六盘水原油

① 贵州省最丰富的矿产资源是（）A．石油B．天然气C．煤炭D．铁

贵州省石灰岩大面积分布、喀斯特地貌广泛发育的地区，六盘水煤炭资源丰富．根据题意．
故选：C．

② 中国石油煤层气勘探开发实践及发展战略

费安琦 雷怀玉 李景明 赵培华 李延祥

（中国石油天然气股份有限公司 北京 100086）

作者简介：费安琦，男，1946年生，满族，1965年毕业于中国地质大学，主要从事石油、天然气及煤层气勘探开发方面的研究和管理工作。

摘要 根据中国石油天然气股份有限公司煤层气十年勘探经验，系统总结了中国石油在煤层气勘探领域的新认识和新技术，利用这些认识和技术取得了重要勘探成果，发现了三个气田，储备了一大批有利目标区。中国石油在“十一五”期间将加大煤层气的投入，以早日促进煤层气产业化发展。

关键词 煤层气 地质理论 新发现 新领域

Practice and Strategy of CBM Exploration and Development of PetroChina

Fei Anqi，Lei Huaiyu，Li Jingming，Zhao Peihua，Li Yanxiang

（PetroChina Company Limited，Beijing 100086）

Abstract：Based on the CBM exploration experience of PetroChina for ten years，some new knowledge and technologies for CBM exploration from PetroChina were systemically summarized in this paper.PetroChina achieved important CBM exploration results in the light of these knowledge and technologies and discovered three CBM fields and reserved lots of favorable CBM perspective areas.During the eleventh five-year plan，PetroChina will double the investment of CBM to early realize the successful development of China's CBM instry.

Key words：CBM；geology theory；new discovery；new field

前言

煤层气主要以甲烷为主，是洁净的天然气资源。煤层气是主要以吸附形式存在于煤层中的非常规天然气。煤层气勘探可以减少采煤的灾害，减缓对大气的污染，更重要的是煤层气是天然气的一个后备资源。中国石油天然气股份有限公司于1994年在原新区勘探事业部成立了煤层气勘探项目经理部，专门立项进行煤层气勘探。十余年以来，先后组织了“九五”总公司煤层气科技攻关和大量煤层气勘探生产项目，参加本项目科技攻关入数达250余人，着眼全国开展了大区评价研究，投资4.5亿元，共钻井80口，开辟了河北大城、山西晋城、大宁三个试验区。获得了一大批煤层气的有利区块，取得了一批突出的技术成果。“十一五”期间公司将进一步加大投入，促进煤层气早日产业化，实现股份公司能源的多元化战略。

1 中国煤层气地质理论有突破性认识

结合中国煤层气地质特点，将煤层气气藏类型划分为承压水封堵、压力封闭、顶板水网络状微渗滤、构造封闭四大类，并指出承压水封堵气藏保存条件好，有利于排水降压，煤层气最富集，是主要勘探目标。

在煤热演化生烃机理上划分为区域岩浆热变质、局部热动力变质、深层水交替热变质、区域压实变质、构造应力变质五种类型，并指出区域岩浆热变质类型的煤层割理发育，物性好，高产条件最优越，是勘探重点。

在煤层气成因类型上由盆地边缘到腹部划分为甲烷风化带、生物降解带、饱和吸附带、低解吸带四种类型，并指出生物降解带埋藏浅、开采中水大气小，甲烷风化带含甲烷气特低，低解吸带煤层埋藏深、物性差、含气饱和度低、可解吸率低，而饱和吸附带是高产富集有利部位。

在煤层气成藏后改造作用中存在水动力洗刷、煤层矿化、构造粉煤、成岩压实、构造变形差异聚集五种主要作用类型，往往构造变形差异聚集作用类型的上倾承压水封闭条件好，下倾部位有充足气源补给，高产富集条件优越，为勘探重点。

2 形成了煤层气勘探配套工艺技术

先后组织了22项煤层气专用勘探技术攻关，以下6项达到国际领先水平。

2.1 煤层绳索式全封闭快速取心技术

为准确求取煤层含气量和提高煤层取心收获率，研制出绳索式取心工具（大通径）及配套设备，包括取心钻头、外管、内管总成、半合式岩心管、悬挂机构、弹卡定位机构、割卡心机构、单动机构、报警装置、差动机构、内外管扶正器、打捞器、绳索提升系统，及通径大于101mm的专用钻具。现场对30口井取心，平均收获率98%以上，煤心保持原始结构，并且出心速度快，由井底割心到地面装罐，700m 井深仅用8～10min，实测含气量可靠。比常规取心速度快20倍，此项技术已获国家发明专利。

2.2 注入/压降试井技术

针对煤层松软、低压、低渗且含有气体和水的特点，引进国外先进的高压低排量（最高注入压力41MPa，最低注入排量2m³/h）注入泵，并配备了先进、可靠的地面泵注系统。建立了适用于不同试验区的测试工艺技术，研制出专用解释系统软件。经现场50多层测试对比，煤层渗透率等参数解释准确性较高。

