山地煤層氣勘探創新實踐及有效開采關鍵技術
——以四川盆地南部筠連煤層氣田為例

梁 興 單長安 李兆豐 羅瑀峰

1.中國石油浙江油田公司 2.西安石油大學地球科學與工程學院

0 引言

近30多年前，煤層氣如同現在的頁巖氣一樣，給予了我國油氣工業很大的希望。然而經過近30年的評價研究與持續實踐探索，我國至今仍然未能形成煤層氣工業化大產業的理論技術體系，也沒能實現大規模的產量突破，2021年包括煤礦抽排氣在內的煤層氣總產量僅為104.7×108m3，較之于頁巖氣開發不到10年的發展時間便達到年產量200×108m3的良好形勢[1]，存在著較大的差距。面對煤層氣發展持續滯后的局面，“十三五”期間國家開始對煤層氣產業加大投入并且取得了明顯的成績，發現了多個大型煤層氣田，新建了具有規模產能的煤層氣田，低煤階煤層氣和深層煤層氣也實現了小規模的生產勘探突破。2020年中國煤層氣鉆井數達到888口，較2016 年增長了3.8倍，5年產量增長了29.33%[2-3]。在實現“碳達峰碳中和”戰略目標的背景下，我國煤層氣必將迎來新一輪的戰略發展機遇期。因此，我們要堅定煤層氣產業發展的信心。針對我國不同地區各具特色的煤層氣地質工程條件及其呈現出的有效開采技術難題，實現煤層氣勘探開發理論與技術新突破并形成經濟適用的開采技術已成為當務之急。

目前，我國煤層氣產量主要集中在沁水盆地，2019 年沁水盆地煤層氣產量占全國總產量的71%，其次為鄂爾多斯盆地（占24%）[3]。據中國石油天然氣集團有限公司“十三五”油氣資源評價結果，我國南方煤層氣資源量為4.28×1012m3，占全國高煤階煤層氣資源量的40%以上，是除沁水盆地以外最主要的高煤階煤層氣賦存區。另外，川南—黔北也是我國煤層氣資源比較豐富的地區之一，煤層氣分布面積約為 1.74×104km2、資源量達 9 615×108m3，具備煤層氣大產業化的資源優勢。鑒于川高參1井獲得了高產工業氣流，預測川南—黔北地區將有可能成為我國煤層氣新的增量區。自2011年以來，中國石油浙江油田公司（以下簡稱浙江油田）持續不斷地對川南地區上二疊統煤層氣進行探索勘探開發實踐，目前已在川南筠連地區建成了山地煤層氣生產基地，2021年煤層氣產量達到了1.25×108m3。這標志著我國建成了除沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣之外的第三個煤層氣產業基地，同時也成為中國南方首個具有商業開發價值的煤層氣田。為此，筆者通過梳理川南筠連煤層氣勘探開發進展、總結該區10余年的煤層氣勘探開發實踐歷程，系統歸納了所形成的山地煤層氣地質成藏勘探理論和開發關鍵技術，以期有助于煤層氣盡快成為中國天然氣產量增長的重要支撐點之一。

1 山地煤層氣勘探開發概況與基本認識

2010年之前，以川南筠連為核心的云貴川交界烏蒙片區，還是一個煤層氣勘探的“處女地”，僅在筠連巡司、高縣芙蓉等少數幾個煤礦的煤炭開采坑道進行過煤礦瓦斯抽排，在古藺大村進行過3口井的煤層氣評價試驗。浙江油田在2009年7月取得滇黔北油氣勘查礦權之后，進行了系統的構造地質與油氣地質調查，以烴源巖層評價、成儲成藏與保存條件為核心進行非常規天然氣研究與多目標層系的立體勘探，2011年實現了沐愛YL1井二疊系樂平組（龍潭組）煤層氣試驗產能突破，2012年進行筠連沐愛煤層氣開采先導試驗，2013年開展沐愛煤層氣勘探開發一體化產能建設及昭通國家級頁巖氣示范區的煤層氣勘探評價，2016年提交沐愛產建區的煤層氣探明儲量并建成筠連山地煤層氣田，2017年煤層氣產量達到1×108m3，至2021年已經連續5年實現煤層氣年產量1×108m3以上穩產。川南筠連煤層氣勘探開發歷程分為 以下4個階段。

1）山地頁巖氣勘探評價發現階段 （2009年3月—2012年1月）： 2009年3月開始了地面構造地質調查、二維地震勘探普查、淺層地質鉆井與甜點評價、井位部署研究，2010年在筠連沐愛實施下志留統龍馬溪組頁巖氣YZ104評價井鉆探，在鉆遇二疊系樂平組煤系地層時首次發現氣測顯示強烈，全烴含量高達64.29%，平均升高倍數達35.5倍，由此認為有必要對樂平煤層氣資源進行勘探評價。遂于2011年初啟動煤層氣專項鉆探——YZ105井和YL1井2口煤層氣評價井。與此同時，深入周邊煤礦的井下開采工作面，積極開展煤礦瓦斯涌出規律調研，對煤層滲透率和煤層氣井的產量進行預測評價，綜合評價筠連地區煤層氣資源可能具備較好的勘探開發前景。為此優選了YL1井的C7號潛力層段于同年8月進行壓裂試氣并下泵投產，采取井底壓力計連續監測井底流動壓力遠程監測和“連續、平穩、控壓、緩慢、長期”精細排采技術，排采3個月后產氣量達到1 000 m3/d，并實現1 500 m3/d長期穩定生產，目前該井已累計生產煤層氣近500×104m3。由此實現了山地煤層氣的勘探突破，既印證了前期的勘探評價判斷，又打破了“南方煤層氣勘探禁區”的魔咒，自此拉開了浙江油田在川南筠連地區煤層氣勘探開發的序幕。

2）甜點評價優選和產能先導試驗階段（2012年2月—2013年2月）：鑒于YL1井精細排采所展示出的良好產氣前景，2012年開始在云貴川烏蒙山區系統部署樂平組煤層氣的勘探評價工作，基于超過200 km二維地震和三維地震勘探資料，以及數十口煤層氣評價井，對樂平組煤層氣進行了整體評價。評價落實筠連地區具有煤層連續穩定分布、煤層厚度大、含氣量高和灰分含量較低的資源優勢，煤層氣試采參數顯示出煤層的解吸壓力高、臨儲比高、產氣效果好的特征，優選出了筠連沐愛區帶作為煤層氣開發的“甜點”區。依照滾動勘探開發的原則，優先在“甜點”區內部署了多個先導試驗叢式井組，并進行了含6個裸眼魚刺分支的水平井組產能先導試采試驗。采用C2+3號和C7+8號煤層分壓合采的方式進行試采，試采初期顯示其產水量低，排采3個月左右開始見氣，解吸壓力超過4.0 MPa，地解壓差小，臨儲比在0.8以上，數值模擬預測大部分井具有2 100～2 200 m3/d的產氣潛力。截至目前，該批先導試驗井經長達9年時間的生產，穩定產氣量突破2 000 m3/d的井數占比達到先導試驗總井數的50%，穩定產量在1 000 m3/d以上的井占比達80%，充分證實了沐愛區帶樂平組煤層氣的開發潛力。同時深化了煤層氣成藏賦存與氣藏地質認識，落實煤層氣井的產氣潛力，摸索形成配套的煤層氣有效開發技術系列，為規模化建產落實了資源基礎、儲備了開采技術。

3）一體化產能建設階段（2013年3月—2016年7月）：在沐愛區帶煤層氣先導試驗初步見效的基礎上，浙江油田于2013年3月申報獲批了筠連山地煤層氣勘探開發一體化方案。該方案設計產建區集中在筠連沐愛、武德地區，采用梅花形和矩形井網、井距為270～300 m的成熟叢式井組。2013年4月開始現場實施平臺工廠化高效鉆井壓裂，2016年7月完成全部產建工作量，鉆井總數超過300口，2015年當年實現煤層氣年產氣量5 000×104m3。與此同時，按照“氣田開發與區域勘探并舉、勘探開發一體化”的原則，分層次有序推進勘探評價工作：①補充完善沐愛建產區的煤層氣參數，加深地質認識，控制和降低產能建設風險；②進一步落實建產區周邊地區的煤層氣地質條件，為下一步擴大產建范圍做好準備；③探索評價外圍煤層氣的資源潛力，尋找新的煤層氣“甜點”區。

4）煤層氣田開發穩產階段（2016年8月至今）：在前期沐愛區帶煤層氣一體化產能建設取得成功的基礎上，2016年8月組織編制完成并獲批了筠連區塊煤層氣開發穩產方案。截至目前，云貴川烏蒙片區煤層氣勘探開發先后實施鉆井460余口，投產試采井450余口，日產氣量超35×104m3，單井平均日產氣量約850 m3。通過創新實踐，探索形成了構造運動強改造型山地煤層氣富氣高產優選評價技術，地面地下一體化部署與滾動優化設計實施技術，工廠化優快高效鉆井壓裂技術，低滲透薄煤層體積壓裂改造技術，遠程監控智能化精細排采技術，山地煤層氣連續生產綜合管理技術，山地煤層氣經濟實用美觀、數字標準化井場建設技術等獨具特色的山地煤層氣開發配套技術系列，建成了中國南方首個商業性開采煤層氣田和山地煤層氣生產基地，為南方山地煤層氣勘探評價和規模開發點亮了指路明燈，創建了南方煤層氣示范工程。

