山地煤层气勘探创新实践及有效开采关键技术
——以四川盆地南部筠连煤层气田为例

梁 兴 单长安 李兆丰 罗瑀峰

1.中国石油浙江油田公司 2.西安石油大学地球科学与工程学院

0 引言

近30多年前，煤层气如同现在的页岩气一样，给予了我国油气工业很大的希望。然而经过近30年的评价研究与持续实践探索，我国至今仍然未能形成煤层气工业化大产业的理论技术体系，也没能实现大规模的产量突破，2021年包括煤矿抽排气在内的煤层气总产量仅为104.7×108m3，较之于页岩气开发不到10年的发展时间便达到年产量200×108m3的良好形势[1]，存在着较大的差距。面对煤层气发展持续滞后的局面，“十三五”期间国家开始对煤层气产业加大投入并且取得了明显的成绩，发现了多个大型煤层气田，新建了具有规模产能的煤层气田，低煤阶煤层气和深层煤层气也实现了小规模的生产勘探突破。2020年中国煤层气钻井数达到888口，较2016 年增长了3.8倍，5年产量增长了29.33%[2-3]。在实现“碳达峰碳中和”战略目标的背景下，我国煤层气必将迎来新一轮的战略发展机遇期。因此，我们要坚定煤层气产业发展的信心。针对我国不同地区各具特色的煤层气地质工程条件及其呈现出的有效开采技术难题，实现煤层气勘探开发理论与技术新突破并形成经济适用的开采技术已成为当务之急。

目前，我国煤层气产量主要集中在沁水盆地，2019 年沁水盆地煤层气产量占全国总产量的71%，其次为鄂尔多斯盆地（占24%）[3]。据中国石油天然气集团有限公司“十三五”油气资源评价结果，我国南方煤层气资源量为4.28×1012m3，占全国高煤阶煤层气资源量的40%以上，是除沁水盆地以外最主要的高煤阶煤层气赋存区。另外，川南—黔北也是我国煤层气资源比较丰富的地区之一，煤层气分布面积约为 1.74×104km2、资源量达 9 615×108m3，具备煤层气大产业化的资源优势。鉴于川高参1井获得了高产工业气流，预测川南—黔北地区将有可能成为我国煤层气新的增量区。自2011年以来，中国石油浙江油田公司（以下简称浙江油田）持续不断地对川南地区上二叠统煤层气进行探索勘探开发实践，目前已在川南筠连地区建成了山地煤层气生产基地，2021年煤层气产量达到了1.25×108m3。这标志着我国建成了除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之外的第三个煤层气产业基地，同时也成为中国南方首个具有商业开发价值的煤层气田。为此，笔者通过梳理川南筠连煤层气勘探开发进展、总结该区10余年的煤层气勘探开发实践历程，系统归纳了所形成的山地煤层气地质成藏勘探理论和开发关键技术，以期有助于煤层气尽快成为中国天然气产量增长的重要支撑点之一。

1 山地煤层气勘探开发概况与基本认识

2010年之前，以川南筠连为核心的云贵川交界乌蒙片区，还是一个煤层气勘探的“处女地”，仅在筠连巡司、高县芙蓉等少数几个煤矿的煤炭开采坑道进行过煤矿瓦斯抽排，在古蔺大村进行过3口井的煤层气评价试验。浙江油田在2009年7月取得滇黔北油气勘查矿权之后，进行了系统的构造地质与油气地质调查，以烃源岩层评价、成储成藏与保存条件为核心进行非常规天然气研究与多目标层系的立体勘探，2011年实现了沐爱YL1井二叠系乐平组（龙潭组）煤层气试验产能突破，2012年进行筠连沐爱煤层气开采先导试验，2013年开展沐爱煤层气勘探开发一体化产能建设及昭通国家级页岩气示范区的煤层气勘探评价，2016年提交沐爱产建区的煤层气探明储量并建成筠连山地煤层气田，2017年煤层气产量达到1×108m3，至2021年已经连续5年实现煤层气年产量1×108m3以上稳产。川南筠连煤层气勘探开发历程分为 以下4个阶段。

1）山地页岩气勘探评价发现阶段 （2009年3月—2012年1月）： 2009年3月开始了地面构造地质调查、二维地震勘探普查、浅层地质钻井与甜点评价、井位部署研究，2010年在筠连沐爱实施下志留统龙马溪组页岩气YZ104评价井钻探，在钻遇二叠系乐平组煤系地层时首次发现气测显示强烈，全烃含量高达64.29%，平均升高倍数达35.5倍，由此认为有必要对乐平煤层气资源进行勘探评价。遂于2011年初启动煤层气专项钻探——YZ105井和YL1井2口煤层气评价井。与此同时，深入周边煤矿的井下开采工作面，积极开展煤矿瓦斯涌出规律调研，对煤层渗透率和煤层气井的产量进行预测评价，综合评价筠连地区煤层气资源可能具备较好的勘探开发前景。为此优选了YL1井的C7号潜力层段于同年8月进行压裂试气并下泵投产，采取井底压力计连续监测井底流动压力远程监测和“连续、平稳、控压、缓慢、长期”精细排采技术，排采3个月后产气量达到1 000 m3/d，并实现1 500 m3/d长期稳定生产，目前该井已累计生产煤层气近500×104m3。由此实现了山地煤层气的勘探突破，既印证了前期的勘探评价判断，又打破了“南方煤层气勘探禁区”的魔咒，自此拉开了浙江油田在川南筠连地区煤层气勘探开发的序幕。

2）甜点评价优选和产能先导试验阶段（2012年2月—2013年2月）：鉴于YL1井精细排采所展示出的良好产气前景，2012年开始在云贵川乌蒙山区系统部署乐平组煤层气的勘探评价工作，基于超过200 km二维地震和三维地震勘探资料，以及数十口煤层气评价井，对乐平组煤层气进行了整体评价。评价落实筠连地区具有煤层连续稳定分布、煤层厚度大、含气量高和灰分含量较低的资源优势，煤层气试采参数显示出煤层的解吸压力高、临储比高、产气效果好的特征，优选出了筠连沐爱区带作为煤层气开发的“甜点”区。依照滚动勘探开发的原则，优先在“甜点”区内部署了多个先导试验丛式井组，并进行了含6个裸眼鱼刺分支的水平井组产能先导试采试验。采用C2+3号和C7+8号煤层分压合采的方式进行试采，试采初期显示其产水量低，排采3个月左右开始见气，解吸压力超过4.0 MPa，地解压差小，临储比在0.8以上，数值模拟预测大部分井具有2 100～2 200 m3/d的产气潜力。截至目前，该批先导试验井经长达9年时间的生产，稳定产气量突破2 000 m3/d的井数占比达到先导试验总井数的50%，稳定产量在1 000 m3/d以上的井占比达80%，充分证实了沐爱区带乐平组煤层气的开发潜力。同时深化了煤层气成藏赋存与气藏地质认识，落实煤层气井的产气潜力，摸索形成配套的煤层气有效开发技术系列，为规模化建产落实了资源基础、储备了开采技术。

3）一体化产能建设阶段（2013年3月—2016年7月）：在沐爱区带煤层气先导试验初步见效的基础上，浙江油田于2013年3月申报获批了筠连山地煤层气勘探开发一体化方案。该方案设计产建区集中在筠连沐爱、武德地区，采用梅花形和矩形井网、井距为270～300 m的成熟丛式井组。2013年4月开始现场实施平台工厂化高效钻井压裂，2016年7月完成全部产建工作量，钻井总数超过300口，2015年当年实现煤层气年产气量5 000×104m3。与此同时，按照“气田开发与区域勘探并举、勘探开发一体化”的原则，分层次有序推进勘探评价工作：①补充完善沐爱建产区的煤层气参数，加深地质认识，控制和降低产能建设风险；②进一步落实建产区周边地区的煤层气地质条件，为下一步扩大产建范围做好准备；③探索评价外围煤层气的资源潜力，寻找新的煤层气“甜点”区。

4）煤层气田开发稳产阶段（2016年8月至今）：在前期沐爱区带煤层气一体化产能建设取得成功的基础上，2016年8月组织编制完成并获批了筠连区块煤层气开发稳产方案。截至目前，云贵川乌蒙片区煤层气勘探开发先后实施钻井460余口，投产试采井450余口，日产气量超35×104m3，单井平均日产气量约850 m3。通过创新实践，探索形成了构造运动强改造型山地煤层气富气高产优选评价技术，地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术，工厂化优快高效钻井压裂技术，低渗透薄煤层体积压裂改造技术，远程监控智能化精细排采技术，山地煤层气连续生产综合管理技术，山地煤层气经济实用美观、数字标准化井场建设技术等独具特色的山地煤层气开发配套技术系列，建成了中国南方首个商业性开采煤层气田和山地煤层气生产基地，为南方山地煤层气勘探评价和规模开发点亮了指路明灯，创建了南方煤层气示范工程。

