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張培河1，張明山2
(1.煤炭科學研究總院西安研究院，陜西西安710054；2.東北煤田地質局107隊，遼寧阜新123003)
摘要：在對國內外煤層氣勘探開發現狀調研的基礎上，分析了不同煤層氣開發方式的技術特點、技術優勢和存在問題，以及應用現狀和應用效果，并根據不同開發方式的技術、工藝要求，從地質、儲層、地形和投資等方面研究了主要開發方式的適應性。基于美國和我國煤層氣地質條件的綜合對比分析，并針對我國主要煤盆地的地質特征和地形條件等，提出了相應的煤層氣開發方式：沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣比較適合地面垂直井和定向井開發方式；其他地區因地質條件大都比較復雜等原因，建議首選直井方式進行煤層氣勘探開發。
我國煤層氣勘探開發始于20世紀90年代初，至今已有近20a歷史。自2005年以來，隨著國家相關政策的出臺，我國煤層氣勘探開發出現了新的高潮，近4a施工的煤層氣井超過以往10余a煤層氣井的總和。至2008年底，我國實施的各類煤層氣井已有3000余口，煤層氣勘探開發遍及全國的主要煤盆地，大規模的煤層氣勘探開發即將到來。
目前，地面煤層氣開發方式主要有地面垂直井、地面采動區井、叢式井、羽狀水平井和U型井等方式。這些開發方式可系統地劃分為定向井開發方式和直井開發方式兩類。其中，地面垂直井和地面采動區井為地面直井開發方式；叢式井、羽狀水平井和U型井為定向井開發方式。煤層氣開發方式的合理選擇是煤層氣開發需要重點考慮的內容，也是煤層氣勘探開發成功的關鍵。美國是煤層氣開發最成功的國家，由于煤盆地構造簡單和煤層滲透率高等特點，不同類型開發方式的氣井的產能都普遍較高，且經濟效益顯著。我國煤盆地的地質條件和水文地質條件復雜，煤層滲透率低，煤層氣開發難度大，對開發技術及工藝要求嚴格，這使煤層氣開發方式的選擇顯得尤為重要。因此，結合我國目前的煤層氣勘探開發現狀，開展煤層氣開發方式適應性研究，對診斷目前勘探開發過程中存在問題，有效指導今后的煤層氣勘探開發作業具有重要意義。
1煤層氣不同開發方式的應用及效果
1.1國內外煤層氣勘探開發現狀
美國是世界上煤層氣勘探開發最早的國家，也是最成功的國家。美國煤層氣工業起步于20世紀70年代，首先在黑勇士盆地和圣胡安盆地取得成功；90年代后，在粉河、猶因塔等盆地也相繼取得了成功。至2006年，美國煤層氣生產井已達35000口，年產煤層氣5600×108m3/a。美國的煤層氣勘探開發主要采用地面垂直井方式，在部分地區實施了數量較少的羽狀水平井和地面采動區井。
通過美國的示范作用，澳大利亞、加拿大等國家競相開展煤層氣的勘探開發，并逐步進入工業化開采，煤層氣勘探開發也主要采用地面垂直井方式。加拿大的煤層氣勘探開發自20世紀80年代開始，主要位于阿爾伯達盆地，2001年之前，僅有70余口煤層氣井，近年來煤層氣勘探開發有了長足的發展，2003年新增1000口煤層氣生產井，2004年又鉆井1500口，煤層氣產量總計約10.22×108~15.33×108m3/a[1]。澳大利亞的煤層氣勘探開發始于20世紀70年代末，主要集中在悉尼、岡尼達、鮑恩、加利利等盆地，2004年煤層氣產量達13.55×108m3/a，目前達到27×108m3/a，昆士蘭的鮑恩盆地單井日產氣量最高可超過28320m3/d。