2 川南山地煤層氣成藏地質條件

2.1 晚二疊世聚煤期古地理格局

晚二疊世，云貴川烏蒙片區構造格局受周緣板塊匯聚、古特提斯洋閉合及地幔柱活動多重影響，具有繼承性構造和同沉積構造兩種特征。繼承性構造源自于南北向的康滇高地和小江斷裂帶，以及東西向的黔北川南隆起帶（圖1）。同沉積構造主要受到峨眉山地幔柱活動的影響，表現為北西—南東向的隆起與坳陷相間分布，包括昭通坳陷、威寧隆起、彝良坳陷和鹽津隆起[4-5]。晚二疊世期間，川南地區位于華南板塊西緣，古緯度位置在赤道附近，總體處于溫暖濕潤的熱帶季雨林氣候中，適宜泥炭地的發育。晚二疊世植物群茂盛，以大羽羊齒為首的華夏植物群占絕對優勢，成煤植物群落是以石松類為優勢植物的沼澤群落[6]。此時上揚子內克拉通盆地內廣泛發育一套從陸相到海相的含煤沉積，自西向東依次為南北向及南西—北東向展布的山前沖積平原、河流沖積平原、濱海平原、碳酸鹽局限臺地和碳酸鹽開闊臺地（圖1），臺地以內水深一般淺于50 m，物源主要來自于西部受峨眉山地幔柱活動影響而持續抬升的康滇高地。

圖1 云貴川烏蒙片區長興期上揚子克拉通構造—沉積背景示意圖

晚二疊世樂平組沉積早期，康滇高地東緣滇東地區發育為沖積扇沉積，向東側主要是辮狀河和辮狀河三角洲沉積，黔西和川南大部分地帶則主要為潟湖—潮坪沉積，黔東和黔南為碳酸鹽臺地所覆蓋。晚二疊世吳家坪組沉積晚期，滇東發育以曲流河和網狀河為主的沖積平原環境，黔西后發育成三角洲，而在三角洲之間和三角洲外側則發育三角洲間灣和潮坪沉積，潮汐作用改造砂體可形成潮汐砂脊。這些沉積構成了黔西海陸過渡相的主體。在遵義—貴陽—興仁以東和以南地區發育碳酸鹽巖臺地，黔南紫云往南在整個晚二疊世都處于深水裂陷槽環境中。樂平組沉積晚期海平面下降之后，長興期接著發生海平面大幅度抬升、海水大規模侵入，云貴川烏蒙片區古地理面貌也隨海侵發生改變，各古地理單元界線向陸地方向移動，當時的沖積平原已縮小到僅限于康滇高地的前緣地帶，海陸過渡相區也向滇東延伸，碳酸鹽臺地向西擴展到重慶、貴陽以西地區。長興期在大規模海侵的同時也有多次、次一級的海退過程，形成了碎屑巖與碳酸鹽巖的多次重復交替旋回。

2.2 含煤巖系與煤層特征

2.2.1 含煤巖系特征

上二疊統從老到新可以劃分為陸相宣威組、海陸過渡相龍潭組、海相吳家坪組、長興組與大隆組。宣威組分布于小江斷裂帶以東、筠連—威寧一線以西，以陸相為主，局部為海陸過渡相沉積，巖性主要為砂巖、粉砂巖、泥巖與煤，常見菱鐵礦層，底部發育礫巖、砂質礫巖、鋁土巖或鋁土質沉積；地層厚度介于100～299 m，一般為120～250 m，整體上由東向西變薄，與下伏峨眉山玄武巖呈不整合接觸，含煤1～15層。龍潭組以海陸過渡相為主，在滇東北及川南地區可為陸相環境，為宣威組中、下段同期異相地層。龍潭組一般厚度介于50～280 m，巖性包括礫巖、砂巖、泥質巖、煤層或薄層石灰巖，底部通常不整合覆于基底峨眉山玄武巖或中二疊統茅口組石灰巖之上，頂部與長興組呈整合接觸，含煤1～30層。龍潭組與長興組基于巖相、巖性及古生物化石來劃分，黔西以12號煤層底部為頂界，滇東北C5b號煤層、川南C7號煤層與其大致相當。古生物化石豐富，包括植物、腕足類、瓣鰓類、珊瑚類等。長興組與宣威組上段相當，分布于滇東北鎮雄、威信一帶以東，頂部與下三疊統飛仙關組假整合接觸。長興組以海相碳酸鹽巖與海陸過渡相沉積為主，巖性包括石灰巖、泥質灰巖、泥質巖、煤層及薄層砂巖。長興組厚度一般介于20～80 m，自東向西逐漸尖滅，含煤0～10層，古生物化石豐富，包括珊瑚、有孔蟲、苔蘚蟲、腕足類等。

上二疊統含煤巖系可基于海相標志層、火山灰蝕變層和煤層進行綜合對比，長期以來的煤田勘探工作已經建立了翔實可靠的地層對比框架。黔西地區上二疊統含煤巖系中廣泛發育14層穩定分布的海相沉積層，包括石灰巖與含海相動物化石的泥質巖。這些海相沉積層和火山灰層具有不同的生物化石、地球化學和物理性質，易于對比識別，是區域地層對比的重要標志層。此外，上二疊統含煤巖系中廣泛分布有堿性—中酸性火山灰蝕變層，一般表現為煤層或煤系中的高嶺石夾矸，或表現為海陸過渡相沉積中的蒙脫石泥巖與伊利石泥巖，其作為火山噴發事件的產物具有良好的等時性。由于含煤巖系發育于黔北川南隆起帶之上均一沉降的穩定內克拉通盆地，寬緩的陸架使得三角洲—潮坪聚煤環境廣泛分布。因此具有煤層數量多、單層厚度相對較小（一般不超過3 m）、煤層大范圍橫向連續展布的特點。研究結果表明，川南筠連、珙長、敘永、芙蓉地區的C7～C8號煤層，能夠較好地與興文地區C11號煤層、可樂向斜M11～M15號煤層、大方地區C6a～C6b號煤層、鹽津地區C3～C5號煤層、鎮雄地區C4～C5b號煤層進行對比（圖2）。

圖2 云貴川烏蒙片區上二疊統含煤巖系及標志層對比示意圖

2.2.2 煤層特征

云貴川烏蒙片區上二疊統含煤巖系中共發育34層煤，其中單層厚度大于0.8 m的可采煤層共計14層，包括 C1、C2、C3、C4、C5、C7、C8、C13、C16、C18+19、C23、C25、C26、C27號煤層，這當中又以 C1-2、C3、C7、C8、C25號煤層可采厚度較大、橫向連續性較好，尤其是C7、C8號煤層厚度最大且全區穩定分布，為全區主采煤層。C1-2、C3號煤層在筠連—鹽津—彝良—赫章地區主要發育于宣威組上段，威信地區主要發育于長興組上段；C7、C8號煤層在筠連—威信—鎮雄—畢節—大方地區發育于龍潭組上段，珙縣—鹽津—彝良—赫章地區發育于宣威組中上段，C25號煤層發育于龍潭組底部。

川南地區主采煤層夾矸可達3層以上，夾矸厚度一般為數厘米，厚度變化和空間分布都具有一定的規律性，夾矸巖性多為泥巖和高嶺石泥巖，當夾矸巖性變粗為砂質泥巖、泥質粉砂巖或粉砂巖時，煤層可分叉成兩個或多個分煤層；滇東北地區主采煤層結構為簡單—中等，含有1～3層夾矸，夾矸巖性多為泥巖和高嶺石泥巖；黔西北地區煤層結構單一，僅在少數地區發育單層夾矸，夾矸巖性一般為泥質粉砂巖、粉砂質泥巖和碳質泥巖。

烏蒙片區上二疊統可采煤層總厚度介于0.5～26.0 m，整體呈“東厚西薄”分布態勢，在東南部畢節—大方一帶最大（介于為11.0～25.8 m）；可采煤層總厚度在北部筠連礦區、河壩向斜、西北部廟壩—蒿壩向斜以及西南部可樂向斜較厚，一般大于6 m，最厚可達11 m；可采煤層總厚度在芙蓉礦區東部、古敘礦區北部、滇東北石坎、馬河、鎮雄、星光向斜較薄，一般不足4 m；可采煤層總厚在其余地區介于4～8 m（圖3-a）。主采煤層C7+C8號煤層與可采煤層總厚度平面分布特征相似，主采煤層總厚極大處分布于畢節岔河、大方綠塘、筠連—芙蓉礦區、河壩向斜、廟壩—蒿壩向斜地區，總厚度通常大于6 m，最厚可達13 m；其余地區主采煤層厚度相對較薄，一般不足5 m，最薄僅0.5 m（圖3-b）。筠連氣田區煤層總厚度呈現西厚東薄、北厚南薄的趨勢，煤層總厚度介3.2～12.8 m（厚度均值為7.2 m）。其中，YL11、YL15、YL22、YL28井附近區域為煤層最厚的區域（厚度均大于12 m），YL4、YL37、YL41井煤層總厚度最小（厚度小于4 m），沐愛向斜核心開發區煤層總厚度介于6～10 m。

