【论文】王登海，等：深层煤岩气开发地面工程面临的挑战及对策建议

王登海¹　刘  军^2,3　刘银春^2,3　段雨辰^2,3

李   琳⁴　李奇宸^2,3　冯   波^2,3

1. 中国石油长庆油田公司

2. 中国石油长庆工程设计有限公司　

3. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

4. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

作为煤炭资源大国，中国有着丰富的煤层气资源。埋深2 000 m 以浅的煤层气地质资源量约为30.05×10¹² m³，埋深1 500 ～ 2 000 m 的煤层气资源量约为11.93×10¹² m³，2 000 m 以深的煤层气资源尚未开展系统评价^[1-5]。从资源、技术以及经验积累来看，煤层气仍是当前易开发的非常规天然气资源。尤其2018 年以来，山西延川和大宁—吉县等地区先后开展了1 500 m 以深深层煤岩气（行业内将埋深超过 1 500 m 的煤层气定义为深煤岩气）勘探评价试验， 水平井测试日产气量超过10×10⁴ m³，实现了煤层气由浅层向中深层开发拓展^[6-8]。

深层煤岩气资源量巨大，平面上发育广泛，具有较大的开发潜力。以往认为深层煤岩气是勘探开发的禁区，而如今无论是从地质理论还是工程实践上均取得了新的认识。对于深层煤岩气，在煤层顶底板封盖性较好的情况下，其含气量一般较高。如大宁— 吉县区块，实测含气量是中浅层的2 倍以上，含气饱和度超过98%。深层煤岩气能否有效开发，关键在于工程改造的适配性。与浅层煤层气不同，深层煤岩气地质条件更加复杂，埋藏深、地应力高、渗透率低使得深层煤岩气开发的成本和技术难度呈指数级增加^[9-11]。如延川南煤岩气，形成了以“大排量、大液量、大砂量”有效支撑的压裂技术，单井液量由2 000 m³ 逐步提高到10 000 m³ 以上。由于地质特征差异性， 与浅层煤层气相比，深层煤岩气生产初期具有压力高、产水少、见气早、增长快、产量高的特点，井口需进行除砂、气液分离、两相计量，低压低产阶段需采用增压气举等工艺，这导致地面工程配套复杂^[12-15]。据此，笔者结合深层煤岩气的生产特征，分析中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）开发区块深层煤岩气地面工程开发难点以及目前取得的主要认识， 以期为后续规模开发提供技术支撑。

1 　深层煤岩气开发基本特征

长庆油田上古生界石炭系上统本溪组8 号煤层广泛发育，埋深2 000 ～ 3 000 m，煤层厚4 ～ 16 m，西薄东厚，发育煤灰、煤泥、煤砂3 类储盖组合，煤的镜质体反射率（R_o）普遍在1.2% ～ 2.4%，生烃能力强，含气范围广。与埋深小于1 500 m 的中浅层相比， 深层煤储层具有煤层厚度大、含气量高、割理裂隙发育、原生结构煤发育等有利条件。深层煤岩气主要成分是甲烷，同时含有一定量的乙烷，重烃组分较少，CO₂ 含量相对较高（表1）。根据区块已经试采的CQ-1 ～ CQ-5 井气质分析数据发现，CO₂ 含量在3% ～ 5%，变化幅度不大。其组分及开发特点与页岩气有较多相似点，因此深层煤岩气开发可以借鉴国内页岩气开发的相关经验^[16-17]。

研究区内目前试采了10 余口井，通过排采分析， 发现具有以下特征（图1 ～ 5）：①表现出“套管排液、油管排液、带液生产”3 个阶段，套管排液阶段 （3 ～ 15 d）返排液量快速上升，游离气快速产出， 压后放喷点火可燃，产液量最高，具有高水气比；油管排液阶段（25 ～ 40 d）返排液量逐步下降，游离气大量产出，产气量快速上升至最大值，对应返排率为23% ～ 38%；带液生产阶段（大于或等于40 d） 日产气量趋于平稳，日产液量逐渐减少，套压缓慢下降，油套压差缩小，吸附气开始解吸，气水存在波动，可采用辅助泡排等措施。②初期日产液量较高，最高可达500 m³/d 以上，3 个月以后产液量可降至20 m³/d 以下。采出水水型为CaCl₂ 型，生产初期（1 个月）采出水矿化度低（小于或等于5×10⁴ mg/L）， 生产中期（2 ～ 4 个月）采出水矿化度上升至（5 ～ 15） ×10⁴ mg/L。③排采1 ～ 2 d 见气，排采前套压为7.3～ 17.6 MPa，初期日产气量为（2.5 ～ 8.3）×10⁴ m³， 油压为4 ～ 10 MPa。

