煤层气合采地质研究进展述评

郭 晨，秦 勇，易同生，马东民，王生全，师庆民，鲍 园，陈 跃，乔军伟，卢玲玲

(1.西安科技大学 地质与环境学院，陕西 西安 710054；2.陕西省煤炭绿色开发地质保障重点实验室，陕西西安 710054；3.西安科技大学 煤炭绿色开采地质研究院，陕西 西安 710054；4.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221116；5.贵州省煤田地质局，贵州 贵阳 550008；6.中国煤炭地质总局航测遥感局，陕西 西安 710199)

多煤层煤系在我国分布广泛，多煤层条件下煤层气成藏具有特殊性，表现为煤层层数多且成组赋存、煤系生烃能力强、沉积旋回与储盖组合频繁交互、气藏组合类型多样、多套压力系统叠置共生、层间非均质性强、资源丰度高等特征[1-7]，这样的成藏特点决定了其可观的开发前景和特殊的开发方式，即开发单一煤层难以获得最佳效益，需从煤层组合的角度实施多煤层合采。

煤层气多层合采工程实践效果参差不齐，合采失败现象较为常见。究其原因，关键在于对合采产层组合设计原理不甚清楚。例如，在鄂尔多斯盆地东缘韩城、延川南、吴堡、柳林以及沁水盆地南部潘庄、樊庄、成庄、北部寿阳等区块，山西组与太原组煤层气合采层间矛盾问题比较突出[8-13]。再如，黔西－滇东地区上二叠统煤系发育薄-中厚煤层群，煤层层数众多，前期开发试验揭示，合采产气量与产层组动用厚度及层间跨度呈负相关性，产水量与层间跨度多呈正相关，在一定程度上呈现出动用煤层越多，产气量反而越低的规律，显示该区煤层气合采同样存在明显层间矛盾[14]。

我国煤层气地质工作者围绕合采地质条件与可行性开展了广泛而深入的研究工作与工程实践，笔者立足于此，分析评述该领域目前的研究进展与前沿认识，梳理研究热点与发展趋势，以期深化煤层气合采理论与工程实践成果，促进更深层次煤层气合采地质基础研究与更具应用指向性的创新技术研发。

1 研究进展

1.1 叠置煤层气系统

含煤层气系统的提出源自于含油气系统理论，经典含油气系统理论认为含油气系统是一个包括有效烃源岩、与该源岩有关的油气以及油气聚集成藏所必须的一切地质要素和作用的天然系统[15-17]。我国油气藏普遍经过多期构造演化，发育叠合含油气盆地，具有多期成藏，油气混源、多油储类型等特点，由此我国学者将含油气系统的概念进一步延伸，形成复合含油气系统的理论体系，有效指导了油气资源的勘探开发[18-19]。

借鉴经典含油气系统理论，我国煤层气地质学者提出了含煤层气系统的观点，强调系统内部气体生成、运移、聚集、保存等具有成因上的关联，并具有独立的水动力系统[20-22]。秦勇等[1]基于黔西地区煤储层含气性与压力梯度的垂向波动变化，提出“多层叠置独立含煤层气系统(简称叠置煤层气系统)”的概念，认为其起源于同一煤系中不同系统间缺乏流体联系与物质交换，受到层序地层格架的宏观控制。随后，其地质内涵与成藏机理不断深化，形成了“层序控气”基本地质原理，指出三级层序格架的最大海泛面发育低孔渗隔水阻气层[23]，进而控制着系统之间的压力独立性和物性演化；多煤层煤系特殊的成岩演化作用(石英次生加大与次生高岭石充填)进一步使煤层围岩孔渗条件恶化[24]，由此使压力系统统一程度降低，含气叠置性趋于复杂。近年来，地应力场及其状态转换对叠置煤层气的控制也逐渐受到重视，主要通过控制煤储层的渗透性、煤体结构和压力系统的统一性，影响含气系统的资源类型、可采性和开采方式[25-30]。因此，多层叠置煤层气是煤系层序结构、沉积与成岩演化、构造与地应力等因素综合作用的结果，特别在海陆交互相煤系可能具有普遍意义。

