在2004年至2009年间，中联煤层气有限责任公司（以下简称中联煤层气公司）先后与美国德士古公司、澳大利亚必和必拓公司合作，在保德区块进行煤层气勘探评价，实施了13口煤层气井，认为该区煤层气资源丰富，在对煤层气井试采一年多未能取得实质性进展后，正式退出。中石油煤层气有限责任公司（以下简称中石油煤层气公司）接手以后，面临三大方面问题：一是前期试采单井产水量大，单井日产水80~300m³，且经长期排采液面不降、产水量不减、产气量下降，保德区块的煤层气资源能不能有效动用情况不明；二是该区煤层气资源丰富，但地质条件有别于国外中低阶煤煤层气田^[1-3]，照搬国外技术不能满足区内勘探开发需要，保德区块开发面临一系列地质和工程技术难题；三是国内中低阶煤煤层气尚无成功开发的先例可借鉴^[4-5]。因此，地质和工程技术人员必须进行一体化攻关研究，才能实现保德区块煤层气经济有效开采^[6]。

保德煤层气田位于山西省保德县和陕西省府谷县（图 1），区内地表多为黄土覆盖，梁、峁、沟、壑发育，地势东高西低，地表海拔为800~1250m。构造位置位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带北段、河东煤田北部、吕梁山西侧，总体构造形态简单，表现为向西倾的单斜构造，走向近南北，断层和褶皱不发育。主要含煤地层为山西组4+5号煤层和太原组8+9号煤层，4+5号煤层埋深在300~1100m之间，8+9号煤层埋深比4+5号煤层增加50~80m左右，煤层埋深适中^[7-8]。两套主力煤层在区内发育广泛，分布稳定，煤层厚度大，山西组4+5号煤层厚3~14m，太原组8+9号煤层厚10~18m，累计煤层厚度为10~30m。宏观煤岩类型为半暗—半亮型煤，宏观煤岩组分以暗煤和亮煤为主，4+5号煤层R_o为0.7%~0.9%，8+9号煤层R_o为0.75%~0.98%，主力煤层演化程度低，以气煤为主，属于肥煤和焦煤阶段，中偏低阶煤^[9]。4+5号煤层孔隙度在2.94%~5.03%之间，8+9号煤层孔隙度在2.84%~5.92%之间，均属于低孔储层；4+5号煤层渗透率在3~12mD之间，8+9号煤层渗透率在3~11mD之间。4+5号煤层含气量一般在4.0~10m³/t之间，8+9号煤层含气量一般在4~12m³/t之间，平面上存在着南北两端煤层含气量略高、中间低的分布特点，自东向西含气量逐渐增高的趋势^[10]。煤储层压力系数在0.68~0.98之间，具有欠压—常压储层的特点。

图 1

图 1 保德区块位置图

保德区块煤层气勘探开发历经了以下5个阶段。

煤层气勘探前期评价（2004—2009年6月）：保德区块煤层气勘探始于2004年，截至2009年6月，中联煤层气公司与美国德士古公司、澳大利亚必和必拓公司合作勘探，完成了13口煤层气井（含9口直井、4口U形井）的钻探工作。9口直井均未压裂排采，4口U形井于2007年5月—2008年7月对8+9号煤层进行了累计14个月的排采，单井产气量为1600~4500m³/d，累计产气量为95.6×10⁴m³；单井产水量为80~300m³/d，累计产水量为24.4×10⁴m³。由于4口U形水平井在显示一定产气能力的同时，产水量大，并且长期排采液面不下降、产水量不减少，看不到实质性进展的澳大利亚必和必拓公司于2009年6月正式退出。

勘探技术试验阶段（2009年7月—2010年底）：中石油煤层气公司接管以后，一方面重新对4口U型井进行排采，同时开始对区块进行整体勘探评价和工程技术试验，到2010年底，完成二维地震249.855km，钻井37口（探井12口，杨家湾丛式井井组23口，水平井2口），投入排采井12口，杨家湾井组陆续产气，井组试采取得产气突破。

