中国地质调查局近期预测，我国2 000 m以浅煤系天然气(以下简称煤系气)资源量约82万亿m3[1]。为此，煤系气勘探及开发利用，对于我国天然气安全保障具有可观战略价值，成为近年来非常规天然气研究与勘探开发的一个重点探索方向[2-3]。然而，我国2019年煤层气地面井产量54.63亿m3[4]，加上未纳入统计的煤系致密砂岩气产量内部数据约35亿m3，全国煤系气产量仅有90亿m3左右。截至2019年底，我国累计探明煤层气地质储量6 586亿m3(不含已经核销的探明储量)[5]，目前鲜有专门的煤系致密砂岩气和煤系页岩气探明储量数据，即全国煤系气探明率不到1%。一方面，煤系气是我国天然气“增储上产”以保障国家能源战略安全的资源基础之一，尽管国家投入巨资开展了近10 a的科技攻关与技术示范，但成效仍然不尽如人意;另一方面，我国煤系气资源数量与产量/探明储量的巨大反差，指示煤系气开发地质条件比非煤系天然气(包括非煤系页岩气和致密砂岩气)更为复杂，回顾探索进展及思考发展战略是推进煤系气规模性开发突破的客观途径。鉴于此，笔者回顾了煤系气聚集系统与有序开发地质研究进展，从地质-工程一体化角度提出了开展进一步地质研究的战略建议，旨在为突破煤系气勘探开发技术瓶颈提供参考。
1 煤系气地质内涵与基本特点
煤系气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[6-7]。煤系气以煤系内生内储腐殖型气为主，源储同层或源储异层，可概括为内生自储、内生它储两大基本类型，包括煤层气和煤系砂岩气、页岩气以及煤系碳酸盐岩气等。在特殊成藏条件下，个别地区也发育煤系天然气水合物[8]。煤系气共生是煤系各类天然气复合成藏的地质基础，煤系气研究与勘探开发突破了原来只考虑煤层气的狭隘视野，不仅有助于提高单纯煤层气井的产量和经济效益而助力“上产”，而且为我国天然气“增储”提供了一条新的战略途径[2]。
煤系气基本地质特点脱离不了非常规天然气地质条件的总体范畴。非常规天然气(简称“非常规气”)概念由美国地质调查局在1995年初步提出[9]，2002年美国油气地质学家SCHMOKER正式定义了非常规气的基本概念，初步描述了非常规气的基本地质特点[10]。第1，非常规气定义为连续聚集的天然气，或多或少独立于水柱而存在，气藏形成并不直接依赖于浮力，不能用气水界面予以圈定。第2，非常规气系统通常由体积巨大充满气体的岩石组成，是一个具有成藏多样性的地质体，包括煤层气、盆地中心气、致密气、裂缝型页岩气和天然气水合物。第3，它们本质上是连续统一的大气田，原地资源量通常较大，总体采收率相对较低。第4，传统的油气资源评价方法不适应于非常规气，初步建立了适用的资源潜力评价方法体系。
以邹才能为代表的我国油气地质学家，创新发展了广义非常规气成藏理论以及资源评价与开发地质技术，为全球非常规气产业发展做出了杰出贡献。明确了连续型油气藏在全球的重要性，系统提出了连续型油气藏分类[11-12]。揭示了非常规气连续聚集、纳米孔赋存、残烃富集等储层基本地质特点，探讨了源储盖一体以及初次运移-近源充注的成藏地质过程[13-15]。提出了“进源找油”的非常规气开发“甜点”优选方法，初步形成了以油气沉积地质学、储层地质学、成藏地质学和开发地质学为核心的非常规天然气地质理论体系[16-18]。
同时，与上述广义非常规天然气地质条件相比，煤系气存在异同。其一，煤系气尽管以非常规气占据优势，但常见具有局部工业开采价值的常规天然气，小规模聚集如华北多个煤矿区赋存的煤系碳酸盐岩气，超大规模聚集及生产的如澳大利亚苏拉特盆地中侏罗统瓦隆组煤系气。业界多年来陷入非常规属性的思维定势，高度关注煤系气非常规属性而忽略了其常规属性，这是我国煤系气勘探开发进展不甚理想的重要原因(后述)。其二，煤系是形成于一定构造时期，含有煤层或煤线并具有成因联系的一套沉积岩系，主要沉积于海陆交互相或陆相环境，赋存在不同构造性质的残留盆地，这种构造-沉积背景造就了煤系气成藏与开发地质条件特殊性，对此认识不到位正是我国煤系气(尤其是煤层气)“增储上产”效果多年不尽如人意的根本原因。
2 煤系气成藏与开发地质条件特殊性
2.1 煤系气地质研究进展概述
当前煤系气研究进展主要表现在以下5个方面[19]:① 基于煤系地层沉积特点，总结了煤系气共生成藏的六个基本地质特征;② 初步划分了煤系气共生组合方式，分析了煤系气四大成藏要素及其配置关系的控气作用;③ 分析了煤系含气系统叠置性地质成因，提出了叠置煤系气系统的识别与评价方法及控制叠置含气系统合采兼容性的地质要素;④ 总结了煤系气共探合采理论进展、技术方法、产层贡献识别技术及合采产层组合优化与“甜点”评价;⑤ 在煤系气资源评价与有利区预测方面进行了有效的探索性研究。