2 川南山地煤层气成藏地质条件

2.1 晚二叠世聚煤期古地理格局

晚二叠世，云贵川乌蒙片区构造格局受周缘板块汇聚、古特提斯洋闭合及地幔柱活动多重影响，具有继承性构造和同沉积构造两种特征。继承性构造源自于南北向的康滇高地和小江断裂带，以及东西向的黔北川南隆起带（图1）。同沉积构造主要受到峨眉山地幔柱活动的影响，表现为北西—南东向的隆起与坳陷相间分布，包括昭通坳陷、威宁隆起、彝良坳陷和盐津隆起[4-5]。晚二叠世期间，川南地区位于华南板块西缘，古纬度位置在赤道附近，总体处于温暖湿润的热带季雨林气候中，适宜泥炭地的发育。晚二叠世植物群茂盛，以大羽羊齿为首的华夏植物群占绝对优势，成煤植物群落是以石松类为优势植物的沼泽群落[6]。此时上扬子内克拉通盆地内广泛发育一套从陆相到海相的含煤沉积，自西向东依次为南北向及南西—北东向展布的山前冲积平原、河流冲积平原、滨海平原、碳酸盐局限台地和碳酸盐开阔台地（图1），台地以内水深一般浅于50 m，物源主要来自于西部受峨眉山地幔柱活动影响而持续抬升的康滇高地。

图1 云贵川乌蒙片区长兴期上扬子克拉通构造—沉积背景示意图

晚二叠世乐平组沉积早期，康滇高地东缘滇东地区发育为冲积扇沉积，向东侧主要是辫状河和辫状河三角洲沉积，黔西和川南大部分地带则主要为潟湖—潮坪沉积，黔东和黔南为碳酸盐台地所覆盖。晚二叠世吴家坪组沉积晚期，滇东发育以曲流河和网状河为主的冲积平原环境，黔西后发育成三角洲，而在三角洲之间和三角洲外侧则发育三角洲间湾和潮坪沉积，潮汐作用改造砂体可形成潮汐砂脊。这些沉积构成了黔西海陆过渡相的主体。在遵义—贵阳—兴仁以东和以南地区发育碳酸盐岩台地，黔南紫云往南在整个晚二叠世都处于深水裂陷槽环境中。乐平组沉积晚期海平面下降之后，长兴期接着发生海平面大幅度抬升、海水大规模侵入，云贵川乌蒙片区古地理面貌也随海侵发生改变，各古地理单元界线向陆地方向移动，当时的冲积平原已缩小到仅限于康滇高地的前缘地带，海陆过渡相区也向滇东延伸，碳酸盐台地向西扩展到重庆、贵阳以西地区。长兴期在大规模海侵的同时也有多次、次一级的海退过程，形成了碎屑岩与碳酸盐岩的多次重复交替旋回。

2.2 含煤岩系与煤层特征

2.2.1 含煤岩系特征

上二叠统从老到新可以划分为陆相宣威组、海陆过渡相龙潭组、海相吴家坪组、长兴组与大隆组。宣威组分布于小江断裂带以东、筠连—威宁一线以西，以陆相为主，局部为海陆过渡相沉积，岩性主要为砂岩、粉砂岩、泥岩与煤，常见菱铁矿层，底部发育砾岩、砂质砾岩、铝土岩或铝土质沉积；地层厚度介于100～299 m，一般为120～250 m，整体上由东向西变薄，与下伏峨眉山玄武岩呈不整合接触，含煤1～15层。龙潭组以海陆过渡相为主，在滇东北及川南地区可为陆相环境，为宣威组中、下段同期异相地层。龙潭组一般厚度介于50～280 m，岩性包括砾岩、砂岩、泥质岩、煤层或薄层石灰岩，底部通常不整合覆于基底峨眉山玄武岩或中二叠统茅口组石灰岩之上，顶部与长兴组呈整合接触，含煤1～30层。龙潭组与长兴组基于岩相、岩性及古生物化石来划分，黔西以12号煤层底部为顶界，滇东北C5b号煤层、川南C7号煤层与其大致相当。古生物化石丰富，包括植物、腕足类、瓣鳃类、珊瑚类等。长兴组与宣威组上段相当，分布于滇东北镇雄、威信一带以东，顶部与下三叠统飞仙关组假整合接触。长兴组以海相碳酸盐岩与海陆过渡相沉积为主，岩性包括石灰岩、泥质灰岩、泥质岩、煤层及薄层砂岩。长兴组厚度一般介于20～80 m，自东向西逐渐尖灭，含煤0～10层，古生物化石丰富，包括珊瑚、有孔虫、苔藓虫、腕足类等。

上二叠统含煤岩系可基于海相标志层、火山灰蚀变层和煤层进行综合对比，长期以来的煤田勘探工作已经建立了翔实可靠的地层对比框架。黔西地区上二叠统含煤岩系中广泛发育14层稳定分布的海相沉积层，包括石灰岩与含海相动物化石的泥质岩。这些海相沉积层和火山灰层具有不同的生物化石、地球化学和物理性质，易于对比识别，是区域地层对比的重要标志层。此外，上二叠统含煤岩系中广泛分布有碱性—中酸性火山灰蚀变层，一般表现为煤层或煤系中的高岭石夹矸，或表现为海陆过渡相沉积中的蒙脱石泥岩与伊利石泥岩，其作为火山喷发事件的产物具有良好的等时性。由于含煤岩系发育于黔北川南隆起带之上均一沉降的稳定内克拉通盆地，宽缓的陆架使得三角洲—潮坪聚煤环境广泛分布。因此具有煤层数量多、单层厚度相对较小（一般不超过3 m）、煤层大范围横向连续展布的特点。研究结果表明，川南筠连、珙长、叙永、芙蓉地区的C7～C8号煤层，能够较好地与兴文地区C11号煤层、可乐向斜M11～M15号煤层、大方地区C6a～C6b号煤层、盐津地区C3～C5号煤层、镇雄地区C4～C5b号煤层进行对比（图2）。

图2 云贵川乌蒙片区上二叠统含煤岩系及标志层对比示意图

2.2.2 煤层特征

云贵川乌蒙片区上二叠统含煤岩系中共发育34层煤，其中单层厚度大于0.8 m的可采煤层共计14层，包括 C1、C2、C3、C4、C5、C7、C8、C13、C16、C18+19、C23、C25、C26、C27号煤层，这当中又以 C1-2、C3、C7、C8、C25号煤层可采厚度较大、横向连续性较好，尤其是C7、C8号煤层厚度最大且全区稳定分布，为全区主采煤层。C1-2、C3号煤层在筠连—盐津—彝良—赫章地区主要发育于宣威组上段，威信地区主要发育于长兴组上段；C7、C8号煤层在筠连—威信—镇雄—毕节—大方地区发育于龙潭组上段，珙县—盐津—彝良—赫章地区发育于宣威组中上段，C25号煤层发育于龙潭组底部。

川南地区主采煤层夹矸可达3层以上，夹矸厚度一般为数厘米，厚度变化和空间分布都具有一定的规律性，夹矸岩性多为泥岩和高岭石泥岩，当夹矸岩性变粗为砂质泥岩、泥质粉砂岩或粉砂岩时，煤层可分叉成两个或多个分煤层；滇东北地区主采煤层结构为简单—中等，含有1～3层夹矸，夹矸岩性多为泥岩和高岭石泥岩；黔西北地区煤层结构单一，仅在少数地区发育单层夹矸，夹矸岩性一般为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和碳质泥岩。

乌蒙片区上二叠统可采煤层总厚度介于0.5～26.0 m，整体呈“东厚西薄”分布态势，在东南部毕节—大方一带最大（介于为11.0～25.8 m）；可采煤层总厚度在北部筠连矿区、河坝向斜、西北部庙坝—蒿坝向斜以及西南部可乐向斜较厚，一般大于6 m，最厚可达11 m；可采煤层总厚度在芙蓉矿区东部、古叙矿区北部、滇东北石坎、马河、镇雄、星光向斜较薄，一般不足4 m；可采煤层总厚在其余地区介于4～8 m（图3-a）。主采煤层C7+C8号煤层与可采煤层总厚度平面分布特征相似，主采煤层总厚极大处分布于毕节岔河、大方绿塘、筠连—芙蓉矿区、河坝向斜、庙坝—蒿坝向斜地区，总厚度通常大于6 m，最厚可达13 m；其余地区主采煤层厚度相对较薄，一般不足5 m，最薄仅0.5 m（图3-b）。筠连气田区煤层总厚度呈现西厚东薄、北厚南薄的趋势，煤层总厚度介3.2～12.8 m（厚度均值为7.2 m）。其中，YL11、YL15、YL22、YL28井附近区域为煤层最厚的区域（厚度均大于12 m），YL4、YL37、YL41井煤层总厚度最小（厚度小于4 m），沐爱向斜核心开发区煤层总厚度介于6～10 m。

