新形勢下中國煤層氣勘探開發(fā)前景與對策思考

孫欽平趙 群姜馨淳穆福元康莉霞王玫珠楊 青趙 洋

(中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

煤層氣開發(fā)兼具能源利用、煤礦安全、環(huán)境保護三大屬性。經(jīng)過十余年的商業(yè)性開發(fā),我國煤層氣產(chǎn)業(yè)已經(jīng)初具規(guī)模。我國埋深2 000 m 以淺煤層氣資源量30.05×1012m3[1],居世界第3。但與美國、澳大利亞相比,我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度較慢,規(guī)模較小,發(fā)展總體低于預期。近年來,國家加快能源轉型,要求天然氣“增儲上產(chǎn)”,煤層氣是其中的重要組成部分。經(jīng)過新一輪的煤炭去產(chǎn)能后,國家對煤炭生產(chǎn)的需求仍然強勁,2019年全國原煤產(chǎn)量38.5×108t,同比增長4%,百萬噸煤炭死亡率0.083%,創(chuàng)歷史新低,煤層氣開發(fā)為煤礦安全生產(chǎn)提供了重要的保障。然而,我國煤層氣開發(fā)總體上單井產(chǎn)量低,回報期長,投資風險較大;地質條件復雜,現(xiàn)有開發(fā)技術尚難以滿足效益開發(fā)要求,整體效益較差。近年來,國際油氣價格持續(xù)震蕩走低,對于開發(fā)成本較高的煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展產(chǎn)生沖擊和影響。在此新形勢背景下,分析中國煤層氣勘探開發(fā)前景和對策意義重大。

1 經(jīng)驗與教訓

1.1 國外經(jīng)驗與教訓

國外主要有美國、加拿大和澳大利亞實現(xiàn)地面煤層氣規(guī)模商業(yè)開發(fā)。近幾年,美國和加拿大煤層氣產(chǎn)量在達到高峰后均呈遞減趨勢,澳大利亞煤層氣產(chǎn)量快速增長。美國是世界上煤層氣勘探開發(fā)最早和最成功的國家。國內學者曾從理論和技術發(fā)展角度分析了美國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程[2-5]。基于此,將美國煤層氣產(chǎn)業(yè)分為4 個階段(圖1):

(1)探索期(1975—1980年)。1976年第1 口商業(yè)性煤層氣井的成功投產(chǎn),向世界揭示出煤層氣資源地面開發(fā)的前景。

(2)突破期(1981—1988年)。隨著《能源意外獲利法》等煤層氣扶持政策的頒布,美國啟動了全面的煤層氣成藏條件探索和研究,提出煤層氣“解吸—擴散—滲流”的基本理論以及相應的“排水—降壓—采氣”的工藝技術流程,在中階煤的圣胡安盆地、黑勇士盆地實現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開發(fā),1988年煤層氣產(chǎn)量超過10×108m3[2-3]。

(3)快速發(fā)展期(1989—2008年)。隨著開發(fā)試驗不斷擴大,形成了以煤儲層雙孔隙導流、中階煤生儲優(yōu)勢與成藏優(yōu)勢、低滲極限與高階煤產(chǎn)氣缺陷、多井干擾、煤儲層數(shù)值模擬等為核心的煤層氣勘探開發(fā)理論體系[4]。同時,開發(fā)技術不斷發(fā)展。初期階段主要采用直井壓裂鉆完井技術,由于儲層受到污染等因素,單井產(chǎn)量較低,之后裸眼洞穴完井技術在圣胡安高滲區(qū)取得巨大成功,實現(xiàn)了單井產(chǎn)量的大幅上升,促進美國煤層氣產(chǎn)量快速增長。1994年提出“生物型或次生煤層氣成藏”理論,實現(xiàn)了自身煤層氣地質理論突破,主要采用空氣鉆進、裸眼洞穴等鉆完井工藝,1998年在低煤階的粉河盆地成功地實現(xiàn)了煤層氣商業(yè)性開發(fā)。2000年以來,在阿巴拉契亞地區(qū)低滲透煤層利用定向羽狀水平井技術成功實現(xiàn)了商業(yè)性開發(fā)。2005年《能源政策法案》發(fā)布,增加了非常規(guī)油氣補貼力度,促進了煤層氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展。正是由于理論和技術不斷進步以及政策的扶持,助推美國煤層氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展[5-8],2008年煤層氣產(chǎn)量達到峰值557×108m3。

