0 引 言
煤层气是我国重要的非常规天然气资源之一，沁水和鄂东中高煤阶(Ro>0.7%)煤层气资源已取得商业化开发，中低煤阶(Ro<2.0%)煤层气资源勘探开发正处于推进阶段[1-2]。准噶尔盆地南缘(以下简称“准南”)侏罗系煤层具有厚度大、层数多、大倾角、热演化程度低以及含气量适中等特征，满足大规模煤层气藏形成的地质条件[3-4]；新疆煤田地质局在阜康-白杨河矿区建成新疆第1个煤层气示范工程[5-6]，新疆科林思德公司在阜康四工河地区的煤层气勘探取得关键突破[7]，定向井日产气量可达2.39×104 m3；准噶尔盆地南缘煤层气富集条件复杂，前人对该地区煤层气成藏模式、主控因素以及赋存规律进行了一系列分析研究[3,8-10]，指出构造-水动力组合是其成藏的重要控制因素[8-9]，同时开展了准南部分区域煤层气资源潜力评价，并优选出勘探开发有利区[4,7,11-12]。但目前准南煤层气产能建设主要集中在乌鲁木齐河以东地区，以西地区尽管进行了区块优选并初步开发，但其产能效果并不明显，玛参、昌式等系列井盖层封盖能力差，裂隙发育导致产水量居高不下[13]，因此查明影响产能的主控因素，将有助于提高选区评价的准确性。
乌鲁木齐河以东至大黄山地区(准南东区)3个煤层气产能示范区的成功建立，可为准南大倾角地质耦合条件下中低煤阶煤层气开发提供经验参考。同时，低煤阶煤层气资源选区评价不仅需要借鉴中高阶煤层气勘探开发经验，更需要结合其自身特点，优选出适应性强的评价参数，科学制定评价标准，进而开展选区评价工作。笔者基于示范区高产主控因素的分析，优选评价参数，并结合准南煤层自身特性建立合理评价标准，对乌鲁木齐河以西至白杨沟区域(准南西区)进行评价。
1 地质背景
准南地区构造上隶属北天山山前断褶带的次级构造，分别与北天山及博格达山山前前陆盆地的形成演化、褶皱成山密切相关，背、向斜构造为准南地区主要褶皱类型[14-15]。准噶尔盆地南缘大倾角煤层受强烈构造挤压作用发生变形，倾角急剧增大，部分地区煤层垂直甚至倒转(图1)，导致煤储层物性发生改变，煤层含气系统重新构建，煤层气富集区分布规律不明。
准噶尔盆地南缘主含煤地层为中侏罗统西山窑组(J2x)和下侏罗统八道湾组(J1b)[7]，地层呈北东—南西或东—西向条带展布，具有典型的多层叠置、厚度大及热演化程度低的特征。其中八道湾组含煤2～45层，煤层总厚度为7～85 m，煤层东部较西部数量
图1 准噶尔盆地南缘典型地质特征与富煤区分布[13]
Fig.1 Typical geological characteristics and distribution of coal-rich areas in southern margin of Junggar Basin
多、厚度大；西山窑组含煤3～39层，煤层总厚度为8～110 m，共3个富煤区带，分别位于玛纳斯、乌鲁木齐河西和乌鲁木齐河东区域[13]；2套煤层Ro值主要分布在0.39%～0.94%，属于中低煤阶煤。
2 煤层气开发效果
2.1 示范区定向井产能特征
乌鲁木齐河东示范区煤层气排采井主要分布于八道湾向斜构造部位，平均日产气量575～1 170 m3，日产水量0.47 ～10.00 m3，见气时间10～150 d。现阶段高产井为WS-13，持续稳产约370 d，产气量1 600 m3/d；四工河示范区煤层气排采井主要分布于阜康向斜两翼，平均日产气量7～15 726 m3，日产水量0.65～28.00 m3，见气时间12～251 d，高产井主要分布阜康向斜转折端部位，如CS11-X2，截至2018年8月，平均日产气量15 726 m3；白杨河示范区煤层气排采井主要分布在黄山二工河向斜构造部位，平均日产气量229～2 136 m3，日产水量4～117 m3，见气时间42～299 d。现阶段高产井为FS-77，最高达4 964 m3，目前日产气量基本维持在4 200 m3左右，产量稳定。