圖3 云貴川烏蒙片區上二疊統可采煤層與主采煤層（C7+8號）總厚度平面分布圖

2.3 山地煤層氣儲層特征與產氣潛力評價

筠連山地煤層氣，具有“埋深淺、煤巖層薄、高煤階、中高灰分含氣、高臨界解吸壓力、低滲透率、低水分含量、非均質性強”等復雜山地特性。其煤巖以塊狀亮煤為主，主體埋深介于400～800 m（局部達到1 100 m）；煤層總厚度小和單層厚度薄，總厚度介于4～10 m，單層厚度多為1～2 m （最厚達4 m）；煤巖鏡質體反射率介于2.63%～2.90%，屬高階演化的無煙煤；明亮煤體結構，割理發育，有利于壓裂改造；高臨界解吸壓力，介于3.76～5.95 MPa，平均臨界解吸壓力為 4.42 MPa，見氣時間較短；滲透率介于0.02～0.18 mD，壓降延伸速率小；水分含量介于0.60%～1.18%（質量分數），單井產水量低；煤巖灰分含量（Aad）變化大，介于10.60%～49.63%（質量分數），含量值總體較高。

2.3.1 煤巖煤質特征

依據巖石成分和結構的不同，將川南筠連地區上二疊統主力煤層煤巖主要劃分為含泥煤巖、泥質煤巖、灰煤巖、硅質煤巖、膏質煤巖及構造角礫狀煤巖等6種類型。煤巖物質主要由有機質（有機組分）和無機質（礦物質）構成。其中，有機組分作為煤的基本成分，是煤層氣的生氣母質，也是影響煤層氣成分組成的首要因素[7]。筠連地區主力煤層中各種宏觀煤巖類型均可以見到，總體上以光亮煤和半亮煤類型為主，暗淡煤和半暗煤類型次之。煤巖顯微組分主要有鏡質組、惰質組和無機礦物質組成，其中鏡質組含量介于8.0%～92.7%、平均值為57.39%，惰質組含量介于5.3%～90.7%、平均值為37.29%。川南筠連樂平組煤巖已經歷高溫演化過程到達過成熟階段，其殼質組由于已經高溫分解消失而在鏡下已觀察不到[8-9]。無機礦物質主要為硫化物和碳酸鹽類礦物，其次為黏土類礦物，礦物質含量在所有樣品中含量均較少，介于0.3%～24.8%、平均值為5.32%[10]。筠連煤巖樣品的最大鏡質組反射率（Romax）介于2.54%～3.46%、平均值為3.07%，可見煤巖已全部進入了高階無煙煤階段，干酪根類型主要為腐殖型（Ⅲ型），均為腐殖型煤。

煤的工業分析主要包括煤的水分、灰分、揮發分的測定和固定碳含量的計算等4項內容。水分和灰分可以反映煤中所含無機質的數量，而揮發分和固定碳則可以初步表明煤中所含有機質的數量與性質[11-13]。對筠連地區煤巖樣品工業分析的結果表明，水分含量介于0.60% ～1.18%（質量分數，下同）、平均為0.72%。空氣干燥基情況下，灰分含量（Aad）介于6.65% ～49.63%、平均為29.21%，大多屬于中高灰分煤。其中，筠連地區C2+3號煤層灰分含量介于10.00%～35.00%，總體呈現平面上東高、西低和向斜含量低、背斜含量高的態勢；C7+8號煤層灰分含量介于6.00%～25.00%，總體呈現南北高、中部低和東西展布較穩定的態勢。揮發分含量（Vad）介于6.90%～13.47%、平均為9.39%；固定碳含量（FCad）介于41.39%～81.27%、平均值為60.69%。干燥無灰基煤樣C 、H 、O、N和S元素含量測試結果對比發現，樣品中以C元素含量為最多，其次為O元素，H、N和S元素含量較少。C元素含量（Cdaf）介于75.81%～90.95%、平均值為86.75%；H元素含量（Hdaf）介于2.21%～3.50%、平均值為2.90%；N元素含量（Ndaf）介于0.53%～1.30%、平均值0.85%；S元素含量（Sdaf）介于0.42%～12.07%、平均值為3.51%；O元素含量（Odaf）介于13.46%～57.95%、平均值為 33.54%[10]。

2.3.2 儲集物性特征

2.3.2.1 煤巖孔隙特征

煤巖是一種多孔性介質，其基質孔隙最小可以達到分子級別。煤層甲烷在煤巖中主要以吸附狀態存在于微觀孔隙表面上，其在煤巖層中的儲集量主要依賴于納米級孔隙的比表面積及孔體積發育情況[14-18]。因此，搞清煤巖微觀孔隙發育特征（尤其是納米級孔）對于了解其對煤層甲烷的吸附性質具有非常重要的意義。基于前人對煤巖微觀孔隙成因分類研究的成果[19-23]，對筠連樂平組高煤階樣品進行了掃描電鏡測試，依據電鏡觀察結果，將煤巖孔隙類型劃分為以下4種：植物組織孔、氣孔、溶蝕孔和晶間孔（圖4）。

圖4 筠連樂平組煤巖微觀孔隙掃描電鏡觀察照片（資料來源：據本文參考文獻[24]，有修改）

1）植物組織孔可進一步細分為植物管狀孔（圖4-a、b）、植物篩孔（圖4-c）、植物胞腔孔（圖4-d、e），部分保存較為完整，同現代植物所具有的組織結構非常相似，總體上具有大小均一、排列整齊的特點，常被礦物充填和半充填。

2）氣孔主要發育在鏡質組之上，分布不均勻，多呈單個出現，成氣作用較強的地方則呈成群且不規則狀出現。單個氣孔形狀以近橢圓形和近圓形為主，邊緣較為圓滑（圖4-f），其次見不規則港灣形（圖4-g）和心形（圖4-h）。氣孔多呈孤立狀存在，孔與孔之間很少連通。

3）溶蝕孔常發育在煤中的碳酸鹽、黃鐵礦、長石礦物上。這些礦物在地下水和大氣等作用下易于溶蝕或風化而形成次生孔洞，大小及形狀極不規則（圖4-i）。在一定水介質和水動力條件下，黃鐵礦于方解石礦物晶體遭受侵蝕或局部礦物晶體溶解脫落，可留下與晶形大體相仿的印坑，形成礦物鑄模孔（圖4-j）。

4）煤中礦物結晶作用可以形成晶料間的孔隙，將其稱為晶間孔，例如黃鐵礦晶間孔（圖4-k、l）。

2.3.2.2 煤巖割理特征

筠連地區煤巖儲層割理及裂隙發育，從宏觀特征分析，割理系統有互相近于垂直的兩組，一組為延伸較遠且較發育的面割理，另一組為被面割理所截切的端割理。針對YL1井煤巖的割理統計結果表明，中小型割理密度較大，介于31.0～57.7條/10 cm。割理密度隨著割理規模變小而加密，其變化趨勢為大型＜中型＜小型。割理形態主要為網狀，連通性較好，有利于煤層氣的吸附與解吸。兩組割理走向的夾角大，分別近東西向、南北走向，與區域構造形跡吻合較好，而且割理傾角大，多介于71°～79°（主頻為78°）。割理密度平面分布有變化，西部割理平均為8～13條/5 cm，略低于沐愛核心區中部。基于掃描電鏡進行自然斷面（垂直層理、層面、裂面、滑面、組分界面等）觀察，煤層巖樣中發育的微割理和超微割理寬度介于0.1～200 μm。按成因可以將割理劃分為內生割理（或稱收縮割理）和構造割理（或稱外生割理）。其中，內生割理是通過各種成煤物質在覆水沼澤環境中腐敗、分解，進而發生凝膠化作用，當繼續沉積時在上部沉積物的靜壓下煤體失水、均勻收縮時產生內應力形成的。內生割理多呈短的直線狀（圖5-a），不穿越組分，大體垂直層理，內生割理主要發育于鏡質組中，尤其是均質鏡質體。而構造割理是成煤巖后受到一次或多次構造應力破壞而產生的割理，可出現在煤層的任何部分（圖5-b～f）。構造裂隙一般成組出現（圖5-b），方向性明顯，裂隙面平直，延伸較長，可切入其他分層（圖5-d），有時交叉、相互貫通（圖5-e），有的裂隙較寬，常有次生礦物充填（圖5-e、f）。

圖5 YL1井割理的掃描電子顯微特征照片

2.3.2.3 物性特征

煤巖作為致密的非常規油氣儲層，在研究其巖石物性特征時，常規的壓汞實驗法很難達到理想效果。核磁共振弛豫時間（T2）譜的分布特征與巖石孔隙特征有著直接的關系，相對于傳統的壓汞實驗法，核磁共振技術測量巖石物性特征具有快速、準確和無損害等優勢[25]。采用核磁共振技術（NMR）對煤樣品的物理性質特征進行測試，核磁共振物性測試結果顯示：煤樣NMR孔隙度介于1.92%～8.67%、平均值為5.33%；滲透率介于0.009 8×10－3～ 47.413 3×10－3mD、平均值為 5.057 0×10－3mD ；束縛水飽和度介于68.78%～98.09%、平均值為86.98%。煤巖滲透率是決定煤層氣可流動和可開發的重要地質因素，割理發育程度與滲透率呈正比。沐愛向斜中部核心區煤層割理為15條/5 cm，平均滲透率為0.028 mD；向斜西部及武德斷塊平均為8～13條/5 cm，滲透率略低于核心區中部。