2.3 大地电位法煤层压裂裂缝监测技术

根据煤层近于非弹性体的特点，建立了室内数学模型和物理模型试验，研制出大地电位法煤层压裂裂缝监测设备和解释软件，可对煤层压裂裂缝延伸方位和长度进行现场直接动态监测和定量解释。经现场60多层测试对比，压裂裂缝监测结果准确性较高，解决了以往煤层压裂水平裂缝无法直观定量评价的难题。该项技术已获国家发明专利。

2.4 井间地震声波层析成像（CT）技术

根据煤层中的纵波速度较低、压裂后其纵波速度进一步降低的特点，采用井间地震声波层析成像技术，描述声波穿过剖面内煤层物性的变化特点，以评价压裂后井间连通状况。经现场测试对比，井间测试结果清晰可靠，解决了以往煤层裂缝不能直观定量评价的难题。

2.5 煤层气测井评价技术

结合试验区煤层气地质特点，研制开发出煤层气测井系列和评价软件，可对含气量、封盖层、工业分析、岩石力学等参数进行定量解释。经28口井200余块样品实验室测试结果对比，含气量误差不超过6%，利用该技术每口井可节约费用20万元。

2.6 煤层气储层模拟技术

引进国外先进的COALGAS、COMET煤层气储层数值模拟软件，针对中国煤层气特点开发应用，可对各种完井方法和开采方式用三维两相的煤储层进行生产拟合和储层参数敏感性分析，能预测开采20年内采气速度、单井和井组产能、合理井距、布井几何形状及井网优化等多项开采指标，评价气藏开发水平和试验区开采效果。并在沁水盆地晋城地区、鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区得到充分应用。

3 利用地质理论和勘探工艺技术，勘探效益显著

3.1 坚持4个层次评价研究取得明显效果

大区评价：评价全国39个含煤盆地68个聚煤单元的煤层气远景资源量，在埋深300～1500m为27.3×10¹²m³（美国目前18个盆地煤层气远景资源量仅为11×10¹²m³）。其中4大盆地有利勘探面积7.6×10⁴km²，煤层气远景资源量19×10¹²m³。

区带评价：优选出鄂尔多斯盆地中部及东部、沁水、冀中—冀东、鲁西—濮阳、豫西、淮南—淮北、六盘水八大有利选区，勘探面积4×10⁴km²，煤层气远景资源量7.1×10¹²m³。

目标评价：评选出沁水盆地晋城、鄂尔多斯盆地大宁-吉县、韩城、乌审旗六盘水地区格目底及西北等一批有利勘探目标，勘探面积2×10⁴km²，煤层气远景资源量4.4×10¹²m³。

区块评价：拿下晋城目标樊庄和郑庄区块探明、控制储量及大宁-吉县目标午城区块控制储量。

3.2 发现我国第一个大型煤层气田——沁水气田

1997年10月晋试1井完钻，完钻井深705m，在主要目的层二叠系山西组和石炭系太原组共钻遇煤层6层12m，钻井中煤层气显示良好。1998年2月开始对本井3^＃煤试气，日产气稳定在2700m³以上，最高日产气为4050m³，在本区首次获得了稳定的煤层气工业气流。

1998年4～8月通过区块评价研究，在晋试1 井附近钻探了晋1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，与晋试1井共同组成了一个梅花形井组。该井组于1999年4～12月进行了面积法排水降压采气，4口井日产气量稳定在2400～3500m³。

在晋试1井组试气的同时，分别在樊庄和郑庄区块完钻了晋试2、3、4、5、6井，经试气单井单层日产气稳定产量2700～4400m³，最高9780m³。采用COALGAS储层模拟软件预测3^＃煤与15^＃分压合排单井平均日产气3700～4000m³。

2001年已向国家上交樊庄区块探明含气面积182.22km²，煤层气地质储量352.26×10⁸m³；郑庄区块控制含气面积447.1km²，煤层气地质储量911.2×10⁸m³；该登记区含潜在资源量的总含气面积1090km²，总资源量2656×10⁸m³。

不管是采用常规钻井还是羽状水平井钻井技术，该区煤层气开发都有好的经济效益。陕京和西气东输管线靠近该区，将为改变北京及东部沿海地区大城市环境，带来难以估量的巨大的效益。

3.3 首次在鄂尔多斯东缘发现大型的煤层气田

鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区吉试1井于山西组和太原组共钻遇煤层6层累计厚度为17.4m，其中主力煤层厚度5^＃煤5.4m，8^＃煤8.8m，煤层压力系数1.1～1.2，煤层渗透率10×10^-3μm²，5^＃煤平均含气量20.7m³/t，含气饱和度91%，8^＃煤平均含气量13.8m³/t，含气饱和度77%，5^＃煤钻井中自溢水10m³/d，主要地质参数与美国黑勇士盆地高产富集区接近，为我国首次在鄂尔多斯东缘发现的大型中煤阶煤层气田。其中吉试4井煤层总厚7层22.8m，煤层渗透率高达 82×10^-3μm²。吉试 5 井 5^＃煤厚 6.8m，含气量高达23.2m³/t，含气饱和度 95%，日产气 6629m³。目前初步控制该区在煤层埋深 500～1200m，煤层气含气面积885km²，控制储量800×10⁸m³。

