我国3 000 m以浅煤层气资源量约48.5万亿m³，勘探开发潜力大，但受地质理论及高效勘探开发技术等因素制约，目前地质储量探明率仅为2.8%，采出程度为7%，整体上产业规模与资源条件不匹配^[1]。“十四五”以来，深层煤层气勘探开发取得重大突破，推动了煤层气产业的快速发展。中石油、中海油在鄂尔多斯盆地发现神府、大吉、纳林河3个千亿方大气田，此外在四川、准噶尔等盆地深层煤层气勘探也取得多点突破^[2-5]，展现了良好的勘探开发前景。煤层气勘探开发地质理论和工程工艺技术取得显著进步，在富集成藏规律^[6-7]、有利区评价^[8-10]、钻完井^[11-12]、压裂^[13-17]、排采^[18-21]等方面取得了重大进展，但深、薄煤层等新领域煤层气仍面临地质理论不完善、关键技术适应性差、投资回报率低等挑战^[22]。延川南煤层气田(以下简称气田)是国内最早投入商业开发的中深部煤层气田之一，整体上具有“煤层厚度薄、非均质性强、物性差、压力低”的地质特点，经过十余年的攻关实践，逐步形成了地质工程“甜点区”优选、储层表征、开发技术政策、薄煤层成井、有效支撑压裂、优快上产排采、低压集输技术以及老区挖潜等关键技术系列，单井日产气量提升5~10倍，气田产量稳中有升，实现效益开发。笔者系统剖析延川南煤层气田富集高产规律，通过地质工程一体化攻关研究，形成中深部薄煤层地质–工程“甜点区”优选、适配性工程工艺以及老区挖潜技术，以期为国内同类型的深、薄煤层气田高效勘探开发提供借鉴。

1   区域地质背景及勘探开发概况

1.1   区域地质背景

延川南煤层气田构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘晋西挠褶带，整体构造简单，为一西倾的单斜构造^[23](图1)。勘探开发主力层系为二叠系山西组2号煤，接替层系为石炭系太原组10号煤。煤层埋深呈现东浅西深特征，为600~1 600 m，平均1 280 m。2号煤层厚度2.1~5.4 m，平均4.2 m；10号煤层厚度1~3 m，平均1.5 m。演化程度高，为贫煤、无烟煤，采出条件较差，渗透率一般小于0.8×10⁻³ μm²，地层压力系数0.4~0.8，为低压气藏。整体上具有“构造简单、煤层厚度薄、含气量中等、物性差”等地质特点，资源基础落实，但低孔、低渗、低压的采出条件导致开发难度大。

图  1  延川南煤层气田区域构造及综合地层特征

Figure  1.  Regional structures and comprehensive stratigraphic characteristics of the Yanchuannan CBM field

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1.2   勘探开发概况

气田历经“选区评价—单井突破—井组试验—规模建产—开发调整”5个阶段^[10]

2008年起以资源、储层、保存为核心，突出资源丰度、水文地质特征、煤岩煤质特征研究，建立中高阶煤选区评价体系与标准，优选延川南气田谭坪、万宝山构造带为有利区，山西组2号煤为主力开发煤层。

2009年实施首口探井延1井，采用小规模的常规压裂技术，最高日产气2 632 m³，实现单井勘探突破。随后实施探评井26口，千立方米的井达到19口，揭示了2号煤具备较好的勘探开发潜力。

2010年围绕勘探突破高产井展开评价，部署延1、延3、延5试验井组，落实开发技术政策。

2013年启动产能建设，2015年完成产能建设，总井数908口，新建产能4.2亿 m³，建成了国内首个中深层煤层气田。产建阶段主要依据当时国内外对煤层气的认识，按照“整体部署、压裂改造、面积降压、缓慢解吸”的思路，采用300 m×350 m的矩形井网整体部署、单层开发山西组2号煤，采用小规模常规疏导式压裂储层改造技术，遵循“连续、缓慢、长期、稳定”的排采制度。气田在2018年达到峰值产量3.8亿 m³后开始递减，单井日产气量以500~1 500 m³为主，近1/3的煤层气井长期低产低效，气田整体产能符合率83%，开发效益差。

2019年起进入开发调整阶段，通过深化煤岩特性以及早期压裂效果分析，认为压裂支撑缝长不足是气井低产主要原因，明确“有效支撑”是提产增效方向。转变思路，创新攻关形成有效支撑压裂及配套技术系列，单井产能实现大幅提升。开发方式上探索了不同煤层组合(2号煤和10号煤单采、2号+10号煤合采)、不同井型(定向井、水平井)、不同井网井距等，建立了基于有效支撑压裂的优快上产排采制度。整体上山西组2号煤与太原组10号薄煤层均实现效益开发，定向井单井日产气量由千立方米提升到万立方米，水平井单井日产气量由(0.5~0.6)万m³提升至(2~6)万m³，开发效率大幅提升，见气上产周期由3~4 a下降到1~2个月。气田产量实现稳中有升，连续7 a稳产上产。

2   煤层气田地质特征

2.1   构造特征

延川南煤层气田经历了印支、燕山以及喜马拉雅等多期构造运动，整体上为一宽缓的西倾单斜，走向NE，倾向NW，地层平缓，平均地层倾角3°，构造相对简单^[24-25]。燕山期断裂活动活跃，是区内断层主要发育期，期间形成的西掌断裂带位于气田中部，将气田分成谭坪、万宝山2个构造带(图2)，气田整体发育断层22条，主要呈NNE、NE和近SN向展布。2号煤埋深600~1 600 m，自东向西埋深逐步增加，东部谭坪构造带2号煤埋深600~1 000 m，西部万宝山构造带2号煤埋深1 000~1 600 m。受NE方向的挤压作用，谭坪构造带Y5井区以及万宝山构造带Y3井区发育微幅背斜。

