与浅部煤层相比，深部煤层含气量地质影响因素具有其独特性，含气储层一般具有高温、高压、低孔、低渗等特征[1-2]。目前国内对深煤层含气量、气体吸附特征、应力及渗透率模拟、资源潜力和成藏地质分析均有研究，其理论结果对后期的生产研究均具有一定的指导意义[3-10]。中联煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地临兴区块进行了长期的深部煤层气勘探[11-13]，并对少量的深煤层气井试采。笔者在临兴中部气井实际生产资料基础上，结合前人对深部煤层气的认识，分析高温高压条件下甲烷吸附特征，单井地质和排采曲线特征，对区内深部煤层含气性再认识，同时依托现有深煤层气井地质和排采响应特征，提出适合工区深部煤层的开发地质模式，以指导工区内后期煤层气开发，并力求为同类型的深煤层气区的勘探开发提供借鉴。
1 地质背景
研究区为临兴区块，构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡和晋西挠摺带(图1)。区内二叠统的山西组4+5号煤层和石炭统太原组8+9号煤层是研究区煤层气勘探的主力煤层。
图1 研究区分布示意
Fig.1 Research area distribution
研究区两套煤层具有“埋深大，高温、高压条件，煤阶范围广”的特点，其中两套煤层煤层埋深均大于1 000 m，其中4+5号煤层埋深1 018～2 046 m，平均1 833 m;8+9号煤层1 087～2 102 m，平均1 902 m;常规致密砂岩气的试井测试得出储层压力系数为0.99 MPa/100 m，地温梯度为2.43 ℃/100m，推测8+9号煤的储层压力基本介于10.5～20.6 MPa，平均18.6 MPa。温度介于35.9～60.5 ℃，平均55.7 ℃;4+5号煤的储层压力基本介于9.8～20 MPa，平均17.9 MPa。4+5号煤温度介于34.2～59.2 ℃，平均54 ℃;区内煤岩受火山影响，镜质体反射率变化较大，介于1.01%～2.36%，由西北到东南煤阶从肥煤—焦煤—无烟煤依次发育(图2)，煤岩类型以半亮煤和光亮煤为主。
图2 工区深煤层煤阶分布
Fig.2 Coal rank distribution of deep coal seam in research area
2 深煤层含气性分析
2.1 临界深度
目前对深部煤层临界深度的定义尚未定论，其中一种临界深度定义为随深度增大煤层含气量减小的转折深度;另一种定义为随深度增加，煤层所受的垂向应力大于水平应力的深度。基于对深部煤层含气性的分析，采用含气量定义深部煤层的临界深度。
张兵基于研究区及临近区27 组煤矿和钻孔煤样较高温压等温吸附实验结果的相关性分析，采用非线性回归方程，建立了区内朗格缪尔吸附常数预测模型和深部煤层含气量预测模型，理论推导得出研究区深部煤层的临界深度为1 500 m[13]。具体公式为
1.838 9Ro,max)
1.838 9Ro,max)]
r=-0.0021h+4.892 9
其中，VL为朗格缪尔体积，m3;pL为朗格缪尔压力，MPa;T为地层温度,℃;Ro,max为镜质组反射率;Vs为干燥无灰基煤层含气量，m3/t;h为煤层埋深;r为校正系数;p为储层压力，MPa。
依据深部煤层4+5号煤实测煤层含气量变化特征，研究区尚未发现深部煤层的临界深度。由临兴东部到临兴中部，煤层埋深由500 m逐渐加深到2 000 m，含气量逐渐由小于8 m3/t到大于10 m3/t变化，深部煤层最大含气量可达20 m3/t以上(图3)。
图3 临兴地区4+5号煤含气量等值线 Fig.3 Gas content contour map of 4+5 coal in Linxing area
单井气测结果显示深部煤层存在临界深度，但其临界深度基本在2 000 m左右，远远深于理论公式推导的1 500 m，即深部煤层随着埋深加大，气测值呈现先增加后减小的趋势，转折深度为2 000 m左右，且在裂缝相对发育的区域，该趋势减弱(图4)。