图3 云贵川乌蒙片区上二叠统可采煤层与主采煤层（C7+8号）总厚度平面分布图

2.3 山地煤层气储层特征与产气潜力评价

筠连山地煤层气，具有“埋深浅、煤岩层薄、高煤阶、中高灰分含气、高临界解吸压力、低渗透率、低水分含量、非均质性强”等复杂山地特性。其煤岩以块状亮煤为主，主体埋深介于400～800 m（局部达到1 100 m）；煤层总厚度小和单层厚度薄，总厚度介于4～10 m，单层厚度多为1～2 m （最厚达4 m）；煤岩镜质体反射率介于2.63%～2.90%，属高阶演化的无烟煤；明亮煤体结构，割理发育，有利于压裂改造；高临界解吸压力，介于3.76～5.95 MPa，平均临界解吸压力为 4.42 MPa，见气时间较短；渗透率介于0.02～0.18 mD，压降延伸速率小；水分含量介于0.60%～1.18%（质量分数），单井产水量低；煤岩灰分含量（Aad）变化大，介于10.60%～49.63%（质量分数），含量值总体较高。

2.3.1 煤岩煤质特征

依据岩石成分和结构的不同，将川南筠连地区上二叠统主力煤层煤岩主要划分为含泥煤岩、泥质煤岩、灰煤岩、硅质煤岩、膏质煤岩及构造角砾状煤岩等6种类型。煤岩物质主要由有机质（有机组分）和无机质（矿物质）构成。其中，有机组分作为煤的基本成分，是煤层气的生气母质，也是影响煤层气成分组成的首要因素[7]。筠连地区主力煤层中各种宏观煤岩类型均可以见到，总体上以光亮煤和半亮煤类型为主，暗淡煤和半暗煤类型次之。煤岩显微组分主要有镜质组、惰质组和无机矿物质组成，其中镜质组含量介于8.0%～92.7%、平均值为57.39%，惰质组含量介于5.3%～90.7%、平均值为37.29%。川南筠连乐平组煤岩已经历高温演化过程到达过成熟阶段，其壳质组由于已经高温分解消失而在镜下已观察不到[8-9]。无机矿物质主要为硫化物和碳酸盐类矿物，其次为黏土类矿物，矿物质含量在所有样品中含量均较少，介于0.3%～24.8%、平均值为5.32%[10]。筠连煤岩样品的最大镜质组反射率（Romax）介于2.54%～3.46%、平均值为3.07%，可见煤岩已全部进入了高阶无烟煤阶段，干酪根类型主要为腐殖型（Ⅲ型），均为腐殖型煤。

煤的工业分析主要包括煤的水分、灰分、挥发分的测定和固定碳含量的计算等4项内容。水分和灰分可以反映煤中所含无机质的数量，而挥发分和固定碳则可以初步表明煤中所含有机质的数量与性质[11-13]。对筠连地区煤岩样品工业分析的结果表明，水分含量介于0.60% ～1.18%（质量分数，下同）、平均为0.72%。空气干燥基情况下，灰分含量（Aad）介于6.65% ～49.63%、平均为29.21%，大多属于中高灰分煤。其中，筠连地区C2+3号煤层灰分含量介于10.00%～35.00%，总体呈现平面上东高、西低和向斜含量低、背斜含量高的态势；C7+8号煤层灰分含量介于6.00%～25.00%，总体呈现南北高、中部低和东西展布较稳定的态势。挥发分含量（Vad）介于6.90%～13.47%、平均为9.39%；固定碳含量（FCad）介于41.39%～81.27%、平均值为60.69%。干燥无灰基煤样C 、H 、O、N和S元素含量测试结果对比发现，样品中以C元素含量为最多，其次为O元素，H、N和S元素含量较少。C元素含量（Cdaf）介于75.81%～90.95%、平均值为86.75%；H元素含量（Hdaf）介于2.21%～3.50%、平均值为2.90%；N元素含量（Ndaf）介于0.53%～1.30%、平均值0.85%；S元素含量（Sdaf）介于0.42%～12.07%、平均值为3.51%；O元素含量（Odaf）介于13.46%～57.95%、平均值为 33.54%[10]。

2.3.2 储集物性特征

2.3.2.1 煤岩孔隙特征

煤岩是一种多孔性介质，其基质孔隙最小可以达到分子级别。煤层甲烷在煤岩中主要以吸附状态存在于微观孔隙表面上，其在煤岩层中的储集量主要依赖于纳米级孔隙的比表面积及孔体积发育情况[14-18]。因此，搞清煤岩微观孔隙发育特征（尤其是纳米级孔）对于了解其对煤层甲烷的吸附性质具有非常重要的意义。基于前人对煤岩微观孔隙成因分类研究的成果[19-23]，对筠连乐平组高煤阶样品进行了扫描电镜测试，依据电镜观察结果，将煤岩孔隙类型划分为以下4种：植物组织孔、气孔、溶蚀孔和晶间孔（图4）。

图4 筠连乐平组煤岩微观孔隙扫描电镜观察照片（资料来源：据本文参考文献[24]，有修改）

1）植物组织孔可进一步细分为植物管状孔（图4-a、b）、植物筛孔（图4-c）、植物胞腔孔（图4-d、e），部分保存较为完整，同现代植物所具有的组织结构非常相似，总体上具有大小均一、排列整齐的特点，常被矿物充填和半充填。

2）气孔主要发育在镜质组之上，分布不均匀，多呈单个出现，成气作用较强的地方则呈成群且不规则状出现。单个气孔形状以近椭圆形和近圆形为主，边缘较为圆滑（图4-f），其次见不规则港湾形（图4-g）和心形（图4-h）。气孔多呈孤立状存在，孔与孔之间很少连通。

3）溶蚀孔常发育在煤中的碳酸盐、黄铁矿、长石矿物上。这些矿物在地下水和大气等作用下易于溶蚀或风化而形成次生孔洞，大小及形状极不规则（图4-i）。在一定水介质和水动力条件下，黄铁矿于方解石矿物晶体遭受侵蚀或局部矿物晶体溶解脱落，可留下与晶形大体相仿的印坑，形成矿物铸模孔（图4-j）。

4）煤中矿物结晶作用可以形成晶料间的孔隙，将其称为晶间孔，例如黄铁矿晶间孔（图4-k、l）。

2.3.2.2 煤岩割理特征

筠连地区煤岩储层割理及裂隙发育，从宏观特征分析，割理系统有互相近于垂直的两组，一组为延伸较远且较发育的面割理，另一组为被面割理所截切的端割理。针对YL1井煤岩的割理统计结果表明，中小型割理密度较大，介于31.0～57.7条/10 cm。割理密度随着割理规模变小而加密，其变化趋势为大型＜中型＜小型。割理形态主要为网状，连通性较好，有利于煤层气的吸附与解吸。两组割理走向的夹角大，分别近东西向、南北走向，与区域构造形迹吻合较好，而且割理倾角大，多介于71°～79°（主频为78°）。割理密度平面分布有变化，西部割理平均为8～13条/5 cm，略低于沐爱核心区中部。基于扫描电镜进行自然断面（垂直层理、层面、裂面、滑面、组分界面等）观察，煤层岩样中发育的微割理和超微割理宽度介于0.1～200 μm。按成因可以将割理划分为内生割理（或称收缩割理）和构造割理（或称外生割理）。其中，内生割理是通过各种成煤物质在覆水沼泽环境中腐败、分解，进而发生凝胶化作用，当继续沉积时在上部沉积物的静压下煤体失水、均匀收缩时产生内应力形成的。内生割理多呈短的直线状（图5-a），不穿越组分，大体垂直层理，内生割理主要发育于镜质组中，尤其是均质镜质体。而构造割理是成煤岩后受到一次或多次构造应力破坏而产生的割理，可出现在煤层的任何部分（图5-b～f）。构造裂隙一般成组出现（图5-b），方向性明显，裂隙面平直，延伸较长，可切入其他分层（图5-d），有时交叉、相互贯通（图5-e），有的裂隙较宽，常有次生矿物充填（图5-e、f）。