图  2  延川南煤层气田2号煤层构造特征

Figure  2.  Structural characteristics of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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2.2   沉积特征

延川南气田含煤地层为太原组和山西组，沉积环境经历了从海相到陆相的转变，早期太原组以海相沉积为主，主要为潮坪沉积环境，晚期山西组逐渐过渡为陆相沉积，主要发育三角洲平原沉积以及湖泊沉积^[26-27]。

以煤岩学、沉积学为基础，通过建立煤相划分及精细描述技术，识别区内2号煤层主要为下三角洲平原的低位泥炭沼泽相(图3)，根据煤层发育特征进一步将泥炭沼泽相细分为深覆水泥炭沼泽、中覆水泥炭沼泽和浅覆水泥炭沼泽3种类型(图4)。深覆水泥炭沼泽具流动沼泽特征，灰分含量高、夹矸层数多，煤层总厚度大；中覆水泥炭沼泽煤层厚度大，一般具1层夹矸；浅覆水泥炭沼泽不发育夹矸，厚度相对较薄。受煤相控制，煤层厚度自东向西从4.5~5.5 m变薄至3~4 m，夹矸层数从2~3层变少为0~1层(图5)。太原组10号煤为潮坪沼泽沉积环境，煤层厚度1.0~3.0 m为主，平均2.4 m，自东向西逐渐减薄，西部煤层一般小于1.5 m。

图  3  延川南煤层气田2号煤TPI-GI相图

Figure  3.  TPI-GI phase diagram of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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图  4  延川南煤层气田2号煤层泥炭沼泽类型

Figure  4.  Peat swamp types of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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图  5  延川南煤层气田2号煤层连井剖面

Figure  5.  Well-correlation section of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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2.3   煤岩煤质特征

气田2号煤宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主。煤岩灰分质量分数为10%~25%，以中低灰分煤为主，采用低温灰化后X射线衍射分析结果表明，无机矿物主要为黏土矿物和碳酸盐岩矿物，少量重晶石。煤岩有机显微组分以镜质组为主，体积分数为47.9%~85.3%，平均75.3%；其次为惰质组，体积分数为4.4%~33.5%，平均15.6%；因煤阶高，壳质组镜下消失；镜惰比为1.70~18.77，平均5.87。平面上，从东到西镜质组含量逐渐增加，灰分逐渐降低，生烃吸附潜力逐步增大。煤体结构以原生结构和碎裂结构为主，受断层控制，碎粒煤或糜棱煤主要分布在中部西掌断裂带及万宝山北部小断层发育区。煤层热演化程度高，R_max为1.9%~3.2%，平均为2.45%，属贫煤、无烟煤，处于最佳吸附能力阶段，受埋深影响，万宝山构造带R_max高于谭坪构造带，谭坪构造带主要发育贫煤，万宝山构造带发育无烟煤。

2.4   煤储层特征

通过煤岩光片在光学显微镜和扫描电镜下观察，气田煤基质孔隙主要发育有机孔和无机孔，其中有机孔包括气孔、胞腔孔，无机孔包括粒间孔、晶间孔和溶蚀孔。气孔为次生孔隙，多发育于镜质组等生烃潜力较强的有机组分内，是生烃过程中形成烃类气体后残留下的孔隙，孔隙较圆，孔径范围为数纳米至数百纳米(图6a)；胞腔孔为原生孔隙，多发育于惰质组中的丝质体、半丝质体、粗粒体等有机组分碎屑中，保留了原始母质的组织结构，孔隙内常有黏土矿物等填充，孔径范围为几十至几百微米(图6b，图6c)；粒间孔为原生孔隙，由矿物与煤基质或有机碎屑搭建，多处于煤体不同组分界面的力学薄弱面上，在成煤过程中易形成孔隙或微裂隙，多为纳米级，少量微米级(图6d)；晶间孔主要是指煤中黏土矿物晶间发育的孔隙(图6e)；溶蚀孔则主要是碳酸盐矿物表面因溶蚀作用形成的孔隙(图6f)。

图  6  延川南气田煤基质孔隙类型

Figure  6.  Pore types of coal matrix in the Yanchuannan CBM field

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煤中主要发育内生成因的割理和外生成因的裂隙，割理是在成煤过程中的凝胶化作用下，原始母质在其生成的天然气和水分等流体排出后，煤基质收缩产生的内张力作用下形成的，在延川南气田的原生结构煤中广泛发育，其特征在于垂直层理面，平行排列(图7a)；外生成因的裂隙主要是指在构造应力作用下形成的张性或剪性裂隙，一般为不规则的曲线，垂直或斜交于层理面，从微观角度与局部的割理缝难以区分，但仍具有较好的储集和渗流能力(图7a、图7b)。通过岩心手标本及镜下观察，2号煤层裂隙平均面密度在0.33~2.01条/cm²，平均为1.32条/cm²。裂隙密度发育程度与构造作用有关，正向微幅构造发育的Y3、Y5井区裂隙相对发育，其中Y3井区裂隙密度平均1.68条/cm²，Y5井区裂隙平均密度1.52条/cm²。裂隙发育对煤岩渗流能力有较大的提升，其中Y3、Y5井区渗透率可达(0.5~0.9)×10⁻³ μm²，但同时受到埋深的影响，埋深增大导致上覆地层压力更大，致使裂隙闭合，渗透率会显著降低，万宝山构造带西部埋深较大(1 200~1 600 m)的井渗透率均小于0.1×10⁻³ μm²。2号煤孔隙率4.0%~8.0%，为低孔储层。煤岩孔容和比表面积分布特征是影响煤岩储气性能的重要参数，基于CO₂、N₂、压汞联测技术表征煤全孔径分布特征，孔隙结构以微孔为主，为主要吸附空间。总孔容为0.050 2~0.064 3 cm³/g，平均为0.0556 cm³/g，孔容分布曲线呈“三段式”特征(图8a)，2 nm以下微孔孔容最发育，占比51.9%，其次为2~50 nm介孔孔容占比36.2%，50 nm以上宏孔孔容占比11.9%。比表面积为84.5~111.7 m²/g，平均100.3 m²/g，分布曲线呈两段式特征(图8b)，2 nm以下微孔比表面占主要部分，占比92.1%，介孔、宏孔比表面积占比7.9%。

