澳大利亞煤層氣開發(fā)現(xiàn)狀綜述

馮 寧 彭小龍 王祎婷 費(fèi) 冬

(西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 610599)

1 澳大利亞煤層氣賦存盆地特征

煤層氣在盆地中分布有一定的分布規(guī)律，不同封閉機(jī)理和成藏規(guī)律對(duì)應(yīng)不同的煤層氣藏類型。物性和氣壓封閉主要作用于構(gòu)造和巖性煤層氣藏，氣壓和水壓封閉則共同作用于水動(dòng)力煤層氣藏，在不同地帶這幾類成藏模式的疊加組合構(gòu)成了復(fù)合型煤層氣藏。煤階、埋深和孔滲共同控制煤層氣含量，構(gòu)造和封閉系統(tǒng)共同控制煤層氣藏層位分布(圖1、2)。

圖1 澳大利亞主要煤層氣盆地煤層氣項(xiàng)目含氣豐度與深度關(guān)系圖

圖2 澳大利亞主要煤層氣生產(chǎn)盆地含氣量與深度關(guān)系圖

2 澳大利亞煤層氣開發(fā)技術(shù)

澳大利亞煤層氣產(chǎn)量的99.6%來(lái)自于昆士蘭州。而昆士蘭州煤層氣主要產(chǎn)自于博文盆地和蘇拉特盆地。博文盆地煤層連通性好，單井控制面積大，開發(fā)井井距通常在1500m左右。而Surat盆地煤層薄，煤層連通性差，開發(fā)井井距通常在750m左右，具體參數(shù)見表1。

表1 蘇拉特和博文盆地煤層氣開發(fā)參數(shù)比較

隨著兩個(gè)主力盆地投入開發(fā)，生產(chǎn)井?dāng)?shù)逐年大幅增加，博文盆地生產(chǎn)井?dāng)?shù)從2005年的248口增加到2016年的1045口，蘇拉特盆地生產(chǎn)井?dāng)?shù)從2005年的31口大幅增加到2016年的4082口。2011年開始蘇拉特煤層氣產(chǎn)量超越博文盆地，成為澳大利亞煤層氣產(chǎn)量最大的盆地。在蘇拉特盆地和博文盆地煤層氣的開采主要以直井為主。

2.1 裸眼與洞穴完井開采低階煤

對(duì)于高滲透率低階煤，一般采用洞穴完井方式。生產(chǎn)期間，煤粉產(chǎn)出嚴(yán)重，但由于產(chǎn)水量一般較高，可以直接將煤粉帶出，從而可以持續(xù)生產(chǎn)。博文盆地中，煤層滲透率和目的層深度選擇的不同導(dǎo)致了不同的開發(fā)方式。鉆井類型包括水平井和垂直井。洞穴完井是在較高滲透性的博文煤層氣礦區(qū)最常用的完井形式。在博文盆地北部，煤層氣井采取了U型井的開發(fā)方式(圖3)。該形式可以應(yīng)用于有可能成為常規(guī)開采目標(biāo)的淺層煤礦。為了提高低滲透層的產(chǎn)能，可進(jìn)行擴(kuò)孔方式提高與煤層的接觸面積，降低氣井的表皮系數(shù)，從而提高煤層氣產(chǎn)量。

圖3 U型井井身結(jié)構(gòu)圖

2.2 裸眼完井多層合采開發(fā)中低滲透率薄煤層

對(duì)于品質(zhì)稍差一些的高滲透率、低煤階的多層交互的薄煤層采取相對(duì)復(fù)雜的開采方式。以蘇拉特盆地為例，蘇拉特盆地的煤層具有低煤階、高滲透率以及薄互層的地質(zhì)特征，并探索出一套“直井+裸眼完井+多層合采”的開發(fā)方式，排采上采用“泵抽+自噴”相結(jié)合方式，取得了較好的開發(fā)效果。目前蘇拉特盆地約90%以上的井均采用此完井方式。