圖1 美國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程(據(jù)文獻[5]修改)Fig.1 Development history of coalbed methane(CBM)industry in the United States(modified from References[5])

(4)萎縮期(2009年至今)。2008年以后,隨著全球金融危機、油氣價格下跌以及頁巖油氣開發(fā)大突破,煤層氣產(chǎn)業(yè)投資和工作量銳減,加之煤層氣老井多處于遞減階段,產(chǎn)量快速下降,預計2018年遞減至260×108m3左右。

加拿大煤層氣勘探始于20世紀70年代末期,但商業(yè)性生產(chǎn)起步較晚,主要在阿爾伯塔盆地開展煤層氣開發(fā)。由于北美大陸地質背景類似,借鑒美國經(jīng)驗,并根據(jù)本國以低變質煤為主的特點,形成了多煤層薄煤層連續(xù)油管氮氣泡沫壓裂、多分支水平井等技術,實現(xiàn)了煤層氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展[2]。2009年煤層氣產(chǎn)量達到峰值95×108m3,之后逐年遞減,2018年遞減至51×108m3左右。

澳大利亞煤層氣勘探同樣始于20世紀70年代后期。早期主要借鑒美國經(jīng)驗,造成諸多挫折[9]。21世紀以來,蘇拉特盆地煤層氣開發(fā)規(guī)模快速發(fā)展,主要采用直井多層洞穴鉆完井工藝[10]。鮑恩盆地主要采用中等半徑水平井、極短半徑水平井工藝技術[8]。2013年后煤層氣井快速增加,產(chǎn)量快速上升,2018年產(chǎn)量393×108m3,已取代美國成為全球煤層氣最大生產(chǎn)國。

可以看出,政策扶持、理論與技術進步、持續(xù)穩(wěn)定投入以及打造自我造血功能,是煤層氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展的重要保障。

1.2 國內經(jīng)驗與教訓

結合前人認識[2],我國地面井煤層氣勘探開發(fā)分為3 個階段:

(1)前期研發(fā)階段(1981—1995年)。自20世紀80年代初開始,國內開展了煤層氣資源和基本地質條件研究,逐步在30 多個煤層氣目標區(qū)開展了前期研究和評價,通過引進吸收國外理論和技術,于20世紀90年代初啟動煤層氣勘探,并在中煤階的柳林、大城地區(qū)取得煤層氣試采突破。

(2)試驗開發(fā)階段(1996—2003年)。1996年中聯(lián)煤層氣有限責任公司成立,標志著我國煤層氣產(chǎn)業(yè)逐步走向專業(yè)化道路。這一階段全面啟動了煤層氣富集高滲規(guī)律、地質控制因素和勘探方向系統(tǒng)研究,開采技術與生產(chǎn)試驗也取得重大進展,多個地區(qū)實現(xiàn)單井產(chǎn)氣突破[2],沁水盆地無煙煤儲層工業(yè)性氣流突破了國際傳統(tǒng)認識。同時,煤層氣勘探試驗逐漸聚焦沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣,多個小井組試驗獲得成功,發(fā)現(xiàn)了大型煤層氣田。

(3)商業(yè)開發(fā)階段(2004年至今)。在國家各項優(yōu)惠政策促進下,煤層氣工程投入快速增加,產(chǎn)業(yè)發(fā)展進入規(guī)模開發(fā)階段。2012年以前快速發(fā)展,鉆井工作量、煤層氣探明儲量、產(chǎn)量均快速增加(圖2),2012年后由于經(jīng)濟增速放緩、國際油價走低及開發(fā)效果未達預期等因素影響,煤層氣產(chǎn)量增長速度放緩,目前正處于關鍵的調整期。

