煤層氣合采地質(zhì)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(zhì)與環(huán)境學院，陜西 西安 710054；2.陜西省煤炭綠色開發(fā)地質(zhì)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(zhì)研究院，陜西 西安 710054；4.中國礦業(yè)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(zhì)局，貴州 貴陽 550008；6.中國煤炭地質(zhì)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(xiàn)為煤層層數(shù)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(tǒng)疊置共生、層間非均質(zhì)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(fā)前景和特殊的開發(fā)方式，即開發(fā)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(xiàn)象較為常見。究其原因，關(guān)鍵在于對合采產(chǎn)層組合設(shè)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(qū)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(qū)上二疊統(tǒng)煤系發(fā)育薄-中厚煤層群，煤層層數(shù)眾多，前期開發(fā)試驗揭示，合采產(chǎn)氣量與產(chǎn)層組動用厚度及層間跨度呈負相關(guān)性，產(chǎn)水量與層間跨度多呈正相關(guān)，在一定程度上呈現(xiàn)出動用煤層越多，產(chǎn)氣量反而越低的規(guī)律，顯示該區(qū)煤層氣合采同樣存在明顯層間矛盾[14]。

我國煤層氣地質(zhì)工作者圍繞合采地質(zhì)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(lǐng)域目前的研究進展與前沿認識，梳理研究熱點與發(fā)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(zhì)基礎(chǔ)研究與更具應(yīng)用指向性的創(chuàng)新技術(shù)研發(fā)。

1 研究進展

1.1 疊置煤層氣系統(tǒng)

含煤層氣系統(tǒng)的提出源自于含油氣系統(tǒng)理論，經(jīng)典含油氣系統(tǒng)理論認為含油氣系統(tǒng)是一個包括有效烴源巖、與該源巖有關(guān)的油氣以及油氣聚集成藏所必須的一切地質(zhì)要素和作用的天然系統(tǒng)[15-17]。我國油氣藏普遍經(jīng)過多期構(gòu)造演化，發(fā)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(tǒng)的概念進一步延伸，形成復合含油氣系統(tǒng)的理論體系，有效指導了油氣資源的勘探開發(fā)[18-19]。

借鑒經(jīng)典含油氣系統(tǒng)理論，我國煤層氣地質(zhì)學者提出了含煤層氣系統(tǒng)的觀點，強調(diào)系統(tǒng)內(nèi)部氣體生成、運移、聚集、保存等具有成因上的關(guān)聯(lián)，并具有獨立的水動力系統(tǒng)[20-22]。秦勇等[1]基于黔西地區(qū)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(tǒng)(簡稱疊置煤層氣系統(tǒng))”的概念，認為其起源于同一煤系中不同系統(tǒng)間缺乏流體聯(lián)系與物質(zhì)交換，受到層序地層格架的宏觀控制。隨后，其地質(zhì)內(nèi)涵與成藏機理不斷深化，形成了“層序控氣”基本地質(zhì)原理，指出三級層序格架的最大海泛面發(fā)育低孔滲隔水阻氣層[23]，進而控制著系統(tǒng)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(tǒng)統(tǒng)一程度降低，含氣疊置性趨于復雜。近年來，地應(yīng)力場及其狀態(tài)轉(zhuǎn)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(jié)構(gòu)和壓力系統(tǒng)的統(tǒng)一性，影響含氣系統(tǒng)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(jié)構(gòu)、沉積與成巖演化、構(gòu)造與地應(yīng)力等因素綜合作用的結(jié)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(tǒng)存在含氣飽和度、煤巖煤質(zhì)、煤元素地球化學、流體地球化學等方面的地質(zhì)響應(yīng)[31-34]，可作為識別含氣系統(tǒng)疊置性的依據(jù)?；诿禾锟碧降叵滤|(zhì)測試資料，以特征離子成分為基礎(chǔ)構(gòu)建了煤系地下水環(huán)境化學封閉指數(shù)，即兩個離子組合(Na++K++)與(Ca2++Mg2++)的質(zhì)量濃度比值，為判識含氣系統(tǒng)疊置性及流體動力條件提供了新的參數(shù)[35]。