最近，研究者从广义非常规气地质角度，对煤系气合采地质研究进展做过有价值的归纳总结[20]:其一，煤系生烃超压或微裂缝沟通是气体运移、聚集的必要条件;其二，煤系含气系统呈箱式封存、连续运聚、动态转化、定向聚散的特点;其三，岩层组合、应力场、温度场、含气性等静态地质参数决定可采性，单层/多层相渗、储层压力、供液能力等动态参数决定产出效果;其四，物理实验和数值分析可模拟理想地质条件下合采干扰因素，储层压力和渗透率是影响排水期和气水同产期渗流的主要因素;其五，合理排水采气工艺和科学控制采气速度，可适当避免或控制层间和井筒内干扰。
近10 a来，国家实施了一批以科技重大专项为主导的研究项目，在推进煤系气开发技术创新的同时，煤系气成藏与开发地质条件特殊性研究也取得显著进展，为开发技术创新提供了基础依据，深化了对煤系气聚集机制及成藏效应的科学认识，也意识到不同地质禀赋煤系气资源需要发展针对性开发地质-工程技术。其中，核心进展可归纳为揭示了煤系气六大基本地质特点。发现了煤系气成藏作用“深度效应”，初步建立了煤系气勘查-开发工程一体化地质技术系列三大方面。
2.2 煤系气六大基本地质特点揭示
煤系气六大基本地质特点的揭示，为深刻认识煤系气成藏效应特殊性提供了研究切入点，为发展复杂地质条件适应性开发技术提供了地质基础。
六大基本特点分别表现为[2]:其一，天然气赋存态多样，吸附态、游离态和混合态兼有，特殊地质条件下还可形成天然气水合物[8];其二，储层岩石类型多样，互层频繁，旋回性极强，由此在层位序列上构成多套与层序地层格架有关、厚度一般不大且岩性多变的源储关系及多重内幕封盖;其三，煤系内部气水分布关系复杂，多套生储盖组合导致多套流体压力系统垂向(层位序列)共存，形成叠置含气系统[21]，气显示强烈且形式多变[22-23];其四，生储盖组合关系多变，同一岩层(如煤层和泥页岩层)可兼具源岩、储层和盖层的功能，导致气藏类型多样[24];其五，叠置含气系统紧邻或间距较小，系统之间的动态平衡关系脆弱，易受开采扰动而发生系统间干扰，合采地质条件兼容性问题突出[6];其六，同一含气系统内部不同岩性储层的力学性质差异显著，如煤储层往往紧邻页岩储层或致密砂岩储层，常规措施难以对各类储层/产层进行统一且有效的改造与排采生产[25]。
上述六大基本地质特点，一方面提供了优越的气源及其保存条件，另一方面造成多套流体压力系统叠置共生，合层开采干扰现象严重，开发地质条件恶化，根源在于合采地质条件兼容性问题突出。进一步而言，煤系气聚集与开发地质条件复杂性可从3个方面进一步理解[25]:一是煤系储层物理属性，集中表现为吸附气、游离气以及两者混合气的共生;二是储层化学属性，包括有机储层、无机储层2个端元以及混合储层;三是储层岩石属性，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(图1)。其中，煤层气、致密砂岩气、页岩气是煤系气资源的主体。控制叠置含气系统及其合采兼容性的核心地质条件在于2个方面，即:流体能量差异影响到含气系统之间的兼容性，不同储层力学性质和孔渗条件差异影响到系统内部合采兼容性。为此，层序地层格架、流体能量系统和岩石力学性质是影响叠置含气系统合采兼容性的3个关键要素;实现煤系气共探与合采的基础是深刻理解相关地质问题，对共生特性及其合采地质动态的深入阐释则是贯穿煤系气合采工艺优化和技术原理创新的主线[2]。
图1 煤系气地质属性要素体系(引自文献[2])
Fig.1 Geological attribute element system of CMG supplem- ented and modified from Reference [2]
分析煤系气地质条件特殊性，进一步评述了我国煤系气共生成藏作用研究进展[7]:
(1)煤系气地质条件特殊性表现在3个方面，煤系气赋存态和储层岩石类型的多样性导致其成藏效应与常规砂岩气有所不同，沉积旋回性极强导致气、水分布关系复杂多变，煤系砂岩储集体在广覆式泥质岩中镶嵌展布。
(2)煤系富有机质特性以及烃源岩生气过程产生的有机酸，是煤系砂岩储层致密化的重要诱因，煤系砂岩气可能具有部分自生自储及吸附气的成藏特点，并可在一定程度上改善砂岩储层的物性。
(3)煤系沉积特点决定煤系气成藏效应主要取决于生烃强度、运移方式与输导体系、地层流体能量、区域有效盖层等四大因素，特殊的输导体系使得源岩气在复杂的源储系统中重新分配，这是煤系气共生成藏的重要基础。
(4)含气系统叠置性是煤系气成藏效应的核心及地质研究前缘方向之一，近年来发展了煤系流体测井响应识别技术和含气系统叠置性判识方法，发现煤系存在稳定、衰减、增长3种典型流体压力-深度曲线类型[26]，并应用于合采产层组初选。
