埋深是影响煤层气开发的关键因素，当前我国煤层气开发的深度大多位于1 000 m以浅。根据全国新一轮油气资源评价结果，我国埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量为36.81×1012m3，其中埋深1 000～2 000 m的深部煤层气地质资源量为22.5×1012m3，占总资源量的61.2%[1]。随着浅部已探明可动用储量的减少，我国煤层气勘探开发投资规模在2012年达到顶峰后开始逐年下降[2-3]，而煤系“三气”和深部煤层气开采技术成为攻关热点[4]，我国开展深部煤层气开发的区块有鄂尔多斯盆地东缘的延川南区块[5]，大宁—吉县区块，以及沁水盆地的郑庄和柿庄等区块。笔者通过总结大宁—吉县区块深部煤层气前期的勘探开发经验，从排采井生产特征入手，总结影响深部煤层气开发的因素、探讨适合深部煤层气开发的主体开发技术及对策。
1 大宁—吉县区块勘探开发历程
大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘，南邻为延川南区块。主要目的层为山西组5号煤和太原组8号煤。煤层气勘探区深度在900～2 000 m，主体深度超过1 000 m，大部分试采井埋深1 000～1 350 m。
该地区的煤层气勘探始于20世纪90年代中期，经历了3个阶段:2008年以前开展了煤层气勘探前期评价，其中2007年钻探的吉试18井初期产气超过1 300 m3/d。2009—2010年开展了煤层气规模勘探评价，实施了二维地震、井组试采，开展了裸眼多分支水平井试验，摸清了全区煤层气资源状况。2011年以来，开展了系统的开发前期评价工作，实施了勘探开发一体化试采工程，井型包括丛式井、U型井，L型水平井等。丛式井单井产气突破1 000 m3/d，水平井单井产气突破10 000 m3/d，试采评价取得一定成效，为规模开发提供了有力支撑。
2 生产特征
截止2017年底，试采区正在排采的井型包括丛式井、L型水平井和U型井。
2.1 丛式井生产特征
试采区丛式井平均排采时间6.2 a，平均单井日产气490 m3，日产水量5.5 m3，平均井底流压1.62 MPa，平均套压0.46 MPa。具体见表1。
表1 研究区不同井型生产现状
Table 1 Production status of different well-type in Daning-Jixian block
2.1.1 合层排采5号+8号煤层
研究区2/3的煤层气井采取合排5号+8号煤的开采模式，排采时间均超过5 a，日产气0～2 000 m3，平均600 m3，产水量2.0～95 m3，平均15 m3(图1)。
图1 研究区合层排采5号+8号煤丛式井日产气曲线
Fig.1 Production curves for co-production wells of No.5 and No.8 coal seams
2.1.2 单层排采5号煤层
研究区1/3的井单采5号煤层，排采时间均超过5 a，日产气0～1 700 m3，平均400 m3，日产水0.1～6.5 m3，平均1.0 m3左右(图2)。
图2 研究区单采5号煤层井平均单井日产气曲线
Fig.2 Production curves for wells of No.5 coal seams
该区丛式井表现出长期低产、上产缓慢和排采期更长的生产特征，对比单层排采5号煤层的井和合层排采5号煤和8号煤的井可以看出:5号煤层供液能力弱，产水少，5号+8号煤合层排采产水量大，表明产水主要来自于8号煤层。合层排采井产气效果好于单层排采井。有学者认为5号煤和8号煤之间存在的较大供液量差异在排采过程中有利于减轻低产水层应力敏感效应和速度敏感效应对渗透率的伤害，供液量大的8号煤对供液量低的5号煤起到了间接保护作用[6]。
2.1.3 产出剖面测试结果
为进一步研究5号+8号煤合采井和单层排采井之间的产气效果差异，准确掌握不同煤层的产水和产气特征，合理制定煤层气开发技术政策，研究区开展了产出剖面测试，3口井/5次的产出剖面测试结果表明产出气主要来自5号煤，而8号煤贡献了大部分水，几乎不产气(表2)。
