coalbed Methane
ZUO Jingluan1, SUN Hansen1, LV Kaihe2
(1.China United Coalbed Methane Co., Ltd, Beijing 10001 1; 2.College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Dongying 257061, Shandong, China)
Abstract: In view of the collapsibility of borehole face and coal formation pollution resulted from drilling flu- id, this paper researched the light weight drilling fluid, whose density was reduced by adding hollow glass micro- spheres.The study shows that the light weight drilling fluid has good rheological property and filtration property, and its mud cake is thin and tight . Moreover, this drilling fluid has a lot of good properties, such as temperature tolerance, antipollution, anti-sloughing, sedimentation stability and formation protection.This light weight drill- ing fluid has been applied in one well for field trial successfully at QinNan demonstration plot.Good performance on protecting coal formation from pollution has been observed.
Keywords: coal formation; pollution; light weight drilling fluid; rheological property; filtration property; field trial
我国煤储层一般具有孔隙压力低、渗透性差、裂隙发育等特点,钻井液侵入易导致煤层污染,影响煤层气的产量。在钻探施工中应根据不同的要求和地层, 以节约成本、保证井内安全、保护目的煤层原生结构不受伤害为原则,选用合适的钻井循环介质。
本文针对沁南示范区煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了有利于保护井壁稳定、减少储层污染的低密度钻井液体系,并成功进行了现场应用试验。
1 煤储层损害原因与机理研究
对从沁南示范区采回的煤样分别进行了物性参数测试、X-射线衍射分析、扫描电镜分析等测试分析,结果表明,煤储层具有低孔、低渗、裂缝发育的特征。同时,煤储层还具有低压力和低含水饱和度的特点。这些特点决定了在钻井完井过程中如果不采取有效措施,储层将受到很大伤害,造成渗透率下降,产量降低。钻井过程中储层损害原因主要有以下方面。
1.1 应力敏感性损害
应力对煤岩渗透率的影响见表1所示。从表1可知,当有效应力升高时,煤岩渗透率急剧下降,表明具有很强的应力敏感性。
表1 煤岩应力敏感性实验结果


1.2 速敏性损害
使用1%标准盐水进行了流动实验,实验结果见表2。由表2可以看出,标准盐水在煤样中的流速增加,渗透率不但不下降,反而有所上升,说明不存在速敏。在流速较大时,实验中观察到有细小煤屑颗粒流出,由于颗粒极小,不足以堵塞渗流通道,反而使煤岩渗透性增加。
表2 速敏性实验结果


1.3 水锁损害
煤层中微孔隙可以看做是无数曲折弯曲的毛细管,而煤层一般是弱亲水的,当外来液体接触煤层时,会产生强烈的吸水作用。液体的侵入对储层渗透率的伤害十分明显。试验表明,当液体饱和度达到10%时,气体渗透率伤害达50%,而当液体饱和度为30%时,气测渗透率几乎降为0。
1.4 固相侵入
煤岩中存在微裂缝,作业过程中固相和液相容易侵入。如果不对此采取有效措施,则固相和液相将大量侵入储层,并且随着后续作业的进行,其侵入量和侵入深度不断增加,造成储层渗透率大幅度降低,严重污染储层。
由于煤储层压力低,裂缝及层理发育,钻井液侵入储层是主要的损害机理,因此应尽量采用低密度钻井液体系,防止钻井液大量侵入储层。
2 保护煤储层的低密度钻井液研究
2.1 密度降低剂的选择
由煤储层损害原因与机理分析可知,压差是影响煤储层损害的重要因素,压差越大煤储层损害越严重。
中空玻璃微球是一种单胞碱石灰硅酸硼类材料,外观为白色粉末,呈化学惰性,抗高温高压,形成的钻井液真实密度低,可降至0.6~1.0g/cm3,工艺简单,风险小,储层保护效果好,完全能满足低压煤层气井及部分欠平衡井的钻、完井施工。该技术的研究应用,将丰富低压煤储层钻井液种类,改变目前煤储层损害较为严重的局面。
2.2 中空玻璃微球性能评价
(1)中空玻璃微球密度
室内对中空玻璃微球样品进行多次测定,得到其真实密度为0.37~0.45g/cm3。
(2)中空玻璃微球粒径大小和分布范围
采用激光粒度仪对中空玻璃微球进行粒度分析,测得90%的中空玻璃微球粒度小于123μm。
(3)中空玻璃微球机械破裂强度与抗压强度
机械破裂强度是指单位体积的中空玻璃微球在机械压力装置下直接受压发生破裂的最高压力,而抗压强度是指在不同恒定温度下,一定浓度的中空玻璃微球在水中承受外压力不发生破裂沉淀的最高压力。对于钻井液来讲,后者的性能反映材料的稳定性,更为重要。中空玻璃微球强度实验结果见表3。
表3 中空玻璃微球强度


由表3可见,中空玻璃微球抗压性能好,在30MPa压力下不破裂。
(4)中空玻璃微球含量与密度关系
分别在自来水中加入不同数量的中空玻璃微球,并测定加入后的液体密度。随着中空玻璃微球含量增大,液体密度降低,40%含量时,密度可降低到0.75g/cm3。
2.3 中空玻璃微球对钻井液性能的影响评价
(1)膨润土浆配制
400ml水+12g膨润土+0.06g纯碱,搅拌20min,老化24h备用。
(2)中空玻璃微球对钻井液性能的影响
图1表明,钻井液滤失量随中空玻璃微球的加入而降低,10%含量之前,滤失量降低最快,10%~30%时,降低速度减慢。

图1 钻井液API失水量与中空玻璃微球含量关系

由图2可以看出,随着中空玻璃微球含量的增大,钻井液的塑性粘度增加,但加量低于30%时,塑性粘度增加幅度不大,加量大于30%时,塑性粘度增加明显。
由图3可以看出,随着中空玻璃微球含量的增大,钻井液动切力增加,加量为40%时,动切力由3Pa增加到近5.1Pa。
经中空玻璃微球水基钻井液污染后的岩心,其最终渗透率恢复率可达95%,而经未加有中空玻璃微球的钻井液污染后的岩心,其最终渗透率恢复率不足60%。因此,中空玻璃微球钻井液有利于保护储层,同时形成的泥饼易于清除。
2.4 中空玻璃微球低密度钻井液研究
(1)单剂筛选
在基浆中加入一定数量的增粘剂,高搅20min后测其室温性能。然后分别在120℃和150℃下老化16h,冷却至室温后再测其性能。所评价的各种增粘剂中DSP-2抗温性能较好,在增粘切的同时还具有较好的降滤失作用,故选DSP-2为钻井液体系中的增粘剂;LY-1无论在常温还是高温老化后都具有很好的降滤失效果,说明其具有较好的抗温性能,可作为钻井液体系的降滤失剂使用;胺基聚醇AP-1、硅酸钠、硅酸钾及高浓度的甲酸钠均具有很好的抑制性,胺基聚醇AP-1与某些盐配合使用抑制效果更好;封堵防塌剂FF-2具有良好的封堵防塌作用;几种表面活性剂能较好的降低界面张力,其中SP-80效果最好,且SP-80表面活性剂的表面张力随温度变化而变化的幅度不大,说明其具有较好的抗温能力。
(2)钻井液配方研究
(1)优选钻井液配方及性能
在增粘剂、降滤失剂、抑制剂和表面活性剂确定以后,利用各种处理剂的特性对各种处理剂的用量进行优选优配,以得到既满足钻井工程要求,又利于保护储层的钻井液配方。经过大量实验,优选的钻井液配方及性能见表4。

