煤层气是一种重要的非常规能源，随着国家对环境保护的重视，非常规天然气开采对缓解我国能源供给紧张具有十分重要的意义[1]，国内外学者对开发中存在的问题做了详细研究[2-3]。延川南位于鄂尔多斯盆地东南部晋西扰褶带和渭北隆起带交汇处，截至2017年12月，已建成国内目前开发层位最深的煤层气田。在煤层气勘探开发过程中，发现上古生界石盒子组和山西组致密砂岩具有含气显示特征[4]。这些致密砂岩气层具有埋藏浅、资源丰度低、呈点状分布、渗透性差等特点，如果仅开采致密砂岩气，经济效益较差，因而考虑煤层气和致密砂岩气的合采。砂岩气主要以游离态赋存于砂岩孔隙中，煤层气主要以吸附态赋存在煤基质颗粒表面，二者赋存形式和储层的性质存在巨大差异。煤层气和致密砂岩气合采是否可行？如何确定合采可行性技术界限？合采效果受哪些参数制约？针对这些问题，国内外学者进行了大量理论研究，并取得了丰硕成果:秦勇等[5]认为流体能量系统、层序地层格架和岩石力学性质3个关键地质要素必须具有兼容性,才能充分释放叠置含气系统产能;申建等[6]在建立煤层气与煤系致密砂岩气共采综合指数评价模型基础上，指出砂岩气和煤层气共采综合指数在8×10-7～4.44;刘鹏等[7]从煤层厚度、烃源岩热演化程度、生气强度以及致密储层厚度4个方面建立了鄂尔多斯盆地上古生界煤层气与致密砂岩气联合优选区评价体系;冯其红等[8]通过数值模拟发现砂岩层含水饱和度对合采效果影响最大，相邻砂岩储气层不含水或微含水时合采效果最好。此外，已有部分国内外区块煤层气和致密砂岩气合采试验取得突破[9-10]。然而，以上工程在实施过程中，理论和实践存在差异，煤系气共采效果仍然不明确。国内现有少量生产井开展了煤系气多层合采和分层分采，实际中多层合采的产量往往低于分层分采的产量之和、甚至单层分采量，且层间距对产能具有重要影响。因此针对性地分析了不同层间跨度所特有的合层压裂方式，优选出不同叠置关系下的合采方案，对该类地区的合采具有借鉴意义。
在综合考虑延川南区块深部煤层气与致密砂岩气储层地质特征的基础上，结合测井曲线与气层识别图版进行关键含气层位识别，继而通过砂岩初始产气压力和煤层解吸压力进行砂岩与煤层合采地质可行性评价，最后提出了在不同层间跨度的基础上的合采压裂方法。
1 合采地质基础
1.1 煤层气地质特征
区块内构造平缓稳定，整体呈西倾单斜构造，中部为白鹤—中剁断裂带，东部为墰坪构造带，西部为万宝山构造带[11]。区块主力开发煤层为山西组2 号煤，煤层埋深650～1 510 m，平均1 150 m(图1);煤层厚度2.8～8.3 m，平均厚4.6 m;煤储层压力3.8～13.2 MPa，储层压力系数0.31～0.91;含气量5.0～21.8 m3/t，平均12.5 m3/t;含气饱和度11%～93%，平均55%;煤层渗透率0.05×10-15～0.95×10-15m2，平均0.32×10-15m2[12]。2号煤层镜质体反射率1.9%～3.4%，平均2.3%，以贫煤、无烟煤为主;显微组分以镜质组为主，体积分数40.8%～87.6%，平均68.8%;其次为惰质组，体积分数4.8%～48.7%，平均27.2%[13]。综上，2号煤层具有埋藏深度大、含气量高、渗透率低、含气饱和度低的地质特点。
图1 延川南区块2号煤层埋深等值线
Fig.1 Cover depth chart of No.2 coal in Yanchuan south
1.2 砂岩气地质特征
气测资料显示研究区砂岩气层主要位于上古生界山西组和下石盒子组，且两套地层内砂岩气层距主开发煤层距离最近，因而仅研究这两套地层内砂岩气地质特征。
1.2.1 砂体发育情况
山西组地层厚62～105 m，平均84 m，自上而下分为山一段和山二段，山一段以灰黑色泥岩与浅灰色细砂岩互层为主，山二段以灰黑色泥与灰岩砂岩互层为主。山西组砂岩层厚2～49 m，平均21 m，其中山一段砂体厚1～25 m，平均9 m;山二段砂体厚1～34 m，平均15 m。下石盒子组地层厚65～140 m，平均94 m，岩性以灰色、灰白色砂岩与灰色泥岩互层为主。下石盒子组分为盒六、盒七与盒八三段，其中盒六段砂岩层厚1～22 m，平均6 m;盒七段砂岩层厚1～12 m，平均3 m;盒八段砂岩层厚5～40 m，平均17 m。
1.2.2 砂岩层评价
薄片观察显示山西组和下石盒子组储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主，其次为长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩，而上石盒子组储层岩石类型以长石质石英砂岩为主，其次为长石岩屑质石英砂岩[14](图2)。砂岩颗粒分选中-好，磨圆度次棱-次圆，颗粒支撑结构。胶结物以硅质、钙质为主，颗粒支撑结构，胶结类型以孔隙胶结和镶嵌胶结为主。孔隙类型以粒间孔和次生溶蚀孔隙为主(图3)。