叠置煤层气系统存在含气饱和度、煤岩煤质、煤元素地球化学、流体地球化学等方面的地质响应[31-34]，可作为识别含气系统叠置性的依据。基于煤田勘探地下水质测试资料，以特征离子成分为基础构建了煤系地下水环境化学封闭指数，即两个离子组合(Na++K++)与(Ca2++Mg2++)的质量浓度比值，为判识含气系统叠置性及流体动力条件提供了新的参数[35]。

黔西比德-三塘盆地不同向斜和含煤段的地下水环境化学封闭指数计算结果显示，不同向斜以及含煤段的封闭性均呈现显著差异，垂向上体现了含气系统的叠置发育，区域上体现了叠置系统发育程度的差异。典型向斜不同含煤段地下水封闭指数的均值和标准差具有明显的正相关性，说明水环境越封闭，垂向分异也越明显，不同层段间地下水化学类型的差异是多层含气系统的重要显现特征(图1)。另外，封闭的地下水环境有助于煤层气保存，统计黔西典型勘探区地下水封闭指数与含气性的关系，两者呈现正相关性。

图1 黔西典型向斜含煤岩系地下水封闭指数质量控制Fig.1 Quality control diagram of the closed index of typical synclines in western Guizhou

基于黔西比德-三塘盆地不同次级向斜煤系压力系数、封闭性及含气性的差异变化，识别出增长型、衰减型和稳定型三类含气系统叠置地质模式(简称地质模式)(图2)。增长型系指随深度增加或层位降低，压力系数逐渐增大，以黔西水公河向斜为代表；衰减型指压力系数随深度增加而降低，以黔西珠藏向斜为代表；稳定型指含煤岩系压力系统统一程度高，层间流体联系强，压力系数垂向变化小，以黔西阿弓向斜为代表。增长型与衰减型分别代表含气系统流体能量垂向上由浅至深逐渐强化与逐渐衰减两种叠置类型[35]。

图2 叠置煤层气系统三类地质模式Fig.2 Schematic diagram of the three types of geological models of stacked CBM systems

这一分类在随后的研究与实践中得到进一步证实，指出稳定型合采干扰微弱，增长型和衰减型合采干扰十分显著，并初步应用于煤层气及煤系气共采有利层段的优选[36]。但基于黔西煤层气地质条件建立的上述模式在其他地区是否具有可扩展性，与合采方式、兼容性阈值的关系，以及不同模式下合采流体干扰动力学机理等问题尚需深入探讨。目前叠置煤层气系统思想扩展到整个煤系气范畴，提出“共采兼容性”概念，发展了煤系气高效共采的理论基础，逐步论证了煤系气共生、共探与共采的理念与内涵，初步形成了合采地质技术方法体系，并在煤系气合采先导工程示范中取得应用成效，近期提出“煤系天然气共生聚集系统”理论并指明其未来重点研发方向，以及实现煤层气/煤系气大产业化的战略价值与关键技术途径，其中薄互层煤系气聚集规律、优质层段预测方法及有序开发关键技术需加强攻关，有望为增储提产提供新的增长点[2,37-41]。

1.2 煤层气合采可行性地质分析

我国高度重视多煤层煤层气合采可行性研究，关注的焦点在于对合采地质条件阈值的认识(表1)。分析前期研究成果，可形成对研究现状的一些认识。

表 1 部分研究者关于煤层气合采可行性阈值统计Table 1 Statistics on the feasibility threshold of CBM co-production by some researchers

第一，多层合采的研究区主要集中于沁水盆地南部与鄂尔多斯盆地东缘(石炭-二叠系)、黔西-滇东地区(上二叠统)，研究时间跨度为2010-2021 年，近5年内黔西-滇东地区研究显著增多，滇东合采地质条件要求较黔西更加苛刻；对中-高阶煤的关注较多，对低阶煤的关注较少。