图5 YL1井割理的扫描电子显微特征照片

2.3.2.3 物性特征

煤岩作为致密的非常规油气储层，在研究其岩石物性特征时，常规的压汞实验法很难达到理想效果。核磁共振弛豫时间（T2）谱的分布特征与岩石孔隙特征有着直接的关系，相对于传统的压汞实验法，核磁共振技术测量岩石物性特征具有快速、准确和无损害等优势[25]。采用核磁共振技术（NMR）对煤样品的物理性质特征进行测试，核磁共振物性测试结果显示：煤样NMR孔隙度介于1.92%～8.67%、平均值为5.33%；渗透率介于0.009 8×10－3～ 47.413 3×10－3mD、平均值为 5.057 0×10－3mD ；束缚水饱和度介于68.78%～98.09%、平均值为86.98%。煤岩渗透率是决定煤层气可流动和可开发的重要地质因素，割理发育程度与渗透率呈正比。沐爱向斜中部核心区煤层割理为15条/5 cm，平均渗透率为0.028 mD；向斜西部及武德断块平均为8～13条/5 cm，渗透率略低于核心区中部。

相对于沁水盆地和鄂尔多斯盆地的高煤阶煤物性特征[26]，筠连地区的煤岩的孔隙度和自由水饱和度要更大一些，而渗透率相对较低，总体上看，乐平组高阶煤岩具有低孔隙度、特低渗透率的特点。其渗透率处于低渗透区域，具有较强的地应力敏感，随埋深增加和压实作用强度增加，渗透率呈指数形式下降，原生裂缝对渗透率贡献不大。

2.3.3 含气性特征

对筠连煤层气田评价井进行了系统的煤岩含气量测定。煤岩心样品含气量测试结果表明，原煤基总含气量介于 1.80 ～ 20.99 m3/t、平均值为 11.11 m3/t，平均吨煤含气量总体较高，但区域展布有差异。筠连地区C2+3号煤层空气干燥基含气量介于4.7 ～ 18.2 m3/t、 平 均 值 为 12.04 m3/t， 平面上呈现东高西低的变化态势，高值区主要分布在沐爱YL1核心区，在北部含气量也相对较高；C7+8号煤层空气干燥基含气量介于6.8～18.5 m3/t、平均值为13.065 m3/t，平面上呈现出东高西低的分布规律，高值区主要分布在沐爱YL1核心区，在核心区的西部以及北部有局部地区含气量也较高，含气量有随着埋深增加而升高的趋势。与国内沁水盆地煤层气商业开发区相比，筠连煤层气田主力煤层含气量与国内煤层气田高产区（如沁水盆地同样为高煤阶演化程度的潘庄区块、樊庄井田、郑庄区块和大宁井区）的3号煤层较为接近[27]。可见，筠连地区含气量情况较好，具有较好的煤层气勘探开发前景。从气体组分分析结果可知，主要为甲烷，含有少量乙烷、氮气和二氧化碳。其中甲烷含量占比介于76.25%～99.56%、平均值达95.72%。

2.3.4 温压特征

筠连煤层气田为地温正常区和欠正常压力系统。实测煤层气井储层温度介于18.00～44.44 ℃，地温梯度多介于 1.92～ 2.59 ℃/100 m。C7+8号煤储层压力介于3.50～11.70 MPa，压力梯度介于0.62 ～ 1.01 MPa/100 m、平均值为 0.89 MPa/100 m；C7+8号煤储层破裂压力介于6.68～22.51 MPa，破裂压力梯度介于1.11～3.23 MPa/100 m；闭合压力介于5.95～20.5 MPa，闭合压力梯度介于0.99～3.05 MPa/100 m。

2.3.5 煤岩产气潜力分类评价

筠连山地煤层气田勘探开发实践表明，煤层气井产能由煤层气储层地质、钻压工程、排采生产因素共同决定，其中储层地质是基础、压裂质效是关键、排采管理是保障。储层地质因素包括储层条件（煤层厚度、煤岩含气量、渗透率和地解压差等）、构造条件（断层与封闭保存、构造位置）和应力因素（地应力差、最大主应力方向）；钻压工程因素包括钻井质量、压裂工艺（压裂规模和压裂效果）。煤层气地质静态条件的优越与否，决定了煤层气资源品质和气井产能。通过统计分析开发达产井的产气量与各项静态煤层气地质条件（参数）的关系，得出煤层含气量、厚度、压降速度与产量呈正相关、与地解压差呈负相关的认识。

通过总结煤层气勘探评价探索与有效开发实践，优选煤岩单层厚度、密度、含气量和灰分含量4个参数，对山地煤层气储层进行勘探潜力分类评价，结果如表1所示。

表1 筠连山地煤层气井勘探潜力评价结果表

2.4 山地煤层气富集成藏主控因素与成藏模式

筠连煤层气田地处四川盆地南部边缘构造残留坳陷的沐爱复向斜构造带，有利成煤沉积环境为乐平组上段的潮坪相，主体为潮上带亚相，微相为滨岸潮坪相区及泛滥平原区的泥炭沼泽，属于滨海浪控潮坪相煤岩。乐平组煤岩较发育，大体呈现西厚东薄、北厚南薄的态势，平均总煤层厚度为7.2 m。在区域岩浆上拱热变质作用和三叠纪陆棚至前陆盆地—侏罗纪内陆盆地巨厚沉积深埋作用的共同控制下，乐平组煤岩进入高演化过成熟演化阶段，热裂解驱动使得煤岩干气型的含气量高。煤岩地层经历了早期的过成熟深埋与在更大区域范围内可因挤压应力作用形成碎裂煤，多期次的构造运动叠置改造（包括逆冲挤压、挤扭走滑和隆升剥蚀），经历了煤层气富集成藏、破坏调整和残留赋存3个演化阶段。目前的地腹构造形态复杂多变，煤岩储层特性与含气性纵、横向变化大，煤层气单井产能差别明显。

2.4.1 富集成藏赋存主控因素

煤层气富集成藏赋存主控因素包括构造—热演化、构造形迹、沉积环境和水文地质条件，即“四元”控气成藏。这些因素影响着煤层赋存、煤岩煤质、含气性、煤储层物性、煤层顶底板岩性、水动力、封盖保存等条件和特征。

2.4.1.1 构造—热演化控气成藏

盆地构造—热事件的发生时期、强度及影响范围显著控制着烃源岩的成熟程度、煤储层特征及煤层气成藏过程[28-29]。筠连地区上二叠统含煤岩系经历了两期沉降埋藏、两期抬升剥蚀和三期生烃过程，对煤层气的成藏起到了重要的控制作用。筠连地区聚煤期后的初次构造沉降期间（聚煤期—中三叠世末），煤层埋深增加并发生埋深变质作用，变质程度增高，该时期受区域岩浆热变质作用影响，对煤变质程度及“叠加生烃”起到重要促进作用。第一次构造抬升期间（晚三叠世期间），煤层埋深变浅，上覆地层压力降低，煤层割理及裂隙开启，渗透率显著增大，煤层吸附气体解吸，使游离气通过裂隙运移聚集[30]。当盆地再次发生构造沉降并接受沉积时（晚三叠世末—早白垩世末），煤层温压逐渐增大，再次生气，为主力生气阶段，气体再吸附聚集。第二次构造抬升（早白垩世—始新世）较为强烈，中新生代的地层剥蚀明显，乐平组地层主要残留于向斜区，煤岩渗透率增大，断层裂隙沟通地表，造成部分地区煤层气大量散失。

筠连气田南北两侧的煤矿露头剥蚀区，存在着部分甲烷气体逸散，靠近煤层剥蚀风化带—斜坡带上倾部分生物降解带导致吨煤含气量低于8 m3/t，距离剥蚀区2.5 km以上的斜坡带中部煤层气井（饱和吸附带）实测吨煤含气量超过8 m3/t。在宽缓向斜腹部及斜坡带深部的低解吸带吨煤含气量在12 m3/t以上，具有较好的产气效果。向斜长轴L19-L3井地层倾角小于5°，向斜两翼倾角逐渐增加（西翼倾角小于10°、东翼倾角介于5°～15°），主要高产井组L204、L101、L216多集中在向斜西翼构造，斜坡带也易形成井组面积降压井网和区域降压区。宽缓向斜构造带构造平缓（地层倾角小于2°），气井气体解吸生产后的地层水的平面流动差，压降漏斗的扩散主要以气层中上部为主，气井生产表现为低产水和不产水的特点，间抽气井生产以自给型为主。如L1202井组西翼的单斜构造倾角为20°，背斜顶部的地层倾角小于5°，生产井构造高差达到60 m，构造高部位井具有地层压力低、优先解吸产出、见气时间短的特点，而低部位的井原始地层压力高，具有解吸较晚、见气天数较长（173 d）的特点。从累计产水量的情况来看，构造低部位井累计产水量较高，高部位生产井不产水或产水量少，不得不间抽生产，表现出高部位产气、低部位产水的规律。

