煤层气勘探开发的几个基础问题浅析
傅雪海
（中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008）
作者简介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡阳县人，博士，教授，博士生导师，从事能源地质的教学与科研工作。
项目：国家重点基础研究发展规划——“973”煤层气项目（编号：2002CB211704）。
摘要 本文从煤层气的赋存方式、超临界吸附、低煤级煤的含气量的测试方法、采动影响区动态含气量、煤层气的多级压力降与多级渗流、煤储层渗透率的气体滑脱效应、有效应力效应、煤基质收缩效应、煤储层压力中水压与气压的关系、高煤级煤产气缺陷及煤层气平衡开发等方面对我国煤层气勘探开发的应用基础研究问题作了简要剖析。指出针对各煤级煤储层特征，实行平衡开发，是保障我国煤层气勘探开发持续、稳定发展的重要措施。
关键词 煤层气 动态含气量 动态渗透率 平衡开发
Brief Analysis on Several Basic Issues in CBM Exploration and Developme nt
Fu Xuehai
（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）
Abstract：This article briefly analyzed several basic issues in CBM exploration and development，including CBM existence ways，supercritical absorption，test method of gas content for low rank coal，dynamic gas content in mining impact zone，CBM multi-level pressure dropping and multi-level percolation flow，gas slippage effects of coal reservoir permeability，effective stress effects，coal matrix shrinkage effects，the relationship between gas pressure and water pressure in the coal reservoir，gas problems in high rank coal and CBM balance development and so on.The author pointed out that the balance development of CBMfor various rank coals is important measure to ensure the continuing and stable development of China's CBM.
Keywords：CBM；dynamics gas content；dynamic penetration；balance development
引言
煤层气藏为介于固体矿藏与流体矿藏之间的一种特殊类型压力-吸附矿藏。美国通过30多年的研究，建立了中、低煤级煤生储优势、次生生物气成藏、煤储层双孔隙导流等基础理论体系，形成了煤储层孔、渗、吸附性等物性室内实验测试技术、排水降压开发煤层气技术、与储层物性相适应的完井技术、增产技术、多井干扰技术、储层压力与渗透率现场试验技术、煤层气、水产能数值模拟技术等为核心的煤层气勘探开发技术[1～8]。此理论除在加拿大有一定的适应性外，其他近30个国家或地区应用效果不佳，揭示该理论存在着较大的局限性。我国在各煤级煤矿区施工了600 多口煤层气井、10余个井组，大多进行了试气排采，煤层气、水产能稳定性差，井与井之间、同一口井不同排采阶段之间变化极大，煤层气产量与试井渗透率的关系并不十分一致，甚至高渗透率低产量，低渗透率却具有较高的稳定气产量[9]。这一现实使我国煤层气工作者感到迷惑，严重扰乱了我国煤层气的勘探开发部署。储层参数与排采工作制度怎样配置才能获得稳定、连续的产能呢？不同学者或工程技术人员从自己的专业范围就上述问题的某一方面曾作过一些有益探索，未从整体上去把握。本文就我国煤层气勘探开发工作中面临的应用基础研究问题提出一些想法，与大家一起讨论。
1 煤层气的赋存方式与低煤级煤含气性问题
1.1 固溶气问题
煤层气由吸附气、游离气、水溶气三部分组成已得到煤层气工作者的公认。但煤与瓦斯突出时的相对瓦斯涌出量是煤层含气量的数倍至近百倍也是不争的事实，就是煤层采动影响区的煤层气和围岩中的煤成气也不可能达到如此高的程度。显然艾鲁尼提出的固溶体是客观存在的，甚至在煤层气总量中的比例远高于艾鲁尼认为的替代式固溶体2%～5%、填隙式固溶体5%～12%这一比例[10]。固溶气（体）可能与天然气水合物——可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来，由此可见固溶气（体）亦是煤层气的一种重要赋存方式。
1.2 超临界吸附问题
平衡水条件下，煤对甲烷的吸附性呈“两段式”演化模式，即朗氏体积先随煤级的增大而增加，后随煤级的增大而降低，其拐点（即极大值点）大约在镜质组最大反射率3.5%～4.5%这一区间内，在褐煤和低煤化烟煤阶段受煤岩组分的影响波动性较大[11]。
地层条件下，煤层甲烷超临界吸附的现象是存在的。但只有当煤层甲烷压力（气压）超过5.18MPa（表1）才真正出现超临界流体，实际上在我国煤矿瓦斯实测压力中超过此压力的矿井是比较少的。但对于原位且处于封闭系统的煤储层，储层中水压等于气压，只要煤层埋深超过600m，煤层甲烷就可能成为超临界流体。
