虎门新闻煤层气国家科技重大专项攻关：太行山巅的科技大战北京至成都动车

　　70年前发生在太行山上的上党战役，决定了中国革命的重要走向。70年后的今天，同样发生在太行山上的煤层气科技大战，为煤层气这种重要清洁资源能源的未来划定了一个战略性的发展标记。而刚刚获得中国石油和化工自动化行业科学技术一等奖的中国石油华北油田公司（简称“华北油田”）《山西沁水盆地高煤阶煤层气水平井开发关键技术研究与应用》课题，无疑是敲定这个标记的重锤。项目主要完成人：朱庆忠、杨延辉、刘立军、左银卿、倪元勇等。

　　我国煤层气资源潜力巨大，开发利用前景广阔，2000米以浅的煤层气30万亿立方米，高、中、低煤阶煤层气分别占34%、31%和35%，其中沁水盆地煤层气资源总量4万亿立方米，占高煤阶煤层气资源的39%，是全国煤层气资源的14%，是我国最重要的整装煤层气资源区。自2008年开始，国家依托“大型油气田及煤层气田”科技重大专项，首选煤层气资源丰富、中国勘探开发最早见到成效的沁水盆地，开展具有历史意义的示范工程。

　　“十一五”时期，随着沁水盆地煤层气产业的迅速兴起，人们乐观地认为将有一个超大的新型能源将被大规模开发出来。然而到“十二五”前期，红红火火的煤层气开发却遇到了一场强劲的寒流，以华北油田后续开发的郑庄、夏店等区块为例，在开发的三十几个井区中，1个最差的井区实际产量仅是预计产量的17%。原因何在？复杂的地质条件让煤层气开采理论和技术遇到“拦路虎”，新的技术难题摆在华北油田科研团队的面前。

　　地质条件差异、核心技术未破、基础支撑不牢成新考验

　　在沁水盆地高阶煤层开采实践中，华北油田的科研团队从如何破解我国煤层气开发的技术难题的大讨论入手，梳理制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈。

　　一方面，开发对象发生变化，地质条件差异较大，煤层气富集高产区难以掌控。从含气丰度上来看，尽管沁水盆地“满盆皆气”，但区域差异很大，樊庄区域每吨煤含气量在22立方米左右，而沁南、夏店等区域含气量仅为10—20立方米，有些甚至低于10立方米。从煤岩特性上来看，樊庄“过火煤”（即经过火山闷烤）煤质较硬，更利于钻井、压裂和井筒支撑，郑村和成庄区块紧挨樊庄，地质情况类似，而距离樊庄稍远的长治区域煤质却较软。除此之外，从埋藏深度、物性、煤体结构、应力大小等方面，其他区域与樊庄相比，都有不同程度的差别，由此可见煤层地质特征的变化对产量的影响较大，开发技术也要适应主体改造对象的基本特征。

　　另一方面，煤层气开发技术不适应特有的地质特征变化，核心技术未破。在快速发展的前几年，形成了整体推进以直井压裂为主、以裸眼多分支水平井为辅的单一开发方式，支撑了煤层气开发建产。其中樊庄区块内部存在近1/3的低产区，当开发煤储层更为复杂的后续区块时，由于对煤储层的复杂性及主控地质因素认识不足，采用了同一技术系列，开采效果不佳。同时，近2/3的低产井，在我国煤层气开发的其他地区，例如柿庄、古交、和顺等也存在类似的问题。

　　在指导方法上，理论研究不足，基础支撑不牢。煤层气已有的常规技术在新区域的不适应性，越来越显示出基础研究的薄弱。对煤层气的成藏理论、开发理论、开发规律认识还不到位的问题日益凸显——煤层作为有机质岩石，相适宜的增产方式是什么？如何科学排采管控？能传导到多远？等等。通过分析发现，煤体结构、地应力、流体可疏导性、构造特征、煤岩变质程度等储层特点的差异，都会影响着煤层气的开发方式。

　　创新地质与开发理论、改变水平井设计理念、自动与智能系统出新方法

　　突出创新、效益和适用性，按照“创新地质认识、攻克瓶颈技术、提高单井产量、形成配套系列”的原则，经历了示范推动、技术创新、创新驱动阶段，华北油田的科研团队取得了关键技术实质性进展与突破，针对沁水高阶煤特点，形成了以“基于疏导理论的开发优化设计技术”为标志的重大技术成果：