我國的煤層氣勘探開發起步于20世紀90年代初，首先在沁水盆地的晉城礦區取得了成功，并逐漸擴展到整個沁水盆地。受煤層氣產業政策等方面的影響，在本世紀初，我國的煤層氣勘探開發規模逐步擴大，勘探足跡遍及鄂爾多斯、阜新、吐哈、準噶爾和鶴崗等多個盆地，已形成了沁水潘莊、潘河、樊莊、成莊、柿莊、陽泉寺家莊、韓城象山和阜新劉家等多處開發區。潘莊、潘河、柿莊、阜新劉家和韓城象山等區已初步進入商業化開發階段。我國的煤層氣勘探開發主要采用地面垂直井方式，并實施了40余口羽狀水平井和20余口地面采動區井的勘探開發試驗，近年來又進行了少量U型井的煤層氣勘探。至2008年底，已施工各類煤層氣井3000余口，煤層氣產量達到3.4×108m3/a。
1.2不同開發方式的應用效果
1.2.1地面直井
煤層氣勘探開發的地面直井方式包括地面垂直井和地面采動區井。
a.地面垂直井
地面垂直井方式是在地面打垂直井進入目標煤層，通過采取一系列增產強化措施抽采目標煤層的煤層氣。地面垂直井方式是目前國內外煤層氣勘探開發廣泛應用的方式。受地質條件的影響，垂直井煤層氣開發的完井方式不一致，目前主要的完井方式有射孔壓裂完井、裸眼完井和洞穴完井等。
在美國猶因塔、黑勇士等盆地，多采用地面垂直井方式進行煤層氣勘探開發，使用射孔壓裂完井的強化措施提高氣井產能。猶因塔盆地的煤層氣井產氣量平均為2800m3/d，勘探初期3口井壓裂后排采1a多時間，單井產氣在1000m3/d左右，隨后井組逐漸擴大到23口，連續排采4a以上，單井產氣量逐漸增加到5000m3/d以上，在大規模生產階段，超過20000m3/d[2]；黑勇士盆地煤層氣井產量在3000m3/d左右，在實行優化完井和增產措施的基礎上能夠取得超過8495m3/d的單井產量[3]。粉河盆地采用裸眼完井，產氣效果非常好，截止2006年底，煤層氣生產井達到16000口，產量超過140×108m3/a，單井產量3700~9900m3/d，最高達28000m3/d?；圣胡安盆地大部分井采用裸眼洞穴法完井，產氣效果也非常好，煤層氣富集區的氣井產量為57000~85000m3/d，是采用地面垂直井開發凝膠壓裂增產井的7倍，甚至更高，但在煤層氣富集區之外，洞穴完井方法增產效果不佳，甚至不如套管壓裂增產的煤層氣井。目前，洞穴完井方法僅適合于煤層厚度大、硬度大，滲透率和氣含量較高的地區。
我國的煤層氣勘探開發主要采用地面垂直井方式，采取壓裂增產的強化措施，效果比較顯著，近年來，地面垂直井數量大增。沁水盆地是我國煤層氣勘探開發的最熱點地區，煤層氣開發效果好，已形成了潘莊、柿莊、樊莊、潘河和陽泉寺家莊等多個煤層氣開發區，主要采用地面垂直井、套管完井作業方式進行煤層氣開發，單井最高產量達到16000m3/d，平均產量為2000m3/d。在沁水南部還進行了裸眼完井試驗，試驗表明：在地質條件相似，實施的壓裂改造效果基本一致的情況下，裸眼完井比套管完井的煤層氣井產氣效果好，但裸眼完井的煤層氣井在排采過程中大都不同程度地出現煤層坍塌、堵塞篩管的情況，而且修井頻率高[4]。
b.地面采動區井
地面采動區井是在采煤之前由地面打垂直井進入主采煤層頂板，主要用于抽放煤炭采動影響范圍內的不可采煤層及巖層中的煤層氣。由于受采動影響，抽放井筒附近煤層及圍巖破裂，裂隙增加，而且應力釋放，煤儲層壓力降低，煤層及圍巖的甲烷大量解吸，并經巖石冒落帶或裂隙帶進入井筒產出，因此氣井產量通常都比較高。
在美國的勇士盆地和阿巴拉契亞盆地，地面采動區煤層氣開發也已進入了商業化階段，勇士盆地的吉姆沃爾特(JimWalter)煤礦是美國最深的高瓦斯礦井，鉆采地面采空區井200余口，單井產量在4000m3/d以上，最大超過10000m3/d，甲烷的體積分數在90%以上[5]。我國采動區地面鉆孔抽放始于20世紀80年代，曾在陽泉、淮北和鐵法礦務局進行過試驗，由于種種原因均未形成規模。1995年，鐵法礦務局引進美國采動區井采氣技術，在大興礦N1405工作面施工3口采動區井，產氣約2000~20000m3/d，取得了較好的產氣效果。與此同時，淮北礦務局也開始在桃園、臨渙、蘆嶺等礦進行地面采動區井煤層氣勘探試驗，蘆嶺礦1048Ⅱ工作面回采期間，采用井上、下煤層瓦斯綜合抽采方式治理瓦斯，地面采動區井最高抽放量達到46000m3/d[6]。