图1 二氧化碳和乙烷在正常温压梯度条件下的液化区间
对于甲烷和氮气，任一埋深储层温度均高于临界温度，无论压力多大，均不会液化；对于二氧化碳，当储层温度低于31.1℃（表1），对于乙烷，当储层温度低于32.4℃（表1），而储层压力（气压）高于液化压力，二者可以呈液态形式存在。按正常地温梯度3℃/100m、正 常 储层 压 力 梯 度0.98MPa/100m，设恒温带深度为20m、温度为10℃，则埋深400m左右，储层温度约为22℃、储层压力为3.9MPa，此时二者均低于临界温度和压力，二氧化碳和乙烷以气态形式存在；当埋深达到800m，储层温度约为34℃，高于临界温度，二氧化碳和乙烷仍为气态。但当二氧化碳压力大于7.38MPa、乙烷压力大于4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成为超临界流体；只有在400～800m范围内的局部层段（封闭体系），储层温度低于临界温度，储层压力高于液化压力，二氧化碳和乙烷才可能以液态形式存在（图1）。
表1 煤层气组分的简明物理性质[12］
*在30℃时进行二氧化碳等温吸附实验时得出。
对于以甲烷为主，含有二氧化碳、氮气、乙烷的煤层气而言，其超临界状态和液化的温度和压力条件是下一步值得关注的问题之一。
1.3 低煤级煤含气量的测试问题
我国煤层含气量现场测试大多是基于MT-77-84解吸法标准得出的，对中、高煤级煤适应性较好，但对于分布在我国东北、西北地区的低煤级煤而言，实测含气量明显偏低，由于低煤级煤孔裂隙发育，取心过程在地层温度条件下快速解吸，到地面由于温度降低，解吸速度变慢，有的甚至没有解吸气，由解吸气推算的损失气也就明显偏低。中国煤田地质总局1995～1998年进行的煤层气资源评价时就没有涉及到褐煤，其他单位和个人大多基于褐煤平衡水等温吸附实验来推算褐煤的含气量，从而计算出资源量。因此低煤级煤储层中的煤层气资源量大小不同是造成我国各单位和个人计算煤层气资源量差异的根本原因。
基于低煤级煤层的含水性、孔裂隙特点、温度、压力条件，分别进行吸附气、水溶气和游离气的数值模拟，厘定低煤级煤含气量是我国下一步的研究方向之一。
1.4 采动影响区动态含气性的问题
煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。煤矿井巷开拓和煤炭生产改变了煤层的地应力场、流体压力场，打破了煤层内游离气、吸附气和水溶气之间的动态平衡关系。煤矿采动影响区因为煤层卸压，裂隙张开或形成新的裂隙，又因为矿井通风，采动影响区与暴露煤壁间连续出现甲烷浓度差，使煤层渗透性、扩散性能大大增强，煤层气发生解吸，并在浓度梯度、压力梯度作用下向巷道或工作面扩散、渗流或紊流。随着巷道和采煤工作面的连续推进，采动影响区内煤层的含气量呈现出动态变化特征。
煤矿采动影响区可划分为本煤层采动影响区（水平采动影响区）、邻近层采动影响区（垂向采动影响区）和煤炭资源残留区[13]。本煤层采动影响区又可进一步分为掘进巷道和采煤工作面采动影响区。采动影响区内煤层动态含气量与煤壁暴露时间（采煤或掘进工作面推进速度）和距暴露煤壁的距离有关，任何一点的煤层气流速、流向和瓦斯压力均随时间的变化而变化，即为非稳定流场，求其解析解很困难。只有采用数值模拟的方法，如有限元法、瓦斯压力连续测定法、瓦斯涌出量法、瓦斯排放效率法等来近似地估算[13]。
2 煤层气多级压力降与多级渗流问题
煤储层是由气、水、煤基质块等多种物质组成的三相介质系统。其中气组分具有多种相态，即游离气（气态）、吸附气（准液态）、吸收气（固溶体）、水溶气（溶解态）；水组分也有多种形态，即裂隙、大孔隙中的自由水、显微裂隙、微孔隙和芳香层缺陷内的束缚水、与煤中矿物质结合的化学水；煤基质块则由煤岩和矿物质组成。在一定的压力、温度、电、磁场中各相组分处于动平衡状态。在排水降压或外加场干扰作用下开发煤层气的过程中，三相介质间存在一系列物理化学作用，其储层物性亦相应发生一系列变化，单一相态的实验研究很难模拟煤储层的真实物性状态。
煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成的三元结构系统[11]。在排水降压开发煤层气的过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气-水的运移也相应地存在着三级渗流场，即宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）——煤层气的层流-紊流场、显微裂隙系统——煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统——煤层气的扩散场[14]。扩散作用又包括整体扩散、克努森型扩散和表面扩散，渗流亦存在达西线性渗流和非线性渗流。煤层气开发，上述三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。前期研究大多忽略气体的扩散作用，渗流方程只考虑前两个环节，数值模拟气、水产能与实际情况相差甚远，且过于强调宏观裂隙，即试井渗透率的研究，忽略煤岩体实验渗透率及扩散系数的测试分析。因此，与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合问题、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的煤层气产能模拟软件是下一步煤层气勘探开发应用基础研究方向之一。
