我国2 000 m以浅煤系气资源量约82万亿m3[1]。这一可观资源潜力早已引起我国油气产业界关注[2]，近10 a来成为非常规天然气研究与勘探开发的重点探索方向之一[3-4]，并认识到合采是实现煤系气经济高效开采的客观途径[5-6]。然而，煤系多相态天然气共生，多类型储层共存，多含气系统相互叠置，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[7]。面向这些复杂开发地质条件，我国近年来开展科技攻关和现场试验，取得大量经验和教训，提出了多种煤系气开采模式和具体方式，工程示范取得显著进展[8-10]。笔者力图总结这些探索和进展，提炼煤系气开采工艺模式和方式，并结合自己的研究实践展示关于煤系气同井自然接续合采的生产效果，为进一步发展经济可行的煤系气高效开采技术提供借鉴。
1 煤系气开采模式与具体方式
1.1 煤系气开采面临的主要技术挑战
煤系气(Coal Measure Gas，CMG)是煤系天然气的简称，泛指煤系中赋存的各类天然气，仅是一个基于储层成因类型或地质载体做出的矿产资源定义[7]。煤系气开发地质条件复杂性可从3个方面进一步理解(图1):① 储层物理属性，集中表现为吸附气、游离气以及两者混合气的共生;② 储层化学属性，包括有机储层、无机储层两个端元以及两者之间过渡的混合储层;③ 储层岩石属性，表现为不同的岩性，是储层物理属性和化学属性的外在体现，如以吸附相为主的煤层气、以游离相为主的煤系致密砂岩气、吸附相-游离相共存的煤系页岩气。其中，煤层气、煤系致密砂岩气、煤系页岩气即通常所说的煤系“三气”，是煤系气资源的主体部分。
图1 煤系气地质属性要素体系(据文献[3]修改补充)
Fig.1 Geological attribute element system of CMG supplemented and modified from Reference[3]
不同岩性煤系储层具有某些共同特点，如低孔低渗需要强化改造，毛管压力高导致生产启动压力较高，储层敏感性强造成改造难度大，单层乃至单气开采的产气量低而需要合层高效开采。简言之，煤系气经济高效开发的真正挑战，来自开发技术原理、储层改造措施和生产方式的差异，这是储层复杂地质条件所产生的必然要求(表1)。
煤储层以有机质为骨架，对外来机械载荷的响应十分敏感，使得压敏性和速敏性强;微孔高度发育，这是煤层气赋存以吸附态占优势的根本原因，需要降压才能解吸。致密砂岩储层岩石结构以脆性矿物为骨架，往往含有较多的黏土类塑性物质，导致其水敏伤害较强;储气空间以渗流类孔隙为主，天然气主要以游离态赋存，依靠自然降压技术通常能够实现有效开采。页岩储层黏土矿物含量高，吸收性强，导致水敏性及化学敏感性(酸敏、碱敏和盐敏)强;无机物基质中间夹杂数量不等的分散有机质，吸附态与游离态天然气并存，开发基于自然降压产出与排气降压解吸有序接续的技术原理。
表1 煤系气储层地质特点与开发技术比较[11]
Table 1 Geological characteristics and development technology comparison of CMG reservoirs from Reference[11]
储层岩性差异性赋存态成藏敏感性开发原理关键技术相似性煤层吸附态占绝对优势自生自储自保 强压敏,强速敏 排水降压解吸 压裂/分支水平井 致密砂岩游离态 生储盖组合 强水敏,水锁伤害严重 自然降压开采 压裂,解堵,防水锁 页岩吸附态与游离态共存 自生自储自保 强水敏,强盐敏等 自然/排气降压解吸 体积压裂,连续油管压裂 低孔低渗毛管压力大/启动压力高/储层敏感性强/单井产气量低
