中国深部煤层气资源丰富，根据全国第4轮煤层气资源评价，埋深小于2000 m的煤层气地质资源量为29.82×1012 m3，其中埋深大于1000 m的深部煤层气资源量为18.71×1012 m3，占比63 %，资源潜力大。目前国内煤层气勘探开发工作主要集中在浅部，勘探开发技术也相对成熟，但随着浅部资源接替不足，从浅部走向深部成为煤层气产业长效发展的必然之路。与浅部煤层气资源相比，深部煤层气地质条件更加复杂，具有非均质性强、储层物性差、地应力高的特点，工程配套难度大，对技术创新要求高，实现效益开发具有较大的挑战性，其高效开发的地质理论及适应性开发技术处于起步和探索阶段，尚未形成系统的、成熟的、能够指导生产实践的高效开发技术。延川南作为国内最早投入商业开发的深部煤层气田，率先在深部煤层气领域取得积极进展，通过多年的基础研究，地质认识不断深化，并持续开展工艺试验，逐步形成了深部煤层气效益开发新理念，系统总结延川南深部煤层气高效开发调整对策，对于规避开发风险，推动深部煤层气效益开发具有重要的示范和带动意义。
1 气田概况
延川南煤层气田构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘，整体构造简单，为一西倾的单斜，中部的西掌断裂带将气田分为谭坪构造带和万宝山构造带（图1）。主力开发煤层为山西组2号煤，埋藏较深，介于800~1 600 m，平均为1 280 m，其中埋深大于1 000 m的井占74 %；厚度分布稳定，介于2.8~6.9 m，平均为4.6 m；演化程度高，镜质体反射率平均为2.46 %，属于贫煤、无烟煤；为弱径流—滞留水动力条件，含气量一般大于12 m3/t；采出条件较差，孔隙度介于3 %~6.2 %，渗透率也较低，一般小于1×10-3μm2，分布范围介于（0.013~0.990）×10-3 μm2，压力梯度介于（0.4~0.8）×10-2 MPa/m，为低压力系统。总体上气藏具有较好生烃富集条件，物质基础较好，但特低孔、特低渗、低压的采出条件导致开发难度大。
气田自2008年起历经“选区评价—单井突破—井组试验—规模建产—开发调整”5个阶段，2008年优选出延川南气田作为有利目标区；2009年实现单井勘探突破；2010—2012年开展延1小井组，延3、延5大井组试验，获得成功；2013年启动产能建设工程，2015年全面完成了产能建设任务，投入开发，建成了国内第一个商业规模化开发的深层煤层气田；2018年以来，通过开发调整，气田持续稳产（3.5~3.8）×108 m3。目前气田产气井730口，日产气量为115×104 m3左右，平均单井日产气量为1 575 m3，延川南煤层气田的建成对于深部煤层气开发具有示范和带动意义。
2 勘探开发面临的挑战及对策
早期产建阶段延川南煤层气田勘探开发实践处于起步和探索阶段，深部煤层气效益开发的勘探开发技术存在一定的不适应性，在有利区评价、适应性开发技术等方面均面临着一些难题和挑战。
早期产建阶段对煤储层的非均质性认识不够深入，存在有煤就有气的认识误差，采用了整体推进的产建模式。由于对深部煤储层特征的复杂性认识不足，煤层气富集高产主控因素认识不明，实际生产显示产气效果差异大,日产气量为0~6 000 m³（图2），近1/3的气井长期低产低效，气田整体产能符合率83 %。
延川南主力开发层系为山西组2号煤层，纵向上还发育太原组10号煤，煤层厚度分布连续稳定，普遍在2~3 m，产建阶段评价认为局部顶板灰岩富含水，压裂改造难度大，单井产量仅200~300 m³/d，未取得实质性进展，初步认为作为后备接替资源的10号煤层开发潜力不大，储量基本未动用。
