多煤层地区煤层气经济性开发途径在于合层开采[1]，合采工艺技术的优化依赖于对合采兼容性的地质认识[2]。合采兼容性指合采过程中不同产层共采的地质条件可协同性[3]，起源于叠置含气系统及其叠置程度[4]，合采技术可行性受制于合采产层地质条件的临界值、气井工程技术的适应性以及排采管控制度的合理性。合采地质条件兼容的临界值称为阈值，指现有开采技术条件下能够允许两个或两个以上煤储层有效共采的一套临界地质条件配置关系[1]。合采目的是产能释放最大化，要求产层组中各产层都要有高于阈值的产气贡献。针对这些关键地质技术问题，国内近10 a来开展了广泛探讨，认识到合采地质条件兼容性受到产层组最大跨度、渗透率差异、储层压力状态差异以及由此引起的储层其他属性差异的影响，但对关键参数阈值或取值范围认识有所不同[1,5-16]。究其原因，在于不同研究者在分析方法、资料基础、研究地区、认识程度等方面存在差异。鉴于此，笔者基于滇东-黔西地区合采煤层气井初期排采资料，分析合采地质条件兼容性及其与产气效果之间关系和机制，以兼容性阈值为核心提出措施建议，以期指导该区下一步煤层气勘探开发工程优化设计，并为类似地质条件地区煤层气勘探开发提供参考依据。

1 地质背景

滇东—黔西地区含煤地层为上二叠统，主体为龙潭组和长兴组，沉积于滨海平原-三角洲沉积体系，在西部康滇古陆东缘过渡为陆相(冲积平原)为主的宣威组，往东南部相变为浅海碳酸盐台地相吴家坪组[17-18]。该区煤层气地质条件具有“一弱、两多、三高、四大”的鲜明特点，龙潭组富水性弱，控气构造类型多和煤层层数多，煤层含气量高、资源丰度高、储层压力高和地应力高，以及煤层气资源量大、煤级变化大、煤层渗透性变化大和地质条件垂向变化大[19]。这些特点，一方面体现该区煤层气资源富集程度高、开发潜力大的优势，另一方面也给煤层渗透性、储层改造乃至煤层气合层开采带来不利影响。

宣威组是一套以陆源碎屑岩为主的含煤地层，厚度27.19～279.69 m，多为100～270 m，东厚西薄，在康滇古陆边缘尖灭;一般含煤25～60层，煤层累计厚度13～27 m;可采煤层一般8～15层，累计厚度8～15 m[17]。龙潭组同样以陆源碎屑岩为主，但碎屑粒度相对较细且石英含量相对增高。在滇东两个煤层气开发先导示范区中，恩洪示范区含煤29～46层，煤层累计厚度23.70～40.30 m，可采煤层8～16层，累计厚度9.35～26.27 m;老厂示范区含煤24～31层，煤层累计厚度28.10～29.47 m，可采煤层5～14层，累计厚度14～26 m，一般为20 m[18]。黔西地区的先导示范区为土城向斜松河区块，龙潭组厚220～460 m，含煤14～58层，煤层累计厚度14.8～46.2 m;可采煤层2～24层，累计厚度3.0～29.8 m[17]。

该区煤层气地质条件最显著的特点，莫过于由区域性泥岩与煤层、砂岩层频繁互层而形成的叠置含气系统[4]。区域性泥岩普遍含菱铁矿和黄铁矿，形成于最大海泛面沉积期，在煤系中周期性出现[20-21]。该类泥岩分布广，区域发育稳定，岩性致密而渗透性差，在断层不甚发育的地区，阻隔了煤系内部地层之间的流体联系，是叠置含气系统发育的关键地质因素，被称为“关键层”，体现了层序地层格架控气的特点[1,22-23]。受此地质背景控制，储层流体压力、含气量乃至孔渗性呈“旋回性”发育(图1)，导致垂向上不同独立含气系统之间煤储层属性存在差异，构成了煤层气合采地质兼容性客观存在的地质基础[1,4,24]。

2 资料依据

分析基于研究区11口煤层气合采试验井资料，包括黔西杨梅树区块1口、松河区块2口，以及滇东恩洪区块2口和老厂区块6口(表1)。

2.1 合采产层组与叠置含气系统

合采产层组优化设计的基本原则，是尽量避免储层属性差异可能造成的合采地质条件不兼容性，以及由此带来的排采相互干扰。叠置含气系统的发育，使得不同含气系统乃至同一含气系统中不同产层之间客观存在属性差异[2]。为此，判识含气系统的叠置性及不同系统之间储层属性的差异程度，是煤层气合采产层组选择与设计的基础地质工作。保守的做法是将产层组限定在同一含气系统，这也是研究区近年来多数煤层气井选层设计的基本考虑。另一方面，尽管一个产层组中不同产层属性差异客观存在，但这种差异如果不超过合采兼容性阈值[1]，则合采生产不仅仍然可以正常进行，而且有利于优质储层产气潜力的充分释放。综合考察上述两个方面，处于煤层气勘探与开发试验阶段的滇东—黔西地区需要进行多方案的合采产层组设计及其工业性试验，以查明合采兼容性阈值，提高单井合采产气效果。

基于上述考虑，依托国家科技重大专项先导性示范工程，研究区煤层气勘探与开发试验了多种合采产层组(压裂选层)设计方案，目的是在合采兼容性理论认识基础上强化实践，通过实践修正完善理论认识，进而找到更为符合当地煤层气地质条件的合采产层优化设计原则。晚二叠世最大海泛面及其沉积产物的区域性发育，导致研究区龙潭组或宣威组垂向上一般发育3套上、下叠置的独立含气系统[17-18,20-25]。基于这一普遍特点以及对特定井位含气系统叠置程度的初步分析，不同煤层气井产层组合采煤层少则2层，多者达到9层，产层分布在1～3个独立含气系统(表1)。由此，进一步涉及到不同井中煤层厚度、最大跨度(产层组中最上、最下产层之间的间距)等几何特征或产层外在属性的差异。

