煤层气开发模式的演变

煤层气开发模式的演变

1天然气生产的主要模式1.1煤矿瓦斯抽放总体规划油气资源开发的最初形式是对煤矿下土壤侵蚀的拉张，该法是解决煤矿瓦尔德灾害的动机，并在开发过程中通过煤矿下井施工修建甚至胡同进行真空泵。早在1733年,英国的一家煤矿首次尝试了煤矿瓦斯抽放。1952年,我国首次在辽宁的抚顺矿务局龙凤煤矿进行瓦斯抽放试验并获得成功。我国的瓦斯抽放已由最初的以保障煤矿安全为目的的“抽放”发展为“抽采→利用→环保”。近年来,煤矿瓦斯抽采总量以每年递增1.0×109m3的速度增长,由2005年的2.3×109m3增加到2010年的7.5×109m3(图1)。井下抽采技术也已由仅对高透气性本煤层抽放发展到低透气性邻近煤层泄压抽采。1.2国内开发含瓦斯的烟气资源开发情况为探索超前解决煤矿瓦斯灾害的途径,早在20世纪70年代,美国一些煤矿业主请石油服务公司利用常规油气开发技术从地面施工直井,通过洞穴完井或水力压裂增产改造,实现了从地面抽采瓦斯的重大突破。在退税政策的扶持下,美国开始了大规模的煤层气资源商业开发。我国在20世纪80年代煤层气资源评价的基础上,于90年代开始了煤层气资源的勘探和地面开发。先后在沁水、河东、两淮、阜新、铁法和开滦等煤田开展了煤层气勘探和开发试验工作。2003年我国的煤层气地面开发开始步入产业化阶段,2005年煤层气地面开发气量仅为3.0×107m3,2010年煤层气地面开发产气量突破了1.5×109m3,取得了显著成绩。1.3煤矿区立体抽采模式由于煤矿规划区、准备区及生产区对煤层气抽采时间和抽采强度要求不同,为解决煤层气(煤矿瓦斯)抽采与煤矿采掘的时空接替矛盾,实现三区抽采的有序接替,山西晋城煤业集团及其合作单位探索出了煤矿区三区联动立体抽采模式。煤层气开发技术已由单一的地面开发或井下抽采发展成为地面开发、地面与井下联合抽采、井下抽采以及采动区抽采等三区联动立体抽采技术体系,具体的抽采模式如表1所述。2煤层气垂直井钻井技术通过对20世纪80年代至90年代初施工的煤层气井的井径扩大率及井壁稳定性分析,先后形成了清水钻井、空气钻井及空气/雾化钻井等煤层气垂直井钻井技术。2.1层气参数井钻井技术在我国煤层气勘探开发的早期,基于大多数煤田为古生代和中生代煤田,地层相对比较稳定,形成了以清水钻井为核心技术的煤层气参数井钻井技术,包括清水钻井或低密度无固相钻井。该项技术的优点是对煤层污染少、成本低,特别适宜于山西沁水盆地;缺点是钻进速度较慢、构造破坏较为严重的地区往往会出现井壁失稳问题,如安徽的淮南煤田,曾因采用清水钻井而导致煤层气参数井工程报废。适宜于清水钻井或低密度无固相钻井的钻井设备较为成熟,以煤田勘探钻机、煤田水文钻机和车载石油钻机为主。2.2煤层伤害小的钻井技术随着我国煤层气开发工程量的迅猛增加,产业界需要钻井效率高、施工成本低、煤层伤害小的钻井技术。为此,一些企业通过设备引进和技术探索,形成了以空气钻井为核心的煤层气开发井钻井技术,包括空气钻井或空气/雾化钻井。空气钻井采用的钻机以进口钻机为主,如雪姆、宝峨、钻科和英格索兰等车载钻机。2.3加砂压裂技术煤层气井的增产改造技术,由单一的活性水大排量加砂压裂朝着大排量中砂比活性水压裂、液氮泡沫加砂压裂和清洁压裂液压裂等更科学的增产改造技术方向发展。2.4原油长距离开采技术煤层气井排采技术也由定性的定压排采朝着智能化控压控粉定压排采方向发展。3煤井、双主支水平井、远端对接等工程风险小的方向由于煤层气多分支水平井的工程造价偏高以及井壁容易失稳等原因,煤层气水平井钻井技术总体上呈现出由单主支多分支水平井向双主支多分支水平井、远端对接及丛式井等工程风险小的方向发展。3.1气调井钻采技术煤层气多分支水平井是20世纪90年代中后期在常规油气水平井和分支井的基础上发展起来的一项煤层气开采技术。美国的CDX公司率先为美国钢铁公司在西弗吉尼亚州的煤层气开发项目施工了近60口羽状水平井,取得了成效。继2004年奥瑞安能源国际设计并组织施工的第1口煤层气多分支水平井(DNP02井)成功之后,煤层气多分支水平井钻采技术发展迅速。随着煤层气多分支水平井被规模化应用,煤层气水平井钻采技术由单主支多分支水平井向双主支多分支水平井方向发展(图2)。3.2丛式井钻采技术为解决复杂地貌的最佳井网抽采问题,降低钻采及集输成本以及节约土地,山西晋城煤业集团沁水蓝焰煤层气公司、中联煤层气公司和中石油煤层气公司,陆续采用了丛式井钻采技术(图3)。丛式井钻井技术在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已逐步得到应用。4设备发展的总体趋势