2.4.1.2 构造形迹控气成藏

构造形迹对煤层气成藏的控制作用较为复杂，包括构造行迹及构造行迹反映出的构造应力状态对煤层气成藏的影响[31]。云贵川乌蒙片区向斜构造群煤层气主要赋存于山地中，影响煤层气富集的主要构造包括褶皱构造与断裂构造两个方面。在挤压应力场作用下，局部强变形带中可形成糜棱煤和碎料煤，不利于煤层气开发，但其分布较为局限；在更大区域范围内可因挤压应力作业形成碎裂煤，是煤层气勘采的有利区带；拉张构造应力场虽然有利于煤层裂隙的形成和渗透率的提高，但同时也易造成煤层气的散失和含气量的降低，此时煤层气的保存条件就显得更为重要[32-33]。川南筠连地区以向斜开阔、背斜紧闭的隔挡式褶皱构造最为发育[34-36]，背斜核部往往抬升遭受剥蚀，处于强烈拉张状态、断裂发育，不利于煤层气的富集成藏；而向斜核部较为开阔，煤层破坏程度较低，构造裂隙发育，煤层渗透率增加。向斜构造的两翼与轴部中和面以上为挤压应力场，中和面以下处于拉张应力场，而且由于该处煤层往往埋深较大，多产生少量开放性裂隙，释放部分应力形成相对低压区。因此向斜的两翼和轴部中和面以上是有利于煤层气封存和聚集的部位，特别是向斜轴部往往为含气量高值区[37]。当煤层埋深较大且顶板为厚层泥岩时，向斜轴部中和面以下也可形成含气量高值区。一般向斜两翼地层倾角越大，煤层气越易逸散[38]；反之，两翼倾角越小，越有利于煤层气保存（图6-a）。

图6 筠连地区构造样式及上二叠统含煤地层含气量分布图

沐爱复向斜构造带煤层气构造地质研究结果表明，当断层与地表水或其他地下水层（外来水）相沟通时，有可能导致煤层气保存条件变差而使煤层气藏受到破坏，降低煤层气孔隙流体压力，煤层产水量相对较大，煤层气体解吸困难，而且煤层气随压降解吸后，往往沿开放性断层逸散。产水量与煤层气井距断层的距离之间存在着较明显的线性关系，当断层离井筒距离大于250 m后，产水量普遍较低。煤层气生产过程中，煤岩层析出气往往向高处或高渗区运移（即发生窜位现象），从而使得同一井组的产气量差异大。这与其所处的构造部位和渗透性密切有关。筠连气田构造主应力为NW—SE向，水力压裂产生的人造裂缝展布应尽可能平行最大主应力方向（即呈NW—SE走向），即最大主应力方向影响压裂人造裂缝的延伸方向，容易造成“压窜”方向是与区域最大主应力方向一致的北西—南东方向。地应力差与煤层渗透率呈负相关，煤岩埋深介于 400～800 m天然裂缝的渗透率低，可能原因为大部分天然裂缝走向为NE—SW向，而裂隙割理面法向力为NW—SE主应力（挤压应力）的一个分力，裂隙被压缩变形，割理裂距减小，天然裂缝渗透率较差。

此外，未遭受风化剥蚀的次级背斜亦有利于煤层气的富集成藏。次级背斜多位于大型宽缓复式向斜的两翼，或发育在单斜构造的背景中，一般背斜幅度小、两翼产状缓、裂隙不甚发育，煤层作为烃源岩，生成的气体向上部运移，在有利的封闭条件下形成游离气藏；背斜轴部中和面以上为拉张应力场，为低压区，中和面以下为挤压应力场，为高压区[39]。向斜轴部，为地层沉降幅度最大的区域，构造活动稳定，煤岩埋深相对较大或顶板封盖性能较好，而且其煤层比边缘的煤层上覆地层厚度大，煤层维持更高的地层压力，煤层的吸附能力更好，有利于煤层气的富集和保存。向斜两翼甲烷往向斜轴部构造高点运移，此时中和面以上仍可富集煤层气，并且游离气占有较大的比例，从而形成煤层气富集区（图6-b）。

断裂构造影响着煤层完整性、煤储层物性、煤层含气量及煤层气的封闭条件，显著控制着煤层气成藏作用。断层对煤层气成藏的影响程度与断层性质及规模有关。压性断层（逆断层、压性走滑断层等）中密闭性断层面附近为构造应力集中带，一方面使煤储层压力增加、吸附甲烷量增多、含气量相对增高，有利于煤层气的封闭保存；另一方面，也有可能造成煤层渗透率的降低、储层压力的增加，不利于煤层气运移和解吸，导致开发难度增加。张性断层（正断层、拉张走滑断层等）中开放性断层面附近为构造应力释放带，煤储层压力降低，含气量急剧下降；断层面两侧一般可形成对称条带状构造应力高压区，煤层气甲烷含量相对升高。张性断裂往往成为煤层气运移或逸散的通道[40-41]，一方面有助于增加煤层的渗透率，提高煤层气的可采性；另一方面又不利于煤层气的富集成藏。断层规模也是影响煤层气富集与保存的重要因素，规模较大的正断层虽然有利于提高煤层渗透率，但是也有可能造成煤层气的逸散[42]；而小型正断层的发育，在提高煤层渗透率的同时，还不会影响到煤层气的封盖保存条件。川南筠连地区发育南北走向断裂，断层类型以逆断层为主，有利于煤层气的封闭保存，断层下盘煤层气相对富集。

2.4.1.3 沉积环境控气成藏

沉积控气主要表现在沉积环境对煤层厚度，煤层层数，煤层稳定性，煤岩煤质以及煤层顶、底板岩性等的综合影响[43]，进而控制着煤层气的资源潜力、储集条件与保存条件。沉积环境影响着煤岩性质，包括煤层厚度、硫分含量及灰分含量，一般情况下潮坪—潟湖沉积环境煤层厚度大，海相沉积环境对应较高的硫分含量，而灰分含量则处于中低程度。从陆相河流冲积平原到海陆过渡相潮坪—潟湖环境煤层含气量呈增加的趋势，而从海陆过渡相潮坪—潟湖到碳酸盐台地环境，随着煤层发育程度的变差、煤中灰分含量的增高，含气量降低（图7）。

图7 云贵川乌蒙片区上二叠统沉积环境与含气量关系图

筠连煤层气田乐平组C7+8号煤层为主产层，区域连续性展布，中部煤层较厚（介于4.0～6.0 m），向西煤层总体厚度变薄（介于3.5～5.0 m）。排采井开发结果表明，单井的煤层厚度和日产气量具有明显的正相关关系，日产气量随着煤层厚度的增加呈现上升趋势。沐爱向斜中部为产气量较高的区域，投产后见气时间短，具有高临储比及高产气量的特点。如向斜中部L201井组，该井原始地层压力为5.1 MPa，排水期降压期采取流压降幅为15～35 kPa/d的工作制度排水，投产后39 d见套压，解吸压力为4.5 MPa，临储比为0.9，后期采取憋套压的工作制度，憋压至1.8 MPa后控压提产，控压提产期流压降幅为10～15 kPa/d，后期采取控压提产进入稳产期后井组平均单井日产气量稳定在2 400 m3（表2），目前生产5年以上产量未递减。复向斜西部平均临储比为0.71，具有中低日产气量的特点。向斜边部临储比低，以L1101井组为例，井组原始地层压力8.5 MPa，投产后355 d见套压，解吸压力为3.4 MPa，临储比为0.4，后期采取憋套压及控压提产，单井日产气量平均为210 m3（表2），具有见气时间长、临储比低、单井日产气量低的特点。

表2 筠连山地煤层气井临储比及平均单井日产气量统计表

2.4.1.4 水文地质控气成藏

残留构造坳陷沐爱复向斜区的水文地质条件对山地煤层气的控气作用包括水力运移、水力封闭及水力封堵3个方面。其中，水力封闭作用和水力封堵作用形成的承压水区、滞流水区有利于煤层气的富集成藏。水力运移逸散作用常见于断层发育区[44]，导水断层可沟通煤层与含水层，若含水层富水性、水动力强且与煤层水力联系较好，则煤层气可随地下水运动而运移或逸散。水力封闭控气作用一般发生于导水断裂不发育的宽缓向斜或单斜中[45]，其中边界断层多为挤压密闭性质的隔水断层。水力封堵作用常见于不对称向斜或单斜中，一般情况下煤层气从深部高压区向浅部低压区渗流，当煤层及围岩含水层地下水流向与煤层气运移方向相反时，地下水的流动可以阻碍煤层气向浅部的运移，从而导致滞流水区煤层气聚集。筠连沐爱复向斜区的构造背景，大气渗入水、地表水、地下水沿地层边缘露头向轴部低水势方向汇聚，径流方向总体由东南、西南向北，形成向斜汇水区域，其水动力条件沿水流方向可细分为补给区、强径流区、弱径流区和滞流区（YL5、YL19井区）。补给区和强径流区径流条件强，矿化度相对较低，煤岩含气性差；弱径流区径流条件弱，矿化度相对较高，含气性中等；滞流区径流条件最弱，矿化度最高，含气性最好。水动力场分布与矿化度、煤层气富集情况分布一致，矿化度越高反映煤层气保存条件越好，含气量相对较高。在斜坡带的弱径流区—滞流区含气量较高（介于14～18 m3/t），靠近隆起区为强径流区，含气量小于6 m3/t。由于向斜地层产状较为平缓（小于5°），地表水通过近水清平地层渗入到煤岩层不易，结果是向斜部位的煤岩地层水的矿化度高（氯根含量介于6 517～26 764 mg/L，矿化度介于24 860～43 456 mg/L），氯化钙水型，反映了整体的保存封闭体系。在边缘隆起区域可形成侧向水封堵，形成良好的保存环境。

