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文/王刚王德利，*煤田地质局煤层气研究开发中心
煤层气资源是非常规天然气资源勘探开发的重点之一。全球m以浅的煤层气资源量约为万亿m3，其中中国为36．8万亿m3，居世界第三位。年，我国地面开发的煤层气产量仅为30亿m3，而我国每年在采煤时排放的煤层气超过亿m3，煤层气开发潜力巨大。年以来，以沁水盆地为代表的高煤阶煤层气地面开发技术日趋成熟，以鄂尔多斯盆地东缘为代表的中低阶煤层气也进入规模性开发阶段。沁水盆地的部分煤层气井、气田开发超过10a，已进入产量递减阶段，而大量处于稳产期的煤层气井、气田也将面临产量递减问题。煤层气田的增产、稳产与提高采收率技术成为煤层气开发研究的新领域。本文从地质和工程两个方面对煤层气开发领域出现的新理论、新技术进行归纳，分析各方法的适用性问题及优化措施，同时指出当前提高煤层气采收率的可行性方法和未来发展方向。
1提高煤层气采收率概述
年起，北美兴起的以CO2煤层封存为目的的CO2－ECBM成为“提高煤层气采收率”概念的雏形。提高煤层气采收率(EnhancedCoalbedMethaneＲecovery，简称“ECBMＲ”)，借鉴提高原油采收率的内容，将其定义为除了依靠地层能量开采煤层气之外的其他任何能够提高煤层气田产量和最终采收率的方法。
因我国煤层地质条件差，低渗、低压、低含气饱和度的储层特征，使煤层气采收率介于8．9%～74．5%，平均仅为30%。如果不采用提高采收率措施，将有大量煤层气残留于煤层，不仅大幅降低煤层气田开发的经济效益，同时也是煤层气资源的极大浪费。
2煤层气开发地质理论研究进展
一般认为，非常规油气资源的基本特征是“储量丰度低、储层渗透率低、油气大面积连续分布、圈闭特征不明显”。随着煤层气资源勘探开发的深入，经过对煤层气成藏地质理论的拓展性分析，部分专家学者提出“甜点”(SweetSpot)及煤系气概念及微构造控气、层间压力干扰、煤系气综合开发等新理论，有助于提高煤层气井的钻井成功率和单井产气量，指导煤层气田开发阶段的加密井方案，实现气田的高产、稳产。
2．1精细地质描述研究
精细地质描述的对象主要为微构造和储层特征。微构造以小凸起、鼻状构造及小断鼻最为常见。在鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气区块的精细地质描述发现，在宽缓单斜背景下的微型鼻状隆起部位，即为煤层气富集的“甜点”区域。储层的含气性、渗透率、压力等特征关系到煤层的产气能力。通过对铁法矿区大兴井田各主力煤层的渗透性、储层压力、临界解吸压力、封盖层特征、可采资源量等煤层气地质特征的精细对比，认为岩浆岩侵入区周围的单个厚煤层为开发有利区，指导加密井的部署，使得煤层气可采储量增加万m3。
2．2煤层间压力干扰理论
煤层气开发中，采取多煤层合采的方法，理论上能够提高单井产气量，且大幅降低煤层气田的开发成本。但在沁水盆地、黔西织纳煤田的煤层气井生产中发现，多层合采反而会使单井产气量大幅降低。
以鄂尔多斯盆地东缘韩城矿区为例，单层、两层、多层生产井的平均采气强度分别为．8m3/(m·d)、．1m3/(m·d)、71．5m3/(m·d)，表明多层合采时出现严重的层间干扰现象。层间干扰现象发生的机理，是储层压力梯度差异过大的多层合采时，储层压力高的煤层成为主产水、气层，抑制低压煤层的产出能力，甚至发生水、气向低压煤层“倒灌”的现象。因此，进行合采的煤层应属于同一压力系统。