2.2 合采产层属性及其差异

广义的天然气产层属性，包括产层的几何特征、含气性、渗透性、储层能量、可改造性等。所谓的合采产层组包括2个及2个以上的产层，单个产层之间在属性上必然存在不同程度的差异，构成合采兼容地质条件评价的基本要素。

上述差异采用差异系数(CDI)量化描述，即

(1)

注:*代表合采产层组各煤储层的平均渗透率;**代表试井渗透率;未标星号渗透率来自测井解释。

式中，X为煤储层的某个属性，如渗透率、含气量、含气饱和度、储层压力等;下标max和min表示合采产层组中不同储层同一个属性的极值，即最大值和最小值;ΔX为合采产层组合中不同储层同一属性的极差，即最大值与最小值之差。

我国前期研究和生产实践揭示，在煤层气合采产层的诸多属性中，渗透率、储层压力和最大跨度3个属性对合采效果影响最为显著，含气量、煤层厚度等的差异也有较大影响[1,2,14]。研究区前期煤层气勘探与开发试验尽管毫无例外采用分压合采方式，主要煤层一般都有煤芯解吸实验数据，但特定井的试井层数不全，只能通过少数试井数据的约束，根据地球物理测井响应解释获得产层组中每个产层的储层渗透性和储层压力。为此，笔者分析对煤层厚度采用累计值，渗透率采用试井或测井解释的算术平均值，含气量、含气饱和度和储层压力在加权平均基础上根据式(1)求算差异系数。11口合采试验井产层相关属性的差异系数变化极大，为分析研究影响提供了具有较大广适性的现场资料基础(表1)。

与原位渗透率相比，合采效果更多地取决于压裂改造之后的渗透率。我国很少开展煤储层压裂后的再次试井工作，研究区同样缺乏这方面数据。为了弥补这一不足，根据无限边界气井地层压降原理，采用排采阶段井底压力降落曲线径向流段实测数据[26]，反演获得产层组压裂后的平均渗透率。结果显示，11口井煤储层改造效果差异极大，压裂后渗透率变化于0.57×10-15～43.37×10-15 m2之间，渗透率增大5～279倍，黔西地区压裂效果显著好于滇东地区，增渗倍数具有随产层组平均原始渗透率降低而变好的总体趋势(图2)。

2.3 合层排采初期生产动态特点

考虑排采时间统一原则，主要采用排采前150 d数据表征合采井初期生产动态特点及其储层、排采管控影响因素(表2)。特征参数分为4组:第1组是见气时间和见气井底流体压力(简称见气流压)，表征合采产层组产气的快慢;第2组是见气时段井底流压与放气时段井底流压的差值(见套-放气流压差)，表征产层组地层能量释放的难易程度和煤层气井憋压管控特点;第3组是放气流压、放气套压以及两者差值(放气流套压差)，表征产层组的产气潜力;第4组是统计截止日单井峰值产气量以及排采前150 d日均气水产量，用以表征合采井排水产气实际效果。

黔西地区3口井具有见气时间短、见气井底流压高的特点，反映见气快、储层能量高;滇东老厂区块6口井恰恰相反，恩洪2口井则见气慢但储层能量高(图3(a))。黔西地区、恩洪区块合采井同为高能量储层，但初期产气效果差异极大，这与储层属性差异及排采管控策略不同有关(后述)。从老厂、恩洪再到松河区块，放气流压随放气套压的增大而增高，即无论储层能量高低，放气流套压差始终保持在一个较小的水平，指示这10口井都采取了憋套憋压的排采管控措施，但初期日产气量相对较低，部分井150 d内尚未见气见套;杨梅树区块MC1井放气时高流压低套压，基本上没有憋压过程，但初期产气效果却非常好(图3(b))。这些现象提出了一个排采管控基本问题，即研究区煤层气合采井是否都需要憋压，憋到什么程度最有利于产气潜力充分释放？或者说，如何把握该区合采井憋压时机？

2.4 合采井排采初期气水产出特点

11口井合采产层组煤层累计厚度变化于4.8～18.8 m之间，不同井产层累计厚度相差数倍，不利于客观对比气水产出特点(表1)。为此，将各井排采前期150 d气水日产量换算为单位煤层厚度产出数据，统一气水产出特点的产层厚度对比基准。结果显示:单位煤层厚度日产气量增大，日产水量随之呈对数形式增加，指示合采井煤层气高产必须具备一定的产液潜力，单位煤层厚度日产气量100 m3/d对应的单位煤厚日产水量在0.65 m3/d左右(图4(a))。LC3井产层组中13号煤层直接顶板及19号煤层基本底为砂岩含水层，可能被压裂贯通，日产水量较高，在排采数据统计截至日尚未产气，仍处于单相水流阶段。

表2 滇东-黔西地区典型煤层气合采井试气阶段性成果
Table 2 Phase gas-testing results of typical CBM wells in Eastern Yunnan-Western Guizhou area

注:恩洪区块和老厂区块排采数据截至到2018-12-21。

为了评估煤储层产气潜力，笔者前期依据试井及煤样测试数据，对老厂区块K4103-3井进行过产能数值模拟[17]。该井7+8号煤层试井渗透率0.26×10-15 m2，设压裂增渗1,10,30,50倍以及影响半径100 m，模拟获得单位煤层厚度峰值产气量分别为7.90,45.11,82.94,481.54 m3/d(图4(b))。对比11口井实际排采数据，MC1井排采150,300和450 d单位煤层厚度日均产气量分别为195,474和632 m3/d，单位煤层厚度峰值产气量达790 m3/d。相比之下，研究区其他井排采150 d单位煤层厚度日均产气量均未超过60 m3/d，产气潜力尚未充分释放(图4(a)，表2)。

3 阈值探讨

针对叠置含气系统特点合理确定产层组，是煤层气合采成败的关键。基于11口合采生产试验井排采数据，将特征参数归纳为外在地质属性、内在地质属性、改造与排采管控措施3个方面，分析探讨研究区煤层气合采兼容性地质条件及其阈值。

3.1 合采井排采初期气水产出特点

理想的煤层气合采产层组应为一组储层性质相近、可采用同一井网开发的气层组合，这与常规油气开发层系异曲同工。产层组外在属性包括产层组的底界埋深、最大跨度(合采产层组顶面与底面埋深的差值)、累计厚度、煤层数等，显示产层组及其目标煤储层三维空间分布特点。