第二，依据各地质参数的出现频率，储层压力及梯度、渗透率最高，其次为顶底板岩性、供液能力、单煤层厚度与结构，再次为临界解吸压力、产层最大跨度、顶底板与煤层力学性质比等地质参数，这一规律一定程度上反映了合采影响因素的相对重要性，压力系统及其差异程度是合采研究与实践最为关注的对象。

第三，沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘开采煤层数为2～3 层，主要关注渗透率、储层压力、供液能力等的层间差异。山西组、太原组合采面临的水动力条件差异是制约合采效果的重要因素。太原组的流体压力、水动力条件与产水量均大于山西组，在合采中易形成含水层干扰，影响协同降压。另外，鄂尔多斯盆地东缘临兴区块与大宁-吉县区块埋深可达2 000 m，且常见过饱和储层，深部煤储层物性具有趋同效应，含煤层气系统非均质性在较高地层温度与压力影响下相对变弱[56]，由此导致合采制约因素减少，合采可行性增强，构成实施深部煤层气开发的有利条件之一。

第四，黔西-滇东地区煤层层数众多，单煤层薄、间距小且构造复杂，合采煤层的最大层间跨度、累计煤厚及煤体结构受到了更多关注；新疆陆相中生代煤系以厚煤层、大间距、大倾角、变质程度低为特点，目前对合采地质条件的关注度相对较低；辽宁铁法盆地阜新组含煤岩系的叠置含气系统显现特征明显，上下含煤段合采存在较严重层间干扰[57]。

第五，关于合采阈值的相对共性认识包括：渗透率位于同一数量级，单煤层厚度大于等于0.5 m，层间最大跨度小于60～100 m，储层压力梯度差小于0.1～1.2 MPa/hm(黔西-滇东地区要求更加苛刻，辽宁、新疆相对宽松)，储层压力差小于1.0～1.2 MPa，供液能力差小于5～15 m3/d，顶底板岩性为泥岩等相对隔水层，产气液面高度差小于50 m，产层组合中应剔除构造煤。

1.3 煤层气合采可行性判识方法

1.3.1 物理模拟

多层合采物理模拟在常规油气工程领域应用较多，有效指导了开发层系划分与合采方案优化(表2)。目前在砂岩气藏和碳酸盐岩气藏方面的共性认识包括：层间渗透率差异主要影响产层贡献，尤其在生产早期；储层压力差异主要影响层间干扰程度并可能导致倒灌，倒灌一般发生于生产初期，随着层间压力平衡倒灌现象消失；生产早期以高渗层贡献为主，中后期低渗层贡献逐渐增加；低渗层接替高渗层、低压层接替高压层的接替开发方式效果较好；层数越多，采收率越低[58-60]。

表 2 油气藏多层合采物理模拟研究成果统计Table 2 Statistics of research on physical simulation of multi-layer co-production of oil and gas reservoirs

在煤层气领域，许江团队[67,70-71]自主研发叠置煤层气系统合采模拟试验装置，该装置在大尺度试件模拟与真实煤层赋存状态仿真方面具有优势，模拟实验结果显示高压层会干扰低压层，干扰程度随层间压差的增大而增大，且渗透率会发生阶段性演化。石迎爽[72]、梁冰[73]等提出了一种可模拟不同储层液面压力的多层煤层气藏合采物理模拟实验方法，在模拟层间距与解吸次序对合采的影响方面具有优势。Wang Ziwei 等[68]基于滇东老厂区块无烟煤样品开展了双层合采物理模拟，显示渗透率差异对产层贡献影响显著，储层压力差主要影响上部产层产气贡献。Guo Chen等[69]基于自主设计研发的多层叠置气藏联合开发模拟系统，开展了不同渗透率量级与流体压力组合下的煤层气双层合采物理模拟实验，并依据产气贡献分级评价建立了合采地质兼容性判识图版，将兼容性划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、不兼容共4 个等级，实现了兼容性定量评价(图3)。在煤层气合采物理模拟中，对于气井配产、接替方式、合采层数等方面关注较少。