煤系气耦合成藏研究领域存在诸多科学问题有待解决，透彻理解共生关系首当其冲。自然界中共生现象普遍存在，共生理论作为描述共生现象的方法论工具，可为深化理解煤系气共生关系提供启示。借鉴共生理论，分析了煤系气共生单元及其本质，思考了煤系气共生关系[27]。分析认为，不同属性煤系气共生单元按一定因果规律耦合，构成了形形色色的煤系气共生关系;储层单元、共生关系与共生环境的进一步耦合决定煤系气共生效应，一方面体现为煤系气共生富集程度，另一方面影响到共生富集体合采工程实施可行性;目前提出的煤系气共生组合考虑了岩性、岩相序列和源储关系3类共生界面，启动了关于煤系气共生单元工程互动行为、共生层段环境的探讨。研究指出，产业对煤系气共生关系研究的需求体现为3个“推进”:一是推进研究深度由共生组合向共生模式转化；二是推进分析视野由单一介质共生界面向多重介质共生界面转化；三是推进研究目的由共生模式向共生效益转化。
2.3 煤系气成藏作用“深度效应”发现
煤系气成藏作用“深度效应”的特殊性，是深化认识煤系气有序聚集基本规律的前提，也是发展深部煤系气勘探开发重点层段优选以及甜点评价技术的理论基础。
推动煤系气“深度效应”认识进展，首先必须科学界定深部煤层气概念及其指标。基于对地应力、含气性、储层物性及岩石力学性质等随煤层埋深变化特征的分析，得到如下认识[28-29]:相对浅部，深部煤孔隙结构变化小，中孔-微孔比例趋于均一，暗示深部煤储层趋于致密化;煤层含气量与埋深之间存在一个“临界深度”，超过此埋深之后含气量随埋深进一步增大而趋于降低;煤岩弹性模量随着埋深增加存在“拐点”;渗透率与埋深之间关系并非像传统认识的那样呈单调函数变化，同样在一定深度存在“拐点”，拐点深度受地应力状态转化临界深度控制;构建了基于地应力、饱和含气量、渗透率等的深煤层界定指标体系，煤层气成藏特征在此深度以下发生转换，高效开发须采取相应的针对性措施。不同区块煤层含气量-埋深的“临界深度”存在变化，这一深度在沁水盆地郑庄—樊庄区块为800～1 000 m[30-31]，鄂尔多斯盆地东部上古生界在700～1 800 m[32-33]，滇东地区恩洪向斜约700 m[34]。
进一步研究发现，“深部效应”特殊性在“表象”上体现为地层条件及煤储层相关属性与埋藏深度的关系，在“内因”上体现为地层压力、地层温度及其耦合影响之下的煤系有机质化学性质、力学性质与孔隙结构特征，在“结果”上表现为煤系吸附气与其他相态煤系气之间的动态平衡关系。由此，导致“深度效应”体现出3个具体特点[32,35]:一是“收敛”，地层温度和压力增大，煤系储层及含气系统非均质性逐渐减弱，详细特征尚待进一步探讨;二是“转换”，地应力状态在一定深度出现转换，由浅部挤压走滑机制转为深部拉张正断应力机制[36]，两者过渡带表现为转换深度;三是“转折”，吸附气含量与深度关系在临界深度附近发生方向性变化，由浅部的随埋深增大变化为深部的减小，这是地层温度负效应与地层压力正效应耦合作用的必然结果，并受到储层压力、有机质成熟度等因素综合影响。
由此，界定了深部与浅部煤层气深度分界，认为“深部煤层气(吸附气)”是一种由地应力和地层温度共同控制的煤储层状态，赋存于由地应力状态“转换”与吸附气含量“临界深度”共同控制的深部煤层，可采用侧压系数和含气量反转深度2个参数有效表征，由浅至深体现为从吸附气优势转变为吸附气、游离气并重的煤系气有序聚集(图2)。
图2 煤系气有序聚集概念性模式(据文献[35]修改)
Fig.2 Conceptual model of orderly accumulation of coal measure gas modified from Reference[35]
深度效应是导致煤系气必然有序聚集的关键控因[35]。鉴于此，业界目前得到3方面初步结论:
(1)“临界深度”以浅煤系气以吸附态为主，具有工业价值的煤系气资源几乎只有煤层气，“临界深度”以深煤系吸附气与具有工业开采价值的游离气共存，这一深度是煤系致密砂岩气、煤系页岩气与煤层气共探合采的埋深上限，该深度以下的地质载体是煤系气地质研究的主要对象。
(2)在深部地层条件下，煤层吸附气、煤系页岩吸附气与煤系游离气共生于同一含气系统，深部煤层气是煤系气的重要组成部分，与煤系游离气共同面临着相同或相似的聚集地质条件及相对统一的高效开发地质原理问题。
(3)深部煤系气开发地质条件并非全面差于浅部，某些深部煤系气井良好的产气记录为此提供了新的佐证，其中隐含的科学问题值得业界高度关注和持续探讨(下述)。
另一方面，根据传统理论模型，埋深增大，有效应力随之增高，煤层渗透率呈负指数形式单调衰减[37]。近年研究发现，地层条件下煤层渗透率-埋深变化并非如此单一，存在多种不同显现形式:
