0 引 言
我国深部煤层气资源量巨大，根据2015年国土资源部全国煤层气资源动态专项评价显示，我国埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量为30万亿m3方[1-3]，其中1 000—2 000 m埋深段地质资源量为18.87亿m3，占全国的62.8%。当前我国煤层气开发的深度大多位于1 000 m以浅[4-5]，但随着浅部已探明可动用储量的减少,深部煤层气开采技术将成为非常规天然气勘探开发的一个新领域。但由于深部煤层气藏非均质性强、不同分区地应力、渗透率差异较大，普遍地质条件复杂，煤储层渗透率低，处于“三高”地质环境下，即高地层温度、高流体压力、高地应力，导致煤层非均质性强、煤层气可采性差、煤储层改造难度大，导致开发过程中面临大量技术挑战，深部煤层气的高效开发技术逐渐成为攻关热点。
延川南煤层气田自2009年开始按照“单井突破、小井组先导、大井组试验、整体开发”的勘探开发流程，于2013年启动产能建设，2年时间完成了5亿m3产建；气田开发主力层位为山西组2号煤层，埋深在1 000～1 600 m，平均深度1 280 m，埋深>1 000 m的井占总井数的74%；气田日产气110万m3，平均单井日产1 390 m3，2018年产气3.8亿m3，成为了目前国内深部煤层气规模开发取得成功的典范。因此，笔者通过总结延川南煤层气成藏理论进展与勘探开发技术的成功经验，剖析关键问题与技术需求，有利于促进中国深部煤层气地质理论的发展和完善，并为盆地其他开发区块及其他地区煤层气勘探开发提供借鉴。
1 研究区概况
1.1 研究区位置
延川南煤层气田位于鄂尔多斯盆地东南缘，整体为一倾向北西的单斜构造(图1),中部西掌断裂带将气田分为谭坪、万宝山2个构造带，其中谭坪构造带埋深900～1 000 m，万宝山构造带1 000～1 500 m，属于深部煤层气范畴。
图1 延川南煤层气田2号煤层构造
Fig.1 Structure of No.2 coal seam in South Yanchuan Coalbed Methane Field
1.2 深部煤层气煤岩煤质特性
区内东南角2号煤层埋深较浅，西北部煤层埋深较深，埋深可达1 750 m，其中东部谭坪构造带煤层埋深650～1 000 m，西部万宝山构造带煤层埋深1 000～1 750 m(图2)。煤层发育稳定，厚度在3.8～6.0 m，平均4.7 m，呈现出由北东向南西增厚的特征，含1～2层夹矸；沉积环境为三角洲平原，煤相以潮湿森林泥炭沼泽相为主。煤岩以光亮煤、半亮煤为主，其次为暗淡煤；煤岩成分主要为镜煤和亮煤，含少量暗煤；煤体结构以原生-碎裂煤为主[6-7]，具玻璃光泽、质地脆，断口一般为参差状。煤质分析表明煤岩以低灰分、低挥发分煤为主；演化程度较高，镜质体反射率Ro为2.1%～3.0%，处于贫煤-无烟煤阶段；含气量10～22 m3/t，平均14 m3/t，整体具备良好的生气和吸附条件。
图2 延川南煤层气田2号煤层埋深
Fig.2 Depth of No.2 coal seam in South Yanchuan Coalbed Methane Field
1.3 深部煤层气孔渗特性
气田2号煤层裂隙在5 cm×5 cm平面范围内面密度在8.33～50.17条，平均为25.68条。其中，面割理在5 cm间距内有4～25条，平均15条；端割理在5 cm间距内有2～20条，平均8条，裂隙面密度由南东向北西总体上明显增大。整体上来说，全区的裂隙较为发育，有利于煤层气渗流。但显微裂隙较不发育，多以宽度小于5 μm且长度小于300 μm的裂隙为主体，连通性较差，对于煤层气的解吸扩散运移作用较为有限。
煤层孔隙度为3.0%～6.7%，多口井注入/压降测试结果显示，2号煤层渗透率为(0.017 35～0.169 80)×103 μm2，属低孔、低渗储层。压汞试验表明，孔隙结构表现为微孔和过渡孔比例相对较高，其中，微孔平均比例达到60.16%，过渡孔平均比例为28.94%，两者总和达89.1%，具有良好的吸附潜力；大孔和中孔相对较少，平均比例仅为5.8%和5.1%，微米级孔隙结构主要为开放性孔，吸附孔较渗流孔发育、连通性较差，中孔较不发育，成为煤层气渗流的“瓶颈”，孔径结构的配置较不利于煤层气的排采渗流。