黔西比德-三塘盆地不同向斜和含煤段的地下水環(huán)境化學封閉指數(shù)計算結(jié)果顯示，不同向斜以及含煤段的封閉性均呈現(xiàn)顯著差異，垂向上體現(xiàn)了含氣系統(tǒng)的疊置發(fā)育，區(qū)域上體現(xiàn)了疊置系統(tǒng)發(fā)育程度的差異。典型向斜不同含煤段地下水封閉指數(shù)的均值和標準差具有明顯的正相關(guān)性，說明水環(huán)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(tǒng)的重要顯現(xiàn)特征(圖1)。另外，封閉的地下水環(huán)境有助于煤層氣保存，統(tǒng)計黔西典型勘探區(qū)地下水封閉指數(shù)與含氣性的關(guān)系，兩者呈現(xiàn)正相關(guān)性。

圖1 黔西典型向斜含煤巖系地下水封閉指數(shù)質(zhì)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(shù)、封閉性及含氣性的差異變化，識別出增長型、衰減型和穩(wěn)定型三類含氣系統(tǒng)疊置地質(zhì)模式(簡稱地質(zhì)模式)(圖2)。增長型系指隨深度增加或?qū)游唤档?，壓力系?shù)逐漸增大，以黔西水公河向斜為代表；衰減型指壓力系數(shù)隨深度增加而降低，以黔西珠藏向斜為代表；穩(wěn)定型指含煤巖系壓力系統(tǒng)統(tǒng)一程度高，層間流體聯(lián)系強，壓力系數(shù)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(tǒng)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(tǒng)三類地質(zhì)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(wěn)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(yīng)用于煤層氣及煤系氣共采有利層段的優(yōu)選[36]。但基于黔西煤層氣地質(zhì)條件建立的上述模式在其他地區(qū)是否具有可擴展性，與合采方式、兼容性閾值的關(guān)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(tǒng)思想擴展到整個煤系氣范疇，提出“共采兼容性”概念，發(fā)展了煤系氣高效共采的理論基礎(chǔ)，逐步論證了煤系氣共生、共探與共采的理念與內(nèi)涵，初步形成了合采地質(zhì)技術(shù)方法體系，并在煤系氣合采先導工程示范中取得應(yīng)用成效，近期提出“煤系天然氣共生聚集系統(tǒng)”理論并指明其未來重點研發(fā)方向，以及實現(xiàn)煤層氣/煤系氣大產(chǎn)業(yè)化的戰(zhàn)略價值與關(guān)鍵技術(shù)途徑，其中薄互層煤系氣聚集規(guī)律、優(yōu)質(zhì)層段預測方法及有序開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)需加強攻關(guān)，有望為增儲提產(chǎn)提供新的增長點[2,37-41]。

1.2 煤層氣合采可行性地質(zhì)分析

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

表 1 部分研究者關(guān)于煤層氣合采可行性閾值統(tǒng)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(qū)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(qū)(上二疊統(tǒng))，研究時間跨度為2010-2021 年，近5年內(nèi)黔西-滇東地區(qū)研究顯著增多，滇東合采地質(zhì)條件要求較黔西更加苛刻；對中-高階煤的關(guān)注較多，對低階煤的關(guān)注較少。

第二，依據(jù)各地質(zhì)參數(shù)的出現(xiàn)頻率，儲層壓力及梯度、滲透率最高，其次為頂?shù)装鍘r性、供液能力、單煤層厚度與結(jié)構(gòu)，再次為臨界解吸壓力、產(chǎn)層最大跨度、頂?shù)装迮c煤層力學性質(zhì)比等地質(zhì)參數(shù)，這一規(guī)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(tǒng)及其差異程度是合采研究與實踐最為關(guān)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(shù)為2～3 層，主要關(guān)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(chǎn)水量均大于山西組，在合采中易形成含水層干擾，影響協(xié)同降壓。另外，鄂爾多斯盆地東緣臨興區(qū)塊與大寧-吉縣區(qū)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(yīng)，含煤層氣系統(tǒng)非均質(zhì)性在較高地層溫度與壓力影響下相對變?nèi)鮗56]，由此導致合采制約因素減少，合采可行性增強，構(gòu)成實施深部煤層氣開發(fā)的有利條件之一。