第1种模式，埋深增大，煤层渗透率在地应力状态转换线(侧压系数等于1.0)深度附近达到最高，即地应力转换带最有利于相对高渗煤储层发育，如沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东部、黔西地区[38]，以及鄂尔多斯盆地西南部黄陵地区(图3)[39]。
第2种模式，煤层渗透率与深度(地应力状态)表面上没有明显关系，分布十分离散[40];细化分析，发现当最大水平主应力>垂向主应力>最小水平主应力时煤层渗透率随深度增大而急剧衰减，一旦地应力状态转换为垂向主应力>最大水平主应力>最小水平主应力(侧压系数<1.0)，则煤层渗透率随埋深增大而线性升高，如滇东地区[36]。
就此而言，传统理论模型只是地层实际模型中的一种特例。原因可能在于2个方面:① 煤储层压力状态在垂向上往往存在“波动式”分带，由此导致有效应力的垂向分带现象[38];② 地应力状态并非总是由浅部的挤压走滑机制转换为深部的正断机制，往往在垂向上存在“反转”，使得转换带以深侧压系数随埋深增大而重新增高(图3(a))。
图3 鄂尔多斯盆地西南部彬长矿区煤层试井渗透率与深度及应力之间关系(引自参考文献[41])
Fig.3 Plots of well-test permeability to depth and stress of coal seams in Binchang,southwest Ordos Basin from Reference[41]
此外，地应力对煤层致裂效果存在正负两方面影响:一方面具有明显促进作用，较强各向异性地应力场可促进缝网扩展发育，水平主应力差小则有利于井眼周边缝网体系的均衡扩展;另一方面具有强烈抑制效应，地应力场各向异性过低会造成裂缝连通性变差，过强则导致裂缝定向性扩展[42]。这一认识，可能从地应力状态对天然裂隙网络发育特性控制的视角，为上述地应力转换带最有利于相对高渗煤储层发育的认识提供一些理论解释。
2.4 初步建立了基于开发原理的煤系气勘查-开发工程一体化地质技术系列
煤系气地质研究的目的不外乎2个方面:① 揭示煤系气聚集规律与成藏效应特殊性及其地质控制机制，丰富完善天然气地质理论体系;② 理解煤系气开发地质原理，尤其是可能更为高效的合采地质原理，发展合采地质技术，为创新煤系气合采工艺技术原理提供支持。煤系气以不同相态赋存在不同岩性储层之中，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[6-7]。鉴于此，合采地质技术是煤系气开发技术体系的核心构成之一。近年来，分析煤系气开采地质条件特殊性，初步建立了基于开发原理的煤系气勘查-开发工程一体化地质技术系列，针对合采甜点区及产层组选择、产层组改造、合采工艺优化3个环节提出了地质建议，并在煤系气勘探与开发实践中得到初步应用。
2.4.1 煤系气合采甜点区优选方面
(1)针对滇东黔西地区多煤层、高地应力和构造复杂等地质特点，建立了煤层气有利区、甜点区和甜点段的“层次递阶”优选评价方法[43]。针对研究区次级向斜多、勘探程度差异大、许多参数无法统一的特点，在有利区优选指标体系中提出了煤层气地质资源量、地质资源丰度和可采资源量相结合的关键指标，地质资源量和地质资源丰度为一票否决指标。针对研究区构造复杂和高地应力的特点，在甜点区优选指标体系中提出了断层分维值、构造曲率及埋深相结合的关键指标，断层分维值为一票否决指标。
(2)根据鄂尔多斯盆地东北部临兴示范区煤层气地质条件，分析各项地质储层参数对煤层气开发效果的影响，建立了煤层气开发地质单元划分方法[44]。根据勘探开发资料和样品测试数据，建立了相关数学模型，插值得出各井点8+9号煤层的埋深、构造曲率、厚度、含气量、含气饱和度、渗透率、临储压力比、地下水流体势、煤体结构、水平主应力差、脆性指数等参数。然后，应用多层次模糊综合评价法对产气潜力进行评价，叠加气体产出条件和煤层可改造性评价结果，将研究区划分为3个产气潜力区38个开发地质单元。
(3)分析临兴示范区煤层气以及煤系致密砂岩气地质条件，建立了基于储层因素分析的煤系气合采潜力地质单元划分方法[45]。以三维地质建模为基础，考虑构造、沉积、储层属性、深部地质条件四大类因素以及对应的10个地质参数，采用Ward聚类法量化地质参数边界条件，利用变异系数确定单因素权重，构建了单因素平面叠加的煤系气合采潜力评价模型。基于评价模型，在煤层气单采、煤系致密气单采地质单元划分基础上，按煤层气合采、煤层气/煤系致密砂岩气合采、煤系致密砂岩气/砂岩气合采3种情况，将不同类型储层间的渗透率极差、压力系数极差作为判识合采兼容性的关键参数，进一步采用单采类型与合采兼容性等级叠加的煤系两气合采潜力地质单元评价方法，划分示范区煤系气合采地质单元，提出了示范区煤系气滚动勘探开发的地质建议。
