潘河地区煤层气井典型生产特征及分析

“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目”示范工程于2005年对一期工程第一阶段的36口井的3^#煤层进行了整体压裂改造,形成了国内第一个经过大面积整体改造的、并且可以进行单井单层计量的煤层气生产示范区。截至2007年3月,井网的36口井累计产气量达2440×１０^４m³左右,累计产水量为67225 m³左右,目前36口井日产气量在7×１０^４m³左右。通过对单井生产特征的跟踪研究,分析了气井产量的主要影响因素,对示范工程煤层气井的生产特征有了进一步的认识,并总结出了一些规律。     

沁水盆地煤层气地面工艺技术

沁水盆地煤层气资源丰富，其开发和利用具有重要意义。针对沁水盆地煤层气田低渗、低压、低产等特点，介绍了适用于沁水盆地煤层气田地面建设的“低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二次增压、集中处理”等一系列集输新工艺技术，以便为今后煤层气的工业化开发和建设提供有益的借鉴。     

沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目”自２００９年１０月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m³;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m³。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。     

中国煤层气开发利用现状及产业化战略选择

中国煤层气资源丰富,资源量巨大。据最新资源评价成果,全国煤层埋深2000 m以浅的煤层气总资源量为36.81×10¹²m³,其中可采资源量为10.87×10¹²m³;同时在区域分布、埋藏深度上有利于规划开发。“西气东输”、陕京一线、二线等天然气输气管线经过多个煤层气富集区,这为煤层气的开发提供了输送条件。截止到2005年底,全国共施工地面煤层气井607口,完成7个煤层气试验井组和一个示范工程项目,近年来中国煤层气对外合作已经取得了可喜成绩。为此,介绍了中国煤层气开发利用现状,分析了中国煤层气发展的新机遇,明晰了中国煤层气发展面临的挑战,进而阐述了中国发展煤层气产业化的战略选择。     

“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用

苏里格气田及沁南煤层气田属低孔、低渗、低产、低丰度、低饱和度、低压的“六低”气田。针对“六低”天然气田和煤层气田的特点,工程设计采用“枝上枝”集输工艺新技术,论述了“枝上枝”集输工艺的特点及气田地面建设工程的系统流程。“枝上枝”集输工艺新技术通过在苏里格气田苏10井区和沁南煤层气田的应用,解决了苏里格天然气田和沁南煤层气田存在的地面建设投资高、开采成本高的问题,达到了节约地面建设投资和降低能耗的目的。     

沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识

近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因。为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识：①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”（解吸性、扩散性和渗透性）;不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关。     

中国煤层气产业新进展

据最近一轮煤层气资源评价结果,我国埋深2000 m以浅的煤层气资源总量为36.81×10¹² m³,与陆上常规天然气资源量相当,位列世界前三甲。中国地面开发煤层气经过十余年的发展,在政府的高度重视和支持下,在煤层气基础理论研究、煤层气勘探开发技术、煤层气商业化生产等方面都取得了突破性进展,为煤层气产业规模化生产奠定了基础。截至2006年底,全国共施工地面煤层气井1573口。我国煤层气井主要分布在晋、陕、蒙地区,其钻井数量占全国钻井总数的80%以上。我国已探明煤层气储量1130.29×10⁸ m³,约占煤层气资源总量的0.3%,其中地面开采探明煤层气地质储量861.65×10⁸ m³,矿井抽放探明煤层气地质储量268.64×10⁸ m³。中国煤层气产业不仅煤层气自营勘探开发实现了跨越式发展,而且对外合作开发煤层气也取得了累累硕果,并逐步形成了一套适合中国煤层气地质特点的煤层气地质评价和常规勘探开发工艺技术。     

中国石化重大专项煤层气项目技术试验启动

延川南煤层气勘探开发区块是中国石化煤层气5亿m3／a产能建设的主战场．石油物探技术研究院承担的国家重大专项“煤层气地球物理勘探关键技术”项目纽,最近开展了针对煤层气开发的准三维VSP、微地震压裂监测和井地电法压裂监;则等系列技术试验     

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用“分片集输一级增压”的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。     