上述比较分析揭示:煤系气地质条件和储层属性差异大的客观现象，集中体现为天然气赋存状态和成藏特点的差异;储层力学性质和工程响应差异大的显著特点，在于储层关键敏感性的不同;开发技术差异大的生产需求，体现为最佳适应性工艺技术要求的不同。简言之，不同类型煤系气开采地质条件和产出特点各不相同，经济高效合采要求发展可协同各类储层特点的适应性工艺模式。
1.2 煤系气开采工艺基本模式分类
面向上述需求，国内近年来提出过一系列煤系气开采模式或方式，部分方案开展了现场探索实践。例如，中联煤层气公司比较不同岩性储层特点及产气特征，将煤系气开发模式归纳为同井同时、同井接续、分区分采3类[12]。再如，中国石油大学(华东)针对煤系气合采过程中的层间干扰现象，根据井筒内压力体系异同，分出同压力体系、分压力体系及负压3类合采工艺，认为分压力体系合采工艺适用性较强，在合理构建井下空间前提下可满足任意情况下的煤系气合采作业[13]。
关于煤系气开采工艺设计乃至设想的依据，目前仍是以管柱结构设计和排采管控方式为主，井型选择、压裂方式为辅。其中，排采管控方式包括控层排采、控压排采2种实现途径。目前国内外缺乏成熟的煤系气开采模式分类，笔者总结现状，将煤系气开采模式初步归纳为3类(图2):
第1类为“分排”模式，实质上是利用不同的管柱系统，包括不同井或同井分管柱，分别对不同岩性储层(多气)或同岩性多产层(单气)排采生产，包括4类具体方式。一是“分区异井”方式，将多类型煤系气资源潜力均好与只有煤层气资源潜力较好的区域分别对待，前者先开采致密砂岩气再考虑煤层气，后者仅采煤层气，临汾区块采用这种方式成功实现了煤系吸附气和游离气的同期分采[8]。二是“分时同井”方式，本着游离气枯竭、吸附气接续的原则，一旦上述第1类区域砂岩游离气资源枯竭，则该区可利用同一批井转入煤层气开采。三为“分段同井”方式，在同一井中分期打开不同储层进行生产，以避免储层属性差异带来的层间干扰，如沁水盆地南部3号煤层与15号煤层。四是“同井齐排”方式，同一井中设计多层管柱，通过“多管柱分别导流”方式实现煤系“三气”同期分采，如双层管柱结构设计[14]及3层管柱结构设想[15]。
图2 煤系气开采模式分类
Fig.2 Classification of CMG production patterns
第2类为“先分后合”模式，基本原理在于通过技术措施实现由高压力状态储层单排向与低压力状态储层合排的生产接续，目前已提出2种具体方式。一是“递进压降”[16]，针对多煤层地区含气系统垂向叠置的地质特点[3,17]，根据煤储层关键参数设计排采先后次序，优先排采临界解吸压力和产气压力高的含气系统，当压力降到另一含气系统的临界解吸压力和产气压力时，再进行2个系统合排，依此递进，最终实现同井所有煤层气系统的合排。二是“同柱自控”方式[18]，针对上部高压致密砂岩储层、下部低压煤储层的叠置关系，改进闭式气举管柱，发明了气举同井合采的工艺管柱结构，先排采上部高压致密砂岩储层，利用致密砂岩气能量自动将下部煤储层的井液举升至地面，实现煤储层降压解吸和产气，达到“两气”合采目的。
第3类为“合排”工艺模式，最大的特点是在多层合排过程中，利用地层能量或可解吸性由高向低的
有序降低来实现不同储层有效产气的自然接续。无论改造方式如何，这种模式均是应用最早、最为普遍但成功率相对较低的煤系气合采工艺。提高成功率的关键，在于解决合采兼容性矛盾以实现有效产气。为此，业界除了采用传统方式实施分压合排、合压合排之外，近年来还发明多层水平井[19]、层间水平井间接压裂[20]等技术。然而，传统技术多未达到理想目的，新技术尚处于现场试验阶段。实践揭示，实现有效产气自然接续，需要合采储层(产层)满足一些基本条件[9,21]:① 合采段跨度原则上应限制在同一个三级层序地层单元内部，以最大限度规避储层属性差异造成的合采地质条件兼容性问题;② 优选近距离互层且互层率较高的富气层段作为合压层段，其中煤层不宜过厚，以最大限度降低压裂缝穿层难度;③ 本着“脆性气层射孔压裂，诱导压裂裂缝纵串，间接贯通塑性气层，实现层组整体改造“的原则，以缝高换缝长，保证合压整体效果基础上促进垂向压裂体积适当增长。
