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我国煤层气储层特征及开采技术适用性分析 煤层是一种新型的不规则天然气。采矿和开采对于优化能源结构、环境保护、促进煤炭安全生产等方面发挥着重要作用。目前我国正处于由煤层气资源大国向煤层气生产大国转型的关键时期。虽然勘探开采已取得显著进展,但要实现真正的高效开采仍有很多问题需要解决。如何提高煤层气采收率是其中的关键问题之一。采收率是计算煤层气可采资源量的重要依据,提高煤层气采收率不仅可实现煤层气增产,减少温室气体排放,还可最大限度降低煤矿瓦斯事故发生概率。此外,提高采收率能有效降低煤层气开采成本,有利于尽快实现煤层气产业化,取得良好的经济效益。 1 美国、加拿大等主要煤气生产国的采收率 从我国部分矿区所得理论采收率来看,其变化范围在6.7%~76.5%,平均只有27.0%(图1)。而美国、加拿大等主要煤层气生产国的采收率普遍高于我国。因此,我国要实现煤层气的高效开采,就必须解决采收率过低的问题。 1.1 低渗透率煤储层的特征 我国含煤区先后经过了多期构造运动改造,地质条件复杂。断层、褶皱以及岩浆侵入现象普遍存在,构造煤发育。由于构造活动强烈,导致煤储层中甲烷大量逸散,煤层中含气饱和度降低;煤储层原生孔裂隙系统被破坏,构造应力成为影响渗透率的关键因素,煤层在被重新埋藏到地下以后,地应力增大使得渗透率急剧下降。目前多数含煤区储层渗透率在0.5×10-3μm2以下,属超低渗透煤层;过低的含气饱和度以及超低的渗透率都不利于储层压力增加。煤储层本身的沉积特征和区域小构造发育导致含煤区非均质性明显,因此煤储层裂隙间的连通性很差,使煤层气解吸和运移通道被堵塞。在排采过程中不能形成连续、稳定的降压漏斗,这对煤层气的开采非常不利。 总之,“低含气饱和度、低渗透率、低储层压力”的“三低”特性是我国煤储层的普遍特征。除地质构造条件外,煤层埋深、煤阶、煤厚、水文条件、沉积环境和演化历史等诸多条件都对煤层气的开采环境有重要影响。不同地区各种条件综合作用的结果不同,影响采收率的主导因素也不同。 1.2 气气开采技术存在的问题 煤层气开采技术主要包括钻井完井技术、强化增产措施、井网布置、排采工艺4个方面,其主要目的可以概括为:保护煤层自身稳定性,确保开采过程中不受污染和强烈扰动;改善煤储层渗透性,提高导流能力;最大限度降低储层压力,促使更多煤层气解吸,提高采收率。 经过多年的生产实践和国际合作,我国成功引入美国的煤层气开采技术,并在沁水盆地南部等地区煤层气开采中取得了理想效果。但由于我国煤层气开采条件差,现有技术还不能满足煤层气开采的要求,所以需要有更多低成本、高可行性、效果理想的新技术为我国煤层气开采事业服务。总结现行煤层气开采技术,主要存在以下4个方面的问题。 1)钻井成本偏高,占煤层气开采总成本的1/2以上。尽管采用欠平衡钻井技术具备诸多优点,但选用何种钻井液仍有待研究。空气、泡沫等做钻井液只适用于浅部煤层。对于深部煤层仍宜采用泥浆钻进技术,但操作不当容易污染煤层,降低渗透性。能否在保证钻井效果的前提下降低成本是解决问题的关键。 2)国外采用较多的垂直井技术在我国并不适用。采用的裸眼洞穴完井技术成本低、效果好,该技术在美国被广泛应用。但这种技术要求煤层具有渗透率高、地应力小、煤层顶底板稳定、煤储层强度大等条件,否则容易造成洞穴塌陷,煤层气运移通道被堵塞,因此风险性很大,后期维护成本高;套管完井风险较小,可以确保稳产,但完井费用较高,完井过程比较复杂,操作不当容易引起泥浆侵入煤层造成污染。 3)水力压裂技术的局限性。水力压裂增产是目前普遍采用的技术,但由于煤本身质软,因此支撑剂容易嵌入煤中,造成孔隙闭合;某些遇水膨胀的煤层水力压裂后渗透率会下降;选用其他压裂液则存在低成本、低污染与高性能之间的矛盾;我国多数地区煤层不含水或含水量少,压裂液排返率低而在煤层中滞留,易对煤层造成污染;排采过程难以控制,过快容易带动煤粉和支撑剂堵塞煤体孔裂隙甚至钻孔,过慢则不利于储层压力的迅速下降,影响产气速度;排采过程中会产生大量污水,处理不当会影响当地环境;压裂过程需要众多大型机械设备,目前尚需进口,成本很高。 4)注入CO2能有效提高采收率,但制备大量较纯净的CO2费用高,且会在煤矿生产中随煤重新回到地面,因此仅适用于没有开采价值的煤层。还有研究表明:CO2注入会导致煤基质膨胀,降低煤层渗透率,存在技术风险。 2 完善天然气开采技术的方法 2.1 超短半径径向水平井技术 各种开采技术对煤储层适用性不同,根据已研究的果分析各开采技术适用性见表1,针对我国现有的煤储层条件,单纯靠一种技术开采煤层气还不能满足增产需求。在同一地区不同的区域小环境下选择合适的开采技术,实现经济效益和开采效果的最优化是今后努力方向。 裸眼完井、裸眼洞穴完井技术最初起源于美国,并在圣胡安盆地取得很大成