1.2.2定向煤層氣井
定向井煤層氣開發是近年來煤層氣產業發展研究的新技術或引自石油天然氣系統的技術，比較適合低滲透煤儲層的煤層氣開發。與地面直井比較，定向煤層氣井的開發優勢是：增加了煤層氣產出的有效供給范圍；無需壓裂增產，減輕了對煤儲層傷害；單井產氣量高，煤層氣采出程度高；減少鉆前工程、占地面積、設備搬遷和鉆井工作量，節約地面管線等費用；投資回收期短，經濟效益好。定向煤層氣井開發方式包括叢式井、羽狀水平井、水平井和U型井等。羽狀水平井、水平井和U型井通常都稱為地面水平井。近年來，國內外煤層氣開發企業將定向井煤層氣開發作為提高煤層氣單井產量的重要手段進行試驗或推廣。
a.地面水平井
羽狀水平井是由美國CDX公司研發，并在近年來逐步得到推廣的一項新興技術，適合低滲透煤儲層的煤層氣開發。在美國，該技術已成功地應用于西弗吉尼亞、阿巴拉契亞和圣胡安盆地等地區的煤層氣開采，單井產量達到20000~80000m3/d，是常規井的10~20倍，3~5a采出程度可達70%以上。最近幾年，CDX國際公司在阿巴拉契亞盆地鉆了近百口定向羽狀分支水平井，在低滲透煤層氣開發中取得了顯著成效[7]，單井產氣34000~56000m3/d，比地面垂直井產量提高20倍以上(直井壓裂開采產氣只有1700m3/d)[2]。羽狀水平井在圣胡安盆地也得到應用，在BP公司所屬的區塊內實施2口羽狀水平井，效果顯著，單井產氣57000m3/d，而該區垂直井單井產氣量僅為2800m3/d。我國于2003年開始進行羽狀水平井的煤層氣勘探試驗，試驗區主要集中在沁水盆地，在鄂爾多斯盆地、寧武盆地等也進行了勘探試驗，到目前為止，已施工的羽狀水平井有40余口，沁水盆地南部的羽狀水平井產量一般在20000m3/d以上，最高可達到90000m3/d，其他地區試驗效果差，甚至不成功。
U型井(又稱對接井)是國內外巖鹽鉆井水溶開采比較通行的方法，在我國已開始進行煤層氣的應用試驗，在鉆井和完井技術及工藝方面得到了較大發展，我國首先在山西的保德地區進行勘探試驗，施工了4個U型井的井組，氣井產水量較大，均在200m3/d以上，除1號井外，其余3口井長期水量不減[8]。在山西和順地區、陜西彬長礦區和寧夏石炭井礦區也正在進行U型井的勘探試驗。我國正處于U型井的勘探試驗階段，目前還沒有翔實的氣井產能資料。
b.叢式井
叢式井是近年來引自油氣田開發的一套新技術。自20世紀90年代初，我國的長慶、克拉瑪依、大慶和青海等油田，都開始采用叢式井進行油氣開發。目前，在世界上，煤層氣開發叢式井的應用較少，我國的晉城煤業集團公司、中國石油天然氣公司在沁水盆地南部施工了100多口叢式井，產量在2500m3/d左右，與地面垂直井差別不大。
2煤層氣不同開發方式的適應條件
煤層氣開發方式受開發目的、所在地區的地形條件、地質條件以及資金等方面影響。在各種影響因素中，地質條件是內在因素，不同開發方式需要有不同的地質條件與之相適應。合理的開發方式不僅影響氣井的產能，而且影響到項目的投資。
美國煤層氣地質條件簡單，煤層氣開發方式的選擇相對容易，氣井產量普遍較高。我國煤田地質條件比較復雜，含煤盆地形成后普遍經歷了多期構造運動，致使含煤盆地內構造復雜，褶皺斷裂發育，煤層原生結構被破壞，加之我國現今煤田的地應力普遍較高，因此，煤層滲透率普遍較低；同時，受構造作用的強度、部位等影響，我國不同地區煤層氣含量、滲透率的分布存在顯著差異，從而加大了煤層氣勘探開發方式的選擇難度。
