煤層氣合采地質研究進展述評

郭 晨，秦 勇，易同生，馬東民，王生全，師慶民，鮑 園，陳 躍，喬軍偉，盧玲玲

(1.西安科技大學 地質與環境學院，陜西 西安 710054；2.陜西省煤炭綠色開發地質保障重點實驗室，陜西西安 710054；3.西安科技大學 煤炭綠色開采地質研究院，陜西 西安 710054；4.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221116；5.貴州省煤田地質局，貴州 貴陽 550008；6.中國煤炭地質總局航測遙感局，陜西 西安 710199)

多煤層煤系在我國分布廣泛，多煤層條件下煤層氣成藏具有特殊性，表現為煤層層數多且成組賦存、煤系生烴能力強、沉積旋回與儲蓋組合頻繁交互、氣藏組合類型多樣、多套壓力系統疊置共生、層間非均質性強、資源豐度高等特征[1-7]，這樣的成藏特點決定了其可觀的開發前景和特殊的開發方式，即開發單一煤層難以獲得最佳效益，需從煤層組合的角度實施多煤層合采。

煤層氣多層合采工程實踐效果參差不齊，合采失敗現象較為常見。究其原因，關鍵在于對合采產層組合設計原理不甚清楚。例如，在鄂爾多斯盆地東緣韓城、延川南、吳堡、柳林以及沁水盆地南部潘莊、樊莊、成莊、北部壽陽等區塊，山西組與太原組煤層氣合采層間矛盾問題比較突出[8-13]。再如，黔西－滇東地區上二疊統煤系發育薄-中厚煤層群，煤層層數眾多，前期開發試驗揭示，合采產氣量與產層組動用厚度及層間跨度呈負相關性，產水量與層間跨度多呈正相關，在一定程度上呈現出動用煤層越多，產氣量反而越低的規律，顯示該區煤層氣合采同樣存在明顯層間矛盾[14]。

我國煤層氣地質工作者圍繞合采地質條件與可行性開展了廣泛而深入的研究工作與工程實踐，筆者立足于此，分析評述該領域目前的研究進展與前沿認識，梳理研究熱點與發展趨勢，以期深化煤層氣合采理論與工程實踐成果，促進更深層次煤層氣合采地質基礎研究與更具應用指向性的創新技術研發。

1 研究進展

1.1 疊置煤層氣系統

含煤層氣系統的提出源自于含油氣系統理論，經典含油氣系統理論認為含油氣系統是一個包括有效烴源巖、與該源巖有關的油氣以及油氣聚集成藏所必須的一切地質要素和作用的天然系統[15-17]。我國油氣藏普遍經過多期構造演化，發育疊合含油氣盆地，具有多期成藏，油氣混源、多油儲類型等特點，由此我國學者將含油氣系統的概念進一步延伸，形成復合含油氣系統的理論體系，有效指導了油氣資源的勘探開發[18-19]。

借鑒經典含油氣系統理論，我國煤層氣地質學者提出了含煤層氣系統的觀點，強調系統內部氣體生成、運移、聚集、保存等具有成因上的關聯，并具有獨立的水動力系統[20-22]。秦勇等[1]基于黔西地區煤儲層含氣性與壓力梯度的垂向波動變化，提出“多層疊置獨立含煤層氣系統(簡稱疊置煤層氣系統)”的概念，認為其起源于同一煤系中不同系統間缺乏流體聯系與物質交換，受到層序地層格架的宏觀控制。隨后，其地質內涵與成藏機理不斷深化，形成了“層序控氣”基本地質原理，指出三級層序格架的最大海泛面發育低孔滲隔水阻氣層[23]，進而控制著系統之間的壓力獨立性和物性演化；多煤層煤系特殊的成巖演化作用(石英次生加大與次生高嶺石充填)進一步使煤層圍巖孔滲條件惡化[24]，由此使壓力系統統一程度降低，含氣疊置性趨于復雜。近年來，地應力場及其狀態轉換對疊置煤層氣的控制也逐漸受到重視，主要通過控制煤儲層的滲透性、煤體結構和壓力系統的統一性，影響含氣系統的資源類型、可采性和開采方式[25-30]。因此，多層疊置煤層氣是煤系層序結構、沉積與成巖演化、構造與地應力等因素綜合作用的結果，特別在海陸交互相煤系可能具有普遍意義。