1.3 煤系气开采模式对比分析
上述3类模式尺短寸长(表2)。一些方式现场示范初见成效，但仍需进一步完善;一些方式长处明显，却有待实践检验;部分局限性属于“硬伤”无法回避，某些短处可以改善甚至克服。实际上，煤系气地质条件复杂多变，加之资源开发追求经济高效，没有任何一种开采模式可以覆盖全面，永远无法达到最优。从成熟性、便捷性、针对性、时效性等方面分析考察，可以优选出当前阶段的相对适用方式，明确对应的技术创新方向。
表2 煤系气开采模式比较
Table 2 Comparison of CMG production patterns
基本模式优点不足分排适用性强。分区异井、分时同井、分段同井方式已有不同程度工程示范,现有技术基本上可满足开发工程需求,适用性技术相对成熟,技术决策风险较小;同井齐排方式有望同时回收多层(段)煤系气资源前3种方式以时间换空间,单井产量较低,“多次”开采导致煤系气资源回收期较长,成本增高,部分资源可能难以回收;后一种方式需要复杂的多层管柱结构,井筒空间受限,管柱可靠性降低,生产成本增高,且尚无工程检验先分后合考虑到煤系储层属性差异大的实际情况及煤系气藏开发基本规律,工艺技术原理总体可行,理论上有可能最大限度回收煤系气资源,值得进一步探索尝试尚无工程检验。递进排采方式需要分层压裂以及封隔/去封隔措施,排采管控制度变更频繁,无法实现连续排采生产;同柱自控方式目前难以顾及两层以上煤系气合采合排顺应煤系自然产气规律,现有井筒结构、管柱结构、排采管控措施基本上可满足生产要求,合层压裂简单易行,已有成功的工程范例对产层组地质条件有一定要求,需要基于测井响应对薄层进行精细解释;对压裂缝高及穿层性要求增高,储层改造方式需要进一步优化
分排模式的最大优点在于适应性强，以传统单气开采方式的不变对付煤系多气开发地质条件的万变。明显不足表现为两点:一是无法实施吸附气与游离气合采;二是简便性存在“两极分化”。分区异井、分时同井、分段同井3种方式工艺技术简单，实质上是不同岩性储层煤系气的分采，不排除单气多层合采的可能性。同井齐排方式通过一口井中不同管柱对不同层(段)同时抽排，理论上可杜绝层间相互干扰，有望最大限度回收煤系气资源，局限性在于管柱结构复杂化可能致使可靠性降低，井眼空间需求显著增长，两者均会导致成本增高。
先分后排模式考虑了煤系储层属性差异大的客观地质条件，或按照不同类型煤系气产出原理发明了自控压力接续生产井下装置，或基于煤层气压力系统差异设计出阶梯式压降程序，理论上适用于煤系多气合采及单气多层合采，可在分层排采基础上过渡为合层排采，有效回收煤系气资源。但是，递进排采需要分层压裂、管柱封隔/去封隔以及排采管控制度变更，生产可操作性尚未验证;同柱自控排采通过单向阀阻止高压储层流体向低压储层流动，目前只能实现两层煤系气合采，更多产层合采所需的多级多重单向阀设计在井眼条件下难以实施。
严格意义上的合层排采，系指利用同层管柱合并多储层同时排采，顺应地层能量自然配分规律和产出原理，辅以排采控制进行煤系气自然接续开采。在所谓的随机接续合采中，产层组选择几乎只考虑含气性和煤体结构，尽管不乏成功实例，但储层属性(流体压力状态、赋存态、储层物性等)的差异经常导致“1+1<1”乃至“1+n<1”的合采失败效果，寄希望于运气，风险极大[3,5]。诱导控制接续(简称诱控接续)方式则吸取了随机接续方式的教训，在精细剖析煤系地层结构、储层属性差异及评估合采兼容性基础上，选择同一流体压力系统多气多层实施合压，通过贯通多个储层并将产层组属性微小差异消弥在地层内部，最大限度降低可能在井筒内出现的层间无序干扰，最终通过游离气产出的“排气降压”效应，诱导吸附气解吸产出，实现有序接替。然而，诱控接续合采的局限性也正是由其优点所致，即适用的地质条件受到一定限制。
