原标题:煤层气产业再次被“激活”
文|本报记者曲裴然
6月25日，位于山西沁水盆地的中石油华北油田日产煤层气550多万立方米，日产商品气，年地面抽采能力20多亿立方米，力争2025年将年地面抽采能力提高到30亿立方米。至此，华北油田建成了中国最大的煤层气田。
沁水煤层气田位于山西省东南部，面积3000多平方公里，预计煤层气资源量6000亿立方米。截至目前，华北油田山西沁水盆地煤层气田累计商品气量已超过100亿立方米，相当于800多万吨油气当量。经过十几年的商业化开发，煤层气产业发展一直不尽如人意，目前仍处于“爬坡期”。然而，企业攻克难题的步伐并没有停止。在不断解决“勘探程度低、单井产气差、产能到位率低”的难题过程中，产业初具规模，产量不断突破。“我们的井口天然气产量已经超过550万立方米，到今年年底，日本的商品出口量将超过600万立方米。”华北油田总经理朱说，“20亿立方米的年地面抽采能力不包括致密气等其他气体，而是纯煤层气。未来，随着单井经济效益和产气规模的不断提升，长期低迷的煤层气产业将进一步激活，为企业的可持续发展提振信心。”企业实践和发展“技能”我国埋藏在2000米浅部的煤层气资源约有30万亿立方米，其中高煤级煤层气资源约占35%。受资源禀赋和技术发展的影响，国外煤层气产业开发以中低煤阶煤为主，业内普遍认为高煤阶煤层气难以实现产业开发。“十一五”期间，华北油田引进国外中低煤阶煤层气开采技术，在沁水盆地浅层建设了我国第一个数字化煤层气田。“目前，我们的高煤阶煤层气技术相对成熟，煤层气产量持续上升。”朱对说:但“十二五”以来，随着煤层埋深的增加，引进技术不适应，煤层气产业整体陷入“储量有效利用率低、产能到位率低、单井产气量低、开发利润低”的困境。为了打破观念和多重客观因素的制约，国内煤层气企业不断克服资源和技术瓶颈。其中，华北油田连续8年开展创新研究，开创了高煤阶煤层气分流开发模式，填补了国内外空白。煤层气“七元”富集技术和完善的疏浚开发核心工程技术，推动了煤层气勘探开发方式的重大转变。在新的开发方式和技术的支持下，华北油田也率先打破了行业的沉默。新建直井、水平井日产量达到行业平均水平的两倍以上，新建项目产能率达到100%，水平井比例达到45%以上。“华北油田通过研究和攻关，陆续应用了多项高能水平井技术，使气田产能提高到90%以上。截至目前，沁水煤层气田已钻井4600口，产量持续增加。到2022年底，将具备22亿立方米的年产能。”中石油华北油田山西煤层气分公司经理胡秋佳说。通过实施“五个一体化”工作模式，中联煤层气公司非常规地震勘探成效显著，采集日效率提高1.5倍，采集周期缩短50%；煤层气水平井钻井速度提高10%。“煤层气具有稳产期长、综合效益好的优点。企业通过更充分的理论支持和更科学的发展规划，不断走出行业低谷。未来应加强科学技术研究和创新开发模式，促进煤层气高效勘探开发。”中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光说。具有突出的安全和环保效益。从全国来看，煤层气资源丰富，开发前景广阔。增加煤层气的开采对于减少煤矿瓦斯爆炸事故、扩大天然气供应、减少环境污染、促进“双碳”目标的实现具有重要意义。
“从资源和积累的经验来看，煤层气仍是增加天然气储量和产量的重要非常规气源补充。”中国石油大学教授安说:“煤层气的开发利用不仅是一种重要的低碳能源补充，还可以减少煤矿瓦斯事故，减少环境污染，具有社会效益和生态效益。”煤层气是一种产自煤层的非常规天然气，主要由甲烷组成。截至2020年底，中国地面共钻煤层气井21217口，其中直井19540口，水平井1677口，生产井12880口。与2007年相比，2020年，全国煤矿瓦斯事故起数由272起上升至7起，瓦斯事故死亡人数和煤矿百万吨死亡率大幅下降。煤层气在帮助减少煤矿瓦斯安全隐患的同时，也为减排降碳“出力”。数据显示，2016年至2019年，我国共使用煤层气393.9亿立方米，相当于节约标准煤7000多万吨，减少二氧化碳排放5.9亿吨，减排潜力巨大。“截至目前，沁水煤层气田已钻井4600口，开采煤层气110亿立方米，为保障煤矿安全和减少温室气体排放发挥了重要作用。”胡秋佳说。业内人士指出，在甲烷利用纳入碳交易市场的政策推动下，煤层气企业的盈利模式可能会发生根本性变化。未来，随着碳排放权交易市场的发展，煤层气企业可以通过收集甲烷减排获得自愿减排收益凭证，并在碳交易市场进行交易，这可能成为未来煤层气企业的主要盈利模式之一。扫清发展的“拦路虎”目前，我国煤层气产业总体发展缓慢，表现为勘探开发程度低、技术适应性差、投资回报率低、开发规模小。发展规模与丰富的资源不匹配。开发利润低，投资回报慢，让煤层气多年来“很吃香”。在胡建光看来，煤层气企业有能力推进煤层气储采，实现安全高效开采。“我们处于‘爬坡期’，但也处于‘战略机遇期’。需要制定‘两步走’的方案，系统梳理需要解决的问题。资源、技术、人才、政策、投资缺一不可。”一方面，要实施规划区、准备区、生产区、开采空区和“三气共采”联动，完善煤层气井联合抽采模式和系列技术。同时，要加强气藏的精细化研究，努力突破司空见惯的技术“难点”。“煤层气开发对技术要求极高，资源禀赋和地质条件不同，技术的适应性也不同。一项成熟的技术，在这个区块有效，在其他地方不一定适用。首先要明确目标，在此基础上做好技术储备。”胡建光说。“另一方面，横向上，煤层气集中在山西沁水盆地和内蒙古鄂尔多斯东缘。贵州、新疆、东北、内蒙古有零星突破。今后除了依托这两个煤层气富集区，还要让星火形成燎原之势，推动我国煤层气产业的发展。”吴建光说。“更重要的是，煤层气产业的发展离不开政策支持。从全产业链的综合效益出发，政府应牵头推动相关企业的强强联合。同时，进一步提高补贴成本，为企业创造良好的发展环境。”某煤层气企业负责人呼吁。值得注意的是，受多重因素制约，煤层气未完成“十二五”和“十三五”规划目标。国家能源局组织有关地区和重点企业研究制定了《煤层气开发利用规划》，提出到2025年，全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标。业内人士对这个目标比较乐观。“中国的煤层气资源潜力巨大，尤其是2000米深的地区，煤层气资源供应量将不断增加，技术也在不断取得突破。如果我们能在未来加强政策制定和实施，进一步提振企业的投资信心，煤层气产业将会更上一层楼。”上述煤层气企业负责人表示。
见习编辑|李泽民编辑李惠英