3 储层压力中的水压与气压的关系问题
煤储层流体压力由水压与气压共同构成。美国煤储层压力以水压为主，气、水产能稳定、持续；我国煤储层压力构成复杂，气压占有较大比例，不同压降阶段，煤层气、水产能不同，在总体衰减的趋势下呈跳跃性、阶段性变化[15]。
水动力势是煤层气富集和开发的最活跃因素，是储层压力或地层能量的直接反映和主要贡献者；水的不可压缩性对裂隙起支撑作用，水动力又是煤储层渗透率的维持者。我国中、高煤级煤层为相对隔水层，煤层本身的水体弹性能较低，气体弹性能较高[16]。
美国以单相水流作为介质测试煤储层压力和渗透率的试井方法应用到我国以气饱和为主的煤储层肯定会存在较大缺陷，也就是说用美国的试井方法得出的我国煤储层压力和渗透率是不确切的，由储层压力、含气量和等温吸附曲线计算的含气饱和度、临界解吸压力、理论采收率同样是不确切的。
笔者认为处于封闭系统的煤储层，其水压等于气压，处于开放系统的煤储层，其储层压力等于水压与气压之和。煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系，控制了煤层甲烷的解吸、扩散和渗流特征，是目前煤层气开发亟待解决的关键科学问题。
4 煤储层动态渗透率问题
煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应，三种效应综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化[11]。
4.1 有效应力效应
有效应力是裂隙宽度变化的主控因素。有效应力增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，有的减少两到三个数量级。在排水降压开发煤层气的过程中，随着水和气的排出，煤储层的流体压力逐渐降低，有效应力逐渐增大，煤储层渗透率呈现出快速减少、缓慢减少的动态变化过程[11]。
4.2 煤基质收缩效应
气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩，可用朗格缨尔形式来描述，笔者用CO2作为介质对不同煤级圆柱体煤样（每点只平衡12h）进行过吸附膨胀实验，结果表明煤基质收缩系数随煤级的增大而减少[11]。煤层气开发过程中，储层压力降至临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，煤基质出现收缩，由于煤储层侧向上受到围限，煤基质的收缩不可能引起煤储层的整体水平应变，只能沿裂隙发生局部侧向应变，使煤储层原有裂隙张开，裂隙宽度增大，渗透率逐渐增高，且中煤级煤增加的幅度大于高煤级煤[11]。
4.3 气体滑脱效应
在煤这种多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在一个数量级上，气体分子就与流动路径上的壁面相互作用（碰撞），从而造成气体分子沿通道壁表面滑移。这种由气体分子和固体间相互作用产生的滑移现象，增加了气体的流速，使煤的渗透率增大，且随着储层压力的降低，先缓慢增加，到低压时快速增大。
5 高煤级煤储层产气缺陷问题
高煤级煤储层渗透率对应力敏感性强，应力渗透率衰减快；高吸附性、微孔性，自封闭性效应明显；高煤级煤束缚水饱和度大，相渗能力低；经历的构造运动期次多，其反复加压和卸压，渗透性损害极大；煤基质收缩能力弱，煤层气开发过程中其渗透率较难得到改善[17]。
第一，高煤级煤储层显微裂隙不发育。高煤级煤储层大多经过强烈的构造运动，煤层呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。
第二，高煤级煤储层应力渗透率衰减很快。流体压力不变、围压不断增大的渗透率实验表明：高煤级煤岩体的渗透率随围压增大呈指数形式降低，且衰减系数远大于中煤级。由于地应力梯度（我国通常为1.6MPa/100m左右）大于储层压力梯度（正常压力梯度为0.98MPa/100m），因此，随煤层埋深的增加，煤储层有效应力增大，煤储层渗透率降低。
第三，高煤级煤相渗能力低。相对渗透率表明：高煤级煤束缚水饱和度大，介于71.3%～84.82%之间，单相水流和气、水双相渗流区域狭窄。气-水双相渗流时，高煤级煤最大气相相对渗透率与最大水相相对渗透率之和介于25.4%～40.78%之间，平均为33.2%，即气相与水相有效渗透率之和约为其克氏渗透率的1/3；束缚水下高煤级煤气相渗透率只有其克氏渗透率的15.7%～22.1%，平均为18.2%，即多相介质条件下，高煤级煤有效气相渗透率不及其克氏渗透率的1/5[11]。
在排水降压开发煤层气的过程中，流体沿渗透性较好的区域指进，使指进流体绕过较大面积的被驱替相，形成被驱替相的一座座“孤岛”。高煤级煤束缚水饱和度大，即这样的“孤岛”较多，排水降压困难，煤层气难于解吸，大部分煤层气被残留，然而由于其吸附时间只有1～9d，所以能较快（数月后）达到产气高峰，造成高资源量、低产能之“瓶颈”现象[17]。
第四，高煤级煤储层渗透率改善能力弱。多相介质煤岩体吸附/膨胀实验表明，高煤级煤吸附最大，膨胀量低于中煤级煤。反过来，煤的吸附/膨胀与解吸/压缩互为可逆过程，即在煤层气的开发过程中，高煤级煤的收缩能力较弱。数值模拟结果表明煤基质收缩引起的渗透率正效应低于有效应力引起的渗透率负效应，高煤级煤储层渗透率在煤层气排采过程中逐渐衰减。
开展不同煤级煤柱样甲烷吸附（吸附平衡时间长达数月）膨胀实验、测试不同压力降、不同孔裂隙结构的气、水流量和扩散能力是下一阶段煤层气勘探开发的重要研究方向。
6 煤层气平衡开发问题
