煤系气(Coal Measure Gas，缩写为CMG)泛指煤系中赋存的各类天然气，涵盖以吸附相为主的煤层气、以游离相为主的致密砂岩气、吸附相-游离相共存的页岩气等[1]。我国地质学家早在20世纪80年代提出了煤系气这一术语，预见了煤系气在我国未来天然气资源中的重要地位[2-3]。与单纯的吸附气或游离气开采相比，煤系气合采的特点在于不同相态、不同岩性储层中天然气共同开采，目的是提高煤系气资源开发与利用率。然而，煤系地质条件复杂，多相态气共生，多类型储层共存，乃至多含气系统相互叠置[4]。不同相态天然气、不同岩性储层的产气原理存在本质差别，不同属性储层在采气过程中的敏感性有所差异[5]。由此，造成煤系气合采产层的层间矛盾突出，合采技术难度加大[5-6]。问题的实质，在于煤系气合采技术可行性[4]受制于合采产层地质条件的兼容性、气井工程技术的适应性以及排采管理制度的针对性。为了突破这一技术瓶颈，国家科技重大专项专门立项，就煤系气合采地质技术开展攻关研究和工程示范[5,7]。笔者力图凝练和提升该方面研究成果，展示这一前缘性研究主要进展，促进煤系气合采地质技术的发展与创新。
1 煤系气合采兼容性地质控因
煤系气合采试验中普遍存在层间乃至叠置含气系统之间的干扰，限制了产能最大限度的释放[6-12]。对于这一工程现象产生的原因，油藏工程界解释为层间流体干扰，强调开发层系划分与组合的重要性[13]。实际上，层间流体干扰是合采产层不兼容性在采气工程条件下的地质显现，合采产层地质条件不匹配是产生干扰的地质根源;流体干扰发生的可能性及干扰程度，正是煤系气合采兼容性问题[13]。或者说，兼容性是煤系气合采过程中不同产层之间可协同共采的程度。
1.1 煤系气合采兼容性地质原理
煤系气合采兼容性受控于特定地质因素的耦合作用，影响到合采可行性与合采效果，贯穿于煤系气勘探开发的整个过程。合采兼容性可在两个地质尺度上显现:一是不同含气系统之间可协同共采的程度，或合采工艺技术对系统间干扰的兼容性;二是含气系统内部合采产层之间可协同共采程度，即系统内不同储层对相似改造与排采措施的兼容性。其中，煤系沉积序列与层序格架、地层流体能量差异、储层物性和力学性质差异是控制煤系气共采兼容性的三大一级地质因素[4]。前期研究多集中在前两个因素，关于后一因素的研究成果尚不多见。
沉积序列与层序格架决定了合采产层的几何形态(如最大跨度、组合层组与层数、厚度差异等)，与成岩-构造作用耦合控制着产层组合的孔渗性质差异，如孔隙度、渗透率、吸附性等;地层流体能量差异决定了合采产层组合流体压力状态差异，与沉积-成岩作用共同控制合采产层组合的气水分布与产出特点，包括流体饱和度、气水产量等;储层力学性质是沉积-成岩-构造耦合作用的产物，结合地应力场特征，直接影响到产层合压可行性和压裂组合方式。
合采目的是获得最大的产能释放效果，需要产层组合中各个产层都要有高于门限或阈值的产气贡献。产层贡献存在3类典型情况[4]:其一，合采产层处于同一含气系统且物性相差不大，合采地质条件高度兼容，层间干扰十分微弱，具备充分释放各产层产能的地质条件;其二，合采产层处于同一含气系统但物性差异较大，虽然地层能量状态相互兼容，但产层物性兼容性较差，层间矛盾客观存在，影响合采效果;其三，合采产层分别处于不同的含气系统，合采地质条件兼容性必定在不同程度上恶化，如果进一步叠加产层物性条件的差异，则层间(系统间)干扰将会十分显著，某些产层的产能遭受强烈抑制，合采效果受到严重影响。
研究者们采用地质统计、模型分析(数值模拟)、模拟实验等方法，探讨了合采产层之间上述地质要素差异与合采兼容性之间的关系，有关进展将在本文后面部分分别介绍。
1.2 基于生产数据的地质统计分析