經(jīng)過20 余年勘探開發(fā)實踐,我國已基本形成以直井/叢式井壓裂和水平井適度壓裂為主的勘探開發(fā)技術系列,建成沁水、鄂爾多斯盆地東緣兩大產(chǎn)業(yè)基地,蜀南、遼寧阜新等外圍地區(qū)實現(xiàn)小規(guī)模開發(fā)。近幾年,新區(qū)、新領域勘探成果顯著,新疆、內蒙古、河北、黑龍江、貴州等地區(qū)在低階、深層、煤系天然氣勘探方面均取得產(chǎn)氣突破[11-16],有望實現(xiàn)規(guī)模開發(fā),是我國煤層氣開發(fā)接替領域。

截至2019年底,我國累計探明煤層氣地質儲量6 586×108m3,主要分布于沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣。截至2019年底,全國累計鉆煤層氣井約20 000 口,產(chǎn)氣井超過13 000 口。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù),2019年我國地面煤層氣年產(chǎn)量59×108m3,從當前形勢看,“十三五”規(guī)劃2020年煤層氣地面產(chǎn)量100×108m3的目標將難以實現(xiàn)。

圖2 2003—2019年中國煤層氣鉆井工作量、探明儲量、產(chǎn)量分布Fig.2 Distribution of CBM wells,reserves and production in 2003—2019 in China

2 現(xiàn)存若干問題

造成我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢的原因是多方面的,包括地質、技術、管理、政策等因素[17-20],但最根源的問題是單井產(chǎn)量低導致的開發(fā)效益不理想。本次從影響我國煤層氣產(chǎn)量增長方面探討當前產(chǎn)業(yè)存在的若干問題。

2.1 煤層氣勘探開發(fā)活動不均衡,后備區(qū)準備不足

目前,煤層氣儲量和產(chǎn)量主要分布在沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣,2 者探明儲量6 321×108m3,占全國煤層氣探明儲量的96%;沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣2019年產(chǎn)量56.8×108m3,占全國產(chǎn)量的96.3%。近幾年受低油價等外部大環(huán)境、煤層氣開發(fā)效果低于預期等因素影響,煤層氣勘探投入不足[20],儲量增長緩慢,造成開發(fā)后備區(qū)準備不足。

2.2 單井產(chǎn)量低,整體處于低效開發(fā)

我國地質條件和含煤盆地的構造活動復雜,含煤地層沉積后經(jīng)歷多期次構造運動,煤儲層滲透率較低(表1),高階煤儲層滲透率一般低于1×10-15m2,中低階煤儲層滲透率低于5×10-15m2,低于國外1～2 個數(shù)量級[21-28],且非均質性強。受資源稟賦、開發(fā)技術水平等因素影響,我國煤層氣單井產(chǎn)量偏低。據(jù)統(tǒng)計,我國煤層氣生產(chǎn)井平均單井日產(chǎn)氣1 000 m3左右,約35%投產(chǎn)井日產(chǎn)氣低于500 m3,產(chǎn)能到位率約45%。

表1 國內外重點盆地或地區(qū)煤層氣地質條件對比(數(shù)據(jù)據(jù)文獻[21-28]整理)Table 1 Comparison of CBM geological conditions of important basins or regions at home and abroad(data modified from References[21-28])

2.3 煤層氣勘探開發(fā)技術難以復制

我國含煤盆地類型多樣,成煤時代多,煤層氣藏復雜多樣(表2),不同地區(qū)煤層氣勘探開發(fā)技術難以復制,制約了煤層氣的快速發(fā)展。目前煤層氣主要在華北地區(qū)沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣實現(xiàn)規(guī)模開發(fā),已形成的成熟技術難以推廣。而即使是華北地區(qū)已開發(fā)的不同煤層氣區(qū)塊或同一區(qū)塊不同埋深區(qū)域,煤層氣開發(fā)技術也不能完全適應。

表2 我國不同地區(qū)煤層氣地質特征及勘探開發(fā)技術適應性對比(據(jù)文獻[11-16,25-35]整理)Table 2 Comparison of CBM geological characteristics and adaptability of exploration and development technology in different regions in China(data modified from References[11-16,25-35])