中国煤层气地面井中长期生产规模的情景预测

采用情景分析这一基本方法分析了影响煤层气产业发展的情景因素,认为中国煤层气产业发展规模呈国家需求与技术进步双要素单向增长趋势,存在较低规模、基准规模、跨越规模3类可能的基本情景。根据中国煤层气产业发展现状并参考美国煤层气产业发展历史,进一步筛选出单井产量、钻井总数、投产井比例3个关键要素,对今后20年期间中国煤层气地面井产量进行了情景设计和模拟分析。研究认为,在技术较大进步情景下,未来4个五年计划末期的全国地面井产量规模可能分别为113×10⁸m³、252×10⁸m³、452×10⁸m³和624×10⁸m³。这种情景的实现,需要在现有基础上进一步强化国家产业政策的扶持,提高煤层气井增产技术进步的速度,加大煤层气基地产能建设的力度。     

中国石油数字化规模化煤层气田示范工程

中国石油华北油田公司1991年开始涉足煤层气勘探开发业务,经历了煤层气地质研究选区、直井小井组开发先导试验、羽状水平井开发先导试验和数字化规模化开发4个阶段,经过长期不懈努力和大规模投入,率先在国内建成了数字化规模化煤层气田示范工程。该示范工程以复杂山地、全覆盖和全过程自动化监控系统为主要特征,实现了规模化生产和商业化运营,所产煤层气通过处理中心和外输管道进入"西气东输"干网。该公司在煤层气勘探开发技术、地面工程低成本优化设计等方面积累了丰富经验,在践行采煤采气一体化、解决矿权重叠问题等方面创造了多种有效模式;编制了煤层气业务中长期发展规划,在勘探开发、科技攻关、市场利用、对外合作等方面确立了发展目标;不断扩大现有煤层气田生产规模、积极开拓下游市场建设,促进了山西省地方经济的发展,实现了互利双赢。     

准噶尔盆地煤层气经济评价及单井商业气流标准研究

新疆维吾尔自治区在阜康白杨河地区建立了"新疆阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程",是我国西部地区中低阶煤层气开发利用的首个成功范例。由于煤层气产业具有上下游一体化以及地质、工程、效益一体化等特点,因而对其经济效益的评价工作在整个产业链研究中便显得尤为重要,是地质选区与评价、钻井和地面工程、经营管理模式等方案设计与实施的核心。为此,对白杨河地区的煤层气探井和煤层气开发先导示范区分别进行了项目经济评价和单井商业气流标准研究,建立了准噶尔盆地煤层气商业气流标准,并绘制了该盆地煤层气商业气流标准图版。结果表明:当煤层气井埋深小于1 000 m、气价为1.814元/m~3时,煤层气井商业气流标准为1 838 m~3/d;当煤层气的埋深介于1 000~2 000 m时,煤层气商业气流标准为2 602 m~3/d;当煤层气的埋深介于2 000~3 000 m时,煤层气商业气流标准为3 795 m~3/d;当煤层气的埋深介于3 000~4 000 m时,煤层气商业气流标准为5 628 m~3/d。结论认为:准噶尔盆地南缘东部乌鲁木齐—白杨河地区埋深浅于1 000 m的中下侏罗统煤层气在目前的气价下,具有开采的可行性和经济效益。     

长宁——威远国家级页岩气示范区建设实践与成效

四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优,2012年被确定为国家级页岩气示范区。为了给中国的页岩气勘探开发提供可资借鉴的经验,在对该示范区勘探开发历程进行划分的基础上,总结了各阶段所形成的主体技术和取得的成果认识,以期为四川盆地页岩气勘探开发迈上新台阶夯实基础。研究结果表明:(1)通过10余年的不断探索,川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段,当前已迈入新的发展时期;(2)该示范区建设经历了3轮优化调整:第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术、第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化、第三轮全面推广地质工程一体化技术,3轮持续调整优化了设计、完善了主体技术、提高了页岩气单井产量;(3)目前,该示范区已建成25×108 m3的页岩气年产能力,掌握了3 500 m以浅页岩气有效开发的方法和手段,得益于技术的不断进步,已初步实现了页岩气规模效益开发。结论认为,该页岩气示范区建设过程中,持续深化评价了页岩气资源、落实了可工作有利区资源及分布、完成了体系建设,川南地区页岩气快速上产的时机已经成熟。     

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议：我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。     

煤层气田地面集输标准化设计

我国煤层气已经进入低成本、大规模开发阶段,要满足其建设质量、建设速度、建设规模的三重需要,煤层气田地面建设必须进行"标准化设计、模块化建设"的集成创新。为此,提出了煤层气田标准化设计理念:以工艺技术优化简化和定型为核心,以模块设计为关键手段,对批量性、通用性、重复性的产能建设内容进行标准化设计。标准化设计核心技术包括"工艺流程通用化、井站平面标准化、工艺设备定型化、设计安装模块化、管阀配件规范化、建设标准统一化、安全设计人性化、设备材料国产化、生产管理数字化",涵盖井场和集气站等地面建设内容。煤层气田应用该标准化成果后(以沁水盆地郑庄区块为例),建设时间缩短30%,焊口一次合格率超过90%,综合经济效益提升0.44亿元/108 m3,提高了气田地面建设水平,规范了地面建设标准,方便了施工的预制和组配,确保了工程建设的优质、高效和安全。     