煤储层由多元孔裂隙结构组成，煤层气排采时存在多级压力降和多级扩散/渗流场，由于前期受急功近利的思想支配，煤层气井排采常打破煤储层气-水相渗平衡，没有处理好套压、液面降深和井底压力三者之间的关系，因气、水产能的过度增加，势必加速原始储层内能的消耗，使生产的持续时间缩短。因此，在试气排采阶段，针对不同的储层物性条件，多开展关井测压工作，绘制压力恢复霍纳曲线图，求出压力恢复曲线的斜率，再进一步据关井测压前的平均日产量折算成储层内的体积流量，并结合储集系数和压缩系数来估算气井现实条件下储层内的气体流动系数和气相有效渗透率，从而确定该储层的平衡产能[18]。据沁南 TL007 井和铁法 DT3 井产能历史分析，沁南 TL007 井的平衡产能为2000m3/t左右，铁法DT3井的平衡产能为3000m3/t左右[9]。因此，在排采工作制定时，不断调整套压、液面降深和井底压力，维持气、水产能平衡开发，增长井孔服务年限，是下一步煤层气勘探开发所要关注的问题之一。
7 结论
中国煤层气开发目前处于商业化生产的启动阶段。煤层气超临界状态和液化的温压条件、低煤级煤的含气量测试方法、采动影响区动态含气量、排水降压开发的动态渗透率、煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合理论、与煤储层特征相适应的钻井、完井、增产技术、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的排采工作制度和产能模拟软件等均是下一步煤层气勘探开发的应用基础研究课题。
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核磁共振T2谱分析结果与恒速压汞结果的相互验证
为了进一步证实核磁孔径分析结果的可信性，这里采用恒速压汞测试结果进行分析。恒速压汞技术是目前国际上用于岩石微观孔隙结构特征分析的最先进的技术之一。常规压汞实验采用的是恒压法，只能得出孔隙大小的体积分布而不能解决喉道的问题；而事实上，在对渗透率的贡献上，孔隙喉道的意义远比孔隙大小的意义重大。鉴于此，Gauler（1971）和Yuan等（1989）提出了一种基于恒定速度的压汞实验方法，这种方法可以有效地区分孔隙中的孔道和喉道，并获得两者的定量化信息，因此对于孔隙型储层特别是低孔、低渗储层的意义重大。近两年来，随着国内低孔、低渗储层逐渐进入主流开发阶段，这种技术也被逐渐引入到了国内油气储层的研究中来，并在我国的大庆和长庆油田的低渗透储层研究中取得了成功的应用（王金勋等，2003；于俊波等，2006；胡志明等，2006；杨正明等，2006）。这里将探讨恒速压汞技术在煤样研究中的应用，同时对核磁共振物性分析结果进行验证。
4.4.3.1 恒速压汞技术
常规压汞技术是在恒定某一进汞压力下，计算喉道半径，通过计量进汞量，计算对应于汞压力的喉道控制体积；通过进汞压力实验，给出岩样中喉道大小分布。常规压汞实验只是给出了某一级别的喉道所控制的孔隙体积，并没有直接测量喉道数量，因此只能给出喉道半径及对应的喉道控制体积分布。而这个分布由于掺杂了孔道体积的因素，所以并非是准确的喉道分布。而恒速压汞技术在实验过中可测量喉道数量，并克服常规压汞技术的不足。由于恒速压汞技术能同时得到孔道和喉道的信息，更适用于孔、喉性质差别很大的低渗透、特低渗透储层。
恒速压汞技术的进汞速度低，可保证准静态进汞过程的发生。在此过程中，界面张力与接触角保持不变；进汞端经历的每个孔隙形状的变化，都会引起弯月面形状的改变，从而引起系统毛细管压力的改变，当压力上升到主喉道处的压力时即可获得一个完整的孔隙单元的信息（于俊波等，2006）。恒速压汞通过检测汞注入过程中的压力涨落将岩石内部的孔隙和喉道分开，恒速压汞的测试结果能够分别提供孔隙和喉道的毛管压力曲线，提供孔隙半径分布、喉道半径分布、孔隙-喉道半径比分布等岩石微观孔隙结构特征参数。
本次研究中采用ASPE-730恒速压汞仪分析了G2、WL7和STJ1-10三个样品，实验中恒定的进汞速度为0.00005mL/min，最大进汞压力为6.2MPa，对应的最小喉道半径为0.12μm，测得的部分孔隙和喉道参数结果如表4.4。
表4.4 煤样的孔隙和喉道的恒速压汞测试结果
注：分选系数越小，说明喉道大小分布越集中于平均值，孔隙结构越均匀；主流喉道半径为采用喉道对渗透率累积贡献率达80％以前喉道半径的加权平均值；主流喉道半径下限为喉道对渗透率累积贡献率达80％时的喉道半径。
由分析的三个样品可知，随着渗透率增高，平均孔隙半径、平均喉道半径和主流喉道半径和主流喉道半径下限均相应增大。其中渗透率为0.067×10-3μm2的样品的平均喉道半径只有2.22μm，主流喉道半径只有1.51μm；而渗透率为14.9×10-3μm2的样品的平均喉道半径高达7.14μm，主流喉道半径高达9.28μm。此外，相对分选系数有随渗透率增高而增加的趋势。说明煤样的渗透率越大，孔隙越不均匀。
如图4.20为G2号样的孔喉和孔隙分布的直方图。该样的平均孔隙半径达到180μm，平均喉道半径达到7.14μm，且各喉道的频率分布较均匀，说明该样的孔隙和喉道都非常发育且连通性好。该样在T2谱上呈一个类似砂岩T2谱的连续的单峰分布，同时离心实验表明可动流体含量占有绝对比例（图4.7g），因此核磁共振结果与恒速压汞结果吻合较好。
图4.20 G2号样喉道半径和孔隙半径分布频率直方图
图4.21a为恒速压汞孔喉毛管半径与汞饱和度增量的关系，汞饱和度增量的多少反映了孔隙含量的高低；图4.21b为采用离心-T2c法计算的与恒速压汞结果相对应的赝孔径分布（仅部分孔径段）段各孔隙的百分含量。由图中可知，在恒速压汞所测量的孔隙（孔喉半径约0.1～12μm）范围内，两种方法测定的孔隙相对含量较一致。