但此開采方式應(yīng)用于長(zhǎng)井段裸眼完井，合采層段跨度太大，巖性組合復(fù)雜，導(dǎo)致煤層氣井產(chǎn)水量大。裸眼段長(zhǎng)，開采過(guò)程中出煤粉、出砂嚴(yán)重，影響排采設(shè)備壽命。對(duì)于品質(zhì)更差一些的低滲煤層可以采用鉆井+套管完井+壓裂技術(shù)體系。

2.3 水平井多級(jí)壓裂開采低滲高階煤

對(duì)于埋深較深煤層氣的開發(fā)，庫(kù)柏盆地的經(jīng)驗(yàn)值得借鑒。在庫(kù)柏盆地的Klebb地區(qū)其目的層深度約1600～2000m，在此先部署了Klebb1-3井，通過(guò)持續(xù)進(jìn)行地質(zhì)和地球物理研究以及在Jaws-1井作業(yè)期間進(jìn)行額外取芯，進(jìn)一步完善了儲(chǔ)層參數(shù)(表2)。

表2 儲(chǔ)層屬性參數(shù)表

一般情況下埋藏越深，含氣量越高，但孔滲較低，氣井排采效果較差。但由于庫(kù)柏盆地南部獨(dú)特的拉伸與收縮背景，使得滲透率得以保存。庫(kù)柏盆地的含氣量相對(duì)6～7.6m3/t,并不是很高，但由于煤層厚度較厚，總含氣量比較高。

2017年5月，沖擊能源公司采用新的完井技術(shù)，對(duì)Klebb 2井和3井重新完井后進(jìn)行生產(chǎn)測(cè)試(圖4、5)。連續(xù)監(jiān)測(cè)氣井產(chǎn)量，并對(duì)厚度大于35m的煤層含氣量進(jìn)行精細(xì)測(cè)量。經(jīng)過(guò)大約三個(gè)月的持續(xù)生產(chǎn)，含氣量精確擬合6.0～6.1m3/t。

圖4 Klebb2井重新完井后生產(chǎn)測(cè)試曲線

圖5 Klebb3井重新完井后生產(chǎn)測(cè)試曲線

Klebb2井重新完井后實(shí)際日產(chǎn)水100～112桶，日產(chǎn)氣6500～8000立方英尺。該模型經(jīng)精細(xì)擬合后，其可預(yù)測(cè)性達(dá)到了80%以上的置信水平(如圖4)。五角星處是由于大量煤粉的產(chǎn)出導(dǎo)致產(chǎn)量下降。當(dāng)設(shè)置含氣飽和度為6.0～6.1m3/t時(shí)，擬合初期的產(chǎn)氣量與實(shí)際開始生產(chǎn)時(shí)的產(chǎn)氣量一致，但由于本次擬合未考慮煤粉的影響，后期擬合的產(chǎn)氣量與實(shí)際差異明顯。隨著繼續(xù)生產(chǎn)，可以看出產(chǎn)水量在遞減，產(chǎn)氣量在增加。

為對(duì)煤層進(jìn)行進(jìn)一步的評(píng)估，2018年實(shí)施了Jaws項(xiàng)目。Jaws-1井在綜合考慮天然裂隙和裂縫的走向、傾角等因素下，主要通過(guò)鉆水平井使得儲(chǔ)層橫向聯(lián)通提高裂縫鉆遇率，以及多級(jí)壓裂提高誘導(dǎo)滲透率來(lái)提高氣井產(chǎn)量(圖6)。

圖6 Jaws-1井示意圖

由于是2018年5月完井，未能收集到產(chǎn)量數(shù)據(jù)。因此采取擬合多級(jí)壓裂后產(chǎn)量曲線，數(shù)值模擬得到產(chǎn)氣量穩(wěn)定在7.64～8.49×104m3/d，產(chǎn)水量呈下降趨勢(shì)，顯示出良好的生產(chǎn)潛力(圖7)。

圖7 Jaws-1井生產(chǎn)曲線(6.1m3/t模擬)

