山地煤層氣勘探創(chuàng)新實(shí)踐及有效開采關(guān)鍵技術(shù)
——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(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院

0 引言

近30多年前，煤層氣如同現(xiàn)在的頁巖氣一樣，給予了我國油氣工業(yè)很大的希望。然而經(jīng)過近30年的評價(jià)研究與持續(xù)實(shí)踐探索，我國至今仍然未能形成煤層氣工業(yè)化大產(chǎn)業(yè)的理論技術(shù)體系，也沒能實(shí)現(xiàn)大規(guī)模的產(chǎn)量突破，2021年包括煤礦抽排氣在內(nèi)的煤層氣總產(chǎn)量僅為104.7×108m3，較之于頁巖氣開發(fā)不到10年的發(fā)展時間便達(dá)到年產(chǎn)量200×108m3的良好形勢[1]，存在著較大的差距。面對煤層氣發(fā)展持續(xù)滯后的局面，“十三五”期間國家開始對煤層氣產(chǎn)業(yè)加大投入并且取得了明顯的成績，發(fā)現(xiàn)了多個大型煤層氣田，新建了具有規(guī)模產(chǎn)能的煤層氣田，低煤階煤層氣和深層煤層氣也實(shí)現(xiàn)了小規(guī)模的生產(chǎn)勘探突破。2020年中國煤層氣鉆井?dāng)?shù)達(dá)到888口，較2016 年增長了3.8倍，5年產(chǎn)量增長了29.33%[2-3]。在實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰碳中和”戰(zhàn)略目標(biāo)的背景下，我國煤層氣必將迎來新一輪的戰(zhàn)略發(fā)展機(jī)遇期。因此，我們要堅(jiān)定煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的信心。針對我國不同地區(qū)各具特色的煤層氣地質(zhì)工程條件及其呈現(xiàn)出的有效開采技術(shù)難題，實(shí)現(xiàn)煤層氣勘探開發(fā)理論與技術(shù)新突破并形成經(jīng)濟(jì)適用的開采技術(shù)已成為當(dāng)務(wù)之急。

目前，我國煤層氣產(chǎn)量主要集中在沁水盆地，2019 年沁水盆地煤層氣產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的71%，其次為鄂爾多斯盆地（占24%）[3]。據(jù)中國石油天然氣集團(tuán)有限公司“十三五”油氣資源評價(jià)結(jié)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(qū)。另外，川南—黔北也是我國煤層氣資源比較豐富的地區(qū)之一，煤層氣分布面積約為 1.74×104km2、資源量達(dá) 9 615×108m3，具備煤層氣大產(chǎn)業(yè)化的資源優(yōu)勢。鑒于川高參1井獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流，預(yù)測川南—黔北地區(qū)將有可能成為我國煤層氣新的增量區(qū)。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(xù)不斷地對川南地區(qū)上二疊統(tǒng)煤層氣進(jìn)行探索勘探開發(fā)實(shí)踐，目前已在川南筠連地區(qū)建成了山地煤層氣生產(chǎn)基地，2021年煤層氣產(chǎn)量達(dá)到了1.25×108m3。這標(biāo)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(chǎn)業(yè)基地，同時也成為中國南方首個具有商業(yè)開發(fā)價(jià)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(fā)進(jìn)展、總結(jié)該區(qū)10余年的煤層氣勘探開發(fā)實(shí)踐歷程，系統(tǒng)歸納了所形成的山地煤層氣地質(zhì)成藏勘探理論和開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，以期有助于煤層氣盡快成為中國天然氣產(chǎn)量增長的重要支撐點(diǎn)之一。

1 山地煤層氣勘探開發(fā)概況與基本認(rèn)識

2010年之前，以川南筠連為核心的云貴川交界烏蒙片區(qū)，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(shù)幾個煤礦的煤炭開采坑道進(jìn)行過煤礦瓦斯抽排，在古藺大村進(jìn)行過3口井的煤層氣評價(jià)試驗(yàn)。浙江油田在2009年7月取得滇黔北油氣勘查礦權(quán)之后，進(jìn)行了系統(tǒng)的構(gòu)造地質(zhì)與油氣地質(zhì)調(diào)查，以烴源巖層評價(jià)、成儲成藏與保存條件為核心進(jìn)行非常規(guī)天然氣研究與多目標(biāo)層系的立體勘探，2011年實(shí)現(xiàn)了沐愛YL1井二疊系樂平組（龍?zhí)督M）煤層氣試驗(yàn)產(chǎn)能突破，2012年進(jìn)行筠連沐愛煤層氣開采先導(dǎo)試驗(yàn)，2013年開展沐愛煤層氣勘探開發(fā)一體化產(chǎn)能建設(shè)及昭通國家級頁巖氣示范區(qū)的煤層氣勘探評價(jià)，2016年提交沐愛產(chǎn)建區(qū)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(chǎn)量達(dá)到1×108m3，至2021年已經(jīng)連續(xù)5年實(shí)現(xiàn)煤層氣年產(chǎn)量1×108m3以上穩(wěn)產(chǎn)。川南筠連煤層氣勘探開發(fā)歷程分為 以下4個階段。

1）山地頁巖氣勘探評價(jià)發(fā)現(xiàn)階段 （2009年3月—2012年1月）： 2009年3月開始了地面構(gòu)造地質(zhì)調(diào)查、二維地震勘探普查、淺層地質(zhì)鉆井與甜點(diǎn)評價(jià)、井位部署研究，2010年在筠連沐愛實(shí)施下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣YZ104評價(jià)井鉆探，在鉆遇二疊系樂平組煤系地層時首次發(fā)現(xiàn)氣測顯示強(qiáng)烈，全烴含量高達(dá)64.29%，平均升高倍數(shù)達(dá)35.5倍，由此認(rèn)為有必要對樂平煤層氣資源進(jìn)行勘探評價(jià)。遂于2011年初啟動煤層氣專項(xiàng)鉆探——YZ105井和YL1井2口煤層氣評價(jià)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(guī)律調(diào)研，對煤層滲透率和煤層氣井的產(chǎn)量進(jìn)行預(yù)測評價(jià)，綜合評價(jià)筠連地區(qū)煤層氣資源可能具備較好的勘探開發(fā)前景。為此優(yōu)選了YL1井的C7號潛力層段于同年8月進(jìn)行壓裂試氣并下泵投產(chǎn)，采取井底壓力計(jì)連續(xù)監(jiān)測井底流動壓力遠(yuǎn)程監(jiān)測和“連續(xù)、平穩(wěn)、控壓、緩慢、長期”精細(xì)排采技術(shù)，排采3個月后產(chǎn)氣量達(dá)到1 000 m3/d，并實(shí)現(xiàn)1 500 m3/d長期穩(wěn)定生產(chǎn)，目前該井已累計(jì)生產(chǎn)煤層氣近500×104m3。由此實(shí)現(xiàn)了山地煤層氣的勘探突破，既印證了前期的勘探評價(jià)判斷，又打破了“南方煤層氣勘探禁區(qū)”的魔咒，自此拉開了浙江油田在川南筠連地區(qū)煤層氣勘探開發(fā)的序幕。

2）甜點(diǎn)評價(jià)優(yōu)選和產(chǎn)能先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2012年2月—2013年2月）：鑒于YL1井精細(xì)排采所展示出的良好產(chǎn)氣前景，2012年開始在云貴川烏蒙山區(qū)系統(tǒng)部署樂平組煤層氣的勘探評價(jià)工作，基于超過200 km二維地震和三維地震勘探資料，以及數(shù)十口煤層氣評價(jià)井，對樂平組煤層氣進(jìn)行了整體評價(jià)。評價(jià)落實(shí)筠連地區(qū)具有煤層連續(xù)穩(wěn)定分布、煤層厚度大、含氣量高和灰分含量較低的資源優(yōu)勢，煤層氣試采參數(shù)顯示出煤層的解吸壓力高、臨儲比高、產(chǎn)氣效果好的特征，優(yōu)選出了筠連沐愛區(qū)帶作為煤層氣開發(fā)的“甜點(diǎn)”區(qū)。依照滾動勘探開發(fā)的原則，優(yōu)先在“甜點(diǎn)”區(qū)內(nèi)部署了多個先導(dǎo)試驗(yàn)叢式井組，并進(jìn)行了含6個裸眼魚刺分支的水平井組產(chǎn)能先導(dǎo)試采試驗(yàn)。采用C2+3號和C7+8號煤層分壓合采的方式進(jìn)行試采，試采初期顯示其產(chǎn)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(shù)值模擬預(yù)測大部分井具有2 100～2 200 m3/d的產(chǎn)氣潛力。截至目前，該批先導(dǎo)試驗(yàn)井經(jīng)長達(dá)9年時間的生產(chǎn)，穩(wěn)定產(chǎn)氣量突破2 000 m3/d的井?dāng)?shù)占比達(dá)到先導(dǎo)試驗(yàn)總井?dāng)?shù)的50%，穩(wěn)定產(chǎn)量在1 000 m3/d以上的井占比達(dá)80%，充分證實(shí)了沐愛區(qū)帶樂平組煤層氣的開發(fā)潛力。同時深化了煤層氣成藏賦存與氣藏地質(zhì)認(rèn)識，落實(shí)煤層氣井的產(chǎn)氣潛力，摸索形成配套的煤層氣有效開發(fā)技術(shù)系列，為規(guī)模化建產(chǎn)落實(shí)了資源基礎(chǔ)、儲備了開采技術(shù)。