本次产能资料统计过程中，四工河示范区生产资料相对较多，且气井排采周期长，产气量特征明显，平均日产气量小于500 m3/d的气井共14口，500～1 000 m3/d共3口，1 000～2 000 m3/d共7口，大于2 000 m3/d共17口，故气井产能主控因素主要基于四工河煤层气井资料进行探讨。同时，对于长期修井、停井等工程因素而导致低产的气井，其排采数据不应用于分析地质因素对产能的控制作用，故在分析过程中进行了针对性剔除。
2.2 气井产能主控因素
2.2.1 资源禀赋条件
1)资源配置关系。准南东区煤层厚度整体上表现为高产井对应厚煤层，排采煤层总厚度均大于20 m(图2a)；准南东区主采煤层含气量以四工河最高(约15.5 m3/t)，白杨河次之(约13.0 m3/t)，河东最低(约5.8 m3/t)，区域之间与产能有一定对应关系。然而同一示范区煤层厚度、含气量与产能的相关性并不强(图2b)，有学者分析发现，由厚度、含气量、埋深定义的综合系数[16]，与产气量有着较好的相关性。基于示范区多煤层合采的排采方案以及该地区煤层数量多、厚度差异大的特征，提出多煤层组合系数γ=sN(其中：s为不同煤层厚度样本集的标准差；N为可采煤层数量)，用于表征多层合采潜力，对比分析发现，该系数与气井产气量有较好的指数拟合关系(图2c)。
图2 准南东区资源赋存条件与平均日产气量关系
Fig.2 Relationship between resource enrichment conditions and average daily gas production in east of southern Junggar Basin
2)热演化程度。煤变质程度直接影响煤岩生烃能力以及生烃量的大小。变质程度越高，热演化过程中生烃量越大，同时煤基质对甲烷的吸附能力也越强[17]，致使煤储层含气量增高。准南东区煤储层Ro值为0.51%～0.77%，与煤层气井产量整体上呈现正相关关系(图2d)。
3)煤层埋深。四工河煤层气井产气量与埋深表现为负相关性，河东及白杨河区域并未表现出明显规律(图2e)。就四工河区域而言，高产层位埋深多分布于1 000 m左右，过浅或过深均不利于气井高产，埋深加大导致储层渗透率降低及煤层含气系统复杂化，埋藏过浅则与地表沟通导致甲烷逸散不利于煤层气保存。
2.2.2 气藏关键要素
1)储层渗透性。阜康向斜转折端部位的挤压碎裂导致这一构造部位煤层发生有效破碎，处于局部应力释放区[16]，渗透率得到极大改善，因此，相同埋深下向斜转折端附近煤层气井产气量明显高于两翼：向斜转折端13井组和18井组平均日产气量3 502 m3/d，日产水量5.37 m3/d；北翼5井组和8井组平均日产气量438 m3/d，日产水量11.58 m3/d。同时渗透率受埋深增加而减小，位于向斜转折端部位的3个井组(图2)，平均日产气量呈现随埋深增大而减小的特征。
2)构造-水动力组合。水动力与褶皱构造组合控气是该区域煤层气富集的典型特点之一(图3)，向斜构造为汇水部位，易形成局部滞留的水体环境。构造挤压变形使得同一套煤层的水动力作用效果随埋深差异性呈现，风氧化带以浅煤层长期沟通地面，地表水径流下大量混入N2、CO2等气体，风氧化带以深煤层甲烷受水动力封堵作用，得到有效保存。
图3 阜康向斜构造-水动力组合示意
Fig.3 Structure-hydrodynamic combination in Fukang area