研究区合采产层组底界埋深对排采初期生产行为的控制呈现2个特点:1是特征指标随埋深增大呈非线性变差，见气时间延长，初期气水产量显著降低，原因在于压裂改造效果明显变差;2是在此趋势上存在突变，对应埋深在700～800 m(图5)。煤储层物性在一定埋深发生突变的现象非常普遍[27-28]，如沁水盆地南部[29]、鄂尔多斯盆地东部[30]等。为此，这一趋势与合采还是单采没有直接关系，根本原因在于构造应力状态随深度变化发生的转换，即由浅部的挤压机制转变为深部的拉张机制[31]，研究区这一转换深度处于700～800 m[32-33]。由此，导致压裂缝优势方向由浅部的顺层延伸转变为深部的垂向扩展。

如图6(a)所示，除了压裂失误的LC3井之外，同一区块最大跨度尽管变化极大，但见气时间差异并不明显，黔西地区较短，恩洪区块最长，表明同一区块内合采井见气时间相对稳定，与跨度不存在特定关系。就不同区块来看，最大跨度增加，滇东初期日均气水产量、压裂增渗倍数呈“非单调函数”变化，极大值出现在最大跨度40～60 m;黔西初期日均产气量变化趋势与滇东类似，但初期日均产水量呈非线性单调增大，压裂增渗倍数极大值位于最大跨度100 m左右(图6(b)～(d))。由此指示，研究区煤层气合采产层组存在一个最佳跨度，但黔西、滇东地区跨度阈值有所不同;这一不同起源于开发地质条件的差异，滇东地区较弱的煤储层富水性、较强的地应力[32-33]为造成初期生产效果相对较差的重要地质原因。

与最大跨度类似，同一区块范围内产层组层数对见气时间没有明显影响(图7(a))。随产层层数的增多，初期产气量在3～5层之间出现极大值，初期产水量相应地出现拐点，压裂增渗倍数总体上趋于降低(图7(c)～(d))。层数涉及产层组的供气、供液能力，层数过多拉大了储层属性的差异，导致合采兼容性变差，进而削弱了产气能力。初期产水量随层数增多而趋于增大，这是供液地层厚度增大的必然结果;初期产气量存在的极大值正是研究区合采产层数的阈值，起源于不同产层各类属性差异加大的综合影响。压裂增渗倍数趋于降低的原因可能在于两个方面:一是单个产层压裂缝在一定程度上贯穿煤层顶底板，导致压裂贯穿层实际厚度大于产层本身厚度，“摊薄”了按产层实际厚度设计的压裂能量;二是层数增多最大跨度随之增大，致使产层组地应力极差拉大，按平均地应力设计的压裂方案适应性变差。

合采产层累计厚度对初期生产特征的影响，与组合层数显示的规律高度一致，这是产层组层数与累计厚度显著正相关的必然结果(图8)。

3.2 合采产层组内在地质属性

煤层气合采产层组内在地质属性包括诸多地质因素，其中储层压力差、渗透率差显著影响到煤层气合采效果[1]。合采产层压力状态差抑制合采产能，渗透率差控制了组合中不同产层的产气贡献[1,34]。改造效果的终极标志是渗透率，虽说压裂渗透率相对值(增大倍数)与原始渗透率之间有一定内在联系(图2)，但绝对值与原始渗透率之间并无特定关系(表1)，说明改造效果主要取决于煤体结构及地应力。同时，含气饱和度差是吸附-解吸性与地层能量耦合作用的结果，产层组中不同产层含气饱和度差异必然对合采兼容性造成影响，但迄今没有相关研究成果见诸报道。为此，本节分析产层组原始含气量差、含气饱和度差及原始储层压力状态差对初期合采效果的影响，渗透率将在下一节“储层改造”中讨论。

根据式(1)，计算得到11口井产层组原始含气量差异指数，分析该指数对合采井初期生产特征的影响。结果显示，在特定区块范围内，无论见气时间、初期气水产量还是初期流套压差(井底流压与套压之间的差值)，均与含气量差异指数没有特定因果关系，特征参数差异体现在不同区块之间(图9)。由此来看，含气量差异并非研究区单井合采生产特征的主要地质控制因素。至于区内产层组含气量差异是否对产气贡献有所影响，排采初期资料数据尚无法为此提供分析依据。

研究区合采产层组含气饱和度与初期生产特征之间关系与含气量类似，但所指示的生产特征分布规律更为显著，这是含气饱和度为吸附性、含气量、流体压力综合作用效应的必然结果。恩洪区块2口井埋深因素与其他区块不具可比性。除此之外，其他9口井服从统一规律，初期产气量随产层组加权平均含气饱和度的增高而呈线性增大，随含气饱和度差异指数增大而趋于降低(图10(a))。从阈值角度分析，初期日均产气量400 m3/d对应的加权平均含气饱和度在50%左右，对应的含气饱和度差异指数阈值因地而异，黔西地区约为180%，滇东地区只有20%左右。含气饱和度“阈值”地域性差异揭示，地层能量越低及储层可改造性越差，产层组含气饱和度差异对合采兼容性的影响就越为强烈。

根据式(1)计算的压力状态差异指数，实质上为产层组压力系数相对极差，用来衡量产层组内各产层之间储层压力状态的差异程度。与前面讨论过的特征参数类似，同一区块范围压力状态差异指数对见气时间没有实质性影响，差异主要体现在不同区块之间(图11(a))。然而，排采初期气水产量和流体压力动态与产层组原始流体压力差密切相关，黔西、滇东两个地区初期气水产量随压力状态差异指数的分布显著不同。如图11(b)～(c)所示:黔西产层组压力状态差异指数变化较小，合采井初期气水产量相对较高，两者相互关系不是十分清晰;滇东合采井初期气水产量随压力状态差异指数的增大而趋于降低，初期日产气量包络线上150 m3/d所对应的差异指数位于6%～8%，日产水量指数衰减曲线拐点对应于差异系数3%左右。全区初期流套压力差服从统一且显著的指数式衰减规律，拐点出现在压力系数差异指数5%左右(图11(d))。也就是说，与黔西地区相比，滇东合采井初期气水产出特征对原始储层压力状态差异的响应更为敏感，有利于合采产能释放的原始储层压力差不宜过大，对应的压力系数差异指数不超过8%。