图  7  延川南气田煤中裂隙发育类型

Figure  7.  Fracture types of coals in the Yanchuannan CBM field

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图  8  延川南煤层气田2号煤层孔容与比表面积分布

注：Y3井，2号煤，1 173 m，R_max为2.74%。

Figure  8.  Distributions of pore volume and specific surface area of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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2.5   保存条件

保存条件影响含气性分布，是煤层气富集的关键因素。2号煤层顶底板以泥岩为主，厚度2~14 m，具有弱含水性以及良好封隔性。受西倾单斜以及断层的影响，煤层存在3种水动力条件，东部谭坪构造带埋深浅，<1 000 m，为弱径流水文环境，保存条件中等，矿化度一般为3 000~10 000 mg/L；中部西掌断裂带埋深1 000~1 100 m，受断层影响，保存条件差，发育垂直径流区，矿化度低于3 000 mg/L；西部的万宝山构造带煤层埋藏较深，为滞流区水文环境，保存条件好，矿化度高，一般为30 000~160 000 mg/L。

2.6   含气性

受保存条件、变质程度以及煤岩煤质差异影响，气田平面上含气量、吸附解吸特征存在差异。谭坪构造带保存条件中等，煤变质程度较低，镜质组体积分数为50%~70%，含气量一般为10~12 m³/t，含气饱和度为45%~65%，平均57%，Langmuir体积13.4~33.2 m³/t，平均24.4 m³/t，Langmuir压力1.2~5.0 MPa，平均2.9 MPa。

万宝山构造带保存条件好，煤的热演化程度较高，镜质组体积分数高，为60%~85%，含气量较高，一般为14~20 m³/t，含气饱和度57%~98%，平均72%，Langmuir体积21.6~46.5 m³/t，平均29.3 m³/t，Langmuir压力2.1~5.0 MPa，平均2.6 MPa，吸附能力更优(图9)。

图  9  气田不同构造带典型井2号煤等温吸附曲线

注：Y3井，1 173 m，R_max 2.74%；Y5井，880 m，R_max 2.21%。

Figure  9.  Isothermal adsorption curves of the No.2 coal seam in typical wells in different structural zones within the Yanchuannan CBM field

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2.7   地应力特征

气田2号煤层最大水平主应力一般为12~40 MPa，受构造、埋深控制，整体上随埋深增加而增大，局部断层发育带应力释放、地应力降低。谭坪构造带埋深浅，最大水平主应力一般为12~24 MPa，在Y1断层发育区，地应力低，为8~16 MPa；万宝山构造带随埋深增大，西部地应力最高，最大水平主应力28~40 MPa，东北部局部小断层发育区，地应力释放，最大水平主应力一般低于28 MPa。气田两向(最大水平主应力和最小水平主应力)地应力差异系数较小(0.10~0.11)，压裂易形成复杂缝。

2.8   气藏特征

2号煤埋深600~1 500 m，平均1 280 m。含气饱和度45%~98%，平均67.15%。煤层温度为33.5~42 ℃，地温梯度为1.12~1.49 ℃/hm，压力梯度0.50~0.86 MPa/hm；煤层气主要成分为甲烷成分，体积分数为95.71%~99.94%，平均98.22%，重烃含量低。碳同位素δ¹³CPDB为−29.6‰~41.75‰，平均−34.91‰。根据以上特征可知，气田2号煤为中深层、欠饱和、低温、低压的热成因优质煤层气藏

2.9   生产特征

延川南气田煤储层渗透率<1×10⁻³ μm²，为特低渗储层，制约了压降传播速度以及解吸经基质、裂隙到井筒的渗流过程，需经过压裂改造才能形成工业气流。煤层气特殊的产出机理，决定了生产规律极大地受控于压裂改造效果，因此，常规疏导式压裂与大规模支撑压裂，生产特征存在明显的差异。

常规疏导式压裂半缝长30~60 m，裂缝渗流通道有限，由基质解吸、层内扩散主导产出，压降解吸范围有限，具有“见气上产慢、单井产能及可采储量低”的生产特征，单井见气周期通常在1 a左右，上产周期1~2 a，整体上见气上产周期2~3 a，单井产能较低，一般为200~1 500 m³/d，单井可采储量(182~540)万m³(图10)。

图  10  常规压裂典型定向井排采曲线

Figure  10.  Production curves of a typical directional well subjected to conventional fracturing

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有效支撑压裂通过主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填支撑、主裂缝与割理裂隙高速导流，大幅延长高效导流通道，保障储层压降快速传导、气体解吸渗流。半缝长达120~190 m，缝控体积为常规疏导式压裂的6倍以上，形成了高渗、远支撑缝网，达到快速解吸–高导流–扩散–渗流，具有“上产快、单井产能及可采储量高”的生产特征，单井见气上产周期1~2个月，单井产能较常规压裂初产提升5~10倍，定向井单井产能(0.6~1.0)万m³，可采储量(808~1 565)万m³(图11)，水平井单井产能(2.0~6.0)万m³，可采储量(2 150~6 710)万m³。