3)大倾角控产。煤气井排采过程中，受煤层大倾角影响，压降漏斗作用范围内下倾煤层解吸的甲烷运移至井筒的过程存在滞后性，煤层气井初次产能主要是由上倾煤层贡献；随着排采进行，上倾煤层解吸量逐渐降低，下倾高含气量煤层解吸量不断增加，此时气井产能主要来自于下倾煤层。KANG等[18]通过对大倾角煤层产能模拟发现，受储层压力及渗透性影响，浅部煤储层甲烷运移的滞后性强于深部煤层，因此浅部井多具有2个产气高峰，而中部和深部井则只有1个产气高峰。
2.2.3 开发技术对策
1)储层压裂改造。适应性压裂改造技术有助于更好地改善渗流环境，促进煤层气井高产。CS11-X2井创造了现今定向井单日最高产气纪录，采用连续油管拖动压裂，射开6层、压裂2层，排采近3年，日产气量最高达到23 921 m3。此项技术与常规压裂技术相比[19]，从根本上减轻油气藏伤害，逐次多层压裂，提高稳产潜力，具有良好经济效益。
2)井型设计。针对准南地区特殊的地质特征，各具特色的井型方案被提出并运用[20-21]。不同井型生产效益不同，以四工河示范区排采井为例，多分支水平井CSP-1H井具有优良的高产能力，最高日产量可达35 848 m3/d，但受制于资源储备，高产周期相对较短，截至2018年8月衰减至12 000 m3/d左右；定向井CS11-X2则具有良好的稳产潜力，稳产周期长，最高日产气量达29 876 m3/d，现今稳产22 000 m3/d。
3)排采制度。排采制度的合理性能有效降低储层应力敏感性伤害。根据该地区煤层“数量多、厚度大、大倾角及低热演化程度”的主要特征，采用了五段三点两控制排采法[22]，实现了对井下压力和储层内部流体流速的双控制，提高稳产潜力。其中白杨河地区FS-77井日产气最高达4 964 m3，截至2018年3月，日产气量基本维持在4 200 m3左右，持续稳产约176 d，具有良好的产气效果。
3 煤层气有利区优选
影响大倾角煤层产能的单因素作用效果往往有限，地质耦合条件制约下，各项地质参数匹配关系以及工程开发对策的合理实施是决定煤层气井高产、稳产的关键。相比于中-高煤阶煤岩，低煤阶煤岩中甲烷含量普遍较低，但由于煤层厚度和煤层数量的共同补偿作用，资源丰度大幅提高，使之具有高产、稳产的潜力。大倾角地层浅部煤层气发生逸散，但构造-水动力封堵改变了煤储层含气特征，致使一定埋深范围内煤层气有效保存[23]，水动力封堵条件下，受强挤压作用形成的大倾角煤层，有利于甲烷保存。埋深加大所带来的渗透率降低，是制约煤层气井产出的关键因素，同时，地表地貌特征影响着早期开发过程中的经济成本。综上认识，笔者从资源配置关系、赋存条件以及工程开发条件三方面优选出了适应准南西区的评价参数(表1)。
表1 多层次评价参数
Table 1 Multi-level evaluation parameters
目标Ⅰ级优选指标Ⅱ级评价参数权重准南西区中低阶煤层气有利区优选U资源配置关系M1赋存特征M2工程开发条件M3吨煤含气量N110.207 9热演化程度N120.110 4多煤层组合系数N130.155 2顶板封盖能力N210.072 0构造-水动力场N220.154 1煤层倾斜程度N230.104 1煤层埋深特征N310.123 9地表地貌特征N320.072 3
3.1 模糊聚类与评价标准
煤层气勘探或开发阶段不同，其选区评价指标及标准也不同。低煤阶煤岩含气性、热演化程度以及煤岩物性等特征明显区别于高煤阶煤，高煤阶煤层气资源评价标准并不适用于低煤阶煤层气资源评价[24]，若按照高阶煤层气选区评价标准，极有可能造成整个区域目的煤层某一参数被划分至同一评价区间，无法直观地体现出该区域物性等参数差异及优劣，不符合评价优选的实际目的。因此，结合研究区地质特征，有必要建立科学有效、适合度高和针对性强的评价标准。然而，定性分析难以把握煤层参数内在的数学逻辑关系，不同参数归类区间的确定，需要对这些数据进行定量研究分析，探寻其内在规律和逻辑关系。
