“双碳”目标下南方煤层气效益开发路径研究_贺广庆.pdf

技术与信息78|2023年07月要手段6-7。煤层气主要指吸附在煤基质颗粒表面的甲烷气体，赋存状态有别于常规天然气，其丰度低、物性差、产量低的特征决定了煤层气效益开发需要研究适应其特点的工艺技术和管理方法。为探讨南方煤层气效益开发之路，设置了开发试验区，试验区选择在滇黔川交界部四川省宜宾市筠连区块。由于地质条件较差，追求效益才是煤层气业务健康发展之道，因此走低成本之路、精细化管理才是煤层气业务发展的必要选择8-11。本文通过建立极限投资-产量模型优化方案设计，建立“双管双控”机制，推行“少人高效”智能化管理，趟出了一条南方煤层气低成本、效益开发之路。1 引言世界正遇到百年变局、世纪疫情相互交织等重大事件，深刻影响世界秩序和能源版图，能源安全与能源独立自主成为重大核心问题1-3。煤炭是我国基础能源，在一次能源结构中占主要比例，据统计2020年煤、油、气、非化石能源占比分别为 57%、20%、8%、16%。南方煤炭资源主要分布在贵州、四川、云南等省，地质资源量 4.62 万亿立方米。国家明确二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和的中远期目标4-5，实现此目标具有压力，需要多措并举。优先发展煤层气产业，是煤炭资源利用的重“双碳”目标下南方煤层气效益开发路径研究贺广庆，李尚*，刘晔，宋煜，何方雨(中国石油浙江油田公司，浙江 杭州 310000)摘要：“3060”双碳目标下优先发展煤层气产业，是煤炭资源利用的重要手段。南方煤层气开发研究对象主要集中在云贵川交界部的川南区域，也是长江上游地区，多为高原山地和丘陵地貌。面对地质及地表条件复杂、勘探开发技术不成熟、管理模式与标准不健全、单井投资规模大等现实难题，研究走低成本之路、效益开发，是煤层气业务发展的必要选择。文章研究探索煤层气产能建设和管理方法，逐步总结形成了效益开发的管理模式，通过研究“倒算法”核定投资，建立“双管双控”机制，推行“少人高效”智能化管理，强化工程技术市场竞争，推动单井投资逐步下降，产量规模不断增长，总体实现盈利，并形成“一体化”高效开发模式和南方高阶煤层气勘探开发配套技术系列，对南方煤层气勘探开发起到引领、示范作用。关键词：“双碳”目标；煤层气；效益开发；路径中图分类号：F426.2 文献标志码：A 文章编号：1008-4800(2023)19-0078-05DOI:10.19900/ki.ISSN1008-4800.2023.19.021Study on the Beneficial Development Path of Southern Coalbed Methane under Double Carbon TargetHE Guang-qing,LI Shang*,LIU Ye,SONG Yu,HE Fang-yu(PetroChina Zhejiang Oil Field Company,Hangzhou 310000,China)Abstract:Under the“3060”double carbon target,priority is given to the development of coal-bed methane industry,which is an important means of coal resource utilization.The research objects of coalbed methane development in the south are mainly concentrated in the southern Sichuan region at the junction of Yunnan-Guizhou-Sichuan,which is also the upper reaches of the Yangtze River,and most of them are plateau mountains and hilly landforms.In the face of complex geological and surface conditions,immature exploration and development technology,imperfect management mode and standards,and large scale of investment in single wells,it is a necessary choice for the development of coal-bed methane business to study the road of low cost and benefit development.Research and explore the construction and management methods of coal-bed methane production capacity,gradually summarize and form a management model for benefit development,establish