1.4 深部煤层气地层能量特征
延川南煤层气田2号煤层温度为33.5～42.0 ℃，地温梯度为1.12～1.49 ℃/hm。2号煤层储层压力在东部谭坪构造带为2.77～4.79 MPa，平均3.91 MPa，西部万宝山构造带为4.47～10.57 MPa，平均7.98 MPa。受中部断裂带影响，万宝山和谭坪构造带分属2个不同的温压系统，整体上储层温度和压力随埋深增大而增大，但煤层埋深超过1 000 m，储层温度和压力急速增加。
2 深部煤层成藏控制要素
随着延川南煤层气田勘探开发程度的不断提高和生产动态规律的逐步深化，对于深部煤层气富集高产主控因素的认识逐步深入和完善，提出了“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控渗、物性控产”的深部煤层气成藏高产的五要素协同控制理论，形成了多种作用兼容、协同、共融一体化的高产富集成藏地质认识[8-10]。
2.1 沉积控制煤层发育
煤相是煤的原始成因类型，它取决于原始泥炭形成的环境。不同泥炭沼泽沉积背景，决定了植物群落持续生长的物质总量及泥炭堆积的厚度、结构、煤岩组成等。
区内煤层形成于三角洲平原下的潮湿森林泥炭沼泽相，依据沼泽中水分的补给条件差异，可进一步划分为3种类型：高位森林泥炭沼泽相、中位森林泥炭沼泽相及低位森林泥炭沼泽相。在平面上呈“南北成带、东西分块”，中部及东南部主要发育中位森林泥炭沼泽相，西部为低位森林泥炭沼泽相，东北部为高位森林泥炭沼泽相。厚度及其展布受煤相控制明显，东北部及河西地区分别位于高位、低位泥炭沼泽相，煤层厚度薄，煤层厚度大的区域位于中位泥炭沼泽相。中位泥炭沼泽相利于煤层发育，夹矸少、镜质组含量高，利于煤层气生成与吸附，因此沉积环境影响了煤层的发育及展布特征。
2.2 构造控制成藏条件
构造演化主导生烃过程，区内煤层经历了2次生气过程，在三叠纪经历了大尺度深埋和初次生气高峰，煤阶达到气煤阶段；晚侏罗-早白垩世经历二次生气作用，达到现今煤阶阶段(图3)。晚白垩世至今经历了大规模抬升浅埋的气体逸散阶段。煤层气体的甲烷碳同位素含量为-2.942%～-3.848%，平均为-3.547%，属典型的热成因气。
图3 延川南地层沉积埋藏史曲线
Fig.3 Sedimentary burial history curves of
South Yanchuan Coalbed Methane Field
不同类型的地质构造在其形成过程中构造应力场特征和内部应力分布的差异，导致煤储层和封盖层特征、裂隙发育状况、地下水径流条件、可改造性等出现差异，进而影响煤层气的聚集成藏[11-13]。①断层的影响，区内多发育逆断层，4条构造单元边界断层皆为封闭性断层，利于煤层气保存；万宝山构造带西北小断层发育，对于深部储层物性有所改善；而中部条带状断层连片发育，沟通外来水造成水侵破坏成藏。②构造形态的影响，次级低幅隆起的背斜构造，轴部未受应力破坏，煤层气相对富集，造就局部含气量高值区[14]。
2.3 水动力调整储气分布
水动力的强弱影响气藏现今的储气特征，主要表现在煤层产出水化学类型和矿化度上对煤层气保存有显著的控制作用[15]。东部谭坪构造带产出水以NaHCO3型、矿化度在3 000～5 000 mg/L为主，水动力强度高于以CaCl2型、矿化度在5 000～100 000 mg/L为主的西部万宝山构造带，水动力流动方向由高势区流向低势区，煤层含气量由东部的径流区往西部滞流区逐渐增大，即弱径流-滞流区煤层含气量高于径流区。
2.4 地应力控制原生及人工裂缝
构造应力场特征和内部应力分布的差异性，导致煤储层裂隙发育状况出现差异，同时最大、最小水平主应力以及垂直主应力的变化影响了储层的可改造性，进而影响煤层气的开发效果。