疊置煤層氣系統存在含氣飽和度、煤巖煤質、煤元素地球化學、流體地球化學等方面的地質響應[31-34]，可作為識別含氣系統疊置性的依據?；诿禾锟碧降叵滤|測試資料，以特征離子成分為基礎構建了煤系地下水環境化學封閉指數，即兩個離子組合(Na++K++)與(Ca2++Mg2++)的質量濃度比值，為判識含氣系統疊置性及流體動力條件提供了新的參數[35]。

黔西比德-三塘盆地不同向斜和含煤段的地下水環境化學封閉指數計算結果顯示，不同向斜以及含煤段的封閉性均呈現顯著差異，垂向上體現了含氣系統的疊置發育，區域上體現了疊置系統發育程度的差異。典型向斜不同含煤段地下水封閉指數的均值和標準差具有明顯的正相關性，說明水環境越封閉，垂向分異也越明顯，不同層段間地下水化學類型的差異是多層含氣系統的重要顯現特征(圖1)。另外，封閉的地下水環境有助于煤層氣保存，統計黔西典型勘探區地下水封閉指數與含氣性的關系，兩者呈現正相關性。

圖1 黔西典型向斜含煤巖系地下水封閉指數質量控制Fig.1 Quality control diagram of the closed index of typical synclines in western Guizhou

基于黔西比德-三塘盆地不同次級向斜煤系壓力系數、封閉性及含氣性的差異變化，識別出增長型、衰減型和穩定型三類含氣系統疊置地質模式(簡稱地質模式)(圖2)。增長型系指隨深度增加或層位降低，壓力系數逐漸增大，以黔西水公河向斜為代表；衰減型指壓力系數隨深度增加而降低，以黔西珠藏向斜為代表；穩定型指含煤巖系壓力系統統一程度高，層間流體聯系強，壓力系數垂向變化小，以黔西阿弓向斜為代表。增長型與衰減型分別代表含氣系統流體能量垂向上由淺至深逐漸強化與逐漸衰減兩種疊置類型[35]。

圖2 疊置煤層氣系統三類地質模式Fig.2 Schematic diagram of the three types of geological models of stacked CBM systems

這一分類在隨后的研究與實踐中得到進一步證實，指出穩定型合采干擾微弱，增長型和衰減型合采干擾十分顯著，并初步應用于煤層氣及煤系氣共采有利層段的優選[36]。但基于黔西煤層氣地質條件建立的上述模式在其他地區是否具有可擴展性，與合采方式、兼容性閾值的關系，以及不同模式下合采流體干擾動力學機理等問題尚需深入探討。目前疊置煤層氣系統思想擴展到整個煤系氣范疇，提出“共采兼容性”概念，發展了煤系氣高效共采的理論基礎，逐步論證了煤系氣共生、共探與共采的理念與內涵，初步形成了合采地質技術方法體系，并在煤系氣合采先導工程示范中取得應用成效，近期提出“煤系天然氣共生聚集系統”理論并指明其未來重點研發方向，以及實現煤層氣/煤系氣大產業化的戰略價值與關鍵技術途徑，其中薄互層煤系氣聚集規律、優質層段預測方法及有序開發關鍵技術需加強攻關，有望為增儲提產提供新的增長點[2,37-41]。

1.2 煤層氣合采可行性地質分析

我國高度重視多煤層煤層氣合采可行性研究，關注的焦點在于對合采地質條件閾值的認識(表1)。分析前期研究成果，可形成對研究現狀的一些認識。

表 1 部分研究者關于煤層氣合采可行性閾值統計Table 1 Statistics on the feasibility threshold of CBM co-production by some researchers

第一，多層合采的研究區主要集中于沁水盆地南部與鄂爾多斯盆地東緣(石炭-二疊系)、黔西-滇東地區(上二疊統)，研究時間跨度為2010-2021 年，近5年內黔西-滇東地區研究顯著增多，滇東合采地質條件要求較黔西更加苛刻；對中-高階煤的關注較多，對低階煤的關注較少。