开发技术试验阶段（2011—2011年底）：2011年开始进行大井组试采，实施了1×10⁸m³勘探开发一体化试采先导试验，当年提交了煤层气规模探明储量。

规模开发阶段（2012—2014年底）：2012年开展规模产能建设，首先启动北部5×10⁸m³/a煤层气产能建设工程，于2013年完成。2014年，继续由北向南滚动开发，截至2014年，共完成了7.7×10⁸m³的产能建设工作量。

气田生产阶段（2015年至今）：2015年至今，保德煤层气田进入稳定产气阶段，产气井600余口，日产气160×10⁴m³，具备了5×10⁸m³以上年产能力，建成目前中国规模最大的中低阶煤煤层气田。

煤层气开采机理可概括为“排水降压，解吸，扩散，渗流”。煤层气主要是以吸附状态赋存在煤层中，当通过排水使储层压力降至临界解吸压力之下后，煤层气开始解吸，并通过扩散进入裂隙系统产生流动^[11-12]。由于煤层气赋存于煤岩层的割理和基质孔隙中，与煤层水共存，而中国煤层渗透性相对较差，因此煤层气井（直井、定向井）开采首先要利用有效的改造技术（如压裂、洞穴完井等）使人工裂缝尽可能地连通煤层中的天然裂隙，诱导煤层气的解吸、扩散与渗流^[13-14]。相对于常规油气井来说，煤层气赋存状态决定了煤层气生产具有单井产量低、生产周期长的特点^[15-16]。

在2010年以前，保德区块的煤层气勘探开发面临一系列技术问题^[17]。

(1) 地质评价方面：煤层气地质情况不清，富集高产主控因素不明，评价方法欠缺。

(2) 物探测井方面：常规二维地震技术不能精细描述储层地质特征，缺乏针对煤层特点的测井系列和解释方法，不能满足煤层评价的需要。

(3) 钻井技术方面：钻井配套技术不完善、钻井周期长。

(4) 增产技术方面：煤层气增产方式单一，压裂增产效果不明显。

(5) 排采技术方面：缺乏煤层气排采适用工艺和设备，影响了产量的提高。

(6) 集输工艺方面：国内没有煤层气集输建设标准，地面建设成本较高、周期较长。

针对这些技术难题，围绕煤层气勘探开发过程中勘探评价、试采评价、规模建产、气田生产4个阶段的地质任务和目标，建立了集钻井、录井、岩心、测井、地质、地应力、完井、压裂、生产动态等各种地质和工程信息为一体的动态数据库，进行地质工程一体化研究^[18]，不断完善和优化物探、钻井、压裂、排采及地面工程工艺等系列技术方案（图 2），为煤层气的效益勘探开发提供有力支撑。

图 2

图 2 保德煤层气田勘探开发地质工程一体化研究技术攻关路线图

勘探评价阶段：以落实资源甜点、主体工程工艺技术为目标，开展地质综合评价与物探工程、钻井工程、录井工程、测井工程、压裂工程、采气工程一体化攻关研究，形成一套经济适用的勘探技术方法体系。

试采评价阶段：以落实煤层气产能、开发参数和主体开发技术为目标，开展井网井距论证与压裂工程、采气工程等开发地质工程一体化攻关研究。

规模建产阶段：以提高单井产量、资源动用率和开发效率为目标，开展气田开发地质动态与压裂工程、采气工程、地面工程方案优化一体化攻关研究。

气田生产阶段：以保障气田稳产、提高气田采收率为目标，开展气藏精细开发动态研究，以及开发单元和优化采气工程优化一体化精细研究。

通过地质工程信息一体化、地质工程技术一体化攻关研究，形成了保德区块煤层气勘探开发适应性系列技术，保障了气田的高效开发。

保德区块地震地质条件较为复杂，研究区地表黄土较厚、沟壑纵横；煤层厚度薄，两层主力开发煤层累计厚度为6~30m，向南具有煤层层数增多、煤层分叉、变薄现象；中南部构造较北部相对复杂，小断层和低幅度构造发育；常规二维地震资料信噪比、分辨率、成像及解释精度不高，难以满足煤层气勘探开发的地质需求。