分析煤层气勘探开发资料，认为沁水盆地北部寿阳区块煤岩及顶底板岩石力学性质、储层压力梯度、临界解吸压力、渗透率、煤储层供液能力是3号+9号煤层合采的主控因素[14]。分析沁水盆地南部25口合采井1.5 a排采历史数据，发现合采煤厚、平均埋深、平均含气量、储层压力梯度差、折算水位差、渗透率差、临界解吸压力差对合采井产气量均有影响，根据它们之间的双变量关系建立了合采潜力预测模型[9]。基于排采数据和测井解释结果，认为大宁—吉县地区古驿背斜西翼合采产层之间的较大供液量差异有利于减轻低产水层应力敏感性对渗透率的伤害，供液量大的煤层对供液量低的煤层起到了间接保护作用[15]。研究认为，黔西松河区块煤层气合采的主控因素包括两个方面:一是储层能量，包括压力梯度、含气饱和度和临储比;二是储层导流能力，包括原始渗透率和煤体结构[16]。分析了桑峨区块、白杨河区块主煤层地质条件，认为煤储层压力、压力梯度、临界解吸压力、储层渗透率、围岩特征等基本符合分压合采的要求[17-18]。
统计分析大量的生产数据[19]，发现黔西织纳区块随合采产层累计厚度、最大跨度、排采层数的增大，日均产气量、峰值产气量呈非线性递减趋势，各双变量关系存在一个衰减速率突变的临界范围;日均产水量呈非单调函数变化，在合采产层特定几何参数值处达到最大值;见气时间的变化趋势更为复杂，随产层累计厚度、排采层数的增大呈非线性单调函数变化，而随产层最大跨度增大则呈非单调函数变化(图1)。合采兼容性的这些显现特征，一方面颠覆了业界的传统认识，另一方面提出了必须面对的新问题。即，现有工艺技术水平能够兼容什么样的合采地质条件？或者说，如何创新或改进合采工艺技术以提高产层组合地质条件的兼容阈值？
图1 黔西织纳区块煤层气合采井产量与产层几何属性之间关系(数据来自中国石油化工集团华东分公司)
Fig.1 Plots of gas production to geometric properties of resevoirs in co-mining CBM wells from Zhina block,western Guizhou,China(data from East China Branch,SINOPEC)
1.3 基于模型分析的数值模拟
围绕上述合采地质条件兼容性问题，研究者们基于现有数学模型开展数值模拟，形成了合采干扰客观存在的共识，但关于主要影响因素的认识却存在差异，甚至认识截然相反。
例如，认为潘庄区块合采煤层渗透率、孔隙度、朗格缪尔体积是层间干扰的主要影响因素，原始储层压力差的影响较小[20];对于阜康西区块，合采煤层渗透率、储层压力、压力梯度及临界解吸压力等的不匹配，极易导致层间干扰剧烈体现，甚至导致煤层激动、速敏等现象，致使合采不可行[10]。再如，在沁水盆地南部，合采产层的储层压力梯度差、渗透率差及富水性差异越大，层间干扰越明显，共采兼容性越差[9]。
又如，煤层气与致密砂岩气合采时，致密砂岩含水饱和度和储层压力梯度对合采效果会有重要影响，决定了合采的可行性，而储层渗透率和煤层地解压力差对合采的影响较小[21];临兴区块煤层气与煤系致密砂岩气合采时，致密砂岩气对产量的贡献率随砂岩渗透率、压力系数、厚度和孔隙率的增大而趋于增高，随含水饱和度的升高而降低，煤层气贡献率则相反[12]。
采用美国ARI公司煤层气软件模拟分析煤层气合采可行性，得到某些初步认识:当渗透率差异在两个数量级之上时，合采效果极差;如果储层压力梯度相同，大差异储层压力条件下合采的核心差异在于两个产层产水量及压降情况不同步，但在10年末期趋同，产能抑制作用可通过优化排采制度予以克服;根据准噶尔盆地南缘阜康西区块煤储层地质特点，认为该区目前尚不具备广泛开展煤层气合层排采的地质条件[9]。
1.4 基于物理模拟实验的地质认识
数值模拟的优势，在于可以通过大量的系列模拟实验寻找合采兼容性的一般性规律。然而，数值模拟的核心是数学模型，模型中必然存在若干假设和因素缺省，也无法考虑不可预见的地质-工程因素。物理模拟实验则可采用准实证方式，在一定程度上克服数值模拟方法上的局限性。
采集临兴地区地表露头样品，构成煤岩-灰岩-煤岩、煤岩-页岩-煤岩、煤岩-砂岩-煤岩3类组合，利用真三轴压力装置进行煤系气合层压裂物理模拟实验[22]。结果显示:水力裂缝起裂方向受地应力条件及近井筒天然弱面共同控制，当应力差在4～6 MPa时，裂缝可高效沟通煤岩中天然弱面形成网络裂缝;层间弹性模量差异越大，缝内流体压力越高，穿透界面时释放的压力脉冲越有助于激活煤岩中的微裂缝形成复杂的裂缝网络;水力裂缝在煤岩中的扩展路径受天然裂缝影响较大，易发生转向或者分叉扩展。
