【论文】牛小兵，等：鄂尔多斯盆地上古生界煤岩气成藏地质条件及勘探方向

作者简介：牛小兵，1978 年生，正高级工程师，博士；主要从事油气勘探管理与地质综合研究工作。地址：（710018）陕西省西安市未央路151 号。ORCID: 0009-0006-9586-3248。

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通信作者：徐旺林，1970 年生，高级工程师，博士；主要从事石油天然气地质综合研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20 号。ORCID: 0000-0001-8706-4194。

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鄂尔多斯盆地是中国最重要的天然气生产基地之一，先后发现了靖边、苏里格、大牛地、榆林、乌审旗、子洲等规模超过千亿立方米的大气田^[1-2]，这些气田的天然气主要来自石炭系—二叠系煤系烃源岩。通常称这种煤系烃源岩生成并排出运移到邻近的砂岩或者碳酸盐岩储层中的天然气为煤成气^[3-6]。

煤岩气是近期提出的天然气勘探新领域，指 1 500 m 以深的煤岩作为储集体，具有他源气和自源气共生、游离气和吸附气共存、构造圈闭和岩性圈闭富集成藏、排采见气快、单井产气量高等特征^[7-9]。煤岩气与煤层气在地质特征、开发排采等方面存在较大差异（表1）。前人对煤层气做了大量深入的研究^[10-21]，支撑了相关领域的持续发展，煤层气中天然气主要以吸附的方式赋存在煤岩微小的孔隙和割理裂缝中^[22-23]，工业生产中一般需要经过几个月甚至一年以上较长时间的排水降压解吸后，吸附在煤岩孔隙内表面的天然气才能缓慢释放出来，一般初期产量较低，持续生产一段时间之后，产量逐渐增加达到稳产，单井产量一般只有几百立方米至几千立方米，经济效益较差。鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组和下二叠统山西组煤岩埋深一般介于1 500 ～ 4 000 m， 煤岩以中高煤阶为主，演化程度高，孔隙和裂缝发育，形成了良好的储集空间和渗流通道。煤岩自生的天然气以游离态和吸附态共存的方式赋存在煤岩中，上覆泥质岩、致密石灰岩或者致密砂岩形成良好封盖层，由于其埋藏深、压力大、吸附气和游离气含量高，储层改造后不需要长期排水，开井即能获得高产工业气流，随着游离气产出，地层压力降低，吸附气接续解吸产出，稳产时间长，经济效益好。

事实上，煤岩气是煤岩储层内有别于传统煤层气的新类型天然气，最突出的地质特征体现在其气源多样、储层优质、含气量高等方面。首先，煤岩气具有多源性。前人在勘探实践中发现，准噶尔盆地白家海凸起中侏罗统西山窑组煤岩中的天然气，有来自于下伏石炭系、通过断裂运移进入西山窑组煤岩储层中聚集的高—过成熟天然气，证实煤岩气的多源性特征。其次，煤岩发育优质储层。准噶尔盆地西山窑组的煤岩储层物性较好，孔隙度为4.6% ～ 18.4%，平均值为11.7%，裂缝发育带渗透率为0.24 ～ 36.97 mD， 平均值为9.42 mD，孔隙类型以植物组织孔和微裂隙为主。鄂尔多斯盆地本溪组8 号煤储层孔隙类型以气孔和微裂隙为主，煤岩基质平均孔隙度为4.80% ；裂缝发育带渗透率较高，平均值为2.35 mD。第三，深层煤岩含气量普遍较高。鄂尔多斯盆地深层煤岩含气量为10.61 ～ 34.63 m³/t，平均值22.53 m³/t，其中游离气占比5.58% ～ 45.90%，平均占比为25.08%，含气量具有随着热演化程度增高而增高的趋势。总之， 煤岩气概念突出了其气源多样性和煤岩储层的岩石学特征，是煤岩中的优质勘探对象，采用新的煤岩气概念有助于对新类型勘探对象开展深入细致研究。