为了满足煤层气开发精细部署的需求，适应煤层气“低成本勘探开发”的要求，地质和工程技术人员一起完成了大量岩石物理实验及物理模拟研究，深化了对煤储层地质特征的认识，开展了针对煤层气地质特点的三维地震采集处理解释及经济技术一体化的技术攻关，形成了一整套具有煤层气“非常规”特色、经济有效的三维地震技术：包括观测系统优化设计、多信息高精度激发参数设计、野外综合静校正的采集技术；提高分辨率、高精度成像处理技术；多属性结合精细构造解释、定性与定量结合煤储层及含气性预测技术等。

通过技术攻关，获得了高品质的三维地震资料，与二维资料对比，三维地震剖面整体信噪比显著提高，石炭系—二叠系煤层强反射特征突出，地质现象清晰易于识别（图 3）。解释成果很好地指导了勘探开发部署。调整开发井位64口，避免了地质风险，降低了开采成本，提高了开发效率，三维地震项目产生直接经济效益约1.2亿元，取得了显著的经济效益。

图 3

图 3 保德区块三维地震与二维地震剖面效果对比图

保德区块是中国第一个规模探明且开发建产的中低阶煤煤层气田，前期地质认识不足，多家公司在该区勘探未取得实质性进展，对区内煤层气生成、保存及富集规律研究不够，缺乏有利目标区评价的统一标准和规范，煤层气地质评价选区面临着严峻的挑战。中石油煤层气公司接收该区块后，精细研究，深入评价，建立了适合该区的煤层气高产富集选区评价指标体系与划分标准，深入分析构造运动、沉积史、生烃史等煤层气富集成藏的主控地质因素，系统剖析上覆地层沉积厚度、瓦斯风化带、水文条件等方面对煤层气保存条件的影响程度^[19]，综合研究煤层厚度、变质程度、含气量、渗透性等煤层基本性质^[20]，全面开展煤层气地质选区评价工作，优选出保德区块北部杨家湾地区为该区的煤层气富集“甜点区”，并实施勘探评价井组18口井，排采取得成效后，立即滚动实施勘探开发一体化试采井组150口，勘探评价与开发试采取得重大突破，揭开了保德区块北部开发规模建产的序幕。

保德区块在钻井实施中遇到的问题主要有：煤层松软，井壁易垮塌，煤层埋深小（350~900m），造斜位置浅，排水采气时对井身质量要求高^[21]。针对以上问题，地质和工程技术人员紧密结合，科学设计造斜点、全角变化率和稳斜角，研发煤层气定向井轨道设计与控制系统、钻井液体系，形成了煤层气丛式井浅造斜钻井技术(图 4)，彻底改变了中国煤层气开发以单直井为主的传统模式。煤层气丛式浅造斜钻井技术的成功应用，解决了复杂地表条件下煤层气低成本钻井开发难题，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，大幅度地节约了井场占地，有效地降低了工程成本^[22]。

图 4

图 4 保德区块煤层气丛式井浅造斜钻井技术 （a）保6-03井台丛式井三维井轨迹示意图；（b）典型丛式井井场图；（c）煤层气定向井轨道设计与控制系统示意图；（d）煤层气定向井设计理想轨迹

针对保德气田煤层层数多、煤岩机械强度低、压敏突出的问题，地质和工程技术人员共同进行了大量的分析和压裂伤害试验，在压裂理念和压裂工艺上不断创新，压裂选层从“地质甜点”优化到“工程甜点”，压裂理念由“十一五”期间的“大液量、大排量、大砂量”转变为“适度液量、变排量、适度砂比”，优化压裂液和支撑剂，精细确定各项压裂参数，形成了适合保德区块煤储层地质特点的增产改造技术，并在产能建设中推广应用，取得良好效果。压裂施工成功率由2010年的80%提高到2012年的93.4%。压后出砂修井的井次明显减少，排采连续性显著增强。