模糊聚类分析(Fuzzy Cluster Analysis)是采用模糊数学语言，对事物按照一定的要求进行定量分析，根据事物基本属性进行相应的数学逻辑运算，客观、准确地将数据分为多个类或簇，相同类(簇)内的数据差异尽可能小，各个类(簇)之间差异尽可能大[25]，最终确定事物之间聚类关系的一种数理统计方法。
聚类分析对数据进行分类的基本思想是从数据点之间的距离出发，进行判别，对于2个n维向量a(xi1,xi2,…,xin)与b(xj1,xj2,…,xjn)间的距离dij。常用的距离算法有：欧式距离、曼哈顿距离、切比雪夫距离以及标准化欧式距离等。不同的距离算法对最终聚类的结果有着一定的影响，在本次聚类试验中发现，欧式距离算法对煤层气相关参数聚类效果较好，后期结合基本地质特征分析后，不需要进行较大程度矫正，因此此次聚类采用欧式距离公式(式(1))进行聚类。
(1)
3.2 建立评价标准
1)无量纲处理。多指标进行聚类过程中，数据量纲不同将影响聚类分析的结果，因此要对数据进行无量纲化处理[26]，将相关指标定性描述转化为定量赋值(优—100)，以便于进行数据分析。
2)异常值消除。利用系统聚类法分析过程中，常因为数据极值的影响，使得最终聚类情况不理想，因此在进行聚类分析之前，需对数据进行异常值检验(肖维勒准则)，判定是否将其剔除。
3)系统聚类。也称层次聚类法，是目前实践中常用的聚类方法[20]。基于划分标准区间的需求，运用SPSS采用系统聚类方法对数据进行处理，生成谱系图并读取区间值，按照评价区间需求分为5个类(簇)，根据数据特征，划分标准区间。
重复相关步骤，完成煤层含气量、热演化程度和多煤层组合系数3个参数聚类，同时，结合勘探开发认识，完成定性指标标准的建立[9,14,23]，最后形成准南西区中低煤阶煤层气选区评价参数标准及隶属度μ范围(表2)。
3.3 有利区优选
AHP数学评价模型[27]作为近年来化石能源选区评价的关键方法手段，已在中高阶煤层气勘探领域得到广泛的应用[28-29]。基于多层次模糊数学综合评判模型，结合聚类分析得到的评价标准，对煤层气井相关参数(表3)进行评价打分，即可得到不同地区有利区优选潜力值U。由于该区域煤层和煤层甲烷受风氧化带、大倾角等地质因素影响显著，因此需基于地质认识并结合Surfer软件对等值线图进行修正，得到准南西区煤层特征等值线(图4、图5)。
为验证指标参数选取的合理性，本次评价将准南东区3个产能示范区一并纳入评价体系，得到准南中低煤阶煤层气资源潜力分布示意(图6)，从图7中可见，基于产能主控因素所优选的评价指标对准南东区的评价与其产气特征具有较好的一致性，因此准南西区选区评价结果具可靠性。最后，根据U值特征将准南西区划分为2类有利区，Ⅰ类有利区：U>0.72，主要分布在乌鲁木齐河西地区；Ⅱ类有利区：0.72>U>0.68，主要分布在硫磺沟、呼图壁地区。开发潜力由大到小排序依次为：乌鲁木齐河西地区、呼图壁地区、硫磺沟地区。
表2 准南西区中低煤阶煤层气有利区优选评价标准
Table 2 Evaluation criteria for favorable areas of medium-low rank coalbed methane in the west of southern Junggar Basin