图2 钻井液塑性粘度与中空玻璃微球含量关系


图3 钻井液动切力与中空玻璃微球含量关系

表4 优选钻井液配方及性能


由表4可以看出,优选钻井液具有良好的流变性能和滤失性能,泥饼薄而致密,API滤失量小于5ml,高温高压滤失量小于15ml。120℃老化16h后钻井液性能稳定,说明具有很好的抗温性。
在优选配方中分别加入不同数量的劣质土粉,优选钻井液污染前后性能稳定,说明其具有良好的抗污染性能。
优选配方回收率远大于清水回收率,线膨胀量远小于清水线膨胀量,说明优选配方能有效抑制泥页岩水化膨胀分散,具有很好的防塌性能。
(2)封堵性能评价
由表5可以看出,优选配方对不同渗透性砂层均具有较好的封堵效果。
表5 砂层封堵实验数据


(3)沉降稳定性评价
实验结果表明,优选配方高温的沉降稳定性很好,静置48h后,钻井液的上下密度差仅为0.02g/cm3。
(4)钻井液保护储层性能评价
从表6可以看出,岩心的渗透率恢复率较高,说明优选钻井液具有很好的保护储层作用。
表6 渗透率恢复实验


3 钻井液现场试验研究
在室内理论和实验研究的基础上,在沁南示范区进行了1口井的现场试验研究。
3.1 试验井基本情况
试验井完钻井深690.00m,完钻层位:石炭系太原组,目的煤层为二叠系下统山西组3#煤层(639.00~645.00m)。
3.2 现场试验
现场试验配制钻井液密度为0.95g/cm3,粘度为55Pa·s,pH值8。从井深为590m开始,一直使用该钻井液到该井完钻为止,施工顺利。
现场试验结果表明,中空玻璃微球在钻井液中起到了降低密度的作用,钻井液密度0.95g/cm3,该钻井液的失水较小;粒度较小的玻璃微球还具有很好的封堵作用,对煤层的吼道进行暂堵形成一层保护膜,有效防止了液体对煤层的污染。
参考文献
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杨陆武,孙茂远.2002.中国煤层气藏的特殊性及其开发技术要求[J].天然气工业,22(6):17~19
周一帆,王德利,刘力.2010.煤层气钻井对储层的伤害机理分析[J].煤,19(7):87~88,92

2. 我国煤层气产业发展报告

叶建平
作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:yejp01@163.com
(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长
近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表1 全国煤层气探明储量分布情况


沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升
“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)


说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
3.1 煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。
数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
3.5 煤层气排采生产技术
实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
3.6 煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
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3. 中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵1 杨焦生1 王金友2 周元刚2 鲍清英1
基金项目:国家973项目(2009CB219607)、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。
作者介绍:王一兵,男,1966年6月生,2008年获中国地质大学(北京)博士学位,高级工程师,多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E-mail:wybmcq69@petrochina.com.cn
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司 天津 300457)
摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状,总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上,认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术,包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等,并分析了各种技术的应用效果,认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。
关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采
The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Industry
WANG Yibing1 YANG Jiaosheng1 WANG Jinyou2 ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1
(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The second logging company of bohai drilling and exploration company, Petrochina, Tianjin 300457, China)
Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called “earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development”.Based on the analysis of the geolog- ical conditions , it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized, including drilling/completion,coal-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering control, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank coal-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.
Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering
我国煤层气资源丰富,预测2000m以浅煤层气资源量36.8万亿m3(国土资源部,2006),可采资源量约11万亿m3,仅次于俄罗斯和加拿大,超过美国,居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源,可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖,同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。
1 煤层气规模开发已经起步,初步具备产业雏形
自上世纪80年代后期以来,国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位,以及一些外国公司,对全国30多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至2010年底,全国已累计探明煤层气地质储量3311亿m3,并针对不同煤阶的煤层气特点,掌握了实验室分析化验和地质评价技术,直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术,空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术,注入/压降试井技术,压裂增产和排采等技术系列,在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流,为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。
近年国内天然气市场的快速发展,天然气基础管网逐步完善,煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是2007年政府出台了煤层气开发补贴政策,极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性,促进了煤层气产业的快速发展,近年全国煤层气开发井由不足百口增加到5240余口(含水平井约100口),建成煤层气产能约30亿m3/年,年产气量超过15亿m3(图1),形成沁南、鄂东2大煤层气区为重点的产业格局。预测到“十二五”期间,全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到100亿m3以上。
我国煤层气发展,主要经历了四个发展阶段(图2)。