例如,沁水盆地南部樊莊區(qū)塊自2006年開始實施煤層氣產(chǎn)能建設,采用直井/叢式井為主、水平井為輔的開發(fā)方式,井距采用300 m×300 m,投產(chǎn)后實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。借鑒樊莊經(jīng)驗,鄰近的鄭莊區(qū)塊采用相同的井型和井網(wǎng)井距,自2012年開始2 a 內完成近10×108m3規(guī)模的產(chǎn)能建設,批量投產(chǎn)快速開發(fā),由于埋深較大滲透率降低,造成多井低產(chǎn),產(chǎn)能到位率僅20%,遠未達到方案預期。近幾年,鄭莊區(qū)塊通過實施井網(wǎng)加密、水平井與直井耦合降壓等改造措施,以及以單支水平井開發(fā)方式為主的調整項目,創(chuàng)新形成以疏導為核心的排采管控技術,區(qū)塊逐步得到盤活[25-26]。

又如,鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊在北部楊家灣井組取得井組試采突破后,相繼實施了以350 m×350 m 井距為主的叢式井開發(fā)方式的勘探開發(fā)一體化試采先導試驗和保德北部5×108m3產(chǎn)能建設工程[27],建成我國規(guī)模最大的中低煤階煤層氣田。但在向保德區(qū)塊南部滾動開發(fā)過程中,由于受煤層變薄、埋深增大、水動力條件變化等因素影響,煤層氣井產(chǎn)氣效果變差,最終未能完成方案設計的全部產(chǎn)能建設工程,要實現(xiàn)保德區(qū)塊南部的效益開發(fā)需要繼續(xù)研究和試驗出適應地質條件的工藝技術。

近10 a 來,國內多個外圍地區(qū)或區(qū)塊根據(jù)具體開發(fā)地質條件,探索發(fā)展了適應性勘探開發(fā)技術,在單井、井組規(guī)模上實現(xiàn)了產(chǎn)氣量的顯著提高或突破。在低階煤層氣開發(fā)方面,國外實現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開發(fā)的粉河和蘇拉特盆地主要采用裸眼洞穴完井技術,而我國二連盆地霍林河、吉爾嘎朗圖凹陷試驗洞穴井試驗均未取得理想效果,采用直井厚煤層壓裂工藝取得產(chǎn)氣突破[24,28]。在華南構造復雜區(qū),六盤水、織金—納雍地區(qū)針對煤層層數(shù)多、厚度薄等特點采用直井多層壓裂、合層排采,多口單井、井組獲得高產(chǎn)[15,29,33]。

2.4 對外合作項目進展緩慢,推動難度較大

對外合作項目進展緩慢是我國煤層氣產(chǎn)量增長緩慢的重要原因之一,影響了我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。我國煤層氣對外合作區(qū)塊約占煤層氣礦權區(qū)面積的37%,2019年合作區(qū)煤層氣產(chǎn)量約8×108m3,僅占全國產(chǎn)量的13%。在現(xiàn)今低油價的形勢下,外方對煤層氣項目效益期望過高,投資積極性不高,對外合作區(qū)勘探開發(fā)投入遠低于鄰近自營區(qū)塊。

由于歷史原因,正在執(zhí)行的對外合作項目合同限制條款較寬松[36-37],中方不能主導項目進程,且目前大部分合同期限尚有10 余年,煤層氣對外合作領域存在的問題仍將長期存在。

3 產(chǎn)業(yè)發(fā)展?jié)摿?/h2>

3.1 我國煤層氣開發(fā)潛力

從資源、技術以及經(jīng)驗積累看,煤層氣仍是當前較現(xiàn)實的非常規(guī)天然氣資源,應加大推進力度。高產(chǎn)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)、低產(chǎn)低效老區(qū)改造、低階及構造復雜區(qū)效益開發(fā)、深部及煤系天然氣綜合開發(fā)是未來中國煤層氣持續(xù)發(fā)展的重要領域和方向。

3.1.1 主力產(chǎn)氣老區(qū)具備穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)潛力