为了查明煤系气合采兼容性地质规律，近期分别完成了2套物理模拟实验：一套模拟4个煤层合采[23]，另一套模拟2个煤层合采[24]。由此，获得了某些初步的共性认识:① 无论合采产层渗透率还是气体压力，只要产层属性之间存在差异就会发生干扰，表现为气水的压力性倒灌，干扰程度随产层属性差的增大而增强;② 产层流体压力差主要影响合采产能的高低或受抑制程度，渗透率差对产层贡献的控制作用更为明显;③ 合采干扰或不兼容现象主要发生在模拟排采生产的初期，干扰期随产层属性差的增大而延长。
2 煤系气合采产层贡献判识
成功的合采产层组合设计，要求每个产层必须具有一定的产气贡献，即产层贡献判识是合采产层优化设计的基本依据。美国本世纪初在皮森斯盆地白河隆起实施深部煤系气开发先导性试验，数值模拟预测合采气中49.8%来自煤层气、50.2%为煤系砂岩气，但未见具体的模拟分析方法[25]。国内近年来认识到产层贡献预测对煤系气合采工程设计的重要性，认为关键在于合采井气水来源解析、相对流量判识及预测模型[26]。发现煤系不同层段天然气地球化学组成一般没有实质性差异[27]，难以应用于煤系气合采产层贡献判识。目前采用的判识方法可归纳为直接测试、间接预测两大类别，前者包括井下流量-压力监测、生产曲线分峰剥离等，后者如数值模拟、产出水地球化学分析等。
2.1 合采产层贡献的井筒分层实时监测
井筒流体压力温度实时探测技术较为成熟，曾用于鄂尔多斯盆地东缘柳林区块煤层气合采产层的分层压力监测。近期针对临兴区块煤层气和致密气合采试验，利用压力计在井下对太原组砂岩、煤层进行短期实时监测，认为煤系气高效产出的关键在于利用机抽设备排出地层产出液，逐步降低井底流压，持续合采过程中单层气水产出对其他层位没有干扰;但停排时，由于不同产层能量衰竭程度不同，动液面上升会产生水倒灌，导致低压层伤害[28]。
适用于合采产层动态探测的井下装置，不仅要求可单独测量压力、温度、液位等参数，更需要监测每个产层的产气量和产水量。为了实现这一目的，近年来基于气泡传感器等原理，根据空气和溶液电导率的不同来监测两相流中气泡的体积和速度，建立了井筒两相流关键参数(密度分布、气泡形态、流速)探测方法，研发成功煤层气井流体参数实时监测仪[29]。在拟测量的煤系气产层位置分别安装带有靶式流量计的监测仪，测得各产层流量对应的电压值，根据标准状态方程将产层对应的流量换算为标准大气压下的电压比值，结合井口总流量计算出各产层的产气量，实现了气井油套环空气水两相流压力、温度、液位、流速、密度的同步监测[30-31]。
上述探测仪2015年以来在沁水盆地南部煤层气合采井开展现场实验，获取了系列监测数据，据此计算出了3，9，15号煤层合采过程中每个煤层的产气贡献，为确定合采方式和产层组合、提高控制精度、提高综合采收率及制订精细合采工作制度提供了相互配套的系列依据，也为定量分析合采产层贡献提供了可供推广的监测手段[32]。
2.2 基于合采井产出水地球化学动态分析的产层贡献判识
在煤系气合采产层组合中，如果不同产层之间缺乏充分的气水交换作用，标志着它们处于不同的含气系统，程度不等地存在地下水物质组成的差异;如果合采产层处于同一含气系统，但供液能力不同，则说明产层之间存在明显的物性差异。为此，可利用水文地球化学方法解析合采井产出水的来源，通过跟踪观测产出水物质组成的动态变化，提取和剥离不同产层产出水的地球化学信息，据此定性-半定量地间接判识合采产层的产气贡献。
在前述合采产层贡献的3类典型情景中:第1种情景合采地质条件高度兼容，不需要判识产层贡献;第2种情景下，各合采产层之间气水交换较为充分，产出水地球化学特征一般没有明显差异，但产层物性差异可能导致外来流体返排速率存在差别，使得相关产层产出水地球化学组成存在差异，故水文地球化学方法只能判识排采前期的产层贡献;第3种情景下，合采产层存在能量状态和物性的双重相互干扰，产出水中包括地层流体和外来流体的地球化学信息，应用水文地球化学方法可以判识单相气流之前生产阶段的产层贡献，但排采早期的判识会变得更为复杂。