图1 中国历年煤层气开发井数与产量图


图2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;
1992~2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井,柳林、晋城、阜新开展小井组试验;
2000~2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;
2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段,特别是2007年国家出台采政补贴政策,每生产1方煤层气国家补贴0.2元,极大地调动了生产企业的积极性,纷纷加大投入,煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。
2 煤层气开发技术现状
在多年的勘探开发实践中,针对我国煤层气地质特点,逐步探索出适合我国配套工艺技术,如钻井完井、地面建设、集输处理等,形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体,以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍,总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。
不同演化程度的煤层煤岩性质不同,主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面,其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等,2006),因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展,国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。
2.1 钻井完井技术
2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD,中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD,对于此类高渗煤层的煤层气开采,一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低,压裂易形成大量煤粉堵塞割理),可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式,根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴,扩大煤层裸露面积,提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井,既可提高钻速,又可有效减小煤层污染。
裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等,1997,1999),特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。
常采用的井身结构有两种:
(1)造洞穴后不下套管,适用于稳定性较好的煤储层,是目前普遍采用的井身结构;
(2)造洞穴后下入筛管,可适用于稳定性较差的储层。
这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验,效果都不理想,需要进一步探索、完善。
2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5~5mD,采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排,实现大面积降压后,煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛,技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区,辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好,多数井获得了单井日产2000~10000m3/d的稳定气流,数百口井已稳产5~10年。
2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区,通过钻多分支井增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙,提高单井产量和采收率,效果相当显著。同时,对于低渗(3,最高日产可达到10万m3,比直井压裂方法单井产量提高4~10倍。
2.2 储层保护技术
2.2.1 煤层气空气钻井技术
主要有空气钻井和泡沫钻井技术,主要优点是可实现欠平衡钻井,煤层损害小、钻速快、钻井周期短,综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性,并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂,所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时,岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现,会润湿水敏性页岩,这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起,在钻杆外壁上形成泥饼环,不能被空气从环空中带上来,当填充环空时,阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移,它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此,空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术
多分支水平井主井眼与洞穴井连通后,在水平井眼钻进过程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然后通过油管向洞穴直井注气,从水平井环空排气的钻井液充气方式,保持水平井眼环空压力,保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入,压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合,形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离,混合液流从液体出口流入振动筛,气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处,有大排量风机,将排出的气体尽快吹散。
如果三相分离器分离返出混合流体不明显,液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭,从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理,气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞,可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通,各种阀门灵活可靠。
2.3 煤层气井水力压裂工艺技术
2.3.1 针对煤储层特征的压裂液
压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节,其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂,因此着重考虑流体的粘度性质,不仅在裂缝的起裂时,具有较高的粘度,而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而,成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外,在泵送时还应具有低的摩擦阻力,能很好地控制流体滤失,快速破胶,施工结束后迅速返排出来等性能,同时应在经济上可行。
压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强,减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求,达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点,压裂液研究应着重考虑以下几个方面:
储层温度25~50℃,井深300~1000m,属低温浅井范畴。因此,要求压裂液易于低温破胶返排,满足低温压裂液体系的要求,并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层,要求压裂液具有好的助排能力,并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小,水敏弱,水化膨胀不是压裂液的主要问题,但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低,提高压裂液效率。
为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求,压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能,以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率,控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗,要求压裂液具有合适的交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案,在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下,满足压后快速破胶返排的需要,以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力,破乳性能好,有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。
2.3.2 煤层压裂方案优化
针对一个区块的压裂方案,优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上,针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力,然后逐一优化各施工参数,包括排量、规模、砂比、前置液百分数等,并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力,并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。
压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数,通过三维压裂分析与设计软件,优化压裂施工参数。
前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长,二是造出足够宽度的裂缝,保证支撑剂能够进入,并保证足够的支撑宽度,满足地层对导流能力的需求。
排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现,变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生,减少近井摩阻,有最新文献资料表明,通过先进的裂缝实时监测工具的反应,当排量超过一定值时,多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。
加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度,即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑,借鉴国内外施工经验,在煤层可能的滤失系数范围内,平均砂比20%~25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差),因开始加砂时可能造缝宽度不足,或起步砂液量过早滤失脱砂,会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之,如起步砂液比过低,可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂,使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能,使裂缝的支撑剖面更不合理。同时,滤失伤害也会增大。因此,起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑,一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间,如压力无异常情况,再考虑提高阶段砂液比。
2.4 煤层气井抽排采气技术
煤层气以吸附状态为主,煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等,2001),煤层气井产气需要解决的关键问题是:
(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;
(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;
(3)有一定长的降压时间。
因此,煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作,合理确定排采设备,控制动态参数,发挥煤层产气能力,同时在排采中要控制煤粉产生,减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。
煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响,排采初期应保持液面缓慢稳定下降,生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动,控制煤粉爆发,使之均匀产出并保持流动状态,防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。
煤层具有较强的塑性变形能力,应力敏感性强,在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等,1999),应保证煤层内流体压力持续稳定下降,避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性,需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m,解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m,越接近煤层,降液速度越慢,当液面降至煤层以上20~30m时,稳定液面排采,进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。
3 煤层气开发技术发展趋势
与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比,我国煤层气地质条件复杂,主要表现在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都经历多期次构造运动,煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实,煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性,多数煤层气富集区渗透率都很低,导致大多数探井试采效果差,勘探成功率低。针对国内煤层气特点,提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。
3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术
高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究,结合地震处理与解释方法,寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高,一些开发区块或即将进入开发的区块,通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法,在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区,优化开发井网和井位部署,可有效指导煤层气高效开发。
3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究
以高丰度煤层气富集区为主要研究对象,以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容,通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究,宏观研究与微观研究相结合,开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象,利用多井试井技术和数值模拟技术,从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论,将有效指导煤层气开发技术的进步。
3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究
针对当前300~1000m深度为主的煤层气资源,开展空气钻井技术攻关,发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法,总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺,跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术,分析增产效果,优选适用技术。同时,还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。
3.4 煤层高效改造技术研究
通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据,分析煤层伤害的主要机理,研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点,探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。
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赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油丁业出版社