近期，中国石油长庆油田公司（以下简称油田公司）在鄂尔多斯盆地全面开展了煤岩气勘探，取得良好的勘探效果。对于该类天然气，虽然在勘探上取得了很大的成功，但是还存在很多亟须厘清的地质问题：①煤岩的沉积条件、煤质特征如何？②煤岩的储集层特征如何？是否能够储存足够规模的天然气？ ③煤岩的含气量和赋存方式是否能支撑大规模商业开采？除了上述关键地质问题以外，在煤岩气勘探中采用的煤岩预测方法、钻完井技术、压裂改造与排采技术等也非常重要，需要不断总结，形成配套的工程技术，为下一步扩大煤岩气勘探与开发做好准备。为此，笔者针对这些地质问题和关键技术需求，以鄂尔多斯盆地内大量的钻井资料为基础，采用地质编图、煤岩样品测试、工程实施分析等手段，开展煤岩分布与热演化特征、优质煤岩品质特征、煤岩储层物性特征和含气量等方面的研究，对资源量进行了初步估算，并总结了煤岩气勘探关键技术，以期为鄂尔多斯盆地煤岩气大规模勘探开发提供技术支撑。

1 　地质背景

鄂尔多斯盆地划分为西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6 个构造单元（图1），盆地面积约37×10⁴ km²，是中国最大的石油天然气生产基地。盆地纵向上具有“上油下气”的油气分布特征，上部主要发育中侏罗统延安组和上三叠统延长组2 套含油层系，下部主要发育上古生界石炭系—二叠系和下古生界寒武系—奥陶系2 套含气系统。其中，上古生界发育下二叠统山西组、太原组和上石炭统本溪组3 套含煤地层共10 个煤岩层：山西组自上而下发育1 ～ 5 号煤岩；太原组主要发育6 号、6 _下号、7 号、8 _上号煤岩；本溪组主要发育8 号煤岩和9 号煤岩，2 套煤岩一般叠合分布，局部有分岔，习惯上统称为8 号煤岩；本溪组吴家裕石灰岩底部发育10 号煤岩，厚度薄，连续性差（图1）。本溪组8 号煤岩厚度一般为2 ～ 12 m，局部最厚超过16 m，埋深为500 ～ 4 000 m，在全盆地分布稳定； 山西组5 号煤岩厚度一般为2 ～ 8 m，局部最厚可达12 m，分布较稳定。

鄂尔多斯盆地煤岩发育的主要沉积环境是本溪组海陆交互相和山西组三角洲相的浅水沼泽与湿地环境，这些沼泽湿地主要分布在滨浅海的障壁—潟湖— 潮坪浅水环境、三角洲平原的河道间湾和三角洲前缘的浅水间湾，是主要的成煤场所^[24-25]。本溪组煤岩发育的主要地质条件是大面积分布的滨海平原环境，滨海地带为障壁—潟湖—潮坪浅水湿地等地貌形成提供了条件，其向海侧在潮汐和波浪作用下容易形成沿岸沙丘，向岸侧多形成潟湖，滨海地带植物发育，为泥炭沼泽的形成提供了物质基础。山西组煤岩发育的主要地质条件是三角洲平原与前缘的分流河道间湾地带和近湖的潮坪湿地，是形成泥炭沼泽的良好场所。沼泽与湿地大面积分布，形成了规模巨大的煤岩，不仅为盆地上古生界致密气提供了气源，而且煤岩自身形成了广覆式分布的煤岩气富集，正是本次的研究对象。

2 　煤岩气富集条件

2.1 　烃源岩分布及其热演化

煤岩气的主要来源是煤岩自身在成煤过程中有机质热解产生的烃类气体，以及邻近富有机质暗色泥岩的热解烃气。鄂尔多斯盆地上古生界天然气烃源岩主要是海陆交互相的大面积分布的煤岩和煤下及煤间少量暗色泥岩，分布在石炭系本溪组、下二叠统太原组和山西组，天然气其同位素特征表现为腐殖型为主、少量腐泥型混合的特征。以神木气田为例^[26]，天然气同位素δ¹³C₁ 为－ 40.70‰～－ 34.57‰， 平均值为－ 37.15‰，δ¹³C₂ 为－ 26.44‰～－ 21.96‰， 平均值为－ 24.34‰，δ¹³C₃ 为－ 25.07‰～－ 19.01‰， 平均值为－ 22.75‰，表明气源具有煤系气的地球化学特征，反映出上古生界天然气以煤型气为主，兼有少量腐泥型干酪根生成的天然气。盆地NL1H 井和JN1H 井煤岩储层中的天然气同位素特征与致密气有差异，δ¹³C₁ 为－ 37.60‰～－ 16.00‰，平均值为－ 33.58‰，δ¹³C₂ 为－ 21.70‰～－ 14.30‰，平均值为－ 19.35‰。表明其气源以煤岩腐殖型干酪根为主，兼有非常少量腐泥型干酪根的特征。