3）一體化產(chǎn)能建設(shè)階段（2013年3月—2016年7月）：在沐愛區(qū)帶煤層氣先導(dǎo)試驗(yàn)初步見效的基礎(chǔ)上，浙江油田于2013年3月申報(bào)獲批了筠連山地煤層氣勘探開發(fā)一體化方案。該方案設(shè)計(jì)產(chǎn)建區(qū)集中在筠連沐愛、武德地區(qū)，采用梅花形和矩形井網(wǎng)、井距為270～300 m的成熟叢式井組。2013年4月開始現(xiàn)場實(shí)施平臺工廠化高效鉆井壓裂，2016年7月完成全部產(chǎn)建工作量，鉆井總數(shù)超過300口，2015年當(dāng)年實(shí)現(xiàn)煤層氣年產(chǎn)氣量5 000×104m3。與此同時，按照“氣田開發(fā)與區(qū)域勘探并舉、勘探開發(fā)一體化”的原則，分層次有序推進(jìn)勘探評價(jià)工作：①補(bǔ)充完善沐愛建產(chǎn)區(qū)的煤層氣參數(shù)，加深地質(zhì)認(rèn)識，控制和降低產(chǎn)能建設(shè)風(fēng)險(xiǎn)；②進(jìn)一步落實(shí)建產(chǎn)區(qū)周邊地區(qū)的煤層氣地質(zhì)條件，為下一步擴(kuò)大產(chǎn)建范圍做好準(zhǔn)備；③探索評價(jià)外圍煤層氣的資源潛力，尋找新的煤層氣“甜點(diǎn)”區(qū)。

4）煤層氣田開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)階段（2016年8月至今）：在前期沐愛區(qū)帶煤層氣一體化產(chǎn)能建設(shè)取得成功的基礎(chǔ)上，2016年8月組織編制完成并獲批了筠連區(qū)塊煤層氣開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)方案。截至目前，云貴川烏蒙片區(qū)煤層氣勘探開發(fā)先后實(shí)施鉆井460余口，投產(chǎn)試采井450余口，日產(chǎn)氣量超35×104m3，單井平均日產(chǎn)氣量約850 m3。通過創(chuàng)新實(shí)踐，探索形成了構(gòu)造運(yùn)動強(qiáng)改造型山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)，地面地下一體化部署與滾動優(yōu)化設(shè)計(jì)實(shí)施技術(shù)，工廠化優(yōu)快高效鉆井壓裂技術(shù)，低滲透薄煤層體積壓裂改造技術(shù)，遠(yuǎn)程監(jiān)控智能化精細(xì)排采技術(shù)，山地煤層氣連續(xù)生產(chǎn)綜合管理技術(shù)，山地煤層氣經(jīng)濟(jì)實(shí)用美觀、數(shù)字標(biāo)準(zhǔn)化井場建設(shè)技術(shù)等獨(dú)具特色的山地煤層氣開發(fā)配套技術(shù)系列，建成了中國南方首個商業(yè)性開采煤層氣田和山地煤層氣生產(chǎn)基地，為南方山地煤層氣勘探評價(jià)和規(guī)模開發(fā)點(diǎn)亮了指路明燈，創(chuàng)建了南方煤層氣示范工程。

2 川南山地煤層氣成藏地質(zhì)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(qū)構(gòu)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(gòu)造和同沉積構(gòu)造兩種特征。繼承性構(gòu)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(gòu)造主要受到峨眉山地幔柱活動的影響，表現(xiàn)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(qū)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(fā)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(yōu)勢，成煤植物群落是以石松類為優(yōu)勢植物的沼澤群落[6]。此時上揚(yáng)子內(nèi)克拉通盆地內(nèi)廣泛發(fā)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(nèi)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(xù)抬升的康滇高地。

圖1 云貴川烏蒙片區(qū)長興期上揚(yáng)子克拉通構(gòu)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(qū)發(fā)育為沖積扇沉積，向東側(cè)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(fā)育以曲流河和網(wǎng)狀河為主的沖積平原環(huán)境，黔西后發(fā)育成三角洲，而在三角洲之間和三角洲外側(cè)則發(fā)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(gòu)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(qū)發(fā)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(huán)境中。樂平組沉積晚期海平面下降之后，長興期接著發(fā)生海平面大幅度抬升、海水大規(guī)模侵入，云貴川烏蒙片區(qū)古地理面貌也隨海侵發(fā)生改變，各古地理單元界線向陸地方向移動，當(dāng)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(qū)也向滇東延伸，碳酸鹽臺地向西擴(kuò)展到重慶、貴陽以西地區(qū)。長興期在大規(guī)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(fù)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(tǒng)從老到新可以劃分為陸相宣威組、海陸過渡相龍?zhí)督M、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(fā)育礫巖、砂質(zhì)礫巖、鋁土巖或鋁土質(zhì)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?zhí)督M以海陸過渡相為主，在滇東北及川南地區(qū)可為陸相環(huán)境，為宣威組中、下段同期異相地層。龍?zhí)督M一般厚度介于50～280 m，巖性包括礫巖、砂巖、泥質(zhì)巖、煤層或薄層石灰?guī)r，底部通常不整合覆于基底峨眉山玄武巖或中二疊統(tǒng)茅口組石灰?guī)r之上，頂部與長興組呈整合接觸，含煤1～30層。龍?zhí)督M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(dāng)。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(dāng)，分布于滇東北鎮(zhèn)雄、威信一帶以東，頂部與下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)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?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r、泥質(zhì)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(tǒng)含煤巖系可基于海相標(biāo)志層、火山灰蝕變層和煤層進(jìn)行綜合對比，長期以來的煤田勘探工作已經(jīng)建立了翔實(shí)可靠的地層對比框架。黔西地區(qū)上二疊統(tǒng)含煤巖系中廣泛發(fā)育14層穩(wěn)定分布的海相沉積層，包括石灰?guī)r與含海相動物化石的泥質(zhì)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(xué)和物理性質(zhì)，易于對比識別，是區(qū)域地層對比的重要標(biāo)志層。此外，上二疊統(tǒng)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(xiàn)為煤層或煤系中的高嶺石夾矸，或表現(xiàn)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(fā)事件的產(chǎn)物具有良好的等時性。由于含煤巖系發(fā)育于黔北川南隆起帶之上均一沉降的穩(wěn)定內(nèi)克拉通盆地，寬緩的陸架使得三角洲—潮坪聚煤環(huán)境廣泛分布。因此具有煤層數(shù)量多、單層厚度相對較?。ㄒ话悴怀^3 m）、煤層大范圍橫向連續(xù)展布的特點(diǎn)。研究結(jié)果表明，川南筠連、珙長、敘永、芙蓉地區(qū)的C7～C8號煤層，能夠較好地與興文地區(qū)C11號煤層、可樂向斜M11～M15號煤層、大方地區(qū)C6a～C6b號煤層、鹽津地區(qū)C3～C5號煤層、鎮(zhèn)雄地區(qū)C4～C5b號煤層進(jìn)行對比（圖2）。