图2 山西组与石盒子组砂岩组分三角图版
Fig.2 Triangle diagram of sandstone of the Shanxi and Shihezi Formation
图3 山西组与石盒子组砂岩薄片与扫描电镜
Fig.3 Thinsliceand SEM of Shanxi and Shihezi Formation
岩芯测试资料显示山西组砂岩孔隙度2.76%～9.85%，渗透率0.04×10-15～1.26×10-15m2;下石盒子组孔隙度3.45%～9.54%，渗透率0.03×10-15～1.34×10-15m2;孔隙度1.8%～14.1%，渗透率分布0.031×10-15～9.23×10-15m2，均为低孔、低渗储层。
1.3 气层识别技术
1.3.1 测井曲线特征
结合前期试气结果，总结高产气层、低产气层和干层测井响应特征，建立气层交汇图识别图版。文中将日产气量>5 000 m3/d砂岩层定义为高产气层，日产气量<1 000 m3/d的砂岩层定义为低产气层。高产气层自然伽马(GR)值28～45 API，深侧向电阻率(RT)值95～280 Ω·m，声波时差(AC)值225～257 μs/m，补偿密度(DEN)值2.41～2.42 g/cm3，补偿中(CNL)值6.78%～14.2%，即低GR、低DEN、低CNL、高RT、高AC的特征[15]。低产气层GR值27～65 API，RT值45～150 Ω·m，声波时差(AC)值215～247 μs/m,DEN值2.43～2.49 g/cm3，与高产气层相比，具有低RT、低AC、高DEN和高GR的特征[16]。干层具有高GR(59～67 API)和低RT(43～103 Ω·m)的特点。
1.3.2 气层识别图版
砂岩层物性参数包括孔隙度、含气饱和度和渗透率3个方面，由于研究区砂岩层裂隙不发育，渗透率与孔隙度正相关，因而只需评价孔隙度和含气饱和度这两个独立参数即可[17]。
AC受岩层孔隙度影响巨大，AC的变化能够较好地反映孔隙度变化[18]。利用AC拟合岩芯实测孔隙度(图4)，拟合公式为
Φ=0.167AC-31.3
(1)
式中,Φ为孔隙度，%。
图4 砂岩孔隙度拟合
Fig.4 Fitting diagram of sandstone porosity
砂岩层含气饱和度Sg可根据阿尔奇公式计算:
(2)
(3)
Sg=1-Sw
(4)
式中,Sw为含水饱和度，%;Sg为含气饱和度，%;Rw为地层水电阻率，Ω·m;a，b为岩性指数，砂岩取1;m为胶结指数;n为饱和度指数;I为电阻增大系数。
根据实验测试资料回归电阻增大系数I与含水饱和度Sw之间关系如下(图5):
Sw=1.045I-0.72
(5)
图5 Sw-I拟合
Fig.5 Fitting diagram between Swand I
从式(5)可以看出，含水饱和度Sw与电阻率增大指数I负相关，在地层水电阻率Rw一定情况下，砂岩电阻率RT越高，电阻增大指数I越大，砂岩含水饱和度Sw越低，含气饱和度Sg则越高[19]。
综合式(1)～(5)可得，砂岩孔隙度、含气饱和度分别与AC和RT相关，为方便快速识别气层，本文以阿尔奇公式为基础建立AC-RT半对数交汇图(图6)，从图中可以看出，高产气层位于交汇图右上部，AC一般大于210 μs/m，RT大于98 Ω·m;低产气层位于交汇图版左下部。
图6 AC-RT高产气层识别
Fig.6 AC-RTrecognition chart for high yield gas reservoir
2 合采关键技术
2.1 砂岩与煤层合采地质可行性评价
砂岩层与煤层合采过程中压力传导相对速度决定着两层能否充分发挥产气能力，只有两套储层压力传递速度趋于一致，才能收到1+1>2的效果[20]。当两套地层储层压力梯度不同，差异较大时，高流压梯度地层水必然倒灌到低流压梯度地层中，失去合采意义，因而两套地层流压梯度差异不能过大[21]。
合采过程中砂岩与煤层压力分别为P1和P2，砂岩初始产气压力P10，煤层解吸压力为P20，砂岩和煤层层间跨度为h(砂岩位于煤层上部)，存在以下关系:
(6)
当煤层先解吸产气情况下，P10和P20满足式(7)，随着液面下降，砂岩层压力逐渐降低至0，这一过程中砂岩肯定能够产气，能够达到合采目的。
(7)
当砂岩层先产气情况下，P10和P20满足:
(8)