图3 煤层气合采地质兼容性判识图版[69]Fig.3 Template for discriminating geological compatibility of CBM co-production

相比于致密砂岩气以及常规天然气，煤层气合采具有明显特殊性，体现为低孔低渗，双重/多重孔隙介质、气水两相渗流、强敏感性、吸附解吸等诸多方面，煤层气合采物理模拟应进一步强化对这些特性的考虑，以使模拟结果更加贴近煤层气实际生产条件。

1.3.2 数值模拟

数值模拟也是煤层气/煤系气合采可行性研究的重要方法，涉及基于考虑吸附-解吸、应力敏感的气水两相产能方程的煤层气与致密砂岩气合采模拟[74-76]，基于三维气水两相流动数学模型与耦合数值求解的煤层气与相邻砂岩气藏合采模拟[77]，基于单相气体渗流微分方程与COMSOL 有限元求解的煤-砂岩复合储层合采模拟[78]，分别基于煤层气产能模拟软件COMET3(气水两相)[79]、灰色格子Boltzmann 模型(气体单相)[80]和封闭边界条件下合采渗流产出数学模型[81]的煤层气合采模拟，基于油气藏数值模拟软件tNavigator 的致密砂岩气(气水两相)合采模拟[82]等，对煤层气/煤系气高效合采具有指导意义，在两相流条件下的解吸-渗流干扰理论模型、敏感地质指标及其阈值提取、开发方案优化等方面有进一步发展空间。

申建等[83]基于数值模拟技术揭示了鄂尔多斯盆地临兴地区煤系砂岩气与煤层气共采的有利地质配置与参数门限，建立了煤系气共采可行性综合评价数学模型，并初步应用于生产评价。数值模拟技术在指导煤层气合采中的现实作用主要体现于提取合采门限值以指导煤层气合采选区选层，刻画多产层裂缝形成与传播特性以及复合储层改造效果以指导合采压裂方案优化，揭示合采层间流体能量传递行为与产出规律以优化排采制度与开发方案等方面，应进一步强化理论研究与现场生产的有效结合，充分发挥数值模拟技术的实用价值。

1.3.3 产能与工程分析

诚然，任何模拟都有其在某些方面的先天局限性，煤层气合采可行性也需依托实际生产数据进行产能分析。秦勇等[37]提出了基于产能曲线分峰剥离的产层贡献分析方法，可有效区分解吸气流与游离气流，并依此划分出4 种煤系气合采井产气曲线类型，包括解吸型、解吸-游离型、游离-解吸型和游离型；N.Ripepi等[84]提出了一种确定合采井分层产量的“注水-逐层封堵(kill production)”工程方法，即通过向井中分阶段注水，由下至上依次淹没各个产层，确定分层产量和气体组分。该方法在美国阿巴拉契亚中部地区得到实践，揭示产层贡献主要来源于浅部煤层。Guo Chen等[79]提出依据含煤段原位抽水试验成果计算单位降深极限日产水量，进而结合实际产水产气曲线判识外源水干扰程度的思路方法。汤达祯等[85]提出基于中-高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制的煤层气产能分析方法，对于煤层气合采具有重要借鉴意义。Yang Zhaobiao 等[50,86]基于产能方程与地质、储层参数，提出了煤层气多层合采选区选层量化分级评价指标与开发单元划分方法流程。

煤层间破裂压力差异直接影响储层组合改造效果，进而影响流体传递与产出，是煤层气以及煤系气直井合采需要关注的重要因素[87-88]，并逐渐形成并发展煤系气复合储层改造地层岩石力学理论与方法体系[89-90]。