对煤储层的非均质性认识不够深入的前提下，气田产建阶段井型井网设计单一，统一采用直井、300 m×350 m的矩形井网平铺式部署，井网设计的简单复制与地质差异性不匹配，导致相对低渗区域泄流半径小，模拟显示泄流半径低于85 m，难以形成面积降压，储量动用率低。
延川南深部煤层气藏特低孔、特低渗、低压、高应力等“三低一高”的储层特征决定了气井改造难度大。相比其他储层，煤层的岩石力学性质表现为高泊松比、低弹性模量的特点，易形成短而宽的裂缝，不易造长缝，产建阶段主要借鉴业界致密油气藏的压裂思路，采用常规水力加砂压裂工艺技术，井下观察验证难以实现长距离有效支撑，支撑剂主要集中在井中8 m以内，有效支撑缝长短，泄流半径难以有效扩展，导致气井低产低效。
气田2015年产建结束后，根据前期业界普遍认识，遵循“缓慢、连续、长期、稳定”的八字方针，形成了“五段三压四控”的排采制度，排采速度慢，平均见气周期10个月，达产周期2~3 a，整体上见气达产周期3~4 a，投资回报慢，经济效益差，导致效益开发难度大。
针对这些难题和挑战，立足于深部煤层气的特点，坚持创新驱动，开展地质工程一体化攻关，不断深化地质认识，优化有利区综合评价体系，强化工程工艺的适应性，立足于“五个转变”，形成了深部煤层气效益开发的新理念和关键技术，为深部煤层气规模化高效开发提供有力支撑。
1）山西组2号煤地质再认识
由于早期产建阶段对煤层复杂地质条件认识不清，富集高产主控因素认识不明，导致低产低效井过多，严重影响了气田的整体开发效益。通过开展2号煤层气藏精细描述，深化生产规律认识，对深部煤层气富集高产主控因素的认识更加深入和完善，提出了“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”五要素协同控产地质理论。基于“五要素”协同控产地质理论，优选关键参数建立2号煤层有利区定量化评价体系与标准，明确Ⅰ类有利目标区位于中位森林泥炭沼泽相，煤层厚度大于4 m，闭合压力小于20 MPa，矿化度大于30 000 mg/L，渗透率大于0.3 ×10-3 μm2（表1）。
2）太原组10号煤地质再认识
产建阶段太原组10号煤层气资源未得到有效开发，随着深部煤层气藏富集高产主控因素认识的深入和完善，综合运用煤层气藏精细描述技术，从沉积、构造、水动力、地应力、物性5个方面开展太原组10号煤层地质再认识。10号煤层处于潮坪沉积环境，煤层厚度中等，一般为2.0~3.0 m，平均为2.5 m，分布连续稳定，与2号煤煤岩煤质条件相当，镜质体反射率为2.17 %~2.99 %,属于贫煤—无烟煤，镜质组含量大于67 %，灰分平均为13.6 %，为低灰煤；构造与保存条件在纵向上具有继承性，与2号煤层的特征基本一致，含气量为8~20 m³/t，由东往西逐渐增加，煤层渗透率为（0.01~0.20）×10-3 μm2，与2号煤层处于同一数量级，通过综合评价落实Ⅰ类有利区面积105 km2，资源量69.3×108 m3，明确了万宝山构造带西南部为有利区，优选井位开展试气试采评价，单井日产气量达2 000~4 000 m3，稳产1 a以上，取得了产建阶段认为不具备开发潜力的10号煤层的突破。
以“五要素”协同控产地质理论为指导，明确了气田富集高产有利区（图3），优选出万宝山南部Y3井区为有利的开发调整区，调整区构造稳定，保存条件好，矿化度大于30 000 mg/L，2号和10号煤层厚度介于6.0~8.8 m，含气量为15~19 m³/t，试井渗透率大于0.3×10-3 μm2，地质条件优越。