图  11  有效支撑压裂典型定向井排采曲线

Figure  11.  Production curves of a typical directional well subjected to fracturing with fractures effectively propped

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3   富集高产主控因素

中深部煤层非均质性强，储层特性复杂，采出条件差，具有低孔低渗、地应力高的特征，无自然产能，因此有效的压裂改造对开发效果影响较大。在“十三五”及以前的勘探开发实践中，单井产量普遍偏低，前期煤层气富集高产主控因素评价过程中，重点强调煤层气资源富集要素，对于储层改造“甜点”要素考虑较少^[28]。“十四五”以来随着大规模储层改造技术的应用，煤层气产量大幅提升，证实了有效的储层改造是煤层气高产的必要条件，因此煤层气高效勘探开发受到资源富集条件以及高效储层改造的双重影响，通过实验研究和现场实践明确了煤层气富集高产的地质–工程“双甜点”主控因素是实现高效开发的关键条件。本文综合考虑煤层气地质–工程“双甜点”要素，提出了延川南中深层煤层气具有“沉积控煤、保存控富、地应力控渗、有效改造控产”的四元耦合富集高产地质认识。

3.1   沉积控煤

煤层气藏属于自生自储成藏，其生烃吸附能力的大小决定原始生气量的高低，影响煤层气富集成藏的物质基础。受沉积相控制(图4)，煤层展布、煤岩煤质特征存在差异。东北部为深覆水泥炭沼泽，水位变化频繁，夹矸多2~3层、镜质组体积分数低(<60%)，灰分质量分数高(20%~35%)，生烃吸附能力最差。中部为有利的中覆水泥炭沼泽，成煤环境稳定，煤厚>4 m、夹矸1层，镜质组体积分数60%~75%，灰分质量分数10%~20%，生烃吸附能力强。浅覆水泥炭沼泽，煤层厚度变薄，<4 m，夹矸厚度小且层数少，厚度<0.6 m，层数≤1层，镜质组含量>75%，灰分质量分数10%~15%，生烃吸附能力较好(表1)。

表  1  不同泥炭沼泽相典型煤层气井参数

Table  1.  Parameters of typical CBM wells in varying peat swamp facies

泥炭沼泽相	典型井	煤厚/m	夹矸层数	夹矸厚度/m	镜质组 体积分数/%	灰分 质量分数/%	Langmuir体积/ (m3·t−1)	含气量/(m3·t−1)	产气量/(m3·d−1)
深覆水泥炭沼泽	Y7	5.3	2	1.5	50.3	19.4	20.8	7.8	300
中覆水泥炭沼泽	Y16	5.7	1	0.6	79.5	11.0	38.3	17.0	4 000
浅覆水泥炭沼泽	Y26	3.2	0	0	77.0	14.1	28.9	16.1	2 600

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3.2   保存控富

影响煤层含气性的关键要素为保存条件，主要受到构造、水动力以及顶底板封盖条件3个要素控制^[29-30]。

构造对气田煤层气富集高产的影响具有两面性^[31]，一方面稳定单斜构造背景下的正向微幅构造天然裂缝相对发育^[32]，储层渗透性得到改善，从产气效果来看，气田万宝山构造带南部Y3井区为有利的正向微幅构造，气井整体富气高产，产量最高，常规压裂下单井日产气量一般为(0.2~0.5)万m³；另一方面局部低洼区和开放性断层区域不利于高产，如Y13井区，受挤压应力作用，储层渗透率低，产气效果较差，常规压裂下单井日产气量一般低于0.1万m³，气田中部西掌断裂带存在开放性断层，沟通了外来水造成气体逸散和降压困难，导致气井高产水、低产气或不产气的生产特征。

水动力场的不同分区指示着气田保存条件的差异，是影响含气量分布的重要因素，水动力方向由高势区流向低势区时，地下水从交替活跃逐步趋于稳定，含气量逐渐增大^[33-34]。气田2、10号煤层纵向距离40~50 m，从水质分析化验结果来看，水动力条件相似，平面上具有“东西分块、南北成带”的特征，根据2.5节、2.6节可知，气田自东向西，水文环境由弱径流区转变为滞流区，矿化度整体呈东低西高的趋势，含气量的规律具有一致性，单井产能与矿化度呈明显正相关关系(图12，图13)。

图  12  延川南煤层气田2号煤层矿化度−单井产能关系

Figure  12.  Relationship between mineralization degree and single-well productivity of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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图  13  延川南煤层气田水文地质剖面图

Figure  13.  Hydrogeological profile of the Yanchuannan CBM field

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良好的封盖条件有利于煤层气富集。气田山西组2号煤顶底板以泥岩为主，仅在气田东北部Y12井区发育砂岩顶、底板，封盖性较泥岩顶板略差，含气量一般低于8 m³/t。太原组10号煤顶板发育一套致密生屑泥晶灰岩、厚3~30 m，平均12 m，底板为泥岩，厚度一般4~10 m，整体上封盖条件较好，有利于煤层气富集成藏。

3.3   地应力控渗

地应力控制原生以及人工裂缝的形态及扩展方向，影响煤储层的渗透性^[35]，延川南气田2号煤层地应力与埋深呈正相关关系，根据气田探井注入压降试井测试计算应力，深部煤层气藏应力特征与浅部有明显差异，在埋深>1 150 m三轴应力状态发生转变，且最大最小主应力差明显增大。低应力区煤层埋深800~1 150 m，应力状态为垂向应力>最大水平主应力>最小水平主应力，水平最大最小主应力差<10 MPa，地应力状态为伸张带，裂缝易于扩展，煤层储层渗透性好；高应力区煤层埋藏深度>1 150 m，应力状态为最大水平主应力>垂向应力>最小水平主应力，水平最大最小主应力差较大，为10~25 MPa，地应力状态转化为压缩带，煤层渗透性低，人工裂缝改造困难(图14)。