4 中国煤层气开发利用前景展望

21世纪是天然气的世纪，在我国未来几十年内天然气开发将获得飞速的发展。西气东输是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇，“西气东输”工程将穿越我国众多的油气盆地和含煤盆地。根据“西气东输”工程的供气能力和设计年限估算，需要1×10¹²m³的天然气地质储量作保证，但目前常规天然气地质探明储量仅7000×10⁸m³左右，急需补充气源，煤层气作为非常规天然气，其成分95%以上是甲烷，完全可以与天然气混输、混用。同时“西气东输”管线经过的地区也是煤层气资源富集的地区，塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东、豫西、徐淮和淮南等煤层气富集带，总资源量近14×10¹²m³，而且管线经过的沁水大型煤层气田，已经获得煤层气探明储量，在短期内优先开发这些地区的煤层气资源最具有现实性和可行性。

我国的煤层气工业和其他国家一样，将采用井下抽放和地面排采并行的方式展开，一方面在井下抽放上继续改进技术，提高抽放效率；另一方面大力开展地面排采试验。我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿m³，2010年达到14亿m^3[2]。

我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的鄂尔多斯和沁水盆地，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。

根据目前我国煤层气发展速度及政策导向等预测，我国煤层气产量将经过缓慢、快速和稳定三个阶段的增长，预计到2010年我国可探明（1000～2000）×10⁸m³的可利用煤层气储量，建成3～5个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达（20～30）×10⁸m³，煤层气产业初具规模。预测2000～2010年将是我国煤层气大发展阶段，相当于美国20世纪80年代的水平，因煤层气井产量低，寿命长，必须要有优惠政策来鼓励煤层气的勘探开发，才能使我国煤层气勘探开发在此阶段取得长足进展。我国华北地区可供勘探的煤层气资源量与美国的圣胡安和黑勇士盆地之和相当，但其地质情况较复杂，勘探难度大，预计到2010年全国煤层气产量将达到20×10⁸m³，控制储量为1500×10⁸m³。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，预计2020年煤层气产量将达到150×10⁸m³。到2025年，建成5～6个煤层气生产基地，煤层气产量达200×10⁸m³，形成完善的煤层气产业体系。

5 中国石油煤层气发展战略

在“十一五”期间中国石油将立足中东部含煤盆地，用五年的时间形成30×10⁸m³的煤层气产能，为了实现这一目标，应从以下几个方面做好相关工作。

5.1 加大对煤层气的科技投入

我国煤层气资源丰富，洁净气体能源供需缺口大，开发利用煤层气具有紧迫性和必要性。我国煤层气储层与美国相比，大多具有低渗透、低饱和和低储层压力的“三低”特点，煤层气地质条件复杂，开采难度大。中国石油将进一步加大对煤层气的科技投入，一方面加强煤层气成藏理论、经济评价等基础理论研究，注意煤层气科学的系统性；另一方面加大煤层气攻关和示范项目的投入力度，为煤层气开发的突破创造科技支撑。

5.2 根据我国煤层气资源特点与分布，选择有利开发区块

我国煤层气资源特点突出表现为量大面广，具有显著的地区富集性和时域富集性。通过对全国煤层气资源的综合评价，以含气带为单位，对其开发前景进行分类评价，确定包括十大煤层气有利目标区作为煤层气开发的优选区块，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、两淮地区、西部低阶煤地区的煤层气开发有利区块，可作为近期勘探开发的重点工作区。

5.3 制定完整、科学的煤层气开发规划

坚持煤层气上、下游统筹规划、协调发展，评价与勘探相结合、重点突破与规模开发相结合，由浅至深、由易到难、滚动发展；坚持地面规模开发为主、带动煤矿井下抽放，地面开发与井下抽放并举，建立“先采气后采煤”的矿产资源综合开发模式。

5.4 中国石油将把煤层气开发利用纳入公司中长期能源发展规划，重视相关基础设施建设

我国煤层气基础设施弱，特别是没有煤层气长输管网，中国石油将把管线建设纳入公司发展基础建设规划，有计划地投入适度的基建资金，分期实施，以加速我国煤层气产业的形成与发展。

参考文献

[1]刘洪林等.2001.中国煤层气资源及其勘探开发潜力.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p9～11

[2]王红岩，刘洪林等.2005.煤层气富集成藏规律.北京：石油工业出版杜

[3]张建博，王红岩等.1999.山西沁水盆地有利区预测[M].徐州：中国矿业大学出版杜

[4]黄盛初等.1998.我国煤层气利用技术现状及前景.《中国煤炭》，No.5，p25～28

[5]赵文智等.2001.中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p1～5

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法定代表人：王在祥
成立时间：2016-11-02
注册资本：1000万人民币
工商注册号：520201000484871
企业类型：有限责任公司(自然人投资或控股)
公司地址：贵州省六盘水市钟山区东风路87栋2单元2层204室

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