近年来通过探索，提取产出水离子组合、微量元素组合、稳定同位素组成的产层贡献信息，初步建立了合采产层贡献的地球化学判识方法，可概括为两个方面:
(1)离子浓度、矿化度、氢氧同位素组成能在不同程度上反映产出水来源。
柿庄南区块煤层气井210 d排采时间内，山西组3号煤层产出水具有氢同位素D漂移的特点，水型基本不变;太原组15号煤层产出水由Na·Mg-Cl型过渡为Na-HCO3·Cl型，顶板灰岩水存在氧同位素18O漂移，产出水出现18O和D双重漂移，说明煤层接受了灰岩水的大量补给;15号煤层产出水pH值在夏季较低，说明产出水部分来自于大气降水;产出水的δD和δ18O值均与矿化度正相关，两者关系可作为解析产出水来源的参考判据[33-34]。但是，排采4 000 d或累计排水量达1 200 m3后，3，15，3+15号煤层产出水的离子浓度趋同，但15号煤层主要以Mg2+,Cl-和
浓度变化范围小而区别于3号和3+15号煤层[35]。
黔西织纳区块开展过多种产层组合方案的煤层气合采现场实验，但产层贡献长期难以查清(图1)。针对这一问题，依托典型合采井产出水7种常规离子浓度的动态监测资料，利用熵权模糊综合法对产层贡献进行了分析[36]。其中，ZN2井排采煤系中、上部两个含气系统的7个煤层。根据模糊隶属度判识，该井排采初期的产出水来自中部含气系统，随后才有上部含气系统地层水加入(图2)。进一步分析，中部含气系统在较大的储层压力下先排水降压产气，抑制了上部含气系统煤层气的产出，煤层气主要产自中部含气系统;中部含气系统储层压力下降到一定程度，上部含气系统煤储层开始降压解吸，这时才对合采井产气有了较为明显的贡献。
图2 织纳区块ZN2井产出水离子浓度综合隶属度动态变化(引自文献[36])
Fig.2 Change of comprehensive membership degree of produced-water ion concentration with drainage time of well ZN2 from Zhina block(from Reference[36])
黔西松河区块煤层井产出水中K+和Cl-离子浓度在排采初期异常高，随排采时间延长而逐渐降低，指示产出水受到了压裂液的污染;δD偏重，D漂移特征明显，是煤层水的典型特征。这两个方面现象综合指示，产出水混合了煤层水与压裂液[37]。分析12口合采井产出水地球化学测试资料，耦合Cl-+Na+离子浓度与氢氧同位素组成关系，建立了黔西比德—三塘盆地煤层合采层间干扰判识模板，指出压裂液返排干净后气井才有可能获得较好的产气效果[38-39]。
(2)产出水特征微量元素法可以用来定性-半定量识别产层贡献及其动态。
煤层气井产出水微量元素中蕴含着丰富的产出水来源信息，基于水岩作用原理可合理提取产出水源解析的特征微量元素，进而根据合采过程中不同产层特征微量元素组合的混合程度来判识相应产层的产气贡献，并通过分析混合过程来判识产层贡献的排采动态[40]。
基于上述原理，分析沁水盆地南部21口煤层气单采井和7口合采井产出水微量元素测试资料，发现Li,Ga,Rb,Sr,Ba五种微量元素浓缩了产出水来源的主要信息，可作为判识产出水来源的特征微量元素[40]。在此基础上，形成了提取产出水特征微量元素、建立单煤层产出水特征微量元素标准模板(交汇模板和蛛网模板)、产出水来源与合采兼容性判识3个步骤构成的评价流程，建立了产出水来源判识及合采兼容性评价的特征微量元素方法，据此识别出合采井产出水来源和层间干扰程度的3种情况。采用这一原理和方法，对西山古交区块上、下煤层组的合采兼容性进行评价，认为除了马兰工区、屯南工区北部之外，其他地段均适宜于合采[41]。
进一步来看，利用相关数学模型，可从合采井产出水微量元素中提取产层贡献信息。例如，运用可拓识别法处理织纳区块合采井产出水微量元素动态数据，发现Ca,K,Mg,Na,Sr,Li,Rb,Ba可作为判别产出水来源的特征元素，其中Ca,Mg,Na,Li更为特征，建立了产出水来源判识标准模型，分析了合采过程中不同含气系统间流体相互干扰的程度[36]。
2.3 合采产层贡献的模拟分析