图  14  延川南气田2号煤层地应力–埋深关系

Figure  14.  Relationship between in situ stress and burial depth of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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整体上气田试井渗透率随地应力增加呈指数降低，相同压裂规模下单井产能随地应力增加而下降(图15)。 单斜背景下正向构造单元地应力释放，渗透率好，易高产，以Y16井为例，该井处于正向微幅构造部位，埋深1 074 m，地应力22 MPa，试井渗透率0.99×10⁻³ μm²，常规压裂下(加砂量38 m³)日产气量2 000 m³以上稳产10 a，累产气量1 450万m³。

图  15  延川南2号煤地应力与渗透率、单井产能关系

Figure  15.  Relationships of in situ stress with permeability and single-well productivity of the No.2 coal seam, Yanchuannan CBM field

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3.4   有效改造控产

中深层煤层气采出条件差，无自然产能，属于人造气藏，有效的储层改造能够显著提高储层渗透性，改善储层连通性，提高气井产能。煤可压性较好有利于压裂改造，煤层及顶底板岩石力学性质、地应力、割理裂缝特征以及煤体结构等对压裂裂缝的延伸影响较大^[33]。

气田煤层热演化程度高，具有“弹性模量低、泊松比高”的煤岩力学性质，整体随埋深加大塑性增强，不易形成长缝。与此同时煤层及顶底板不同的岩性组合下，岩石力学性质差异较大，会导致人工裂缝扩展形态差异大，煤层与顶底板应力差异越大，越有利于人工裂缝在煤层中穿行。声波扫描测井显示太原组10号煤煤岩力学性质、地应力与山西组2号煤相当，最大/最小水平主应力差、水平井应力差异系数与2号煤差异不大，但10号煤顶板为致密生屑泥晶灰岩，抗压强度大，与10号煤最大水平地应力差38.9 MPa，最小水平地应力差9.8 MPa，应力隔挡作用好，利于压裂缝在煤层中长距离延伸，可压性优于2号煤(表2)，裂缝监测显示相同压裂规模下，10号煤裂缝长度是2号煤的1.2~1.5倍。

表  2  延川南气田主采煤层地应力与煤岩力学性质

Table  2.  In-situ stress and mechanical properties of coals for dominant coal seams in the Yanchuannan CBM field

煤层	厚度/m	埋深/m	地应力(顶板/煤层)					煤岩力学性质
			最大水平主 应力/MPa	最小水平 主应力/MPa	水平应力 差异系数	垂向 应力/MPa		弹性模量/GPa	泊松比/%
2号煤	4.5	1 170	36.3/23.7	21.9/21.6	0.10	29.0		5.61	0.38
10号煤	1.5	1 210	64.7/25.8	33.0/23.2	0.11	30.1		6.55	0.39

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根据2.4节可知，气田煤岩割理裂隙较为发育，压裂液易滤失，导致造缝效率低，实验分析压裂液有效率仅26%。

此外煤体结构对压裂改造效果影响也较大，与原生−碎裂煤相比，碎粒–糜棱煤裂缝延伸困难，且支撑剂易嵌入，有效改造难度更大。分析气田煤层气井在同一井区、相同压裂规模下原生–碎裂煤厚度与累产气量的关系，证实原生–碎裂煤厚度占比越大，累产气量越高(图16)

图  16  延川南气田原生–碎裂煤厚度占比与累产气量关系

Figure  16.  Relationship between the primary to fractured coal thickness ratio and cumulative gas production in the Yanchuannan CBM field

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4   勘探开发关键技术

立足于地质–工程一体化、勘探开发一体化的理念，深化煤储层特性基础研究，开展适应性工程工艺技术攻关，形成了中深部薄煤层高效勘探开发的关键技术系列，可为深、薄煤层规模效益开发提供了技术支撑。

4.1   “甜点”评价体系及标准

通过中深层煤层气藏非均质性特征研究，基于“沉积控煤、保存控富、地应力控渗、有效改造控产”四元耦合富集高产地质认识，突出资源条件和可压性评价，综合分析沉积作用(煤相、煤层厚度及结构、煤岩煤质)，保存条件(微幅构造、水动力条件、顶底板条件)，地应力条件(地应力、渗透率)、可压性(煤岩及顶底板岩石力学性质、割理裂缝特征、煤体结构)等地质、工程“甜点”要素，结合气井开发效果，建立适应于中深层煤层气的地质–工程“双甜点”目标评价体系及标准(表3)。

表  3  延川南煤层气藏有利区评价参数及划分标准

Table  3.  Evaluation parameters and division criteria for play fairways of CBM reservoirs in the Yanchuannan CBM field

“甜点”	主控因素	影响参数	Ⅰ类	Ⅱ类	Ⅲ类
地质“甜点”	沉积特征	煤相类型	中覆水泥炭沼泽	浅覆水泥炭沼泽	深覆水泥炭沼泽
		煤层净厚度/m	>4.0	3.0~4.0	<3.0
		夹矸层数及厚度/m	层数1~2、厚度0.6~0.9	层数≤1、厚度≤0.6	层数≥2、厚度>0.9
		镜质组体积分数/%	65	55~65	<55
		灰分质量分数/%	<20	15~30	>30
	保存及含气性	构造复杂程度	简单	较简单	复杂
		构造形态	平缓单斜、平缓背斜	平缓构造	负向构造、断层发育
		距离断层距离/m	>500	200~500	<200
		原生–碎裂煤厚度占比/%	>60	40~60	<40
		水文条件	滞流区(矿化度>30 000 mg/L)	弱径流(矿化度5 000~30 000 mg/L)	径流(矿化度<5 000 mg/L)
		顶底板条件	泥岩/灰岩，厚度4~6 m	泥岩，厚度6~14 m	粉砂岩，厚度2~4 m
		含气量/(m3·t−1)	>15	8~15	<8
		含气饱和度/%	>80	50~80	<50
工程“甜点”	地应力条件	地应力/MPa	16~28	8~16或>28	<8
		水平应力差异系数	<0.2	0.2~0.4	>0.4
		渗透率/10−3 μm2	>0.5	0.01~0.5	<0.01
	可压性	煤体结构	原生碎裂煤	原生碎裂煤–碎粒糜棱煤
		煤岩力学性质	高弹性模量、低泊松比	低弹性模量、高泊松比
		割理、裂隙	不发育	发育一般	极发育

