第一节 研究意义
我国煤层气资源丰富，2006年油气资源评价结果表明，全国埋深2000m以浅煤层气资源量为36.81万亿立方米，与我国天然气资源量相当［6］。因此，开发利用我国丰富的煤层气资源，在优化能源结构上可有效地增加高效洁净能源供给；在环境保护上直接减少了煤矿甲烷排放量，可有效缓解温室效应；在矿井瓦斯灾害防治上可改善煤矿安全生产条件［7］。
目前大家比较一致的观点是：煤层气主要以吸附状态赋存在煤储层中［8］，其产出机理与常规天然气差别很大。美国经历了“煤层气资源调查—成藏条件探索—理论研究深化”等几个阶段，形成了“排水-降压-气体解吸-基质扩散-裂隙渗流”的煤层气开采理论。在美国圣胡安盆地（San Juan Basin）、黑勇士盆地（Black Warrior Basin）、粉河盆地（Powder River Basin）等诸多盆地得到了成功应用，形成了低阶煤高渗区空气钻井裸眼洞穴开发技术、中煤阶中渗区射孔压裂大面积降压长期排采技术和中-高煤阶中低渗区多分支水平井技术。美国煤层气年产气量取得快速发展。1988年突破10亿立方米，2005年达到525亿立方米，之后一直维持在500亿～600亿立方米之间。2013年受页岩气产量和煤层气市场价格的影响，煤层气开发投入力度有所减缓，煤层气年产气量首次降至500亿立方米以下。
直到美国形成了新兴煤层气产业后，我国才逐渐完成了其从“灾害气体”到“优质能源”的认识转变并积极投入到煤层气勘探开发的重要实践中。1989年原能源部召开“第一次全国煤层气研讨会”，拉开我国煤层气勘探开发的序幕。我国的煤层气工作者根据我国煤田地质的特点和煤储层的特殊性，借鉴、消化和吸收了美国煤层气基础地质理论和开发工艺技术，并进行了一定的改进。2004年前后，中联煤层气有限责任公司、山西蓝焰煤层气集团有限责任公司、华北油田煤层气分公司、中石油煤层气有限责任公司等先后在沁水盆地南部无烟煤区进行了先导性开发试验并取得了成功，拓展了煤层气基础地质理论。美国的“低-中阶煤选区评价理论”、“高煤阶开发缺陷理论”和“产能模式”在中国受到了严峻挑战，我国的科技工作者在无烟煤区煤层气赋存和产出规律认识的指导下发现了沁南大型煤层气田，获得国家批准的煤层气探明储量为702亿立方米。煤层气直井产气量取得突破，单井日产气量从几百立方米到几千立方米，个别单井日产量达到1万立方米以上，预示着我国煤层气开发具有广阔的前景。
沁东南地区先导性试验获得成功后，带动了周边及其他地区煤层气的勘探开发。该区煤层气开发逐渐向煤层埋藏较深的地域扩展。与此同时，寿阳、屯留、韩城、吴堡、柳林、三交、三交北、峰峰、安阳、焦作、六盘水等地也纷纷展开了较大规模的煤层气的勘探开发，煤层气开发热火朝天地展开。随着煤层气开发的快速推进，开发深度的加大，开发层位的变化，采取了多种煤层气开发工艺技术，但煤层气直井日产气量并未如人所愿的那样取得稳定、高产，主要表现如下。
①认为相似煤层气储层地质条件的地区，煤层气直井日产气量差异较大。
例如：焦作矿区二1煤层厚度一般在6m左右。其中，恩村区块适宜煤层气开发的二1煤层埋藏深度在500～800m之间的煤层，含气量一般为18～25m3/t，兰氏体积和兰氏压力等方面与山西晋城矿区3#煤层的这些煤储层参数十分相似。但在焦作地区进行的30多口井的先导性试验，除个别井出现短期产气较高值外，大部分井几乎不产气，产气效果与晋城矿区相比差别较大。
②同一区块煤层气井的产气表现大相径庭。
例如：沁水盆地东南部的樊庄区块整体产气量较好，但各单井的产气量差异明显，从几百立方米到几千立方米不等。同一区块不同井产气高峰差异明显，规律性不明显；不同区块几乎相同煤层埋深情况下产气量差异明显；不同区块不同埋深产气量差异明显；有的井产水量大，产气量也大；有的井产水量大，产气量却小；有的井产水量小。产气量也小；有的井产水量小，产气量却很大。