第四，黔西-滇東地區(qū)煤層層數(shù)眾多，單煤層薄、間距小且構(gòu)造復雜，合采煤層的最大層間跨度、累計煤厚及煤體結(jié)構(gòu)受到了更多關(guān)注；新疆陸相中生代煤系以厚煤層、大間距、大傾角、變質(zhì)程度低為特點，目前對合采地質(zhì)條件的關(guān)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(tǒng)顯現(xiàn)特征明顯，上下含煤段合采存在較嚴重層間干擾[57]。

第五，關(guān)于合采閾值的相對共性認識包括：滲透率位于同一數(shù)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(qū)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?shù)装鍘r性為泥巖等相對隔水層，產(chǎn)氣液面高度差小于50 m，產(chǎn)層組合中應(yīng)剔除構(gòu)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(guī)油氣工程領(lǐng)域應(yīng)用較多，有效指導了開發(fā)層系劃分與合采方案優(yōu)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(chǎn)層貢獻，尤其在生產(chǎn)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(fā)生于生產(chǎn)初期，隨著層間壓力平衡倒灌現(xiàn)象消失；生產(chǎn)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(fā)方式效果較好；層數(shù)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(tǒng)計Table 2 Statistics of research on physical simulation of multi-layer co-production of oil and gas reservoirs

在煤層氣領(lǐng)域，許江團隊[67,70-71]自主研發(fā)疊置煤層氣系統(tǒng)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(tài)仿真方面具有優(yōu)勢，模擬實驗結(jié)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(fā)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?qū)喜傻挠绊懛矫婢哂袃?yōu)勢。Wang Ziwei 等[68]基于滇東老廠區(qū)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(chǎn)層貢獻影響顯著，儲層壓力差主要影響上部產(chǎn)層產(chǎn)氣貢獻。Guo Chen等[69]基于自主設(shè)計研發(fā)的多層疊置氣藏聯(lián)合開發(fā)模擬系統(tǒng)，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(jù)產(chǎn)氣貢獻分級評價建立了合采地質(zhì)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(xiàn)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(chǎn)、接替方式、合采層數(shù)等方面關(guān)注較少。

圖3 煤層氣合采地質(zhì)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(guī)天然氣，煤層氣合采具有明顯特殊性，體現(xiàn)為低孔低滲，雙重/多重孔隙介質(zhì)、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(yīng)進一步強化對這些特性的考慮，以使模擬結(jié)果更加貼近煤層氣實際生產(chǎn)條件。

1.3.2 數(shù)值模擬

數(shù)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(yīng)力敏感的氣水兩相產(chǎn)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(shù)學模型與耦合數(shù)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(chǎn)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(chǎn)出數(shù)學模型[81]的煤層氣合采模擬，基于油氣藏數(shù)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(zhì)指標及其閾值提取、開發(fā)方案優(yōu)化等方面有進一步發(fā)展空間。

申建等[83]基于數(shù)值模擬技術(shù)揭示了鄂爾多斯盆地臨興地區(qū)煤系砂巖氣與煤層氣共采的有利地質(zhì)配置與參數(shù)門限，建立了煤系氣共采可行性綜合評價數(shù)學模型，并初步應(yīng)用于生產(chǎn)評價。數(shù)值模擬技術(shù)在指導煤層氣合采中的現(xiàn)實作用主要體現(xiàn)于提取合采門限值以指導煤層氣合采選區(qū)選層，刻畫多產(chǎn)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(yōu)化，揭示合采層間流體能量傳遞行為與產(chǎn)出規(guī)律以優(yōu)化排采制度與開發(fā)方案等方面，應(yīng)進一步強化理論研究與現(xiàn)場生產(chǎn)的有效結(jié)合，充分發(fā)揮數(shù)值模擬技術(shù)的實用價值。