地层水的化学组成反映地下水交替和径流特征，对煤层气的富集条件具有一定的指示作用[46]。川南地区上二叠统含煤岩系含水性较弱，多为隔水层或相对隔水层，地下水类型以HCO3－-Na+、K+或HCO3－、SO42－-Ca2+、Mg2+型水为主。含煤岩系含、隔水层随区域岩性变化、地层埋深及构造特征的变化而有所不同。筠连地区含煤岩系地下水补给来自南部向斜边缘露头以及西部与北部相对高水位区，滞留区分布于沐爱—腾达—维新以东的广大地区，弱径流区围绕滞留区环状分布，强径流区主要分布于南部地层露头处，局部排泄区位于矿区西部。滞流区—弱径流区含气量高于强径流区与排泄区（图8）。含煤岩系微弱的地下水动力条件有利于煤层的保存。从水力封堵层面来看，研究区整体上呈现复背斜型构造形态，煤层气在良好的顶板封盖条件下会顺着煤层向上运移，而盆地内地下水则由顶部地层抬升剥蚀的露头部位顺层向地层下倾方向流入煤层，并将继续沿着煤层下倾方向移动，而煤层气顺着煤层向上倾方向运移，两者运移方向相反，使得煤层气无法顺层向上运移。故地下水径流在水力作用下可能对煤层气产生水力封堵，抑制煤层气向浅部地层逸散。因此随着埋深加大，水动力封堵作用更明显，煤层气在深部得以富集成藏。

图8 川南筠连山地煤层气田水动力分区图

2.4.2 山地煤层气成藏模式

基于复杂山地煤层气“四元”控气成藏理论，结合筠连地区主要由宽缓向斜组成的实际情况，总结出了煤层气“宽缓向斜富气”成藏模式。其特征为：地层倾角相对较小（小于10°），含煤地层较为平缓，发育断层少或发育少量逆断层，向斜核部具有储层压力梯度大（大于0.9 MPa/m）、煤层含气量大（超过12 m3/t）、含气饱和度高（大于85%）和矿化度高（超过10 000 mg/L）等特点。煤层顶板岩性对煤层气封盖有利，沉积环境为三角洲—潮坪沉积环境，区域性泥岩盖层发育，直接顶、底板岩性多为泥岩。含煤地层在翼部出露地带接受大气降水补给形成地下水，并由翼部向轴部径流，水力作用逐渐减弱，最终在向斜核部形成地下水滞流区，地下水径流对煤层气逸散产生水力封堵作用，向斜核部地区利于煤层气富集成藏。筠连煤层气核心勘探开发区内煤层盖层为致密的粉砂质泥岩等碎屑岩，孔隙及裂隙弱发育，对煤层气起到了良好的封堵盖作用；并且含煤地层中地下水受碎屑岩岩性及地层倾角较小影响流动很局限并微弱，形成中—弱径流区，煤层气被水及盖层封堵，易形成承压水封堵煤层气藏（图9）。

图9 筠连山地煤层气“宽缓向斜富气”成藏模式示意图

筠连地区发育向斜—承压水封堵煤层气藏，主要由宽缓向斜组成。向斜两翼提供地下水流动通道为强径流区，煤层水向下逐渐汇集至向斜轴部的滞流区。地下水流动过程中，径流方向与煤层气向上逸散方向相反，形成水动力封堵。同时，滞流区地下水逐渐增多，煤储层压力相应增大，形成承压地下水区。加之，向斜核部的埋深大及压应力集中使得煤储层吸附气量较两翼高，向斜核部可作为下一步煤层气勘探开发的重点区域。

3 山地煤层气有效开采关键技术

针对云贵川乌蒙山复杂山地条件下的高煤阶、薄煤层、低渗透煤层气特征，昭通国家级页岩气示范区通过10余年来的多轮煤层气探索实践，形成了山地煤层气综合勘探开发的五大技术系列：①构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术；②地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术；③工厂化优快高效钻完井技术；④一体化体积压裂设计与工艺技术；⑤以井底流压控制为核心的远程数字智能化精细控压排采技术。以下分述之。

3.1 构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术

煤层气地质资源分布的非均质性较强，根据已有的勘查资料优选出更具开发潜力的区块是煤层气资源开发的重要环节。许国明等[47]根据国内外已有研究成果及勘探开发实践，提出了适合云贵地区晚二叠世煤层气资源及选区评价体系，体系参数包括煤层单层厚度、平均煤岩含气量、资源丰度、煤岩平均割理密度、煤岩渗透率、煤岩结构、地形交通条件、目的层埋深和用户市场条件等；韩俊等[48]对川南煤田煤层气开发潜力进行评价，确定了4个二级指标——含气丰度、封盖性能、开采条件和产气性能以及相应的三级指标，建立了高煤阶煤层气资源开发潜力评价指标体系；吴财芳等[49]针对滇东黔西多煤层、高地应力和构造复杂等地质特点，采用有利区、甜点区和甜点段“层次—递阶优选”的方法，建立了煤层气地质选区指标体系。

本研究在层次—递阶优选方法基础上，形成了构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术，具体方法流程如图10所示，工作步骤如下。

图10 云贵川乌蒙片区山地煤层气富气高产优选评价技术流程示意图

第一步，在研究区各含煤向斜/矿区中通过煤层气资源量和资源丰度进行有利区的优选，优选出有利于煤层气开发的向斜/矿区，将同时满足下述4个条件的向斜区确定为有利区——煤层气地质资源量大于100×108m3、1 km 以浅煤层气资源量大于 100×108m3、煤层气地质资源丰度大于 1×108m3/km2、1 km 以浅煤层气资源丰度大于 1×108m3/km2。

第二步，针对第一步优选的有利向斜区，根据相关地质参数的优劣选取煤层气甜点区，结合研究区的基本地质情况，参考煤层气的源储保及开发参数，提出了包括反映资源条件、储集保存条件和开发条件的8项因素，充分考虑单层煤厚、含气量、构造和开发对煤层气选区的影响。主采煤层总厚和煤层含气量反映研究区资源条件，顶、底板封盖条件和煤层埋深影响储集保存条件，煤体结构、煤储层渗透率、临界解吸压力和含气饱和度反映开发条件。运用层次模糊数学法进行综合计算，选择综合计算分值大于0.7的区域进行检验，检验因素包括附近煤矿相对瓦斯涌出量和煤层气资源量。

第三步，针对选取的甜点区，通过关键指标（单层煤的厚度、含气量）和参考指标（临界解吸压力、孔隙度和渗透率），确定垂向上有利于煤层气开发的煤层或煤层组。在此阶段首先考虑关键指标，选取煤层厚度大、含气量高的煤层，其次考虑参考指标，参考指标数值越大煤层勘探开发潜力越大。

对筠连地区所有统计的钻井数据进行分值加权计算，以0.7分为界线，将大于0.7分的区域确定为甜点区，将大于0.8分的区域确定为Ⅰ类甜点区，0.7～0.8分的区域确定为Ⅱ类甜点区。筠连地区中部的甜点区位于腾达镇南部、沐爱镇和乐义乡之间，面积约198.70 km2，煤层气地质资源量为345.04×108m3。其中维新镇、沐爱镇所在区域加权分值最高，为Ⅰ类甜点区，面积为48.89 km2，煤层气地质资源量为86.54×108m3。上段主采煤层总厚度在10 m左右，含气量介于12～18 m3/t。顶、底板岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主，煤层底板埋深介于800～1 000 m且煤层起伏不大，有利于煤层气的富集成藏。此区域构造简单，无或少有断层，煤体结构为原生—碎裂结构，含气饱和度介于70%～90%，临界解吸压力介于2.77～4.53 MPa，适合煤层气的开发。甜点区附近钓鱼台煤矿和兔子湾煤矿瓦斯等级为突出，相对瓦斯涌出量均在50 m3/min以上。