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4.2   储层表征技术

相较于常规储层，煤储层具有孔隙类型与成因多样、孔隙结构复杂、孔喉小、连通性差的特点，因此对储层表征技术的精度提出了更高要求。开展跨尺度的储层表征是探索煤层气赋存规律、解吸–扩散–渗流特征以及富集机理的基础，也是煤储层从宏观表征到微观表征的桥梁架构^[36]。煤储集空间主要包括孔隙和裂缝两类，采用光学显微镜–扫描电镜–原子力显微镜以及CO₂–N₂–压汞联测技术，可实现孔隙、裂缝在厘米–毫米–微米–纳米级多尺度定量表征。同时基于煤岩光片大面积拼接(MAPS)–图像处理，建立裂缝定量表征技术。气田整体上气孔和胞腔孔较发育，其次为割理和构造成因的裂隙。以微孔为主，占比达52%，对比表面积的贡献达92.1%，裂隙平均面密度在0.33~2.01条/cm²，为煤层气吸附提供良好的储集空间。

4.3   剩余气描述技术

延川南煤层气田早期产建阶段对煤储层的非均质性认识不够深入，采单一井网样式、压裂方式及规模，造成单井产量差异大、产量低、采出程度不均衡，部分井区井网控制程度低、失控储量较大，亟待开展老区剩余气挖潜，重构井网，恢复失控储量。

立足于地震–钻井–测井–分析化验资料，针对煤层气“割理裂隙发育、储层及含气性非均质性强、气体流动机理复杂”等难题，通过随机建模，多重介质、多组分数值模拟等技术融合，初步形成煤层气建模–数模一体化关键技术，明确剩余气分布规律，为气田挖潜调整提供依据。在精细刻画微幅构造及裂缝基础上，井震结合建立高精度构造模型，考虑煤层气吸附–解吸特征，基于随机函数分析，建立煤层孔隙率、渗透率、含气量、解吸压力等属性模型，精细表征煤层非均质性特征。在此基础上，建立综合考虑“多重介质+多组分吸附解吸+基质–裂缝间扩散作用”的数值模拟模型，落实气田2号煤剩余地质储量112.5亿m³，主要分布在万宝山构造带西南部。剩余气类型为井间未波及型和井网不完善型，其中前者占比81%。针对2号煤剩余气富集区，兼顾地面及井筒现状，开展重复压裂、调层、侧钻及加密等方式重构井网恢复失控储量。

在上述煤层气建模–数模一体化剩余气定量表征以及井网重构技术指导下，延川南气田加密井单井日产气量由早期0.05万m³提升到(0.6~0.7)万m³，储量动用率提高22%，采收率提高15.8%。重复压裂、调层2号煤等措施井有效率98%，单井日增产量(0.3~1.0)万m³。

4.4   开发技术政策

煤层气开发技术政策优化设计是煤层气开发中的关键环节，科学、合理地优化设计，可以显著提高煤层气开发效果及经济效益。

煤层气藏需经过压裂改造才能形成工业气流，为了实现气田开发效果及效益最大化，需基于不同地质条件，强化井网与缝网的适配性，提高储量动用率及采收率。通过深化煤储层裂缝延伸规律、生产规律分析，明确关键地质参数差异，围绕开发层系、井型井网井距等关键开发指标开展优化研究，建立不同地质条件下“井网–缝网–产能–效益”一体化开发技术政策。开发层系方面，以开发“甜点区”为单元、效益动用为原则，从2号煤单层动用转向2号和10号煤立体动用，在2号、10号煤Ⅰ类有利区内储量规模、单采效益均满足分层系开发条件时，采用分层系逐层接替开发。由于2号、10号煤压力系统、物性、含水性基本相当，具备合层开发条件，在2号、10号煤的叠合Ⅱ类区采用定向井合层开发。井型方面，因水平井较直井泄压面积更大、单位面积压降速率更低，有利于地层均匀稳定降压解吸，并且地质条件相近特征下，水平井产能、稳产能力及经济效益优于定向井，开发井型以水平井为主，局部补充定向井完善井网。井网井距方面主要通过裂缝监测、人工缝网展布形态模拟、井间干扰、经济极限井距法及数模模拟等多技术手段提高井网、缝网的适配性，形成分区差异化井网井距。

4.5   深薄煤层水平井成井技术

气田目的煤层受成煤环境影响，整体较薄，受煤层厚度薄、构造起伏大等影响，已实施薄煤层水平井钻遇率低(平均78.4%)，施工难度大。基于压裂技术进步，转变薄煤层追求高钻遇率导向思路，实施“导向–压裂–排采一体化”成井策略，以高效钻完井、兼顾压裂排采为原则，保证轨迹平滑，采用靶向精准压裂提高横向波及范围，改造未钻遇煤层段，弥补钻遇率损失，实现储量充分动用。