相對于沁水盆地和鄂爾多斯盆地的高煤階煤物性特征[26]，筠連地區的煤巖的孔隙度和自由水飽和度要更大一些，而滲透率相對較低，總體上看，樂平組高階煤巖具有低孔隙度、特低滲透率的特點。其滲透率處于低滲透區域，具有較強的地應力敏感，隨埋深增加和壓實作用強度增加，滲透率呈指數形式下降，原生裂縫對滲透率貢獻不大。

2.3.3 含氣性特征

對筠連煤層氣田評價井進行了系統的煤巖含氣量測定。煤巖心樣品含氣量測試結果表明，原煤基總含氣量介于 1.80 ～ 20.99 m3/t、平均值為 11.11 m3/t，平均噸煤含氣量總體較高，但區域展布有差異。筠連地區C2+3號煤層空氣干燥基含氣量介于4.7 ～ 18.2 m3/t、 平 均 值 為 12.04 m3/t， 平面上呈現東高西低的變化態勢，高值區主要分布在沐愛YL1核心區，在北部含氣量也相對較高；C7+8號煤層空氣干燥基含氣量介于6.8～18.5 m3/t、平均值為13.065 m3/t，平面上呈現出東高西低的分布規律，高值區主要分布在沐愛YL1核心區，在核心區的西部以及北部有局部地區含氣量也較高，含氣量有隨著埋深增加而升高的趨勢。與國內沁水盆地煤層氣商業開發區相比，筠連煤層氣田主力煤層含氣量與國內煤層氣田高產區（如沁水盆地同樣為高煤階演化程度的潘莊區塊、樊莊井田、鄭莊區塊和大寧井區）的3號煤層較為接近[27]。可見，筠連地區含氣量情況較好，具有較好的煤層氣勘探開發前景。從氣體組分分析結果可知，主要為甲烷，含有少量乙烷、氮氣和二氧化碳。其中甲烷含量占比介于76.25%～99.56%、平均值達95.72%。

2.3.4 溫壓特征

筠連煤層氣田為地溫正常區和欠正常壓力系統。實測煤層氣井儲層溫度介于18.00～44.44 ℃，地溫梯度多介于 1.92～ 2.59 ℃/100 m。C7+8號煤儲層壓力介于3.50～11.70 MPa，壓力梯度介于0.62 ～ 1.01 MPa/100 m、平均值為 0.89 MPa/100 m；C7+8號煤儲層破裂壓力介于6.68～22.51 MPa，破裂壓力梯度介于1.11～3.23 MPa/100 m；閉合壓力介于5.95～20.5 MPa，閉合壓力梯度介于0.99～3.05 MPa/100 m。

2.3.5 煤巖產氣潛力分類評價

筠連山地煤層氣田勘探開發實踐表明，煤層氣井產能由煤層氣儲層地質、鉆壓工程、排采生產因素共同決定，其中儲層地質是基礎、壓裂質效是關鍵、排采管理是保障。儲層地質因素包括儲層條件（煤層厚度、煤巖含氣量、滲透率和地解壓差等）、構造條件（斷層與封閉保存、構造位置）和應力因素（地應力差、最大主應力方向）；鉆壓工程因素包括鉆井質量、壓裂工藝（壓裂規模和壓裂效果）。煤層氣地質靜態條件的優越與否，決定了煤層氣資源品質和氣井產能。通過統計分析開發達產井的產氣量與各項靜態煤層氣地質條件（參數）的關系，得出煤層含氣量、厚度、壓降速度與產量呈正相關、與地解壓差呈負相關的認識。

通過總結煤層氣勘探評價探索與有效開發實踐，優選煤巖單層厚度、密度、含氣量和灰分含量4個參數，對山地煤層氣儲層進行勘探潛力分類評價，結果如表1所示。

表1 筠連山地煤層氣井勘探潛力評價結果表

2.4 山地煤層氣富集成藏主控因素與成藏模式

筠連煤層氣田地處四川盆地南部邊緣構造殘留坳陷的沐愛復向斜構造帶，有利成煤沉積環境為樂平組上段的潮坪相，主體為潮上帶亞相，微相為濱岸潮坪相區及泛濫平原區的泥炭沼澤，屬于濱海浪控潮坪相煤巖。樂平組煤巖較發育，大體呈現西厚東薄、北厚南薄的態勢，平均總煤層厚度為7.2 m。在區域巖漿上拱熱變質作用和三疊紀陸棚至前陸盆地—侏羅紀內陸盆地巨厚沉積深埋作用的共同控制下，樂平組煤巖進入高演化過成熟演化階段，熱裂解驅動使得煤巖干氣型的含氣量高。煤巖地層經歷了早期的過成熟深埋與在更大區域范圍內可因擠壓應力作用形成碎裂煤，多期次的構造運動疊置改造（包括逆沖擠壓、擠扭走滑和隆升剝蝕），經歷了煤層氣富集成藏、破壞調整和殘留賦存3個演化階段。目前的地腹構造形態復雜多變，煤巖儲層特性與含氣性縱、橫向變化大，煤層氣單井產能差別明顯。

2.4.1 富集成藏賦存主控因素

煤層氣富集成藏賦存主控因素包括構造—熱演化、構造形跡、沉積環境和水文地質條件，即“四元”控氣成藏。這些因素影響著煤層賦存、煤巖煤質、含氣性、煤儲層物性、煤層頂底板巖性、水動力、封蓋保存等條件和特征。

2.4.1.1 構造—熱演化控氣成藏

盆地構造—熱事件的發生時期、強度及影響范圍顯著控制著烴源巖的成熟程度、煤儲層特征及煤層氣成藏過程[28-29]。筠連地區上二疊統含煤巖系經歷了兩期沉降埋藏、兩期抬升剝蝕和三期生烴過程，對煤層氣的成藏起到了重要的控制作用。筠連地區聚煤期后的初次構造沉降期間（聚煤期—中三疊世末），煤層埋深增加并發生埋深變質作用，變質程度增高，該時期受區域巖漿熱變質作用影響，對煤變質程度及“疊加生烴”起到重要促進作用。第一次構造抬升期間（晚三疊世期間），煤層埋深變淺，上覆地層壓力降低，煤層割理及裂隙開啟，滲透率顯著增大，煤層吸附氣體解吸，使游離氣通過裂隙運移聚集[30]。當盆地再次發生構造沉降并接受沉積時（晚三疊世末—早白堊世末），煤層溫壓逐漸增大，再次生氣，為主力生氣階段，氣體再吸附聚集。第二次構造抬升（早白堊世—始新世）較為強烈，中新生代的地層剝蝕明顯，樂平組地層主要殘留于向斜區，煤巖滲透率增大，斷層裂隙溝通地表，造成部分地區煤層氣大量散失。

筠連氣田南北兩側的煤礦露頭剝蝕區，存在著部分甲烷氣體逸散，靠近煤層剝蝕風化帶—斜坡帶上傾部分生物降解帶導致噸煤含氣量低于8 m3/t，距離剝蝕區2.5 km以上的斜坡帶中部煤層氣井（飽和吸附帶）實測噸煤含氣量超過8 m3/t。在寬緩向斜腹部及斜坡帶深部的低解吸帶噸煤含氣量在12 m3/t以上，具有較好的產氣效果。向斜長軸L19-L3井地層傾角小于5°，向斜兩翼傾角逐漸增加（西翼傾角小于10°、東翼傾角介于5°～15°），主要高產井組L204、L101、L216多集中在向斜西翼構造，斜坡帶也易形成井組面積降壓井網和區域降壓區。寬緩向斜構造帶構造平緩（地層傾角小于2°），氣井氣體解吸生產后的地層水的平面流動差，壓降漏斗的擴散主要以氣層中上部為主，氣井生產表現為低產水和不產水的特點，間抽氣井生產以自給型為主。如L1202井組西翼的單斜構造傾角為20°，背斜頂部的地層傾角小于5°，生產井構造高差達到60 m，構造高部位井具有地層壓力低、優先解吸產出、見氣時間短的特點，而低部位的井原始地層壓力高，具有解吸較晚、見氣天數較長（173 d）的特點。從累計產水量的情況來看，構造低部位井累計產水量較高，高部位生產井不產水或產水量少，不得不間抽生產，表現出高部位產氣、低部位產水的規律。