圖2 云貴川烏蒙片區(qū)上二疊統(tǒng)含煤巖系及標(biāo)志層對比示意圖

2.2.2 煤層特征

云貴川烏蒙片區(qū)上二疊統(tǒng)含煤巖系中共發(fā)育34層煤，其中單層厚度大于0.8 m的可采煤層共計(jì)14層，包括 C1、C2、C3、C4、C5、C7、C8、C13、C16、C18+19、C23、C25、C26、C27號煤層，這當(dāng)中又以 C1-2、C3、C7、C8、C25號煤層可采厚度較大、橫向連續(xù)性較好，尤其是C7、C8號煤層厚度最大且全區(qū)穩(wěn)定分布，為全區(qū)主采煤層。C1-2、C3號煤層在筠連—鹽津—彝良—赫章地區(qū)主要發(fā)育于宣威組上段，威信地區(qū)主要發(fā)育于長興組上段；C7、C8號煤層在筠連—威信—鎮(zhèn)雄—畢節(jié)—大方地區(qū)發(fā)育于龍?zhí)督M上段，珙縣—鹽津—彝良—赫章地區(qū)發(fā)育于宣威組中上段，C25號煤層發(fā)育于龍?zhí)督M底部。

川南地區(qū)主采煤層夾矸可達(dá)3層以上，夾矸厚度一般為數(shù)厘米，厚度變化和空間分布都具有一定的規(guī)律性，夾矸巖性多為泥巖和高嶺石泥巖，當(dāng)夾矸巖性變粗為砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)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(qū)主采煤層結(jié)構(gòu)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(qū)煤層結(jié)構(gòu)單一，僅在少數(shù)地區(qū)發(fā)育單層夾矸，夾矸巖性一般為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和碳質(zhì)泥巖。

烏蒙片區(qū)上二疊統(tǒng)可采煤層總厚度介于0.5～26.0 m，整體呈“東厚西薄”分布態(tài)勢，在東南部畢節(jié)—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(qū)、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(dá)11 m；可采煤層總厚度在芙蓉礦區(qū)東部、古敘礦區(qū)北部、滇東北石坎、馬河、鎮(zhèn)雄、星光向斜較薄，一般不足4 m；可采煤層總厚在其余地區(qū)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(jié)岔河、大方綠塘、筠連—芙蓉礦區(qū)、河壩向斜、廟壩—蒿壩向斜地區(qū)，總厚度通常大于6 m，最厚可達(dá)13 m；其余地區(qū)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(qū)煤層總厚度呈現(xiàn)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(qū)域?yàn)槊簩幼詈竦膮^(qū)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(fā)區(qū)煤層總厚度介于6～10 m。

圖3 云貴川烏蒙片區(qū)上二疊統(tǒng)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(chǎn)氣潛力評價(jià)

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(zhì)性強(qiáng)”等復(fù)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(dá)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(dá)4 m）；煤巖鏡質(zhì)體反射率介于2.63%～2.90%，屬高階演化的無煙煤；明亮煤體結(jié)構(gòu)，割理發(fā)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(zhì)量分?jǐn)?shù)），單井產(chǎn)水量低；煤巖灰分含量（Aad）變化大，介于10.60%～49.63%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)），含量值總體較高。

2.3.1 煤巖煤質(zhì)特征

依據(jù)巖石成分和結(jié)構(gòu)的不同，將川南筠連地區(qū)上二疊統(tǒng)主力煤層煤巖主要劃分為含泥煤巖、泥質(zhì)煤巖、灰煤巖、硅質(zhì)煤巖、膏質(zhì)煤巖及構(gòu)造角礫狀煤巖等6種類型。煤巖物質(zhì)主要由有機(jī)質(zhì)（有機(jī)組分）和無機(jī)質(zhì)（礦物質(zhì)）構(gòu)成。其中，有機(jī)組分作為煤的基本成分，是煤層氣的生氣母質(zhì)，也是影響煤層氣成分組成的首要因素[7]。筠連地區(qū)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(zhì)組、惰質(zhì)組和無機(jī)礦物質(zhì)組成，其中鏡質(zhì)組含量介于8.0%～92.7%、平均值為57.39%，惰質(zhì)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(jīng)歷高溫演化過程到達(dá)過成熟階段，其殼質(zhì)組由于已經(jīng)高溫分解消失而在鏡下已觀察不到[8-9]。無機(jī)礦物質(zhì)主要為硫化物和碳酸鹽類礦物，其次為黏土類礦物，礦物質(zhì)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(zhì)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(jìn)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(yè)分析主要包括煤的水分、灰分、揮發(fā)分的測定和固定碳含量的計(jì)算等4項(xiàng)內(nèi)容。水分和灰分可以反映煤中所含無機(jī)質(zhì)的數(shù)量，而揮發(fā)分和固定碳則可以初步表明煤中所含有機(jī)質(zhì)的數(shù)量與性質(zhì)[11-13]。對筠連地區(qū)煤巖樣品工業(yè)分析的結(jié)果表明，水分含量介于0.60% ～1.18%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，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(qū)C2+3號煤層灰分含量介于10.00%～35.00%，總體呈現(xiàn)平面上東高、西低和向斜含量低、背斜含量高的態(tài)勢；C7+8號煤層灰分含量介于6.00%～25.00%，總體呈現(xiàn)南北高、中部低和東西展布較穩(wěn)定的態(tài)勢。揮發(fā)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(jié)果對比發(fā)現(xiàn)，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(zhì)，其基質(zhì)孔隙最小可以達(dá)到分子級別。煤層甲烷在煤巖中主要以吸附狀態(tài)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(fā)育情況[14-18]。因此，搞清煤巖微觀孔隙發(fā)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(zhì)具有非常重要的意義?；谇叭藢γ簬r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(jìn)行了掃描電鏡測試，依據(jù)電鏡觀察結(jié)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(jù)本文參考文獻(xiàn)[24]，有修改）

1）植物組織孔可進(jìn)一步細(xì)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(xiàn)代植物所具有的組織結(jié)構(gòu)非常相似，總體上具有大小均一、排列整齊的特點(diǎn)，常被礦物充填和半充填。

2）氣孔主要發(fā)育在鏡質(zhì)組之上，分布不均勻，多呈單個出現(xiàn)，成氣作用較強(qiáng)的地方則呈成群且不規(guī)則狀出現(xiàn)。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(guī)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(fā)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(fēng)化而形成次生孔洞，大小及形狀極不規(guī)則（圖4-i）。在一定水介質(zhì)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?？祝▓D4-j）。

4）煤中礦物結(jié)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(qū)煤巖儲層割理及裂隙發(fā)育，從宏觀特征分析，割理系統(tǒng)有互相近于垂直的兩組，一組為延伸較遠(yuǎn)且較發(fā)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(tǒng)計(jì)結(jié)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(guī)模變小而加密，其變化趨勢為大型＜中型＜小型。割理形態(tài)主要為網(wǎng)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(qū)域構(gòu)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(qū)中部?；趻呙桦婄R進(jìn)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(fā)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(nèi)生割理（或稱收縮割理）和構(gòu)造割理（或稱外生割理）。其中，內(nèi)生割理是通過各種成煤物質(zhì)在覆水沼澤環(huán)境中腐敗、分解，進(jìn)而發(fā)生凝膠化作用，當(dāng)繼續(xù)沉積時在上部沉積物的靜壓下煤體失水、均勻收縮時產(chǎn)生內(nèi)應(yīng)力形成的。內(nèi)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(nèi)生割理主要發(fā)育于鏡質(zhì)組中，尤其是均質(zhì)鏡質(zhì)體。而構(gòu)造割理是成煤巖后受到一次或多次構(gòu)造應(yīng)力破壞而產(chǎn)生的割理，可出現(xiàn)在煤層的任何部分（圖5-b～f）。構(gòu)造裂隙一般成組出現(xiàn)（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(guī)油氣儲層，在研究其巖石物性特征時，常規(guī)的壓汞實(shí)驗(yàn)法很難達(dá)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(guān)系，相對于傳統(tǒng)的壓汞實(shí)驗(yàn)法，核磁共振技術(shù)測量巖石物性特征具有快速、準(zhǔn)確和無損害等優(yōu)勢[25]。采用核磁共振技術(shù)（NMR）對煤樣品的物理性質(zhì)特征進(jìn)行測試，核磁共振物性測試結(jié)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(fā)的重要地質(zhì)因素，割理發(fā)育程度與滲透率呈正比。沐愛向斜中部核心區(qū)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(qū)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(qū)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(diǎn)。其滲透率處于低滲透區(qū)域，具有較強(qiáng)的地應(yīng)力敏感，隨埋深增加和壓實(shí)作用強(qiáng)度增加，滲透率呈指數(shù)形式下降，原生裂縫對滲透率貢獻(xiàn)不大。