延川南地应力总体随着埋深的增加逐步增大，谭坪构造带地应力较小，煤体结构较好，煤层割理和裂隙相对发育，储层压裂改造难度小，万宝山靠近中部断裂带的推覆构造轴部受构造活动影响，地应力释放，储层具备较好的可改造性，是万宝山构造带的地质和工程甜点区，后期产气效果证实了该区的高产潜力，随着向西部埋深的进一步加深，埋深超过1 100 m后，最小水平主应力显著增加，超过23 MPa，储层破裂压力达到45 MPa以上，储层的可改造性迅速下降，严重影响了煤层气开发效果。
2.5 物性决定渗流高产
物性特征的差异主要由煤层原始渗透率及水力压裂改造效果决定，原始渗透率越高，压裂改造半缝长越长，流体渗流越容易[16-19]。结合生产数据相关性分析，高产井集中在高渗透区域，渗透率是产能的关键因素，渗透率>0.1×10-3 μm2，产量大幅上升。
万宝山煤层渗透率较低，根据注入压降测试资料，最高0.91×10-3 μm2，最低0.05×10-3 μm2，平均0.25×10-3 μm2。南部渗透率较高，(0.4～0.6)×10-3 μm2；北部及中部较低，(0.3～0.4)×10-3 μm2；西部、西南部、东北部渗透率最低，普遍在0.2×10-3 μm2以下。稳定产气量与渗透率呈正相关：渗透率值低于0.3×10-3 μm2区域，稳定产气量不到500 m3/d；渗透率高于0.3×10-3 μm2区域，稳定产气量在1 000 m3/d以上。产液量与渗透率正相关，渗透率低于0.2×10-3 μm2时最高产液量低于1.5 m3/d，渗透率大于0.5×10-3 μm2时，最高产液量大于3 m3/d。日产液、产液指数与矿化度呈负相关；反映矿化度越低、水动力越强，产液量越高，部分区域受微小断裂影响，产液量较高。
3 深部煤层气开发4大主体技术
鄂尔多斯盆地延川南煤层气田经过10年的勘探开发到全面建产以及生产运行，取得了一系列的煤层气勘探开发技术成果，支撑了深部煤层气经济有效开发的产业化发展。
3.1 低成本钻完井技术
气田内为黄土塬地貌，山峦起伏，沟壑纵横，地面条件复杂，开发井网部署难，地面工程成本高。因此在煤层气田产能建设过程中创新采用“串枝化”施工，部署井型为直井+定向井(丛式井组)，一个平台4～9口，推广“井工厂”钻井模式降本增效显著(图4)。
图4 布井示意
Fig.4 Schematic layout of wells
3.1.1 “串枝化”运行
针对沟壑纵横地貌特征采用“串枝化”施工模式，地上地下一体化，干道先行、水电配套，平台串枝推进、流水施工，各平台钻井、压裂、排采依序作业、无缝衔接，该施工方式减少设备搬家距离，单平台节省产建时间5 d，提高了施工速度。
3.1.2 “井工厂”模式
“井工厂”模式是用较小的井场部署较多数量的井，即流水线式作业批量化，无缝隙、无怠工对同平台井进行的钻井作业，确保工序与工序之间无缝衔接以优化征地费用及钻井费用，对延川南煤层气田的产能建设产生了积极的影响。具体技术包括：①钻井部署及顺序优化技术，实现设备利用的最大化，多口井依次一开、固井，依次二开、固井，二开一趟钻完成；②钻机装备快速移动技术，优化钻机选型，采用棘轮棘爪式移动装置，该装置每次步进500 mm，移动距离大，速度快；③井间防碰技术，采取井口与地质靶点呈辐射状连接的设计方案，在井眼轨道设计时进行“预放大”，从源头上减少井眼的碰撞概率；④钻井液重复利用技术，减少泥浆转换，多口井一开、二开泥浆体系相同，重复利用；平均钻井周期由16.55 d缩短至14.87 d，同比缩短10.15%。平均机械钻速由7.2 m/h提高至9.52 m/h，同比提高32.22%。平均钻机效率由1 756.35 m/(台·月)提高至3 059.36 m/(台·月)，同比提高74.19%。
3.2 深煤层增产改造技术