1.3.3 產(chǎn)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(chǎn)數(shù)據(jù)進行產(chǎn)能分析。秦勇等[37]提出了基于產(chǎn)能曲線分峰剝離的產(chǎn)層貢獻分析方法，可有效區(qū)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)層，確定分層產(chǎn)量和氣體組分。該方法在美國阿巴拉契亞中部地區(qū)得到實踐，揭示產(chǎn)層貢獻主要來源于淺部煤層。Guo Chen等[79]提出依據(jù)含煤段原位抽水試驗成果計算單位降深極限日產(chǎn)水量，進而結(jié)合實際產(chǎn)水產(chǎn)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(tǒng)物質(zhì)能量動態(tài)平衡機制的煤層氣產(chǎn)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(chǎn)能方程與地質(zhì)、儲層參數(shù)，提出了煤層氣多層合采選區(qū)選層量化分級評價指標與開發(fā)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(chǎn)出，是煤層氣以及煤系氣直井合采需要關(guān)注的重要因素[87-88]，并逐漸形成并發(fā)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(chǎn)出水地球化學分析

煤層氣井產(chǎn)出水地球化學蘊藏著豐富的地質(zhì)、壓裂及排采信息，對儲層改造效果、產(chǎn)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(wěn)定同位素[94-97]以及常規(guī)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(chǎn)出水受地表水、淺層地下水與壓裂液影響較強，淡水補給區(qū)距離(地理距離和埋深)、煤系沉積環(huán)境、產(chǎn)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(chǎn)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(yīng)用于判識排采水源、補給條件及混合(污染)效應(yīng)[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(chǎn)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(fā)實踐均顯示，只有產(chǎn)出水來自于煤層自身封閉水系統(tǒng)，具有較高礦化滯流水特點且季節(jié)性變化不明顯，才能取得較好的降壓和產(chǎn)能效果[109-113]。提出了基于特征微量元素、關(guān)鍵封閉型離子以及穩(wěn)定同位素解析合采井產(chǎn)出水來源和判識干擾程度的基本思路和技術(shù)流程[91,110]，并將其應(yīng)用于沁水盆地和黔西地區(qū)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(qū)塊煤層氣合采的重要地質(zhì)因素，體現(xiàn)為單位降深日產(chǎn)水量超過煤層自身極限產(chǎn)水能力，即1～2 m3/(d·m)，并據(jù)此構(gòu)建了3 類煤層氣合采產(chǎn)能模式[79](圖5)，劃分出4 種代表不同產(chǎn)能潛力的合采產(chǎn)層組合類型，最終提出一套集合采產(chǎn)層組合遞階優(yōu)選、排采水源與干擾程度判識、開發(fā)方案優(yōu)化調(diào)整的疊置煤層氣系統(tǒng)開發(fā)綜合評價流程[69](圖6)。

圖4 沁水盆地煤層氣合層排采產(chǎn)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(chǎn)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(tǒng)產(chǎn)層組合與開發(fā)優(yōu)化設(shè)計流程[69]Fig.6 Production layer combination and development optimization process of stacked CBM systems[69]

關(guān)于煤層氣合采現(xiàn)象與有利開發(fā)層段的南、北區(qū)域?qū)Ρ戎档藐P(guān)注：華北地區(qū)太原組沉積期受海侵影響，煤層頂板發(fā)育灰?guī)r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(shù)地區(qū)水動力條件與供液能力較強，排采過程中易接受灰?guī)r水補給[95]，導致太原組開發(fā)效果整體不佳，有利開發(fā)層段主要位于上部煤組(山西組)；而黔西地區(qū)喀斯特巖溶地貌發(fā)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?zhí)督M上段)形成于晚二疊世強烈海侵期，灰?guī)r發(fā)育，且毗鄰P-T 不整合面，造成織金區(qū)塊上部煤組開發(fā)容易出現(xiàn)高產(chǎn)水現(xiàn)象，表層水干擾嚴重，有利開發(fā)層段主要位于中下部煤組(龍?zhí)督M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(zhì)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(xù)性排水降壓容易造成上部煤層裸露，裸露煤層由于應(yīng)力敏感，進而引發(fā)儲層傷害，導致滲透率降低，產(chǎn)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(xiàn)協(xié)調(diào)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(yīng)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(chǎn)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(chǎn)水、產(chǎn)氣能力。可在套壓降至0.5 MPa 后主動緩慢暴露上部煤層，上部煤層暴露后應(yīng)盡量避免套壓的激變[115]。