3 對(duì)我國(guó)煤層氣開發(fā)方式的啟示

3.1 提高單井產(chǎn)量是煤層氣發(fā)展的必由之路

我國(guó)單井日產(chǎn)量約為644m3，相當(dāng)于澳大利亞單井日產(chǎn)量的1/5(表3)。主要原因既有地質(zhì)因素、工程因素也有政策因素。因此提高單井產(chǎn)量是我國(guó)煤層氣開發(fā)發(fā)展的必由之路。目前單井產(chǎn)量低，我國(guó)煤層氣開采的產(chǎn)出投入比低，但隨開采技術(shù)的不斷創(chuàng)新、排采制度的優(yōu)化，同時(shí)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)管理，煤層氣有望降低成本，提高產(chǎn)量，增加經(jīng)濟(jì)效益。

表3 各主要煤層氣生產(chǎn)國(guó)煤層氣產(chǎn)量與生產(chǎn)井?dāng)?shù)量對(duì)比

3.2 推進(jìn)科技創(chuàng)新，提高經(jīng)營(yíng)管理，加大政策扶持力度

澳大利亞的煤層氣生產(chǎn)井多處于平原位置上，而我國(guó)的煤層氣井多分布在山地、丘陵地帶，施工成本高，因此應(yīng)綜合考慮煤層氣集氣站、集輸管道的充分利用。布置井位時(shí)應(yīng)盡可能合理，充分考慮成本投入和現(xiàn)場(chǎng)條件因素，協(xié)調(diào)統(tǒng)籌，使井下產(chǎn)量與地面處理能力相匹配，避免造成資金、資源的浪費(fèi)。煤層氣井的井位設(shè)計(jì)部署應(yīng)將地下地質(zhì)和地面工程統(tǒng)籌兼顧，充分利用現(xiàn)有條件，通過(guò)規(guī)?；捎孟冗M(jìn)工藝技術(shù)，同時(shí)排采制度進(jìn)行優(yōu)化，推進(jìn)科技創(chuàng)新、提高油田經(jīng)營(yíng)管理，提倡控投降本、挖潛增效實(shí)現(xiàn)提高產(chǎn)量，降低單井開采成本、運(yùn)行費(fèi)用，從而實(shí)現(xiàn)良好的經(jīng)濟(jì)效益。

澳大利亞深層煤層氣開采成功經(jīng)驗(yàn)表明，煤層氣地質(zhì)條件、成熟的開發(fā)技術(shù)工藝和完善的基礎(chǔ)設(shè)施和國(guó)家的宏觀調(diào)控政策、政策法規(guī)支持同等重要。一個(gè)投入產(chǎn)出比高的新興能源行業(yè)若想順利發(fā)展，與國(guó)家的財(cái)政支持、政策激勵(lì)是分不開的。從表4中分析得出現(xiàn)行煤層氣政策投融資激勵(lì)力度不夠、定價(jià)機(jī)制不夠完善等，建議增大對(duì)煤層氣的補(bǔ)貼力度，延長(zhǎng)優(yōu)惠政策的覆蓋期，加強(qiáng)管道建設(shè)，運(yùn)用市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)對(duì)煤層氣價(jià)格進(jìn)行調(diào)節(jié)，杜絕人為壓低售價(jià)。我國(guó)的煤層氣井?dāng)?shù)眾多、單井產(chǎn)能低這是不爭(zhēng)的事實(shí)，應(yīng)樹立全井筒提產(chǎn)理念，從鉆井、完井、生產(chǎn)排采制度全部圍繞提升產(chǎn)量的目標(biāo)，進(jìn)行設(shè)計(jì)施工、組織生產(chǎn)。

3.3 尋求煤層氣勘探方向的轉(zhuǎn)變

我國(guó)的煤層氣遠(yuǎn)景資源量是巨大的，目前我國(guó)的煤層氣開采主要集中在中-高階煤層上，借鑒目前國(guó)內(nèi)外已有的煤層氣開采經(jīng)驗(yàn)，低階煤的含氣量雖然較低，但其滲透率和孔隙度相對(duì)高階煤而言要明顯變好。在局部地區(qū)多高產(chǎn)，形成“甜點(diǎn)”。因此我國(guó)下一步勘探開發(fā)方向應(yīng)由中-高階煤轉(zhuǎn)向低階煤。

表4 國(guó)內(nèi)外煤層氣開發(fā)對(duì)策對(duì)比