3.3 合采储层改造效果与排采管控措施

本文讨论的储层改造效果限定于增强合采产层的导流能力，表征参数为压裂增渗倍数。煤层气合采井排采管控措施可从多方面探讨，国内近年来提出了许多有见地的认识[35-38]。下面，基于地质统计分析，采用见气时间、气水产量、150 d流套压差、放气流套压差等参数表征合采井排采初期动态。

11口井合采产层组压裂平均渗透率与初期生产特征之间关系具有统一规律，再次指示压裂改造效果是控制煤层气井产能的关键因素。平均压裂渗透率增大，见气时间随之呈指数规律缩短，初期产气量呈线性规律增高，初期产水量趋于增大，初期流套压差快速衰减，黔西地区初期日产气量整体高于滇东地区(图12)。由此可见，见气时间长短不仅取决于煤储层可解吸性，也与渗透通道对解吸气的及时导排密切相关，原因在于及时导排有利于维持“解吸点”附近的浓度差乃至压差;初期气水产量增大，无疑是产层组导流能力整体增高的必然显示。流套压差在很大程度上取决于排采管控措施。这些现象，一方面说明产层组导流能力增高有利于合理控制井底流压与套压关系，提高初期产气量，另一方面指示研究区合采井在排采初期不宜过度“憋压”。图12(c)也显示，在全区合采井产层压裂渗透率-初期产水量正相关趋势的背景上，黔西地区本身显示“负相关规律”，这是产层组合累计厚度影响所致。如果将初期日产水量按单位产层厚度归一化，则黔西地区自身规律符合全区总体规律(图13)。

值得关注的是，某些井尽管日产气量高，但不同产层的产气潜力不一定能够得到充分释放，这是压裂改造效果不均衡所致。例如，MC1井产层组3个煤层分压合采，是研究区迄今直井产气效果最好的井[39]。基于产层组压裂增渗倍数，结合储层压力状态特点，根据前期研究认识[1]可定性分析各产层的产气贡献。见表3，该井产层组中3个煤层原始渗透率相差不大，但压裂改造显著拉大了不同煤层渗透率的差异，导致改造渗透率和储层压力系数相对较高的5-2号煤层产气贡献明显较大，而另外2个煤层的产气潜力受到抑制。由此提示，在保证增渗效果的同时，需要关注产层组中各产层的均衡改造;通过差异性改造措施，尽可能使原始储层属性差异得到均一化，进而促进总体产气潜力的充分释放。进一步而言，在煤层气合采井储层改造方案设计时，需要加强对压裂改造后产层组内部不同产层属性之间差异性的分析，对不同产层制定差异化改造方案。

放气流套压差反映合采产层组产能释放潜力，也是指示憋压难易程度的标志。经过适当憋压，若套压

表3 MC1井合采产层压裂增渗倍数与产气相对贡献
Table 3 Permeability-enhanced multiple and relative contribution of gas production for co-producing coal seams of MC1 Well

增高极快则必须放气，使得放气流套压差增大，指示产能释放潜力大，如MC1井;若套压上升缓慢，稍微释放套压就会引起产气量明显下降，势必延长憋压，造成放气流套压差减小，表明产气潜力较小，如滇东两个区块。为此，把握憋压程度和放气时机是排采控制的重要内容，并与煤储层流体压力、含气量及煤层气可解吸性等因素影响下的启动压力梯度、解吸半径扩展等特性有关[40]。研究区不同区块合采井初期生产特征不尽相同，但均有初期气水产量均随放气流套压差的增大而增高的一般规律(图14(a)～(d))。显然，放气流套压差越大，指示高产井储层裂缝系统导流能力越强，地层能量传播速度较快，压降漏斗易于扩展，不宜采取过度憋压措施，如黔西3口井;低产井却反之，如滇东8口井。这一机理，是放气流套压差与初期流套压差呈正相关趋势的主要原因(图14(e),(f))，而且这两个特征参数分别与初期气水产量存在确定关系，均可用来指示合采产能释放潜力。此外，恩洪2口井放气流套压差与相关特征参数的关系不符合上述总体规律(14(b),(e))，直接原因在于产层埋深过大(图5)，具体情况将在下面进一步讨论。

见套-放气流压差可用于衡量憋压程度，也能直接反映见套到放气阶段地层能量的衰减幅度，指示产层渗流通道的畅通状况或压降漏斗扩展的难易程度，是调整排采制度的重要依据。黔西3口井随见套-放气流压差增大，初期产水量趋于增高(图15(b))，这是GP1井合采产层层数过多、累计厚度过大(图7,8)所致。排除这一“异常”因素，研究区合采井初期气水产量随见套-放气流压差增大呈指数形式衰减，且相似见套-放气流压差条件下黔西地区初期气水产量显著高于滇东地区(图15(a),(b))。这一特点指示，黔西地区煤储层富水性相对较强，改造后的煤储层渗流通道更为通畅，压降漏斗更容易扩展，也与该区地应力低于滇东地区的地质条件[32-33]密切相关。同时，见套-放气流压差增高，初期流套压差趋于降低，且黔西地区和老厂区块合采井流套压差较低，恩洪区块显著较高(图15(c),(d))。结合初期气水产量特征(图14(b))，认为产生这一趋势的原因在于3个方面:1是就全区而言，憋压未必有助于合采井高产，重要的是需考察地层能量传导的难易程度;2是恩洪区块2口合采井难以憋压，原因在于产层组埋深过大造成储层应力增高，约束了储层改造效果和地层能量传导;3是老厂区块地层能量不足，憋压困难且地层能量传导或压降漏斗扩展能力弱，需要采取更有针对性的开发工艺技术以及改造和排采管控措施。

4 措施建议

提炼上述相关认识，提出了关于黔西—滇东地区煤层气合采兼容性阈值及工程设计优化的地质建议(表4)，并建议高度关注:

表4 黔西—滇东地区煤层气合采产层组设计与排采管控措施优化建议
Table 4 Suggestions on optimizing the design of CBM co-producing group and drainage measures in the study area

第1，至少对于滇东地区，由于地应力状态从浅部挤压机制向深部拉张机制的转换以及较高地应力，先前采用的储层改造技术不适应于800 m以深煤储层。对于黔西地区深部煤储层，需要谨慎研究现行合采技术的可行性，在此基础上施工生产试验井，验证和修正关于合采产层组优选、储层改造、排采管控技术方案及其优化设计思想。

第2，研究区上二叠统煤系含气系统叠置性受沉积古地理类型控制，由西向东(向远离康滇古陆方向)逐渐增强[20-23]。受此背景影响，黔西地区由于叠置含气系统储层压力状态差带来的排采干扰问题会更加突出，但若构造(如开放性断层)在垂向上导通不同含气系统则可能弱化叠置性;滇东地区尽管层序地层结构特点引起的含气系统叠置性相对较弱，但高地应力可能会在一定程度上强化各独立含气系统之间的叠置性，造成系统之间储层压力状态差加大。为此，精细分析单井储层压力剖面形态及量化微细变化，是合理确定合采产层组的关键地质工作。

第3，压裂改造效果与煤储层原始渗透率之间不存在必然联系，关键在于储层可压裂改造性。压裂改造在煤储层中形成高导流能力的裂缝，使气-水径向流变为线性流，减少流动阻力，其实际效果是提高了煤储层渗透性。为此，需要在储层原始渗透率高低与储层可改造性之间找到一个明确的结合点或“抓手”，进而完善目前煤层气开发地质条件评价体系。具体到研究区来说，影响储层可压裂改造性的关键因素是煤体结构，在深部还有地应力因素的叠加。合采效果可以采用产气量高低和持续时间加以衡量，但产层贡献是衡量产层组合采潜力整体释放程度的更有效标志，应予高度关注。其中，重要的工程措施应是通过改造方式和排采控制来削弱各产层的属性差异。合采产层组各产层的均衡改造是削弱产层渗透性差异的可探索途径，可设计差异性分层压裂技术方案予以实现。

第4，煤层气井憋压与否、憋压程度和放气时机的把握因区块乃至因井而异[41-42]。憋压的目的，在于通过控制生产压差来平衡产液速率与煤层气解吸速率之间关系，尽可能在地层中形成连续解吸气流，但实践中发现憋压程度因煤储层条件而异，但憋压并非意味着憋高套压，需要把握憋压程度。黔西地区煤储层含气饱和度较高，地层能量、渗流能力相对较好，适当憋压后尽快放气即可实现高产，过度憋压则可能造成储层伤害。滇东地区煤储层含气饱和度和地层能量相对较低，地应力相对较高，现行压裂改造措施难易奏效，造成解吸影响半径和渗流能力极弱，若憋压程度不够难以形成稳定连续气流，憋压过度则造成煤粉沉淀而进一步损伤渗流能力。滇东合采井憋压难度带来的矛盾，一方面暂时可采用见套-放气井底流压不超过0.4 MPa的原则来把握放气时机，另一方面需要优先解决有效增渗这一核心问题，否则任何排采管控措施均可能难以奏效。

第5，需要指出的是，煤层气合采井出现干扰的地质原因实质是合采(排)地质条件兼容性，工程措施实质在于控压排采。然而，无论地质实质还是工程实质，都需要分解成不同具体因素开展具体分析。关于如何控压，多家单位在研究区不同区块做过理论分析和工程探索，但至今没有形成统一认识。本文力图通过具体因素的分解与合成分析，为推进这一问题的解决提供参考依据。

5 结 论

(1)合采产层组地质因素对初期排采效果的影响不一。就外在因素来看:产层组底界埋深显著影响初期生产行为，这是单采及合采的共性特征，与合采无直接关系;产层组存在最佳跨度，但黔西、滇东地区跨度阈值有所不同;产层组层数对见气时间没有实质性影响，与初期产气量关系存在一个极大值，与初期产水量关系存在拐点，与压裂增渗倍数呈负相关关系;压裂增渗倍数随产层数增多而降低，可能是单产层压裂缝贯穿煤层顶底板和(或)层数增多导致产层组跨度段地应力极差拉大的结果。就内在因素来看:产层组加权平均含气饱和度及其差异指数阈值因地而异，地层能量越低及储层可改造性越差，含气饱和度差异对合采兼容性的影响就越为强烈;产层组原始压力状态差异对见气时间的影响主要存在于不同区块之间;与黔西地区相比，滇东地区合采井初期气水产出特征对储层原始压力状态差异的响应更为敏感;无论黔西还是滇东地区，有利于产层组合采产能释放的储层原始压力差不宜过大。

(2)合采地质条件阈值与储层改造效果及排采管控措施密切相关。产层组见气时间随平均压裂渗透率增大呈指数规律缩短，压裂改造效果的不均衡导致各产层产气潜力难以充分释放。由此，提出了均衡改造的合采产层组分层压裂设计思想，通过同一产层组中不同产层的差异性改造及排采控制来弱化各产层属性之间的差异，促使原始储层属性差异均一化，这可能是最大限度释放各产层产气潜力的可行途径。研究认为，现行储层改造技术不适应于滇东地区800 m以深的煤储层，合理确定产层组的基础在于单井储层压力剖面精细分析;压裂改造效果与煤储层原始渗透率之间不存在必然联系，关键在于储层可压裂改造性;合采井憋压与否、憋压程度和放气时机因区块乃至因井而异，黔西地区适当憋压后尽快放气，滇东地区见套-放气井底流压差不宜过高，但需要优先解决有效增渗这一核心问题，仅凭排采调控措施可能难以奏效。

(3)归纳上述，在11口井排采管控制度不变的条件下，影响研究区煤层气合采初期效果的关键因素在于5个方面:1是产层组底界埋深不大于800 m，对于滇东地区尤为如此;2是产层组最大跨度不超过60 m，黔西地区可以适当放宽;3是含气饱和度，地层能量越低及储层可改造性越差，加权平均含气饱和度要求越高，饱和度差异系数就应越小，滇东地区差异系数不应超过20%;4是储层压力状态，产层组压力状态差异系数不大于8%，黔西地区可以适当放宽;5是产层组均衡改造，对各产层采取差异化改造措施，尽可能促使原始储层属性差异得到相对均一化。

参考文献(References):

[1] 秦勇,吴建光,申建,等.煤系气合采地质技术前缘性探索[J].煤炭学报,2018,43(6):1504-1516.