2.4.1.2 構造形跡控氣成藏

構造形跡對煤層氣成藏的控制作用較為復雜，包括構造行跡及構造行跡反映出的構造應力狀態對煤層氣成藏的影響[31]。云貴川烏蒙片區向斜構造群煤層氣主要賦存于山地中，影響煤層氣富集的主要構造包括褶皺構造與斷裂構造兩個方面。在擠壓應力場作用下，局部強變形帶中可形成糜棱煤和碎料煤，不利于煤層氣開發，但其分布較為局限；在更大區域范圍內可因擠壓應力作業形成碎裂煤，是煤層氣勘采的有利區帶；拉張構造應力場雖然有利于煤層裂隙的形成和滲透率的提高，但同時也易造成煤層氣的散失和含氣量的降低，此時煤層氣的保存條件就顯得更為重要[32-33]。川南筠連地區以向斜開闊、背斜緊閉的隔擋式褶皺構造最為發育[34-36]，背斜核部往往抬升遭受剝蝕，處于強烈拉張狀態、斷裂發育，不利于煤層氣的富集成藏；而向斜核部較為開闊，煤層破壞程度較低，構造裂隙發育，煤層滲透率增加。向斜構造的兩翼與軸部中和面以上為擠壓應力場，中和面以下處于拉張應力場，而且由于該處煤層往往埋深較大，多產生少量開放性裂隙，釋放部分應力形成相對低壓區。因此向斜的兩翼和軸部中和面以上是有利于煤層氣封存和聚集的部位，特別是向斜軸部往往為含氣量高值區[37]。當煤層埋深較大且頂板為厚層泥巖時，向斜軸部中和面以下也可形成含氣量高值區。一般向斜兩翼地層傾角越大，煤層氣越易逸散[38]；反之，兩翼傾角越小，越有利于煤層氣保存（圖6-a）。

圖6 筠連地區構造樣式及上二疊統含煤地層含氣量分布圖

沐愛復向斜構造帶煤層氣構造地質研究結果表明，當斷層與地表水或其他地下水層（外來水）相溝通時，有可能導致煤層氣保存條件變差而使煤層氣藏受到破壞，降低煤層氣孔隙流體壓力，煤層產水量相對較大，煤層氣體解吸困難，而且煤層氣隨壓降解吸后，往往沿開放性斷層逸散。產水量與煤層氣井距斷層的距離之間存在著較明顯的線性關系，當斷層離井筒距離大于250 m后，產水量普遍較低。煤層氣生產過程中，煤巖層析出氣往往向高處或高滲區運移（即發生竄位現象），從而使得同一井組的產氣量差異大。這與其所處的構造部位和滲透性密切有關。筠連氣田構造主應力為NW—SE向，水力壓裂產生的人造裂縫展布應盡可能平行最大主應力方向（即呈NW—SE走向），即最大主應力方向影響壓裂人造裂縫的延伸方向，容易造成“壓竄”方向是與區域最大主應力方向一致的北西—南東方向。地應力差與煤層滲透率呈負相關，煤巖埋深介于 400～800 m天然裂縫的滲透率低，可能原因為大部分天然裂縫走向為NE—SW向，而裂隙割理面法向力為NW—SE主應力（擠壓應力）的一個分力，裂隙被壓縮變形，割理裂距減小，天然裂縫滲透率較差。

此外，未遭受風化剝蝕的次級背斜亦有利于煤層氣的富集成藏。次級背斜多位于大型寬緩復式向斜的兩翼，或發育在單斜構造的背景中，一般背斜幅度小、兩翼產狀緩、裂隙不甚發育，煤層作為烴源巖，生成的氣體向上部運移，在有利的封閉條件下形成游離氣藏；背斜軸部中和面以上為拉張應力場，為低壓區，中和面以下為擠壓應力場，為高壓區[39]。向斜軸部，為地層沉降幅度最大的區域，構造活動穩定，煤巖埋深相對較大或頂板封蓋性能較好，而且其煤層比邊緣的煤層上覆地層厚度大，煤層維持更高的地層壓力，煤層的吸附能力更好，有利于煤層氣的富集和保存。向斜兩翼甲烷往向斜軸部構造高點運移，此時中和面以上仍可富集煤層氣，并且游離氣占有較大的比例，從而形成煤層氣富集區（圖6-b）。

斷裂構造影響著煤層完整性、煤儲層物性、煤層含氣量及煤層氣的封閉條件，顯著控制著煤層氣成藏作用。斷層對煤層氣成藏的影響程度與斷層性質及規模有關。壓性斷層（逆斷層、壓性走滑斷層等）中密閉性斷層面附近為構造應力集中帶，一方面使煤儲層壓力增加、吸附甲烷量增多、含氣量相對增高，有利于煤層氣的封閉保存；另一方面，也有可能造成煤層滲透率的降低、儲層壓力的增加，不利于煤層氣運移和解吸，導致開發難度增加。張性斷層（正斷層、拉張走滑斷層等）中開放性斷層面附近為構造應力釋放帶，煤儲層壓力降低，含氣量急劇下降；斷層面兩側一般可形成對稱條帶狀構造應力高壓區，煤層氣甲烷含量相對升高。張性斷裂往往成為煤層氣運移或逸散的通道[40-41]，一方面有助于增加煤層的滲透率，提高煤層氣的可采性；另一方面又不利于煤層氣的富集成藏。斷層規模也是影響煤層氣富集與保存的重要因素，規模較大的正斷層雖然有利于提高煤層滲透率，但是也有可能造成煤層氣的逸散[42]；而小型正斷層的發育，在提高煤層滲透率的同時，還不會影響到煤層氣的封蓋保存條件。川南筠連地區發育南北走向斷裂，斷層類型以逆斷層為主，有利于煤層氣的封閉保存，斷層下盤煤層氣相對富集。

2.4.1.3 沉積環境控氣成藏

沉積控氣主要表現在沉積環境對煤層厚度，煤層層數，煤層穩定性，煤巖煤質以及煤層頂、底板巖性等的綜合影響[43]，進而控制著煤層氣的資源潛力、儲集條件與保存條件。沉積環境影響著煤巖性質，包括煤層厚度、硫分含量及灰分含量，一般情況下潮坪—潟湖沉積環境煤層厚度大，海相沉積環境對應較高的硫分含量，而灰分含量則處于中低程度。從陸相河流沖積平原到海陸過渡相潮坪—潟湖環境煤層含氣量呈增加的趨勢，而從海陸過渡相潮坪—潟湖到碳酸鹽臺地環境，隨著煤層發育程度的變差、煤中灰分含量的增高，含氣量降低（圖7）。

圖7 云貴川烏蒙片區上二疊統沉積環境與含氣量關系圖

筠連煤層氣田樂平組C7+8號煤層為主產層，區域連續性展布，中部煤層較厚（介于4.0～6.0 m），向西煤層總體厚度變薄（介于3.5～5.0 m）。排采井開發結果表明，單井的煤層厚度和日產氣量具有明顯的正相關關系，日產氣量隨著煤層厚度的增加呈現上升趨勢。沐愛向斜中部為產氣量較高的區域，投產后見氣時間短，具有高臨儲比及高產氣量的特點。如向斜中部L201井組，該井原始地層壓力為5.1 MPa，排水期降壓期采取流壓降幅為15～35 kPa/d的工作制度排水，投產后39 d見套壓，解吸壓力為4.5 MPa，臨儲比為0.9，后期采取憋套壓的工作制度，憋壓至1.8 MPa后控壓提產，控壓提產期流壓降幅為10～15 kPa/d，后期采取控壓提產進入穩產期后井組平均單井日產氣量穩定在2 400 m3（表2），目前生產5年以上產量未遞減。復向斜西部平均臨儲比為0.71，具有中低日產氣量的特點。向斜邊部臨儲比低，以L1101井組為例，井組原始地層壓力8.5 MPa，投產后355 d見套壓，解吸壓力為3.4 MPa，臨儲比為0.4，后期采取憋套壓及控壓提產，單井日產氣量平均為210 m3（表2），具有見氣時間長、臨儲比低、單井日產氣量低的特點。

表2 筠連山地煤層氣井臨儲比及平均單井日產氣量統計表

2.4.1.4 水文地質控氣成藏

殘留構造坳陷沐愛復向斜區的水文地質條件對山地煤層氣的控氣作用包括水力運移、水力封閉及水力封堵3個方面。其中，水力封閉作用和水力封堵作用形成的承壓水區、滯流水區有利于煤層氣的富集成藏。水力運移逸散作用常見于斷層發育區[44]，導水斷層可溝通煤層與含水層，若含水層富水性、水動力強且與煤層水力聯系較好，則煤層氣可隨地下水運動而運移或逸散。水力封閉控氣作用一般發生于導水斷裂不發育的寬緩向斜或單斜中[45]，其中邊界斷層多為擠壓密閉性質的隔水斷層。水力封堵作用常見于不對稱向斜或單斜中，一般情況下煤層氣從深部高壓區向淺部低壓區滲流，當煤層及圍巖含水層地下水流向與煤層氣運移方向相反時，地下水的流動可以阻礙煤層氣向淺部的運移，從而導致滯流水區煤層氣聚集。筠連沐愛復向斜區的構造背景，大氣滲入水、地表水、地下水沿地層邊緣露頭向軸部低水勢方向匯聚，徑流方向總體由東南、西南向北，形成向斜匯水區域，其水動力條件沿水流方向可細分為補給區、強徑流區、弱徑流區和滯流區（YL5、YL19井區）。補給區和強徑流區徑流條件強，礦化度相對較低，煤巖含氣性差；弱徑流區徑流條件弱，礦化度相對較高，含氣性中等；滯流區徑流條件最弱，礦化度最高，含氣性最好。水動力場分布與礦化度、煤層氣富集情況分布一致，礦化度越高反映煤層氣保存條件越好，含氣量相對較高。在斜坡帶的弱徑流區—滯流區含氣量較高（介于14～18 m3/t），靠近隆起區為強徑流區，含氣量小于6 m3/t。由于向斜地層產狀較為平緩（小于5°），地表水通過近水清平地層滲入到煤巖層不易，結果是向斜部位的煤巖地層水的礦化度高（氯根含量介于6 517～26 764 mg/L，礦化度介于24 860～43 456 mg/L），氯化鈣水型，反映了整體的保存封閉體系。在邊緣隆起區域可形成側向水封堵，形成良好的保存環境。