表2 产出剖面测试参数及结果
Table 2 Results and parameters of production profile log interpretation
2.2 水平井生产特征
研究区试验了3种水平井，分别为裸眼多分支水平井、U型井和L型水平井分段压裂技术，均单采5号煤。L型水平井平均排采2.7 a，日产气3 000～12 000 m3不等，将L型水平井的投产时间归一化拉齐发现，经过2 a的排采，平均单井日产气超过6 000 m3，日产水1.8 m3，平均累产气243万m3;U型井平均排采时间5.7 a，日产气最高达到3 000 m3，平均日产气2 000 m3左右，日产水0.8 m3左右(图3)。
图3 研究区L型和U型井平均日产气曲线
Fig.3 Production curves for L-Shape and U-Sharp wells
水平井表现出上产期短，产量高的特征，尤其L型水平井产量是丛式井的10倍以上。
3 影响产气效果的因素
深部煤层气开发面临煤储层压力高、渗透率低的难题，总结大宁—吉县区块多年的勘探开发经验，影响深部煤层气产气效果的因素包括地质条件、工程技术及质量与管理三大类。地质条件是煤层气井高产的基础，工程技术是产能释放的核心，而质量与管理是提高深部煤层气产量的关键，笔者建立了以可采性条件为核心的开发期评价指标体系(表3)。
3.1 地质条件
3.1.1 构 造
大宁—吉县区块构造特征呈现“一凹一隆两斜坡”构造格局，自东向西依次分布着乡宁斜坡、蒲县凹陷、窑渠背斜和大宁斜坡，试采区位于大宁斜坡之上，窑渠背斜西翼。统计发现，研究区累产气超过100万m3、日产气大于1 000 m3的高产井在不同海拔位置均有分布(图4，5)。但试采区距离断层较近的东北部大部分气井产量较低，而距离断层较远的西部，高产井比例明显较高。
3.1.2 埋 深
试采区煤层埋深总体为东浅西深。5号煤埋深900～1 260 m，8号煤埋深960～1 320 m，8号煤在纵向上比5号煤深60～80 m。统计发现，累产气超过100万m3、日产气大于1 000 m3的高产井与在不同的深度区间都有分布(图6，7)。
3.1.3 煤层厚度
煤层厚度是计算储量和地层系数的关键参数，也是影响煤层气产量的关键因素之一。试采区5号煤厚度一般3.9～9.35 m，平均5.8 m。8号厚度2.4～8.8 m，平均5.6 m。研究发现，煤层厚度与产气量具有一定的正相关关系。随着煤层厚度的增加，高产井井数呈现递增的趋势(图8，9)。
表3 深部煤层气井产能评价指标体系
Table 3 Evaluation index system on deep CBM production
图4 5号+8号煤合排井累产气、日产气与海拔散点
Fig.4 Distribution of gas production and altitude for co-production wells of No.5 and No.8 coal seams
图5 5号煤单排井累产气、日产气与海拔散点
Fig.5 Distribution of gas production and altitude for wells of No.5 coal seams
图6 5号+8号煤合排井累产气、日产气与埋深散点
Fig.6 Distribution of gas production and depth for co-production wells of No.5 and No.8 coal seams
图7 5号煤单层排采产量与煤层埋深散点
Fig.7 Distribution of cumulative gas production and depth for wells of No.5 coal seams
图8 5号+8号煤合排井产量与煤层厚度散点
Fig.8 Distribution of gas production and thickness for co-production wells of No.5 and No.8 coal seams
