黔西小屯井田煤层气多层合采产层组合优化

叶嗣暄 ，曾正端

（1.中煤科工西安研究院（集团）有限公司，陕西 西安 710077；2.贵州大方煤业有限公司 小屯煤矿，贵州 毕节 551600）

煤层气多层合采是提高多煤层地区煤层气开发效率的重要技术手段[1]。相比于单层开采，多层合采的关键在于合理确定产层组合，尽量降低因层间地质条件差异造成的层间干扰，以充分发挥各煤层产气潜力，实现开发效益最大化[2]。前期煤层气开发工程实践表明，合采产层组合对于开发成败至关重要，不合理的产层组合会导致合采效率低下，甚至合采工程失败[3]。探索科学、可行、高效的煤层气合采产层组合确定方法，是实现我国多煤层煤系煤层气高效开发的关键。

秦勇等[4]基于黔西地区煤层群条件下煤储层含气性与流体压力的垂向非单调变化提出了“多层叠置独立含煤层气系统”的学术观点，系指含煤地层内部不同层段由于致密层的封堵效应，彼此缺乏流体联系，导致煤层（组合）之间形成相对独立的流体压力系统。后续煤层气勘探开发实践显示跨煤层气系统排采会导致严重层间干扰，抑制产能充分释放[5]。究其原因，关键在于系统间煤储层流体能量与渗透性的差异导致无法实现合采兼容，由此提出“叠置含气系统共采兼容性”概念，指出其受控于含气系统间流体压力、含气性、渗透性以及岩石力学性质等差异，强调其是煤层气/煤系气高效合采的关键约束条件[6]。因此，叠置煤层气系统的有效识别是产层组合划分的重要基础，前人从含气性、储层压力、水动力条件、沉积格架等方面探讨了叠置煤层气系统的识别标志与划分方法[7-9]，并结合黔西-滇东地区煤层气地质条件，进一步发展了产层组合优化设计方法，形成了主力产层优选、主力产层扩展组合、产层贡献厘定的产层组合优化“三步法”[10]，提出了煤层气合采干扰的综合判识方法[11]，有效指导了本区煤层气勘探开发。朱文侠等[12]从含气量和采抽率等多个方面对煤层气井多层合采的效果进行了综合评价，结合地质资料对影响煤层气排采效果的主要因素进行了分析，从而研究得出煤层渗透率、供液能力以及排采制度等都是影响多层合采效果的主要因素。

立足上述研究成果，以黔西大方矿区小屯井田为例，基于煤田地质勘探与煤层气测试资料，分析煤层气储盖组合特征与资源条件，识别叠置煤层气系统发育特点与关键参数；在此基础上完成煤层气多层合采产层组合优化设计，确立资源条件分析-含气系统划分-产层组合优化的典型多煤层矿区煤层气合采层位优选思路；研究成果有望丰富煤层气合采地质技术体系，为该井田煤层气勘探开发与瓦斯治理提供参考依据，亦可为探索我国南方多、薄煤层叠置条件下的煤层气高效合采模式提供有益借鉴。

1 地质背景

小屯井田位于贵州省大方县城南，地层整体走向为NE-SW，倾角在5°～15°之间。受白瓦厂向斜和生纸山背斜影响，煤层底板等高线呈现由北东至南西向突出的圆弧；在中北部浅层可见较宽的次级褶曲，褶曲轴大致为NNE-SSW 方向。井田内发育3 条主要褶皱，包括大方背斜、白瓦厂背斜、生纸山背斜，断层以正断层为主，发育少量逆断层。小屯井田构造纲要图如图1。

图1 小屯井田构造纲要图Fig.1 Outline map of Xiaotun Wellfield structure

井田内含煤岩系为上二叠统龙潭组，龙潭组系海陆交互相含煤建造，主要由细粒陆源碎屑岩组成，夹煤及碳酸盐岩，岩性整体致密[13]。龙潭组包括上、下2 段：上段为龙潭组顶界到7 煤层底部，平均厚度45.27 m，可采煤层包括6上、6中、6下及7 煤，6上煤以上为厚度较大的灰岩和砂泥岩互层，构成区内良好的组合盖层；下段为7 煤底至煤系底界，平均厚度152.67 m，可采煤层为33煤和34 煤，两者间距小（10 m 左右），33 煤顶板为厚层泥岩与砂泥岩互层，封闭性良好。区内煤层顶底板岩性整体以泥岩、泥质粉砂岩为主，少部分为砂岩，煤岩层组合有利于煤层气富集与叠置煤层气系统的形成。小屯井田煤层特征见表1。