地層水的化學組成反映地下水交替和徑流特征，對煤層氣的富集條件具有一定的指示作用[46]。川南地區上二疊統含煤巖系含水性較弱，多為隔水層或相對隔水層，地下水類型以HCO3－-Na+、K+或HCO3－、SO42－-Ca2+、Mg2+型水為主。含煤巖系含、隔水層隨區域巖性變化、地層埋深及構造特征的變化而有所不同。筠連地區含煤巖系地下水補給來自南部向斜邊緣露頭以及西部與北部相對高水位區，滯留區分布于沐愛—騰達—維新以東的廣大地區，弱徑流區圍繞滯留區環狀分布，強徑流區主要分布于南部地層露頭處，局部排泄區位于礦區西部。滯流區—弱徑流區含氣量高于強徑流區與排泄區（圖8）。含煤巖系微弱的地下水動力條件有利于煤層的保存。從水力封堵層面來看，研究區整體上呈現復背斜型構造形態，煤層氣在良好的頂板封蓋條件下會順著煤層向上運移，而盆地內地下水則由頂部地層抬升剝蝕的露頭部位順層向地層下傾方向流入煤層，并將繼續沿著煤層下傾方向移動，而煤層氣順著煤層向上傾方向運移，兩者運移方向相反，使得煤層氣無法順層向上運移。故地下水徑流在水力作用下可能對煤層氣產生水力封堵，抑制煤層氣向淺部地層逸散。因此隨著埋深加大，水動力封堵作用更明顯，煤層氣在深部得以富集成藏。

圖8 川南筠連山地煤層氣田水動力分區圖

2.4.2 山地煤層氣成藏模式

基于復雜山地煤層氣“四元”控氣成藏理論，結合筠連地區主要由寬緩向斜組成的實際情況，總結出了煤層氣“寬緩向斜富氣”成藏模式。其特征為：地層傾角相對較小（小于10°），含煤地層較為平緩，發育斷層少或發育少量逆斷層，向斜核部具有儲層壓力梯度大（大于0.9 MPa/m）、煤層含氣量大（超過12 m3/t）、含氣飽和度高（大于85%）和礦化度高（超過10 000 mg/L）等特點。煤層頂板巖性對煤層氣封蓋有利，沉積環境為三角洲—潮坪沉積環境，區域性泥巖蓋層發育，直接頂、底板巖性多為泥巖。含煤地層在翼部出露地帶接受大氣降水補給形成地下水，并由翼部向軸部徑流，水力作用逐漸減弱，最終在向斜核部形成地下水滯流區，地下水徑流對煤層氣逸散產生水力封堵作用，向斜核部地區利于煤層氣富集成藏。筠連煤層氣核心勘探開發區內煤層蓋層為致密的粉砂質泥巖等碎屑巖，孔隙及裂隙弱發育，對煤層氣起到了良好的封堵蓋作用；并且含煤地層中地下水受碎屑巖巖性及地層傾角較小影響流動很局限并微弱，形成中—弱徑流區，煤層氣被水及蓋層封堵，易形成承壓水封堵煤層氣藏（圖9）。

圖9 筠連山地煤層氣“寬緩向斜富氣”成藏模式示意圖

筠連地區發育向斜—承壓水封堵煤層氣藏，主要由寬緩向斜組成。向斜兩翼提供地下水流動通道為強徑流區，煤層水向下逐漸匯集至向斜軸部的滯流區。地下水流動過程中，徑流方向與煤層氣向上逸散方向相反，形成水動力封堵。同時，滯流區地下水逐漸增多，煤儲層壓力相應增大，形成承壓地下水區。加之，向斜核部的埋深大及壓應力集中使得煤儲層吸附氣量較兩翼高，向斜核部可作為下一步煤層氣勘探開發的重點區域。

3 山地煤層氣有效開采關鍵技術

針對云貴川烏蒙山復雜山地條件下的高煤階、薄煤層、低滲透煤層氣特征，昭通國家級頁巖氣示范區通過10余年來的多輪煤層氣探索實踐，形成了山地煤層氣綜合勘探開發的五大技術系列：①構造改造型山地煤層氣富氣高產優選評價技術；②地面地下一體化部署與滾動優化設計實施技術；③工廠化優快高效鉆完井技術；④一體化體積壓裂設計與工藝技術；⑤以井底流壓控制為核心的遠程數字智能化精細控壓排采技術。以下分述之。

3.1 構造改造型山地煤層氣富氣高產優選評價技術

煤層氣地質資源分布的非均質性較強，根據已有的勘查資料優選出更具開發潛力的區塊是煤層氣資源開發的重要環節。許國明等[47]根據國內外已有研究成果及勘探開發實踐，提出了適合云貴地區晚二疊世煤層氣資源及選區評價體系，體系參數包括煤層單層厚度、平均煤巖含氣量、資源豐度、煤巖平均割理密度、煤巖滲透率、煤巖結構、地形交通條件、目的層埋深和用戶市場條件等；韓俊等[48]對川南煤田煤層氣開發潛力進行評價，確定了4個二級指標——含氣豐度、封蓋性能、開采條件和產氣性能以及相應的三級指標，建立了高煤階煤層氣資源開發潛力評價指標體系；吳財芳等[49]針對滇東黔西多煤層、高地應力和構造復雜等地質特點，采用有利區、甜點區和甜點段“層次—遞階優選”的方法，建立了煤層氣地質選區指標體系。

本研究在層次—遞階優選方法基礎上，形成了構造改造型山地煤層氣富氣高產優選評價技術，具體方法流程如圖10所示，工作步驟如下。

圖10 云貴川烏蒙片區山地煤層氣富氣高產優選評價技術流程示意圖

第一步，在研究區各含煤向斜/礦區中通過煤層氣資源量和資源豐度進行有利區的優選，優選出有利于煤層氣開發的向斜/礦區，將同時滿足下述4個條件的向斜區確定為有利區——煤層氣地質資源量大于100×108m3、1 km 以淺煤層氣資源量大于 100×108m3、煤層氣地質資源豐度大于 1×108m3/km2、1 km 以淺煤層氣資源豐度大于 1×108m3/km2。

第二步，針對第一步優選的有利向斜區，根據相關地質參數的優劣選取煤層氣甜點區，結合研究區的基本地質情況，參考煤層氣的源儲保及開發參數，提出了包括反映資源條件、儲集保存條件和開發條件的8項因素，充分考慮單層煤厚、含氣量、構造和開發對煤層氣選區的影響。主采煤層總厚和煤層含氣量反映研究區資源條件，頂、底板封蓋條件和煤層埋深影響儲集保存條件，煤體結構、煤儲層滲透率、臨界解吸壓力和含氣飽和度反映開發條件。運用層次模糊數學法進行綜合計算，選擇綜合計算分值大于0.7的區域進行檢驗，檢驗因素包括附近煤礦相對瓦斯涌出量和煤層氣資源量。

第三步，針對選取的甜點區，通過關鍵指標（單層煤的厚度、含氣量）和參考指標（臨界解吸壓力、孔隙度和滲透率），確定垂向上有利于煤層氣開發的煤層或煤層組。在此階段首先考慮關鍵指標，選取煤層厚度大、含氣量高的煤層，其次考慮參考指標，參考指標數值越大煤層勘探開發潛力越大。

對筠連地區所有統計的鉆井數據進行分值加權計算，以0.7分為界線，將大于0.7分的區域確定為甜點區，將大于0.8分的區域確定為Ⅰ類甜點區，0.7～0.8分的區域確定為Ⅱ類甜點區。筠連地區中部的甜點區位于騰達鎮南部、沐愛鎮和樂義鄉之間，面積約198.70 km2，煤層氣地質資源量為345.04×108m3。其中維新鎮、沐愛鎮所在區域加權分值最高，為Ⅰ類甜點區，面積為48.89 km2，煤層氣地質資源量為86.54×108m3。上段主采煤層總厚度在10 m左右，含氣量介于12～18 m3/t。頂、底板巖性以泥巖、粉砂質泥巖為主，煤層底板埋深介于800～1 000 m且煤層起伏不大，有利于煤層氣的富集成藏。此區域構造簡單，無或少有斷層，煤體結構為原生—碎裂結構，含氣飽和度介于70%～90%，臨界解吸壓力介于2.77～4.53 MPa，適合煤層氣的開發。甜點區附近釣魚臺煤礦和兔子灣煤礦瓦斯等級為突出，相對瓦斯涌出量均在50 m3/min以上。