第二，依據各地質參數的出現頻率，儲層壓力及梯度、滲透率最高，其次為頂底板巖性、供液能力、單煤層厚度與結構，再次為臨界解吸壓力、產層最大跨度、頂底板與煤層力學性質比等地質參數，這一規律一定程度上反映了合采影響因素的相對重要性，壓力系統及其差異程度是合采研究與實踐最為關注的對象。

第三，沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣開采煤層數為2～3 層，主要關注滲透率、儲層壓力、供液能力等的層間差異。山西組、太原組合采面臨的水動力條件差異是制約合采效果的重要因素。太原組的流體壓力、水動力條件與產水量均大于山西組，在合采中易形成含水層干擾，影響協同降壓。另外，鄂爾多斯盆地東緣臨興區塊與大寧-吉縣區塊埋深可達2 000 m，且常見過飽和儲層，深部煤儲層物性具有趨同效應，含煤層氣系統非均質性在較高地層溫度與壓力影響下相對變弱[56]，由此導致合采制約因素減少，合采可行性增強，構成實施深部煤層氣開發的有利條件之一。

第四，黔西-滇東地區煤層層數眾多，單煤層薄、間距小且構造復雜，合采煤層的最大層間跨度、累計煤厚及煤體結構受到了更多關注；新疆陸相中生代煤系以厚煤層、大間距、大傾角、變質程度低為特點，目前對合采地質條件的關注度相對較低；遼寧鐵法盆地阜新組含煤巖系的疊置含氣系統顯現特征明顯，上下含煤段合采存在較嚴重層間干擾[57]。

第五，關于合采閾值的相對共性認識包括：滲透率位于同一數量級，單煤層厚度大于等于0.5 m，層間最大跨度小于60～100 m，儲層壓力梯度差小于0.1～1.2 MPa/hm(黔西-滇東地區要求更加苛刻，遼寧、新疆相對寬松)，儲層壓力差小于1.0～1.2 MPa，供液能力差小于5～15 m3/d，頂底板巖性為泥巖等相對隔水層，產氣液面高度差小于50 m，產層組合中應剔除構造煤。

1.3 煤層氣合采可行性判識方法

1.3.1 物理模擬

多層合采物理模擬在常規油氣工程領域應用較多，有效指導了開發層系劃分與合采方案優化(表2)。目前在砂巖氣藏和碳酸鹽巖氣藏方面的共性認識包括：層間滲透率差異主要影響產層貢獻，尤其在生產早期；儲層壓力差異主要影響層間干擾程度并可能導致倒灌，倒灌一般發生于生產初期，隨著層間壓力平衡倒灌現象消失；生產早期以高滲層貢獻為主，中后期低滲層貢獻逐漸增加；低滲層接替高滲層、低壓層接替高壓層的接替開發方式效果較好；層數越多，采收率越低[58-60]。

表 2 油氣藏多層合采物理模擬研究成果統計Table 2 Statistics of research on physical simulation of multi-layer co-production of oil and gas reservoirs

在煤層氣領域，許江團隊[67,70-71]自主研發疊置煤層氣系統合采模擬試驗裝置，該裝置在大尺度試件模擬與真實煤層賦存狀態仿真方面具有優勢，模擬實驗結果顯示高壓層會干擾低壓層，干擾程度隨層間壓差的增大而增大，且滲透率會發生階段性演化。石迎爽[72]、梁冰[73]等提出了一種可模擬不同儲層液面壓力的多層煤層氣藏合采物理模擬實驗方法，在模擬層間距與解吸次序對合采的影響方面具有優勢。Wang Ziwei 等[68]基于滇東老廠區塊無煙煤樣品開展了雙層合采物理模擬，顯示滲透率差異對產層貢獻影響顯著，儲層壓力差主要影響上部產層產氣貢獻。Guo Chen等[69]基于自主設計研發的多層疊置氣藏聯合開發模擬系統，開展了不同滲透率量級與流體壓力組合下的煤層氣雙層合采物理模擬實驗，并依據產氣貢獻分級評價建立了合采地質兼容性判識圖版，將兼容性劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、不兼容共4 個等級，實現了兼容性定量評價(圖3)。在煤層氣合采物理模擬中，對于氣井配產、接替方式、合采層數等方面關注較少。