图9 5号煤单层排采井产量与煤层厚度散点
Fig.9 Distribution of gas production and thickness for wells of No.5 coal seams
图10 稳定日产气量与临储比分布
Fig.10 Distribution of daily gas production and critical reservoir ratio
3.1.4 含气量、临储比和可采系数
含气量、临储比和可采系数是影响煤层气开发的重要参数，含气量是影响资源量的关键参数，临储比反映将储层压力降至临界解吸压力的难易程度，可采系数代表储层从临界解吸压力降到废弃压力之后气体的采出程度，3个参数共同作用于煤层气开发的全过程，是评价煤层气可采性的关键参数。对于深部煤层气的开发，含气量是基础条件，但煤层气的解吸过程和可采系数对后期开发更为重要。因此，进入开发期之后要在富集区评价的基础上，重点开展以可采性条件为重点的高产区评价及预测。
试采区5号煤含气量10.01～15.97 m3/t，平均11.97 m3/t;8号煤含气量9.14～20.11 m3/t，平均12.41 m3/t。试采区临储比在0.19～1.0，平均值为0.75。统计发现，临储比和日产气之间存在较好的正相关关系，临储比越大高产井比例越高(图10)。
可采系数是依据等温吸附试验结果、原始含气量和与废弃压力对应的含气量计算的理论值,可用来反映基于煤等温吸附特性的煤层气可采性[7-9]。废弃压力与煤层埋藏深度有密切关系，煤层埋深越深，废弃压力越大，残留在煤层中的气体越多，但煤层由于在一定的深度下，不可能把压力降到地面压力值或无限降低[10]。参考美国的经验，煤层气井废弃压力的取值一般在0.40～1.38 MPa，国内研究者建议贫煤-无烟煤采用1.38 MPa，长焰煤-瘦煤区采用0.7 MPa，褐煤采用0.4 MPa[11]。
考虑研究区煤阶为瘦煤—贫煤，且埋藏深度普遍超过1 000 m，本次取1.38 MPa作为地层废弃压力。计算出5号煤的可采系数在0～0.5，平均0.24，其中可采系数大于0.2的样品占比64%;8号煤的可采系数在0～0.51之间，平均0.18，其中可采系数大于0.2的样品占比仅为40%(图11)。表明本地区8号煤层的非均质性更强，有利区范围更小。
图11 研究区5号煤和8号煤不同样品可采系数
Fig.11 Distribution of mineable coefficient for different samples of No.5 and No.8 coal seams
3.1.5 等温吸附曲线特征
兰氏体积是反映煤吸附能力大小的指标，一般它的值越大，吸附性能越好。兰氏压力是影响等温吸附曲线形态的重要参数，它反映了吸附量达到1/2兰氏体积时的压力，其值越大，煤层中吸附气体越容易解吸，就越有利于煤层气的开发[12-13]。
分析化验数据表明，研究区5号煤的兰氏体积在18.37～28.54 m3/t，平均22.73 m3/t;8号煤的兰氏体积18.53～30.1 m3/t，平均24.8 m3/t。5号煤兰氏压力在1.8～2.57 MPa，平均值2.17 MPa;8号煤兰氏压力值在1.58～2.90 MPa，平均2.12 MPa。5号煤与8号煤的Ro和含气量相近，但等温吸附曲线形态存在一定差异(图12)。8号煤的兰氏体积更大、兰氏压力更小，且低压阶段曲线斜率更大，说明8号煤过渡孔和微孔发育，反映出8号煤的基质渗透性较差，而5号煤相对较好，且5号煤临界解吸压力普遍比8号煤高。因此，实验数据表明5号煤更有利于开发。
图12 5号煤和8号煤等温吸附曲线特征
Fig.12 Isothermal adsorption curves of No.5 and No.8 coal seams
3.1.6 渗透率