针对延川南深煤层“埋深大，施工压力高，加砂困难，易砂堵”的工艺难题，不断优化工艺参数，形成了配套的压裂工艺技术，通过不断优化压裂工艺参数及施工参数，形成了以前置段塞降低滤失、变排量施工控制裂缝、低温树脂覆膜砂尾追促进返排为亮点的优化工艺，研发了活性水压裂液体系：清水+0.2%助排剂YC-1+0.05%杀菌剂，成本降低40%，加砂量提高了21.8%；实施了3个平台的同步压裂试验，实现了煤层体积改造，井下微地震监测结果显示煤层压裂改造复杂程度较高，裂缝带长度110～140 m，裂缝带宽度59～91 m，复杂性指数0.23～0.34，压裂改造形成复杂网络系统。通过对煤层气低效井的低产原因分析，提出了重复压裂、注活性水、注氮气及泡沫洗井等相应增产措施，随后开展的适用性评价表明该套增产措施对低效井的增产改造具有一定的应用前景。
3.3 智能化排采控制技术
深煤层具有低孔、低渗、高应力敏感的特征，不易排采过快，造成压降漏斗难以扩展，导致气井产气低效，宜采用合理排采制度控制井底压力，从而保证“连续、缓慢、稳定、长期”的八字方针[20-21]。针对深煤层应力敏感性强的特点，基于煤心物理模拟试验和等温吸附原理，以压力均衡提高返排、储层整体有效降压为核心，制定定量化的排采制度。单向流阶段由储层压力点开始稳压生产，见气周期由150 d延长到300 d，提高解吸前返排率，扩大泄压体积。双相流阶段：以等温吸附曲线为基础，建立解吸效率方程，推导转折压力、敏感压力2个压力点；将气井排采划分为快速排水、缓慢降压、稳压控气、阶梯降压以及控压稳产5个阶段；预测储层压力、解吸压力、转折压力、敏感压力做为排采阶段“关键点”；控制“压后放喷、投产启抽、见气调整、平衡排采”4个关键阶段；最大限度地降低应力敏感对储层的伤害，增大了泄压面积，提高单井产量，尤其在见气前的排采控制至关重要，直接影响后期煤层气生产能力，该制度在延川南气田得到了较好的应用，并取得了非常好的效果。
3.4 气田数字化技术
3.4.1 地面集输
煤层气地面工程建设是煤层气田开发利用的核心环节之一，针对气田地形条件复杂、相对高差较大、煤层气产量低、储层低压、低渗等特点，从井场工艺、集输半径、设备选型、管材选择，节能减排等多方面考虑，形成了以“二级布站、等比增压、压后脱水、管道外输”为特色的外输流程，以“井口调压、阀前脱水、滤后计量、汇管集气”为亮点的井场流程，以“自压输气、枝状串接、阀组控制、低点凝水”为创意的集气工艺，以“燃气发电、余热回收、内网输电、压气外销”为优势的综合利用方式等，这极大地优化并简化了煤层气田地面建设工程的主要工艺技术，降低了地面建设投资和运行费用，取得了较好的地面开发集输效果。
3.4.2 数字化气田
自动化建设以自动化生产为主、智能化生产为辅的排采、集输一体化的生产信息管理系统，以提高精细化、科学化管理水平，覆盖164个平台887口井的排采自动化、4座场站的站控自动化和全流程的PCS系统全面运行；实现了“数据分步存蓄集中管理”、“信息分散采集全网共享”、“问题自动反应统一决策”以及“操作实施远程可视监控”，显著提高了劳动生产率，控制用工总量增长，实现了优化投资、提高效益、提升质量，大幅提高了管理水平与效益。
4 结 论
1)鄂尔多斯盆地延川南煤层气田具备有利的煤层气成藏条件，表现为：埋深大(平均1 280 m)、主要发育有利的中位森林泥炭沼泽相、煤阶高(Ro为2.1%～3.0%)、含气量高(10～22 m3/t)，割理裂隙发育(5 cm×5 cm平面范围内面密度在8.33～50.17条，平均为25.68条)、但渗透率低((0.017 35～0.169 80)×10-3 μm2)、保存条件较好等地质特点。
2)研究区煤层气呈现“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”五元协同的成藏规律以及高产特征，指导了延川南深部煤层气规模开发的选区产建；基本明确了深部煤层气富集高产的关键要素，逐步完善了深部煤层气勘探开发规律的理论认识。
3)围绕深部煤层气开发难度大、成本高的关键问题，发展和完善了以“降低成本、改善储层、精细排采、智能控制”为核心的一整套开发配套工程工艺，形成了“串枝化”“井工厂”为特色的钻完井技术、深煤层增产改造技术、智能化排采控制技术、气田数字化技术等四大核心技术，为同类型的深部煤层气产能建设经济有效开发提供了技术支撑。
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