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煤层气开发定位错了吗?

国际煤炭网  来源:中国能源报  日期:2016-12-09

“我认为现在对煤层气的定位是错误的。”

近日,在中国石油大学(北京)和澳大利亚昆士兰大学等单位联合主办的2016年“中澳非常规天然气论坛暨展览会”上,中石油华北油田分公司总经理助理兼煤层气事业部总经理朱庆忠语出惊人。

图为中澳非常规天然气论坛暨展览会(中国石油大学官网/图)

朱庆忠在会上表示,我国早期将煤层气定位为瓦斯治理,在这种思路下,大多数煤层气开发处于煤矿周边,这些地区的共同特点:一是埋藏较浅、二是区域地质情况基本掌控、三是区域水动力特点基本清楚、四是由于煤矿开采多年地层已整体降压。对这些地区的煤层气采取常规的技术基本能实现开发。

但大多数煤层气资源埋藏大于800米,深层煤层气的富集状况和水体分布同浅层有本质的区别,对开发技术的要求也更高。需要根据深层煤层气的开发规律,采取相吻合的开发技术。

“煤层气开发更大程度上是新能源挖掘,绝不能定位在瓦斯治理。瓦斯治理的范围较小,而煤层气的分布范围大多是煤矿不能涉足的,因此对技术的规划和部署应该超脱瓦斯治理的范畴,要有超前的技术定位和规划部署。”

这个说法背后隐含的一个重要原因是煤层气行业多年来不同开发主体形成的煤、气之争。

作为国内最大的煤层气企业,山西蓝焰煤层气集团有限责任公司董事长王保玉认为,瓦斯治理对于山西煤矿安全起到了极大作用:“2015年全省煤矿百万吨死亡率为0.079,远远低于全国水平0.157。瓦斯抽采和利用量圆满完成国家下达的控制指标,整体安全形势非常不错。”

2015年,山西省政府决定在全省煤矿实施瓦斯抽采全覆盖工程。晋煤集团经过20余年探索创建的具有煤矿区煤层气抽采特色的三区联动井上下立体抽采理论与技术,实现了煤炭规划区、准备区和生产区“三区联动”抽采。通过合作开发、技术服务、工程承包等多种模式,晋煤集团已与阳煤集团、晋能集团等建立了煤矿瓦斯抽采合作关系,有效推进了山西省煤矿瓦斯抽采全覆盖工程的实施。

“十二五”规划未完成,原因何在?

我国虽然出台了一些激励煤层气开发利用的政策,但“十一五”、“十二五”规划全部落空。朱庆忠认为,我国高煤阶煤层气开发过程中,表现出资源大、有效动用率低、单井产气量低、产能到位率低、系统运行效率低等“一大四低”的现象特征。

以目前华北油田开发最成功的樊庄区块为例,历经8年开发后,仍存在近三分之一的低效区难以实现效益开发。这种情况反映出两个问题:一是储量提交不准确,需要精细勘探;二是同一区带储层变化大,相应的开发对策也要改变。

据记者了解,目前煤层气开发的主体工程技术不能提高单井产气量。首先是压裂,活性水压裂工艺是煤层气开发的主体压裂工艺,八年之中华北油田对其进行了三次技术升级,未能大幅提高单井产气量。其次目前采用的裸眼完井方式存在不足,完井工程不能保证井眼畅通无阻。朱庆忠告诉记者:“华北油田去年的煤层气价格为每方气1.88元,其中折旧占了0.96元,操作成本0.56元,利润只有0.27元。今年,在1.66元/方的气价下,盈利能力降低。如果补贴拿掉,已经建成的产能会受到很大的经营压力。”

朱庆忠认为,要改变这个现状,必须重新定位和规划煤层气的作用和地位。过去煤层气开发借鉴了常规油气的工程技术,但现在看违背了煤层气的开发规律,按照常规压裂的17000多口井,平均单井日产量不到600方,煤层气开发工程技术要适应煤层气的特点,开发方案设计要适应低成本的特点。