　　理论方法上，创新提出高阶煤煤层气“四元”成藏地质理论，建立“剔除法”富集区评价技术，揭示流固耦合控产机理，建立“三要素”定量化高产区评价技术，促成了煤层气勘探评价方式及产能建设思路的重大转变。而且，提出高阶煤储层疏导式开发理论，形成基于疏导理论的开发技术系列（低前置比快速返排煤层压裂工艺技术、复合造穴压裂增产技术），促成了工程技术由改造向疏导式转移的新理念。

　　技术实现上，创新“主支疏通、分支控面、脉支增产”仿树形水平井设计理念，成熟应用可控水平井钻完井技术，配套了登梯法井眼轨迹控制技术、“接力式”辅助携岩井眼清洁技术、定点悬空侧钻技术、化学挤注固壁技术等特色技术，形成了完整煤层气水平井钻完井技术系列。同时，构建煤层气随钻导向地层判识新模式，自主搭建定导一体化远程实时监控指挥平台，研发低成本地质导向新装备，形成煤层气水平井定导一体化地层判识技术系列。

　　操作实践上，第一次采用量化煤层气排采控制技术，实现数据录取、分析、参数调整自动化，研发高性能智能控制器，初步实现智能化排采控制，控制精度达到了流压在±0.005MPa/d，套压控制在±0.01MPa，水计量达0.001m3/d，流压稳定率达到91.5%。完善了集输系统运行优化技术，提高集输系统运行效率。创新形成了单体设备和站场整体橇装工艺、负（低）压抽排技术，对降低运行成本、低产井增产提供了经验借鉴。

　　改变产能建设模式、改变排采控制工艺技术、以积极态度对待瓶颈制约

　　项目的实施，促成了煤层气勘探评价、产能建设思路的重大转变和疏导式工程设计新理念的形成，在沁水盆地实现成果转化，建成了我国的煤层气生产与科研示范基地，煤层气探明储量及产量大幅攀升，2011—2015年，共新增探明储量1698亿立方米,综合建产5.02亿立方米,累积产气5.06亿立方米。共新增销售额8.55亿元、利润1.74亿元、净利润1.3亿元,实缴税金0.47亿元，节约钻井、排采等投资费用2.1亿元，产生了良好的经济效益和社会效益，为我国煤层气产量上40亿立方米发挥了重要的支撑作用。

　　华北石油科研团队通过梳理关键问题，认识到在地质条件差异较大的背景下，我国煤层气的后续开发遵循“创新、非常规、高效”将有可能破解我国煤层气开发的技术难题，但需要经历反复失利的考验，需要时间的检验。提出首先必须改变产能建设模式，提高产建效率，是以改进地质研究，深化成藏及控产机理研究，在“甜点区”科学设计井位和井型为前提。提出用辩证思维的方式，构建主体技术。提高煤层气单井产量首先要考虑目前压裂工艺的利弊，煤层气开采应用辩证思维的方式来研究主体技术，充分考虑煤层有机成分占主体的地质特性，工程技术由过去的改造式向疏导地层的方式转变。提出改变排采控制工艺技术。提高投资效益。研究煤层气产气机理及开采过程中煤储层的应力应变及动态渗透率的变化规律，现场试验与室内实验紧密结合，科学量化排采管控技术，提高排采效率。改变排采工艺，解决抽油杆与油管的偏磨等问题。

　　朱庆忠作为项目负责人是中国石油华北油田公司副总经理，博士，教授级高级工程师，曾获全国劳动模范，河北省十大杰出青年荣誉称号。长期从事油气田开发、储气库、煤层气勘探开发地质与工程技术综合研究及综合管理等工作，公开发表论文二十多篇。“他领导的煤层气国家科技重大专项攻关团队”2016年荣获中国石油天然气集团公司“科技工作创新团队”荣誉称号。

　　研究团队应用项目成果，申请发明专利50件（授权6件），申请实用新型专利17件（授权16件），授权软件著作权3套，出版专著2部，发表重要论文33篇，发布行业标准1项、企业标准78项。项目成果通过发表学术论文、出版专著、国内与国际研讨会议并编写有形化技术手册、发明专利、编制行业标准等形式进行广泛宣传与推广，使我国高阶煤煤层气的勘探开发从依赖、照搬国外技术到理论初步形成、关键技术系列基本完善，填补了国内空白，引领了我国高阶煤煤层气勘探开发理论创新、技术进步。项目取得的成果应用于沁水盆地南部不同地质特征和不同深度区域，目前推广应用于冀中地区大城、二连地区吉尔嘎郎图等中、低煤阶领域，为进一步扩大煤层气开发区域，奠定了坚实的技术基础。（左银卿 那松波）