鉴于上述现状以及煤系气地质条件实际，建议在实际工作中采取“十六字”策略。即:因地制宜，考虑实际开发地质条件选用开采模式和方式;截长补短，吸收不同模式或方式之长，针对开发地质条件开展技术集成创新;多措并举，合理划分区块内开发地质单元，不同单元选用不同的模式或方式;有所侧重，有所为有所不为，地质条件变化太大地区选用传统分排模式，条件许可地区考虑诱控接续合采方式，积极开展“先分后合”模式的尝试。
2 煤系气合采有效性分析
采用反演方法，分析鄂尔多斯盆地东北部临兴区块国家科技重大专项煤系气开发示范工程试采效果，获取合采有效性信息，为进一步讨论煤系气开采模式和方式提供依据。分析流程包括4个步骤:① 合采井产出气原位赋存态判识;② 煤系气产量曲线类型划分;③ 合采产量劈分与产层贡献;④ 典型井合采效果量化分析。本节讨论前3个步骤基本内容，第4步骤内容将在下节举例分析。
2.1 合采井产出气原位赋存态判识
所谓的原位赋存态，系指煤系气产出之前在地层条件下的赋存状态。典型的解吸气产量曲线波峰形态显著，可用Langmiur模型描述，极易识别[22]。游离气产量曲线呈单调递减规律，包括指数、双曲线、调和、直线4种Arps递减模式[23]。为此，产出气原位赋存态判识的重点是游离气剥离。
即使是典型游离气井，由于设备故障(如管道漏气、流量计或压力表故障、管道堵塞等)和排采控制(定时生产、定压生产、排采失控等)原因，产气量原始记录往往存在异常波动。剔除异常数据，产气递减规律得到凸显(图3)。根据Arps递减模式[24]判识，临兴区块石盒子组砂岩游离气产量曲线多为双曲递减型，少数井呈指数递减规律[25]。
图3 临兴区块典型井石盒子组致密砂岩产气量分布
Fig.3 Plots of gas production to time of one typical well in Linxing block
2.2 煤系气产量曲线类型
临兴区块第1期示范工程共10口煤系压裂井，改造层位多为太原组，主要为太2段，个别井为山西组，采用合压合排方式进行生产。分析试采资料，发现合采井产气曲线形态表现为4种类型，称之为I,Ⅱ,Ⅲ,IV型曲线(表3)。
表3 煤系气合采井产量曲线类型及其合采有效性
Table 3 Curves type and its effectiveness of joint CMG production
类型 代码 产量曲线 代表井有效性解吸型 Ⅰ LM01,太2段LM02,太原组吸附气单采或多层合采解吸-游离型 Ⅱ LM10,太2段LM09,太2/山1LM03,太2段LM08,太2段 吸附气-游离气合采游离-解吸型 Ⅲ LM07,山2/山1LM05,太原组游离型 Ⅳ LM04,太2段LM06,太2段游离气单采或多层合采
4种类型可进一步归纳为三大类别:第1类仅仅出现解吸气峰形曲线，缺乏游离气衰减产出阶段，表现为I型产量曲线;第2类产气历史由2个阶段构成，第1阶段产气量呈游离气递减产出规律，第2阶段出现多个宽缓解吸气波峰(吸附气产出)，Ⅱ类、Ⅲ类产量曲线均具有这种两阶段产气特点;第3类是产气量在整个生产阶段均表现为单调下降，仅有单纯的游离气产出，对应于IV型产量曲线。
上述4类产量曲线实际上给出了合采有效性的定性判识，即:I型产量曲线为解吸型，Ⅱ型产量曲线体现为解吸-游离型，Ⅲ产量曲线为游离-解吸型，IV型产量曲线为游离型(表3)。也就是说，在自然接续条件下，Ⅱ型和Ⅲ型实现了吸附气与游离气的合采，I型、IV型仅分别实现吸附气或游离气的单气开采。其中，解吸气主要来自煤层，特定情况可能来自煤系页岩吸附气的贡献(后述)，吸附气-游离气合采井占第1期示范井的60%。