地质导向上，由于井眼的弯曲程度直接影响井内流体的运动特性与摩阻，平滑轨迹可以有效降低摩阻，提高流体流动能力，利于排水降压产气，防止压裂砂在井筒内堆积，确保气井高产连续生产^[37]。依据水平井产能–狗腿度–摩阻关系式^[38]，明确井轨迹控制狗腿度<4.4°。地质导向过程中，通过“钻–定–导”一体化协作，建立“小幅度、宽靶窗”的圆滑轨迹控制策略，确保轨迹平滑。压裂上，采用大规模有效支撑压裂技术，针对煤层段采用多簇密切割实现充分改造，针对未钻遇煤层段采用靶向精准压裂，利用压裂缝宽波及未钻遇煤层段，从而实现全井段充分改造。排采上针对大规模压裂下气井“初期液量大、低压稳产”生产特征，初期射流泵合理快排，后期转机抽平衡排采，确保气井稳定生产。

按照薄层水平井导向–压裂–排采一体化提产技术，实施10号薄煤层Y水平井(煤厚2.5 m)，煤层钻遇率80%，最大狗腿度4.25°(<4.4°)，最长非煤层段107 m，裂缝监测横向波及范围114 m，实现全井段充分改造，试气初期产量6万m³/d，已稳产5万m³/d 6个月，取得较好开发效果。

4.6   有效支撑压裂技术

煤中发育多尺度割理裂隙系统、塑性强，一方面由于割理裂隙发育，导致压裂极易沟通天然裂隙，天然缝网形态的复杂性增加了支撑剂的填充难度，导致有效支撑缝控体积有限；另一方面由于煤具有弹性模量低，泊松比高的力学性质，易形成短、宽缝网。因此，水力压裂应尽可能地提升裂缝延伸长度和支撑剂运移距离^[39]，形成大规模人造缝网。气田早期产建阶段，主要采用小规模常规压裂改造方式，井下观察支撑剂主要堆积在井筒8 m范围内，主裂缝不足30 m，煤层气井解吸范围受限，难以高产稳产。

通过多轮次攻关实践及迭代优化，结合物模–数模一体化研究，形成了“高液量前置拓缝长，变排量稳压控缝高，变粒径支撑不同尺度裂缝”有效支撑压裂优化技术。一是以提高缝长为目标，提高总液量，增大前置液量，先造缝，后铺砂，避免支撑剂在近井地带堆积，进一步提升裂缝延伸距离。二是大排量可以在裂缝中产生高净压力，利于裂缝开启，降低砂堤高度，产生远距离支撑缝，但煤层与顶底板应力差较小时，易导致压裂穿层至顶底板，存在缝高失控风险，压裂初期在稳压的前提下可缓提排量，避免缝高失控。三是煤中发育不同尺度割理裂隙系统，裂缝扩张形态复杂，呈现大量不规则裂缝及微裂隙，采用组合支撑剂体系可实现多尺度裂缝支撑。

裂缝监测显示，应用有效支撑压裂优化技术，裂缝半缝长可达150~200 m，是常规压裂的5~7倍。

4.7   优快上产排采技术

煤层气的产出遵循“解吸–扩散–渗流”的规律，流体在煤层多尺度空间中的流动具有时间效应，涉及纳米渗流、扩散、裂缝–基块传质等，传递过程十分复杂^[40]。煤层非均质性强，割理裂隙发育，横向连通性差，通过压裂改造人工裂缝尽可能沟通割理裂隙、煤基质，提高煤储层割理裂隙内流体的渗流速度，诱导煤层气解吸、扩散、渗流，大幅提升气井产能。早期常规压裂规模小，有效支撑缝短，气井主要依靠基质扩散–解吸主导产出，一方面供气范围不足，高产稳产难度大，另一方面，为了降低储层应力敏感伤害，在排采过程中通常秉承“连续、缓慢、稳定、长期”的八字方针，排水上产周期通常长达3~4 a，造成经济效益差。采用有效支撑压裂技术和室内实验及数值模拟显示，高铺砂浓度大幅度提高了水力裂缝导流能力，有效降低了人工裂缝的应力敏感性，有效半缝长可达常规压裂的5倍以上，支撑缝控体积大幅增加，提升了“井筒–远端”压力传导能力，缩短流体流入井筒时间，具备整体降压、体积解吸、优快上产的条件。

基于压裂技术进步，排采理念由“缓慢长期”向“优快上产”转变，形成了基于有效支撑压裂的“四段两压三控”优快上产排采制度。以持续推进压降传导效率为目的，将煤层气排采优化为4个阶段，依据等温吸附曲线解吸效率变化规律，以解吸压力、敏感压力^[41-42]2个压力点作为排采阶段关键点，控制日产液量、日降流压、气液比，防止储层敏感，指导有效支撑压裂气井优快上产。第一阶段为高效降压排水单相流阶段，由于有效支撑压裂大幅提升裂缝导流能力，此阶段以优快降压解吸为目的，可加快压裂液返排，通过高导流裂缝加快煤粉、压裂液返排，减少后期煤粉堵塞、卡泵问题，此阶段建议定向井采用大泵、水平井采用射流泵高效快排满足排液需求。第二阶段为优快上产阶段，此阶段压力介于敏感压力与解吸压力之间，解吸效率快速提升，气液比逐步增大，近井地带煤层气快速解吸上产，气水同出，地层易吐砂吐煤粉影响生产时率，需控制排采速度，建议排采速度控制在0.02 MPa/d。第三阶段为稳产阶段，此阶段压力小于敏感压力，进入敏感解吸阶段，解吸效率最高，该阶段以控压保稳产为目的，建议采用机抽缓慢阶梯式降压实现体积解吸，保障地层平衡排采，确保单井长期稳产。第四阶段为递减阶段，该阶段以延缓递减为目的，需持续排液，建议水平井采用液驱泵实现长效平稳排采，确保泄流面积最大化扩展(图17)。