如图4.22为WL7号样的孔喉和孔隙分布的直方图。该样的平均孔隙半径和平均孔喉都较G2号样低，且孔喉分布不均匀，孔隙的连通性差。该样在在T2谱上呈三峰分布，其中裂隙或大孔的峰较明显，其他两个峰较小，峰与峰之间存在明显的波谷，恰好反映了孔隙结构的不均匀特征（图4.7a），核磁共振结果与恒速压汞结果符合较好。图4.23为该样恒速压汞孔喉分布结果与核磁共振孔径分布结果对比图，两者的对应性也较好。
图4.21 G2号样恒速压汞孔喉测定结果与核磁共振孔径测定结果对比图
图4.22 WL7号样喉道半径和孔隙半径分布频率直方图
图4.23 WL-7号样恒速压汞孔喉测定结果与核磁共振孔径测定结果对比图
如图4.24为STJ-10号样的孔喉和孔隙分布的直方图。该样的平均孔道隙半径和平均孔喉都较前两个样更低，平均孔隙半径约130μm，平均喉道半径只有2.2μm，且各喉道的频率分布较不均匀，说明该样的孔隙和喉道的连通性一般或较差，这与核磁共振T2谱的分析结果也较一致（图4.7b）。该样由于孔隙和喉道较小，因此采用恒速压汞测试的结果较差，仅能测试到非常有效的孔隙范围，本实验中仅为0.1～4μm，因此恒速压汞结果无法跟核磁共振结果对比分析。
从分析的三个样品的恒速压汞测试结果来看，恒速压汞可以有效的反映煤的孔隙和喉道的详细信息，但其存在较多缺陷。首先是这种方法所测量的孔隙范围非常有限。由于恒速压汞的最高进汞压力仅为6MPa，所以仅能探测0.1μm以上的孔隙。对于孔裂隙发育较好的样品来说，这种方法还可适用。然而对于特低孔、低渗的样品，有时候仅能测到非常有限的孔隙范围，因此实用性较差。其次，这种方法无法反映裂隙的信息。最后，该方法测试周期较长，一个样品往往要一周的时间才能完成。相比较，核磁共振方法测试的孔隙范围较宽，可以有效反映裂隙的信息，适用范围较广，且具有无损和快速的特点，因此较恒速压汞方法具有较大优势。
图4.24 STJ1-10号样喉道半径和孔隙半径分布频率直方图
空雨伞模型RIA
【主题】“空雨伞”模型
【R：原文片段】
在“下雨”之前,准备“伞”
在寻找解决问题的方法时,麦肯锡有一个非常贴切的比喻。那就是被称为“空、雨、伞”的思考方法( frame work)。
当我们准备出门时看一看天空,好像就要下雨的样子。所以我们会选择带伞出门,这样就算一会儿真的下起雨来,也不至于被淋湿。
当我们将这一过程分为空、雨、伞进行思考后,就会发现如下的关系性：
“空”表示的是“如今处于怎样的状况”这一“事实”。如果“天空中全都是乌云,那么很快就会下雨”。
“雨”表示的是“如今的状况表示怎样的含义”这一“解释”。也就是说,根据事实会得出何种结论。随时可能下雨的状况,得出如果被淋湿会影响心情的解释。
“伞”表示的是在了解事实与解释之后所应该实际采取的行动,也就是“解决办法”。只要带伞出门就不会被雨淋湿。
也就是说,只要掌握“空、雨、伞”思考方法的人,就不会被雨淋湿。
事实、解释,以及解决办法,这三点必须环环相扣。
问题必须得到解决。不管收集到多少情报和数据(事实),如果无法对其进行解释并且找到解决办法,那么这项工作就是毫无意义的,而且也永远无法结束。
事实、解释、解决方法,这三点都要在有限的时间内及时完成。事前准备是解决问题的重要条件。
【I：用自己的话重述原文】
【What】
本片段介绍了“空雨伞”模型，该模型是一种相当底层的思维模型，可以帮助我们基于事实和现状更好地展开行动。
【Why】
在工作中，我们无论做了多少准备、收集到多少情报和事实，如果无法对其进行解释并且找到解决办法，没有解决问题和收获成果，那么这项工作就是没有意义的。
空雨伞模型在事实现状和解释推论的基础上提出解决方案，能够帮助我们聚焦于我们的目的，有效提升工作绩效。
【How】
空雨伞模型分三个步骤：
1.空——事实现状：事实是什么，目前处于怎样的状况。
例如：天空中全都是乌云。
2.雨——解释推论：根据事实能得出什么结论，如今状况表示怎样的含义，会引起什么。
例如：随时可能下雨，如果被淋湿，会影响心情的解释。
3.伞——解决办法：了解事实与得出解释后，应该实际采取的行动。
例如：应该带伞出门。
【Where】
空雨伞模型发源于咨询行业，在事实基础上解释和提出解决办法，是咨询的标准路径。该模型特别适用于咨询、技术服务等有专家参与的专业性较强的情形。
该模型还适用于个人和组织计划过程，通过现状、推论和行动规划做到提前准备，未雨绸缪，先人一步。
该模型不适用于家庭沟通，家庭沟通需要更多的倾听和回应，听出背后的感受与需求，而不是在解释事实后给建议，有点好为人师的感觉。
【A1：描述自己的相关经验】
【故事】
今天早上拟定一天计划的时候，我拟定了一个计划今日清晨三件事：1.西安煤科院渗透率试验，016试井报告；2.数据分析课0427；3.麦肯锡工作法及其便签写作。然而渗透率实验和试井报告都比较难做，很费时间，工作时间都占据了；下班后带娃也没时间，因此现在回顾1完成，2未做，3熬夜补。
【反思】
🤔没有基于事实去合理推论一天能做多少事，只是想当然认为都要做完就规划了，脱离了空雨伞原则。
【A2：我的应用（目标与行动）】
【目标】
5月份在规划清晨三件事的时候，运用空雨伞模型去设计，让完成度有提升，一个月清晨三件事平均完成度达到60％。
【行动】
1.空——事实现状：当天已安排好的事有哪些，可自由支配时间有多少？写下来。
2.雨——解释推论：按重要程度写出清晨三件事，如果都做完预计需要多少时间？写下时间来。
3.伞——解决办法：如果总预计时间超过自由支配时间，对清晨三件事进行拆分删减，保证总时间低于自由支配时间。
4.看——复盘回顾：第二天回顾完成情况，如果有多于一件事未完成，查找原因，是空雨伞哪一步出了问题。