(4)针对煤系含气系统叠置性较弱的滇东恩洪先导区，建立了“四元十要素”合采地质单元正演划分方法[46]。指标体系由构造、沉积、水文、煤储层属性4类地质条件以及相应的10个具体参数，核心是Ward聚类单元边界量化方法，步骤为4类地质条件“递阶优选”。其中，构造属性采用断层分维值、构造应力、趋势面残差分别量化表征断层复杂性、断层封闭性和次级褶曲体系，沉积属性采用趋势面残差、砂地比表征煤层厚度和砂岩气层状况，水文地质属性采用地下水封闭指数、影响半径、钻孔单位涌水量、水头高度来分别表征地下水水质、渗流、供液能力和储层能量，煤储层属性采用含气量来表征煤层含气性。评价结果显示，恩洪先导区合采有利地质单元共28个，含I类单元(有利1区)4个。
(5)针对叠置性较强且区域变化大的滇东雨旺先导区，建立了“五要素三步”合采有利区正演评价方法[47]。考虑煤层厚度、压裂改造后渗透率、储层压力、煤体结构因子、产层潜能指数5个要素，通过多煤储层物性地质建模、合采潜能分析、合采地质条件分级等3个步骤，实现了合采区潜力级别划分以及合采甜点区优选。总体来看，I类甜点区分布在雨旺先导区西南部和南部，东北部和北部合采潜力相对较差。
2.4.2 煤系气合采产层组优选方面
(1)基于鄂尔多斯盆地临兴地区煤系储层地质条件分析，从天然气井产能方程出发，采用煤系砂岩和煤层层间无窜流双层地质模型，开展了煤系砂岩气与煤层气共采可行性数值模拟研究，探讨了临兴示范区两气共采效果的影响因素，建立了基于产量贡献率的合采综合评价模型，确定了煤层气与砂岩气共采的参数门限[48]。随着煤系砂岩储层渗透率、压力系数、厚度和孔隙率的增加，10 a砂岩气产量累计贡献率呈增加趋势;随着砂岩储层含水饱和度升高，10 a砂岩气产量贡献率呈下降趋势;提出了煤层气与煤系砂岩气“合采窗”概念，高于合采窗上限适合砂岩气单采，低于合采窗下限只适合煤层气单采。
(2)基于临兴示范区地层压力、天然气地球化学及生产数据，划分了煤系叠置含气系统，探讨了含气系统合采兼容性[49]。基于地层压力梯度差异，发现目标层段至少存在7套独立含气系统;基于产层的天然气甲烷同位素差异，认为太2段、山2～山1段、盒8～盒6段、盒3段等4套层系相互之间缺乏气水交换;基于天然气生产曲线差异，识别出山西组与石盒子组为2套独立含气系统。综合分析，将示范区自上而下划分为千1～千4段、千5段、盒14段、盒58段、山1～太1段、太1～太2、本1段及本2段等独立含气系统。提取了地层压力梯度、气层厚度、渗透率、可动水量等合采兼容性关键因素，采用最优分割分类方法，将含气系统兼容性最佳分类数确定为5～6类。
(3)建立了煤系气合采产层组“三压一动逐层约束”优选方法，并在滇东-黔西地区示范区得到应用[46]。发现“三压”和“一动”是控制产层组合采动态的关键要素，可以通过4个“高度”以及2个“深度”予以解析。基于此，改变传统思路和方法，从逻辑模型分析建模入手，建立了产层组合采的地质模型和数学模型，给出了产层组(目标层、上覆、下伏层)约束的两类地质条件，建立了层间液柱相对高差逐层约束的产层组优选技术方法。在此基础上，进一步给出了产层组(目标层、上覆、下伏层)约束的两类地质条件，建立了层间液柱相对高差逐层约束的方法。据此，对滇东—黔西3个先导区典型井合采产层组进行了优选。
(4)建立了合采产层组“三步三参数约束”优化方法[50]。以气井产能方程为基础，设计主产层优选指数、扩展指数、产能贡献指数3个参数，耦合主产层优选(评价产层潜能)、产层扩展优选(考虑次要产层产气贡献)与产层贡献指数(评价产层组开发经济性)3个步骤，结合煤体结构、储层压力差、产气贡献三参数“一票否决”约束，建立了“三步三参数约束”产层组优化选择方法，实现了复杂岩性组合条件下的煤层气合采产层组优选。基于该方法，对滇东雨旺先导区复杂岩性组合条件下的煤层气合采产层组进行了优选。
(5)成功研制煤系气合采产层组“三步三参数约束法”数值模拟软件与方法[51]。通过基础数据获取与校正、井位建模与数据录入、主产层确定及产层组优选等4个步骤实现数值分析，基于五级扩展完成合采产层组优选。针对雨旺先导区生产试验井开展案例分析，对比单层开采与多方案合层开采模拟效果，认为7+8煤层为主产层;围绕主产层扩展模拟，提出了2套合采产层组设计方案。同时，建立了合采可行性量化判识模板，认为黔西松河先导区储层物性条件优于滇东雨旺先导区，煤储层关键属性可达到合采极可行的标准。
2.4.3 煤系气合采产层组改造与排采控制方面