渗透率是影响煤层气产量的关键因素[14]，随着埋深的增加，煤层渗透率降低。根据注入/压降测试结果，研究区5号煤层的渗透率为0.01×10-15～1.36×10-15m2，平均0.43×10-15m2;8号煤层的渗透率为0.03×10-15～3.01×10-15m2，平均1.90×10-15m2，整体属于低渗储层，一般不具备自然产能，需要经过人工压裂才能形成商业产量。
3.2 工程技术
影响深部煤层气开发的工程因素包括井型、压裂施工参数与井型井网井距的合适匹配和以控制井底流压为核心的排采管控措施等。
3.2.1 井型井网井距
研究区主体采用丛式井水基压裂后排水降压的开发技术，同时试验了裸眼多分支水平井、U型井分段压裂和L型水平井分段压裂技术。
研究区煤层埋藏较深，渗透率低，丛式井压裂裂缝延伸差，支撑剂多在近井地带堆积，而裸眼多分支水平井由于井壁没有有效支撑，井眼易坍塌，产气效果较差。对比分析研究区各种井型产气效果可以发现(表1)，水平井分段压裂技术是提高深部煤层气产能的有效手段，研究区内L型水平井的产量是丛式井的10倍以上。
井网井距也是影响煤层气开发效果的因素，试验区实施了250 m×300 m，300 m×350 m和350 m×350 m等3种井网，从实际生产效果来看，井距越小单井平均日产气越高，高产井比例也最高(表3)。
表3 不同井距离的煤层气井生产结果
Table 3 Production results of different well distances
3.2.2 压裂工艺
压裂是深部煤层气产能释放的关键，压裂施工参数直接决定了水力缝网的形态，水力缝与开发井网的合理匹配是煤层气井能否实现井间干扰，面积降压的关键一环。裂缝监测结果显示，研究区裂缝形态为近椭圆形，且具有一定高度(10～15 m)，长轴与短轴比例集中在3∶1～4∶1，5号煤裂缝半长100～110 m，裂缝半宽25～36 m，与前期实施井网匹配性较差，也解释了丛式井产量偏低，长期不能形成井间干扰的原因。
研究区使用活性水压裂液154井/255层、清洁压裂液6井/7层、胍胶压裂液4井/4层。从产气效果看，清洁液和胍胶压裂的产气效果较差，单井产量仅为100～150 m3/d，活性水压裂的井稳产气量为751 m3/d。
施工排量一般6.0～9.0 m3/min，加砂量20～60 m3，总液量450～1 350 m3，平均砂比5.4%～15.2%。统计发现，日产气量与加砂量呈现出一定的正相关关系，加砂量越大，越容易高产;日产气量和施工规模之间有一定相关性，但与加砂量相比，相关性不明显(图13)。
图13 单采5号煤的井日产气与加砂量(总液量)散点
Fig.13 Distribution of gas yield and sand proportion(total fluid) for production wells of No.5 coal seams
3.2.3 排采工艺
煤层气井排采的本质是通过排水，降低储层压力，使吸附态的煤层气因降压而被解吸，随着持续排水降压，压降漏斗会不断向外扩展[15-16]。而压降漏斗的形态和扩展速率，取决于排水速率、煤层本身的孔隙度、渗透率等。煤层的渗透率越高，其压降漏斗的形态就越平缓，越有利于煤层气高产稳产，而渗透率越低其形态越陡，越不利于煤层气的高产稳产[17]。
深部煤层气储层更差，敏感性更强，在排采过程中要制定更加谨慎的排采制度，坚持缓慢排采、缓慢降压，通过多排水来扩大压降范围。研究区部分井由于排采制度不合理，排采连续性差，频繁进行修井，导致生产压差改变使煤粉沉积，堵塞人工裂缝及天然裂缝导流通道，造成储层伤害，产量降低。因此，合理的抽采制度是保证煤层气井稳产高产的关键，深部煤层气更要遵循“连续、平稳、缓慢”的基本原则。
3.3 质量与管理
煤层气开发是一个系统工程，更是一个持久过程，煤层气井要获得产能必须要经过井位部署、钻井、固井、压裂、排采等多到工序，与常规天然气开发相比，煤层气开发的特殊性就在于增加了排采过程。国内经验表明，煤层气的排水降压期至少需要2～3 a，而物性更差的深部煤层气需要更长的排采期。总结试采区的经验发现，井身不合格、固井质量差、压裂工艺适应性差、排采制度不合理、排采连续性差等对煤层气井造成影响的井数占排采井数的52%，而这些伤害往往是不可逆的。因此，质量与管理是煤层气产能释放的关键，煤层气开发的特殊性对企业的管理者和投资者提出了更高的要求和更好的耐心，从某种意义上来说，煤层气开发更是一个管理问题。