解吸型(I)产量曲线。缺乏游离气产出阶段，产气历史曲线存在1个或1个以上的解吸峰，指示仅实现了吸附气的单层开采或多层合采。在临兴区块，该类型煤系气井最高日产气量可达20 000 m3/d以上，一般超过15 000 m3/d。
解吸-游离型(Ⅱ)产量曲线。游离气产出阶段较短，接着出现持久的多峰高产解吸气流，解吸气量对累计产量的贡献大于游离气贡献。其中，游离气“排气降压”作用诱导了后续吸附气的解吸产出，实现了吸附气与煤系游离气的合采。
游离-解吸型(Ⅲ)产量曲线。该类曲线与Ⅱ型曲线一样，吸附气解吸产出是游离气“排气降压”作用诱导的结果。不同的是，该类型合采井总产量以游离气为主，吸附气产出能力显著降低。在临兴区块，Ⅲ类曲线合采井解吸气产出阶段的最高日产气量一般不超过2 000 m3/d。
游离型(IV)产量曲线。生产初期游离气产量衰减幅度远小于Ⅱ型、Ⅲ型曲线的第1阶段，然后产气量衰减速率进一步放缓甚至长期稳定，不存在解吸气产出阶段，表现为单纯的游离气生产。临兴区块该类煤系气井生产效果较好，缓慢衰减阶段日产气量往往可长期稳定在 20 000 m3/d以上。
值得关注的是，具有工业价值的煤系多类型共生气藏均赋存在深部，而深部地层的富水性往往较弱甚至极其微弱，造成“排水降压”传统模式失效。Ⅱ类和Ⅲ类曲线指示的“排气降压”诱控接续作用，则恰恰对富水性弱这一重大局限具有针对性，对于煤系气经济高效开发具有普遍意义。
2.3 合采井产量劈分及产层贡献
精确认识合采有效性，需要在定性基础上实现量化判识。量化的手段是产量劈分，用以衡量合采产层组中不同产层的产气贡献。分析表3可知，煤系气合采产量劈分应包括两重内容，一方面是游离气产量与吸附气产量的劈分，另一方面为多个煤层之间吸附气产量(解吸峰)的劈分。
游离气多层合采产量劈分已有成熟方法，如基于产层有效厚度、地层系数等的参数法、以渗流理论为基础的数值模拟法等[26-27]。煤系气合采涉及吸附气，单纯游离气方法已不适用;合采过程中流体再分配机理尚不清楚，针对性劈分方法尚未建立。
鉴于上述现状，笔者立足于产量曲线形态，引入高斯多峰拟合法对煤系气合采井进行产量劈分(图4)。劈分方法由2部分构成:一是游离气产量劈分，采用Arps递减模式[23];二是解吸气产量劈分，以游离气衰减拟合线为基线，其上叠加的解吸气流采用高斯多峰拟合法[28]加以劈分。
图4 临兴区块LM08井煤系气产量劈分及产层贡献
Fig.4 CMG production splitting and layer contribution of well LM08 in Linxing
高斯多峰拟合法利用高斯单峰函数在不同生产时间段的叠加，拟合出对应产层的近似产气曲线，峰叠加性质可以很好契合煤系气合采产量中不同来源的分量。为此，高斯多峰总面积等于分峰后所有单峰面积之和。利用这一加合原理，求出不同吸附气储层对解吸气总产量的贡献，进而结合游离气贡献换算出对合采总产量的贡献。如图4所示，该井吸附气占总产气量的57%，来源于6个产层的贡献;游离气占43%，来自于煤系致密砂岩气层(后述)。
3 煤系气合采模式应用实例
临兴区块含煤地层为上古生界石炭—二叠系本溪组、太原组和山西组，煤系气合采示范工程第1期压裂层组深度在1 500～2 500 m，均采用合排自然接续方式试采。诱控接续思想贯穿整个示范过程，包括合采层段地质分析、压裂层组优选、脆性游离气层(砂岩)穿层间接压裂设计与施工、连续分阶段排采控制等，相关内容将专文讨论。
实施效果(表3)显示:I型和IV型井共4口，仅实现随机接续的单气开采，煤层气合采和煤系砂岩气生产各2口;Ⅱ型、Ⅲ型井6口，通过诱控接续实现了两气乃至三气合采。也就是说，第1期工程示范的目标达成率达到60%，作为国内外首次尝试取得了较好示范效果。