沁水、鄂東等主力產(chǎn)氣老區(qū)煤層氣井產(chǎn)能到位率僅40%,具備進一步上產(chǎn)潛力。

埋深800 m 以淺開發(fā)技術較成熟,是當前開發(fā)的主要領域。開發(fā)效果好的主力產(chǎn)氣區(qū)滲透率較高,由于高產(chǎn)、生產(chǎn)時間長等原因,部分老井逐漸進入遞減。但早期采用井距較大、或單煤層開發(fā),煤層氣產(chǎn)量仍有調整上升空間。“十三五”期間煤層氣生產(chǎn)企業(yè)通過實施加密調整、完善井網(wǎng)、補層開發(fā)等措施,高產(chǎn)老區(qū)產(chǎn)量穩(wěn)中有升。如樊莊區(qū)塊(含成莊、鄭村)2019年產(chǎn)量突破7×108m3,較2018年提高13%;潘莊區(qū)塊(含潘河)2019年產(chǎn)量較2018年提高約50%。

低效區(qū)增產(chǎn)改造效果明顯。鄭莊、韓城、柿莊南等低效區(qū)早期開發(fā)井井距300～450 m,由于滲透率降低,解吸半徑小,難以形成面積降壓,是煤層氣井低產(chǎn)低效的重要原因之一。近幾年,鄭莊低效區(qū)通過制定針對性增產(chǎn)技術對策,包括老井解堵、井網(wǎng)井型優(yōu)化、水平井與低效直井耦合降壓等,低效老井單井日增氣300～600 m3。新實施的直井平均日產(chǎn)氣超過1 400 m3,為老井的3～4 倍;水平井平均單井日產(chǎn)氣超過4 300 m3。鄭莊區(qū)塊2019年產(chǎn)量較2018年提高15%,隨著調整井不斷投入生產(chǎn),預計該區(qū)產(chǎn)量將快速提升[25]。柿莊南區(qū)塊分析低產(chǎn)原因[38-39],采取二次壓裂等相關調整措施[40-41],平均單井產(chǎn)量顯著提高,2019年產(chǎn)量較2018年增加47%。

近幾年開發(fā)水平不斷提高,樊莊、鄭莊等老區(qū)新鉆井達產(chǎn)率均超過90%,老區(qū)產(chǎn)能到位率有望提高至50%～60%,將增加產(chǎn)量10～20 億m3。

3.1.2 深部煤層氣開發(fā)技術正在突破,有望實現(xiàn)效益開發(fā)

我國埋深1 000～2 000 m 煤層氣資源量18.9×1012m3,占全國煤層氣資源量的63%,其中埋深1 000～1 500 m 煤層氣資源量占30%,1 500～2 000 m 煤層氣資源量占33%[42]。深部煤層氣越來越受到關注,國內學者對深部煤層氣分布特征、儲層與含氣性特征、成藏效應、可采性等開展了深入研究[43-48]。同時,煤層氣生產(chǎn)企業(yè)對深部煤層氣勘探開發(fā)也進行了積極探索,取得了重要的進展。

例如,延川南區(qū)塊煤層埋深800～1 500 m,煤層氣實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)[49],2019年產(chǎn)氣3.6×108m3,平均單井日產(chǎn)氣1 300 m3左右。馬必東區(qū)塊開展深層高效建產(chǎn)技術優(yōu)選及試驗,投產(chǎn)較早的18 口產(chǎn)氣井主力煤層埋深1 000～1 300 m,平均日產(chǎn)氣1 754 m3,產(chǎn)能到位率超過80%[25]。大城區(qū)塊探索埋深1 950～2 045 m 水平井分段壓裂體積改造,單井日產(chǎn)氣超10 000 m3[25],突破了煤層氣勘探開發(fā)2 000 m 的深度界限。隨著深部煤層氣開發(fā)技術逐步成熟,預計“十四五”期間沁水、鄂東地區(qū)埋深1 000～1 500 m 煤層氣有望進一步實現(xiàn)效益開發(fā)的規(guī)模。

3.1.3 低階煤層氣勘探開發(fā)取得突破

低階煤層氣是我國煤層氣開發(fā)的重要后備領域,目前國內學者在低階煤層氣氣源、儲層特征、富集成藏主控因素等開展了深入研究,建立了氣源補給匹配良好保存條件的成藏富集機制[4,24,31,50]。