a“double-pipe and dual-control”mechanism through the study of“inverted algorithm”to approve investment,establish a“double-pipe and dual-control”mechanism,implement“less people and high efficiency”intelligent management,strengthen the competition in the engineering technology market,promote the gradual decline of single well investment,the continuous growth of production scale,and achieve overall profitability,and form an“integrated”efficient development model and a supporting technology series for the exploration and development of high-order coalbed methane in the south,which plays a leading and exemplary role in the exploration and development of coalbed methane in southern China.Keywords:double carbon target;coalbed methane;benefit development;path2023年07月|793.1 加强方案优化设计图2 优化方案设计控投资流程3.1.1 建立极限投资-产量模型投资、产量、价格和成本是影响煤层气开发效益的关键因素。为将成本管控工作前移至方案设计阶段，在进行井位决策的同时确定极限投资和 EUR 低限值，在固定销售单价、操作成本的前提下，建立单井极限投资-产量模型(表 1)。依据煤层地质情况、试采稳定产量，预测单井稳产产量及 EUR，以内部收益率6%为基准倒算单井总投资控制金额。根据控制目标，用“工程量清单法”倒排钻井、压裂、管线建设等主要业务节点投资费用，落实“双管双控”投资控制机制，树立“管业务管投资效益”理念，严格投资管理，满足效益开发要求。3.1.2 方案设计优化具体措施结合煤层气地质埋藏浅、层薄、压力低等特性，树立“效益是设计出来的”理念，抓好设计环节牛鼻子。秉持以“安全、简单、实用”原则，满足安全生产需要基本要求，不做“高大上”“白富美”，把投资控制源头注重在顶层设计，立足事前算赢，设计从优。坚持地质工程一体化融合设计，实现一次布井、布缝、压裂三个到位。钻井设计坚持小钻机、大定向、一趟钻、普通套管。压裂设计体现缝控改造最大化原则，推行大排量、高砂比、可转向，应用滑溜水和石英砂。建产组织运行按照大井丛、平台化、工厂化、集中采购作业模式，平摊作业成本，提高规模效益。3.2 突出生产链“双管双控”煤层气属于非常规能源，有独特的开发工艺特点，必须研究其开采规律，组建专业管理机构，积极开2 南方煤层气主要瓶颈我国南方煤层气资源丰富，但普遍存在赋存条件复杂、勘探开发难度大、单井产量偏低的开发难题。以试验区为例简要叙述：一是地质条件复杂，地理条件差。其煤层单层厚度较小，储层压力低、含气饱和度低、渗透率低。长江上中游地区多高原山地和丘陵地貌，溶岩溶洞发育、地表条件十分复杂，道路地势险恶，地形高差较大。煤层发育在二叠系乐平组，煤层 5 层厚度约 6.6 m，埋深5001 200 m，单层厚度小，含气面积约 64 km2，地质储量丰度低。二是勘探开发技术不成熟，行业标准不健全。由于“三低一高”的特征，即低饱和度、低渗透性、低储层压力和高变质程度，含煤地层和不同煤层纵、横向非均质性强，导致无法照搬国外煤层气规模化开发模式。国外成熟的煤层气开采经验不能直接移植利用，国内煤层气开采关键技术攻关尚未完全取得突破，煤层钻井面临地层漏失严重、钻井卡钻复杂率高等技术难题，缺乏可提高煤储层改造有效性的工程技术，难以支撑煤层气开采与利用的快速突破。三是产量低，投资大，见效漫长。煤层气单井产量低，煤层气藏生产规律认识欠缺，效益开发难度大。由于对煤层气井降压范围及各层产出情况、储层物性动态变化、老井递减规律等生产机制认识不清，开采技术适应性不佳，低效井数量多。亟需研究低产井制约关键因素，攻关有效的低产井增产工艺，提高单井产量。3 南方煤层气效益开发路径研究针对南方煤层气地层厚度较薄、含气量不高等客观劣势，突出投资、成本费用管控，走低成本发展之路，是效益开发必要选择。参考国内外先进实践经验，结合本区域实际，实现效益开发应该从四个方面抓起，突出优化方案设计、生产链“双管双控”责任落实、智能化排采手段、完善市场竞争机制。图1 南方煤层气精细开发管理模式表1 煤层气盈利单井投资与产量关系对应表(销售单价按1.27元/方)单井投资/万元150160180200220260320400单井稳产产量/(方/日)1 2501 3501 5001 6501 8002 2502 7003 300操作成本/(元/方)0.250.250.250.250.250.250.250.25技术与信息80|2023年07月井、压裂、管线建设投资不超，确保工程质量、产量和产量达标。