综合实测含气量和气测值随深度的变化趋势，认为深部煤层在原始状态下存在临界深度，且临界深度远深于理论推导的临界深度，工区内深部煤层的临界深度可达2 000 m。除此而外，煤层顶底板构造裂缝的存在有可能减弱临界深度对煤层含气量的影响，一方面构造缝减弱煤层顶底板的封盖能力，煤层气垂向上向浅层发生短距离的运移;另一方面古构造缝的形成往往伴随煤层原始地层储层压力释放，煤层在一定深部条件下，储层压力单方面的降低易导致压力对煤层气吸附作用弱于温度对煤层气解吸促进作用，即随深度的增加，煤层含气量难以因储层压力的增加而吸附量增大，反而随温度的增加导致吸附量减小，表现为深部煤层气的临界深度变浅。
图4 临兴深部煤层气测值随埋深变化
Fig.4 Variation of coal seam gas measured with buried depth
2.2 吸附特征
针对深部煤层气特殊的高温高压条件，等温吸附实验是推导煤层理论最大含气量、判断气体赋存方式必要手段。笔者对研究区中、高煤阶煤岩进行了高温高压条件下的煤层气吸附实验，其中实验样品均来自研究区2口单井煤岩取芯样品，测试得出2口单井煤岩的Ro,max分别为1.27%，3.10%，为区内典型的中、高煤阶煤岩样品。将2口单井的煤岩样品均分成3份，分别进行不同温度条件下(40，60，80 ℃)的等温吸附实验，测试得出6组等温吸附测试结果。
测试结果显示，相同温度条件随着压力的增加，煤岩吸附量依次呈现“陡增—稳增—最大值相稳定”的趋势，且高煤阶的煤岩吸附量大于中煤阶。但不同压力段，中、高煤阶吸附特征增长趋势略有差异，其中低于10 MPa时，中、高煤阶煤岩吸附量快速均呈快速增长趋势;10～25 MPa后，所有高温(40，60，80 ℃)条件下的煤岩吸附量与压力的线性拟合关系显示高压(压力大于10 MPa)条件下高煤阶的吸附量上升趋势相对弱于中煤阶(图5)。
随着温度的增加，中、高煤阶煤岩吸附量均有一定程度的降低，但在一定的高压(压力>10 MPa)、高温(40～60 ℃)条件下，中阶煤吸附效果受温度的影响要小于高煤阶(图6)。上述等温吸附结果反映到实际生产数据上，表现为Ro>1.36%的煤岩在1 950 m时气测值达到最大;Ro<1.36%的煤岩在2 050 m是气测值达到最大(图7)，从理论上分析认为，研究区深部煤层处于50～55 ℃，18 MPa条件下，中煤阶煤岩吸附性受压力影响要大于高煤阶，受温度的影响要小于高煤阶，导致高煤阶临界深度相对浅于中煤阶。
图5 不同温度，中、高煤阶等温吸附
Fig.5 Medium and high coal isothermal adsorption characteristics in different temperature
2.3 赋存状态
对比等温吸附测试结果和煤岩实测含气量，工区内深部煤层多发育游离气，以L32井为例，深部煤层部分层段游离气比例可高达20.7%(表1)，该结果与深部煤层低孔低渗，难以给游离气提供较多的储存空间相驳。
工区内煤层气井实际排采效果同样与深部煤层存在游离气结论难以响应。工区内已试采深部煤层8+9号煤的L37，L29井气井均位于工区西北部(图8)，煤岩煤质、煤层厚度和含气量参数差异较小，两口井生产方式仍以排水降压为主，排水降压初期气井产水量较大的L37井后期产气量相对较高，最高产气量可达2 000 m3/t以上，后期由于停井后气井排水速度较快，储层发生应力敏感，导致气井日产气量降低。L29井由于压裂造缝能力不足，气井难以排水，而该井并未出现由于理论推测的游离气存在，气井通过释放游离气得以降压而快速见气的效果，而是经过长达3个月排水后才见气。
图6 不同压力，中、高煤阶吸附量随温度变化趋势
Fig.6 Trends of medium and high coal rank adsorption capacity with different temperature
图7 不同煤阶，深部煤层气测值随深度变化趋势
Fig.7 Variation trend of coal seam gas measured with depth in different coal rank
表1 研究区单井等温吸附结果及含气量预测
Table 1 Results of isothermal adsorption and gas content prediction of single well in the study area
图8 临兴深部煤层气排采曲线
Fig.8 Linxing deep CBM production curves