二連盆地吉爾嘎朗圖凹陷采用厚褐煤層分段壓裂技術,2 口井日產(chǎn)氣超2 000 m3[11,14],先后10 口井日產(chǎn)氣超1 000 m3。二連、海拉爾盆地眾多含煤凹陷與吉爾嘎朗圖具備類似的煤層氣地質特征,具有較好的勘探潛力。新疆準噶爾盆地南緣多口井獲得高產(chǎn),阜康—大黃山取得小規(guī)模商業(yè)性開發(fā),多口直井日產(chǎn)氣超3 000 m3,水平井日產(chǎn)氣超10 000 m3[32,34]。此外,東北地區(qū)阜新、鐵法、依蘭、琿春等地區(qū)均已實現(xiàn)小規(guī)模商業(yè)性開發(fā)[51-52],昭示了我國低階煤層氣規(guī)模性效益開發(fā)的前景。

3.1.4 多薄煤層、煤系氣綜合開發(fā)見到成效

我國南方、東北等地區(qū)發(fā)育多層、薄層煤層,開發(fā)單一煤層實現(xiàn)效益開發(fā)難度較大。如滇黔川地區(qū)主要發(fā)育二疊系煤層,一般5～30 層,單層厚度一般1～3 m[33,53];東北三江盆地群主要發(fā)育白堊系煤層,含煤20～70 層,單層厚度一般小于2 m[12,30]。

近年來國內學者對于煤層氣、致密砂巖氣、頁巖氣綜合勘探(“三氣” 共采)開展了大量理論研究[29,45,54-60]。結果表明,煤系砂巖、泥頁巖、薄煤與砂泥巖互層段氣測異常普遍,在一定厚度范圍內壓力條件類似,具備煤系氣綜合勘探開發(fā)的條件。將煤系的薄煤層與砂巖、泥頁巖互層段等作為統(tǒng)一勘探評價目標,在垂向上能拓展勘探空間,增加了資源豐度,同時儲層改造也較單一煤層更容易。

澳大利亞蘇拉特盆地多薄煤層與砂泥巖頻繁互層,通過煤系氣綜合開發(fā),產(chǎn)量快速提升[10],2018年該盆地煤層氣產(chǎn)量占澳大利亞煤層氣總產(chǎn)量的77%。我國也開展了煤系氣綜合勘探開發(fā)試驗,取得了較好的產(chǎn)氣效果。臨興區(qū)塊作為我國煤系氣合采示范區(qū)之一,探索“排氣降壓”誘控接續(xù)合排工藝,初步實現(xiàn)了煤系多氣經(jīng)濟高效合采和規(guī)模開發(fā)[58-59]。貴州六盤水地區(qū)采用煤層、泥巖多層壓裂合層排采,多口井獲得日產(chǎn)氣1 000～5 000 m3[16,61]。黑龍江雞西盆地煤層單采、煤與炭質泥(頁)巖壓裂合層排采均獲得2 000 m3以上日產(chǎn)氣[12,62]。由此可見,煤系天然氣綜合勘探是當前煤層氣產(chǎn)量突破的有效途徑之一。

3.2 我國煤層氣前景展望

目前天然氣產(chǎn)量預測方法主要包括類比法、生命模型法、灰色預測法、組合模型法、儲采比控制法、產(chǎn)量構成法等[63-64]。筆者基于我國煤層氣開發(fā)的特點和水平,結合煤層氣儲量和資源潛力,近期煤層氣資源動用以沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣開發(fā)老區(qū)、低煤階為主,中長期動用深部(埋深>1 500 m)、多層疊置及構造復雜區(qū)等資源。采用綜合預測法,即2025年前采用產(chǎn)量構成法并根據(jù)地質條件、技術現(xiàn)狀、市場、政策等因素進行約束,中長期采用生命模型法并結合儲產(chǎn)比控制法預測。