若P20<h/100，则砂岩层已裸露情况下，煤层气尚未解吸，完全起不到合采效果，因此P20>h/100是合采可行性下限。实际生产过程中，为取得良好的合采效果，砂岩气层压力降为P10/2时煤层气开始解吸，此时满足:
(9)
研究区煤层兰氏体积VL=20.8～38.2 m3/t，兰氏压力PL=1.9～4.2 MPa，含气量V=10.8～20.4 m3/t，根据朗格缪尔方程可以计算出理论解吸压力，计算公式为
(10)
计算结果表明理论解吸压力P20=2.8～4.5 MPa。前期砂岩层测试显示砂岩层产气初始压力2.5～5.4 MPa，结合式(6)可以计算出合采层间跨度h上限值分布区间为155～180 m。
2.2 砂岩与煤层合压合采技术
砂岩与煤层岩石力学性质存在较大差异，在进行合层压裂时，同一泵注程序如何能同时有效使裂缝在两层进行延伸是关键。若层间跨度大，储层岩石力学、渗透率等储层物性相差较大时需采用分层压裂[22]。在此情况，合压就会出现层间干扰，致使煤层或者砂岩层出现破裂压力不同，砂岩层压开，煤层未破压，达不到合压效果。
砂岩气层、煤层纵向上间距较小、破裂压力相近、单砂体太薄，资源量有限的特点，如果进行分层压裂，裂缝不仅可能会串层，而且下分层压裂工具也存在困难。因此，地应力差在3 MPa以内，层间隔层厚度小于50 m的，适宜采用多层合压工艺，此工艺具有施工工序简单、动用井下工具少、施工难度小、施工成本低等优点[23]。
砂岩层和煤层层间跨度在20～50 m时，应采用限流法分层压裂工艺，该方法可以一次施工压开多层段;当层间跨度超过50 m时，应采用下分割器分层压裂法[24-25]。
3 现场应用
如图7所示，S16井2号煤层上部1 240.0～1 253.6 m段，录井显示:该井段岩性为浅灰色细砂岩，全烃背景值1.16，异常值4.88，C1为3.05，岩芯出筒时有大量鱼子状气;测井解释孔隙度7.4%，含气饱和度57.7%，综合解释为气层。
图7 S16井测井综合解释
Fig.7 Comprehensive log interpretation diagram of S16
该致密砂岩层与2号煤层层间距仅1 m，储层物性相差不大，属于同一个压力系统，射孔时同时射开砂岩层(1 245～1 253.6 m)和2号煤层(1 254.6～1 259.4 m)，然后进行合采压裂。压裂过程中破裂压力15.03 MPa，施工压力14.8 MPa，施工压力平直，表明施工过程中形成了主裂缝，达到了压裂改造目的。
压裂改造完成后，按照三段式排采制度进行降压生产，投产200 d后开始产气，产气压力6.2 MPa;投产451 d后，日产气量达到2 200 m3;然后按照稳压模式生产，日产气量>1 500 m3/d累计生产1 800 d，稳产效果非常好(图8(a));投产2 500 d后，因作业停抽影响，产气量降至1 000 m3/d。S16井生产曲线表明研究区砂岩气与煤层气合压合采完全可行。
图8 S16和S1生产曲线
Fig.8 Production curves of S16 and S1 well
如图9所示，S1井2号煤层上部991.0～993.2 m段，录井显示:该井段岩性为浅灰色细砂岩，全烃背景值1.26，异常值4.98，C1为3.45，测井解释计算孔隙度6.5%，含气饱和度54.7%，综合解释为气层。
图9 S1井测井综合解释
Fig.9 Comprehensive log interpretation diagram of S1
该致密砂岩层与2号煤层间距178 m，射孔时先射开砂岩层(988.5～991.2 m)进行压裂，然后射开2号煤层(1 169.2～1 174.3 m)进行压裂，压裂改造完成后进行合采。投产93 d后开始产气，产气压力6.0 MPa;投产1 653 d后，日产气量达到4 093 m3;然后按照稳压模式生产，日产气量>4 000 m3/d累计生产超过300 d，稳产效果非常好(图8(b))。S1井生产曲线表明研究区砂岩气与煤层气分压合采完全可行。
4 结 论
(1)研究区砂岩气层具有低GR、低DEN、低CNL、高RT、高AC的特征，砂岩层孔隙度Φ与AC正相关，含气饱和度与RT正相关，因此可用AC-RT交汇图版识别高产气层和低产气层:高产气层一般位于交汇图版右上部，低产气层位于交汇图版左下部。
(2)为克服不同压力系统地层合采时产生的层间干扰现象，砂岩层和煤层合采时层间跨度不能超过155～180 m。
(3)砂岩层和煤层层间跨度小于20 m时，采用合压合采方式比较合适;当层间跨度在20～50 m之间时，应采用限流法分层压裂工艺;当层间跨度大于50 m时，应采用下分割器分层压裂法。
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