(1)基于驱替实验对煤层气井不同排采阶段进行物理模拟，改进了气体弹性能数学模型，建立了排采过程中煤基质弹性能动态变化数学模型[52]。研究发现，排采过程中，煤储层气体弹性能主要受流体压力影响，游离态、吸附态和总气体弹性能均随流体压力增加而增大，吸附态气体弹性能远高于游离态气体弹性能。气体弹性能的释放对流体在煤体孔裂隙中的运移具有促进作用，煤基质膨胀变形对这种促进作用具有一定的抑制。相同流体压力下，渗透率随煤层弹性能的增大和煤基质膨胀变形能的降低而增大。不同流体压力下，渗透率显著受到流体压力和基质弹性能双重影响。排采过程中，生产压差时刻影响着煤储层内部参数的变化，整体上受生产压差调控，这一变化带动煤储层能量不断变化，进而影响气、水产出，并反馈作用于煤储层物性参数。基于上述认识，构建了煤储层能量—煤储层物性—排采调控参数联动关系模型。
(2)基于滇东—黔西地区11口典型合采井前150 d生产历史资料，采用地质统计及因素差异对比法，分析了合采地质条件特点，提出了煤层气合采兼容性阈值及工程设计优化的地质原则[53]。分析前期得失，提出了合采产层组分层均衡压裂改造的设计思想，通过差异性改造来弱化原始储层属性差异。认为先前采用的储层改造技术不适应于滇东地区800 m以深的煤储层，合理确定产层组的关键在于单井储层压力剖面精细分析，影响研究区储层可压裂改造性的关键地质因素是煤体结构，实现产层组产气潜力释放最大化的工程措施是各产层之间的均衡改造，合采井憋压与否、憋压程度因区块乃至因井而异，放气时机的把握十分重要。在合采井现行排采管控制度前提下，建议控制产层组底界埋深和最大跨度，优选加权含气饱和度高、饱和度差异系数小和压力状态差异系数小的产层组，注重产层组中各产层的均衡改造。
2.4.4 煤系气合采工艺优化方面
(1)分析国内科技攻关和现场试验近期进展，初步总结了煤系气开采模式现有认识，对比分析了不同模式的适用性和局限性，认为煤系气经济高效开采模式尚处于探索起步阶段[25]。以管柱结构设计和排采管控方式为主，考虑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。不同模式各有优缺点:分排及合排模式中的主要方式在应用中见到初步效果，先分后合模式目前尚处于设计乃至设想阶段。建议煤系气开采模式及其技术创新本着“因地制宜、取长补短、多措并举、有所侧重”的策略，根据气藏具体地质条件选用和发展适应性开采工艺。目前仅有的2个国家级示范专项工程推进了我国煤系气开采模式的创新，临汾示范区采用分区分采方式实现了煤系气开发规模快速扩展，临兴示范区探索“排气降压”诱控接续合排工艺初步实现了煤系多气经济高效合采。
(2)以临兴区块示范工程为例，分析归纳了产量曲线类型及其合采有效性特点，展示了煤系气合采成功范例[25]。临兴示范区煤系气开采工程尝试自然接续工艺，单井产量曲线类型可归纳为4种类型，包括以解吸气多层合采产出为特征的I型曲线，以游离气-解吸气诱导控制接续合采的Ⅱ类、Ⅲ类曲线，以及单纯游离气产出的Ⅳ型曲线。工程示范结果展示，采用“排气降压”的诱控接续方式，可以在较为广泛的气藏条件下实现煤层气-煤系致密砂岩气、煤系致密砂岩气-页岩气的有效合采，是值得进一步探索和具有推广应用前景的煤系气经济高效合采新模式。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，而深部地层富水性往往微弱，“排水降压”传统模式往往难以奏效，而“排气降压”诱控接续恰恰可破解弱富水储层降压的这一局限，可能成为煤系气经济高效综合开发的一项重要技术。
3 实践提出的煤系气地质研究新课题
我国丰富的煤系气资源目前勘探程度甚低，开发效果和开发规模远远无法满足“增储上产”的国家需求。究其根本原因，依然在于对煤系气特殊地质条件理解不足，适用勘探开发关键技术尚未完全形成。同时，近年来勘探开发实践展示出的正反两方面典型实例，启发业界进一步揭示相关规律，阐明相关地质原理，为探索适应性开发技术途径进而实现技术创新提供关键依据。
第一，煤系气井产气量并非随产(储)层组的层数增多、累计厚度增大及跨度加大而增高，这与业界传统认知大不相同，实际上形成了“1+n”<n乃至<1的不利合采效果[6]。该类实例广泛见于黔西—滇东、鄂尔多斯盆地东部、沁水盆地南部等多煤层地区，如黔西织纳区块某井煤层含气量极高且煤体结构尚好，分压合采15个煤层(产层组最大跨度250 m)却几乎未能产气。究其原因，在于合采产层组贯穿了多个垂向含气系统，不同含气系统流体压力状态、储层物性等差异造成合采兼容性变差，导致近井地带合采干扰强烈，地层能量经由井筒倒灌进入低能量储层而被消耗，无法顶托气流流向井口。由此带来思考，如何认识煤系叠置含气系统及其关键控气地质因素，基于哪些地质-工程原理去揭示煤系气合采地质条件兼容性基本原理，能否基于相关地质原理来优化地质工程一体化措施，进而提高合采产层组优化设计能力并创新适应性的合采产层组改造技术及排采工艺？