结合区内气井生产特征，在临界条件下深部煤层的甲烷实验吸附量和真实吸附量的差异性是真实存在的，该类研究杨兆彪等在2011年均有一定的提及。本文尚无法提出工区内视吸附量与真实吸附量的转换关系，目前虽不能排除深部煤层裂缝发育区赋存少量游离气的可能，但借鉴杨兆彪等认识[14-15]，可以明确区内实验室条件下的等温吸附量要小于真实吸附量(图9)，实验公式推导的深部煤层游离气比例无疑得到了夸大，深部煤层气仍以吸附气为主。
图9 真吸附量与视吸附量对比
Fig.9 Comparison between the true adsorption quantity and the apparent adsorption capacity
3 开发地质模式浅析
区内4口深部煤层气井的排采显示，深部煤层气具有以下特点:① 埋深在1 800～2 000 m的煤层仍具有较大的资源潜力，4口井中单井最高日产气量可达2 000 m3/d;② 深部高温条件对煤层解吸相对有利，深部煤层气井见气快，但深部煤层低孔低渗，总体产水较少，排水降压难度较大，导致气井产量上升趋势慢;③ 深部煤层处于高应力环境，煤层易因排水速度的调整，发生明显的应力敏感，气井产量下降快;④ 采用清水压裂液的压裂条件下，顶板为泥岩的深部煤层难以压裂或煤层造缝能力弱。
深部煤层气具有较大潜力，但目前理论和技术仍不足以支撑深部煤层气大规模的开发[16-17]。面对煤层气井仍呈“单点突破、总体停滞”的现状，合理优化深部煤系气开发单元，建立不同的开发地质模式是工区后期深部煤层气持续开发的关键。笔者对比4口单井地质特征，依托4口深煤层气井的排采响应特征，以开发单元划分为侧重点，针对深部煤层富集规律提炼了两类相对应的开发模式(表2)。
A型开发地质模式是工区内深部煤层气开发模式最切实可行模式，该类开发地质模式对应的煤系地层总体受构造裂缝影响，煤层以及顶板砂岩层物性较好。构造裂缝存在导致顶板砂岩和煤层之间一直处于“源-储”相通的状态，煤层气藏和顶板砂岩气层的温压环境差异相对较小。上述两类特点，决定了煤层和顶板砂岩层可划分与一个开发单元，基于4口井的隔层及压裂缝高经验来看，该类开发单元中致密砂层与煤层的间隔距离需小于30 m。该类开发单元，压裂方式上可采用直井射孔煤层、砂层合采或者水平井钻进深部煤层顶板砂层进行储层压裂改造，排采需继续秉承“缓慢、持续排水”的排采方式，防止煤层发生强应力敏感，导致气井产气量骤降。
B型开发地质模式为工区内的储备开发模式，该类开发地质模式对应的煤系地层相对致密，深部煤层封盖性较好，顶板主要为泥岩和致密的细砂岩层，煤层含气量较高。煤层气资源潜力最大，但受限于深部煤层高应力条件，在现有压裂工艺下，深部煤层难以压裂造缝，导致气井往往难以排水，压降漏斗难以扩展，气井产量低下。面对该类开发地质模型，基本将煤层或者煤层与顶板直接接触的砂岩划分一个开发单元，该类开发模式需充分考虑顶板砂岩的延展范围，在顶板砂岩相对稳定且展布稳定条件下，可采取水平井钻进和压裂顶板砂岩的生产工艺;现有技术条件下，工区内煤层顶板为厚层泥岩的开发组合单元不宜开发。
4 结论及建议
(1)深部煤层实测含气量及气测结果佐证了研究区深部煤层的临界深度在2 000 m左右。区内中-高煤阶煤岩的等温吸附特征显示区内深部中煤阶储层的吸附性对温度的敏感性要小于压力，因此中煤阶煤层的临界深度相对深于高煤阶。
(2)区内深部煤层受温度影响，煤层临储比较高，受应力影响，储层物性较差，气井总体具有“见气快、排水降压难、产气量上升缓慢”的特点。深度煤层气仍以吸附气为主，现有的等温吸附测试方法易造成深部煤层气含游离气比例换算较大的误区，后期需进一步对真吸附量和视吸附量的转换关系进一步研究。
表2 研究区深部煤层气不同开发地质模式对比
Table 2 Comparison of different development geological models of deep coalbed methane
(3)区内深部煤层气具有较大潜力，单井日产气量最高可达2 000 m3/d左右。但工区深部煤层气仍呈“单点突破、总体停滞”的现状。建议工区深部煤层气开发需合理优化开发单元，深部煤层与顶板伪产层共同开发形成层段降压为深部煤层气井开发的关键，其中A类“源-储”相通型的开发地质模式是后期单井开发深煤层重点考虑的模式。
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