在深化排采理论、气田开发地质认识和排采动态分析的基础上，创新形成了“双控制逐级排采法”为核心的煤层气排采量化控制技术，在保德煤层气开发区得到了广泛应用。在保德气田开发区，通过细化排采单元, 建立了不同单元、不同井区、不同单井的量化排采标准曲线和合理的排采工作制度，分区施策。在压降连通区实施“一区一策”，在非连通区实施“一井一策”，实现了连片降压、整体解吸、整体产气、科学生产。目前，保德气田在稳定、连续的排采条件下，产量稳定攀升，保持了良好的生产状态^[23]。

针对保德中低阶煤煤层气田地形复杂和气井“低压、低产、水大”等问题，开展煤层气田地面集输布站模式与混输技术、低成本露点控制技术、管网节点增压技术及产出水处理技术研究，形成了中低阶煤“环网为主、支网为辅、支环结合”的煤层气集输新模式。优选管材，采用性能符合要求且成本更低的PE管代替钢管；采出水采用“气水管网同沟敷设、集中处理”的方式；井场采用多井自动选井计量装置，集气站采用橇装螺杆压缩机组、恒温露点控制橇和外输计量橇为主的一体化集成装置，节约了占地面积，提高了工程质量。在保障地面系统工程建设高质量、短工期完成建设任务的同时，显著降低了工程成本^[24]。应用该技术，在保德煤层气田建成了国内首个气水管网完备的煤层气地面集输系统，既满足了煤层气生产需要，又很好解决了采出水达标排放的环保问题。

一是实现了煤层气资源的科学合理利用：建成了中国第一个中低阶煤煤层气开发示范基地。保德煤层气田目前产气井数有600余口，日产气量近160×10⁴m³，累计产气18×10⁸m³，单井平均日产气量为2372m³。其中81口井日产气量超过5000m³，13口井日产气量超过10000 m³。保德气田的成功开发，为中国中低阶煤煤层气的开发利用起到了引领作用，预示着大规模开发中国潜力巨大的中低阶煤煤层气资源成为现实。

二是取得了令人瞩目的经济和社会效益：

(1) 经济效益：保德区块煤层气的成功开发，目前每年销售煤层气5×10⁸m³，累计销售16×10⁸m³，取得了可观的经济效益。

(2) 社会效益：为保德及其周边地区增加了每年5×10⁸m³以上的煤层气清洁能源，每年减少碳排放11×10⁴t，减排效益高达数亿元，有效改善了该地区能源结构、降低了煤层中的甲烷含量、减少了温室气体的排放量，有效降低了采煤区的安全压力，充分体现了“先采气后采煤”科学有序的资源综合利用模式，促进当地经济社会发展^[25-26]，同时，该项目已修建6条公路，提高了当地的基础设施水平。此外，煤层气产业还为当地人民创造了大量的就业机会。因此，保德区块煤层气的开发促进了能源产业从高碳向低碳的升级，为当地社会经济发展做出了积极贡献。

(1) 煤层气属非常规气体，储层非均质性强。同时，与国外相比，中国煤层气地质条件具有煤层埋藏深(平均比国外深350m)、渗透率低（仅是国外1/10~1/50）、储层压力低（欠压储层占45.3%）、含气饱和度低（全国平均仅为70%）的特点。中国煤层气富集条件的复杂性，增加了煤层气开发的难度，对地质和工程提出了更高的要求。因此，进行地质与工程一体化攻关研究，实现地质评价与物探、钻完井、测录井、压裂、排采和地面工程技术方案设计有机融合，不断地调整和完善工程技术方案，是实现煤层气经济有效开发的保证。

(2) 地质工程一体化技术包含众多学科和众多工程技术的创新应用，目前油气田企业的研究机构中工程和地质是相对独立的研究部门，必须有地质工程一体化项目研究的组织保障和高效的决策机制，才能真正实现以储层地质与物探、钻井、压裂、排采及地面工程多学科的地质工程一体化系统研究。目前，仍需要在煤层气开发的各个阶段推进地质工程一体化系统研究，尤其在煤层气储层改造、开发生产动态、气田综合治理方面需进一步加强工程与地质的有效结合，才能在中国这种复杂的煤层气地质条件下，实现煤层气效益开发；同时建议管理部门加强地质工程一体化综合性人才培养机制的建设，推动地质工程一体化在非常规油气勘探开发中发挥更大的作用。