4 深部煤层气开发技术对策
4.1 高产区优选
我国煤层气开发初期对煤储层的强非均质型及主控地质因素认识不清，产能建设模式采用整体推进的方式，鄂尔多斯盆地东缘的韩城区块和大宁—吉县区块存在近1/2的低产井，而沁水盆地的樊庄区块内部存在1/3的低产井，郑庄区块存在近2/3的低产井[18]。因此，为避免出现类似的问题，深部煤层气规模开发首要的任务是在落实富集区的基础上，重点开展以可采性为重点的高产区评价及预测，优选出可动用的优质储量区。
4.2 开发层系优选
研究区两套主力煤层的储层特征和生产效果表明，5号煤层是本区的主力产气层，产水较小;8号煤层非均质性强，甜点区分布范围更局限，评价难度大，且顶板为含水灰岩，产水量大，降压困难，开发效果差。因此，在没有有效解决8号煤高产区评价技术之前，应优先选择5号煤层作为目的层，同时要加强8号煤可动用性评价技术的探索。
4.3 井型井网井距
大宁—吉县区块开发实践和投产井的产气效果表明，L型水平井分段压裂技术和丛式井压裂技术是适合本区规模开发的井型。
丛式井采用二开井身结构，固井水泥全部返至地面，煤层段采用清水钻进保护储层。井身质量和固井质量是影响后期排采连续性和压裂改造效果的关键。L型水平井应采用二开快速钻井技术，保证井眼稳定，利于改造且能够进行后期维护，采用原井眼排采。
丛式井井网一般采用矩形或菱形井网，压裂裂缝主导方位多沿现今最大主应力方向延伸。因此，井网长轴方向应与天然裂隙发育方向平行或与人工压裂裂缝方向平行。L型水平井的钻井方向应垂直最大主应力方向。试采区构造较简单、地层平缓、煤层分布稳定、裂缝总体方向为北东向等特点，井网排布方向为即北东—南西方向。
井距的选择要考虑煤层气井资源丰度、经济极限井距、产气高峰期到达时间、高峰期产量、稳产时间和最终采收率等因素，也要考虑和人工裂缝形态、裂缝长度之间的匹配关系。
4.4 压裂工艺设计
深部煤层具有低孔低渗的特征，一般不具备自然产能，在投产前必须进行压裂改造。压裂施工参数的设计与井网井距有直接关系，压裂施工参数直接决定着水力缝网的形态，也是影响煤层气井产气效果的主要因素。因此，压裂施工设计要综合考虑压裂液体系、施工参数与煤储层的渗透率和井网井距之间的合理匹配，开展围绕井网井距与压裂施工参数相匹配的地质工程一体化设计。
4.5 排采工艺设计
排采工艺要紧紧围绕提高排采连续性，延长检泵周期来开展设计，重点做好防偏磨、防气、防砂防煤粉和防腐工艺。要制定更加谨慎地排采制度，坚持以控制井底流压为核心的排采理念，坚持缓慢排采、缓慢降压，通过多排水来扩大压降范围，确保后期高产和稳产水平。要针对不同的地质条件，按照压后返排阶段、见套压前阶段、初始起套阶段、初始产气阶段、产气上升阶段和稳定产气阶段等6个阶段，制定严格的排采制度，控制井底流压下降速度，井底流压下降过快，解吸半径小，裂缝因应力敏感闭合，不利于后期稳产，过慢，煤层水携带煤粉能力有限，无法疏通地层。
5 结 论
(1)大宁—吉县区块深部煤层气丛式井表现出长期低产、上产缓慢和排采期更长的生产特征，主要受到深部煤层渗透率低、微孔发育、可采系数低的影响。而L型水平井套管固井分段压裂工艺表现出上产期短，产气量高的特征。
(2)压裂是低渗气藏开发的关键工程技术，压裂施工参数优化和井型井网井距互相匹配的地质工程一体化设计是实现深部煤层气效益开发的关键。优秀的工程质量是确保深部煤层气实现长期持续排采、降低储层伤害并取得成功的有效保障。
(3)深部煤层气的开发技术对策要重点开展以可采性为重点的高产区评价及预测、开展压裂施工参数和开发井网互相匹配的地质工程一体化设计、加强延长排采连续性为目的的施工质量控制和以控制井底流压为核心的排采管理，以提高高产井比例和开发效益。
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