3.2 地面地下一體化部署與滾動優化設計實施技術

煤層氣井部署優化是煤層氣高效開發的重要環節。井位部署的合理與否，不僅關系到煤層氣產量的大小，而且還直接影響到煤層氣開發項目的成敗。科學、合理、有效的煤層氣井位部署應以提高煤層氣采收率、采氣速度、穩產年限以及經濟效益為目標，充分考慮研究區的地質及地理因素。筠連地區井位部署優化始終堅持以提高單井產量為目標，優化開發井網設計，圍繞LNG站和地面集輸管線，進行一體化開發部署；優先選擇地質甜點區，考慮構造及沉積的主控因素，兼顧區域產能和單井產量，確保排水降壓能形成面積降壓加速解吸產氣；合理設計開發井網井型，利用老井場采用水平井、大井組動用優質儲量。從影響產能的主控因素出發，鞏固、提升已建區排采效果，優化產能方案，盡可能地提高研究區優質儲量動用率，形成大區域面積降壓格局，提升單井產量，追求良好的經濟效益。

3.2.1 優勢構造樣式井位部署

川南地區含煤地層受多期構造運動影響，斷層及褶皺發育，構造擠壓嚴重，后期碰撞擠壓形成的褶皺、斷裂共同作用控制煤層氣的富集成藏。通常向斜核部構造寬緩、煤層穩定展布、埋深適中，并且寬緩向斜易形成水動力弱徑流區與滯流區，水文環境穩定，是井位部署的有利位置。如筠連沐愛向斜，主要由寬緩向斜組成，井位部署時應重點考慮寬緩向斜構造低點。此外，還有位于大型寬緩復式向斜兩翼的次級背斜，因其兩翼產狀緩，裂隙不甚發育，生成的氣體向上部運移，在次級背斜構造軸部易形成煤層氣的富集區。如筠連中西部的老牌坊背斜，煤層埋深較大且頂板為厚層泥巖，兩翼煤層中的煤層氣向次級背斜軸部運移，次級背斜核部地下水流動滯緩，對煤層氣形成水力封蓋，造成煤層的高含氣性。井位部署可適當考慮此類區域。

川南地區上二疊統含煤地層中斷層相對發育，斷層類型也是影響井位部署的一個重要因素，通常逆斷層主要受擠壓力而形成，多為封閉式斷層，有利于煤層氣的保存；而正斷層主要受拉張力而形成，多為開放式斷層，不利于煤層氣的富集。因此逆斷層附近煤層氣含量較高，正斷層附近煤層氣含量往往偏低。研究區斷層分布整體呈現南北多中部較少的特點，北部主要是逆斷層，而南部正斷層和逆斷層均有分布，在井位部署時應盡量避開斷層區域或保持距離，離斷層近的井需控制壓裂規模，防止壓竄。新井完鉆后及時進行精細小層對比，井震結合，判斷是否鉆遇斷層，為后面的壓裂選層和井位部署提供科學依據。

3.2.2 優勢沉積環境井位部署

烏蒙山地區上二疊統發育從陸到海完整的沉積相帶，海平面變化對聚煤環境控制作用明顯。地層巖性組合多樣，隔水隔氣層的劃分受到沉積環境明顯的影響，垂向上也表現出多個重復疊置的含氣單元。潟湖—潮坪沉積體系中，煤層主要發育于潮坪或潮上坪環境，煤層薄但連續好，頂、底板往往為沼澤相或潮坪相泥巖和粉砂質泥巖，有利于煤層氣的富集。三角洲沉積體系中煤層主要發育在分流間灣沼澤中，上覆沼澤相或潟湖海灣相泥巖，利于煤層氣成藏，但也也有部分地段，煤層被分流河道決口扇砂巖覆蓋，圍巖的透氣性增高，含氣性變差。而河流沖積平原體系中煤層發育不穩定，并且頂、底板為細料甚至中粗料沉積物，煤層氣保存條件差。因此在井位部署時要避開沖積平原的沉積環境，選擇三角洲平原、潮坪—潟湖、局限臺地的沉積體系。

3.2.3 優勢井型選擇

川南地區煤層發育具有“層數多、厚度薄、成群分布”的特點，地形條件較差，普通垂直井井場占地面積大，壓裂及開采范圍有限，經濟可行性差，而分段壓裂水平井開發方式占地面積小、抽采效率高、施工風險低，叢式井可同時開采多煤層也能彌補水平井的開采盲區。綜合該區復雜的地形條件、煤層發育特征、煤體結構及開發部署要求，優選出以分段壓裂水平井為主、叢式井為輔的開發方式。在筠連煤層氣開發試驗井組部署優化研究中，建立了大斜度井與水平井評價模型，用以分析對比開發過程中的效果。研究結果表明，較之于直井，大斜度井開發可提高產能2%～10%；而水平井生產則出現異常，產氣量偏低、滲透率下降明顯，推測有可能是出現了裂縫失效現象。考慮到壓裂改造范圍，建議大井組井距應控制在200～250 m。在開發過程中，可以適當提高裂縫間距，以提高產氣效果。

針對部分老井排采過程中已出現的遞減現象，開展了單井和區塊遞減規律研究，發現不同井位井控范圍差異較大，高產井均為產量雙曲線遞減，后期壓降漏斗持續擴展，中低產井調和遞減為主，低產井存在指數遞減，井控面積有限，部分井存在著重復壓裂的條件。煤層需進行大范圍壓裂，形成復雜裂縫網絡，增加滲透率。壓裂效果不僅控制改造區滲透率，還影響井控范圍，決定了單井產能和最終開發效果。此外，也需優化泵注程序，提高注入砂量，以形成有效支撐。

3.3 工廠化優快高效鉆完井技術

工廠化鉆井完井技術是指在同一地區集中布置大批相似井，使用大量標準化的裝備或服務，以生產或裝配流水線作業的方式進行鉆井、完井的一種高效低成本作業模式。即采用“群式平臺布井，規模批量施工、整合共享資源、統一無縫管理”的方式，把鉆井中的鉆前工程建設、施工材料供應、水電供給等，儲層壓裂改造中的通井、洗井、試壓、壓裂等，以及下泵投產工程、作業后勤保障和油氣井后期操作維護管理等工序，按照工廠化的組織管理模式，形成一條相互銜接和管理集約的“一體化”組織紐帶，并按照各工序統一標準的施工要求，以流水線方式，對多口井施工過程中的各個環節進行批量化、無縫對接、連續施工作業，從而集約建設開發資源，提高施工作業時效、提高開發效率、降低施工作業和管理運營成本。

工廠化鉆完井作業模式主要特點可歸納為以下幾個方面：①系統化，工廠化技術是一項把分散要素整合成整體要素的系統工程，不僅包括技術因素，還包括組織結構、管理方法和手段等；②集成化，工廠化的核心是集成運用各種知識、技術、技能、方法與工具，滿足或超越對施工和生產作業的要求與期望所開展的一系列作業模式，如平臺第1口第一次開鉆（以下簡稱一開）完成后即固井，固井施工完成即平移鉆機到第2口井打一開，節約固井等待時間；③流程化，移植工廠流水線作業方式把鉆完井過程分解為鉆前工程、一開及固井、第二次開鉆（以下簡稱二開）及固井等若干個子過程，平臺內前一個子過程完成為下一個子過程創造條件，每一個過程可以與其他子過程同時進行，實現空間上按順序依次進行、時間上重疊并行；④批量化，通過技術的高度集成，將人和機器有效組合，實現批量化作業鏈條上技術要素在各個工序節點上不間斷，如石灰巖表層使用專業化空氣鉆沖鼠洞、一開批鉆；⑤標準化，利用成套設施或綜合技術使資源共享，如定制標準化專屬設備、標準化井身結構、標準化鉆完井設備及材料、標準化地面設施、標準化施工流程等；⑥自動化，綜合運用現代高科技、新設備和管理方法而發展起來的一種全面機械化、自動化技術高度密集型生產作業；⑦效益最大化，工廠化作業的最終目的是大幅度降低工程成本和提高作業效率。

通過工廠化鉆完井模式作業，筠連煤層氣具有較好的規模應用效果，減少了井場占地和道路建設，節約了3 200 m2占地面積和8條進井場道路建設。在工廠化生產程序的鉆井作業過程中，應用流水線的作業方式，鉆機利用井與井之間敷設滑軌快速移動，節約了鉆機搬遷時間，水泥候凝、固井作業和測井占用鉆機的時間。煤層氣井平均井深為800 m，平均鉆井周期為7.29 d，最短鉆井周期僅3 d，鉆井周期降低22%。同平臺定向井批鉆二開井段循環利用低固相聚合物鉆井液，不僅可以大幅度降低鉆井液成本，而且還可以減少后期鉆井液處理的壓力。大井組單井鉆井液成本僅為單井鉆井液成本的1/2～1/3。優快鉆井技術突破了中國南方海相碳酸鹽巖裸露區山地煤層氣鉆井難題（尤其是石灰巖表層沖鼠洞和裂縫溶洞漏失層鉆井），形成了鉆井技術配套，實現了煤層氣高效、優質和快速鉆井，最終實現了效益開發。