由于不能较合理地解释目前煤层气井的产气现象，导致煤层气的开发存在一定的盲目性。查明煤层气井产气量的差异性，急需解决以下几个方面的重要问题。
①查明小范围内煤层气产出的孔裂隙结构特征及能量的差异性是阐明煤层气井产气量差异的基础。
目前，煤层气井主要开采的是煤储层中的甲烷气体，煤层气储层地质属性的研究是煤层气产出研究的基础。为了查明煤层气产出的地质属性对煤层气井产气量的控制作用，我国煤层气工作者从煤层气的生成、地质构造特征、圈闭形成条件、大型构造形态及成因、水文地质特征等角度对煤层气富集类型进行了划分，以期指导煤层气勘探开发。中国多期构造叠加、构造热事件的影响造成煤层气生成环境、储集空间的特殊性，即使同一地区，受到同期次构造作用影响，构造应力的大小、影响范围及作用对象的差异性，导致同一地区储层特征的差异性，昭示着我国煤层气开发的地质属性与国外的截然不同，也预示着小范围内煤层气开发地质属性也可能不同。煤层气“生、储、盖”的有机组合决定了仅从某一方面或某几方面划分富集类型的片面性；中国不同矿区之间、同一矿区内部煤层气资源时空匹配的复杂性、多解性决定了仅从宏观角度、定性程度研究煤层气井产气量地质属性影响的局限性。为此，查明小范围内煤层气产出的孔裂隙结构特征及能量差异，探索不同孔裂隙结构类型下煤层气产出的主控因素，是分析煤层气井产气量差异的基础。
②查明不同储层地质属性下煤层气产出过程中储层关键参数的动态变化规律能为煤层气开发工艺的选择提供理论支撑。
煤层及围岩中水的排出，改变了煤层及围岩的力学性质，煤基质、煤的孔裂隙等所受的应力，引起了孔裂隙结构的变化。这些变化既影响了排出水的难易程度，也改变了排采过程中产出气的难易程度。煤层气的产出，使煤层的含气量发生改变，改变了煤层气赋存环境的压力、能量。反过来又引起了孔、裂隙结构的变化，最终影响了排采过程中产出气的难易程度。
煤储层孔裂隙特征，含气量，上覆岩层应力，水平应力，煤岩力学性质，含水量等的差异性，造成煤层气井排采过程中各种参数响应的不同敏感性，这些敏感性的差异决定了储层的伤害程度及煤层气井产气难易程度的差异，最终影响着煤层气井的产气量。煤层气开发储层地质属性的差异性，导致煤层气开发工艺的各个环节对储层作用引起的煤层气产出的正、负效应的差异性，使煤层气井产气量的主控因素分析变得更加复杂，不同条件下产气井产气量的主控因素的不明确导致开发工艺的选择缺乏一定的方向性。查明不同情况下煤层气产出过程中储层参数的动态变化规律，能为根据这些差异性，制定出与其基本匹配的煤层气开发工艺技术提供理论支撑。
③煤层气井排采过程的精细化管理是煤层气产出最大化的根本保障。
煤层气井产气量的大小是煤层气开发整个过程的最终表现。煤储层极易受到伤害、敏感性很强的特点决定了需要对煤层气开发的每一过程进行精细刻画和管理。煤层气井的排采管理主要涉及压力系统的管理和煤粉的管理。产水量、储层地质属性等的差异，造成不同排采阶段压力系统改变的主控因素和煤粉运移的主控因素的变化，这些变化又反过来影响了煤层气产出过程的难易。因此，只有通过精细刻画每种情况下的排采工作制度，才能使压力系统和煤粉的改变对储层导流能力的负效应降低到最低。煤层气井排采过程的精细化管理是煤层气产出最大化的根本保障。
通过煤层气产出过程渗透率动态变化与排采控制的研究，试图阐明不同储层类型下的排采潜力类型，为煤层气高产井井位的准确选择和小尺度内煤层气储层改造工艺技术提供方向性的指导。量化不同储层地质属性下煤层气产出过程中关键储层参数的动态变化规律的差异，为煤层气井排采工作制度的制定提供理论依据。不同储层类型条件下煤层气排采工作制度的合理制定，为煤层气产出最大化提供了重要保障。