Ⅰ级优选指标Ⅱ级评价参数隶属度评价标准好(μ=1)较好(μ=0.75～1.00)中等(μ=0.50～0.75)较差(μ=0.25～0.50)差(μ=0～0.25)资源配置关系含气量/(m3·t-1)>1010～77～55～2.5<2.5热演化程度>0.70.7～0.50.5～0.450.45～0.4<0.4多煤层组合系数>2525～1515～1010～5<5气藏赋存特征顶板封盖能力泥岩为主,厚度大,裂隙不发育粉砂岩为主,厚度较大,裂隙不发育细砂岩为主,厚度中等,裂隙稍有发育中-粗砂岩为主,厚度中等,裂隙较发育碳酸盐岩为主,裂隙发育构造-水动力场阻水构造,滞留水体环境阻水构造,滞留-弱径流水体环境半阻水构造,弱径流水体环境半阻水构造,弱径流-径流水体环境开放型输水构造,径流水体环境煤层倾角/(°)>4242～3535～2838～20<20工程开发条件煤层埋深/m风化带～600600～800800～1 0001 000～1 200>1 200或风化带以浅地表地貌特征Ⅰ型:交通便利,地形平坦,远离牧区生活区Ⅱ型:交通便利,地形略起伏,离牧区生活区较远Ⅲ型:交通较便利,地形起伏,离牧区生活区稍远Ⅳ型:交通稍不便利,地形起伏较大,靠近牧区生活区Ⅴ型:交通不便利,地形起伏大,位于牧区生活区
注：根据煤层气试验井气体组分测定，将该地区甲烷风化带界限定为400 m。
表3 准南西区煤层基础数据
Table 3 Coal seam basic data in the west of southern Junggar Basin
井位含气量/(m3·t-1)Ro,max/%多煤层组合系数顶板封盖能力构造-水动力场煤层倾角/(°)煤层埋深/m地表地貌特征新乌参1井7.260.3362.96较好封闭性滞留45408Ⅲ型WXC-27.250.4010.16中等开启性局部滞留46622Ⅱ型新呼参1井3.450.5047.05较好封闭性弱径流261 010Ⅱ型新呼地1井3.800.5518.76较好封闭性弱径流201 009Ⅱ型TC-22.320.576.58中等径流28710Ⅲ型TCS-12.320.551.13中等径流28710Ⅲ型玛煤参1井4.510.708.64较差开启性弱径流281 260Ⅱ型MC-23.440.7114.18好开启性局部滞留20955Ⅱ型玛纳斯24-12.320.7019.27中等开启性弱径流23874Ⅱ型
图4 准南西区西山窑组煤层含气量分布等值线
Fig.4 Contour map of coalbed gas content of Xishanyao Formation in the west of southern Junggar Basin
图5 准南西区西山窑组煤层厚度分布等值线
Fig.5 Contour map of coalbed thickness of Xishanyao Formation in the west of southern Junggar Basin
图6 准南中低煤阶煤层气资源潜力分布
Fig.6 Distribution of favorable areas of middle and lower rank coalbed methane resources in southern Junggar Basin
4 结 论
1)资源富集程度与地质参数的配置关系决定了资源的开采潜力，气藏关键要素与针对性的开发技术对策是制约气井高产的重要控制因素。因此，从资源配置关系、气藏赋存特征和工程开发条件出发，优选出了适应于准南西区下一步勘探开发的评价参数。
2)采用模糊聚类分析对评价参数进行定量分析描述，利用SPSS软件进行数据处理，客观地将数据分为多个类或簇，确定了评价标准区间。其中，煤层含气量大于7 m3/t、热演化程度大于0.50%以及多煤层组合系数大于15，为该区域煤层气勘探开发优势条件。
3)利用多层次模糊数学综合评判模型评价准南西区煤层气开发潜力，可划分为2类有利区，Ⅰ类有利区：U>0.72，主要分布在乌鲁木齐河西地区；Ⅱ类有利区：0.72>U>0.68，主要分布在硫磺沟、呼图壁地区。开发潜力由大到小排序依次为：乌鲁木齐河西地区、呼图壁地区、硫磺沟地区。
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