煤层气井合层开采具有降低单井投资，提高资源采收率的优势，是一种探索开发10号煤层气资源的有效方法。不同煤层的渗透率、储层压力梯度、供液能力以及解吸压力等差别较大，容易产生层间干扰，直接影响合层排采的效果。通过10号煤层综合评价结果来看，纵向上10号煤层地质条件具有一定的继承性，煤层共采的地质条件可协同性较好。气田注入压降试井资料显示，纵向上2号煤层与10号煤层的储层压力平均值分别为7.33 MPa和7.75 MPa，相差0.42 MPa，压力梯度基本相当，相差0.02 ×10-2 MPa/m，渗透率也处于同一数量级，实际排采显示两套煤层供液能力也基本相当，两层煤的解吸压力差为0.5 MPa左右，而纵向上煤层间距40~50 m，产生的水柱压力约为0.4~0.5 MPa，因此，两套煤层几乎同时解吸，不会产生井间干扰，具备较好的合采条件（表2）。
基于10号煤层的试采突破以及合采可行性研究，开发层系从2号煤单采调整为2号+10号煤合采，单井增加动用储量（320~840）×104 m3，试采证实2号+10号煤分压合采产量达10 000 m³/d（图4），取得较好产气效果，有效提高了储量动用。
早期常规压裂工艺设计普遍借鉴业界致密气藏的压裂思路，但煤层气藏与致密气藏相比，其裂缝系统、煤岩力学性质具有明显的差异，煤岩储层主要发育孔隙-割理双重结构，扫描电镜下煤岩呈层状结构、多孔松散、胶结程度较弱（图6），宏观观察割理发育（面割理、端割理垂直交叉），以气田取心井为例，在5 cm×5 cm的煤样中，割理裂隙达到20~78条，裂隙发育导致压裂液易滤失、裂缝延伸难。同时煤岩力学性质具有杨氏模量低、泊松比高、抗压强度低的特点，表现为塑性强，易造宽缝不易造长缝，一般与顶底板力学参数相差1个数量级，裂缝沟通范围易集中在煤层内，煤岩力学性质的特殊性造成常规压裂支撑剂主要堆积在近井地带，支撑缝短。针对深煤层常规压裂难以实现长距离有效支撑的问题，转变思路，围绕“远支撑”的核心理念开展压裂改造工艺优化及技术攻关，探索形成了深煤层有效支撑压裂技术迭代升级实现“造长缝、远支撑”。
早期主要开展压裂体系优化研究，提升携砂性能，扩大支撑范围，开展了高黏压裂液以及低密度支撑剂试验，单井日增600~1 600 m3，有一定增产效果，但单井压裂费用较高，难以实现推广应用。在优化压裂体系取得一定效果的指导下，进一步围绕“排量、液量、砂量”等开展压裂规模优化试验攻关：一是提升排量加大液量，煤层由于天然裂缝发育，压裂液滤失快，采用大排量压裂既可以有效控制压裂液的滤失，又可以在裂缝内产生较高的净压力，有利于天然裂缝开启，同时降低砂堤高度（图7），提升远端铺砂浓度，达到远支撑的目的；二是进一步结合大砂量实现长缝的远支撑，同时考虑到煤层天然裂隙发育，基质中存在大量割理，加之煤层弹性模量小、泊松比大，煤层的裂缝扩张复杂，呈现大量的不规则裂缝和微裂缝，采用组合支撑剂体系粒径，充填不同宽度的裂缝，实现多尺度支撑。压裂模拟显示，有效半缝长度可达190.6 m，是常规压裂的5倍以上（图8）。
煤层气的产出遵循“解吸—扩散—渗流”的规律，压力降到解吸压力之下，煤层气从微孔隙表面分离，通过基质和微孔隙扩散进入裂缝中，再经裂缝流入井筒，即先解吸扩散后渗流入井的产出过程，需要经过排水降压才能产气。早期常规压裂形成的支撑缝长较短且裂缝单一，基质解吸扩散主导了产出，深层超低渗基质储层导流能力低，排水降压速率过快时，会造成大量煤粉运移堵塞产气通道，造成供气范围不足、稳产难度大，因此，气田早期排采主要遵循“缓慢、连续、长期、稳定”的八字方针，相应制定了“五段三压四控”的排采制度，由于排水上产周期长达3~4 a，未能实现经济高效开发。采用有效支撑压裂工艺，可以充分延伸人工裂缝，大幅扩张了井筒与煤层的接触面积，有效沟通远井区域；另一方面持续的大排量、大规模加砂，也提升了煤岩天然裂隙缝内净压力，使得天然裂隙也逐渐扩展延伸，相互交织形成了网格化的导流通道，大幅增加了煤层气的渗流通道数量，缩短了流体扩散、渗流的距离，提高了解吸范围及产出效率。