石油圈我国煤层气资源丰富，埋深2000米以浅的煤层气资源有36.81万亿方，居世界第三位，其中高煤阶中有8万亿方。 随着国家对煤层气开发的重视，出台了一系列优惠政策，极大地刺激了产业快速发展。“十二五”期间，各煤层气公司加快了产能建设步伐，但低产井的大量出现，极大减缓了发展速度，仅沁水盆地钻井8000余口，平均单井产量也仅为868方/天。特别是2015年以来，伴随天然气价格下浮，煤层气效益空间进一步被压缩，行业发展面临前所未有的挑战。 目前高煤阶煤层气开发呈现“一大四低”现象：探明储量大、储量动用率低、单井产气量低、产能到位率低、系统运行效率低。而开发较好的区块有一个共同特点，就是埋藏浅渗透率相对较大！那么我国高煤阶煤层气开发到底出现了什么问题？笔者认为有以下几个方面： 首先是对高煤阶煤层气开发的定位不完善。 我国对煤层气的早期定位为瓦斯治理，大多数煤层气开发处于煤矿周边，这些地区有共同特点：一是埋藏较浅、二是区域地质情况煤矿基本掌控、三是区域水动力特点基本清楚、四是由于煤矿开采多年，地层已经整体降压。 这些地区技术门槛较低。但煤层气更多资源埋藏大于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，加以地层压力大，煤层横向分布非均质性强，需要更高的开发技术。目前我国煤层气离开煤矿周边屡屡失误，就是技术不适应的具体体现。煤层气开发更大程度上是新能源挖掘，对技术的规划和部署都有更高要求，超脱瓦斯治理的范畴。美国煤层气早期的定位也是瓦斯治理， 1983年就转入新能源开发阶段。 其次是煤层气勘探开发程序不合理。 沁水盆地勘探开发活动始于20世纪80年代末期，在规模勘探开发前期，普遍认为高阶煤储层构造简单，有煤的地方就有气。因此，早期煤层气勘探工作显得无足轻重，直接越过勘探阶段，造成勘探效率低，“甜点区”优选准确率低，导致没有系统的理论指导，而出现大量低产区。且目前煤层气勘探开发均以煤矿地质作为指导，而煤层气地质和煤矿地质有本质区别！ 三是工程技术与储层差异性不匹配。 高阶煤层气开发初期，产能建设模式采取整体推进式，工程技术引用油气开发技术，大多采取直井压裂为主，这种方式很难大幅度提高单井产量。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，都会影响煤层气的开发方式。煤层气只有大幅降压才能提高采收率，而常规油气反之，工程技术要符合煤层气开发的这一规律。 四是常规地面建设模式不适应。 从“十一五”到“十二五”前期，借鉴油田建设模式，地面建设费用较高。由于前期建设多为单井场直井的开发方式，占地面积大，地面设备分散，点多面广、小而全、大而全的模式导致开发建设成本及后期维护成本较高，设备冗余严重。而且安全等级标准较高，不适应低压采气的实际。 分割线 那么如何改变我国煤层气低迷的状况、打好 “十三五”期间煤层气开发的歼灭战、确保“十三五”国家战略规划的实现？笔者认为除了国家继续加大对煤层气扶持力度外，要重点加大技术攻关，应该从以下几个方面入手： 首先要高度重视煤层气勘探开发理论和技术的研究。 要正确认识到煤层气是种边际资源，对开发技术要求更高，针对不同的地质特征制定正确的技术攻关思路； 要正确认识到煤层气的开发规律与常规油气有本质区别，工程技术要符合开发规律的要求； 要正确认识到煤矿地质和煤层气地质有本质的区别，瓦斯治理可以采取煤矿地质理论，但是煤层气开发应该采取煤层气地质理论的指导； 要正确认识到煤层的组成大多是有机质矿物，要清楚这种矿物的特性，及其与无机质砂岩的本质区别。 针对上述认识，煤层气勘探开发技术要做重大调整。华北油田科学组织攻关、顶层设计，形成了三大理论和五项技术，彻底解决了高煤阶煤层气的深度开发问题，同时也使得煤层气勘探开发具备了理论支撑。 其次是优化煤层气勘探开发程序，提高储量的动用程度。 一是重新规范煤层气勘探程序，提高地质认识程度，对普查和详查要高度重视，其中在普查阶段要以最少的投入确定主要含气区，详查阶段要探明煤层气富集区带及主力层位，初步查明优质储量区域。 二是实现勘探开发一体化。评价阶段要开展开发技术实验，落实区域单井产气能力，初步确定适用的开发技术。规模开发阶段应充分利用前期勘探成果完成开发效益评价，全面夯实效益开发的资源基础。华北油田创新“四元三素”勘探开发理论使得优质资源控制程度提高60%，开发区域的选区控制程度提高到90%。 再次是建立工程技术适应性评价方法，提高煤层气开发效益。 要重点解决煤矿地质和煤层气地质理论的区别，区域上煤层气产能主控地质因素发生变化，相应的工程技术也应随之改变。因此，根据区域上煤层的四大特征建立高阶煤层气开发工程技术的地质模式。将工程技术由过去的改造模式向疏通模式转移，符合煤层气的开发规律。华北油田提出的疏通式工程技术理论，将高煤阶煤层气单井产气量翻了一番。同时对工程技术改进应用，在内蒙古吉尔嘎朗图低煤阶获得单井产量2000方，取得了低煤阶煤层气勘探的历史性突破。 最后是采用分布式地面建设模式，提高系统运行效率。 要改变传统的地面建设模式，实现地下、地上一体化建设。一切都要围绕降低成本提高效益去设计和运行，考虑到煤层气的特殊性，要大幅度的减少占地，采取多种井型控制储量，减少地面设备的数量，提高设备的使用效率，采取集约式建设，分散式控制的方式， “地下服从地上，地上配合地下”，优化投资结构，把地面做成最少。华北油田通过钻井工艺技术的创新、无杆排采工艺的创新、地面控制工艺的创新，实现了地面开发方案设计的集成创新，可减少占地35%，系统效率提高15%，单方气操作成本降低20%以上。 煤层气的勘探开发是项系统工程，对技术的要求更高。在理论的指导下地质先行，精心设计，强化工程技术与开发特征的吻合，按照差异化的区域地质特征制定不同的开发方式，同时要创新思维，创新工艺，顶层设计开发方案，推进“十三五”规划目标的健康实现。
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