4. 天然气发展“十二五”规划的第三章

 一、常规天然气加强鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域四大气区勘查开发工作，夯实资源基础，到“十二五”末，形成四个年产量200亿立方米以上的大型天然气生产区。其中：塔里木和鄂尔多斯气区实现新增探明储量分别为7500亿立方米和7000亿立方米，产量分别达到320亿立方米和390亿立方米。西南气区以四川盆地及其周缘为重点，实现新增探明地质储量1万亿立方米，产量达到410亿立方米。海上天然气生产基地以南海海域为主，实现新增探明储量4600亿立方米，产量达到200亿立方米（具体见附件一）。二、非常规天然气页岩气。开展全国页岩气资源潜力调查与评价，优选一批页岩气远景区和有利目标区。页岩气勘探开发以四川、重庆、贵州、湖南、湖北、云南为重点，建设长宁、威远、昭通、富顺-永川、鄂西渝东、川西-阆中、川东北、延安等19个页岩气勘探开发区，初步实现页岩气规模化商业性生产。煤层气。以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为勘查开发重点，建成煤层气产业化基地，已有产区稳产增产，新建产区增加储量、扩大产能，实现产量快速增长。继续做好煤矿区煤层气地面开发。开展新疆、贵州、安徽、河南、四川、甘肃等省（区）煤层气试验性开发，力争取得突破。煤制气。继续推进“十一五”期间国家已核准煤制气项目建设，尽快达产达标。“十二五”期间，开展煤制气项目升级示范，进一步提高技术水平和示范规模。 按照统筹规划两种资源、分步实施、远近结合、保障安全、适度超前的原则，加快天然气管网建设。一、建设主干管网进一步完善西北通道。重点建设西气东输二线东段、中亚天然气管道C线、西气东输三线和中卫-贵阳天然气管道，将进口中亚天然气和塔里木、青海、新疆等气区增产天然气输送到西南、长三角和东南沿海地区；建设鄂尔多斯-安平管道，增加鄂尔多斯气区外输能力；建设新疆煤制气外输管道。优化和完善海上通道。加快沿海天然气管道及其配套管网、跨省联络线建设，逐步形成沿海主干管道。二、完善区域管网进一步完善长三角、环渤海、川渝地区管网，基本建成东北、珠三角、中南地区等区域管网。加快联络线、支线及地下储气库配套管道建设。建设陕京四线，连接长庆储气库群和北京，满足环渤海地区调峰应急需要。积极实施西气东输、川气东送、榆济线、兰银线、冀宁线等已建管道增输和新建支线工程。适时建设冀宁复线、宁鲁管道等联络线。建设东北管网和南疆气化管道，改造西南管网。积极推进省内管网互联互通。三、加快煤层气管道建设根据资源分布和市场需求，统筹建设以区域性中压管道为主体的煤层气输送管网。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫北地区建设输气管道。四、完善页岩气输送基础设施一是在天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，加快建设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网。二是对于远离天然气管网设施，初期产量较小的勘探开发区，建设小型LNG或CNG利用装置，防止放空浪费。三是根据勘探开发进展情况，适时实施建设页岩气外输管道。我国“十二五”天然气管网重点项目和区域管网项目见附件二、三。 LNG接收站布局要以资源为基础，以市场为导向，统筹规划，合理布局，适度超前，突出重点，做好现有项目建设的同时，优先扩大已建LNG接收站储存能力。“十二五”期间适时安排新建LNG接收站项目。“十二五”期间，投产运行LNG接收站二期扩建项目以增加储气能力为主，主要考虑满足中心城市及辐射地区的应急调峰需求，并新增一部分接收能力。适度发展小型LNG液化和气化站，以解决不同地区不同用户的用气问题。 天然气储气设施是保障天然气安全稳定供应的重要手段，是天然气输送体系的重要组成部分。目前储气能力建设已严重滞后，要根据全国天然气管网布局，加快建设储气设施，力争到“十二五”末，能保障天然气调峰应急需求。在长输管道沿线必须按照因地制宜、合理布局、明确重点、分步实施的原则配套建设储气调峰设施。北京、天津、河北、山西、辽宁、吉林、黑龙江、山东等省（市）储气设施建设起步较早、基础较好，今后以逐步完善现有储气库和新建地下储气库为主，辅以LNG中小液化装置和LNG接收站储罐。结合已有储气设施，建设完善辽河、大港、华北、大庆、胜利等枯竭油气藏储气库群，包括辽河双6、齐13、胜利永21、大港板南、华北苏1、功20、苏4、苏49、顾辛庄、文23、大庆和吉林油田枯竭油气藏。上海、江苏、浙江等省（市）地下储气库建设条件较差，可建立以LNG储罐为主，地下储气库和中小储罐为辅的调峰系统。主要项目包括江苏盐穴储气库和江苏油田枯竭油气藏储气库。2015年前主要以LNG储气为主，依托江苏、浙江现有LNG接收站增建扩建LNG储罐，形成江苏LNG储气体系和浙江LNG储气体系。福建、广东、广西、海南和云南等省（区）储气系统以LNG接收站储罐为主，中小储罐、地下储气库及中小液化装置为辅。力争在2015年前建成依托福建、广东、海南现有LNG接收站增建扩建LNG储罐的储气体系，以满足地区调峰需求；2020年前，在合理布局基础上新建LNG接收站以增加储气能力，同时建设一定规模的地下储气库工作气量，形成多种调峰手段互补、满足本地、辐射两湖的储气能力体系。安徽、湖北、湖南等省具备一定的地质条件，可建立以地下储气库为主，LNG中小储罐和中小型液化装置为辅的调峰系统。主要项目包括湖北应城、云应、黄场盐穴储气库等。山西、河南、四川等省要利用枯竭油气藏建设地下储气库，同时利用上游气田解决部分调峰问题，辅之以可中断用户调峰和中小型液化装置调峰。主要项目包括中原文23、中原文96、西南相国寺等枯竭油气藏储气库。陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等省（区）储气体系以地下储气库为主，建设新疆呼图壁、榆林等枯竭油气藏储气库。我国“十二五”规划储气库重点项目见附件四。第五节 加强科技创新和提高装备自主化水平一、勘查开发技术以大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项及其它科技项目为支撑，形成一系列符合我国气藏特点的先进且经济有效的核心工程技术和配套装备，完善高酸性气田安全开发技术，努力攻破页岩气勘查开发关键技术；掌握煤层气富集规律及高效开发关键技术。依托大型油气田及煤层气开发重大专项，开展页岩气专项科技攻关，包括页岩气资源评价技术、页岩气有利目标优先评价方法、页岩储层地球物理评价技术、页岩气水平井钻完井技术、页岩储层改造及提高单井产量技术、产能预测和井网优化与经济评价技术等，形成适合我国地质特征的页岩气勘探开发技术体系。同时，着手编制相应的页岩气技术标准和规范，并加快培育专业化技术服务公司。二、重大装备工程研究制定《页岩气主要装备自主化专项规划》。依托页岩气开发示范区项目，实现高效钻头、可钻式桥塞及分段压裂封隔器、3000型压裂车等关键装备的本地化制造，研究同步压裂和微地震裂缝监测等技术装备；开展新型压裂液、压裂液处理和再利用、储层伤害机理及保护、分段压裂、长井段射孔和体积改造等技术装备研制，掌握适用于我国页岩气开发的核心装备技术体系。依托重大项目建设，加快突破管道建设关键技术和关键设备，如燃气轮机压缩机等，大力提高自主化水平。管材实现100%国产化。国内大型阀门和压缩机等关键设备技术接近世界先进水平，并在工程上应用。依托重大工程继续做好LNG装备自主化工作，加大科技研发投入，引进消化吸收相结合，重点突破大型LNG液化工艺等关键技术，抓紧海水气化器、海水消防泵等设备国产化工作，整体降低接收站建设成本。继续支持“国船国造、国货国运”，推动LNG造船和运输业发展。 一、天然气节约工程天然气生产企业要采取节能措施加强油田伴生气回收利用，努力提高天然气商品率，增加外供商品气量，科学合理安排油气田生产自用气,避免放空浪费。二、天然气替代工程在经济相对发达地区和天然气产区，按照科学规划、因地制宜原则稳步实施以气替油工程，如以气替代油发电，以气替代车用和船用燃料等。三、提高天然气利用效率工程严格遵循天然气利用顺序，鼓励应用先进工艺、技术和设备，加快淘汰天然气利用落后产能。鼓励页岩气就近利用（发电、制成LNG和CNG等）和就近接入管网。四、大力发展天然气分布式能源加快推动示范项目建设，“十二五”期间建设1000个天然气分布式能源示范项目和10个分布式能源示范区域。

5. 煤层气开发时 如何避免储层敏感性

煤储层有五敏：水敏、速敏、盐敏、碱敏、酸敏。预防措施：速敏，控制流速不超过其临界流速；水敏，进行敏感性评价，必须控制工作液的矿化度在临界值以内，使用粘土稳定剂；盐敏，控制工作液在两个临界值之间，加入粘土稳定剂；碱敏，控制工作液PH值小于临界PH值，采用屏蔽暂堵技术；酸敏，控制工作液PH值大于临界PH值。