(1)钻井工艺。钻井坚持提质提速提效“三提”技术路线，形成钻头、钻井参数、钻具组合、钻机配置、钻井液等系列钻完井技术配套措施，编制钻井提速模板，指导现场施工。展培训，广泛引用国内外先进经验，建立学习曲线，从零起步逐步成长为专业化管理队伍。组建产建项目部，负责煤层气开发建设生产链条业务管理和投资管控，主要包括钻前、钻井、压裂、管线工程等产能建设。建立管业务管投资双管机制，把单井总投资费用分解到生产链中各环节，落实管业务管投资控制，严控钻图3 钻井工艺优化措施(2)压裂工艺。以提高单井产量为导向，开展低成本改造材料现场试验，提升 100 目粉砂使用比例，提升单井砂量，开展石英砂替代陶粒现场试验，进行连续加砂现场试验，提升加砂强度；构建高效工厂化作业模式，通过作业模式优化、施工工序流程化、地面装备模块化等提升工厂化作业效率，总结出以工厂化压裂工艺安全为核心平台压裂工艺流程管理模式，规范作业流程。图4 压裂工艺优化措施(3)地面工艺。推行标准化设计，保证井场设计标准化、视觉形象标准化、采购标准化。加大模块化施工力度，在节约用地、节省投资、减少用工、缩短施工周期、降低安全风险等方面取得了明显的效果。持续深化对平台最合理井数、最优井间距的研究与探索，解决了大平台大井组占地面积大、建井周期长、井间压裂干扰大、产量损失多等问题，实现储量控制最大化、产量最大化、效益最大化。3.3 强化智能排采管理(1)现场管理“数字化”。针对南方煤层气地质条件复杂、地貌环境崎岖的特点，以实现自动控制、智能运行、精准操作、远程监控、无人值守为目标，有针对性的研发自控及通信系统，提高了智能化水平。构建“生产指挥平台、专业技术平台和企业管理平台”三套数字信息化管理系统，建立中控室为中心，辐射集井站远程监控分析、信息反馈、资料收集、生产调度、指挥协调于一体的管理模式，实行生产数据智能化、生产指挥信息化、生产动态实时化。通过建立一体化远程专家决策系统，走出了远程决策指挥“零距离”、钻井与压裂施工智能化、远程数据录入同步化、数据管理标准化、复杂事故预防超前化的生产组织新路子。通过信息化手段优化井站管理、自动调气、远程监控、智能化供电、规模智能洗井、报表自动生成、计量销售数据远传等功能，实现了安全监管、过程控制、电子巡井、优化人力资源的目标，提高了劳动生产效率，解决山地煤层气采气管理难的问题。(2)念好排采“六字经”。煤层气开采也有独特的排采规律，压裂后刚投产初期是排水阶段，35 个月后进入生产阶段，套压逐步恢复，产气量逐步增大，直到压力和产量稳定。煤层气地质特征表现为低压、低渗，排采时易出水、出煤灰，因此整个生产过程重点把握“缓慢、连续、平稳”六字经，保持小幅度的平稳生产压差。(3)采气工艺“三措施”。防偏磨、防腐蚀、防泵卡是维护煤层气抽油机举升系统的三个常规措施。实施工厂化井位部署，煤层气井多是大斜度定向井，防偏磨方法主要有加重、扶正、减阻。排采生产中，主要流体为天然气和液态水，矿化度较高，具有一定的腐蚀性。同时井筒内温度、压力变化，也会发生结垢，化学法加入药剂，既可防治腐蚀，也可阻止结构。井底出现煤灰、垢片，防止抽油泵卡，定期实施洗井措施。经过摸索规律，采取“一井一法”的防偏磨、防腐蚀、防泵卡的措施，实行加药、洗井自动化。2023年07月|81(2)建产阶段，2013 年编制筠连煤层气 2 亿方开发试验方案，实施三百余口井工作量，年产量逐步上升 1 亿立方米。(3)稳产阶段，开展 2018 年水平井组开发试验，产能有所增加。截至目前，煤层气产量一直平稳，保持年产 1.3 亿立方米。4.2 试验区开发效果4.2.1 单井投资逐年降低建立极限投资-产量模型，以 6%的内部收益率标准倒算不同单井稳产产量下的极限投资，通过优化单井地质工程设计，实现投资源头管控，单井投资逐步下降，评价井单井投资“十三五”期间比“十二五”期间下降 45.3%，开发井单井投资下降 48%。4.2.2 单井产量逐年提升通过不断探索、完善钻井压裂工艺，增强工程技术适应性，提升了井筒工程质量完整性，实现了提速提效，钻井周期由 25 天降至不足 6 天；加强标准化设计，提高了施工效率，保障了施工质量，井场标准化设计覆盖率达到 100%，视觉形象标准化 100%，规模化采购率 100%；全面应用智能化排采系统精细管理，所有煤层气数字化井场实现无人值守，煤层气亿立方米产能用人降低到 10 人以内。通过多措并举，南方煤层气试验区产量规模不断3.4 突出技术市场竞争建立“小甲方、大乙方”管理方式，面向行业、面向社会，建立“1+N”服务竞争机制，实现技术服务市场化和价格市场化。结合煤层气业务实际，深入调研内外部队伍的资质、能力等情况，把钻井、压裂、井下作业、管线、排采、巡井、维修等类别承包商统一管理，实行公开招标、竞争性谈判、战略合作协议等方式，引入外部承包(服务)商，承包商队伍资质、商务价格公开透明，建立承包商名单库。加强承包商考核机制，通过日常考核评比，推行优秀队伍工作量奖励机制及战略伙伴制，末位淘汰、黑名单制，承包商始终保持提供服务优质工程。经过建立“三公”竞争机制，产建投资、采气管理费用得到有效控制。