QIN Yong,WU Jianguang,SHEN Jian,et al.Frontier research of geological technology for coal measure gas joint-mining[J].Journal of China Coal Society,2018,43(6):1504-1516.

[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,2016,41(1):14-23.

QIN Yong,SHEN Jian,SHEN Yulin.Joint mining compatibility of superposed gas-bearing systems:A general geological problem for extraction of three natural gases and deep CBM in coal series[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):14-23.

[3] 秦勇.中国煤系气共生成藏作用研究进展[J].天然气工业,2018,38(4):26-36.

QIN Yong.Research progress of symbiotic accumulation of coal measure gas in China[J].Natural Gas Industry,2018,38(4):26-36.

[4] 秦勇,熊孟辉,易同生,等.论多层叠置独立含煤层气系统——以贵州织金—纳雍煤田水公河向斜为例[J].地质论评,2008,54(1):65-70.

QIN Yong,XIONG Menghui,YI Tongsheng,et al.On unattached multiple superposed coalbed-methane system:In a case of the Shuigonghe syncline,Zhijin-Nayong coalfield,Guizhou[J].Geological Review,2008,54(1):65-70.

[5] 倪小明,苏现波,李广生.樊庄地区3#和15#煤层合层排采的可行性研究[J].天然气地球科学,2010,21(1):144-149.

NI Xiaoming,SU Xianbo,LI Guangsheng.Feasibility of multi-layer drainage for No.3 and No.15 coal seams in the Fanzhuang area[J].Natural Gas Geoscience,2010,21(1):144-149.

[6] 李国彪,李国富.煤层气井单层与合层排采异同点及主控因素[J].煤炭学报,2012,37(8):1354-1358.

LI Guobiao,LI Guofu.Study on the differences and main controlling factors of the coalbed methane wells between single layer and multi-layer drainage[J].Journal of China Coal Society,2012,37(8):1354-1358.

[7] 谢学恒,李小龙,陈贞龙,等.延川南地区2号和10号煤层分压合采的可行性研究[J].油气藏评价与开发,2011,1(3):65-69.

XIE Xueheng,LI Xiaolong,CHEN Zhenlong,et al.Research on the feasibility of layered fracture and commingled water drainage & gas production for No.2 and No.10 coal seams in Yanchuannan area[J].Evaluation & Development of Oil and Gas Reservoirs,2011,1(3):65-69.

[8] 孟艳军,汤达祯,许浩,等.煤层气开发中的层间矛盾问题-以柳林地区为例[J].煤田地质与勘探,2013,41(3):29-33，37.

MENG Yanjun,TANG Dazhen,XU Hao,et al.Interlayer contradiction problem in coalbed methane development:A case study in Liulin area[J].Coal Geology & Exploration,2013,41(3):29-33，37.

[9] 王振云,唐书恒,孙鹏杰,等.沁水盆地寿阳区块3号和9号煤层合层排采的可行性研究[J].中国煤炭地质,2013,25(11):21-26.

WANG Zhenyun,TANG Shuheng,SUN Pengjie,et al.Feasibility study of multi-layer drainage for No.3 and 9 coal seams in Shouyang Block,Qinshui Basin[J].Coal Geology of China,2013,25(11):21-26.

[10] 谢相军,张伟.白杨河区块煤层气分压合采因素分析[J].中国西部科技,2014,13(3):29-99.

XIE Xaingjun,ZHANG Wei.Factors of separate fracturing production for coalbed methane in Baiyanghe block[J].Science & Technology in Western China,2014,13(3):29-99.

[11] 张政,秦勇,傅雪海.沁南煤层气合层排采有利开发地质条件[J].中国矿业大学学报,2014,43(6):1019-1024.

ZHANG Zheng,QIN Yong,FU Xuehai.The favorable developing geological conditions for CBM multi-layer drainage in southern Qinshui Basin[J].Journal of China University of Mining & Technolog,2014,43(6):1019-1024.

[12] 马兵.多煤层地区煤层气合层排采理论研究[D].焦作:河南理工大学,2016.

MA Bing.Theoretical study of cbm production in mutiple coal-seam wells[D].Jiaozuo:Henan Polytechnic University,2016.

[13] 申建,张春杰,秦勇,等.鄂尔多斯盆地临兴地区煤系砂岩气与煤层气共采影响因素和参数门限[J].天然气地球科学,2017,28(3):479-487.

SHEN Jian,ZHANG Chunjie,QIN Yong,et al.Effect factors on co-mining of sandstone gas and coalbed methane in coal series and threshold of parameter in Linxing block,Ordos basin[J].Natural Gas Geoscience,2017,28(3):479-487.

[14] 杨兆彪,张争光,秦勇,等.多煤层条件下煤层气开发产层组合优化方法[J].石油勘探与开发,2018,45(2):297-304.

YANG Zhaobiao,ZHANG Zhengguang,QIN Yong,et al.Optimization methods of production layer combination for coalbed methane development in multi-coal seams[J].Petroleum Exploration and Development,2018,45(2):297-304.

[15] 申建,秦勇,张兵,等.鄂尔多斯盆地东缘临兴区块煤系叠置含气系统及其兼容性[J].煤炭学报,2018,43(6):1614-1619.

SHEN Jian,QIN Yong,ZHANG Bing,et al.Superimposing gas-bearing system in coal measures and its compatibility in Linxing Block,east Ordos Basin[J].Journal of China Coal Society,2018,43(6):1614-1619.

[16] 孟尚志,李勇,王建中,等.煤系“三气”单井筒合采可行性分析——基于现场试验井的讨论[J].煤炭学报,2018,43(1):168-174.

