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发布时间：2022-01-14 10:47所属平台：学报论文发表咨询网浏览： 次
摘要：煤层气合采是提高多煤层区煤层气开发效率的重要途径，但成藏作用的特殊性决定合采方式与产能效果复杂多变，高效开发面临较大挑战。我国煤层气地质工作者围绕多煤层煤层气成藏与合采可行性开展了大量基础研究与工程实践，取得了丰富的阶段性成果，为深化煤层气
摘要：煤层气合采是提高多煤层区煤层气开发效率的重要途径，但成藏作用的特殊性决定合采方式与产能效果复杂多变，高效开发面临较大挑战。我国煤层气地质工作者围绕多煤层煤层气成藏与合采可行性开展了大量基础研究与工程实践，取得了丰富的阶段性成果，为深化煤层气开发地质理论、推动产业发展提供了有力支撑。从叠置煤层气系统成藏机理、合采地质约束条件、合采可行性判识方法、合采储层伤害4个方面，系统分析评述了我国煤层气合采地质领域的最新研究进展，以期为后续研究开展、工程实施与产业建设提供参考。主要认识可概括为：1)深化了叠置煤层气系统成藏的层序控气机理以及成岩作用与地应力的后期改造效应;构建了煤系地下水环境化学封闭指数，为判识含气系统叠置性及流体动力条件提供了新的参数，结合流体压力剖面识别出三类含气系统叠置地质模式(增长型、衰减型和稳定型);进一步将叠置煤层气系统理念扩展到煤系气范畴，提出煤系复合储层叠置含气系统“共采兼容性”理论与方法体系，并应用于煤系气合采先导示范工程，取得初步应用成效;2)华北石炭-二叠系(太原-山西组)与黔西-滇东晚二叠世(长兴-龙潭组)是煤层气合采研究与工程实践的热点区域(层域)，压力系统及渗透性差异是合采中最受关注的地质因素。华北山西组、太原组的水动力系统与供液能力差异是制约合采效果的重要因素，黔西—滇东地区合采煤层的最大层间跨度、累计煤厚、煤体结构受到更多关注，表层水干扰是制约织金区块煤层气合采效率的关键;3)产能分析、物理模拟、数值模拟、产出水地球化学分析是煤层气合采可行性与干扰判识的重要方法，提出了基于产出水地球化学解析合采井产出水源和判识干扰程度的基本思路、技术图版和评价流程，以及基于产能曲线分峰剥离的产层贡献分析方法，技术方法的不断成熟、创新为煤层气合采方案、工艺优化与效率提升提供了有力支撑;4)煤层气合采对地质条件与工程扰动更为敏感，易诱发储层伤害，涉及产层暴露诱发的贾敏效应与气锁伤害，压力系统与渗透性差异诱发的应力与速度敏感伤害。均一化储层改造、分压力系统开采(分时间或分空间)、精细化排采设计与管控是降低储层伤害的有效途径。
关键词：煤层气合采;叠置含气系统;煤系气;干扰判识;储层伤害;产出水
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，合采产气量与产层组动用厚度及层间跨度均呈负相关性，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++HCO3-)与(Ca2++Mg2++SO42-)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。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封闭指数与含气性的关系，两者呈现正相关性。
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)。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]。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煤层气合采可行性判识方法
1.2.1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。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]。
1.3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0.5MPa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[120]。
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。
参考文献(References)：
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[2]秦勇，申建，沈玉林.叠置含气系统共采兼容性-煤系“三气”及深部煤层气开采中的共性地质问题[J].煤炭学报，2016a，41(1)：14-23.QINYong，SHENJian，SHENYulin.Jointminingcompatibilityofsuperposedgas-bearingsystems：AgeneralgeologicalproblemforextractionofthreenaturalgasesanddeepCBMincoalseries[J].JournalofChinaCoalSociety，2016，41(1)：14-23.
[3]孟召平，刘翠丽，纪懿明.煤层气/页岩气开发地质条件及其对比分析[J].煤炭学报，2013，38(5)：728-736.
作者：郭晨1,2,3，秦勇4，易同生5，马东民1,2,3，王生全1,2,3，师庆民1,2,3，鲍园1,2,3，陈跃1,2，乔军伟1,2,3，卢玲玲6
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《煤层气合采地质研究进展述评》