2012年后煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展放緩,儲量增長緩慢,2012—2019年煤層氣儲量年均增長率為2.6%。隨著經(jīng)濟形勢逐漸好轉、油氣價格增長,預計2020—2035年煤層氣儲量按3%～5%年增長率持續(xù)增長,2035年煤層氣累計探明儲量將達10 000×108～14 000×108m3,年均增長200×108～450×108m3。參照已開發(fā)區(qū)煤層氣開發(fā)指標,采氣速度取值3%,2020—2035年新增煤層氣儲量可保障100×108～220×108m3的建產(chǎn)能力。

要實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)量的上述持續(xù)增長目標,需開展相關技術攻關:①低階煤層氣高效開發(fā)技術;②多層疊置及構造復雜區(qū)煤層氣有效開發(fā)技術;③深部煤層氣及煤系天然氣綜合開發(fā)技術;④已開發(fā)區(qū)增產(chǎn)和提高采收率技術。綜合我國煤層氣資源潛力、勘探開發(fā)形勢及技術發(fā)展,分3 種情景預測我國煤層氣發(fā)展前景:①低情景,勘探開發(fā)技術無重大進展,老區(qū)保持穩(wěn)產(chǎn),合作區(qū)、新區(qū)、新領域進展較慢;②中情景,勘探開發(fā)技術取得重大進展,低產(chǎn)低效老區(qū)盤活,合作區(qū)快速推進,低煤階、深層、構造復雜區(qū)實現(xiàn)效益開發(fā);③高情景,在中情景基礎上出現(xiàn)顛覆性技術,單井產(chǎn)量及采收率大幅提高。

預測2035年我國煤層氣地面產(chǎn)量可達150×108～250×108m3(表3)。未來中國天然氣將繼續(xù)保持增長,預計2035年我國天然氣產(chǎn)量為3 000×108m3左右[65-66]。其中,煤層氣占5%～8.3%,仍將是我國天然氣生產(chǎn)的重要補充。

表3 我國煤層氣地面產(chǎn)量規(guī)模預測Table 3 Prediction of CBM production in China 108 m3

4 中國煤層氣發(fā)展對策

針對當前新形勢下煤層氣產(chǎn)業(yè)存在的若干問題,就保障煤層氣產(chǎn)量保持持續(xù)增長,從增加探明儲量、加強探明儲量動用、確保新區(qū)效益開發(fā)、加快合作區(qū)開發(fā)和政策扶持等方面提出如下建議:

(1)加大勘探評價工作量,落實更多優(yōu)質儲量,夯實建產(chǎn)基礎。2020年初山西省出臺了《山西省煤層氣勘查開采管理辦法》,對煤層氣探礦權的延續(xù)及最低工作量進行了規(guī)定。在此契機下,油氣生產(chǎn)企業(yè)勢必將加強山西省內已開發(fā)區(qū)勘探評價,落實更多優(yōu)質儲量,保障礦權延續(xù)的同時落實更多建產(chǎn)區(qū)。但在當前低油價背景下,企業(yè)加大勘探投資的難度較大,建議國家和地方研究制定對企業(yè)加強煤層氣勘探的政策扶持和財政扶持辦法,管理與扶持雙管齊下,切實推進煤層氣勘探評價,夯實建產(chǎn)基礎。

(2)加強優(yōu)質儲量動用,持續(xù)開展低產(chǎn)低效井改造試驗,助力老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。開展儲量精細評價,落實剩余可動用儲量及甜點區(qū)分布,明確老區(qū)可建產(chǎn)潛力,通過實施加密調整、完善井網(wǎng)、耦合降壓等措施,重點推動潘莊、樊莊、保德等高產(chǎn)區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。同時,持續(xù)開展低產(chǎn)低效區(qū)盤活改造、調整試驗,探索適宜的增產(chǎn)改造措施,實現(xiàn)提產(chǎn)、提效。建議相關管理部門將高產(chǎn)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)和低產(chǎn)低效區(qū)改造作為重點項目進行管理和年度考核,切實推進老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