3.4 一體化體積壓裂設計與工藝技術

復雜山地煤儲層具有滲透率低、壓力低、含氣飽和度低以及非均質性強的特點，開發難度較大，對技術開采要求比較苛刻。由于割理發育，造成壓裂液濾失情況嚴重，產生煤粉對裂縫影響大，同時壓裂液對煤儲層的有較大的傷害，嚴重影響了煤層氣的開發。鑒于煤儲層的特點，對煤層壓裂進行了工藝技術優化，以達到較好的開發效果，在筠連地區形成了低滲、高階、薄煤層“活性水、變排量、大液量、段塞式加砂”體積壓裂技術。排采統計結果顯示，產氣量隨壓裂加砂量、進液量的增大而逐漸增加，平均產氣量超過1 500 m3/d 的煤層氣井，其加砂量均大于 23 m3、壓裂液量均大于 650 m3。

根據儲層地質條件，依照科學、經濟、可行的原則，形成縫網或復雜縫、擴大泄氣面積，以實現有效地開發和利用資源、創造最大經濟效益的目標。優化施工規模，充分改造儲層，針對距離斷層較近的井適度控制施工規模。采用添加少量藥劑的活性水壓裂液體系，降低施工作業成本，降低液體滯留對儲層造成的傷害，保證裂縫復雜度。采用50/100目和20/40目石英砂組合，便于前期建立加砂排量、后期對裂縫實現有效支撐。優化前置液用量（40%～45%）和砂比（10%～13%），盡量加大鋪砂濃度。變排量光套管注入，確保低黏液體攜砂能力，變排量控制縫高，保證大排量施工，加強煤層（塑性）造縫能力。大液量注入，提高水力壓裂人工裂縫波及范圍，提高煤層壓裂裂縫（短寬縫）延伸長度。脈沖式段塞式加砂與打磨，逐步誘導近井不同破裂強度點巖石發生破裂，降低前期液體濾失，控制近井裂縫扭曲摩阻。

3.5 遠程數字智能化精細控壓排采技術

煤層氣排采的目的，是通過抽排煤層以及周邊巖層的地層水來降低煤儲層的壓力，誘導甲烷從煤基質中解吸出來。煤層氣排采是煤層氣開發的關鍵環節之一，一般需要數年乃至數十年，生產周期長。排采效果的好壞，會直接影響煤層氣最終的累計總產量和開發效益。針對云貴川烏蒙片區低滲透高煤階煤層氣的特點，避免生產過程中出現的各種問題，需通過對排采過程中的抽采設備電參數和井底壓力、氣量等生產參數進行監測，堅持“連續、平穩、控壓、緩慢、長期”的排采理念，有效建立以井底流壓精細控制為核心的“數字遠程、智能診斷、立體監控、實時巡井、無人值守”精細排采配套技術。提高單井采收率，確保煤層氣生產順利進行。

以入井和地面專業化的智能排采設備為載體，實現了煤層氣井重要參數（井底流壓、套壓、液柱、沖次等）的自動采集、連續監測，滿足“連續、穩定、控壓、緩慢、長期”的以井底流壓為核心的控制要求，為煤層氣井精細化管理提供有力保障。煤層氣井場使用數字遠程智能排采系統，用于采集數據，分析地面設備運轉情況和生產參數變化規律，進行設備故障診斷和生產制度調整，當前智能排采系統已滿足現場無人值守，無需人員駐守井場或人工井場調整各項參數，全部可以通過遠程進行生產管理。所有運行參數均可以被遠程精細調控，提升數據監測量可以為故障診斷提供數據依據，可以滿足隱患早預防、故障早處理的要求，以減少設備故障停機時間、減少用工數量。智能排采系統通過多年煤層氣排采實踐和持續改進，以成熟的煤層氣自動化排采設備為依托，結合煤層氣井排采規律和調控方法，總結出流壓、套壓、產氣、沖次、調氣閥門相互間控制邏輯和算法程序，形成了一套以流壓為核心煤層氣智能排采控制程序，可以滿足單相流排水降壓期和兩項流控壓提產期不同井況下智能的對井底流壓、套壓、產量進行控制，輸入目標后系統智能控制按期實現設定的目標值。這個控制過程遵循“連續、平穩、控壓、緩慢、長期”的十字方針，智能執行效果優于人為調控。YL1井自2011年使用智能排采系統，參數控制平穩，確保了長期穩產。

根據煤層氣排采特點及滲流機理，將筠連山地煤層氣單井排采歷史劃分出排水、憋壓、提產、穩產、衰減等5個階段，煤層氣井地層水主要在排水階段和憋壓階段采出。沐愛甜點區開發實踐表明，煤層產水量較低，而且不存在越流補給情況，反映了區域具備整體封閉體系的良好保存條件，采出水量可以反映壓降面積大小。而且在排水階段至提產初期，要特別精細控制井底流壓和井口套壓的下降幅度（或稱之為壓降速率或壓降幅度），減少初見氣時帶來的應力敏感。根據氣田產水普遍較低的實際，排水降壓期合理的壓降速度介于8～15 kPa/d，憋壓期穩壓制度、控壓提產期對不同類型井分產量階段、分井底流壓范圍，總結出確保產氣量平穩增長、流壓損失較小的提產條件。儲層在控壓提產期供產量是由壓裂規模和原始地質條件共同決定，而煤層地質條件（煤層厚度、含氣量、原始滲透率）決定了氣井穩產期產量能否穩得住。

煤層氣以井底流壓為核心的“連續、平穩、控壓、緩慢、長期”的精細排采原則，既要精細的動態調整排采生產優化管控，又需要通過合理的舉升設備配置和配套防煤粉、防垢、防偏磨等工藝體系得以實現，從而減少檢泵作業對排采過程帶來的傷害。偏磨是管桿應用過程中的主要問題，可以采用加重桿等方式減緩管桿偏磨。結垢和煤粉是造成卡泵的主要因素，既可應用割縫篩管、內置螺旋篩管，減小煤粉卡泵，同時更需要有計劃、制度化地進行主動性、精準性、緩慢的注水清洗井下煤粉積聚來延緩卡泵；阻垢劑應用效果普遍明顯，為了提高藥劑使用效率，可以進一步優化加藥方式和固體防垢塊的篩選評價；要通過精細化的檢泵作業過程控制，以“施工安全、流壓平穩、傷害最低”為原則的快速檢泵，將檢泵對見氣井排采效果影響降至最低，并且在檢泵作業前的壓井不能完全壓死，以免將水或氣壓入地層造成對煤巖儲層二次傷害，排采效果表明，實施“快速檢泵”作業未對煤層氣儲層造成明顯傷害，值得推廣。

4 結論

1）川南筠連地區作為中國南方首個商業性開發煤層氣田，經過10余年的勘探開發實踐，目前煤層氣年產量已達1.2×108m3。具有“埋深淺、煤巖層薄、高煤階、中高灰分含氣、高臨界解吸壓力、低滲透率、含水低、非均質性強”等復雜山地特性的筠連山地煤層氣田的成功開發，對其他煤炭資源豐富地區的山地煤層氣突破和有效開采具有重要的借鑒和示范指導意義。

2）云貴川烏蒙片區上二疊統含煤巖系中共發育34層煤，單層厚度大于0.8 m的可采煤層共計有14層，其中筠連煤層氣主力產層為上二疊統C7+8號煤層。主力煤層煤巖類型包括含泥煤巖、泥質煤巖、灰煤巖、硅質煤巖、膏質煤巖及構造角礫狀煤巖等類型，總體上以光亮煤和半亮煤為主，煤巖顯微組分主要有鏡質組、惰質組和無機礦物質組成。煤巖儲集空間類型可劃分為植物組織孔、氣孔、溶蝕孔和晶間孔4種類型，微觀孔隙開放孔、半封閉孔級墨水瓶孔均較發育。核磁共振測試孔隙度平均為5.33%，平均滲透率為5.057 0×10－3mD，束縛水飽和度平均為 86.98%，含氣量測試原煤基總含氣量平均可達11.11 m3/t。

3）筠連復雜構造區煤層氣富集成藏主控因素包括構造—熱演化、構造形跡、沉積環境和水文地質條件，即“四元”控氣成藏，影響著煤層賦存特征、煤巖煤質特征、含氣性特征、煤儲層物性特征、煤層頂底板巖性與水動力條件封蓋保存特征等。在煤層氣“四元”控氣成藏理論的基礎上，結合筠連地區主要由寬緩向斜組成的實際情況，總結出了山地煤層氣“寬緩向斜富氣”成藏模式，向斜核部的埋深大及壓應力集中使得煤儲層吸附氣量較兩翼高，向斜核部可作為下一步煤層氣勘探開發的重點區域。

4）經過昭通國家級頁巖氣示范區10余年多輪次的煤層氣探索實踐，針對云貴川復雜山地條件下的高煤階、薄煤層、低滲透煤層氣特征，形成了綜合勘探開發的五大技術系列——構造改造型山地煤層氣富氣高產優選評價技術、地面地下一體化部署與滾動優化設計實施技術、工廠化優快高效鉆完井技術、一體化體積壓裂設計與工藝技術和數字智能化精細排采技術。