煤层气多层合采以LM01井为例。该井压裂太2段，微地震监测结果显示压裂缝穿层井深1 925～1 972 m，压裂缝高47 m;根据测井解释，压裂缝波及高度范围内以砂岩和粉砂岩为主，发育多个薄煤层(图5(a))。产量曲线为I型，一系列波峰是多个煤层顺序解吸产气的显示;未出现游离气产出阶段，说明段内厚度较大的砂岩气层未能产气(图6)。多峰拟合结果表明，较厚煤层产气贡献率为43%，其余57%来自4～5个薄煤层。
图5 临兴区块煤系气典型合采井产层结构
Fig.5 Layer structure of joint CMG production wells in Linxing
图6 临兴区块LM01井煤系气产量劈分及产层贡献
Fig.6 CMG production splitting and layer contribution of well LM01 in Linxing
煤系致密砂岩气-页岩气合采以LM07井为例。该井山西组两段分压，压裂缝实际波及井深在山1段为1 548～1 568 m，山2段为1 571～1 596 m，穿层高度合计55 m;压裂波及段以厚层粉砂岩和砂岩为主，测井解释未发现任何煤层(图5(b))。产量曲线为Ⅱ型，第1阶段游离气产量来自致密砂岩，产气贡献率32%;第2阶段出现多个解吸产气峰，产气贡献率达68%，游离气几乎停止产出(图7)。鉴于压裂波及段缺乏煤层的客观情况，解吸气应该来自压裂缝穿层段内粉砂岩的贡献。也就是说，该井实现了煤系页岩气与致密气的合采。
图7 临兴区块LM07井煤系气产量劈分及产层贡献
Fig.7 CMG production splitting and layer contribution of well LM07 in Linxing block
煤层气-致密砂岩气合采以LM08井为例。该井压裂太2段，压裂缝穿层井深在1 692～1 747 m，缝高55 m;裂缝波及段以砂岩为主，泥岩次之，发育7个薄煤层(图5(c))。该井先期产出的游离气无疑来自煤系砂岩，对总产量的贡献率为43%;后续接替的解吸峰个数与薄煤层层数基本相当，来自于煤层吸附气的贡献，占比57%(图4)。也就是说，该井生产具有Ⅲ型产量曲线的特点。
4 结 论
(1)无论从物理、化学还是岩石学方面考量，煤系气储层属性均远比常规油气乃至单纯的煤储层更为复杂，导致煤系气开采迄今仍无成熟模式，相关研究探索仍处于起步阶段，某些模式和方式通过现场示范展示出推广应用前景，某些则处于设计乃至停留在设想阶段。然而，无论这些模式或方式的技术成熟度如何，对推动煤系气开发技术进步进而实现经济高效开采均有积极作用。
(2)以管柱结构设计和排采管控方式为主，结合井型选择和压裂方式，将煤系气开采工艺初步归纳为分排、先分后合、合排3类模式。每类模式包括若干具体方式。都有自己的适应性和局限性，任何情况下均不可能存在最优模式。建议煤系气开发乃至技术创新因地制宜、取长补短、多措并举、有所侧重，根据具体地质条件选用和发展开采模式。
(3)现有的两个国家级示范工程推动了我国煤系气开采模式的发展，临汾示范区采用分区分采方式加快了煤系气规模性开发，临兴示范区自然接续合排模式在煤系多气合采试验中取得重要突破。分析以自然接续方式为特点的临兴区块煤系气开采先导示范成果，发现产量曲线存在4种类型，展示出诱控接续开采方式在煤系气经济高效开采中的应用前景。其中，I型曲线为解吸气多层合采，Ⅱ类、Ⅲ类曲线指示在诱控接续作用下实现了解吸气-游离气合采，IV型曲线表现为单纯的游离气开采。
(4)值得关注的是，具有工业价值的煤系多类型共生气藏均赋存在深部，而深部地层的富水性往往较弱甚至极其微弱，传统的“排水降压”模式难以奏效。Ⅱ类和Ⅲ类曲线指示的“排气降压”诱导控制接续作用，则恰恰可以克服地层弱富水性这一关键局限，对于煤系气经济高效开发具有普遍意义。
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