煤系气合采产层贡献的模拟分析包括数值模拟和物理模拟。数值模拟作为一种最早运用的分析方法，其技术进步取决于两个方面:一是对合采影响因素的认识程度，决定着数学模拟与地质-工程条件的接近程度;二是合采实践的发展，需要足够数量的合采井实例和不断尝试的合采技术方案，才能提供产层和生产参数拟合所需要的参照或刻度。合采产层贡献物理模拟技术对常规游离气而言相对成熟，但对多赋存态并存的煤系气合采却是一个新的探索。
煤层气合采数值模拟技术被广泛采用且相对成熟。利用Ecilipse专业软件模拟柳林区块上、下两个煤组合采产气量和最终采收率，发现下组煤层出水过大而使上组煤层无法正常解吸，合采只适应于上煤组的3个煤层[42]。应用COMET3专业软件拟合410 d的排采历史，模拟分析了潘庄区块QSP01井3号，15号煤层合采的产层贡献[9]。结果显示，排采3 000 d期间，3号煤层平均产气贡献率为87%，产水贡献率19%;15号煤层平均产气贡献率仅13%，产水贡献率却高达81%，原因在于顶板K2灰岩含水层对合采产能的抑制效应。古交区块煤层气开发的主煤层为2号和8号煤层，以M8-14单采井为刻度进行历史拟合，模拟考察两个煤层合采的产气贡献及其动态变化，认为煤厚比、渗透率比、含气量比决定了合采效果，进而建立了产气贡献数学模型[41]。
煤系气合采产层贡献数值模拟成果较少见诸报道。考虑合采产层的渗流特性，应用煤岩/致密砂岩双层分压层间无窜流均质理想模型，模拟分析了煤层与致密砂岩相对位置对合采井产能的影响[43]。研究认为:当煤层在上而致密砂岩在下时，两气合采为最优生产方案，层间距越大，产能越高;当致密砂岩在上而煤层在下时，应先采煤层气再进行两气合采，层间距越小，产能越大;如果先采致密气再两气合采，则煤层产出的气和水会向致密层倒灌，抑制致密砂岩的产能。针对鄂尔多斯盆地东北缘煤系气地质条件，采用煤系砂岩和煤层的层间无窜流双层地质模型，建立了基于产气量贡献率的共采综合评价模型，模拟分析了产层关键属性差异与产层贡献之间的动态关系，进而优选评价了临兴区块煤层气、致密砂岩气合采甜点区[12]。
煤系气合采产层贡献物理模拟目前仅有少量初步尝试。利用中国石油大学(北京)油气工程重点实验室自主研发的实验平台，对滇东老厂区块无烟煤样品开展煤层气双产层合采物理模拟;依据该区勘探资料确定煤储层属性变化范围，针对渗透率、储层压力、井底流压3个关键参数设计了64组实验。分析实验结果，得到了某些新的认识[24]:如果恒定两个煤层的渗透率和井底流压，将储层压力比从1.14增至2.00，两层平均产气贡献率分别为45%和55%，即流体压力差对产气贡献没有实质性影响;若恒定两个煤层的储层压力和井底流压，将渗透率比从50减至1.0，则两层平均产气贡献率变化为81%和19%，指示产气贡献主要受合采产层渗透率差异的控制。
需要指出的是，数值模拟和物理模拟方法均有其局限性，其中的关键技术均需进一步完善。数值模拟方法往往过于理想化，研发的重点在于多赋存态耦合的状态-运动数学模型。物理模拟方法不免失之简单化，研发的核心是多产层、多赋存态、多因素合采的模拟实验装置。
2.4 基于生产曲线分峰剥离的产层贡献分析
上述3类方法，或是从合采产层属性切入的全过程正演，如产出水地球化学动态分析、数值模拟等，所得结果往往由于其他因素干扰而难以验证;或是间接性反演，如井筒分层实时监测、物理模拟等，通过监测合采过程某个中间环节的产层动态来反演产层贡献。这些方法的共同特点，在于推演得到的产层贡献具有较大的不确定性，对合采工程设计及生产管理的指导作用存在局限。更为符合生产实际的分析结果，应该来自根据若干特定合采方案实施所获得的生产数据，以及在此基础上基于气井产量递减理论所开展的全过程反演。近年来国内相关示范工程或先导性试验的实施，为全过程反演提供了可能的基础，将成为煤系气合采产层贡献分析的关键发展方向。