1.3.4 产出水地球化学分析

煤层气井产出水地球化学蕴藏着丰富的地质、压裂及排采信息，对储层改造效果、产能与层间干扰具有直接指示意义，具体包括水中微量元素[91-93]、稳定同位素[94-97]以及常规离子和矿化度[98-103]。煤层气井排采层位较浅且需压裂改造，产出水受地表水、浅层地下水与压裂液影响较强，淡水补给区距离(地理距离和埋深)、煤系沉积环境、产层组合及属性、煤系特征水岩作用(脱硫酸与阳离子交换吸附)、次生生物气、压裂液等共同控制着煤层气井产出水的地化特征。Cl-HCO3-B、Na-Cl-HCO3、Na-Ca-Mg 和 Na-K-Mg 等离子三元图版被应用于判识排采水源、补给条件及混合(污染)效应[104-107]。另外，许耀波[108]提出了基于解吸气成分浓度差异的煤层气合采产层贡献判识方法。

沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、黔西、铁法盆地开发实践均显示，只有产出水来自于煤层自身封闭水系统，具有较高矿化滞流水特点且季节性变化不明显，才能取得较好的降压和产能效果[109-113]。提出了基于特征微量元素、关键封闭型离子以及稳定同位素解析合采井产出水来源和判识干扰程度的基本思路和技术流程[91,110]，并将其应用于沁水盆地和黔西地区煤层气合采实践中(图4)。表层水干扰(窜流)与压裂液污染是限制黔西织金区块煤层气合采的重要地质因素，体现为单位降深日产水量超过煤层自身极限产水能力，即1～2 m3/(d·m)，并据此构建了3 类煤层气合采产能模式[79](图5)，划分出4 种代表不同产能潜力的合采产层组合类型，最终提出一套集合采产层组合递阶优选、排采水源与干扰程度判识、开发方案优化调整的叠置煤层气系统开发综合评价流程[69](图6)。

图4 沁水盆地煤层气合层排采产出水来源交汇判识[91]Fig.4 Intersecting apportionment plots of produced-water sources from co-producing CBM wells in Qinshui Basin

图5 黔西比德-三塘盆地煤层气井产能模式[79]Fig.5 Productivity modes of CBM co-production wells in Bide-Santang Basin[79]

图6 叠置煤层气系统产层组合与开发优化设计流程[69]Fig.6 Production layer combination and development optimization process of stacked CBM systems[69]

关于煤层气合采现象与有利开发层段的南、北区域对比值得关注：华北地区太原组沉积期受海侵影响，煤层顶板发育灰岩岩溶含水层，加之其下伏奥陶系古风化壳(煤系基底)与奥灰水，多数地区水动力条件与供液能力较强，排采过程中易接受灰岩水补给[95]，导致太原组开发效果整体不佳，有利开发层段主要位于上部煤组(山西组)；而黔西地区喀斯特岩溶地貌发育，且降水丰富(俗称“天无三日晴、地无三尺平”)，地表水下渗与流失严重，浅部含水层补给条件好，加之上部煤组(长兴-龙潭组上段)形成于晚二叠世强烈海侵期，灰岩发育，且毗邻P-T 不整合面，造成织金区块上部煤组开发容易出现高产水现象，表层水干扰严重，有利开发层段主要位于中下部煤组(龙潭组中、下段)。

1.4 煤层气合采储层伤害

煤层气合采排采管控的复杂性与地质条件的层间差异容易强化储层伤害。由于合采层段的层间距较大，持续性排水降压容易造成上部煤层裸露，裸露煤层由于应力敏感，进而引发储层伤害，导致渗透率降低，产水能力急剧降低。这种伤害直接受控于层间距，因此，同井筒合采的煤层间距不宜过大，间距越大，储层伤害越严重，越难以实现协调合采。同时层间距越大，储层物性差异越大，越容易造成流体能量干扰[114]。另外，贾敏效应也是合采中储层伤害的重要原因之一，尤其对于合采过程中上部已暴露的煤储层来说，在套压的强烈波动下容易产生气体倒灌，进而极大降低液相渗透率，使上部煤层压降无法进一步有效扩展，削弱其产水、产气能力。可在套压降至0.5 MPa 后主动缓慢暴露上部煤层，上部煤层暴露后应尽量避免套压的激变[115]。