第二，某些深部煤层气井产气曲线既不同于典型解吸气的“峰型”曲线，更不同于典型游离气的“衰减”曲线，而长期稳定在产气量较高且产液量很低的水平，颠覆了深部煤储层产气能力低、产量衰减快的传统认知。根据中石化华东分公司、中联煤层气公司、中澳能源公司、内蒙古非常规天然气研究中心等单位提供的实际资料，类似现象在鄂尔多斯盆地东部的延川南区块、临兴区块以及海拉尔盆地五九凹陷都有存在。这些井均采用常规水力加砂压裂技术进行煤储层改造，有机质成熟度覆盖低阶～高阶煤储层，具有见气快、产气量较高且稳定期极长的共同特点，单井日产气量长期稳定在2 000～3 000 m3，最长稳定期可达4 a。这一现象，无疑昭示深部煤层气赋存态及解吸机制与浅部煤层气极为不同。然而，深部煤层气赋存态如何，解吸机制有哪些特殊性，供气能力强大到什么程度，受哪些深部地质因素所控制？能否深刻认识深部煤层气地质条件特殊性，有效释放这种特殊产能，进而实现深部煤层气甜点区有效预测？对于这些问题的科学探索，目前刚开始起步。
第三，与“产层厚度大产气潜力高”的传统认识相比，薄互层煤系具有更高的产气潜力，我国煤系气(包括煤层气)地质研究、勘探与开发试验长期对此关注甚少。典型实例是澳大利亚苏拉特盆地。该盆地中侏罗统瓦隆组含煤多达100余层[54]，其中单层厚度小于0.3 m煤层数占煤层总数的比例高达90%[55];煤系沉积于河流-湖泊环境，薄煤层乃至煤线在垂向序列上与泥岩、粉砂岩、砂岩频繁交替[56]。2019年，苏拉特盆地煤系气产量315.88亿m3，以直井岩性混合层段开发为主，单井日均产气量16 375 m3[57]。与此相比，以二叠纪煤系为开发目标的澳大利亚鲍温盆地同期煤层气产量85.41亿m3，以水平井为主，单井日均产气量18 126 m3。初步分析认为，薄互层条件有利于天然裂隙系统发育及天然气内幕保存，这是苏拉特盆地成为目前世界上最大煤系气生产盆地的重要地质原因;我国内蒙古东部上白垩统大磨拐河组及相当层位煤系、鄂尔多斯盆地西缘上石炭统羊虎沟组、四川盆地西部上三叠统须家河组、楚雄盆地上三叠统等煤系沉积条件与苏拉特盆地瓦隆组具有可比性，具有煤系气“增储上产”的强大潜力[58]。然而，薄互层煤系天然气具有什么样的聚集规律，薄互层条件下储层天然裂隙具有什么样的发育特点，内幕保存条件具体体现在哪些方面？它们受控于什么样的综合地质因素和机制，甜点区段预测需要采用什么样的针对性参数和思路？对于这些基础地质及工程科学问题，目前知之甚少。
4 待解决的煤系气关键地质科学问题
界定常规与非常规天然气的根本依据是储集层超低孔超低渗，赋存态只是这个共性前提下的一个特殊表现。业界多年来陷入煤系气非常规属性思维定势，广泛忽略了其常规属性，导致煤系气勘探开发新领域新层系探索不力，这是产业发展速度不甚理想的重要原因。煤系气尽管多数表现为非常规气地质属性，但并非全为非常规气，可形成超大型聚集及高效规模性生产的薄互层煤系气总体上属于常规天然气，煤及油气地质基础科学与工程科学均应对此高度关注。在广义非常规气基本特点、基本规律及共性聚集机制框架下，非常规煤系气特殊性鲜明，应遵循非常规气共性开展针对性基础研究与工程科学创新;常规煤系气开发利用战略价值极高，但我国乃至全球业界对其地质条件特殊性了解甚少，亟待加大探索力度。
煤系气共生关系内涵需从富气储层简单组合向合压、合采地质条件兼容模式方向扩展，既要强调煤系气富集，又要考察是否有利于合层改造，也要甄别合层排采兼容性[27]。也就是说，煤系气共生关系分析，需要兼顾产层组的含气性和工程实施可行性，后者包括合层压裂穿层性及合层排采可行性，它们共同取决于合压合采地质条件兼容性。煤系气共生单元之间属性差异及其造成的压裂竞争、排采地层能量在共生组合内部重新分配现象客观存在，问题在于如何将这类差异控制在当前生产技术水平容许范围之内，即所谓的合采阈值问题[6]。一句话，综合考虑源储关系(共生)、岩相序列(共探)、压裂穿层性(共改)和层间相互干扰(共采)，将含气性、合层可改造性、合采兼容性融为一体进行考察，这是煤系气共生关系研究重要思路。
近期我国研究者梳理了煤系气领域亟待解决的科学问题，如煤系气储层精细描述及可改造性评价、煤系气资源评价及有利区优选方法、煤系气开发甜点区(段)评价技术、叠置煤系气系统合采兼容性评价等[19]。也有研究者客观指出，后续研究的核心是“地质+工程”甜点区优选，关键问题包括叠置多类型气藏形成过程的运聚过程、优势储层形成与界定准则、煤系内部复杂气水关系和流体压力系统、有效增产改造措施和科学监测的途径、多层合采排控制度及产能预测方法;围绕“开发地质选区-钻完井与储层保护-增产改造-合采制度及产能预测”进行攻关，根据不同地区煤系气共生特点，选择合适的技术实现同井筒合采，以助于提高经济效益和资源动用率[20]。