圖3 煤層氣合采地質兼容性判識圖版[69]Fig.3 Template for discriminating geological compatibility of CBM co-production

相比于致密砂巖氣以及常規天然氣，煤層氣合采具有明顯特殊性，體現為低孔低滲，雙重/多重孔隙介質、氣水兩相滲流、強敏感性、吸附解吸等諸多方面，煤層氣合采物理模擬應進一步強化對這些特性的考慮，以使模擬結果更加貼近煤層氣實際生產條件。

1.3.2 數值模擬

數值模擬也是煤層氣/煤系氣合采可行性研究的重要方法，涉及基于考慮吸附-解吸、應力敏感的氣水兩相產能方程的煤層氣與致密砂巖氣合采模擬[74-76]，基于三維氣水兩相流動數學模型與耦合數值求解的煤層氣與相鄰砂巖氣藏合采模擬[77]，基于單相氣體滲流微分方程與COMSOL 有限元求解的煤-砂巖復合儲層合采模擬[78]，分別基于煤層氣產能模擬軟件COMET3(氣水兩相)[79]、灰色格子Boltzmann 模型(氣體單相)[80]和封閉邊界條件下合采滲流產出數學模型[81]的煤層氣合采模擬，基于油氣藏數值模擬軟件tNavigator 的致密砂巖氣(氣水兩相)合采模擬[82]等，對煤層氣/煤系氣高效合采具有指導意義，在兩相流條件下的解吸-滲流干擾理論模型、敏感地質指標及其閾值提取、開發方案優化等方面有進一步發展空間。

申建等[83]基于數值模擬技術揭示了鄂爾多斯盆地臨興地區煤系砂巖氣與煤層氣共采的有利地質配置與參數門限，建立了煤系氣共采可行性綜合評價數學模型，并初步應用于生產評價。數值模擬技術在指導煤層氣合采中的現實作用主要體現于提取合采門限值以指導煤層氣合采選區選層，刻畫多產層裂縫形成與傳播特性以及復合儲層改造效果以指導合采壓裂方案優化，揭示合采層間流體能量傳遞行為與產出規律以優化排采制度與開發方案等方面，應進一步強化理論研究與現場生產的有效結合，充分發揮數值模擬技術的實用價值。

1.3.3 產能與工程分析

誠然，任何模擬都有其在某些方面的先天局限性，煤層氣合采可行性也需依托實際生產數據進行產能分析。秦勇等[37]提出了基于產能曲線分峰剝離的產層貢獻分析方法，可有效區分解吸氣流與游離氣流，并依此劃分出4 種煤系氣合采井產氣曲線類型，包括解吸型、解吸-游離型、游離-解吸型和游離型；N.Ripepi等[84]提出了一種確定合采井分層產量的“注水-逐層封堵(kill production)”工程方法，即通過向井中分階段注水，由下至上依次淹沒各個產層，確定分層產量和氣體組分。該方法在美國阿巴拉契亞中部地區得到實踐，揭示產層貢獻主要來源于淺部煤層。Guo Chen等[79]提出依據含煤段原位抽水試驗成果計算單位降深極限日產水量，進而結合實際產水產氣曲線判識外源水干擾程度的思路方法。湯達禎等[85]提出基于中-高煤階煤層氣系統物質能量動態平衡機制的煤層氣產能分析方法，對于煤層氣合采具有重要借鑒意義。Yang Zhaobiao 等[50,86]基于產能方程與地質、儲層參數，提出了煤層氣多層合采選區選層量化分級評價指標與開發單元劃分方法流程。

煤層間破裂壓力差異直接影響儲層組合改造效果，進而影響流體傳遞與產出，是煤層氣以及煤系氣直井合采需要關注的重要因素[87-88]，并逐漸形成并發展煤系氣復合儲層改造地層巖石力學理論與方法體系[89-90]。