另一方面，合采產(chǎn)層由于儲層壓力與滲透能力的差異，造成流體產(chǎn)出速率與壓降傳播速率不一致，容易引起速敏效應(yīng)與大量煤粉產(chǎn)出，造成高流速儲層的滲透性損傷。要避免速敏，應(yīng)該根據(jù)高滲儲層制定合理的排采制度。同樣，應(yīng)力敏感在這種情況下也會發(fā)生，高滲儲層流體產(chǎn)出較快，傾向于發(fā)生比較嚴重的應(yīng)力敏感，造成其滲透率降低，削弱其產(chǎn)氣能力。根據(jù)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(jié)合各煤層自身特點(煤厚、頂?shù)装鍘r性及厚度、力學性質(zhì)、地應(yīng)力狀態(tài)等)實現(xiàn)壓裂規(guī)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(tǒng)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(yīng)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(yīng)盡量遵守連續(xù)緩慢的基本原則，減少停井修井次數(shù)，控制液面穩(wěn)定下降與套壓波動幅度，保障順暢、平穩(wěn)、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(xiàn)出一定適應(yīng)性，甚至會造成短時期內(nèi)產(chǎn)量提升，可能與解堵效應(yīng)有關(guān)?；诤喜僧a(chǎn)層組合與層間非均質(zhì)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(yōu)化、智能化軟件系統(tǒng)研發(fā)是未來煤層氣工程領(lǐng)域需要重點攻克的難題。鄭力會等[120]研發(fā)多儲層產(chǎn)量傷害物理模擬系統(tǒng)，使用合采流量代替滲透率作為評價儲層傷害的依據(jù)，在臨興區(qū)塊鉆井液優(yōu)化方面取得應(yīng)用成效。

2 結(jié) 論

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

b.具體而言，流體壓力/動力系統(tǒng)與滲透性是影響煤層氣合采兼容性最關(guān)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(tǒng)非均質(zhì)性降低，有利于煤層氣乃至煤系氣合采；黔西-滇東地區(qū)發(fā)育薄-中厚煤層群且構(gòu)造煤發(fā)育，合采煤層的最大層間跨度、累計煤厚及煤體結(jié)構(gòu)受到更多關(guān)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(qū)塊開發(fā)上部煤組容易受表層水干擾，宜優(yōu)先開發(fā)中、下部煤組。

c.疊置含氣系統(tǒng)是重要的理論成果和實踐基礎(chǔ)，儲層傷害問題也需要高度重視。煤層氣合采地質(zhì)研究應(yīng)進一步強化成藏能量分配、開發(fā)能量傳遞與衰減序列、流體能量干擾判識、煤系氣共生關(guān)系與聚集系統(tǒng)、共采兼容性評價(滲流力學、巖石力學)方法、選區(qū)選層量化預測技術(shù)及有序開發(fā)模式等方面的基礎(chǔ)研究與工程實踐。加強產(chǎn)能分析、物理模擬、數(shù)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(xié)同應(yīng)用，尤其應(yīng)重視并充分發(fā)揮數(shù)值模擬技術(shù)在選區(qū)選層與開發(fā)方案設(shè)計中的重要作用。進一步深化構(gòu)建合采流體干擾理論數(shù)學模型與復合儲層協(xié)同改造巖石力學方法體系，豐富多煤層煤層氣成藏與開發(fā)地質(zhì)理論，為推動我國煤層氣產(chǎn)業(yè)加速發(fā)展提供地質(zhì)保障。