鄂尔多斯盆地东北部临兴-神府地区是我国目前规模最大的煤系气合采工程示范区，中联煤层气公司近年来开展了多种非常规天然气合采方案的现场试验[5]。试采方式大致可归纳为4类:一是煤系上覆地层(主要是上二叠统)致密砂岩气的单采或合采；二是上覆地层致密砂岩气与煤系致密砂岩气合采；三是煤系致密砂岩气单采或合采；四是煤层气单采或合采。其中，第2类和第3类方式为典型的煤系气合采，某些井致密砂岩压裂缝贯通了邻近煤层，对煤层起到间接压裂作用。分析这两类井合采设计以及实际生产数据，将为反演煤系气合采产层贡献、查明影响因素乃至优化开发方案提供不可替代的信息。
根据产气曲线形态，将临兴区块10口典型煤系气合采井归并为4类[44]:第1类，具有典型的“峰形”产气曲线，不存在初期游离气产出的递减段，为典型的解吸气产量曲线，指示砂岩目的层几乎没有产气，但邻近煤层被间接压裂而产气;第2类，产气曲线呈“单调递减+正弦波”形态，初期短暂的游离气递减段之后，接着出现典型且强烈的解吸气产量曲线，解吸气峰值产量明显高于气井初始游离气产量;第3类，产气曲线在总体单调递减的背景上叠加若干个产气峰，叠加部分来自于解吸气;第4类，产气历史呈速率不一的单调递减曲线，是游离气产出的典型形式，来自于所压裂的致密砂岩。显然，第1类产气曲线为解吸型，第2类为解吸-游离型，第3类为游离-解吸型，第4类为单纯的游离型。从第4类至第1类合采井，解吸气贡献逐渐增强，游离气贡献相应减弱。
上述勘探发现给煤系气合采方式创新带来两方面重要启示:① 煤系气不同产层贡献分别来自吸附气和游离气，可采用“生产曲线分峰剥离”方法予以判识(图3);② 与直接压裂相比，间接压裂方式可能是实现煤层气与其他类型煤系气共采更为可行的技术途径。后一方面启示进一步细化为4个要点:其一，通过直接压裂煤系砂岩而带动煤层的间接改造，既是煤系气合采的特殊之处，更是实现煤系游离气与吸附气高效共采的一条重要技术途径，机理在于利用砂岩“虚拟产层”排气降压，进而高效共采煤层气;其二，间接改造煤层，可在释放煤层气产能的同时，避免直接改造煤层及煤层与井筒直接接触常带来的储层伤害和生产管理问题，可能发展成为深部煤层气高效开采的重要创新技术之一;其三，上述第1类、第2类产气曲线井数占统计井数的60%，预示一半以上含煤面积可实现煤层气与煤系砂岩气高效合采;其四，基于合采井实例的全过程反演是研发煤系气合采地质技术的关键环节，应予高度关注。
图3 煤系气合采产层贡献的生产曲线分峰剥离法分析实例(引自文献[44]])
Fig.3 A case of peak stripping method for analysis of reservoir contribution during CMG co-production(from Reference[44])
3 煤系气合采产层组合优化与甜点区预测
产层组合是煤系气合采选层选段的核心内容，是整个合采工艺中的关键技术环节。以此为基础，将有利合采产层组合向区域上推进，既是合采甜点区优选应遵循的基本地质逻辑，也构成了甜点区评价预测的核心技术内容，是合采工程布置不可或缺的地质依据。该方面研究启动时间不长，虽已取得阶段性成果并初步应用于生产实践，但总体上仍处于尝试探索阶段。
3.1 煤系气合采地质条件兼容门限或阈值
广义上，煤系气合采兼容性门限或阈值系指现有开采技术条件下能够允许两个或两个以上产层有效共采的临界地质条件配置关系或临界值，即可以是不同岩性产层的组合，也可以为相同岩性产层的组合，如多煤层的煤层气合采。如果存在上、下临界值(上限值、下限值)，则两个临界值之间的地质条件范围构成“合采窗”。在狭义上，合采兼容性门限仅指能够允许两类或两类以上煤系气有效共采的临界值，如煤层气/砂岩气、煤层气/页岩气、砂岩气/页岩气等。本文讨论广义上的合采门限或阈值，研究现状汇总见表1。
表1 不同研究者所提出的煤系气合采地质条件阈值
Table 1 Thresholds of geological conditions for jointly mining coal measure gas production forward by various authors