2.3.3 含氣性特征

對筠連煤層氣田評價(jià)井進(jìn)行了系統(tǒng)的煤巖含氣量測定。煤巖心樣品含氣量測試結(jié)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(qū)域展布有差異。筠連地區(qū)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(xiàn)東高西低的變化態(tài)勢，高值區(qū)主要分布在沐愛YL1核心區(qū)，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(xiàn)出東高西低的分布規(guī)律，高值區(qū)主要分布在沐愛YL1核心區(qū)，在核心區(qū)的西部以及北部有局部地區(qū)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(nèi)沁水盆地煤層氣商業(yè)開發(fā)區(qū)相比，筠連煤層氣田主力煤層含氣量與國內(nèi)煤層氣田高產(chǎn)區(qū)（如沁水盆地同樣為高煤階演化程度的潘莊區(qū)塊、樊莊井田、鄭莊區(qū)塊和大寧井區(qū)）的3號煤層較為接近[27]?？梢?，筠連地區(qū)含氣量情況較好，具有較好的煤層氣勘探開發(fā)前景。從氣體組分分析結(jié)果可知，主要為甲烷，含有少量乙烷、氮?dú)夂投趸?。其中甲烷含量占比介?6.25%～99.56%、平均值達(dá)95.72%。

2.3.4 溫壓特征

筠連煤層氣田為地溫正常區(qū)和欠正常壓力系統(tǒng)。實(shí)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(chǎn)氣潛力分類評價(jià)

筠連山地煤層氣田勘探開發(fā)實(shí)踐表明，煤層氣井產(chǎn)能由煤層氣儲層地質(zhì)、鉆壓工程、排采生產(chǎn)因素共同決定，其中儲層地質(zhì)是基礎(chǔ)、壓裂質(zhì)效是關(guān)鍵、排采管理是保障。儲層地質(zhì)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(gòu)造條件（斷層與封閉保存、構(gòu)造位置）和應(yīng)力因素（地應(yīng)力差、最大主應(yīng)力方向）；鉆壓工程因素包括鉆井質(zhì)量、壓裂工藝（壓裂規(guī)模和壓裂效果）。煤層氣地質(zhì)靜態(tài)條件的優(yōu)越與否，決定了煤層氣資源品質(zhì)和氣井產(chǎn)能。通過統(tǒng)計(jì)分析開發(fā)達(dá)產(chǎn)井的產(chǎn)氣量與各項(xiàng)靜態(tài)煤層氣地質(zhì)條件（參數(shù)）的關(guān)系，得出煤層含氣量、厚度、壓降速度與產(chǎn)量呈正相關(guān)、與地解壓差呈負(fù)相關(guān)的認(rèn)識。

通過總結(jié)煤層氣勘探評價(jià)探索與有效開發(fā)實(shí)踐，優(yōu)選煤巖單層厚度、密度、含氣量和灰分含量4個參數(shù)，對山地煤層氣儲層進(jìn)行勘探潛力分類評價(jià)，結(jié)果如表1所示。

表1 筠連山地煤層氣井勘探潛力評價(jià)結(jié)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(gòu)造殘留坳陷的沐愛復(fù)向斜構(gòu)造帶，有利成煤沉積環(huán)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(qū)及泛濫平原區(qū)的泥炭沼澤，屬于濱海浪控潮坪相煤巖。樂平組煤巖較發(fā)育，大體呈現(xiàn)西厚東薄、北厚南薄的態(tài)勢，平均總煤層厚度為7.2 m。在區(qū)域巖漿上拱熱變質(zhì)作用和三疊紀(jì)陸棚至前陸盆地—侏羅紀(jì)內(nèi)陸盆地巨厚沉積深埋作用的共同控制下，樂平組煤巖進(jìn)入高演化過成熟演化階段，熱裂解驅(qū)動使得煤巖干氣型的含氣量高。煤巖地層經(jīng)歷了早期的過成熟深埋與在更大區(qū)域范圍內(nèi)可因擠壓應(yīng)力作用形成碎裂煤，多期次的構(gòu)造運(yùn)動疊置改造（包括逆沖擠壓、擠扭走滑和隆升剝蝕），經(jīng)歷了煤層氣富集成藏、破壞調(diào)整和殘留賦存3個演化階段。目前的地腹構(gòu)造形態(tài)復(fù)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(chǎn)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(gòu)造—熱演化、構(gòu)造形跡、沉積環(huán)境和水文地質(zhì)條件，即“四元”控氣成藏。這些因素影響著煤層賦存、煤巖煤質(zhì)、含氣性、煤儲層物性、煤層頂?shù)装鍘r性、水動力、封蓋保存等條件和特征。

2.4.1.1 構(gòu)造—熱演化控氣成藏

盆地構(gòu)造—熱事件的發(fā)生時期、強(qiáng)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(qū)上二疊統(tǒng)含煤巖系經(jīng)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(qū)聚煤期后的初次構(gòu)造沉降期間（聚煤期—中三疊世末），煤層埋深增加并發(fā)生埋深變質(zhì)作用，變質(zhì)程度增高，該時期受區(qū)域巖漿熱變質(zhì)作用影響，對煤變質(zhì)程度及“疊加生烴”起到重要促進(jìn)作用。第一次構(gòu)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(yùn)移聚集[30]。當(dāng)盆地再次發(fā)生構(gòu)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(gòu)造抬升（早白堊世—始新世）較為強(qiáng)烈，中新生代的地層剝蝕明顯，樂平組地層主要?dú)埩粲谙蛐眳^(qū)，煤巖滲透率增大，斷層裂隙溝通地表，造成部分地區(qū)煤層氣大量散失。

筠連氣田南北兩側(cè)的煤礦露頭剝蝕區(qū)，存在著部分甲烷氣體逸散，靠近煤層剝蝕風(fēng)化帶—斜坡帶上傾部分生物降解帶導(dǎo)致噸煤含氣量低于8 m3/t，距離剝蝕區(qū)2.5 km以上的斜坡帶中部煤層氣井（飽和吸附帶）實(shí)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(chǎn)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(chǎn)井組L204、L101、L216多集中在向斜西翼構(gòu)造，斜坡帶也易形成井組面積降壓井網(wǎng)和區(qū)域降壓區(qū)。寬緩向斜構(gòu)造帶構(gòu)造平緩（地層傾角小于2°），氣井氣體解吸生產(chǎn)后的地層水的平面流動差，壓降漏斗的擴(kuò)散主要以氣層中上部為主，氣井生產(chǎn)表現(xiàn)為低產(chǎn)水和不產(chǎn)水的特點(diǎn)，間抽氣井生產(chǎn)以自給型為主。如L1202井組西翼的單斜構(gòu)造傾角為20°，背斜頂部的地層傾角小于5°，生產(chǎn)井構(gòu)造高差達(dá)到60 m，構(gòu)造高部位井具有地層壓力低、優(yōu)先解吸產(chǎn)出、見氣時間短的特點(diǎn)，而低部位的井原始地層壓力高，具有解吸較晚、見氣天數(shù)較長（173 d）的特點(diǎn)。從累計(jì)產(chǎn)水量的情況來看，構(gòu)造低部位井累計(jì)產(chǎn)水量較高，高部位生產(chǎn)井不產(chǎn)水或產(chǎn)水量少，不得不間抽生產(chǎn)，表現(xiàn)出高部位產(chǎn)氣、低部位產(chǎn)水的規(guī)律。

2.4.1.2 構(gòu)造形跡控氣成藏

構(gòu)造形跡對煤層氣成藏的控制作用較為復(fù)雜，包括構(gòu)造行跡及構(gòu)造行跡反映出的構(gòu)造應(yīng)力狀態(tài)對煤層氣成藏的影響[31]。云貴川烏蒙片區(qū)向斜構(gòu)造群煤層氣主要賦存于山地中，影響煤層氣富集的主要構(gòu)造包括褶皺構(gòu)造與斷裂構(gòu)造兩個方面。在擠壓應(yīng)力場作用下，局部強(qiáng)變形帶中可形成糜棱煤和碎料煤，不利于煤層氣開發(fā)，但其分布較為局限；在更大區(qū)域范圍內(nèi)可因擠壓應(yīng)力作業(yè)形成碎裂煤，是煤層氣勘采的有利區(qū)帶；拉張構(gòu)造應(yīng)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(qū)以向斜開闊、背斜緊閉的隔擋式褶皺構(gòu)造最為發(fā)育[34-36]，背斜核部往往抬升遭受剝蝕，處于強(qiáng)烈拉張狀態(tài)、斷裂發(fā)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(gòu)造裂隙發(fā)育，煤層滲透率增加。向斜構(gòu)造的兩翼與軸部中和面以上為擠壓應(yīng)力場，中和面以下處于拉張應(yīng)力場，而且由于該處煤層往往埋深較大，多產(chǎn)生少量開放性裂隙，釋放部分應(yīng)力形成相對低壓區(qū)。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(qū)[37]。當(dāng)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(qū)。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(qū)構(gòu)造樣式及上二疊統(tǒng)含煤地層含氣量分布圖