2．3煤系气综合开发理论
由于我国聚煤时期跨度长，成煤环境反复出现，使得煤层厚度大、层数多，含煤岩系的有机质含量高，为煤系非常规天然气的生成、储集提供良好的成藏地质条件。
煤系地层的岩性以煤、黏土－粉砂级碎屑岩为主。鄂尔多斯盆地、沁水盆地的煤系地层中，煤及泥页岩厚度比例约为50%，煤中有机碳含量(TOC)在60%～80%，而暗色泥页岩的有机碳含量最高可达40%，均能在构造热演化时期生成大量气态烃。煤系地层中的厚层泥页岩、煤层与渗透性好的粗粒碎屑岩呈互层状分布，组合成有效的生、储、盖圈闭，最终形成普遍含气的煤系气地层。
煤系气以吸附态、游离态和固态三种形式存在，以吸附态为主。具体赋存类型包括:吸附态为主的煤层气、煤系页岩气，游离态的煤系致密砂岩气及固态的煤系天然气水合物。实际钻探也证实了煤系气的巨大潜力。年，准东煤田彩17井在侏罗系八道湾组煤系地层的细砂岩段压裂获～m3/d的高产气流;年，我国在青海省祁连山南缘木里地区永久冻土带成功钻获中侏罗系煤系地层的天然气水合物样品。
3煤层气开发工程技术研究进展
煤层气资源的成功开发很大程度上受制于钻井、压裂工程技术的进步。目前，空气钻井、羽状多分支水平井、氮气活性水加砂压裂等技术已成功应用于沁水盆地的煤层气开发。近年来，煤层气开发工程技术针对高、中、低煤阶的储层特征进行相应的适用性改进或创新，在技术有效性和经济性方面并重考虑，二次(重复)压裂、高能气体压裂、CO2/烟道气驱、水平井对接等新技术已进行了实验室可行性分析或现场试验。
3．1二次(重复)压裂技术
在页岩气开发中，初次压裂失效使产气量大幅下降时，在原生产层重复压裂，可在初次压裂的裂缝网络基础上进行裂缝改向及扩展，产生改造储层体积更大的新裂缝网络，以较低成本大幅增加页岩气井的产气量，可使最终采收率增加30%～80%。
对于处于产量递减阶段的煤层气井，同样可采取二次压裂甚至多次压裂来提高产气量，提高单井控制面积内的最终采收率。
沁水盆地部分煤层气井在生产3a后产量下降，采取二次压裂措施后，单井日产气量普遍提高3～10倍。例如HP－1井，二次压裂前产气量、套压分别降至m3/d、0．05MPa，经二次压裂改造后，产气量、套压分别提升至m3/d、0．42MPa，增产效果明显。
3．2高能气体压裂技术
针对水力压裂需要消耗大量水资源且压裂设备复杂的劣势，高能气体压裂可大大简化压裂程序、节约水资源、对煤层伤害小且成本较低。高能气体压裂技术是利用压裂药的快速燃烧在井筒中产生的高温高压气体，通过燃烧控制形成多个高压脉冲震荡波，在射孔层段压开不受地应力约束的多方位裂缝体系，沟通天然裂缝，从而使气井增产的技术。
年，中联煤在云南恩洪盆地进行了国内首次煤层气井的高能气体压裂试验，但试验结果不理想。年，山西蓝焰集团在阳泉矿区进行3口煤层气井的高能气体压裂改造试验。改造后即出气，单井产气量由改造前的1～m3/d提高到～m3/d，验证了高能气体压裂技术的有效性。
将水力压裂与高能气体压裂技术组合的“层内爆炸技术”，即在水力裂缝中注入液体爆燃药，进行层内爆炸作业，在主裂缝周围产生大量不规则裂缝，可实现更广泛的储层改造。
3．3CO2/烟道气驱技术
气体驱替煤层气的概念起源于减少温室气体排放的CO2煤层封存技术。理论上，CO2比CH4优先吸附，通过注入CO2可实现煤层气%的最终采收率;但实际上，由于复杂的煤层地质特征和工程技术所限，一般可使采收率提高25%。年，美国在圣胡安盆地进行CO2－ECBM先导性试验，煤层气最终采收率达75%。但纯CO2不仅提纯困难大，而且使煤体积膨胀，导致孔隙缩小、裂隙闭合，现场试验中煤层渗透率降低近两个数量级，因此CO2驱不适合国内低渗特征的煤层。