6. 《页岩气十二五发展规划》，急等

-1-页岩气发展规划（2011-2015年）
一、前言
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离
状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清
洁、高效的能源资源。近几年，美国页岩气勘探开发技术突破，产
量快速增长，对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响，世
界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
国民经济和社会发展“十二五”规划明确要求“推进页岩气等
非常规油气资源开发利用”，为大力推动页岩气勘探开发，增加天
然气资源供应，缓解我国天然气供需矛盾，调整能源结构，促进节
能减排，特制定本规划。
本规划期限为2011年至2015年，展望到2020年。
二、规划基础和背景
（一）发展基础
1、页岩气资源潜力
我国富有机质页岩分布广泛，南方地区、华北地区和新疆塔里
木盆地等发育海相页岩，华北地区、准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔
多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等广泛发育陆相页岩，具备页岩
气成藏条件，资源潜力较大。据专家预测，页岩气可采资源量为25
-2-万亿立方米，超过常规天然气资源。
2、页岩气发展现状
（1）资源调查
我国页岩气资源战略调查工作虽处于起步阶段，但也取得初步
进展。研究和划分了页岩气资源有利远景区，启动和实施了页岩气
资源战略调查项目，初步摸清了我国部分有利区富有机质页岩分
布，确定了主力层系，初步掌握了页岩气基本参数，建立了页岩气
有利目标区优选标准，优选出一批页岩气富集有利区。
（2）资源管理
经国务院批准，2011年12月3日，国土资源部已发布新发现
矿种公告，将页岩气作为独立矿种加强管理。针对页岩气的特点和
国外成功经验，明确了“调查先行、规划调控、竞争出让、合同管
理、加快突破”的工作思路；根据已选定的页岩气有利远景区和页
岩气探矿权管理目标，编制了页岩气探矿权设置方案；引入了市场
机制，创新了页岩气资源管理，开展了页岩气探矿权出让招标工作。
（3）勘探现状
我国页岩气勘探工作主要集中在四川盆地及其周缘，鄂尔多斯
盆地、西北地区主要盆地。截至2011年底，中石油在川南、滇北
地区优选了威远、长宁、昭通和富顺-永川4个有利区块，完钻11
口评价井，其中4口直井获得工业气流。中石化在黔东、皖南、川
东北完钻5口评价井，其中2口井获得工业气流，优选了建南和黄
平等有利区块。中海油在皖浙等地区开展了页岩气勘探前期工作。
-3-延长石油在陕西延安地区3口井获得陆相页岩气发现。中联煤在山
西沁水盆地提出了寿阳、沁源和晋城三个页岩气有利区。
截至2011年底，我国石油企业开展了15口页岩气直井压裂试
气，9口见气，初步掌握了页岩气直井压裂技术，证实了我国具有
页岩气开发前景。完钻两口页岩气水平井威201-H1和建页HF-1井。
（4）对外合作
2009年，与美国签署了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅
解备忘录》，就联合开展资源评估、技术合作和政策交流制定了工
作计划。我国石油企业与壳牌公司签订富顺-永川联合评价协议，
与挪威、康菲、BP、雪弗龙、埃克森美孚公司建立联合研究合作意
向，收购了部分国外页岩油气区块权益。
（5）科技攻关
在“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项中设立“页
岩气勘探开发关键技术”研究项目，成立了国家能源页岩气研发（实
验）中心，以加大页岩气勘探开发关键技术研发力度。
3、存在的主要矛盾和问题
（1）资源情况尚不清楚。我国具有页岩气大规模成藏的基本
条件，但尚未系统开展全国范围内页岩气资源调查和评价，资源总
量和分布尚未完全掌握。
（2）关键技术有待突破。页岩气勘探开发需要水平井分段压
裂等专门技术，目前我国尚未完全掌握相关核心技术。
（3）资源管理机制有待完善。页岩气作为一种非常规天然气
-4-资源，需研究制定资源勘探开发准入资质和门槛，以加快其发展。
（4）地面建设条件较差。我国页岩气藏普遍埋藏较深，页岩
气富集区地表地形复杂，人口密集，工程作业困难，经济性较差。
（5）基础设施需要加强。页岩气资源富集区很多集中在中西
部山区，管网建设难度大、成本高，不利于页岩气外输利用和下游
市场开拓。
（6）缺乏鼓励政策。页岩气开发具有初期投入高、产出周期
长，投资回收慢的特点，需要制定页岩气开发的鼓励政策，加快页
岩气产业化。
（二）发展形势
“十二五”时期，加快调整优化能源结构的迫切需求和天然气
管网的快速发展，为我国页岩气大规模开发提供了宝贵的战略机
遇。同时，我国页岩气产业化也面临一定挑战。
1、面临的机遇
（1）北美页岩气开发技术基本成熟，为我国发展页岩气提供
了借鉴。北美已形成一套先进有效的页岩气开采技术，这些先进技
术的大规模应用，降低了成本，提高了单井产量，实现了页岩气低
成本高效开发，为我国页岩气勘探开发引进国外先进技术提供了借
鉴。
（2）天然气需求旺盛，为页岩气发展提供了良好的环境。未
来十几年，中国天然气需求将快速增长，天然气需求缺口将逐渐扩
大，发展页岩气具有良好的市场前景。
-5-（3）天然气储运设施不断完善，有利于页岩气的规模开发。
部分页岩气资源富集区已有管网设施，且小型LNG和CNG技术不断
成熟，为页岩气早期开发和就地利用提供了技术支持。
2、主要挑战
（1）落实资源基础任务重。我国页岩气资源潜力大，但要大
规模勘探开发，尚需确定有利目标区及各地区可采资源量，工作难
度高，资金投入大，实施周期长。
（2）突破关键技术尚需时日。我国页岩气开发尚处于起步阶
段，关键开发技术尚未掌握，突破关键技术尚需要做大量工作。
（3）大规模、多元化投资机制尚未形成。页岩气开发初期投
入较大，在投入产出效益不确定的情况下，投资规模不足将影响页
岩气快速发展。
三、指导方针和目标
（一）指导思想
以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科
学发展观。创新理念和方法，依靠政策支持、技术进步、体制创新，
加大页岩气勘探开发力度，加快攻克页岩气勘探开发核心技术，尽
快落实资源，形成规模产量，推动页岩气产业健康快速发展，缓解
我国天然气供需矛盾，促进能源结构优化，提高我国天然气供给安
全和能源保障能力，促进经济社会又好又快发展。
（二）基本原则
-6-一是坚持科技创新。用无限的科技潜力，改变有限的资源状况，
通过加大科技攻关和对外合作，引进、消化、吸收先进技术，掌握
适应我国资源状况的勘探开发生产和管理技术。
二是坚持体制机制创新。要创新理念，在资源开发、市场开拓、
气价、管理等方面创新体制机制，研究制定扶持政策。
三是坚持常规与非常规结合。页岩气和常规天然气分布区多数
重叠，输送和利用方式也相同，页岩气开发利用要给予特殊优惠政
策，与常规天然气有机结合，实现有序发展。
四是坚持自营与对外合作并举。加强自营勘探开发技术攻关的
同时，开展与国外公司的合作，通过对外合作，引进技术，提高自
主创新能力。
五是坚持开发与生态保护并重。页岩气勘探开发过程中要注重
井场集约化建设、地表植被恢复和水资源节约利用，严格钻完井操
作规程和压裂液成分及排放标准，保护生态环境。
（三）发展目标
1、总体目标
到2015年，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，掌握
页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气远景区和有利目标区，建
成一批页岩气勘探开发区，初步实现规模化生产。页岩气勘探开发
关键技术攻关取得重大突破，主要装备实现自主化生产，形成一系
列国家级页岩气技术标准和规范，建立完善的页岩气产业政策体
系，为“十三五”页岩气快速发展奠定坚实基础。
-7-2、具体规划目标
“十二五”期间实现以下规划目标：
（1）基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步掌握全
国页岩气资源量及其分布，优选30～50个页岩气远景区和50～80
个有利目标区。
（2）探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿
立方米。2015年页岩气产量65亿立方米。
（3）形成适合我国地质条件的页岩气地质调查与资源评价技
术方法，页岩气勘探开发关键技术及配套装备。
（4）形成我国页岩气调查与评价、资源储量、试验分析与测
试、勘探开发、环境保护等多个领域的技术标准和规范。
四、重点任务
（一）页岩气资源潜力调查评价
在全国油气资源战略选区专项中，设置“全国页岩气资源潜力
调查评价及有利区优选”项目，将全国陆域划分为上扬子及滇黔桂、
中下扬子及东南、华北及东北、西北和青藏五个大区，开展页岩气
资源和潜力调查评价工作。
1、全国富有机质页岩分布调查
2011年到2013年，分析已有区域地质调查和油气等勘查资料，
实施野外地质调查，开展地球物理及地球化学勘查和浅井调查，完
成野外剖面实测50千米，非地震地球物理勘查10000千米，地质
-8-浅井200口，获取各个地区富有机质页岩基础资料，尽快查明我国
陆上富有机质页岩的分布和基本参数，优选页岩气资源远景区。
2、全国页岩气资源潜力调查与评价