MENG Shangzhi,LI Yong,WANG Jianzhong,et al.Productivity equation and influencing factors of co-producing coalbed methane and tight sand gas[J].Journal of China Coal Society,2018,43(1):168-174.

[17] 秦勇,罗俊,申建,等.云南省煤层气资源及开采地质条件[M].徐州:中国矿业大学出版社,2018.

[18] 秦勇,高弟,吴财芳,等.贵州省煤层气资源潜力与评价[M].徐州:中国矿业大学出版社,2012.

[19] GAO Di,QIN Yong,YI Tongsheng.CBM geology and exploring-developing stratagem in Guizhou Province,China[J].Procedia Earth and Planetary Science,2009(1):882-887.

[20] SHEN Yulin,QIN Yong,GEOFF G X Wang,et al.Sedimentary control on the formation of a multi-superimposed gas system in the development of key layers in the sequence framework[J].Marine and Petroleum Geology,2017,88:268-281.

[21] SHEN Yulin,QIN Yong,GUO Yinghai,et al.Characteristics and sedimentary control of a coalbed methane-bearing system in Lopingian(Late Permian) coal-bearing strata of western Guizhou Province[J].Journal of Natural Gas Science and Engineering,2016,33:8-17.

[22] 沈玉林,秦勇,郭英海,等.“多层叠置独立含煤层气系统”形成的沉积控制因素[J].地球科学(中国地质大学学报),2012,37(3):573-579.

SHEN Yulin,QIN Yong,GUO Yinghai,et al.Sedimentary controlling factor of unattached multiple superimposed coalbed-methane system formation[J].Earth Science-Journal of China University of Geosciences,2012,37(3):573-579.

[23] 袁学旭.多煤层含气系统识别研究——以黔西上二叠统为例[D].徐州:中国矿业大学,2014.

YUAN Xuexu.Recognition of multi-coalbed methane bearing system:A case study of coal-bearing strata of Upper Permian in Western Guizhou[D].Xuzhou:China University of Mining and Technology,2014.

[24] 易同生,周效志,金军.黔西松河井田龙潭煤系煤层气-致密气成藏特征及共探共采技术[J].煤炭学报,2016,41(1):212-220.

YI Tongsheng,ZHOU Xiaozhi,JIN Jun.Study on the reservoir forming characteristics and co-exploration and concurrent production technology of Longtan coal measure coalbed methane & tight gas in Songhe field,western Guizhou[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):212-220.

[25] 沈玉林.多煤层叠置条件下的层序地层与含煤层气系统[D].徐州:中国矿业大学,2012.

SHEN Yulin.Sequence stratigraphy and coalbed-methane system under the unattached multiple superimposed[D].Xuzhou:China University of Mining and Technology,2012.

[26] 杨宇,张凤东,孙晗森.试井分析[M].北京:地质出版社,2015.

[27] 秦勇,申建,王宝文,等.深部煤层气成藏效应及其耦合关系[J].石油学报,2012,33(1):48-54.

QIN Yong,SHEN Jian,WANG Baowen,et al.Accumulation effects and coupling relationship of deep coalbed methane[J].Journal of China Coal Society,2012,33(1):48-54.

[28] 申建,秦勇,傅雪海,等.深部煤层气成藏条件特殊性及其临界深度探讨[J].天然气地球科学,2014,25(9):1470-1476.

SHEN Jain,QIN Yong,FU Xuehai,et al.Properties of deep coalbed methane reservoir-forming conditions and critical depth discussion[J].Natural Gas Geoscience,2014,25(9):1470-1476.

[29] 叶建平,张守仁,凌标灿,等.煤层气物性参数随埋深变化规律研究[J].煤炭科学技术,2014,42(6):35-39.

YE Jianping,ZHANG Shouren,LING Biaocan,et al.Study on variation law of coalbed methane physical property parameters with seam depth[J].Coal Science and Technology,2014,42(6):35-39.

[30] 李勇,汤达祯,孟尚志,等.鄂尔多斯盆地东缘煤储层地应力状态及其对煤层气勘探开发的影响[J].矿业科学学报,2017,2(5):416-424.

LI Yong,TANG Dazhen,MENG Shangzhi,et al.The in-situ stress of coal reservoirs in east margin of Ordos Basin and its influence on coalbed methane development[J].Journal of Mining Science and Technology,2017,2(5):416-424.

[31] 秦勇,申建.论深部煤层气基本地质问题[J].石油学报,2016,37(1):125-136.

QIN Yong,SHEN Jian.Basic geological issues and research advances on deep coalbed methane[J].Acta Petrolei Sinina,2016,37(1):125-136.

[32] JU Wei,YANG Zhaobiao,QIN Yong,et al.Characteristics of in-situ stress state and prediction of the permeability in the Upper Permian coalbed methane reservoir,western Guizhou region,SW China[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2018,165:199-211.

[33] JU Wei,JIANG Bo,QIN Yong,et al.The present-day in-situ stress field within coalbed methane reservoirs,Yuwang Block,Laochang Basin,south China[J].Marine and Petroleum Geology,2019,102:61-73.

[34] WANG Ziwei,QIN Yong.Physical experiments of CBM coproduction:A case study in Laochang district,Yunnan province,China[J].Fuel,2019,239:964-981.

[35] 李国彪,李国富.煤层气井单层与合层排采异同点及主控因素[J].煤炭学报,2012,37(8):1354-1358.

LI Guobiao,LI Guofu.Study on the differences and main controlling factors of the coalbed methane wells between single layer and multi-layer drainage[J].Journal of China Coal Society,2012,37(8):1354-1358.

[36] 康永尚,陈晶,张兵,等.沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识[J].煤炭学报,2016,41(9):2263-2272.

KANG Yongshang,CHEN Jing,ZHANG Bing,et al.Identification of aquifers influencing the drainage of CBM wells in Shouyang,Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2016,41(9):2263-2272.

[37] 康永尚,张兵,鱼雪,等.沁水盆地寿阳区块煤层气排采动态成因机理及排采对策[J].天然气地球科学,2017,28(1):116-126.