沐愛復(fù)向斜構(gòu)造帶煤層氣構(gòu)造地質(zhì)研究結(jié)果表明，當(dāng)斷層與地表水或其他地下水層（外來水）相溝通時，有可能導(dǎo)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(chǎn)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(chǎn)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(guān)系，當(dāng)斷層離井筒距離大于250 m后，產(chǎn)水量普遍較低。煤層氣生產(chǎn)過程中，煤巖層析出氣往往向高處或高滲區(qū)運(yùn)移（即發(fā)生竄位現(xiàn)象），從而使得同一井組的產(chǎn)氣量差異大。這與其所處的構(gòu)造部位和滲透性密切有關(guān)。筠連氣田構(gòu)造主應(yīng)力為NW—SE向，水力壓裂產(chǎn)生的人造裂縫展布應(yīng)盡可能平行最大主應(yīng)力方向（即呈NW—SE走向），即最大主應(yīng)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(qū)域最大主應(yīng)力方向一致的北西—南東方向。地應(yīng)力差與煤層滲透率呈負(fù)相關(guān)，煤巖埋深介于 400～800 m天然裂縫的滲透率低，可能原因?yàn)榇蟛糠痔烊涣芽p走向?yàn)镹E—SW向，而裂隙割理面法向力為NW—SE主應(yīng)力（擠壓應(yīng)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(fēng)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(fù)式向斜的兩翼，或發(fā)育在單斜構(gòu)造的背景中，一般背斜幅度小、兩翼產(chǎn)狀緩、裂隙不甚發(fā)育，煤層作為烴源巖，生成的氣體向上部運(yùn)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(yīng)力場，為低壓區(qū)，中和面以下為擠壓應(yīng)力場，為高壓區(qū)[39]。向斜軸部，為地層沉降幅度最大的區(qū)域，構(gòu)造活動穩(wěn)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(gòu)造高點(diǎn)運(yùn)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(qū)（圖6-b）。

斷裂構(gòu)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(zhì)及規(guī)模有關(guān)。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(gòu)造應(yīng)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(yùn)移和解吸，導(dǎo)致開發(fā)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(gòu)造應(yīng)力釋放帶，煤儲層壓力降低，含氣量急劇下降；斷層面兩側(cè)一般可形成對稱條帶狀構(gòu)造應(yīng)力高壓區(qū)，煤層氣甲烷含量相對升高。張性斷裂往往成為煤層氣運(yùn)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(guī)模也是影響煤層氣富集與保存的重要因素，規(guī)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(fā)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(qū)發(fā)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(huán)境控氣成藏

沉積控氣主要表現(xiàn)在沉積環(huán)境對煤層厚度，煤層層數(shù)，煤層穩(wěn)定性，煤巖煤質(zhì)以及煤層頂、底板巖性等的綜合影響[43]，進(jìn)而控制著煤層氣的資源潛力、儲集條件與保存條件。沉積環(huán)境影響著煤巖性質(zhì)，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(huán)境煤層厚度大，海相沉積環(huán)境對應(yīng)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(huán)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(huán)境，隨著煤層發(fā)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(qū)上二疊統(tǒng)沉積環(huán)境與含氣量關(guān)系圖

筠連煤層氣田樂平組C7+8號煤層為主產(chǎn)層，區(qū)域連續(xù)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?。ń橛?.5～5.0 m）。排采井開發(fā)結(jié)果表明，單井的煤層厚度和日產(chǎn)氣量具有明顯的正相關(guān)關(guān)系，日產(chǎn)氣量隨著煤層厚度的增加呈現(xiàn)上升趨勢。沐愛向斜中部為產(chǎn)氣量較高的區(qū)域，投產(chǎn)后見氣時間短，具有高臨儲比及高產(chǎn)氣量的特點(diǎn)。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(chǎn)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(chǎn)，控壓提產(chǎn)期流壓降幅為10～15 kPa/d，后期采取控壓提產(chǎn)進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期后井組平均單井日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在2 400 m3（表2），目前生產(chǎn)5年以上產(chǎn)量未遞減。復(fù)向斜西部平均臨儲比為0.71，具有中低日產(chǎn)氣量的特點(diǎn)。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(chǎn)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(chǎn)，單井日產(chǎn)氣量平均為210 m3（表2），具有見氣時間長、臨儲比低、單井日產(chǎn)氣量低的特點(diǎn)。

表2 筠連山地煤層氣井臨儲比及平均單井日產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)表

2.4.1.4 水文地質(zhì)控氣成藏

殘留構(gòu)造坳陷沐愛復(fù)向斜區(qū)的水文地質(zhì)條件對山地煤層氣的控氣作用包括水力運(yùn)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(qū)、滯流水區(qū)有利于煤層氣的富集成藏。水力運(yùn)移逸散作用常見于斷層發(fā)育區(qū)[44]，導(dǎo)水?dāng)鄬涌蓽贤簩优c含水層，若含水層富水性、水動力強(qiáng)且與煤層水力聯(lián)系較好，則煤層氣可隨地下水運(yùn)動而運(yùn)移或逸散。水力封閉控氣作用一般發(fā)生于導(dǎo)水?dāng)嗔巡话l(fā)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(zhì)的隔水?dāng)鄬印ＫΨ舛伦饔贸Ｒ娪诓粚ΨQ向斜或單斜中，一般情況下煤層氣從深部高壓區(qū)向淺部低壓區(qū)滲流，當(dāng)煤層及圍巖含水層地下水流向與煤層氣運(yùn)移方向相反時，地下水的流動可以阻礙煤層氣向淺部的運(yùn)移，從而導(dǎo)致滯流水區(qū)煤層氣聚集。筠連沐愛復(fù)向斜區(qū)的構(gòu)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(qū)域，其水動力條件沿水流方向可細(xì)分為補(bǔ)給區(qū)、強(qiáng)徑流區(qū)、弱徑流區(qū)和滯流區(qū)（YL5、YL19井區(qū)）。補(bǔ)給區(qū)和強(qiáng)徑流區(qū)徑流條件強(qiáng)，礦化度相對較低，煤巖含氣性差；弱徑流區(qū)徑流條件弱，礦化度相對較高，含氣性中等；滯流區(qū)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(qū)—滯流區(qū)含氣量較高（介于14～18 m3/t），靠近隆起區(qū)為強(qiáng)徑流區(qū)，含氣量小于6 m3/t。由于向斜地層產(chǎn)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(jié)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(qū)域可形成側(cè)向水封堵，形成良好的保存環(huán)境。

地層水的化學(xué)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(qū)上二疊統(tǒng)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(qū)域巖性變化、地層埋深及構(gòu)造特征的變化而有所不同。筠連地區(qū)含煤巖系地下水補(bǔ)給來自南部向斜邊緣露頭以及西部與北部相對高水位區(qū)，滯留區(qū)分布于沐愛—騰達(dá)—維新以東的廣大地區(qū)，弱徑流區(qū)圍繞滯留區(qū)環(huán)狀分布，強(qiáng)徑流區(qū)主要分布于南部地層露頭處，局部排泄區(qū)位于礦區(qū)西部。滯流區(qū)—弱徑流區(qū)含氣量高于強(qiáng)徑流區(qū)與排泄區(qū)（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(qū)整體上呈現(xiàn)復(fù)背斜型構(gòu)造形態(tài)，煤層氣在良好的頂板封蓋條件下會順著煤層向上運(yùn)移，而盆地內(nèi)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(xù)沿著煤層下傾方向移動，而煤層氣順著煤層向上傾方向運(yùn)移，兩者運(yùn)移方向相反，使得煤層氣無法順層向上運(yùn)移。故地下水徑流在水力作用下可能對煤層氣產(chǎn)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(qū)圖