在煤系叠置含气系统方面，开展关键层及流体能量差异性高分辨识别，建立叠置含气系统合采地质条件兼容性定量表征方法，形成叠置含气系统开发地质单元与或合采甜点区段评价理论[2]。在深部煤层气地质条件方面，分析深部煤系气系统与聚集有效性，探讨深部煤储层可改造性及其地质控制，揭示深部煤层气开采适应性技术新原理[32]。其中，某些问题通过国家科技重大专项等的实施得到初步解决，某些问题仍在探索研讨，勘探开发实践中又揭示出某些亟待解决的科学问题。尤其是在煤系气共生聚集成藏方面，需要推进研究深度由共生组合向共生模式转化，推进分析视野由单一介质共生界面向多重介质共生界面转化，推进研究目的由共生模式向共生效益转化[27]。
与任何以资源开发利用为主要目标的应用地质学科一样，煤系气地质研究贯穿成藏条件、有利区段评价与优选、资源勘查地质与开发全过程，研究范围涵盖基础研究、应用基础研究与工程科学。鉴于我国煤系气地质研究现状以及亟待突破的勘探开发地质技术瓶颈，兼顾基础研究与“增储上产”国家需求，建议围绕“煤系天然气共生聚集系统与高效有序开发地质原理”这一主题，针对如下4个方面关键科学问题开展研究:
(1)深煤层天然气赋存态与解吸机制。针对煤层作为有机储层对温度、压力更为敏感的根本物性特点，揭示深部较高应力和温度条件下煤层流固耦合作用、深部煤层气赋存态及其相互转换特点，探讨深部条件下煤层气解吸规律及其地质-工程耦合控制机理，深化对深部煤层气地质条件特殊性的理解和认识，形成深部煤层气优质储层预测理论，发展深部煤层气开发甜点区与甜点段评价技术。
(2)煤系气聚集过程与成藏效应。基于煤系气地质条件的6方面基本特点，结合合采产层组选择、合排过程层间降扰2方面核心开发地质问题，探讨成藏过程中煤系内部流体能量分配的基本特点与控制因素，揭示煤系不同岩性储层力学性质和孔渗条件等差异分布的基本规律和地质影响因素，阐释煤系气复合成藏的基本效应及其地质选择过程，形成煤系气开发地质条件预测理论体系，完善发展煤系气开发有利区及有利层段优选方法。
(3)薄互层煤系气成藏特点与优质开发层段地质控制。分析多薄煤层以及煤层与砂岩、泥岩频繁互层的基本地质特点，揭示薄互层煤系天然气聚集特点与分布规律，阐释薄互层地质条件与煤系储层天然裂隙发育程度之间关系，探讨煤系内幕保存条件显现特征及其聚气效应，深化认识薄互层煤系气开发有利区主控地质因素及其控制机理，建立薄互层煤系气聚集与配分理论体系，发展薄互层煤系气甜点区段预测方法。
(4)煤系气有序开发地质原理与技术基础。本着地质-工程一体化指导思想，以上述煤层吸附气含量“临界深度”以下煤系为主要研究对象，研究煤系气优质产层段不同岩性产(储)层有效贯通地质-岩石力学原理，探讨煤系游离气卸压产出与吸附气解吸产出在时空上的接替关系及机制，探索煤系气产层组不同产(储)层属性差异改造弱化措施以及近井地带快速降扰的新技术途径，初步形成煤系气高效有序合采技术基础。
5 结 论
(1)煤系气基本地质特点脱离不了非常规气地质条件的总体范畴，但在广义非常规气基本特点、基本规律及共性聚集机制框架下具有自己鲜明的特征，对其特殊性认识不到位正是我国煤系气“增储上产”效果长期未能尽如人意的原因之一。
(2)近10 a来，我国煤系气成藏与开发地质条件的研究取得了3方面核心进展。包括:揭示了煤系气六大基本地质特点，发现了煤系气成藏作用“深度效应”，初步建立了煤系气勘查-开发工程一体化地质技术系列。
(3)近年来勘探开发实践展示出的正反两方面典型实例。例如，煤系气合采井产气量并非随产(储)层组的层数增多、累计厚度增大而增高，“1+n”<n乃至<1的产气效果较为普遍。再如，某些深部煤层气井长期稳定在一个较高的产气水平，颠覆了深部煤储层产气能力低、产量衰减快的传统认知。又如，薄互层煤系具有更高的产气潜力，而我国业界长期对此关注甚少。
(4)对我国煤系气产业发展较慢的地质原因进行了战略思考：① 业界多年来忽略了煤系气地质条件的常规气属性，导致新领域新层系探索不力;② 煤系气尽管多数表现为非常规天然气地质属性，但可形成超大型聚集及大规模生产的薄互层煤系气总体上属于常规天然气;③ 对非常规煤系气地质属性了解相对较多，但对常规煤系气地质条件特殊性目前仍知之甚少。
(5)建议围绕“煤系天然气共生聚集系统与有序开发地质原理”主题开展研究:揭示深煤层天然气赋存态与解吸机制，形成深部煤层气优质储层预测理论与技术体系;阐明煤系气聚集过程与成藏效应，完善煤系气甜点区段优选方法;研究薄互层煤系气成藏特点与优质开发层段地质控制，建立薄互层煤系气聚集与配分理论，发展薄互层煤系气甜点区段预测方法;探索煤系气有序开发地质原理与技术基础，初步形成煤系气高效有序合采技术基础。
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