煤层气利用新方案

在介绍煤层气的常规利用方案的基础上，提出了两种利用煤层气的新方案：一是采用变压吸附技术，纯化瓦斯气，将低浓度瓦斯气浓缩为高浓度瓦斯气，加压后成为CNG，用作CNG气源或较远距离城市的天然气气源；二是在第一种方案的基础上，将高浓度瓦斯气全部采用深冷法加以液化，生产LNG，并将LNG运送至更远距离用作LNG加气站、CNG加气站气源。最后还以松藻煤电公司为例，作了新方案的工程预算     

煤层气地面开发项目经济预测及规模报酬评价

根据国内外相关研究成果,以利润（包括补贴）为目标量优化了煤层气地面开发项目经济预测模型,并基于柯布-道格拉斯生产函数所建立的估计模型,运用经济预测数据对煤层气地面开发项目规模报酬进行了评价。研究发现：煤层气地面开发项目中资本产出弹性与劳动产出弹性之和约等于1,即规模报酬不变。预测结果显示,煤层气地面开发项目中,大规模生产具有优越性,企业可品尝到生产规模扩张的好处。但规模扩张并非是无止境的,结合经济预测模型,可得出不同开发期的最优钻井数,从而制订有效的开发方案,有助于在实施项目中获得规划优势。该方法在煤层气地面开发项目中已得到较好的应用。     

煤层气开发项目风险评估方法

蒙特卡洛模拟是油气风险评估的理想方法,但由于国内煤层气产业起步时间短,缺乏模拟所需的历史数据,该方法尚不能用于煤层气领域。为此,在借鉴蒙特卡洛情景模拟及概率分析思想的基础上,采用单因素敏感性分析法筛选风险因素,运用专家调查法估计风险因素的状态值和概率,通过组合各种风险因素状态值模拟决策情景,按照风险识别、风险估计、风险评价的流程构建了煤层气开发项目风险评估模型,再计算出各种情景下的效益值及概率,进而达到评价项目风险的目的。考虑到传统以标准差及标准差系数表征油气开发项目风险与实际投资决策需要不相符,引入了扩展半标准差及扩展半标准差系数作为煤层气开发项目风险评价指标。应用结果表明,在合理评估风险基础上计算得到的期望净现值较无风险净现值更接近项目的真实收益,扩展半标准差系数与标准差系数相比能够更好地表征项目风险。构建的风险评价流程及评估方法可操作性强,可应用于现阶段煤层气开发项目投资决策。     

煤层气地面开发项目经济评价

地面钻井是煤层气开发的主要方式之一,其开发周期、投资和成本费用等与常规天然气开发不同,并影响其经济效益。为了给煤层气开发利用及投资决策提供科学依据,以沁水盆地某煤层气开发区块为例,依据其目前的各项参数,利用现金流量法进行了经济评价和影响因素敏感性分析。结果表明,影响项目盈利能力的主要因素有产量、投资、成本、产品销售价格和补贴。从敏感性分析可以看出,财务内部收益率对投资、气价和产量较为敏感,其次是成本、补贴。因此,为了提高煤层气开发项目的经济效益,需要进一步提高煤层气价格,更需要通过开发理论的创新和开发技术的进步来增加单井产量、降低投资和成本。此外,建议国家根据不同地区、不同企业的生产实际情况,给予生产企业诸如加大补贴力度等更多优惠政策。     

沁水煤层气田开发可行性研究

随着我国经济快速发展，能源需求迅速增加，开发煤层气受到了国家及相关企业的高度重视。沁水煤层气田是国内已探明资源丰度最大、稳产效果最好的煤层气田。文章探讨了沁水煤层气田建立开发示范工程的可行性，根据对气田含气规律的认识，确定气田东部樊庄区块作为示范工程的突破口，对主力产层地下地质条件、储层特征、储量丰度、气井产气能力综合对比，优选气田开发层位和开发技术，确定示范工程的合理产能规模、地面配套建设、输气管线布局与规模，对气田开发经济可行性做出了初步评价，并对环境保护提出了具体措施和建议。