3.2 地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术

煤层气井部署优化是煤层气高效开发的重要环节。井位部署的合理与否，不仅关系到煤层气产量的大小，而且还直接影响到煤层气开发项目的成败。科学、合理、有效的煤层气井位部署应以提高煤层气采收率、采气速度、稳产年限以及经济效益为目标，充分考虑研究区的地质及地理因素。筠连地区井位部署优化始终坚持以提高单井产量为目标，优化开发井网设计，围绕LNG站和地面集输管线，进行一体化开发部署；优先选择地质甜点区，考虑构造及沉积的主控因素，兼顾区域产能和单井产量，确保排水降压能形成面积降压加速解吸产气；合理设计开发井网井型，利用老井场采用水平井、大井组动用优质储量。从影响产能的主控因素出发，巩固、提升已建区排采效果，优化产能方案，尽可能地提高研究区优质储量动用率，形成大区域面积降压格局，提升单井产量，追求良好的经济效益。

3.2.1 优势构造样式井位部署

川南地区含煤地层受多期构造运动影响，断层及褶皱发育，构造挤压严重，后期碰撞挤压形成的褶皱、断裂共同作用控制煤层气的富集成藏。通常向斜核部构造宽缓、煤层稳定展布、埋深适中，并且宽缓向斜易形成水动力弱径流区与滞流区，水文环境稳定，是井位部署的有利位置。如筠连沐爱向斜，主要由宽缓向斜组成，井位部署时应重点考虑宽缓向斜构造低点。此外，还有位于大型宽缓复式向斜两翼的次级背斜，因其两翼产状缓，裂隙不甚发育，生成的气体向上部运移，在次级背斜构造轴部易形成煤层气的富集区。如筠连中西部的老牌坊背斜，煤层埋深较大且顶板为厚层泥岩，两翼煤层中的煤层气向次级背斜轴部运移，次级背斜核部地下水流动滞缓，对煤层气形成水力封盖，造成煤层的高含气性。井位部署可适当考虑此类区域。

川南地区上二叠统含煤地层中断层相对发育，断层类型也是影响井位部署的一个重要因素，通常逆断层主要受挤压力而形成，多为封闭式断层，有利于煤层气的保存；而正断层主要受拉张力而形成，多为开放式断层，不利于煤层气的富集。因此逆断层附近煤层气含量较高，正断层附近煤层气含量往往偏低。研究区断层分布整体呈现南北多中部较少的特点，北部主要是逆断层，而南部正断层和逆断层均有分布，在井位部署时应尽量避开断层区域或保持距离，离断层近的井需控制压裂规模，防止压窜。新井完钻后及时进行精细小层对比，井震结合，判断是否钻遇断层，为后面的压裂选层和井位部署提供科学依据。

3.2.2 优势沉积环境井位部署

乌蒙山地区上二叠统发育从陆到海完整的沉积相带，海平面变化对聚煤环境控制作用明显。地层岩性组合多样，隔水隔气层的划分受到沉积环境明显的影响，垂向上也表现出多个重复叠置的含气单元。潟湖—潮坪沉积体系中，煤层主要发育于潮坪或潮上坪环境，煤层薄但连续好，顶、底板往往为沼泽相或潮坪相泥岩和粉砂质泥岩，有利于煤层气的富集。三角洲沉积体系中煤层主要发育在分流间湾沼泽中，上覆沼泽相或潟湖海湾相泥岩，利于煤层气成藏，但也也有部分地段，煤层被分流河道决口扇砂岩覆盖，围岩的透气性增高，含气性变差。而河流冲积平原体系中煤层发育不稳定，并且顶、底板为细料甚至中粗料沉积物，煤层气保存条件差。因此在井位部署时要避开冲积平原的沉积环境，选择三角洲平原、潮坪—潟湖、局限台地的沉积体系。

3.2.3 优势井型选择

川南地区煤层发育具有“层数多、厚度薄、成群分布”的特点，地形条件较差，普通垂直井井场占地面积大，压裂及开采范围有限，经济可行性差，而分段压裂水平井开发方式占地面积小、抽采效率高、施工风险低，丛式井可同时开采多煤层也能弥补水平井的开采盲区。综合该区复杂的地形条件、煤层发育特征、煤体结构及开发部署要求，优选出以分段压裂水平井为主、丛式井为辅的开发方式。在筠连煤层气开发试验井组部署优化研究中，建立了大斜度井与水平井评价模型，用以分析对比开发过程中的效果。研究结果表明，较之于直井，大斜度井开发可提高产能2%～10%；而水平井生产则出现异常，产气量偏低、渗透率下降明显，推测有可能是出现了裂缝失效现象。考虑到压裂改造范围，建议大井组井距应控制在200～250 m。在开发过程中，可以适当提高裂缝间距，以提高产气效果。

针对部分老井排采过程中已出现的递减现象，开展了单井和区块递减规律研究，发现不同井位井控范围差异较大，高产井均为产量双曲线递减，后期压降漏斗持续扩展，中低产井调和递减为主，低产井存在指数递减，井控面积有限，部分井存在着重复压裂的条件。煤层需进行大范围压裂，形成复杂裂缝网络，增加渗透率。压裂效果不仅控制改造区渗透率，还影响井控范围，决定了单井产能和最终开发效果。此外，也需优化泵注程序，提高注入砂量，以形成有效支撑。

3.3 工厂化优快高效钻完井技术

工厂化钻井完井技术是指在同一地区集中布置大批相似井，使用大量标准化的装备或服务，以生产或装配流水线作业的方式进行钻井、完井的一种高效低成本作业模式。即采用“群式平台布井，规模批量施工、整合共享资源、统一无缝管理”的方式，把钻井中的钻前工程建设、施工材料供应、水电供给等，储层压裂改造中的通井、洗井、试压、压裂等，以及下泵投产工程、作业后勤保障和油气井后期操作维护管理等工序，按照工厂化的组织管理模式，形成一条相互衔接和管理集约的“一体化”组织纽带，并按照各工序统一标准的施工要求，以流水线方式，对多口井施工过程中的各个环节进行批量化、无缝对接、连续施工作业，从而集约建设开发资源，提高施工作业时效、提高开发效率、降低施工作业和管理运营成本。

工厂化钻完井作业模式主要特点可归纳为以下几个方面：①系统化，工厂化技术是一项把分散要素整合成整体要素的系统工程，不仅包括技术因素，还包括组织结构、管理方法和手段等；②集成化，工厂化的核心是集成运用各种知识、技术、技能、方法与工具，满足或超越对施工和生产作业的要求与期望所开展的一系列作业模式，如平台第1口第一次开钻（以下简称一开）完成后即固井，固井施工完成即平移钻机到第2口井打一开，节约固井等待时间；③流程化，移植工厂流水线作业方式把钻完井过程分解为钻前工程、一开及固井、第二次开钻（以下简称二开）及固井等若干个子过程，平台内前一个子过程完成为下一个子过程创造条件，每一个过程可以与其他子过程同时进行，实现空间上按顺序依次进行、时间上重叠并行；④批量化，通过技术的高度集成，将人和机器有效组合，实现批量化作业链条上技术要素在各个工序节点上不间断，如石灰岩表层使用专业化空气钻冲鼠洞、一开批钻；⑤标准化，利用成套设施或综合技术使资源共享，如定制标准化专属设备、标准化井身结构、标准化钻完井设备及材料、标准化地面设施、标准化施工流程等；⑥自动化，综合运用现代高科技、新设备和管理方法而发展起来的一种全面机械化、自动化技术高度密集型生产作业；⑦效益最大化，工厂化作业的最终目的是大幅度降低工程成本和提高作业效率。

通过工厂化钻完井模式作业，筠连煤层气具有较好的规模应用效果，减少了井场占地和道路建设，节约了3 200 m2占地面积和8条进井场道路建设。在工厂化生产程序的钻井作业过程中，应用流水线的作业方式，钻机利用井与井之间敷设滑轨快速移动，节约了钻机搬迁时间，水泥候凝、固井作业和测井占用钻机的时间。煤层气井平均井深为800 m，平均钻井周期为7.29 d，最短钻井周期仅3 d，钻井周期降低22%。同平台定向井批钻二开井段循环利用低固相聚合物钻井液，不仅可以大幅度降低钻井液成本，而且还可以减少后期钻井液处理的压力。大井组单井钻井液成本仅为单井钻井液成本的1/2～1/3。优快钻井技术突破了中国南方海相碳酸盐岩裸露区山地煤层气钻井难题（尤其是石灰岩表层冲鼠洞和裂缝溶洞漏失层钻井），形成了钻井技术配套，实现了煤层气高效、优质和快速钻井，最终实现了效益开发。