烟道气的主要成分为N2、CO2、O2、SO2及颗粒物质等，注气成本低。N2驱不同于CO2驱的竞争吸附机理，由于煤对N2的吸附能力弱于CH4，注N2可降低CH4的有效分压使其解吸。加拿大在年进行的煤层气井注烟道气试验表明，富N2的烟道气置换CH4后煤基质会收缩，渗透率提高。烟道气驱煤层气技术更适合我国的煤层气地质条件。
结合轻度压裂原理的超破裂压力注烟道气法，可将微裂缝延伸与气驱相结合，获得更好的驱替效果，但需注意控制注气压力以防止过早出现气体突破现象，导致注气有效性降低。
3．4注热开采煤层气技术
从机理上讲，提高储层温度可促进煤层气的解吸。类似于稠油热采方式，注热开采煤层气技术是将高温水蒸气注入煤层，提高煤层温度，打破吸附－解吸平衡，促使煤层气解吸。但获取高温水蒸气的成本高，且煤层渗透率远远低于稠油油藏，注入能力严重受限。此外，水蒸气冷凝后形成的水珠易在煤层的细小孔喉处形成水锁现象，反而不利于煤层气的产出。建议在气驱作业的基础上适当提高温度，以提高N2、CO2与CH4的置换速率。
3．5水平井对接技术
水平井对接技术是U型井技术的延伸，年首次应用于澳大利亚Moranbah煤层气田。利用2口水平井的水平段以40～50°的夹角呈“V”字型相交，再与1口直井对接。直井以产水为主，水平井以产气为主。该技术适合国外中低煤阶储层渗透率较高的情况，不需压裂，水平段直接采用割缝筛管进行完井，可实现两水平井段间大面积煤层的降压解吸，但却不适用于国内低渗的储层条件。
考虑国内的煤层地质情况，采用该技术时可在两水平段同时采取连续油管压裂，使两井间裂缝沟通，以实现煤层体积压裂的效果，实现煤层气井的高产和高采收率。
3．6储层酸化/电脉冲解堵技术
酸化解堵技术已经在油田生产中得到广泛应用，但在煤层气开发中还少见应用。由于煤层中常见黏土类、碳酸盐岩类矿物或裂缝充填物，通过储层酸化可将孔隙、裂隙内的酸溶性堵塞物溶蚀，提高煤层渗透性。利用沁水盆地的煤样酸化试验表明，选用合适的酸液体系，可使煤样渗透率提高20倍，表明在压裂中使用酸压也会有较好效果。
电脉冲解堵技术是纯物理手段，将电能转换成的机械能(冲击波)作用于煤层，使孔隙介质被压缩或扩张，孔喉直径变化使堵塞的煤粉松动，解除储层气锁、水锁现象。年，沁水盆地的4口井进行电脉冲作业后，各井的套压、产水产气量均有明显增长。
4提高煤层气采收率技术的前景展望
随着天然气消费量的快速增长，中国天然气对外依存度从年的2%飙升到年的31．60%，能源安全促使以煤层气、页岩气为代表的非常规天然气资源能够快速增产以弥补常规天然气增产缓慢的现状。
中国煤层气地质条件复杂，单井投资高、产量低。利用合理的增产技术能够延长气田的稳产期、提高采收率，最终提高煤层气田开发的经济效益。结合国内煤层气开发实际，认为成本较低、可行性好的二次压裂、烟道气驱有望成为进一步试验和广泛应用的重要技术;同时将煤层周围的煤系致密砂岩气纳入煤层气开发范畴，可大幅提高单井产气量，提高煤层气开发的经济性，推动煤层气产业技术的快速进步。依靠化学、物理、微生物技术的煤层地下气化、液化技术是开发中深部煤层的根本性方法，未来也将会在成熟的煤层气地面开发体系基础上进行试验、应用，实现煤炭资源的清洁利用。
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