表1 小屯井田煤层特征表Table 1 Coal seam characteristics table for Xiaotun Wellfield

2 煤岩层组合

有利的煤岩层组合是预测煤层气发育状况和变化情况的主要依据[14]。煤层气赋存的煤岩层组合类型如图2。

图2 煤层气赋存的煤岩层组合类型Fig.2 Coalbed methane occurrence type of coal strata combination

1）有利煤岩层组合：泥岩+煤层+泥岩。泥岩作为煤层顶、底板，可有效封盖煤层气，形成煤层气富集的有利组合。例如，该区补202 钻孔地层中的6上煤，顶板是泥岩，底板是铝质泥岩，该煤层瓦斯含量达12.15 m³/t；补701 钻孔地层中的6下煤，其顶板是炭质泥岩，底板是铝质泥岩，该煤层瓦斯含量达18.75 m³/t。

2）较有利煤岩层组合：泥岩+煤层+砂岩+泥岩。砂岩为煤层的直接顶板，砂岩上部为封盖性良好的泥岩，可对煤层气起到间接封盖作用。例如Z101 钻孔中的7 煤，直接顶板是砂岩，砂岩之上是铝质泥岩，底板为泥岩，该煤层瓦斯含气量是8.03 m³/t；补802 钻孔中的6下煤，其顶板是1.5 m的细砂岩，砂岩之上又是较厚的泥岩和煤层互相叠置，底板是泥岩，该煤层瓦斯含气量为8.35 m³/t。这种组合中的潜在砂岩气值得关注。

3）不利煤岩层组合：泥岩+煤层+砂岩。煤层和砂岩互层叠置，砂岩构成煤层顶板，砂岩封盖性较差，且组合中缺乏泥岩盖层，相对不利于煤层气保存。例如Z602 钻孔中的6上煤，顶板是厚度达5.27 m 的厚层砂岩，底板是泥岩，该煤层瓦斯含气量为5.13 m³/t；ZJ302 钻孔中的6上煤，其顶板是粉细砂岩互层，之上还是巨厚砂岩层，底板是泥岩，该煤层瓦斯含气量为1.92 m³/t。

3 资源属性

从含气量、煤厚与埋深3 个层面考察各可采煤层的资源属性及其差异。小屯井田可采煤层数据见表2。可采煤层关键储层参数平均值垂向变化如图3。

表2 小屯井田可采煤层数据表Table 2 Data sheet of coal seams in Xiaotun Wellfield

图3 可采煤层关键储层参数平均值垂向变化Fig.3 Vertical variation of mean values of key reservoir parameters in recoverable coal seams

从表2 可以看出：整体井田内煤层含气量较高，以6中煤层最高，7 煤层最低；煤层厚度以6中煤层厚度最大，7 号煤厚度最薄；6上、6中、6下和7 煤埋深接近，33 煤和34 煤埋深接近，平均介于480～500 m 之间，但33 煤、34 煤与上部可采煤层间距较大，平均间距在150 m 以上，在整体上6中煤层平均厚度为1.87 m，为最大厚度煤层。

由图3 可以看出：6中煤具有最高的平均厚度与含气量，具有最佳的资源属性，宜作为主力产层进行产层组合优选，其含气量最高，应与厚度最大相关；7 煤与其上覆的6下煤层间距小，单从跨度角度满足合采条件，但仍需考察其他地质属性的兼容性。各煤层的平均含气量垂向变化在7煤处出现转折，由此暗示上下两侧压力系统的差异，7 煤与其他煤层可能存在合采兼容性问题；33 煤、34 煤与上覆煤层具有较大的层间距（＞100 m），不宜与上覆煤层进行合层开发。综合上述特征来看，以7 煤为界，井田内龙潭煤系至少应划分为2 套产层组合独立进行煤层气开发。

4 产层组合优化设计

对于多煤层联合开采，为了提高煤层气的产气效率，在开发时需优先选择1 个煤层作为主力产层，而主力产层的优选受煤层瓦斯含气量、煤层厚度以及与周围煤层的跨度大小等相关因素控制[15]。同时，储层物性、流体压力等因素的差异性，导致各产层之间存在较大的层间干扰。为此，进行合理的产层组合优化设计。