(3)持續(xù)開展科技攻關和煤層氣開發(fā)示范試驗,實現(xiàn)新建產(chǎn)區(qū)效益開發(fā)。國家科技重大專項《大型油氣田及煤層氣開發(fā)》已在3 個“五年計劃”期間連續(xù)實施,科技成果促進了煤層氣產(chǎn)業(yè)由小變大,煤礦瓦斯安全狀況顯著改善。盡管存在科技成果轉化不足等問題,但我國煤層氣地質條件復雜的事實客觀存在,隨著開發(fā)規(guī)模逐漸擴大,新的地質、工程問題不斷涌現(xiàn),制約了煤層氣產(chǎn)業(yè)的規(guī)模式效益發(fā)展。建議持續(xù)實施煤層氣領域國家科技重大專項,加大低煤階、多薄煤層、深層和構造復雜區(qū)科技攻關力度。同時,加強煤層氣新技術開發(fā)示范試驗,固化具有針對性的有效開發(fā)適用技術,確保新建產(chǎn)能到位率大幅上升,實現(xiàn)降本增效。

(4)加強對外合作區(qū)項目監(jiān)管,推動合作區(qū)快速建產(chǎn)。建議從國家層面完善煤層氣對外合作政策法規(guī),切實推動合作區(qū)塊建產(chǎn)投入。一方面,進一步核減對外合作項目開發(fā)方案審批所需的核準附件,簡化程序;另一方面,對合同不完善的合作區(qū)塊推動企業(yè)進行合同修改,對不作為的合作區(qū)塊研究收回自營的支持政策。

(5)加大財政補貼及稅收優(yōu)惠扶持力度。在我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期,國內相繼出臺多項法律法規(guī)文件,促進了產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展[67-68]。“十三五”期間,煤層氣國家財政補貼從 0.2 元/m3上漲到0.3 元/m3。2020年國家修訂了補貼政策,對致密氣、頁巖氣、煤層氣進行補貼,煤層氣獲得補貼和獎勵的程度最高(產(chǎn)量折算權重1.2)。但受地質條件、技術水平、發(fā)展規(guī)模、市場等因素影響,煤層氣開發(fā)總體效益不理想,即使在0.3 元/m3補貼水平上仍處于邊際效益[20],隨著煤層氣開發(fā)逐漸進入1 000 m 以深和構造復雜區(qū),企業(yè)開發(fā)成本進一步增加。建議:充分考慮煤層氣開發(fā)對于煤礦生產(chǎn)安全和環(huán)境保護效應,繼續(xù)研究加大煤層氣財政補貼,并給予埋深超過1 000 m、構造煤等地質條件復雜區(qū)塊更高的補貼標準;適時完善煤層氣相關財稅優(yōu)惠政策,如調整增值稅變“先征后退”政策為“即征即退”、對煤層氣生產(chǎn)效果較差的區(qū)塊延續(xù)煤層氣暫不征收或減征資源稅等。

5 結 論

(1)我國煤層氣產(chǎn)業(yè)存在諸多制約因素,主要包括:后備領域準備不足;單井產(chǎn)量低,整體處于低效開發(fā);地質條件復雜,煤層氣勘探開發(fā)技術難以復制;對外合作項目進展緩慢,推動難度較大。

(2)從資源、技術以及積累的經(jīng)驗看,煤層氣仍是我國現(xiàn)實的非常規(guī)天然氣資源,高產(chǎn)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)、低產(chǎn)低效老區(qū)改造、低煤階、構造復雜區(qū)效益開發(fā)、深部及煤系氣綜合開發(fā)是中國煤層氣持續(xù)發(fā)展的基礎,預計2035年我國煤層氣地面產(chǎn)量可達到150×108～250×108m3。

(3)建議國家采取5 項煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展對策:①加大勘探評價工作量,落實更多優(yōu)質儲量,夯實建產(chǎn)基礎;②加強優(yōu)質儲量動用,持續(xù)開展低產(chǎn)低效改造試驗,助力老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn);③加強煤層氣開發(fā)示范試驗,確保新建產(chǎn)區(qū)效益開發(fā);④加強對外合作區(qū)項目監(jiān)管,推動合作區(qū)塊速建產(chǎn);⑤加大財政補貼及稅收優(yōu)惠扶持力度。