以四川盆地及渝东鄂西，滇黔北，黔南桂中，南盘江；湘中-洞庭，赣西北，苏浙皖；鄂尔多斯，南华北，松辽，渤海湾盆地辽
河坳陷，塔里木，准噶尔，吐哈，三塘湖，柴达木，羌塘，比如等
盆地和地区为重点，兼顾其它地区，部署二维地震20000千米，非
地震地球物理勘探40000千米，调查井50口，获取页岩气的系统
参数，评价资源潜力，基本掌握全国页岩气地质资源量和可采资源
量分布，优选页岩气富集有利目标区，研究总结页岩气富集规律。
建设页岩气调查评价、勘探开发和综合利用一体化示范区，推动页
岩气产业快速形成和发展。
（二）科技攻关
1、页岩气资源评价技术
总结海相和陆相页岩气成藏机理、富集规律，建立不同类型的
页岩气成藏模式，确定页岩气资源评价的关键参数、方法体系和评
价标准，重点研发和形成页岩气分析技术和设备，为查明页岩气资
源情况提供技术支撑。
2、页岩气有利目标优选评价方法
在页岩气富集保存地质条件和分布特征研究基础上，进行技术
适用性和经济性分析，重点开展页岩气储层地质及成藏主控因素研
究，从沉积相、构造演化、埋深条件、有机质含量、热成熟度、资
-9-源丰度等方面，建立页岩气有利目标优选评价方法和标准，为勘探
部署提供技术支撑。
3、页岩储层地球物理评价技术
在消化吸收国外技术基础上，开展复杂地形和地质条件下，地
震采集和处理解释、页岩气测井识别和储层精细描述等地球物理识
别技术和评价标准研究，逐步形成富含有机质页岩及含气性地球物
理识别关键技术，建立页岩气储层参数识别技术，为确定页岩气“甜
点区”提供技术手段。
4、页岩气水平井钻完井技术
借鉴常规油气藏和低渗透气藏钻完井技术，重点开展页岩气钻
井和固井辅助工具、定向井井眼轨迹优化、长井段水平井优快钻井
及套管完井、适应性油基钻井液体系等研究，不断提高设备适应性、
可靠性和安全性，形成一套适用于我国页岩气地质条件的钻完井技
术。
5、页岩储层改造及提高单井产量技术
研发可钻式桥塞及分段压裂封隔器、3000型压裂车等装备并实
现国产化，研究同步压裂和微地震裂缝监测等技术；开展新型压裂
液、压裂液处理和再利用、储层伤害机理及保护、分段压裂、长井
段射孔和体积改造等技术攻关，掌握适用于我国页岩气开发的增产
改造核心技术，提高页岩气单井产量。
6、产能预测、井网优化与经济评价技术
跟踪和分析我国页岩气井产能动态，深入研究解吸、扩散和渗
-10-流机理，开展不同参数条件下气井产能数值模拟和最终可采储量研
究，形成页岩气开发产能评价技术；结合页岩气井生产特点，开展
不同井网与井距组合条件下的采收率研究，形成井网优化技术；开
展影响经济效益的因素研究，形成页岩气开发经济技术评价指标体
系。
7、编制页岩气勘探开发技术规范
编制页岩气地质调查、地震勘探、非地震勘探、微地震、钻井
完井、测井、实验分析测试、储层改造及开发与生产等技术规范和
储量标准。
8、培育专业化技术服务公司
加快页岩气勘探开发关键技术攻关，实现自主创新，培育专业
化技术服务公司，降低勘探开发成本，实现跨国服务，培养新的经
济增长点。
（三）页岩气勘探开发布局
页岩气勘探开发以四川、重庆、贵州、湖南、湖北、云南、江
西、安徽、江苏、陕西、河南、辽宁、新疆为重点，建设长宁、威
远、昭通、富顺-永川、鄂西渝东、川西-阆中、川东北、安顺－凯
里、济阳、延安、神府－临兴、沁源、寿阳、芜湖、横山堡、南川、
秀山、辽河东部、岑巩-松桃等19个页岩气勘探开发区。
（四）2020年远景展望
在基本摸清页岩气资源情况、勘探开发技术取得突破基础上，
“十三五”期间，进一步加大投入，大幅度提高19个勘探开发区
-11-的储量和产量规模。同时，大力推进两湖、苏浙皖、鄂尔多斯、南
华北、松辽、准噶尔、吐哈、塔里木、渤海湾等勘探开发，建成新
的页岩气勘探开发区。力争2020年产量达到600-1000亿立方米。
五、规划实施
（一）保障措施
1、加大国家对页岩气资源调查评价的资金投入
设立页岩气调查评价和勘查国家专项，一是开展页岩气资源调
查评价和潜力评价；二是开展页岩气靶区优选和勘查技术攻关示
范；三是开展页岩气地质理论研究和国际合作交流。
2、加大页岩气勘探开发技术科技攻关
通过国家科技重大专项等，加大对页岩气勘探开发相关技术研
究的支持力度，在“大型油气田及煤层气开发”重大专项中将“页
岩气勘探开发关键技术”列为重点项目，增设“页岩气勘探开发示
范工程”。加强国家能源页岩气研发（实验）中心和其他页岩气重
点实验室建设，建立高层次人才培养和学术交流基地。鼓励国内企
业及院所与国外研究机构开展勘探开发关键技术联合研究，通过引
进国外技术服务和开展对外合作等，吸收借鉴国外先进成熟技术，
形成具有中国特色的勘探开发核心技术。
3、建立页岩气勘探开发新机制
加快引入有实力的企业参与页岩气勘探开发，推进投资主体多
元化。同时要制定准入门槛和资质，推动矿权招投标制度、区块退
出机制及合同管理，大幅度提高最低勘查投入，杜绝“跑马圈地”
-12-等现象。石油天然气、煤层气矿业权人应综合勘探开发矿业权范围
内页岩气资源。页岩气勘探开发要与其他固体矿产矿业权、整装勘
查区相互衔接，协调处理好矿业权重叠，确保安全生产。从事页岩
气勘探开发的企业，经国土资源部前置性审查，由国家发改委报经
国务院批准后，与国外有经验的公司合作，引进页岩气勘探开发技
术。进一步完善页岩气勘探开发监管机制。
4、落实页岩气产业鼓励政策
参照煤层气财政补贴政策，研究制定页岩气具体补贴政策；依
法取得页岩气探矿权采矿权的矿业权人或探矿权采矿权申请人可
按照相关规定申请减免页岩气探矿权和采矿权使用费；对页岩气勘
探开发等鼓励类项目项下进口国内不能生产的自用设备（包括随设
备进口的技术），按有关规定免征关税；页岩气出厂价格实行市场
定价；优先用地审批。
5、完善页岩气利用配套基础设施
一是在天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，积极建
设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网。二是对于远离天然气
管网设施，初期产量较小的勘探开发区，建设小型LNG或CNG利用
装置，防止放空浪费。三是根据勘探开发进展情况，适时实施建设
页岩气外输管道。
（二）实施机制
1、加强统筹协调
能源主管部门总体负责规划组织实施，其他各有关部门根据职
责尽快落实各项保障措施。建立定期或不定期沟通协调机制，及时
-13-解决规划实施过程遇到的各种问题。各公司根据规划确定的目标和
重点任务，落实资金和工作量，并及时上报勘探开发进展。
2、强化规划实施监管
强化规划实施监管，建立规划实施监管机制，掌握各页岩气区
块工作量和产量目标完成情况，对“十二五”目标完成较差的公司，
按规定要求其退出区块面积。
3、建立滚动调整机制
加强页岩气行业技术攻关和勘探开发进展的跟踪分析，掌握规
划实施情况，适时进行规划中期评估。根据规划实施效果和页岩气
行业发展实际，及时调整发展目标和科研攻关及勘探开发任务，研
究制定新的保障措施。
六、社会效益与环保评估
（一）社会效益
页岩气的开发对推动我国科技进步、带动经济发展、改善能源
结构和保障能源安全具有重要的意义。
1、推动油气勘探理论创新和技术进步。页岩气成藏理论突破
了传统地质学关于油气成藏的认识，有利于开拓页岩油等非常规油
气资源勘探的思路。水平井钻井、分段压裂、同步压裂、微地震监
测和批量工厂化生产等相应的开发技术也可应用到其他非常规油
气的勘探开发。
2、促进改善能源结构。实现页岩气产业化开发，有利于增加
天然气供给，缓解我国天然气供需矛盾，改善能源结构，降低温室
-14-气体排放，提高我国天然气对外谈判的话语权和影响力。
3、带动基础设施建设。我国部分页岩气勘探开发区交通不便，
管网欠发达。开发这些地区的页岩气资源，对改善当地基础设施建
设，促进天然气管网、液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）等
发展具有重要意义。
4、拉动国民经济发展。作为一项重大能源基础产业，页岩气
开发利用可以拉动钢铁、水泥、化工、装备制造、工程建设等相关
行业和领域的发展，增加就业和税收，促进地方经济乃至国民经济
的可持续发展。
（二）环境评估
1、开发利用页岩气有利于减少二氧化碳排放，保护生态环境。
按页岩气的年产量65亿立方米计算，与煤炭相比，如果用于发电，
可减少二氧化碳年排放约1400万吨、二氧化硫排放约11.5万吨、
氮氧化合物排放约4.3万吨和烟尘排放约5.8万吨。
2、页岩气开发环境保护措施。页岩气开采工艺与常规气大部
分相同，可能产生的环境和生态破坏与常规气基本相同。在页岩气
开发各个环节采取有针对性的措施，可有效减少或杜绝可能产生的
各种环境问题。
一是工厂化作业减少地表植被破坏。页岩气开发多采用丛式水
平井群，一个井场可以向不同方向钻多口水平井，大大减少了井场
数量，较好地解决了占地多和地表植被破坏多的问题。
二是压裂液循环利用减少用水量。页岩气压裂用水量比生产同
-15-等能量的煤和燃料乙醇要少得多。且出于成本考虑，页岩气压裂液
须多口井循环重复利用，客观上节约大量用水。
三是严格钻完井规程杜绝污染地下水。页岩气井钻井液为天然
气人工合成的油基泥浆，短时间内可自然降解；压裂液主要成份是
水和砂，不足0.5%的添加剂体系中绝大部分都是日常生活中常见的
无毒无害物质。另外，页岩气层比地下饮用水层深很多，且中间夹
有多层不可渗透岩层，压裂液污染地下水的可能性很小。如严格执
行钻完井操作规程，保证套管和固井质量，可彻底杜绝水层污染。
目前，全球尚未发生开采页岩气导致重大地下水污染的事件。
四是加强环保监测实现压裂液无污染排放。压裂开采石油天然
气已有60年历史，压裂液成份和排放标准均有严格法规要求。通
过加强日常生产中的环保监测检查，保证压裂液无害排放，防止土
壤和地表水污染。