3.4 一体化体积压裂设计与工艺技术

复杂山地煤储层具有渗透率低、压力低、含气饱和度低以及非均质性强的特点，开发难度较大，对技术开采要求比较苛刻。由于割理发育，造成压裂液滤失情况严重，产生煤粉对裂缝影响大，同时压裂液对煤储层的有较大的伤害，严重影响了煤层气的开发。鉴于煤储层的特点，对煤层压裂进行了工艺技术优化，以达到较好的开发效果，在筠连地区形成了低渗、高阶、薄煤层“活性水、变排量、大液量、段塞式加砂”体积压裂技术。排采统计结果显示，产气量随压裂加砂量、进液量的增大而逐渐增加，平均产气量超过1 500 m3/d 的煤层气井，其加砂量均大于 23 m3、压裂液量均大于 650 m3。

根据储层地质条件，依照科学、经济、可行的原则，形成缝网或复杂缝、扩大泄气面积，以实现有效地开发和利用资源、创造最大经济效益的目标。优化施工规模，充分改造储层，针对距离断层较近的井适度控制施工规模。采用添加少量药剂的活性水压裂液体系，降低施工作业成本，降低液体滞留对储层造成的伤害，保证裂缝复杂度。采用50/100目和20/40目石英砂组合，便于前期建立加砂排量、后期对裂缝实现有效支撑。优化前置液用量（40%～45%）和砂比（10%～13%），尽量加大铺砂浓度。变排量光套管注入，确保低黏液体携砂能力，变排量控制缝高，保证大排量施工，加强煤层（塑性）造缝能力。大液量注入，提高水力压裂人工裂缝波及范围，提高煤层压裂裂缝（短宽缝）延伸长度。脉冲式段塞式加砂与打磨，逐步诱导近井不同破裂强度点岩石发生破裂，降低前期液体滤失，控制近井裂缝扭曲摩阻。

3.5 远程数字智能化精细控压排采技术

煤层气排采的目的，是通过抽排煤层以及周边岩层的地层水来降低煤储层的压力，诱导甲烷从煤基质中解吸出来。煤层气排采是煤层气开发的关键环节之一，一般需要数年乃至数十年，生产周期长。排采效果的好坏，会直接影响煤层气最终的累计总产量和开发效益。针对云贵川乌蒙片区低渗透高煤阶煤层气的特点，避免生产过程中出现的各种问题，需通过对排采过程中的抽采设备电参数和井底压力、气量等生产参数进行监测，坚持“连续、平稳、控压、缓慢、长期”的排采理念，有效建立以井底流压精细控制为核心的“数字远程、智能诊断、立体监控、实时巡井、无人值守”精细排采配套技术。提高单井采收率，确保煤层气生产顺利进行。

以入井和地面专业化的智能排采设备为载体，实现了煤层气井重要参数（井底流压、套压、液柱、冲次等）的自动采集、连续监测，满足“连续、稳定、控压、缓慢、长期”的以井底流压为核心的控制要求，为煤层气井精细化管理提供有力保障。煤层气井场使用数字远程智能排采系统，用于采集数据，分析地面设备运转情况和生产参数变化规律，进行设备故障诊断和生产制度调整，当前智能排采系统已满足现场无人值守，无需人员驻守井场或人工井场调整各项参数，全部可以通过远程进行生产管理。所有运行参数均可以被远程精细调控，提升数据监测量可以为故障诊断提供数据依据，可以满足隐患早预防、故障早处理的要求，以减少设备故障停机时间、减少用工数量。智能排采系统通过多年煤层气排采实践和持续改进，以成熟的煤层气自动化排采设备为依托，结合煤层气井排采规律和调控方法，总结出流压、套压、产气、冲次、调气阀门相互间控制逻辑和算法程序，形成了一套以流压为核心煤层气智能排采控制程序，可以满足单相流排水降压期和两项流控压提产期不同井况下智能的对井底流压、套压、产量进行控制，输入目标后系统智能控制按期实现设定的目标值。这个控制过程遵循“连续、平稳、控压、缓慢、长期”的十字方针，智能执行效果优于人为调控。YL1井自2011年使用智能排采系统，参数控制平稳，确保了长期稳产。

根据煤层气排采特点及渗流机理，将筠连山地煤层气单井排采历史划分出排水、憋压、提产、稳产、衰减等5个阶段，煤层气井地层水主要在排水阶段和憋压阶段采出。沐爱甜点区开发实践表明，煤层产水量较低，而且不存在越流补给情况，反映了区域具备整体封闭体系的良好保存条件，采出水量可以反映压降面积大小。而且在排水阶段至提产初期，要特别精细控制井底流压和井口套压的下降幅度（或称之为压降速率或压降幅度），减少初见气时带来的应力敏感。根据气田产水普遍较低的实际，排水降压期合理的压降速度介于8～15 kPa/d，憋压期稳压制度、控压提产期对不同类型井分产量阶段、分井底流压范围，总结出确保产气量平稳增长、流压损失较小的提产条件。储层在控压提产期供产量是由压裂规模和原始地质条件共同决定，而煤层地质条件（煤层厚度、含气量、原始渗透率）决定了气井稳产期产量能否稳得住。

煤层气以井底流压为核心的“连续、平稳、控压、缓慢、长期”的精细排采原则，既要精细的动态调整排采生产优化管控，又需要通过合理的举升设备配置和配套防煤粉、防垢、防偏磨等工艺体系得以实现，从而减少检泵作业对排采过程带来的伤害。偏磨是管杆应用过程中的主要问题，可以采用加重杆等方式减缓管杆偏磨。结垢和煤粉是造成卡泵的主要因素，既可应用割缝筛管、内置螺旋筛管，减小煤粉卡泵，同时更需要有计划、制度化地进行主动性、精准性、缓慢的注水清洗井下煤粉积聚来延缓卡泵；阻垢剂应用效果普遍明显，为了提高药剂使用效率，可以进一步优化加药方式和固体防垢块的筛选评价；要通过精细化的检泵作业过程控制，以“施工安全、流压平稳、伤害最低”为原则的快速检泵，将检泵对见气井排采效果影响降至最低，并且在检泵作业前的压井不能完全压死，以免将水或气压入地层造成对煤岩储层二次伤害，排采效果表明，实施“快速检泵”作业未对煤层气储层造成明显伤害，值得推广。

4 结论

1）川南筠连地区作为中国南方首个商业性开发煤层气田，经过10余年的勘探开发实践，目前煤层气年产量已达1.2×108m3。具有“埋深浅、煤岩层薄、高煤阶、中高灰分含气、高临界解吸压力、低渗透率、含水低、非均质性强”等复杂山地特性的筠连山地煤层气田的成功开发，对其他煤炭资源丰富地区的山地煤层气突破和有效开采具有重要的借鉴和示范指导意义。

2）云贵川乌蒙片区上二叠统含煤岩系中共发育34层煤，单层厚度大于0.8 m的可采煤层共计有14层，其中筠连煤层气主力产层为上二叠统C7+8号煤层。主力煤层煤岩类型包括含泥煤岩、泥质煤岩、灰煤岩、硅质煤岩、膏质煤岩及构造角砾状煤岩等类型，总体上以光亮煤和半亮煤为主，煤岩显微组分主要有镜质组、惰质组和无机矿物质组成。煤岩储集空间类型可划分为植物组织孔、气孔、溶蚀孔和晶间孔4种类型，微观孔隙开放孔、半封闭孔级墨水瓶孔均较发育。核磁共振测试孔隙度平均为5.33%，平均渗透率为5.057 0×10－3mD，束缚水饱和度平均为 86.98%，含气量测试原煤基总含气量平均可达11.11 m3/t。

3）筠连复杂构造区煤层气富集成藏主控因素包括构造—热演化、构造形迹、沉积环境和水文地质条件，即“四元”控气成藏，影响着煤层赋存特征、煤岩煤质特征、含气性特征、煤储层物性特征、煤层顶底板岩性与水动力条件封盖保存特征等。在煤层气“四元”控气成藏理论的基础上，结合筠连地区主要由宽缓向斜组成的实际情况，总结出了山地煤层气“宽缓向斜富气”成藏模式，向斜核部的埋深大及压应力集中使得煤储层吸附气量较两翼高，向斜核部可作为下一步煤层气勘探开发的重点区域。

4）经过昭通国家级页岩气示范区10余年多轮次的煤层气探索实践，针对云贵川复杂山地条件下的高煤阶、薄煤层、低渗透煤层气特征，形成了综合勘探开发的五大技术系列——构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术、地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术、工厂化优快高效钻完井技术、一体化体积压裂设计与工艺技术和数字智能化精细排采技术。