图5 　CQ-4 井排采曲线图

根据试采井生产情况统计分析，生产初期阶段深层煤岩气井以游离气为主，投产后超过90% 的气井开井就有套压，日产气量快速上升；生产中期逐步从以游离气为主过渡到以吸附气为主。从产量及压力变化来看，与致密气相比，深层煤岩气具有“两高两低” 的特点，初期产气量高（深层煤岩气5×10⁴ m³/d、致密气3.8×10⁴ m³/d）、递减率高（深层煤岩气42.0%、致密气33.5%）、套压低（深层煤岩气10.0 MPa、致密气19.3 MPa）、压降速率低（深层煤岩气0.01 MPa/d、致密气0.02 MPa/d）。但是随着吸附气逐步解吸，深层煤岩气相比于致密气存在更长的低压稳产期。从其产出物特征来看，深层煤岩气中含CO₂、水、砂及煤粉等，且不同阶段产液量变化大，初期产液量大、矿化度低，中后期产液量逐渐降低，但矿化度高。

因此，深层煤岩气井快速转变的生产特征对地面系统布局以及集输系统的适应性提出了更高要求：①深层煤岩气井因产液量大需在井口配套气液分离等设备，集气、集水及配电系统应统筹规划，尽可能从源头上提高系统适应性、电气化率以及采出水回用率等^[18-20] ；②因深层煤岩气井不同阶段生产参数差异大，需根据气井生产特点，分阶段采用不同工艺技术及设备；③深层煤岩气井与致密气井生产特征差异大，导致区块协同开发难度大，煤岩气井需建设独立的集气系统，在未建成独立系统时，宜分别在已建增压站内设置常规井和煤岩气井压缩机。

2 　深层煤岩气开发地面工程存在的主要难点

2.1 　用水量大，低成本的水资源循环利用难度大

深层煤岩气开发多采用高强度体积压裂，单口水平井压裂用液量为（3 ～ 5）×10⁴ m³，尤其是生产前半年日均产液量约为40 m³，部分地面系统无法满足初期高产液阶段生产需求，需采用井场就地存储、井间配液回用，或者拉运至下游水处理站处理， 大量的采出水对采出水储存、转输以及处理方式提出了新的要求^[21-25]。长庆气区地处毛乌素沙漠和黄土塬地区之间，区域内地表水稀少，传统低成本供水方式无法满足规模开发需求，亟需构建水资源循环利用系统，实现水资源的高效利用。生产初期高产液阶段， 井场需配套移动式采出水处理撬来满足井场快速简易处理、井间回用的需求，在中低产液阶段通过输水管网输送至下游采出水集中处理站进行处理后回用， 尽可能提高采出水回用率。

2.2 　地面配套工艺复杂，对地面系统适应性提出挑战

深层煤岩气含CO₂（5% 左右）、水、砂及煤粉等， 需考虑除砂除尘、脱水脱碳，同时要结合配套的消泡增压等排水采气工艺^[26-30]。试采的10 余口气井初期产量为（2.5 ～ 8.3）×10⁴ m³/d，初期压降速率为0.001 2 ～ 0.075 0 MPa/d，不同区块气井产量及稳产程度不同，同一区块内部气井间也存在一定差异，这导致难以确定合理的压力系统、增压时机、管径大小、管网形式，对地面工艺适应性提出挑战。

2.3 　井站应用设施多，对集约化和经济性提出更高要求

根据深层煤岩气开发特征，井场需配置分离计量撬、除砂撬、采出水外输撬、采出水缓冲罐等设备， 从而实现井场煤层气的气液分离、两相计量及采出水传输等功能^[31-32]。深层煤岩气压力能利用期较短， 站场需尽可能配置往复式压缩机或螺杆机进行增压开采。同时，考虑到目前试采区块煤岩气含CO₂，处理厂需采用脱水脱碳工艺。因此，深层煤岩气井、站、处理厂配套设施多，导致占地面积大、工程投资高、管理难度大。地面工程需通过平面布局、设备撬装化优化，实现布局灵活合理、设备多功能集成，尽可能降低占地及投资，便于现场管理。