另一方面，合采产层由于储层压力与渗透能力的差异，造成流体产出速率与压降传播速率不一致，容易引起速敏效应与大量煤粉产出，造成高流速储层的渗透性损伤。要避免速敏，应该根据高渗储层制定合理的排采制度。同样，应力敏感在这种情况下也会发生，高渗储层流体产出较快，倾向于发生比较严重的应力敏感，造成其渗透率降低，削弱其产气能力。根据各煤层的实际条件，实施精细化储层改造，使改造后的各煤层达到相近的渗透率水平(均衡改造)，是克服这一问题的有效途径[53]，其难点在于需结合各煤层自身特点(煤厚、顶底板岩性及厚度、力学性质、地应力状态等)实现压裂规模与压后渗透率的精细控制，并避免沟通含水层。分压力系统开采也是降低储层伤害的有效手段，具体涉及分时间[116-117]与分空间[5,118]两种实施方案。由于贾敏效应与气锁伤害，煤层气合采对工程扰动更为敏感，对排采的精细化控制要求更高，排采过程中应尽量遵守连续缓慢的基本原则，减少停井修井次数，控制液面稳定下降与套压波动幅度，保障顺畅、平稳、逐次解吸[119]。某些煤层气合采试验井对脉冲式/间歇性排采也表现出一定适应性，甚至会造成短时期内产量提升，可能与解堵效应有关。基于合采产层组合与层间非均质性的煤层气合采储层伤害定量评价、精细化排采制度方案与井控措施优化、智能化软件系统研发是未来煤层气工程领域需要重点攻克的难题。郑力会等[120]研发多储层产量伤害物理模拟系统，使用合采流量代替渗透率作为评价储层伤害的依据，在临兴区块钻井液优化方面取得应用成效。

2 结 论

a.综合而言，煤层气合采面临的约束性地质条件涉及层序地质与沉积环境制约下的含煤岩系结构、煤岩层组合特征及其物性与岩石力学响应，构造条件制约下的煤储层几何展布、煤体结构、孔渗性与可改造性，水文地质条件制约下的流体(煤层气与地下水)赋存、补给、运移、产出特征等，其核心是上述地质条件耦合作用下形成的独立压力系统差异叠置与储层物性垂向非均质性。

b.具体而言，流体压力/动力系统与渗透性是影响煤层气合采兼容性最关键的因素。沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘煤层气合采约束主要来自于储层压力、渗透率、供液能力等的层间差异，太原组水动力条件相对复杂，与山西组合采存在兼容性问题；深部煤储层与含气系统非均质性降低，有利于煤层气乃至煤系气合采；黔西-滇东地区发育薄-中厚煤层群且构造煤发育，合采煤层的最大层间跨度、累计煤厚及煤体结构受到更多关注，不同含煤段水动力条件差异依然是影响合采效果的重要因素，织金区块开发上部煤组容易受表层水干扰，宜优先开发中、下部煤组。

c.叠置含气系统是重要的理论成果和实践基础，储层伤害问题也需要高度重视。煤层气合采地质研究应进一步强化成藏能量分配、开发能量传递与衰减序列、流体能量干扰判识、煤系气共生关系与聚集系统、共采兼容性评价(渗流力学、岩石力学)方法、选区选层量化预测技术及有序开发模式等方面的基础研究与工程实践。加强产能分析、物理模拟、数值模拟、储层伤害评价等方法在煤层气合采研究与实践中的协同应用，尤其应重视并充分发挥数值模拟技术在选区选层与开发方案设计中的重要作用。进一步深化构建合采流体干扰理论数学模型与复合储层协同改造岩石力学方法体系，丰富多煤层煤层气成藏与开发地质理论，为推动我国煤层气产业加速发展提供地质保障。