2.4.2 山地煤層氣成藏模式

基于復(fù)雜山地煤層氣“四元”控氣成藏理論，結(jié)合筠連地區(qū)主要由寬緩向斜組成的實(shí)際情況，總結(jié)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?。ㄐ∮?0°），含煤地層較為平緩，發(fā)育斷層少或發(fā)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(diǎn)。煤層頂板巖性對煤層氣封蓋有利，沉積環(huán)境為三角洲—潮坪沉積環(huán)境，區(qū)域性泥巖蓋層發(fā)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(bǔ)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(qū)，地下水徑流對煤層氣逸散產(chǎn)生水力封堵作用，向斜核部地區(qū)利于煤層氣富集成藏。筠連煤層氣核心勘探開發(fā)區(qū)內(nèi)煤層蓋層為致密的粉砂質(zhì)泥巖等碎屑巖，孔隙及裂隙弱發(fā)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(qū)，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(qū)發(fā)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(qiáng)徑流區(qū)，煤層水向下逐漸匯集至向斜軸部的滯流區(qū)。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(qū)地下水逐漸增多，煤儲層壓力相應(yīng)增大，形成承壓地下水區(qū)。加之，向斜核部的埋深大及壓應(yīng)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(fā)的重點(diǎn)區(qū)域。

3 山地煤層氣有效開采關(guān)鍵技術(shù)

針對云貴川烏蒙山復(fù)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(qū)通過10余年來的多輪煤層氣探索實(shí)踐，形成了山地煤層氣綜合勘探開發(fā)的五大技術(shù)系列：①構(gòu)造改造型山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)；②地面地下一體化部署與滾動優(yōu)化設(shè)計(jì)實(shí)施技術(shù)；③工廠化優(yōu)快高效鉆完井技術(shù)；④一體化體積壓裂設(shè)計(jì)與工藝技術(shù)；⑤以井底流壓控制為核心的遠(yuǎn)程數(shù)字智能化精細(xì)控壓排采技術(shù)。以下分述之。

3.1 構(gòu)造改造型山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)

煤層氣地質(zhì)資源分布的非均質(zhì)性較強(qiáng)，根據(jù)已有的勘查資料優(yōu)選出更具開發(fā)潛力的區(qū)塊是煤層氣資源開發(fā)的重要環(huán)節(jié)。許國明等[47]根據(jù)國內(nèi)外已有研究成果及勘探開發(fā)實(shí)踐，提出了適合云貴地區(qū)晚二疊世煤層氣資源及選區(qū)評價(jià)體系，體系參數(shù)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(jié)構(gòu)、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(fā)潛力進(jìn)行評價(jià)，確定了4個二級指標(biāo)——含氣豐度、封蓋性能、開采條件和產(chǎn)氣性能以及相應(yīng)的三級指標(biāo)，建立了高煤階煤層氣資源開發(fā)潛力評價(jià)指標(biāo)體系；吳財(cái)芳等[49]針對滇東黔西多煤層、高地應(yīng)力和構(gòu)造復(fù)雜等地質(zhì)特點(diǎn)，采用有利區(qū)、甜點(diǎn)區(qū)和甜點(diǎn)段“層次—遞階優(yōu)選”的方法，建立了煤層氣地質(zhì)選區(qū)指標(biāo)體系。

本研究在層次—遞階優(yōu)選方法基礎(chǔ)上，形成了構(gòu)造改造型山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)，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(qū)山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)流程示意圖

第一步，在研究區(qū)各含煤向斜/礦區(qū)中通過煤層氣資源量和資源豐度進(jìn)行有利區(qū)的優(yōu)選，優(yōu)選出有利于煤層氣開發(fā)的向斜/礦區(qū)，將同時滿足下述4個條件的向斜區(qū)確定為有利區(qū)——煤層氣地質(zhì)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(zhì)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(yōu)選的有利向斜區(qū)，根據(jù)相關(guān)地質(zhì)參數(shù)的優(yōu)劣選取煤層氣甜點(diǎn)區(qū)，結(jié)合研究區(qū)的基本地質(zhì)情況，參考煤層氣的源儲保及開發(fā)參數(shù)，提出了包括反映資源條件、儲集保存條件和開發(fā)條件的8項(xiàng)因素，充分考慮單層煤厚、含氣量、構(gòu)造和開發(fā)對煤層氣選區(qū)的影響。主采煤層總厚和煤層含氣量反映研究區(qū)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(jié)構(gòu)、煤儲層滲透率、臨界解吸壓力和含氣飽和度反映開發(fā)條件。運(yùn)用層次模糊數(shù)學(xué)法進(jìn)行綜合計(jì)算，選擇綜合計(jì)算分值大于0.7的區(qū)域進(jìn)行檢驗(yàn)，檢驗(yàn)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(diǎn)區(qū)，通過關(guān)鍵指標(biāo)（單層煤的厚度、含氣量）和參考指標(biāo)（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(fā)的煤層或煤層組。在此階段首先考慮關(guān)鍵指標(biāo)，選取煤層厚度大、含氣量高的煤層，其次考慮參考指標(biāo)，參考指標(biāo)數(shù)值越大煤層勘探開發(fā)潛力越大。

對筠連地區(qū)所有統(tǒng)計(jì)的鉆井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行分值加權(quán)計(jì)算，以0.7分為界線，將大于0.7分的區(qū)域確定為甜點(diǎn)區(qū)，將大于0.8分的區(qū)域確定為Ⅰ類甜點(diǎn)區(qū)，0.7～0.8分的區(qū)域確定為Ⅱ類甜點(diǎn)區(qū)。筠連地區(qū)中部的甜點(diǎn)區(qū)位于騰達(dá)鎮(zhèn)南部、沐愛鎮(zhèn)和樂義鄉(xiāng)之間，面積約198.70 km2，煤層氣地質(zhì)資源量為345.04×108m3。其中維新鎮(zhèn)、沐愛鎮(zhèn)所在區(qū)域加權(quán)分值最高，為Ⅰ類甜點(diǎn)區(qū)，面積為48.89 km2，煤層氣地質(zhì)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(zhì)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(qū)域構(gòu)造簡單，無或少有斷層，煤體結(jié)構(gòu)為原生—碎裂結(jié)構(gòu)，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(fā)。甜點(diǎn)區(qū)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(yōu)化設(shè)計(jì)實(shí)施技術(shù)

煤層氣井部署優(yōu)化是煤層氣高效開發(fā)的重要環(huán)節(jié)。井位部署的合理與否，不僅關(guān)系到煤層氣產(chǎn)量的大小，而且還直接影響到煤層氣開發(fā)項(xiàng)目的成敗。科學(xué)、合理、有效的煤層氣井位部署應(yīng)以提高煤層氣采收率、采氣速度、穩(wěn)產(chǎn)年限以及經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)，充分考慮研究區(qū)的地質(zhì)及地理因素。筠連地區(qū)井位部署優(yōu)化始終堅(jiān)持以提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)，優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計(jì)，圍繞LNG站和地面集輸管線，進(jìn)行一體化開發(fā)部署；優(yōu)先選擇地質(zhì)甜點(diǎn)區(qū)，考慮構(gòu)造及沉積的主控因素，兼顧區(qū)域產(chǎn)能和單井產(chǎn)量，確保排水降壓能形成面積降壓加速解吸產(chǎn)氣；合理設(shè)計(jì)開發(fā)井網(wǎng)井型，利用老井場采用水平井、大井組動用優(yōu)質(zhì)儲量。從影響產(chǎn)能的主控因素出發(fā)，鞏固、提升已建區(qū)排采效果，優(yōu)化產(chǎn)能方案，盡可能地提高研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲量動用率，形成大區(qū)域面積降壓格局，提升單井產(chǎn)量，追求良好的經(jīng)濟(jì)效益。

3.2.1 優(yōu)勢構(gòu)造樣式井位部署

川南地區(qū)含煤地層受多期構(gòu)造運(yùn)動影響，斷層及褶皺發(fā)育，構(gòu)造擠壓嚴(yán)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(gòu)造寬緩、煤層穩(wěn)定展布、埋深適中，并且寬緩向斜易形成水動力弱徑流區(qū)與滯流區(qū)，水文環(huán)境穩(wěn)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(yīng)重點(diǎn)考慮寬緩向斜構(gòu)造低點(diǎn)。此外，還有位于大型寬緩復(fù)式向斜兩翼的次級背斜，因其兩翼產(chǎn)狀緩，裂隙不甚發(fā)育，生成的氣體向上部運(yùn)移，在次級背斜構(gòu)造軸部易形成煤層氣的富集區(qū)。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(yùn)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(dāng)考慮此類區(qū)域。