美國煤層氣勘探開發過程中，不同類型儲層采用不同的開發技術，對于高煤階低滲煤層，發展羽狀水平井開發技術；中煤階中低滲煤層采用低成本直井壓裂開發技術，通過優化壓裂體系與規模，增加有效支撐縫長，提高裂縫導流能力的途徑提高氣井產量；低煤階高滲煤層采用洞穴完井技術。我國的地形條件和煤層氣地質條件比較復雜，煤層氣勘探開發過程中，應依據不同地區的地形、地質和儲層條件等，優化選擇合理的煤層氣開發方式。
不同煤層氣開發方式有著不同的開發技術和工藝，對地形、地質和投資等條件的適應性也不一致。在同一地區或相同的開發條件下，采用不同的煤層氣開發方式，煤層氣井的開發效果會差別很大。因此，研究煤層氣不同開發方式適應的地形、地質和資金等條件，針對不同地區選擇合理有效的開發方式，對煤層氣開發至關重要。結合目前國內外煤層勘探開發的實踐，根據煤層氣不同開發方式的技術和工藝，對其適應條件進行分析，結果見表1。
目前，地面垂直井煤層氣開發方式的技術、工藝成熟，但該方式單井控氣面積小，適合于地形平坦、交通方便的地區。其對地質條件的要求是：構造簡單或相對簡單，目標煤層深度300~1200m，厚度大且穩定，目標煤層1~3層，目標煤層以碎裂-原生結構為主，煤層氣含量及滲透率相對較高。該開發方式工藝簡單、技術成熟，投資成本低，但單井產氣量低、煤層氣采收率低，由于需要施工的煤層氣井數量多，因此管理成本高，集輸管路復雜，集輸投入高。
叢式井開發方式適應條件與地面垂直井基本一致，由于是在一個井場同時實施多口煤層氣井，因此對地形、交通條件的要求較地面垂直井低，其產能狀況與地面垂直井基本一致，集輸、管理相對簡單，且成本較低。叢式井開發的目標煤層一般為1~3層，施工工藝較垂直井復雜。目前地面叢式井在石油、天然氣勘探開發作業中應用效果較好，由于石油、天然氣井的深度通常都比較大，因此生產作業便于操控；煤層氣井一般都比較淺，而且排采作業對井斜的要求高，下泵深度通常要到達目標煤層甚至目標煤層以下位置，因此排采生產容易引起管柱系統與套管磨損等，致使氣井管理、維護比較困難。受我國煤層氣地質條件的制約，煤層氣勘探開發的理想深度是1200m以淺。因此，叢式井方式并不完全適合我國的煤層氣地質條件，目前已很少應用。
地面采動區井開發方式技術、工藝簡單，但單井控氣面積比較小，而且在氣井部署、氣井產能、產氣質量等方面受到煤炭采掘部署及采掘進度的影響。該方式適合在開采煤層上方的鄰近煤層發育、氣含量較高的地區應用，氣井的產氣量一般都比較高。鉆井深度要求到煤層上方的煤炭采動裂隙帶，鉆井深度小，同時該方式不需要實施壓裂增產等強化措施，投資費用低。由于是在煤炭采掘工作面前方鉆井，因此受到煤炭采掘部署等影響顯著，適應范圍小，而且對地形、交通條件要求高，集輸、管理成本高。
羽狀水平井、U型井和水平井開發方式的單井控制面積大，煤層氣井產能高，采收率高，對地形、交通等適應性強，而且由于單井控制面積大，因此管理成本和集輸投入都相對較低。這類煤層氣開發方式的缺點是：對地質條件要求高，適合在構造及水文地質條件簡單，煤層穩定且厚度大，煤層原生結構發育的地區；這類開發方式的工藝技術復雜，鉆井費用較高。
3我國主要煤盆地煤層氣開發方式探討
3.1地質條件分析
美國煤層氣開發成功的關鍵是美國大陸具有穩定的區域地質構造背景，構造簡單，煤層發育，埋藏較淺，且以原生結構為主，煤層滲透率高。