7. 煤层气与常规天然气的区别？

主要有四点区别：
1 储集机理不同
   常规天然气是以游离状态储集在储层的孔隙空间当中，在气源充足的情况下，其据计量主要与孔隙空间的大小有关。煤层气则以吸附状态赋存在孔隙的表面之上，其据计量与煤层的吸附性密切相关。
2 成藏过程不同
   常规天然气由源岩生成后，经过一定距离的一次运移和二次运移在储层中聚集成藏，运移方向受流体动力场控制，即天然气主要是在浮力和流体压力的驱使下进行运移；煤层气由煤源岩生成之后直接被煤储层吸附而聚集，这种聚集不受流体动力场的控制而受温压场的控制。
3 气藏边界不同
   常规天然气有明显的气藏边界，并且气藏边界内外天然气含气是具有“有”和“无”质的变化；而煤层气藏与常规天然气藏最大的区别之一就是气藏边界不确定，只要有煤就有煤层气的存在，在某些地质条件下，煤层气相对富集形成煤层气藏。因此，煤层气藏内外是含气丰度的差别，而不是有气和无气的差别。
4 流体状态不同
   常规天然气藏和煤层气藏都有气、水两相存在，但二者所处的状态不同：常规天然气藏一般以气相为主，即储集空间被游离的气相所占据，存在少量束缚水，水主要以边水和底水的形式存在于气藏的边部和底部，具有统一的气-水界面；而煤储层中大的孔隙空间主要是被水所占据，水中含有一定量的溶解气，部分孔隙中存在游离气相，气藏中的大部分气体以吸附相存在，占80%以上，即煤层气藏中有吸附气、游离气和溶解气三种存在形式。