煤系气合采地质条件门限研究来自现场生产提出的问题，随新地区、新层系、新领域的拓展而不断深化，存在于所有煤系气勘探开发重点地区，受到普遍关注。国内关注煤系气合采兼容性门限的初衷，在于试图通过多个煤层的煤层气共采，解放沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘太原组的煤层气资源，提高单纯开采山西组煤层气资源所难以实现的经济效益，增强煤层气产业可持续发展能力[6,14,45,47-49]。在西南地区和西北地区，随煤层气勘探开发试验力度的加大，煤层气合采门限问题自然提上了研究日程[9,19,24,50-51]。深部煤层气勘探开发必然考虑不同类型煤系气的共生共探与共采，多类型煤系气合采门限问题无法回避[12,29]。
目前关于煤层气合采门限的认识分歧较大(表1)。多数研究者认识到煤系气合采门限客观存在，合采产层动态受储层压力状态、孔渗性质差异的约束，进而通过对供液能力差别的控制而影响合采效果;少数研究者在不否认渗透性差造成供液能力差的同时，认为储层压力差对合采产能的抑制作用可通过排采控制予以克服[9,29]。进一步来看，不同研究者对同一约束因素阈值的认识或限于定性描述，或提出的门限值范围超过数量级，原因在于研究者与对气井产能约束因素的认识深度有关，也可能体现了煤系气地质条件的地区差别。在研究方法上，初期多是关于煤层气合采阈值的单因素定性～半定量描述[6,45-47]，然后发展到煤层气合采阈值的量化赋值[14,18,48-49 ]，最近提出了基于产能方程的煤系气产层贡献指数及合采门限赋值方法，给出了以产气贡献为目标函数的“合采窗”范围[12,50]，标志着认识深度和适用程度都有显著提升。
需要强调的是，目前所提出的煤系气合采兼容性门限或阈值，均是基于现有合采工艺技术水平得到的阶段性认识。随合采工艺技术的不断创新和进步，目前认为不适宜煤系气合采的地质条件兼容性门限将会降低，“合采窗”范围将会扩大。
3.2 煤系气合采产层组合优化分析
煤系气合采产层组合优化设计的基础，是合采地质要素在垂向上的变化特点，地质上体现为以层序地层结构为根本控制的含气系统叠置性，工程上受制于合采阈值及合采窗分布范围。为此，目前初步形成的煤系气产层组合优化设计流程一般包括如下步骤:第1步，煤系层序地层学分析，精细描述各类煤系气储层垂向序列与组合特征，通过对关键层的识别初步划分含气系统;第2步，各类岩性储层属性的测试或解释，尤其是通过分析气水垂向分布特点及相互关系来加确对含气系统叠置性的认识;第3步，合采地质条件兼容性分析，基于对地质-工程约束因素的认识，构建合采兼容性评价指标体系，根据理论分析或基于现场合采试验结果的约束，确定合采阈值及合采窗分布范围;第4步，合采产层组合优选，耦合前面3个步骤分析结果，以“一票否决+递阶优选”的基本思路，给出不同置信度级别的系列组合方案。
近年来的煤系气产层组合优化分析多是遵循上述思路框架，更为细致之处在于目标函数的设置、因素权重的赋值方法、优选数学模型的选择等:
例如，面向鄂尔多斯盆地临兴区块煤系气共探共采的需求，考虑吸附气与游离气合采兼容性，以产层属性比值的赋值方式变换气井产能方程，建立了合采产层组合产能贡献优化法[12,51]。其中，采用合采产层厚度比与孔隙度比的乘积，替代产能方程中的泄流面积项;利用合采产层渗透率比与相对渗透率乘积，并考虑产层含水饱和度和孔隙结构的差异，替代产能方程中的渗透率项;采用合采产层流体压力比，替代产能方程中的生产压差项[12]。通过这一变换，形成了合采综合评价指数及其数学模型。由此，模拟产层厚度、渗透率、孔隙度、含水饱和度、流体压力5个比值参数与产层贡献之间关系，提出了合采窗的综合评价指数范围，对区内15口井煤层气与煤系致密砂岩气合采产层组合进行优选，为该区近两年来的合采工程设计与部署提供了重要依据。
再如，针对黔西—滇东地区煤层薄而多的地质条件特点，变换气井产能方程，建立了煤层气合采产层组合“三步一验法”优选法[24,50]。该方法的特点是将“一票否决”分布到整个优选流程(图4):第1个步骤中，将碎粒煤～糜棱煤的权重设为0，实质上是对构造煤的一票否决;第2步骤中，以0.1 MPa/(100 m)作为流体压力差阈值，将大于该阈值的情况设置为0，实施了第2个参数的一票否决;第3步骤中，根据变换的产能方程，模拟计算出合采产层组合中每个产层的产能贡献指数，对贡献指数小于10%产层实施一票否决，进而结合含气系统叠置性分析，优选出合采产层组合;第4步为验证步骤，采用Q型聚类方法检查产层组合中各产层属性之间的关联性，最终获得合采产层组合优化方案，部分结果已在滇东地区煤层气合采产层压裂设计中得到初步应用。