数模结果显示有效支撑压裂下有效半缝长是常规压裂的5倍以上，室内实验也证实增加铺砂浓度可以显著提高裂缝导流能力，随压差增大应力敏感性减弱（图9），室内实验与现场实践证实了有效支撑能够改善储层导流能力、扩大波及体积、降低应力敏感，排采理念从“缓慢长期”向“优快上产”转变，达到高效排采的目的。由于有效支撑显著提升了裂缝导流能力，与早期常规压裂下的“五段三压四控”排采制度在单相流阶段需要通过缓慢排采来扩大泄流面积相比，有效支撑压裂下单相流阶段可加快压裂液返排，此阶段日产液能力较强，可以通过高导流裂缝带走大量煤粉，减少后期气水两相阶段的煤粉堵塞、卡泵问题，同时由于渗流通道的大幅增加以及扩散距离的大幅缩短，气井前期整体表现为见气快、上产快的特征，在稳产阶段则需要控制流压降幅，持续提高驱替压差，驱使远端裂隙尽快进入高效解吸阶段，确保单井长期稳产，进入递减阶段后持续排液，确保泄流面积最大化扩展，延缓递减（图10）。现场生产显示与常规压裂相比，见气周期由12个月降低到1个月，累产气量达到百万立方米的周期显著缩短，由1 495 d下降至125 d（图11）。
3 应用效果
2021年通过深化富集高产规律认识，优选出保存条件好、含气量高的Y3井区实施滚动建产，新钻井33口（28口直井+5口水平井），开发层系从单层到合层转变，单井可采储量从528×104 m3提高至905×104 m3；井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变，储层改造由常规压裂到有效支撑压裂转变，新井开发效果大幅提升，直井单井日产气量从0.18×104 m3提升至1×104 m3，水平井日产气量从1×104 m3提升至（2~5）×104 m3，33口井日产气量为41.8×104 m3（图12），平均单井日产气量为1.3×104 m3，当年产量贡献0.7×108 m3，新建产能1.4×108 m3，取得重大突破。
4 结论
随着煤层气开发由浅部走向深部，地质条件更加复杂，开发难度更大，迫切需要高效开发技术的支持，延川南煤层气田通过持续攻关探索，形成了深部煤层气效益开发新理念。在深化深部煤层气富集高产认识优选Y3有利区的基础上，形成了“合层开采、复合井网、有效支撑、优快上产”开发调整对策。新井开发效果显著提升，产气量实现了千立方米到万立方米的突破，提升了深部煤层气效益开发水平，为深部煤层气产业发展提供了技术支持，具有较好的示范和带动意义。
1）建立了深部煤层气“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”富集高产五要素协同控产地质理论，落实了Y3井区为开发调整有利区。
2）2号+10号煤层可行性评价证实两套煤层具备合采条件，开发层系从2号煤单采调整为2号+10号煤合采，单井增加动用储量（320~840）×104 m3，试采证实2号+10号煤分压合采产量达10 000 m³/d，有效提高了储量动用。
3）基于储量动用最大化优化开发井网，数模结果显示采用“直井+水平井”的复合井网模式储量动用程度最高，累产气量优势最大。
4）针对深部煤层常规压裂难以实现长距离有效支撑的问题，优化形成以“大排量、大液量、大砂量”有效支撑压裂技术，实现了“造长缝、远支撑”，模拟显示有效半缝长度达到常规压裂的5倍以上。
5）室内实验与现场实践证实了有效支撑压裂能够改善储层导流能力、扩大波及体积、降低应力敏感，排采理念从“缓慢长期”向“优快上产”转变，累产气达到百万立方米周期显著缩短，由1 495 d下降到125 d，大幅提升了产气效率。
主要作者简介
第一作者简介：姚红生（1968—），男，教授级高工，本刊第二届编委会委员，从事非常规油气资源勘探开发科研生产及管理工作。地址：江苏省南京市建邺区江东中路375号金融城9号楼，邮政编码：210019。
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