4.1 叠置煤层气系统划分

试井参数可为煤层气储层评价与含气系统识别提供重要依据。X-1 井煤层试井数据见表3。

表3 X-1 井煤层试井数据Table 3 Well X-1 coal seam test well data

由表3 可知：煤层气渗透率普遍较低，介于0.001 31～0.059 9×10-15m2，平均0.092 43×10-15m2，渗透率级差为45.73，反映非均质性较强；压力梯度介于0.67～1 MPa/hm，平均0.83 MPa/hm。6上、6中和6下为欠压储层，其余为常压储层。压力梯度是压力系统的直观反映，7 煤与6下煤层间距仅10 m，但压力梯度发生突变，代表两者流体不连通。

另外，7 煤的渗透率也较上部煤层显著偏低，反映了该煤层较强的封闭性特点。因此，7 煤与上覆煤层构成相互独立的压力系统。7 煤与下部的33 煤、34 煤间距达130 m 之多，虽然压力梯度相近，但在以致密细碎屑岩为主且构造相对稳定的地质条件下，流体难以跨越如此大的间距发生联系，且煤层渗透率均低于0.005×10-15m2，考虑合采产层组跨度一般不大于100 m 的基本原则，可将其视为两套煤层气系统。在含气量与含气量梯度方面，上部的6上煤、6中煤、6下煤和7 煤，以及下部的33 煤、34 煤分别具有单调降低趋势，反映了不同煤组间的含气性差异。

综上，本区含煤地层可识别出Ⅰ（6上煤+6中煤+6下煤）、Ⅱ（7 煤）、Ⅲ（33 煤+34 煤）共3 套叠置煤层气系统。

基于地层岩性与生储盖组合特征分析，各含气系统内部的煤层顶部发育厚度较薄的次要盖层，各系统顶部又发育有厚度较厚的主要盖层，为系统内煤层气富集与独立成藏提供了物性基础。例如：含气系统Ⅰ的顶部主要盖层包括4 套岩层，从下至上依次为泥岩、砂岩、泥质粉砂岩和泥岩，总厚13.8 m；含气系统Ⅲ的主要盖层包括3 套岩层，从下至上依次为泥岩、砂岩和泥岩，总厚度为16.2 m。可见系统间封闭性良好。

7 煤各类地质属性的突变反映了该煤层在合采组合设计中的特殊意义，即宜作为叠置压力系统的边界层进行考虑，其本身开发条件不佳且与其他煤层的合采兼容性差，在产层组合时应慎重对待。另外，前人研究显示该区地应力转换与煤层气成藏的临界深度位于埋深300 m 与600 m 处[16]，前者与7 煤的深度范围高度一致。7 煤不仅位于龙潭组上、下段的分界处，也位于地应力状态转换的边界，构成其诸多煤储层属性突变的地质基础。具体而言，作为地层界限，其沉积背景可容纳空间不足，煤层顶板以粉砂岩、细砂岩为主，代表河流作用终止泥炭沼泽发育，不利于厚煤层形成与煤层气保存，表征为煤层厚度较薄与含气量较低；作为地应力转换界限，垂向主应力逐渐发挥作用，导致储层压力升高，压力状态由欠压向正常压力转变，煤层由于三轴受压而渗透率降低。从闭合压力梯度来看，7 煤处同样存在突变，揭示地应力转换（逆断机制向正断机制转变）对叠置煤层气系统的控制。

进一步选择4 个典型钻孔，分析可采煤层含气量与埋深的相关关系以及含气系统显现特点。典型钻孔煤层含气量与埋深关系如图4。

图4 典型钻孔煤层含气量与埋深关系Fig.4 Relationship between gas content and depth of burial in a typical drilled coal seam

系统内部煤层含气量具有相对一致的变化趋势而系统间含气量变化趋势存在差异。在含气系统Ⅰ中，6中煤普遍具有最高的含气量，推测与其厚度最大有关，煤层越厚，煤层气生成与保存条件越好，含气量也就越高，6中煤是煤层气开发的主力煤层。由于煤层含气量影响因素较多，同一含气系统内部煤层含气量存在波动属于正常现象，但不同系统间含气量的突变与变化趋势的差异仍然可为煤层气系统的垂向叠置提供一定意义上的佐证。