川南地區(qū)上二疊統(tǒng)含煤地層中斷層相對發(fā)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(qū)斷層分布整體呈現(xiàn)南北多中部較少的特點(diǎn)，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(yīng)盡量避開斷層區(qū)域或保持距離，離斷層近的井需控制壓裂規(guī)模，防止壓竄。新井完鉆后及時進(jìn)行精細(xì)小層對比，井震結(jié)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(xué)依據(jù)。

3.2.2 優(yōu)勢沉積環(huán)境井位部署

烏蒙山地區(qū)上二疊統(tǒng)發(fā)育從陸到海完整的沉積相帶，海平面變化對聚煤環(huán)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(huán)境明顯的影響，垂向上也表現(xiàn)出多個重復(fù)疊置的含氣單元。潟湖—潮坪沉積體系中，煤層主要發(fā)育于潮坪或潮上坪環(huán)境，煤層薄但連續(xù)好，頂、底板往往為沼澤相或潮坪相泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，有利于煤層氣的富集。三角洲沉積體系中煤層主要發(fā)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(fā)育不穩(wěn)定，并且頂、底板為細(xì)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(huán)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(yōu)勢井型選擇

川南地區(qū)煤層發(fā)育具有“層數(shù)多、厚度薄、成群分布”的特點(diǎn)，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(jīng)濟(jì)可行性差，而分段壓裂水平井開發(fā)方式占地面積小、抽采效率高、施工風(fēng)險(xiǎn)低，叢式井可同時開采多煤層也能彌補(bǔ)水平井的開采盲區(qū)。綜合該區(qū)復(fù)雜的地形條件、煤層發(fā)育特征、煤體結(jié)構(gòu)及開發(fā)部署要求，優(yōu)選出以分段壓裂水平井為主、叢式井為輔的開發(fā)方式。在筠連煤層氣開發(fā)試驗(yàn)井組部署優(yōu)化研究中，建立了大斜度井與水平井評價(jià)模型，用以分析對比開發(fā)過程中的效果。研究結(jié)果表明，較之于直井，大斜度井開發(fā)可提高產(chǎn)能2%～10%；而水平井生產(chǎn)則出現(xiàn)異常，產(chǎn)氣量偏低、滲透率下降明顯，推測有可能是出現(xiàn)了裂縫失效現(xiàn)象。考慮到壓裂改造范圍，建議大井組井距應(yīng)控制在200～250 m。在開發(fā)過程中，可以適當(dāng)提高裂縫間距，以提高產(chǎn)氣效果。

針對部分老井排采過程中已出現(xiàn)的遞減現(xiàn)象，開展了單井和區(qū)塊遞減規(guī)律研究，發(fā)現(xiàn)不同井位井控范圍差異較大，高產(chǎn)井均為產(chǎn)量雙曲線遞減，后期壓降漏斗持續(xù)擴(kuò)展，中低產(chǎn)井調(diào)和遞減為主，低產(chǎn)井存在指數(shù)遞減，井控面積有限，部分井存在著重復(fù)壓裂的條件。煤層需進(jìn)行大范圍壓裂，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增加滲透率。壓裂效果不僅控制改造區(qū)滲透率，還影響井控范圍，決定了單井產(chǎn)能和最終開發(fā)效果。此外，也需優(yōu)化泵注程序，提高注入砂量，以形成有效支撐。

3.3 工廠化優(yōu)快高效鉆完井技術(shù)

工廠化鉆井完井技術(shù)是指在同一地區(qū)集中布置大批相似井，使用大量標(biāo)準(zhǔn)化的裝備或服務(wù)，以生產(chǎn)或裝配流水線作業(yè)的方式進(jìn)行鉆井、完井的一種高效低成本作業(yè)模式。即采用“群式平臺布井，規(guī)模批量施工、整合共享資源、統(tǒng)一無縫管理”的方式，把鉆井中的鉆前工程建設(shè)、施工材料供應(yīng)、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(chǎn)工程、作業(yè)后勤保障和油氣井后期操作維護(hù)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(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的施工要求，以流水線方式，對多口井施工過程中的各個環(huán)節(jié)進(jìn)行批量化、無縫對接、連續(xù)施工作業(yè)，從而集約建設(shè)開發(fā)資源，提高施工作業(yè)時效、提高開發(fā)效率、降低施工作業(yè)和管理運(yùn)營成本。

工廠化鉆完井作業(yè)模式主要特點(diǎn)可歸納為以下幾個方面：①系統(tǒng)化，工廠化技術(shù)是一項(xiàng)把分散要素整合成整體要素的系統(tǒng)工程，不僅包括技術(shù)因素，還包括組織結(jié)構(gòu)、管理方法和手段等；②集成化，工廠化的核心是集成運(yùn)用各種知識、技術(shù)、技能、方法與工具，滿足或超越對施工和生產(chǎn)作業(yè)的要求與期望所開展的一系列作業(yè)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(jī)到第2口井打一開，節(jié)約固井等待時間；③流程化，移植工廠流水線作業(yè)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(nèi)前一個子過程完成為下一個子過程創(chuàng)造條件，每一個過程可以與其他子過程同時進(jìn)行，實(shí)現(xiàn)空間上按順序依次進(jìn)行、時間上重疊并行；④批量化，通過技術(shù)的高度集成，將人和機(jī)器有效組合，實(shí)現(xiàn)批量化作業(yè)鏈條上技術(shù)要素在各個工序節(jié)點(diǎn)上不間斷，如石灰?guī)r表層使用專業(yè)化空氣鉆沖鼠洞、一開批鉆；⑤標(biāo)準(zhǔn)化，利用成套設(shè)施或綜合技術(shù)使資源共享，如定制標(biāo)準(zhǔn)化專屬設(shè)備、標(biāo)準(zhǔn)化井身結(jié)構(gòu)、標(biāo)準(zhǔn)化鉆完井設(shè)備及材料、標(biāo)準(zhǔn)化地面設(shè)施、標(biāo)準(zhǔn)化施工流程等；⑥自動化，綜合運(yùn)用現(xiàn)代高科技、新設(shè)備和管理方法而發(fā)展起來的一種全面機(jī)械化、自動化技術(shù)高度密集型生產(chǎn)作業(yè)；⑦效益最大化，工廠化作業(yè)的最終目的是大幅度降低工程成本和提高作業(yè)效率。

通過工廠化鉆完井模式作業(yè)，筠連煤層氣具有較好的規(guī)模應(yīng)用效果，減少了井場占地和道路建設(shè)，節(jié)約了3 200 m2占地面積和8條進(jìn)井場道路建設(shè)。在工廠化生產(chǎn)程序的鉆井作業(yè)過程中，應(yīng)用流水線的作業(yè)方式，鉆機(jī)利用井與井之間敷設(shè)滑軌快速移動，節(jié)約了鉆機(jī)搬遷時間，水泥候凝、固井作業(yè)和測井占用鉆機(jī)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(huán)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(yōu)快鉆井技術(shù)突破了中國南方海相碳酸鹽巖裸露區(qū)山地煤層氣鉆井難題（尤其是石灰?guī)r表層沖鼠洞和裂縫溶洞漏失層鉆井），形成了鉆井技術(shù)配套，實(shí)現(xiàn)了煤層氣高效、優(yōu)質(zhì)和快速鉆井，最終實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)。

3.4 一體化體積壓裂設(shè)計(jì)與工藝技術(shù)

復(fù)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(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，開發(fā)難度較大，對技術(shù)開采要求比較苛刻。由于割理發(fā)育，造成壓裂液濾失情況嚴(yán)重，產(chǎn)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(yán)重影響了煤層氣的開發(fā)。鑒于煤儲層的特點(diǎn)，對煤層壓裂進(jìn)行了工藝技術(shù)優(yōu)化，以達(dá)到較好的開發(fā)效果，在筠連地區(qū)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(shù)。排采統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，產(chǎn)氣量隨壓裂加砂量、進(jìn)液量的增大而逐漸增加，平均產(chǎn)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(jù)儲層地質(zhì)條件，依照科學(xué)、經(jīng)濟(jì)、可行的原則，形成縫網(wǎng)或復(fù)雜縫、擴(kuò)大泄氣面積，以實(shí)現(xiàn)有效地開發(fā)和利用資源、創(chuàng)造最大經(jīng)濟(jì)效益的目標(biāo)。優(yōu)化施工規(guī)模，充分改造儲層，針對距離斷層較近的井適度控制施工規(guī)模。采用添加少量藥劑的活性水壓裂液體系，降低施工作業(yè)成本，降低液體滯留對儲層造成的傷害，保證裂縫復(fù)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(shí)現(xiàn)有效支撐。優(yōu)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(qiáng)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(dǎo)近井不同破裂強(qiáng)度點(diǎn)巖石發(fā)生破裂，降低前期液體濾失，控制近井裂縫扭曲摩阻。