2.4 　开发新工艺应用较多，地面工艺需及时进行优化

为控减压裂用液规模，以解决长庆油田深层煤岩气开发区域水资源匮乏及水处理成本高等问题， 长庆油田积极尝试CO₂ 泡沫减水压裂工艺，单井入地液量可降至2×10⁴ m³ 以下。根据室内试验，初步明确了CO₂ 破岩及促解吸规律。由于煤岩气储层割理、微裂缝发育，CO₂ 注入后煤岩表面甲烷吸附量下降41%，解吸气量上升20%，这表明CO₂ 具有明显的解吸附增产优势，试采区CO₂ 泡沫压裂气井总体用液量可降低50%。生产初期CO₂ 浓度高达50%，随时间的延续缓慢下降，高浓度CO₂ 溶于水后对管道及设备等金属构件会发生严重腐蚀，急需攻关井口CO₂ 分离捕集工艺，从而实现井间CO₂ 压裂回用。

3 　深层煤岩气开发地面工程对策及建议

3.1 　打造“五网同建、地面先行”地面建设新模式

根据深层煤岩气地面工程配套复杂、建设周期长、系统布局要求高等特点，通过一年多现场实践， 研究团队创造性提出“五网同建、地面先行”的建设思路，即统筹规划“气、水、电、讯、路”系统， 提前实施地面建设，满足深层煤岩气高效开发需求。

结合不同区块地形地貌、气井生产规律特点，按照“一区一对策”的思路，开展差异化设计。地势较平坦的区域初期（4 ～ 6 个月）采用井场分离、气液分输工艺，后期采用气液混输工艺，当达到气液混输条件后井场设施搬迁至下一井组重复利用；地形起伏较大的区域，采用井场分离、气液分输工艺。针对不同区块气井产量及稳产程度不同，同一区块内部气井间也存在一定的差异性，研究团队计划采用阀组集气、中低压集气相结合的工艺（图6）。集气阀组接收各井场来气，且具备中低压流程切换和清管功能，与采气井场或水处理站合建，在生产后期可设置压缩机，进一步降低井口生产压力。集气站接收集气阀组来气，经分离、增压、脱水后外输， 设计中压和低压两套流程，可有效延长压缩机增压时机，降低装机功率。气质中CO₂ 含量较高，试采阶段区块深层煤岩气井数量少、整体产量较低，与致密气掺混后仍满足已建系统处理需求，但规模开发阶段需单独建设脱碳脱水处理系统进行处理。

水资源循环利用是实现深层煤岩气规模高效开发的关键，灵活的取水、转水、储水及回用系统可有效缓解大规模压裂用水压力^[33-34]。针对深层煤岩气采出水矿化度高、不同时期水量水质变化大的特点，采用“凝沉降+ 离子控制”处理思路，配套高矿化度耐盐压裂液体系，对不同硬度采出水开展了井场采出水回用试验（表2）。当水硬度（钙镁离子含量）小于等于1 000 mg/L 时，可井间直接利用，作为前置液、低砂比及顶替阶段回用；当水硬度在1 000 ～ 10 000 mg/L 时，采用集中储存，使用清水稀释＋耐高矿化度压裂液重复利用；当水硬度大于等于10 000 mg/L 时，采用集中储存，使用地面软化处理＋耐盐压裂液体系。

根据采出水回用试验情况，结合研究区不同地形地貌，按照“大液留井场、小液进站场”的思路， 探索性提出“两级处理、两级存储”的沙漠采出水回用模式和“两级处理、三级存储”的山区采出水回用模式（图7）。初期大量产液阶段，采用“氧化降黏+ 混凝沉淀”工艺（图8），实现井场快速处理、井间回用；中后期稳定产液阶段，采用“预处理+ 气浮旋流+ 膜过滤”工艺（图9），满足高耐盐压裂液配液需求。

统筹考虑钻采与生产用电需求，电网规划与新能源建设充分融合，构建“区域集中引接35 kV 电源＋井场10 kV 专线＋分布式光伏”模式，电驱集气站设35 kV 电控一体化变电站，井场10 kV 电源由集气站引接，前期供钻井用电，后期供生产用电，不断提高电气化率^[35-36]。