其次要优化煤层气勘探程序,实现煤层气勘探开发一体化,控制优质储量。“早期认为有煤就有气,煤层气的勘探超越普查、详查阶段,从评价阶段起步,造成勘探效益低、投资高,在原有技术下高效区域不能准确定位,导致建产区域存在大片低产井。华北油田大概一半都是低产井,这些井的效益开发成了燃眉之急。”朱庆忠表示。

预计“十三五”煤层气产量年增速8%左右

不难看出,不同开发主体眼中,煤层气被赋予不同的意义。煤炭企业从安全角度、油气企业则从清洁能源的角度看待煤层气。事实上这两个特征很难分开。正是基于煤矿安全的重要意义,国家才对煤层气行业给予如此大的支持力度。也正是因为煤层气的清洁能源属性,才能形成一个从社会、环境到企业都有利可图的产业。12月2日发布的煤层气“十三五”规划仍坚持煤层气地面开发与煤矿瓦斯抽采并举的指导思想,并制定了切实可行的规划目标。

中国以煤为主的能源结构,煤矿安全生产标准和监管的趋严,生态环境的国内、外压力,以及国家能源供给侧改革,促进能源生产和供应方式向安全、绿色、清洁、高效发展的政策,使煤层气开发利用成为刚性需求。

但国家能源专家委员会委员孙茂远也在会上提醒,未来几年,国家关井压产的煤炭政策,对煤矿区煤层气抽采量有一定影响;量大面广的超低渗、构造煤、深部等难采资源也会制约地面开采的增速。

根据“十二五”的实践和实际产量数据,近5年全国煤层气产量平均增速为14.9%,其中地面开采平均每年递增5.7亿立方米,平均年增率24%;煤矿井下抽采量平均每年递增11.4亿立方米,平均年增率12.1%。煤层气利用率的年均增率,地面为26%,煤矿井下抽采为16%。孙茂远预计,“十三五”期间,预计煤层气产量年增速8%左右,预计我国煤层气总产量将由2015年的180亿立方米(地面开发44亿立方米、煤矿抽采136亿立方米)增加到2020年的240亿立方米(地面开发100亿立方米、煤矿抽采140亿立方米)。

要想实现这一增速,“地面开采煤层气最重要的是通过自主开发和对外合作,创新出针对各类难采煤层气资源的适用技术和工艺。同时,通过个性化现有先进技术集成,努力提高探明储量区的煤层气开发强度。采取技术措施,改造和修复占比很高的低产井。通过科技进步,提高平均单产水平,增强煤层气开发的经济效益和相关企业的造血能力。” 孙茂远表示。

“十三五”有望实现多种气体资源协调开发

关于如何采出更多气,多位业内人士表示,在含煤岩系中,除了煤层气资源,还共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源,同样具有开发潜力。目前,美国已成功实现煤层气、致密砂岩气合采开发。一口井的综合勘探开发不仅对国家有利,对企业而言也可弥补煤层气单一抽采的亏损。希望资源管理改革过程中能放开限制,实现三气共采。煤层气“十三五”规划里就提到:探索研究煤层气及多种资源共生机制和协调开发模式,研究示范低煤阶煤层气储层评价、深部煤层气增产改造、多种气体资源综合开发、多煤层分压合采、互联网+煤层气等关键技术装备。

昆士兰大学特聘教授王星锦告诉记者,在澳洲,企业只要拿到区块的天然气勘探权,就可以在勘探成功并经专家评估后直接转成采矿权,且并没有区分煤层气、致密气等不同气体矿种的不同矿权,同一区块内的天然气可以一起开采。

据了解,到 2016 年底,澳大利亚的昆士兰将有6条新的液化煤层气产业链投产,出口至东南亚的天然气量将达到 430 亿方/年。

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