8. 煤层气欠平衡钻探技术初探

王永丰1　王怀洪21　汤振清1　孙文洁1
（1.山东省煤田地质局第三勘探队 泰安 271000；2.山东科技大学地球信息科学与工程学院 青岛 266510）
作者简介：王永丰，1969年生，男，汉族，山东荣城人，高级工程师，探矿工程专业，从事钻探技术及施工管理工作。
摘要 在以往的煤层气钻孔施工中，空气洗井潜孔锤钻进是大口径直井快速钻进的有效施工工艺，但随着煤层气钻探的不断发展，特别是复杂地层的煤层气定向丛式水平井施工，空气洗井有其约束性。笔者根据煤层气勘探施工的特点，采用自然法与人工诱导法相结合，以淀粉泥浆入工混气的方法实施欠平衡钻井技术，取得了良好的应用效果。
关键词 煤层气 泥浆 欠平衡钻进
A Preliminary Research of Underbalance Drilling Technology of CBM
Wang Yongfeng，Wang Huaihong，Tang Zhenqing，Sun Wenjie
（1.No.3 Geological Team，Shandong Bureau of Coalfield Geology，Tai'an 271000；2.Colloge of Geoinformation Science and Engineering，Shandong University of Science and Technology，Qingdao 266510）
Abstract：Down-hole hammer drilling by air flushing well is an effective drilling technology of the fast heavycaliber vertical shaft drilling during the former CBM drilling operations.But along with the development of CBM drilling technology，air flushing well has its restrictions，especially in complex stratum during directional drilling.The author has obtained the good application effect of under balance drilling，which combines natural and manual inducement methods and artificially mixes the gas in the starch mud according to the characteristics of CBM drilling.
Keywords：CBM；mud；under balance drilling
我国煤层气储量仅次于俄罗斯和加拿大，居世界第三位，并且有近一半矿井为高瓦斯或瓦斯突出矿井。近年来，我国煤层气的勘探开发有了实质性进展，国家有关部门和地方政府都在积极支持这项工作，已经把煤层气的开发列入《中国21世纪议程优先项目计划》，使煤层气成为我国新的替代能源。这为地质勘探单位创造了新的地质市场和发展空间，笔者根据在煤层气井施工中的经验，浅显谈谈煤层气钻探欠平衡钻探技术的初步应用。
1 大口径煤层气井的施工
大口径、中深孔可以更多地揭露煤层的孔隙和裂隙，从而能够分析研究存在于孔隙或裂隙中的游离煤层气。我单位多年从事深水井和地热井的施工与研究，在煤层气大口径直井施工有一定的优势。根据地热井和水源井的施工经验，采用空气洗井潜孔锤大口径钻井工艺，对煤层气井施工能够取得较好的效果。
就目前的设备，水源钻机已远远不能满足大口径煤层气快速成井的要求，多功能车载钻机是下一步发展的方向。其原因有两方面：一是多功能钻机的适应性广，不仅适应大口径直井的施工，更重要的是适应煤层多分支水平井施工的需要；二是适合煤层气开采井多中钻进工艺的需求，满足煤层气群孔和机动性需要。
依靠普通泥浆护壁的钻探技术不能适应我国低压煤层气开采。气动潜孔锤钻进，除满足煤层气疏通孔隙的要求外，更重要的一点是满足快速钻进。在实际钻探中发现，气动潜孔锤钻进受很大部分地层的约束，如气水含量高的煤层，特别是煤系地层结构复杂、含水压力高的地层，气动潜孔锤钻进工艺表现在启动困难、增压设备和动力的需求比较大。如何发挥设备的优势，势必进行新工艺的研究。
2 泡沫泥浆
在煤炭地质勘探钻孔钻进中，经常遇到的是煤系地层的稳定性较差，受局部地质构造影响较大，部分层段的岩层结构松散。特别是中小构造带内的断层角砾岩或充填松散物，在气动潜孔锤钻进的扰动下，形成很不稳定的滑移、坍塌现象，造成孔故多发性。同时，煤层所处的构造位置及其活动情况决定了煤层气的保存状况。正断层断开了煤层，会减少单井的煤层气储量，而逆断层则使煤层重复，从而增加煤层气的储量。气动潜孔锤钻进遇此类情况时，钻进工艺参数会发生大幅度的急剧变化，处理不当会造成孔故。泡沫泥浆所需动力较气动潜孔锤的动力要小的多；钻进工艺参数容易控制；钻遇复杂地层护壁和携粉能力强于气动潜孔锤钻进工艺，对孔壁的扰动小；添加润滑剂减轻卡、阻力。综上所述，应用泡沫泥浆钻进是在煤系复杂地层直井钻进替代气动潜孔锤的最优选择，也为欠平衡钻井技术的应用提供了先决条件。
另外最重要的一点，随着煤层气开采中多分支水平井的逐步增多，气动潜孔锤钻进不能适应丛式水平井的施工，在水平丛井施工中应用好泡沫泥浆，会发挥无可比拟的作用。
3 欠平衡钻井技术
在煤层或煤系地层上部地层的钻进中，普通工艺钻进采用防塌泥浆可以有效使牙轮钻头发挥水力作用。即使是煤系地层，也可以提高钻头的碎岩效率，减轻对煤层伤害程度。但随着煤层气开采技术的不断发展，减少外来流体中的固体颗粒对煤气层的损害；减少煤气层内部颗粒运移造成的损害；尽量减少泥浆中粘土颗粒的水化膨胀堵塞孔隙；避免流体的不配性对煤气层的损害；避免水锁效应。因此引进欠平衡钻井液技术，可以大大避免以上对煤层气的损害。
煤层气钻井欠平衡钻进技术有其自身的使用范围和优点。实践表明，欠平衡钻井技术适用于以下情况：高渗弱胶结地层；含有对水基钻井滤液敏感成分的地层；可能与滤液极不相容的地层、接近束缚水饱和度的脱水地层。不适合于进行欠平衡钻井的情况为：a.孔壁不稳定；b.地层孔隙压力不清；c.地层压力高、裂隙发育；d.同一孔内压力系数差别大的井。欠平衡钻井技术与常规钻井技术相比，具有以下优点：a.减轻地层伤害，提高煤层气产量；b.提高钻井效率，降低钻井成本；c.及时识别煤层气产层；d.可实现边钻边生产；e.避免井漏，防止或减少压差卡钻；f.可进行随钻煤层气评价。
目前，实现欠平衡钻井的主要方法有自然法和人工诱导法两种。自然法就是当地层压力系数大于1.10时，可采用降低泥浆比重来实现欠平衡钻井；人工诱导法就是当地层压力小于1.10时，采用常规钻井液无法实现欠平衡钻井施工时，可采用可压缩钻井液实现欠平衡钻井。
煤层气欠平衡钻井技术是一项复杂技术，涉及多项不确定因素，因此应进行从工程具体情况分析，确保获得最大经济利益。其关键技术包括：a.欠平衡钻井设计；b.根据地层压力确定采用自然法还是人工诱导法；c.应实时监测作业参数和瓦斯产出量；d.欠平衡钻井作业的控制技术；e.产出流体的地面处理；f.测量技术。
4 欠平衡钻井技术的初步应用
在某煤层气水平井的钻进中，根据原施工的煤层气压力测试的数据，由于煤层气的压力较低，应用普通低固相粘土泥浆，由于其携带岩粉上返泥浆的比重难以控制，常常会对造成煤层气储层损害、煤层气产量降低。主要原因为：地面配制的泥浆比重虽满足自然法降低泥浆比重来实现欠平衡钻井，但在钻进过程中，特别是快速钻井时，上返泥浆中携带的岩粉含量对泥浆比重和环空压耗的影响很大，且难以及时控制；泥浆中的固体颗粒在压差的作用下在形成泥皮前侵入储层，造成储层煤气流通通道的堵塞，储层渗透性降低；煤层中的泥土质夹矸和煤层顶板为破碎泥岩含有的粘土易水化膨胀，加剧对煤层气的损害；水锁效应等。
如何进行欠平衡钻井，应首先从降低泥浆比重入手，采用自然法与人工诱导法相结合。单纯采用人工诱导施工在水平井钻进中存在一定的施工难度。尤其是煤层的顶板破碎，维护煤层顶板的稳定和保护煤层气开采是关键。选用无固相类泥浆不利于保护井壁，不利于平衡地层压力，使用粘土泥浆就必须控制对煤层气损失因素，降低膨润土含量的同时要发挥粘土泥浆的优势。其次考虑低失水和良好的稳定井壁作用，在有自由水侵入的状态下，也能保持低的失水量和良好的护壁性。经过筛选，选择改性淀粉低膨润土充气泡沫泥浆钻进，改性淀粉泥浆的优点在于添加改性淀粉含量的同时，不增加泥浆的粘度，有效降低泥浆中的粘土含量，抑制粘土的分散，大大降低泥浆的失水量，与泡沫剂和润滑剂、乳化剂结合效果好等。最重要的一点是形成的泥皮在常温下随着时间的增加而逐渐起泡变得疏松，有利于煤层气的开采。
在改性淀粉低固相泥浆中添加润滑剂和少量的乳化剂，充分搅拌均匀后，再加入一定量的起泡剂和稳定剂，直接利用压力喷射在泥浆池中将空气混入泥浆，形成含有细小泡沫的充气泥浆。钻进中保证充足的泥浆备用量，及时监测泥浆并及时喷射混气。施工时在井口处设置瓦斯含量测试仪并强制对现场通风。应用这种泥浆成功完成了水平井段的施工，获得了较好的效果，钻进结束后，通过对直井段顶浆降压处理，煤层气产量在试抽的第二天达到预想的稳定产量。
5 结语
随着勘探技术的发展，大口径一次成井的钻探技术不断成熟的基础上，开展欠平衡钻井技术的研究，对煤层气的开采显得尤为重要。欠平衡钻井是近年来重点发展的钻井技术。欠平衡钻井技术成熟的应用，有利于煤气层保护特别是水敏性、低压低渗及复杂的煤气层的保护。随着勘探开发的不断深入，地层情况对钻井技术的要求越来越高。加速探索并工业化推广应用欠平衡钻井、泡沫泥浆钻井对保护煤气层，加深地质认识和加快勘探节奏具有重要的战略意义。目前欠平衡钻井、空气钻井已经取得了一些成果，见到了明显效果，尽管还有很多需要完善的地方，但必将在今后的煤层气勘探开发中扮演越来越重要的角色。
参考文献
杨申镳，1994.煤层气勘探与开发，山东省东营市，石油大学出版杜，P20～21