由于气田传统4G 网络存在安全、带宽及运维费用等问题，需建设覆盖煤岩气采气井场的光纤通信网络，保障煤岩气开发建设中数据传输的安全性和可靠性。针对煤岩气井场、站场、水处理站点多面广， 结合北斗数据传输特征，对卫星数据传输在保障人员智能巡井、井场数据传送等方面进行研究，实现对人员及井场状态的管理提升，建成“前端一体化智能配套、中端生产指挥、后端智能决策”的管理模式。

全方位规划钻前路、进站路、伴行路建设及使用， 构建“快速成网、节点立体、主干完善、四肢贯通” 的油田路网体系，对确定站址的井场超前实施道路， 为生产提供顺畅的交通条件，提升道路服务水平。

3.2 　探索“前端功能模块化、后端功能集成化”设计模式

深层煤岩气开发存在气井分布广泛、开采及集输处理设备种类多、现场管理困难等特点，目前仍处于技术攻坚阶段。在此背景下长庆油田借鉴苏里格气田设计经验，积极应用标准化、模块化、撬装化设计，提出“前端功能模块化、后端功能集成化” 的模式，即井场设备撬装集成、组合拼接，下游站场设备立体布置、高度集成，充分适应深层煤岩气不同阶段生产特征差异大的特点^[37-40]。该模式主要特征有以下3 点：①结合深层煤岩气初期气液产量高、后期趋于稳定的特点，将地面工程划分为临时流程和固定流程两个阶段，分阶段配置地面工艺及设备。地面临时流程对应气井生产初期的试采阶段，井场设备主要包括除砂器、加热炉、分离器等，通过适当延长气井的试采阶段，实现大量产液留井场和井间回用，有效降低下游地面系统处理负荷；试采结束后，除气液分离器保留外，除砂器、加热炉等设备可搬迁至下一个试采井场进行重复利用。②按照“多功能集成和灵活搬迁复用”原则，采用一体化排采装置及工艺，降低井场装置数量。将井口压力调节、轮换计量、除砂以及气液分离等功能进一步集成，研发轮换计量分离一体化集成装置，同时攻关自动化远程精细调控系统，实现从无人值守、自动控制过渡到预测生产、自动调控。③开展站场立体布站研究，按照立体布置、流程顺畅、平面合理、安全宜人的设计思路，研发高效核心设备、多功能合一装置， 提高建设质量，缩减建设周期，减少建设用地。

3.3 　深入落实地上地下一体化建设模式

深层煤岩气埋藏深且开发成本高，目前技术条件下较难实现经济开发^[40]，地面建设需转变观念， 把过去“地上服从地下”的做法转变为“以经济效益为中心，地上地下整体优化”的原则。地质部署、钻采计划与地面工程需充分结合，切实做到“地上地下一体化”，打造地面系统建设新模式。笔者提出两个建议：①地质部署可充分借鉴长庆—苏南合作区开发理念^[41-43]，区块与井间接替结合，每个区块采用井组与井间加密结合，保持区块产量基本平稳， 避免地面重复建设，最大限度降低投资；②合理制订煤层气井钻采计划，避免井组间集中完试投产，通过合理优化井组间实施顺序，最大程度实现采出水循环利用，降低综合水处理成本。

4 　结论

1）深层煤岩气已成为中国油气勘探开发的重要接替领域，根据已有试采数据，呈现出3 段式的生产特征。与浅层相比，深层煤岩气初期中压高产、产液量大，含CO₂、水、砂及煤粉等，且自主携液生产；后期低压但不低产，持续时间较长，需人工举升。

2）深层煤岩气地面工程面临的开发难点，主要体现在低成本水资源循环利用难度大、地面配套工艺复杂、建设投资高等，需因地制宜探索出一套高效且适配性强的地面开发技术体系。

3）基于深层煤岩气探勘开发时间短、效益开发难度大、技术不配套的现状，提出“五网同建、地面先行”的建设模式，通过构建“差异化集输管网、循环回用水管网、绿色低碳配电网、安全高效数据网、统筹优化道路网”，打破常规建设方式，重新配置生产要素，以适应全生命周期气井生产需求。

4）深层煤岩气开发需进一步探索灵活适用、集约高效的建设模式，探索“前端功能模块化、后端功能集成化”设计模式，深入落实地上地下一体化建设模式，区块与井间接替结合，合理制订气井钻采计划， 最大程度实现深层煤岩气效益开发。