煤层气开发政策需可持续发展

　　10月15至16日，由中国石油咨询中心、中国石油国际勘探开发公司、中国石油煤层气公司和澳大利亚箭牌能源公司联合主办的煤层气开发技术研讨会在北京召开，研讨会旨在交流和借鉴国内外煤层气开发经验与技术，改善澳大利亚箭牌煤层气开发项目开发效果。来自11家单位的近60名专家参与了研讨。会议系统介绍箭牌项目博文区块情况、国内煤层气开发现状与经验，深入交流煤层气钻完井、人工举升、压裂改造、参数选择与录取、储量评价等开发技术，以推动箭牌煤层气项目实现有效开发。

　　我国煤层气稳步推进

　　已实现规模开发

　　2018年我国煤层气产量54亿立方米，中国石油产量约20亿立方米，占主导地位

　　煤层气，又称“煤矿瓦斯”，主要成分是甲烷，属非常规天然气。我国煤层气资源丰富，储量位居世界第三位，仅次于俄罗斯和加拿大。据勘查，埋深小于2000米的煤层气总储量约为37万亿立方米，大致相当陆上常规天然气资源量,可采储量超12万亿立方米。

　　自20世纪80年代起，我国逐步在30多个煤层气目标区开展了前期评价，2006年进入规模开发阶段，目前已实现规模开发，2018年我国煤层气产量54亿立方米，其中，中国石油产量约20亿立方米，占主导地位。

　　目前，包括三大石油公司在内的近20家国内外企业在中国开展煤层气勘探开发工作，近10所高校、8家专业研究机构从事煤层气勘探开发理论及技术研发攻关。国家有关部门相继出台了一系列扶持煤层气发展的优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补贴等，鼓励产业发展，例如，中央财政按每立方米0.3元煤层气(折纯)标准进行补贴。

　　中国石油勘探开发研究院非常规研究所二级专家刘洪林介绍，我国最早是在2006年启动高阶煤层气开发，高阶煤层渗透率、含气量很高，含气饱和度较低，通过2006年第一批100口的直井试验，确定将来开发的井网井距，预测全区产量和单井产量，先导试验两到三年排水采气达到稳产效果，为下一步建立20亿立方米级产能奠定了基础。

　　针对不同地区煤层不同的地质特征，我国煤层气开发逐步推进。先是开发沁水盆地高阶煤层气，具有高煤阶、低渗透、高含气量的特点，随后晋城和鄂尔多斯盆地保德地区煤层气相继开发成功，保德地区为中低阶煤，此后开发区块扩展到鄂尔多斯盆地南部的韩城，还有四川盆地南部蜀南地区等。

　　现在国内煤层气开发800米以浅的中高煤阶勘探开发技术基本成熟，基本上解决了遇到的工程技术问题，下一步就是要开发深部煤层气，即1500米以深甚至2000米、2500米深的煤层气，深层煤层气资源非常大，中深层800米到2500米这个深度段的资源占了中国资源量的2/3。深地层压力大，渗透率更低，导致煤层的解吸困难，排水降压也比较困难，需要研发新的钻井技术、压裂排水工艺技术等，目前深层技术还不成熟，这就是我们面临的挑战，现在我们正在解决这个问题。

　　复杂特点

　　锻造我国煤层气开发特色技术

　　我国煤层气开发技术跨入世界第一梯队，国际标准化组织煤层气技术委员会秘书处设在我国

　　我国煤层气地质条件非常复杂，高、中、低阶煤层气资源各占1/3，资源分布规律受盆地类型控制，气藏复杂多样。其次，多期次构造运动导致构造煤发育，煤体结构破碎；煤岩压实作用强烈，储层物性差，致密低渗。复杂的地质条件给开发带来很大难度，反过来也锻造出我国煤层气开发一系列的特色技术、高端技术。包括煤层气三维地震技术、煤层气水平井及丛式井钻完井技术、煤层气压裂增产技术、煤层气智能排采技术和煤层气“三低”集输工艺等。同时建立了煤层气标准规范技术体系。

　　对于我国煤层气开发技术，刘洪林充满信心与自豪：“现在国内煤层气勘探开发技术水平整体上不比国外落后，不敢说完全等同，但基本上在并跑阶段，国际标准化组织煤层气技术委员会秘书处设在我国，这是难能可贵的，反映出我国煤层气开发技术的高水平，拥有国际上的话语权，代表我国煤层气行业的地位。”

　　其实，煤层气开发技术并不非要多么高端，适合的技术才是最好的。国际上煤层气开发比我国早，例如美国煤层气的开发始于1950年前后，经过50多年的积淀，技术很成熟，但是美国技术在美国好用，直接搬到中国也不一定行。最开始外国也到中国开展合作，希望应用他们的技术，但是都是高兴而来失望而归，原因在于外国技术并不适用于中国独特的地质条件。国外技术必须改造，只有认识到这个地区的特点，然后对技术进行改造，才能实现经济有效开发。刘洪林从哲学的角度分析这个问题：这就是技术的普遍性和特殊性的问题，国外技术必须与中国实际情况相结合，才能发挥作用。