柳林勘探区暨杨家坪试验区煤层气地质
晋西挠褶带中段柳林东西向断裂背斜带，位于山西隆起带与鄂尔多斯盆地之间。离石穹状隆起是以太古、元古宇为核心，被寒武、奥陶系下古生界地层所围限的大型穹状隆起，穹隆东部被北北东走向的紫荆山断裂所切割，断裂东侧为大面积分布的太古界花岗岩、混合花岗岩，穹隆中部被第四纪沉积所覆盖，离石穹隆的西翼即鄂尔多斯向斜东翼，太古、元古界地层出露带被近南北走向的离石断裂所切割，上古生界及中生界地层呈近南北走向西倾单斜展布在穹隆周缘并不圈闭，受穹隆隆升的影响周缘的岩层抬升幅度相对较高，形成近东西走向、向西倾没的鼻状背斜构造。离石鼻状隆起近东西走向，南北长60 km，东西宽30 km，石炭、二叠系煤系地层向西缓缓倾斜，鼻状隆起的轴部发育有两条平行的东西向断裂—聚财塔断层，两条正断层北侧断面南倾，断距90～250 m，南侧断面北倾，断距120～250 m，呈一宽500 m的地堑构造，断面倾角65°～75°。断层带位于鼻状隆起轴部南侧，是隆起形成时张性应力产生的开裂地堑。
离石鼻状隆起地质构造条件较好，南、北两翼条件十分相似，南翼柳林勘探区煤层气勘探已取得柳林杨家坪试验区勘探成果，北翼三交勘探区亦取得了林家坪、碛口试验区勘探成果，初步证实了离石鼻状隆起煤层气勘探开发前景。
柳林勘探区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带中段柳林构造带离石鼻状隆起南翼，柳林勘探区面积670 km2，在煤层埋深300～1000 m范围内进行了煤层气勘探与研究，是鄂尔多斯盆地煤层气勘探程度较高的地区。柳林勘探区含煤岩系发育，煤炭储量96×108 t，含煤地层为太原组10～6煤层和山西组5～1煤层，煤层累厚8～15 m，其中8、5、4煤层为主要勘探目标层，叠加厚度5～14 m，鼻状构造南翼厚度大，为8～14 m，单层煤厚2～4 m，局部可达5～8 m。
煤岩镜质体反射率，4煤为1.31%～1.84%，5煤为1.17%～1.9%，8煤为1.4%～1.5%，主要为焦煤。宏观煤岩类型以光亮和半亮煤为主，次为半暗和暗淡煤。煤岩显微组分以镜质组为主，镜质组含量4煤为78%～79.88%，5煤61%～71.04%，8煤77.30%～77.7%。次为惰质组，4煤17.22%～20.10%，5煤22.72%～24.20%，8煤17.80%～21.20%。壳质组小于1%。
区内煤层气保存条件较好，煤层300 m埋深至地表露头自然逸散带含气量小于5 m3/t，一般含气量较高。据140多个煤心样解吸试验结果表明，一般含气量为5～15 m3/t，最高达20～25 m3/t，以8煤含气量最高，4煤次之，5煤较低。气体组分甲烷占90%以上，次为CO2和N2。含气量随煤层埋深增加而增高，相同深度南部较北部含气量高，靠近轴部断层部位含气量有所降低。
柳林勘探区处于焦煤分布区，镜质组含量高，煤层割理发育，煤储层裂缝发育形成高渗透储层。通过煤柳1、2井煤心和8个矿井煤层的观测，4、5、8煤面割理走向近东西向，倾角为80°～90°，在鼻状构造轴部面割理走向270°～290°之间，偏南翼面割理走向60°～90°。端割理走向在光亮煤中与面割理垂直，半亮煤、暗淡煤中割理走向不垂直，两组割理锐夹角65°～85°，其中半亮煤的锐夹角较光亮—半亮煤明显要小。各煤层面割理线密度一般为5～31条/5cm。由于区内以割理发育的焦煤为主，影响割理密度的主要因素则是镜质组含量高低。光亮—半亮煤镜质组含量高，割理密度为8～31条/5cm，半暗、暗淡煤镜质组含量低，割理密度为2～6条/5cm。4、8煤光亮、半亮煤所占比例高于5煤，两组割理组成网状，割理较5煤发育。各煤层面割理横向延伸由数厘米至2 m以上。纵向延伸受煤岩成分制约，尤其是丝炭层的分割，延伸较短，多小于20～30 cm。4煤中、下部主要是均一状结构光亮、半亮煤，其面割理纵向延伸长度一般超过0.5 m，且两组割理成网状。柳林勘探区位于大型平缓鼻状构造之上，利于外生裂隙的适度发育，有利于煤层渗透率的改善。据矿井及露头70余个观测点统计，有四组两种力学性质的裂隙发育，其中北东向和北西向两组为剪切裂隙，在全区发育，近南北向和近东西两组为张性裂隙。裂隙密度以轴部泥岩区密度最大，三种裂隙倾角在70°～90°之间近于直立。两组剪切裂隙呈交切状平直延伸，平面延展长度几十厘米至数米，纵向延伸受同一岩性层制约，由数厘米至十几米。张性裂隙多呈不规则状，部分呈雁行状，裂隙有一定张开度，充填宽度小于1 cm，最宽5～6 cm。统计资料表明矿井下与地表裂隙走向及发育程度有较好的对应性。
鼻状构造轴部发育一条东西向断裂，是构造最大张应力带，断层倾角70°左右，断距150～250 m，由两条平行断层构成，相距约500 m，主断层附近受牵引地层产生羽状小断层和小褶曲，断裂带及两侧地层及煤层裂隙发育。鼻状构造轴部高曲率值带及轴部断裂带是煤储层渗透率相对较高带，翼部则相对较低。
柳林勘探区位于晋西挠褶带中部呈西倾单斜背景的鼻状构造上，含水层呈单斜式自流斜坡承压含水。含水层有奥陶系、石炭系灰岩岩溶、裂隙含水层，太原组和山西组煤系碎屑岩裂隙含水层，以及第三系和第四系孔隙含水层。煤系地层承压水在浅部势位高，在深部势位低，地层倾角一般为2°～3°，地下水由东向西流动，水势位产生的水压可使地下水在含水层内流动，并呈现区域性高地层压力。由于煤层割理和节理发育可成为储水层，煤层含可动水，可成为饱含水煤层，甚至成为饱含水超压储层，对煤层气保存有利，由于超压使煤储层有效地应力降低对煤层渗透性有利。对开发有影响的含水层为8号煤顶板灰岩，对排水采气可能不利。