4.2 合采产层组合优化设计

基于前人研究成果，确定产层组合优化原则为：①储层压力梯度差小于0.1 MPa/hm；②产层跨度＜100 m；③下部煤层与上部煤层临界解吸压力差小于产层间距与100 的比值，以保障各层具有充分压降空间与连续集中产气。上述叠置压力系统划分结果可满足前两项要求，因此可先划分出（6上煤+6中煤+6下煤）与（33 煤+34 煤）2 个合采产层组合，进一步结合等温吸附实验数据与含气量测试资料计算临界解吸压力，判别上述基于压力系统的产层组合设计是否满足第3 项要求。区内Z901 孔详细测试了各煤层煤样的等温吸附参数与含气量，以此为例，按式（1）计算得到各煤层的临界解吸压力。

式中：pcd为临界解吸压力，MPa；V为煤层实测含气量，m3/t；a为吸附常数，为极限吸附量，m3/t；b为吸附常数，为吸附量达到极限吸附量1/2 时所对应吸附压力的倒数，MPa-1。

a与b均可通过等温吸附实验获得。Z901 孔煤层临界解吸压力计算结果见表4。

表4 Z901 孔煤层临界解吸压力计算结果Table 4 Calculation of critical desorption pressure of coal seam in hole Z901

根据煤层解吸压力、煤层间距与动液面关系可获得合采产层组的解吸次序。上部产层组中，6上煤解吸压力大于6中煤与6下煤，最先解吸，6中煤解吸压力小于6下煤，差值0.025 MPa，6中煤与6下煤的跨度为9.39 m，因此6中煤先于6下煤解吸。当上部煤层先解吸，合采煤层将逐层解吸产气，各煤层均具有较大的压降解吸空间，具有较好的合采潜力。下部产层组中，33 煤的临界解吸压力大于34 煤，33 煤优先解吸。因此，上、下2 个产层组合均符合产层组优化原则的第3 条，能够保证各煤层由上至下逐层解吸，从而达到较好的合采效果。

综上，可将研究区含煤岩系划分出3 套产层组合：①上部组合：包括6上煤+6中煤+6下煤，考虑资源属性，可将6中煤作为合采的主力产层，6上煤和6中煤作为次要产层；②下部组合：包括33 煤+34 煤，33 煤具有更高的流体压力与渗透性，且厚度更大，开发条件更好，可将33 煤作为该组合的主力产层，34 煤作为次要产层；③7 煤不宜与其他煤层组合，宜单独开发。综合考虑煤层气资源与开发条件，上部组合的累计产层厚度、平均含气量、渗透性均显著大于下部组合，尤其渗透率较下部组合平均高出1 个数量级，具有更为有利的高产条件。因此，本区的煤层气有序开发方案为优先开发上部产层组合（6上煤+6中煤+6下煤），其次为下部组合（33 煤+34 煤），最后考虑经济与时间成本确定是否单独开发7 煤。另外，上部产层组合中的主力煤层6中煤渗透率偏低，可能与其较大的煤厚有关，相似构造背景与埋深条件下，煤厚与裂隙发育一般呈反比，煤厚越薄，裂隙越发育，渗透率也就越高。6中煤这一缺陷可通过压裂改造予以弥补，不妨碍其成为该区煤层气开发的首选层位。

5 结语

1）小屯井田龙潭组发育6 套可采煤层，可识别出有利、较有利与不利3 类煤岩层组合，整体具备较为有利的岩性封盖条件，有利于煤层气富集与保存，含气量较高，其中6中煤具有最高的含气量与煤层厚度，资源条件最好，宜作为主力煤层进行合采产层组扩展优化。煤系内部细粒碎屑岩的发育有利于独立叠置煤层气系统的形成。

2）基于试井数据完成了叠置煤层气系统的划分，识别出Ⅰ（6上煤+6中煤+6下煤）、Ⅱ（7 煤）、Ⅲ（33 煤+34 煤）共3 套叠置煤层气系统，在此基础上指出7 煤存在各类储层属性的突变现象，宜作为含气系统边界层考虑，不宜与其他煤层组合开采。基于产层组合优化设计原则，提出了本区煤层气合采的有利产层组合与有序开发方案，可有效提高产气效率，降低潜在层间干扰风险与开发成本。研究思路可为黔西地区煤层气合采方案制定提供参考依据。