3.5 遠(yuǎn)程數(shù)字智能化精細(xì)控壓排采技術(shù)

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(dǎo)甲烷從煤基質(zhì)中解吸出來。煤層氣排采是煤層氣開發(fā)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，一般需要數(shù)年乃至數(shù)十年，生產(chǎn)周期長。排采效果的好壞，會直接影響煤層氣最終的累計(jì)總產(chǎn)量和開發(fā)效益。針對云貴川烏蒙片區(qū)低滲透高煤階煤層氣的特點(diǎn)，避免生產(chǎn)過程中出現(xiàn)的各種問題，需通過對排采過程中的抽采設(shè)備電參數(shù)和井底壓力、氣量等生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行監(jiān)測，堅(jiān)持“連續(xù)、平穩(wěn)、控壓、緩慢、長期”的排采理念，有效建立以井底流壓精細(xì)控制為核心的“數(shù)字遠(yuǎn)程、智能診斷、立體監(jiān)控、實(shí)時巡井、無人值守”精細(xì)排采配套技術(shù)。提高單井采收率，確保煤層氣生產(chǎn)順利進(jìn)行。

以入井和地面專業(yè)化的智能排采設(shè)備為載體，實(shí)現(xiàn)了煤層氣井重要參數(shù)（井底流壓、套壓、液柱、沖次等）的自動采集、連續(xù)監(jiān)測，滿足“連續(xù)、穩(wěn)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(xì)化管理提供有力保障。煤層氣井場使用數(shù)字遠(yuǎn)程智能排采系統(tǒng)，用于采集數(shù)據(jù)，分析地面設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)情況和生產(chǎn)參數(shù)變化規(guī)律，進(jìn)行設(shè)備故障診斷和生產(chǎn)制度調(diào)整，當(dāng)前智能排采系統(tǒng)已滿足現(xiàn)場無人值守，無需人員駐守井場或人工井場調(diào)整各項(xiàng)參數(shù)，全部可以通過遠(yuǎn)程進(jìn)行生產(chǎn)管理。所有運(yùn)行參數(shù)均可以被遠(yuǎn)程精細(xì)調(diào)控，提升數(shù)據(jù)監(jiān)測量可以為故障診斷提供數(shù)據(jù)依據(jù)，可以滿足隱患早預(yù)防、故障早處理的要求，以減少設(shè)備故障停機(jī)時間、減少用工數(shù)量。智能排采系統(tǒng)通過多年煤層氣排采實(shí)踐和持續(xù)改進(jìn)，以成熟的煤層氣自動化排采設(shè)備為依托，結(jié)合煤層氣井排采規(guī)律和調(diào)控方法，總結(jié)出流壓、套壓、產(chǎn)氣、沖次、調(diào)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(xiàng)流控壓提產(chǎn)期不同井況下智能的對井底流壓、套壓、產(chǎn)量進(jìn)行控制，輸入目標(biāo)后系統(tǒng)智能控制按期實(shí)現(xiàn)設(shè)定的目標(biāo)值。這個控制過程遵循“連續(xù)、平穩(wěn)、控壓、緩慢、長期”的十字方針，智能執(zhí)行效果優(yōu)于人為調(diào)控。YL1井自2011年使用智能排采系統(tǒng)，參數(shù)控制平穩(wěn)，確保了長期穩(wěn)產(chǎn)。

根據(jù)煤層氣排采特點(diǎn)及滲流機(jī)理，將筠連山地煤層氣單井排采歷史劃分出排水、憋壓、提產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、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(diǎn)區(qū)開發(fā)實(shí)踐表明，煤層產(chǎn)水量較低，而且不存在越流補(bǔ)給情況，反映了區(qū)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(chǎn)初期，要特別精細(xì)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(yīng)力敏感。根據(jù)氣田產(chǎn)水普遍較低的實(shí)際，排水降壓期合理的壓降速度介于8～15 kPa/d，憋壓期穩(wěn)壓制度、控壓提產(chǎn)期對不同類型井分產(chǎn)量階段、分井底流壓范圍，總結(jié)出確保產(chǎn)氣量平穩(wěn)增長、流壓損失較小的提產(chǎn)條件。儲層在控壓提產(chǎn)期供產(chǎn)量是由壓裂規(guī)模和原始地質(zhì)條件共同決定，而煤層地質(zhì)條件（煤層厚度、含氣量、原始滲透率）決定了氣井穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量能否穩(wěn)得住。

煤層氣以井底流壓為核心的“連續(xù)、平穩(wěn)、控壓、緩慢、長期”的精細(xì)排采原則，既要精細(xì)的動態(tài)調(diào)整排采生產(chǎn)優(yōu)化管控，又需要通過合理的舉升設(shè)備配置和配套防煤粉、防垢、防偏磨等工藝體系得以實(shí)現(xiàn)，從而減少檢泵作業(yè)對排采過程帶來的傷害。偏磨是管桿應(yīng)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(jié)垢和煤粉是造成卡泵的主要因素，既可應(yīng)用割縫篩管、內(nèi)置螺旋篩管，減小煤粉卡泵，同時更需要有計(jì)劃、制度化地進(jìn)行主動性、精準(zhǔn)性、緩慢的注水清洗井下煤粉積聚來延緩卡泵；阻垢劑應(yīng)用效果普遍明顯，為了提高藥劑使用效率，可以進(jìn)一步優(yōu)化加藥方式和固體防垢塊的篩選評價(jià)；要通過精細(xì)化的檢泵作業(yè)過程控制，以“施工安全、流壓平穩(wěn)、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(yè)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(shí)施“快速檢泵”作業(yè)未對煤層氣儲層造成明顯傷害，值得推廣。

4 結(jié)論

1）川南筠連地區(qū)作為中國南方首個商業(yè)性開發(fā)煤層氣田，經(jīng)過10余年的勘探開發(fā)實(shí)踐，目前煤層氣年產(chǎn)量已達(dá)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(zhì)性強(qiáng)”等復(fù)雜山地特性的筠連山地煤層氣田的成功開發(fā)，對其他煤炭資源豐富地區(qū)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(dǎo)意義。

2）云貴川烏蒙片區(qū)上二疊統(tǒng)含煤巖系中共發(fā)育34層煤，單層厚度大于0.8 m的可采煤層共計(jì)有14層，其中筠連煤層氣主力產(chǎn)層為上二疊統(tǒng)C7+8號煤層。主力煤層煤巖類型包括含泥煤巖、泥質(zhì)煤巖、灰煤巖、硅質(zhì)煤巖、膏質(zhì)煤巖及構(gòu)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(zhì)組、惰質(zhì)組和無機(jī)礦物質(zhì)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(fā)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(dá)11.11 m3/t。

3）筠連復(fù)雜構(gòu)造區(qū)煤層氣富集成藏主控因素包括構(gòu)造—熱演化、構(gòu)造形跡、沉積環(huán)境和水文地質(zhì)條件，即“四元”控氣成藏，影響著煤層賦存特征、煤巖煤質(zhì)特征、含氣性特征、煤儲層物性特征、煤層頂?shù)装鍘r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(chǔ)上，結(jié)合筠連地區(qū)主要由寬緩向斜組成的實(shí)際情況，總結(jié)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(yīng)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(fā)的重點(diǎn)區(qū)域。

4）經(jīng)過昭通國家級頁巖氣示范區(qū)10余年多輪次的煤層氣探索實(shí)踐，針對云貴川復(fù)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(fā)的五大技術(shù)系列——構(gòu)造改造型山地煤層氣富氣高產(chǎn)優(yōu)選評價(jià)技術(shù)、地面地下一體化部署與滾動優(yōu)化設(shè)計(jì)實(shí)施技術(shù)、工廠化優(yōu)快高效鉆完井技術(shù)、一體化體積壓裂設(shè)計(jì)與工藝技術(shù)和數(shù)字智能化精細(xì)排采技術(shù)。