经测算，柳林勘探区面积670 km2，煤层气资源量为960×108m3，预测储量为672×108m3，资源丰度平均为1.43×108 m3/km2，资源丰度最高区为碛口至三川河之间，面积约410 km2，资源丰度为2.2×108 m3/km2。总体评价柳林勘探区煤层气资源前景，煤层厚度大，含气量高，资源潜力大，有形成高渗透层的地质因素和有利的水文地质条件，是勘探开发煤层气的有利地区。
在离石鼻状隆起的南翼柳林试验区外围218 km2范围，华北石油局与路威尔公司合作勘探煤层气的区块，曾于1995年施钻HW-L1、HW-L1B、HW-L2三口勘探井，HW-L1、L1B井位于军渡北4 km，距北部的聚财塔断层2 km，即离石鼻状隆起倾没端南侧。HW-L2井位于柳林试验区之北4 km，距北部的聚财塔断层约4 km。HW-L1井于1998年10月底至1999年4月压裂后排采5个月，取得各种参数并进行了生产模拟和预测。
HW-L1、HW-L1B勘探井，完井深度为682.0 m和668.75 m。钻遇太原组10煤厚1.0 m，8煤8.9 m和9.2 m，7煤0.4 m和0.9 m，6煤0.5 m和0.6 m；山西组4煤2.5 m和2.12 m，3煤1.2 m和1.2 m，2煤1.2 m和1.13 m。测试8煤含气量15 m3/t和15m3/t，4煤含气量10 m3/t和10 m3/t。8煤VL（兰氏体积）为22.4 cm3/g和22.4 cm3/g，PL（兰氏压力）为1.31 MPa和1.31 MPa；4煤VL为17.8 cm3/g和17.8 cm3/g，PL为1.56 MPa和1.56 MPa。测试HW-L1井8煤地层压力为7.79 MPa，渗透率为14.7×10-3 μm2。军渡施钻的2口煤层气勘探井与吴试1井均位于离石鼻状隆起倾没端聚财塔断层南侧，完井压裂后排采情况相类似，推断与断层影响有关。HW-L1井排采153天测试结果，累计产气8063.95 m3，平均产气量53 m3/d；累计产液量7655.18 m3，平均产液量50 m3/d，最高产气量曾达653.29 m3/d，初步认为与北部聚财塔断层有关，具有开放性的断层致使断层附近煤层储集的气体被逸散。
HW-L2井完井深度650 m，钻遇太原组8煤厚3.6 m，10煤3.1 m；山西组4煤厚4.8 m，5煤4.2 m。测试8煤渗透率24.8×10-3μm2，地层压力3.97 MPa。测试煤层含气量及吸附参数为：4煤含气量14 m3/t，兰氏体积24.1 cm3/g，兰氏压力1.64 MPa；5煤含气量11 m3/t，兰氏体积21.78 cm3/g，兰氏压力1.72 MPa；8煤含气量16.3 m3/t，兰氏体积24.78 cm3/g，兰氏压力1.19 MPa；10煤含气量7 m3/t。由于未压裂排采，难以判断其产能情况。
位于离石鼻状构造南翼的柳林勘探区，煤层气地质条件与柳林试验区很相似，区内太原组、山西组含煤岩系有10层大于0.5 m厚的煤层，以4、5、8煤厚度大，分布稳定，累厚达14 m。煤岩以焦煤、瘦煤为主，煤阶适中。宏观煤岩类型为光亮煤和半亮煤。煤层渗透率较高，8煤试井渗透率达（13.71～24.8）×10-3μm2。煤层渗透率与原地应力为负相关，渗透率随地应力降低而增高。地层压力变化较大，受构造部位和地貌影响，勘探区块西北与西南部地层压力较高，压力系数最高达1.2，东北与东南部塬上为负压区，沟谷储层压力正常或超压，负压地层压力系数低达0.666。煤层含气量较高，三个主煤层含气量为5～20 m3/t，平均含气量大于10 m3/t。兰氏体积较高，兰氏压力偏低，煤岩兰氏体积8煤为22.43～24.78 m3/t、5煤17.05～21.78 m3/t、4煤17.78～24.09 m3/t，兰氏压力4、5煤略高于8煤，4煤为1.56 MPa，8煤为1.31 MPa。初始地层压力条件下煤层饱和含气量，8煤为17.86～19 m3/t，4煤为13.30～16.61 m3/t，5煤为11.60～14.90 m3/t，饱和含气量与兰氏体积比值为0.7～0.8。实测含气量低于煤层最大吸附量，低于理论含气量，煤层为欠饱和储层。4煤含气饱和度为67.25%和68.55%～82.54%，5煤为74%，8煤为60.22%～75.96%和62.54%～85.79%。含气量偏低是煤层欠饱和的主因。临界解吸压力4煤为1.55～2.17 MPa，5煤为1.82～1.72 MPa，8煤为1.17～2.40 MPa。
采用物质平衡法并结合容积法对218 km2勘探区块测算煤层气资源量：总资源量为242.59×108m3，控制储量为138.27×108m3。初步勘探获取的资料可以证实勘探区煤层气资源潜力和勘探前景。
柳林杨家坪煤层气试验区位于离石鼻状构造南翼柳林勘探区，勘探试验面积16 km2，自1991年10月施工第一口煤层气井至1995年3月共钻7口煤层气井，井深为460 m左右，形成300 m井距7口井W型井网，平均单井产量1000～3000 m3/d，柳5井单井最高产气量达7050 m3/d。区内地层走向北西，倾向南西，倾角3°～8°，主要目标煤层为太原组8煤，山西组5煤和4煤。5煤与4煤间距5～6m，厚2～4 m，顶底板为灰黑色泥岩、细粒砂岩。8煤顶板为厚层灰岩夹砂、泥岩层及薄煤层，厚度较大，直接底板为1 m厚泥岩，其下为砂、泥岩互层。柳林试验区东部，太原组灰岩含水层岩溶、裂隙较发育，富水性强，补给条件较好，8煤层顶板岩层含水性较复杂。山西组含水砂岩出露面积小，分布不稳定，含水性较弱。