KANG Yongshang,ZHANG Bing,YU Xue,et al.Formation mechanism of well performance and CBM development strategy in Shouyang Block,Qinshui Basin[J].Natural Gas Geoscience,2017,28(1):116-126.

[38] 康永尚,王金,姜杉钰,等.煤层气井排采动态主控地质因素分析[J].地质论评,2016,62(6):1511-1520.

KANG Yongshang,WANG Jin,JIANG Shanyu,et al.Analysis on controlling geological factors influencing drainage performance of coalbed methane wells[J].Geological Review,2016,62(6):1511-1520.

[39] 单衍胜,毕彩芹,迟焕鹏,等.六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征与有利开发层段优选[J].天然气地球科学,2018,29(1):122-129.

SHAN Yansheng,BI Caiqin,CHI Huanpeng,et al.Geological characteristics of coalbed methane and optimization for favorable productive intervals of Yangmeishu syncline in Liupanshui area[J].Natural Gas Geoscience,2018,29(1):122-129.

[40] 倪小明,胡海洋,曹运兴,等.煤层气井合理放气套压的确定及其应用[J].石油钻探技术,2015,43(4):113-117.

NI Xiaoming,HU Haiyang,CAO Yunxing,et al.The determination of casing releasing pressure of CBM well and its application[J].Petroleum Drilling Techniques,2015,43(4):113-117.

[41] 胡秋嘉,毛崇昊,石斌,等.沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法[J].煤炭学报,2019,44(6):1795-1803.

HU Qiujia,MAO Chonghao,SHI Bin,et al.“Variable speed drainage-low casing pressure” control method of high rank CBM wells in South Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2019,44(6):1795-1803.

[42] 曹运兴,石玢,周丹,等.煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用[J].煤炭学报,2019,44(8):2556-2565.

CAO Yunxing,SHI Bin,ZHOU Dan,et al.Study and application of stimulation technology for low production CBM well through high pressure N2 injection soak[J].Journal of China Coal Society,2019,44(8):2556-2565.

Analysis of geological conditions for coalbed methane co-production based on production characteristics in early stage of drainage

QIN Yong1,WU Jianguang2,ZHANG Zhengguang1,YI Tongsheng3,YANG Zhaobiao1,JIN Jun3,ZHANG Bing2

(1.Key Laboratory of CBM Resources and Reservoir-Forming Process,China Ministry of Education,China University of Mining and Technology,Xuzhou 221008,China; 2.China United Coalbed Methane Ltd.Company,Beijing 100016,China; 3.Coal Geological Bureau of Guizhou,Guiyang 550081,China)

Abstract:The basis of efficient coalbed methane (CBM) co-production is to understand the co-producing compatibility deeply,in which the key is the quantitative analysis of geological conditions for co-production.Taking the typical areas of eastern Yunnan and western Guizhou as examples,mainly based on the production data during first 150 days from 11 test wells,the geological conditions for co-production are analyzed with the statistical and difference comparison methods of geological factors,and the geological suggestions for co-producing compatibility threshold and engineering design optimization in the study area are put forward.It is found that the influence of the external geological factors on early drainage is not the same.Bottom depth of the gas-producing group significantly affects the initial production,which is true for both single-and co-production.There is an optimal span of the production group,but the span threshold varies from place to place.There is a maximum in the plots of the number of gas-producing seams to the initial gas production,and an inflection point in the plots of the seam number group to the initial water production.Number of the gas producing seams is negatively related to the multiple of permeability enhancement of the fractured group,and the multiple decreases with the increase of the seam number.Not every internal geological factors of the co-producing group have an impact on the initial producing behaviors.The weighted average gas saturation and its difference index threshold of the group vary from place to place.The lower the reservoir energy and the worse the reconstructive ability,the stronger the influence of gas saturation difference on the initial production effect.The influence of in-situ pressure state difference on gas breakthrough time mainly exists between different blocks,and has no substantive significance in the same block.It is found that the gas breakthrough time decreases exponentially with the increase of average fractured permeability and there is no inevitable relationship between the fracturing and the in-situ permeability of the group.Unified fracturing measure may enlarge the attribute difference between the producing seams in the group,which inhibit the full release of the overall gas production potential.For this reason,the design idea of the balanced fracturing for the co-producing group is put forward in order to weaken the original reservoir attribute difference through differential reconstruction.It is considered that the former reservoir reconstruction technology is not suitable for the coal reservoir with the depth of more than 800 m in the eastern Yunnan.The key to determine the co-producing group reasonably is the fine analysis of the reservoir pressure profile for a single well,and the key geological factor affecting the fracturing effect of the reservoir in the study area is the coal-body structure.The engineering measure to realize the maximum release of gas production potential of the group is the balanced reconstruction between the gas producing seams.It varies from block to well that whether or not the casing pressure of the co-producing well is held and what extent is casing pressure held,so that it is very important to grasp the timing of gas release.On the premise that the current production control system of co-producing well remains unchanged,it is suggested to control the bottom depth and maximum span of the co-producing group,give preference to the groups with high weighted gas saturation,small gas saturation difference and small pressure state difference indices,and pay attention to the balanced reconstruction of each production seam in co-producing group.

Key words:coalbed methane;geological condition of gas co-production;compatibility;threshold;measure and suggestion;eastern Yunnan and western Guizhou

秦勇，吴建光，张争光,等.基于排采初期生产特征的煤层气合采地质条件分析[J].煤炭学报,2020,45(1):241-257.doi:10.13225/j.cnki.jccs.YG19.1461

QIN Yong,WU Jianguang,ZHANG Zhengguang,et al.Analysis of geological conditions for coalbed methane co-production based on production characteristics in early stage of drainage[J].Journal of China Coal Society,2020,45(1):241-257.doi:10.13225/j.cnki.jccs.YG19.1461

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2020)01-0241-17

收稿日期:2019-10-27

修回日期:2019-11-19

责任编辑:韩晋平

基金项目:国家科技重大专项资助项目(2016ZX05044);国家自然科学基金重点资助项目(41530314)

作者简介:秦 勇(1957—)，男，重庆人，教授。Tel:0516-83883564，E-mail:yongqin@cumt.edu.cn