1.3.4 產出水地球化學分析

煤層氣井產出水地球化學蘊藏著豐富的地質、壓裂及排采信息，對儲層改造效果、產能與層間干擾具有直接指示意義，具體包括水中微量元素[91-93]、穩定同位素[94-97]以及常規離子和礦化度[98-103]。煤層氣井排采層位較淺且需壓裂改造，產出水受地表水、淺層地下水與壓裂液影響較強，淡水補給區距離(地理距離和埋深)、煤系沉積環境、產層組合及屬性、煤系特征水巖作用(脫硫酸與陽離子交換吸附)、次生生物氣、壓裂液等共同控制著煤層氣井產出水的地化特征。Cl-HCO3-B、Na-Cl-HCO3、Na-Ca-Mg 和 Na-K-Mg 等離子三元圖版被應用于判識排采水源、補給條件及混合(污染)效應[104-107]。另外，許耀波[108]提出了基于解吸氣成分濃度差異的煤層氣合采產層貢獻判識方法。

沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、黔西、鐵法盆地開發實踐均顯示，只有產出水來自于煤層自身封閉水系統，具有較高礦化滯流水特點且季節性變化不明顯，才能取得較好的降壓和產能效果[109-113]。提出了基于特征微量元素、關鍵封閉型離子以及穩定同位素解析合采井產出水來源和判識干擾程度的基本思路和技術流程[91,110]，并將其應用于沁水盆地和黔西地區煤層氣合采實踐中(圖4)。表層水干擾(竄流)與壓裂液污染是限制黔西織金區塊煤層氣合采的重要地質因素，體現為單位降深日產水量超過煤層自身極限產水能力，即1～2 m3/(d·m)，并據此構建了3 類煤層氣合采產能模式[79](圖5)，劃分出4 種代表不同產能潛力的合采產層組合類型，最終提出一套集合采產層組合遞階優選、排采水源與干擾程度判識、開發方案優化調整的疊置煤層氣系統開發綜合評價流程[69](圖6)。

圖4 沁水盆地煤層氣合層排采產出水來源交匯判識[91]Fig.4 Intersecting apportionment plots of produced-water sources from co-producing CBM wells in Qinshui Basin

圖5 黔西比德-三塘盆地煤層氣井產能模式[79]Fig.5 Productivity modes of CBM co-production wells in Bide-Santang Basin[79]

圖6 疊置煤層氣系統產層組合與開發優化設計流程[69]Fig.6 Production layer combination and development optimization process of stacked CBM systems[69]

關于煤層氣合采現象與有利開發層段的南、北區域對比值得關注：華北地區太原組沉積期受海侵影響，煤層頂板發育灰巖巖溶含水層，加之其下伏奧陶系古風化殼(煤系基底)與奧灰水，多數地區水動力條件與供液能力較強，排采過程中易接受灰巖水補給[95]，導致太原組開發效果整體不佳，有利開發層段主要位于上部煤組(山西組)；而黔西地區喀斯特巖溶地貌發育，且降水豐富(俗稱“天無三日晴、地無三尺平”)，地表水下滲與流失嚴重，淺部含水層補給條件好，加之上部煤組(長興-龍潭組上段)形成于晚二疊世強烈海侵期，灰巖發育，且毗鄰P-T 不整合面，造成織金區塊上部煤組開發容易出現高產水現象，表層水干擾嚴重，有利開發層段主要位于中下部煤組(龍潭組中、下段)。

1.4 煤層氣合采儲層傷害

煤層氣合采排采管控的復雜性與地質條件的層間差異容易強化儲層傷害。由于合采層段的層間距較大，持續性排水降壓容易造成上部煤層裸露，裸露煤層由于應力敏感，進而引發儲層傷害，導致滲透率降低，產水能力急劇降低。這種傷害直接受控于層間距，因此，同井筒合采的煤層間距不宜過大，間距越大，儲層傷害越嚴重，越難以實現協調合采。同時層間距越大，儲層物性差異越大，越容易造成流體能量干擾[114]。另外，賈敏效應也是合采中儲層傷害的重要原因之一，尤其對于合采過程中上部已暴露的煤儲層來說，在套壓的強烈波動下容易產生氣體倒灌，進而極大降低液相滲透率，使上部煤層壓降無法進一步有效擴展，削弱其產水、產氣能力?？稍谔讐航抵?.5 MPa 后主動緩慢暴露上部煤層，上部煤層暴露后應盡量避免套壓的激變[115]。