煤岩煤质以光亮煤、半亮煤为主，半暗煤较少，暗淡煤罕见。8煤、4煤煤岩类型较好，以光亮、半亮煤为主，5煤以半亮、半暗煤为主。煤岩类型在各煤层中部较好，接近顶底板夹矸增多煤质变差。煤岩变质程度中等，镜质体反射率1.43%～1.72%，属焦煤，煤质较好，为中、低灰煤，4煤和8煤灰分率12%，5煤17%。镜质组含量为60%～80%。目标煤层含气量高，临界解吸压力高，含气饱和度高。4煤含气量12～15 m3/t，5煤小于10 m3/t，8煤10～20m3/t。8煤吸附时间1天左右，4煤2天，5煤2～5天，一般吸附时间较短。等温吸附状况为柳4、5、6井三个煤层，4煤为饱和吸附，5、8煤为欠饱和吸附，临界解吸压力分别为1.5 MPa、2 MPa。兰氏体积4煤19.01 m3/t，5煤19.77 m3/t，8煤23.6 9m3/t。
对钻井煤心和矿井煤层观测，目标煤层割理密度20～30条/5cm，其中5煤较稀疏，4煤和8煤密度较大，面割理与端割理相互连通形成网络，面割理走向85°～95°，近于东西向。模拟实验有效上覆地层压力条件下测试煤层孔隙度为1.6%～1.1%，割理孔隙度为0.48%～1.25%。水测绝对渗透率为（0.0039～0.457）×10-3μm2，气测绝对渗透率为（0.08～14.8）×10-3μm2，测试参数变化范围大。对比样测试证明面割理方向渗透率高于平行端割理方向的渗透率。试井解释渗透率普遍较低，多数不足1×10-3μm2，与测试探测半径有限有关，远不及实际生产涉及的范围。通过3口井600多天生产数据历史拟合，结果为4煤割理渗透率2.8×10-3μm2，割理孔隙度2.2%；8煤割理渗透率7.1（2井）、12.2（2井）、25.5（3井）×10-3μm2，割理孔隙度分别为5.5%、4.5%、4.6%，表明目标煤层渗透率较高，但各井间差距较大。测试目标煤层地层温度为25℃左右，地层压力5煤略高于4煤原始地层压力3.7～3.8MPa，8煤为4.4MPa，原始地层压力梯度为10～11 KPa/m，稍高于静水压力梯度。
柳林杨家坪试验区煤层气资源量测算面积16 km2，可采面积7.7 km2，选用三个目标煤层叠加厚度值，煤层密度分别选用1.36 t/m3和1.37 t/m3，含气量选用4+5煤12.68 m3/t，8煤16.42 m3/t，测算资源量4+5煤为17.81×108m3，可采区为8.55×108m3；8煤为14.01×108m3，可采区为6.62×108m3；总资源量为31.82×108m3，可采区为15.17×108m3。
柳林试验区煤层气可采储量的计算，采用了数值模拟技术进行生产预测，再根据生产预测的结果计算可采储量。生产历史拟合和生产预测使用了COMETPC3—D煤层气数值模拟软件。柳林试验区7口煤层气井，3个目标层分4、5煤和8煤两组产层，1992年8月27日柳1井生产，至1996年2月22日柳4井停止生产，7口井均为压裂后试采，总计生产时间1280天。模拟层为4+5煤层、灰岩层和8煤层，模拟范围4500 m×2900 m，约13 km2，模拟输入的地质模型参数取于试验、测试资料，通过生产历史拟合使输入模型计算的生产动态指标与相应的实测指标一致。
煤层气井的生产动态指标主要是气、水产量和井底流压，设定7口井水产量拟合了气产量和井底流压，对7口井1280天生产数据的历史拟合，获得较好的拟合结果，表明大多数井模拟的产量与实测产量接近。生产预测分为现有7口井和未来新井，7口井采用生产历史拟合所获储层参数，并考虑到新井对其干扰；未来新井的预测采用400 m井距井网，预测模型包括井网中的中心井、次边缘井和边缘井三种类型，储层参数采用生产拟合确认值的平均值和相渗曲线，以20年为煤层气井开采时限，年生产时间330天，总计6600天。预测结果7口井20年累产气4714.32×104m3，累产水82.8×104m3，20年中7口井总产量由1.3×104m3逐渐递减为5000m3，平均递减率400×104m3/a。未来新井20年产量预测，中心井产气1471.26×104m3、产水10.00×104m3，次边缘井产气1175.94×104m3、产水14.08×104m3，边缘井产气1008.57×104m3、产水18.31×104m3。
依据生产预测取得的参数，设计试验区布井方案为：可钻面积7.7 km2，采用400 m井距，可新布井位42口，其中边缘井17口，中心井22口，加上已有7口勘探井，共49口井，生产20年可采储量为60098.71×104m3，占相应范围资源量的39.62%，可以设计产气5×104m3/d或8×104m3/d、3×104m3/d的开发生产方案。
综合评价柳林试验区认为，煤层气勘探目标煤层4、5、8煤厚8～10 m，煤层总厚12～16 m，最厚达18 m，单层厚1.7～5.2 m，煤层分布稳定。煤层含气量10～20 m3/t，平均12 m3/t，资源丰度1.58×108m3/km2，气资源较为丰富。煤阶为中变质焦煤，煤岩属光亮煤—半亮煤，中—低灰煤，割理发育，试井渗透率一般大于1×10-3μm2，可达（8～12）×10-3μm2，渗透性较好。煤岩等温吸附参数表明，临界解吸压力较高，4煤含气基本饱和，5、8煤稍欠饱和。试验区构造背景稳定，目标煤层埋深浅，水文地质条件有利，地层压力稍高于正常梯度值。试验井网排采成果基本证实了煤层含气性和煤层气的可采性，通过生产井网历史拟合和预测，更证明了试验区煤层气勘探开发前景。
参见《中国煤层气盆地图集》“柳林杨家坪勘探区煤层气井位分布图”、“柳林杨家坪勘探区煤层气试验井综合数据表”、“煤柳4-6井4煤等温吸附曲线”、“煤柳4-6井5煤等温吸附曲线”、“煤柳4-6井8煤等温吸附曲线”、“柳林杨家坪勘探区煤层等温吸附和含气量数据表”、“煤柳1井气水产量曲线”、“煤柳3井气水产量曲线”、“煤柳5井气水产量曲线”。
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