中國大陸則遭受多個板塊的碰撞，構造背景復雜。我國南方的主要煤田斷裂、褶皺發育，尋找一個構造簡單的區域相對困難，多不適合定向井的煤層氣勘探開發；新疆的準噶爾煤田，不僅構造發育，而且地層傾角大，局部地區地層直立甚至倒轉；黑龍江的鶴崗盆地張性、張扭性構造及層滑構造都比較發育；遼寧的阜新盆地不僅斷裂發育，而且火成巖墻分布廣泛；山西、陜西等華北地區構造相對簡單，但也存在局部復雜區。
中國煤盆地普遍具有煤層發育層數多，煤層厚度大的特點，但多數煤盆地的煤體結構差，構造煤發育，不利于定向井的鉆探成孔。我國主要煤田的煤層滲透率普遍較低，注入/壓降試井測試滲透率多在1mD以下，按美國的標準均為低滲透儲層。我國不同煤田的氣含量變化范圍大，氣含量高值區主要位于中-高變質程度的煤盆地或地區，如六盤水含煤區、川南黔北地區、沁水盆地、鄂爾多斯盆地、淮南煤田、淮北煤田等；低變質煤區的煤層氣含量普遍較低，如二連盆地、海拉爾盆地、準噶爾盆地、吐哈盆地等。我國煤田的水文地質條件差別也非常顯著，南方的多數煤田水文地質條件都比較復雜，不適合進行定向井的煤層氣勘探開發；華北地區多數煤田含水層不發育，含水層富水性弱；東北及西北地區煤系含水層比較少，含水層富水性弱，水文地質條件簡單。
3.2不同煤盆地的煤層氣開發方式
我國的沁水盆地、鄂爾多斯盆地構造簡單、煤層埋藏淺、厚度大、滲透性好、氣含量高、原生結構煤發育，水文地質條件簡單，適合采用地面垂直井、羽狀水平井和U型井進行煤層氣勘探開發；太行山東麓煤田構造較簡單、煤層發育、氣含量高，但部分地區水文地質條件復雜，適合采用地面垂直井進行煤層氣開發；內蒙古的二連盆地、海拉爾盆地構造較復雜，氣含量低，但煤層發育，厚度大且較穩定，適合采用地面垂直井、采動區井方式進行煤層氣開發；黑龍江的雞西、雙鴨山和勃利等煤田構造較簡單，煤層發育，但厚度普遍較小，而且穩定性差，適合地面垂直井和采動區井進行煤層氣開發；鶴崗盆地構造較復雜、氣含量低，但煤層發育層數多、穩定且厚度大，適合采用地面垂直井和采動區井煤層氣開發；遼寧的阜新盆地煤層發育，氣含量較高，但火成巖發育，適合采用地面垂直井和采動區井進行煤層氣開發；新疆地區主要煤田構造都比較復雜、氣含量低，但煤層發育，厚度大，適合采用地面垂直井和采動區井進行煤層氣開發；安徽的淮南、淮北煤田構造復雜，煤體結構破碎，滲透性差，但煤層發育層數多，厚度大，適合采用地面垂直井和地面采動區井煤層氣開發；我國南方的六盤水等盆地構造復雜，煤層穩定性差，煤體結構差，地應力高，滲透率低，水文地質條件復雜，而且地形復雜，交通不便，煤層氣勘探開發難度大，但煤層發育層數多，間距小，氣含量高，在地形、交通等條件合適的地區可采用地面垂直井和地面采動區井方式進行煤層氣勘探開發。
值得注意的是，以上認為適合不同盆地的煤層氣開發方式，并不是說全區(或全盆地)都適宜用某種方式進行煤層氣勘探開發。受我國煤盆地地質條件的影響，適合定向井煤層氣勘探開發的地區(或盆地)非常有限。另外，由于定向井煤層氣開發方式對地質條件的要求苛刻，而且投資大、風險高，我國已有失敗的教訓。因此，應慎重采用定向井進行煤層氣的勘探開發。
4結論
煤層氣的不同開發方式適應的條件不同，各類開發方式普遍適合于構造及水文地質條件簡單，煤層穩定，厚度大，且原生結構發育的地區。地面垂直井開發方式適合在地形、交通等比較便利的地區，定向井開發方式對地質條件的要求嚴格，但對地形、交通等地理條件的適應性強。我國華北的沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣比較適合地面垂直井和定向井煤層氣開發，東北、西北以及南方的煤盆地在地形、交通方便的情況下，比較適合采用直井方式進行煤層氣開發。
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