图4 煤层气合采产层组合“三步一验”优选法流程(引自文献[24])
Fig.4 Optimization process of reservoir combination for CBM co-production(from Reference[24])
然而，上述方法对合采过程中层间干扰的动态变化考虑不足，除了一票否决因素之外的其他因素没有根据重要性分配相应权重，一套产层组合优化不能跨含气系统，缺少对多种组合方案的进一步优化选择。针对这些需要改进之处，提出了一些新的思路和方法，如以合采井筒液柱压力动态分析为特点的“三压一动逐层约束法”[24]，采用最优分割、不一致系数等来选择最佳产层组合的“属性相似性判识法”等[42]，有关方法目前正在完善和现场试用。
3.3 煤系气合采甜点区评价与预测
在煤系气勘探开发试验初期，合采甜点区评价局限于地质-工程的经验性分析，多采用单因素平面叠加方式进行定性判识。勘探开发试验规模的扩大及国家重大科技专项的实施，要求精细识别合采甜点区，单因素简单叠加分析法已不能满足合采工程布置的需求，为此发展了基于合采兼容性综合评价指数的定量评价与预测方法[9,12,41,49,52-53]。在一个区块范围内，以典型单井煤系气生产情况与合采综合指数之间关系为约束，结合含气系统叠置性地质分析，绘制综合指数平面等值线图，据此确定合采兼容性等级的分布，图5,6给出了两个评价预测实例。
图5 沁水盆地南部煤层气合采综合评价指数等值线(引自文献[9，48])
Fig.5 Isoline of comprehensive evaluation index for CBM co-production in southern Qinshui Basin(from Refenerce[9,48])
图6 鄂尔多斯盆地临兴区块太1段砂岩气/8+9号煤层气合采综合指数等值线(引自文献[44])
Fig.6 Isoline of comprehensive index for jointly co-mining gas from sandstones and coal seams in member Shan 1 of Linxing block,Ordos basin(from Refenerce[44]
4 结 语
业界著名专家杨陆武博士将煤系气勘探开发技术研究形象地归纳为两类情形:一是“猎人”式的不断探索，寻找与工程技术挂钩的地质内在规律，支持现有工艺技术对煤系气的高效开发;二是“农夫”式的研究，注重地质条件与工程设计之间的逻辑联系，通过技术创新实现特定地质条件或特定区域煤系气的高效开发。笔者对此深以为然，煤系气开发地质评价技术的要义是“趋利避害”，开发工程技术的境界为“精耕细作”，两者有机结合并贯穿煤系气勘探开发的所有环节，实质上也是煤系气地质评价技术研发的最高追求。
近年来探索揭示，煤系气勘探开发效果取决于吸附气与游离气或有机储层气与无机储层气之间合采兼容性及其地质控因，合采地质技术是煤系气开发技术体系的核心构成之一。认识到煤系气合采产层之间的层间矛盾在地质层面上表现为煤系气合采兼容性问题，这一兼容性起源于合采产层能量状态、产层物性之间的差异。目前，初步阐明了煤系气地质条件的特殊性，总体上揭示了煤系气合采兼容性的地质控因，研发出各具特色的合采产层贡献判识方法，初步构建了合采甜点区预测理论与技术，内涵得到丰富和深化。“十三五”以来，启动了煤系气开发模式与开发方式等延伸技术的探索，合采产层排采地质动态诊断技术也已提上研发日程。
上述进展表明，我国煤系气地质评级技术体系框架正在形成，已经并将进一步在煤系气规模性开发中发挥重要作用。
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