4 南方煤层气效益开发实践效果通过实施上述效益开发的路径和措施，突出设计、强化产建管理、精细排采，从试验区 2013 年开始产能建设至今，产量和效益显著提升。4.1 试验区开发历程(1)2011年2012 年勘探评价阶段，2011 年 5 月第一口煤层气井 YSL1 井开始排采(乐平组 C7 煤层厚不足 5 米、含气量不足 15 方/吨)，第 3 个月即见到煤层气流，日产稳产 1 500 立方米。600500400评价井评价井开发井十二五十三五开发井单井投资/万元3002001000图5 煤层气单井投资变化图产量1.61.41.20.8201220132014201520162017201820192020202120220.80.60.40.210产量/亿立方米图6 历年煤层气产量曲线图技术与信息82|2023年07月继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励国外资本、社会资本进入煤层气领域，通过综合勘查、合资合作等方式加快推进煤系地层多气综合勘探开发。健全完善开发扶持政策。持续加大煤层气开发财政政策支持力度，对符合条件的煤矿区煤层气项目安排中央预算内投资支持。引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。参考文献：1 韩立群.百年变局下国际能源安全新态势J.现代国际关系，2022(9)：1-9.2 王永中.全球能源格局发展趋势与中国能源安全J.人民论坛 学术前沿，2022(13)：14-23.3 李鹏.关于乌克兰危机对军事能源领域的影响与展望J.经济导刊，2022(6)：87-92.4 张立，谢紫璇，曹丽斌，等.中国城市碳达峰评估方法初探J.环境工程，2020(11)：1-5.5 陈菡，陈文颖，何建坤.实现碳排放达峰和空气质量达标的协同治理路径J.中国人口 资源与环境，2020(10)：12-18.6 霍超，刘天绩，樊斌，等.双碳背景下我国煤炭资源勘查开发布局研究J.地质论评，2022(3)：938-944.7 张新民，郑玉柱.煤层气与煤炭资源协调开发浅析J.煤田地质与勘探，2009(3)：19-22.8 穆福元，王红岩，吴京桐，等.中国煤层气开发实践与建议J.天然气工业，2018(9)：55-60.9 杨陆武，崔玉环，王国玲.影响中国煤层气产业发展的技术和非技术要素分析J.煤炭学报，2021(8)：2400-2411.10 朱庆忠，杨延辉，王玉婷，等.高阶煤层气高效开发工程技术优选模式及其应用J.天然气工业，2017(10)：27-34.11 徐凤银，王勃，赵欣，等.“双碳”目标下推进中国煤层气业务高质量发展的思考与建议J.中国石油勘探，2021，26(3)：9-18.作者简介：贺广庆，中国石油浙江油田公司企管法规部经理，高级工程师，学士，研究方向为企业管理。李尚，中国石油浙江油田公司新能源事业部技术总监，硕士，研究方向为新能源，通讯作者，E-mail：。基金项目：中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“煤层气新区新层系新领域战略与评价技术研究”(2021DJ2303)。增长，2017 年煤层气生产突破 1 亿立方米，并持续稳产 5 年。4.3 试验区开发成果4.3.1 形成开发技术系列经过多年对滇黔川煤层气勘探开发不断探索和总结，形成了滇黔川山地地貌条件下的高煤阶、薄层、低渗透煤层气勘探开发的五大技术系列 18 项技术，保障了煤层气勘探开发的顺利进行。主要包含构造改造型山地煤层气富气高产优选和立体勘探评价技术、地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术、工厂化优快高效钻井压裂技术、智能化数字化精细化排采技术以及连续生产配套工艺技术。4.3.2 逐步实现盈利通过多措并举提高单井产量、优化设计控制单井投资、精细排采降低操作成本，筠连煤层气从亏损状态逐步走向盈亏平衡，直到 2021 年开始盈利，2022 年实现盈利 1.5 亿元以上，走效益开发路径取得了较好效果。5 研究结论与政策建议5.1 研究结论面对南方煤层气地理、地质条件复杂、开发技术不成熟、效益开发难度大等客观劣势，研究“倒算法”核定投资，突出优化方案设计、生产链“双管双控”责任落实、推行智能化排采手段、发挥市场竞争作用等方面管理，趟出了一条南方煤层气低成本、效益开发之路，对南方煤层气开发有一定的指导意义。在“双碳”目标下指引下，南方煤层气勘探开发将面临更多发展新机遇。5.2 政策建议煤层气开发面临技术要求高、初期投入大、见效慢等短板，建议政府有关部门从加强科技攻关、创新发展模式，兼顾固体采掘和瓦斯气排采，完善扶持政策等方面进一步加大力度，推动煤层气高效勘探开发。加强勘探开发技术攻关。将煤层气技术创新攻关纳入国家科技计划总体布局中统筹考虑，加强对煤层气理论研究和技术攻关的支持。加强深部和低煤阶煤层气富集成藏、渗流机理、生产特征和配套工程技术研究攻关，发展适应性低成本高效勘探开发技术，提升煤层气单井产量和开发效率。推动产业发展模式创新。结合致密气、页岩气等资源“多气合采”“煤气共采”可有效提升煤层气开发项目经济性水平，培育煤层气开发利用新的增长点。