图  17  延川南常规压裂与有效支撑压裂典型排采曲线模式对比

Figure  17.  Comparison of typical production curve patterns between conventional fracturing and fracturing with fractures effectively propped in the Yanchuannan CBM field

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现场实际生产显示，与常规压裂相比，单井上产周期由12下降至1个月，累产400万m³周期由98下降至21个月。

4.8   低压集输技术

延川南气田煤层气藏压力系数为0.4~0.8，属于低压气藏，与常规天然气田相比，具有井口压力低、井数多、井间距小的特点，同时处于黄土塬，地面条件复杂。采用二级增压布站方式时，平台间管网采用枝状串联进站，末端管网距离远，输气管线内径小，气体流速快，致使井口回压高^[43]。针对管网末端回压高，气井产能难以释放的问题，基于煤层气集输距离长、低压生产特点，通过设置节点增压，优化形成“节点–区域–中心”的“三级增压”模式，集气半径12降低至5 km以内，末端回压0.6降低至0.2 MPa以内，废弃压力0.5降低至0.1 MPa，单井产能得到充分释放。应用10个平台38口井，释放产能2.5万m³/d，年增产量830万m³，累计增产量0.3亿m³，采收率提高4.9%。

5   现场应用效果

基于地质理论完善及工程工艺技术进步，气田产量连续7 a上产，实现效益开发。现场规模应用实施开发调整井86口，单井产能及效益均得到大幅提升。

5.1   不同地质分区均实现效益开发

攻关形成有效支撑压裂技术系列后，按照“先肥后瘦”的原则推广应用于一、二、三类储量区，实现了难动用储量效益开发。各分区有效半缝长由30~60 m提升到155~189 m，井筒–远端压力传导能力实现大幅提升。单井见气周期由9~12月下降0.5~1月，大幅提升开发时效。定向井单井产能从(0.07~0.15)万提升到(0.75~1.0)万m³/d，单井EUR从(360~540)万提升到(870~1 200)万m³，水平井单井产能从(0.5~0.6)万提升到(2.5~6.0)万m³，单井EUR从2 250万提升到5 700万m³，实现单井产能大幅提升(表4，图18)。

表  4  延川南气田不同地质分区生产效果

Table  4.  Production performance of varying geological zones in the Yanchuannan CBM field

地质 分区	煤层 埋深/m	煤层 厚度/m	含气量/ (m3·t−1)	地应力/ MPa	有效半缝长/m			见气周期/月			单井产能/ (万m3·d−1)			单井EUR/ 万m3
					常规压裂	有效支撑		常规压裂	有效支撑		常规压裂	有效支撑		常规压裂	有效支撑
一类区	1 000~1 200	4.5~5.5	14~20	20~28	60	172		9	0.5		0.15	1.00		540	1 200
二类区	1 200~1 600	3.5~4.5	13~19	28~40	30	155		9	0.5		0.08	0.75		386	940
三类区	800~1 000	5.0~5.5	10~12	14~20	45	189		12	1.0		0.07	0.70		360	870

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图  18  延川南气田不同地质分区开发调整井单井产能柱状图

Figure  18.  Single-well productivity of development adjustment wells in different geological zones within the Yanchuannan CBM field

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5.2   薄煤层实现高效动用

气田太原组10号煤层厚度1~3 m，与2号煤相比，整体上具有厚度薄、保存好、易改造的地质特征(表5)。对10号煤层实施薄煤层“导向–压裂–排采”一体化成井技术，实现效益动用，使其由无效资源升级为有效开发资源。实施4口井，单井初期日产气量(2.0~6.0)万m³，稳定产能(1.8~4.0)万m³/d，EUR 2 950万m³(图19)。

表  5  延川南气田2号煤与10号煤基本地质参数对比

Table  5.  Comparison of basic geological parameters between the Nos. 2 and 10 coal seams in the Yanchuannan CBM field

煤层	厚度/m	Rmax/%	镜质组 体积分数/%	灰分 质量分数/%	煤体结构	含气量/ (m3·t−1)	平均 地应力/MPa	顶板岩性
2号煤	3.5~6.5	1.9~3.2	47.9~85.3	10.0~25.0	原生+碎裂煤为主	6~20	23.7	泥岩
10号煤	1.0~3.0	2.2~3.2	48.7~87.6	8.0~22.4	原生+碎裂煤为主	8~22	25.8	灰岩

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图  19  薄煤层水平井排采曲线

Figure  19.  Production curves of a horizontal well for a thin coal seam

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6   结 论

(1) 延川南煤层气田深层煤层气地质条件复杂，具有非均质性强、物性差、地应力高的特点，储层有效改造是煤层气高产的必要条件，其富集高产主控因素受地质、工程“双甜点”指标共同控制，通过深化煤地质特性研究，动静结合形成了“沉积控煤、保存控富、地应力控渗、有效改造控产”的四元耦合富集高产地质认识。

(2) 通过地质–工程一体化攻关，建立了研究区中深部薄煤层高效开发技术系列，包含地质–工程“双甜点”有利区优选评价、储层精细表征、老区剩余气描述、深薄煤层水平井导向–压裂–排采综合优化提产、有效支撑压裂优化、优快上产排采及低压集输等，有效支撑了气田持续稳产上产，实现效益开发。

(3) 研究成果及时指导生产，取得较好的勘探开发效果，定向井实现千立方米到万立方米的产能突破，水平井实现单井日产气量(0.5~0.6)万m³到(2.5~6.0)万m³的提升。形成的勘探开发技术系列可为国内同类型深、薄煤层气资源的效益开发提供借鉴。