另一方面，合采產層由于儲層壓力與滲透能力的差異，造成流體產出速率與壓降傳播速率不一致，容易引起速敏效應與大量煤粉產出，造成高流速儲層的滲透性損傷。要避免速敏，應該根據高滲儲層制定合理的排采制度。同樣，應力敏感在這種情況下也會發生，高滲儲層流體產出較快，傾向于發生比較嚴重的應力敏感，造成其滲透率降低，削弱其產氣能力。根據各煤層的實際條件，實施精細化儲層改造，使改造后的各煤層達到相近的滲透率水平(均衡改造)，是克服這一問題的有效途徑[53]，其難點在于需結合各煤層自身特點(煤厚、頂底板巖性及厚度、力學性質、地應力狀態等)實現壓裂規模與壓后滲透率的精細控制，并避免溝通含水層。分壓力系統開采也是降低儲層傷害的有效手段，具體涉及分時間[116-117]與分空間[5,118]兩種實施方案。由于賈敏效應與氣鎖傷害，煤層氣合采對工程擾動更為敏感，對排采的精細化控制要求更高，排采過程中應盡量遵守連續緩慢的基本原則，減少停井修井次數，控制液面穩定下降與套壓波動幅度，保障順暢、平穩、逐次解吸[119]。某些煤層氣合采試驗井對脈沖式/間歇性排采也表現出一定適應性，甚至會造成短時期內產量提升，可能與解堵效應有關。基于合采產層組合與層間非均質性的煤層氣合采儲層傷害定量評價、精細化排采制度方案與井控措施優化、智能化軟件系統研發是未來煤層氣工程領域需要重點攻克的難題。鄭力會等[120]研發多儲層產量傷害物理模擬系統，使用合采流量代替滲透率作為評價儲層傷害的依據，在臨興區塊鉆井液優化方面取得應用成效。

2 結 論

a.綜合而言，煤層氣合采面臨的約束性地質條件涉及層序地質與沉積環境制約下的含煤巖系結構、煤巖層組合特征及其物性與巖石力學響應，構造條件制約下的煤儲層幾何展布、煤體結構、孔滲性與可改造性，水文地質條件制約下的流體(煤層氣與地下水)賦存、補給、運移、產出特征等，其核心是上述地質條件耦合作用下形成的獨立壓力系統差異疊置與儲層物性垂向非均質性。

b.具體而言，流體壓力/動力系統與滲透性是影響煤層氣合采兼容性最關鍵的因素。沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣合采約束主要來自于儲層壓力、滲透率、供液能力等的層間差異，太原組水動力條件相對復雜，與山西組合采存在兼容性問題；深部煤儲層與含氣系統非均質性降低，有利于煤層氣乃至煤系氣合采；黔西-滇東地區發育薄-中厚煤層群且構造煤發育，合采煤層的最大層間跨度、累計煤厚及煤體結構受到更多關注，不同含煤段水動力條件差異依然是影響合采效果的重要因素，織金區塊開發上部煤組容易受表層水干擾，宜優先開發中、下部煤組。

c.疊置含氣系統是重要的理論成果和實踐基礎，儲層傷害問題也需要高度重視。煤層氣合采地質研究應進一步強化成藏能量分配、開發能量傳遞與衰減序列、流體能量干擾判識、煤系氣共生關系與聚集系統、共采兼容性評價(滲流力學、巖石力學)方法、選區選層量化預測技術及有序開發模式等方面的基礎研究與工程實踐。加強產能分析、物理模擬、數值模擬、儲層傷害評價等方法在煤層氣合采研究與實踐中的協同應用，尤其應重視并充分發揮數值模擬技術在選區選層與開發方案設計中的重要作用。進一步深化構建合采流體干擾理論數學模型與復合儲層協同改造巖石力學方法體系，豐富多煤層煤層氣成藏與開發地質理論，為推動我國煤層氣產業加速發展提供地質保障。