鄂尔多斯盆地本溪组8 号煤岩的厚度和连续性比山西组5 号煤岩好。从连井剖面上看，鄂尔多斯盆地古生界煤岩测井响应特征明显，一般具有低自然伽马、低密度特征，局部夹矸发育地区，测井响应会出现尖峰状高自然伽马和高密度特征，Mi172 井、Shg66 井和Tao78 井等的特征较为典型（图2）。整体来看，盆地东北部本溪组8 号煤岩垂向分布厚度大， 向西、向南虽然夹矸逐渐增多，煤岩变薄，但依然连续分布。山西组5 号煤岩则连续性较差，南北向剖面上煤岩的连续性比东西向剖面上稍好，但也都是断续展布，向西、向南煤岩厚度逐渐变薄，连续性变差， 而且出现分岔（图2）。总之，山西组5 号煤岩的规模不如本溪组好。

本溪组8 号煤岩的地震响应特征明显。由于煤岩密度低至1.3 ～ 1.5 g/cm³， 声波时差高达300 ～ 420 μs/m，因此煤岩的波阻抗非常低，一般为1.2×10⁶ ～ 7.0×10⁶ kg/(m²·s)， 其与上下围岩波阻抗差较大，地震反射系数大，由此形成异常高振幅地震响应特征，是区域地震解释标志特征，振幅变化能指示煤岩层段空间分布。盆地地震大剖面显示出煤岩广覆式大面积分布特征。从东西向剖面（图3-a）看，伊陕斜坡西倾特征明显，自东向西煤岩埋深从2 100 m 持续增加到4 000 m，天环坳陷煤岩埋深超过4 000 m。煤岩厚度从Fu5 井的12.5 m 向西过渡到Sh140 井的8.5 m， 至E31 井，厚度减薄到4.8 m。从南北向大剖面（图3-b） 看，北部伊盟隆起和南部渭北隆起构造比较复杂，埋深较浅，中部伊陕斜坡比较平稳。北部煤岩厚度大， Fu3 井附近煤岩厚度约14.0 m，向南到Mi20 井和Yu81 井，煤岩厚度分别减薄到10.5 m 和9.9 m，至渭北隆起北部的Yt1 井，煤岩厚度只有3.0 m。

本溪组8 号煤岩比山西组5 号煤岩的分布规模大。盆地本溪组煤岩厚度大、分布广，煤岩累计厚度为2 ～ 16 m，8 号煤岩主体厚度为4 ～ 10 m，平均厚度为8 m（图4-a）。鄂托克旗—横山—子洲—绥德— 吴堡一线以北地区煤岩整体厚度最大，厚煤带整体呈北东—南西向或者近南北向展布，与三角洲平原和前缘的分支河道间湾展布方向大体一致。向东北地区到府谷和伊金霍洛旗附近地区，煤岩总厚度超过16 m， 局部地区厚度可达25 m。鄂托克前旗—靖边—志丹—延安等地区，厚煤带展布规律不明显，可能与滨海地区障壁沼泽有关，煤岩厚度为2 ～ 4 m，局部可达 6 ～ 8 m，大宁—石楼地区煤岩厚度稍大，可达8 ～ 12 m （图4-a）。总之，本溪组8 号煤岩不仅厚度大，而且分布广，是最重要的烃源岩层。

山西组5 号煤岩的厚度和连续性均不如本溪组8 号煤岩好，与其陆相三角洲沉积环境有关。5 号煤岩一般厚度为2 ～ 8 m，局部厚度可达12 m（图4-b）。与8 号煤岩相比，5 号煤岩整体厚度较薄，分布范围局限，主要分布在鄂托克前旗—横山—子洲—吴堡以北的三角洲前缘和三角洲平原发育区，一般处于浅水潮湿环境，水道间湾沼泽地带植被繁茂，发育了规模较大的泥炭，演化形成煤岩。向南在志丹— 延安地区，属于前三角洲地区，煤岩厚度较小，分布连续性较差（图4-b）。

前人研究结果表明，煤岩的热演化程度控制其生气量，煤阶越高，生气能力越强^[27-32]。一般褐煤的生气量较少，烟煤的生气量较高，无烟煤的生气量最高。鄂尔多斯盆地上古生界镜质体反射率（R_o）为0.6% ～ 3.2%（图5），控制了煤岩含气量分布。盆地东北部神木、伊金霍洛旗地区煤岩热演化程度较低，R_o 一般为0.6% ～ 1.0%，煤岩生气量较低，含气量也普遍较低。盆地中北部的靖边、乌审旗和鄂托克旗地区，R_o 变化较大，为1.6% ～ 2.4%，反映各区地史期间地热特征不同，整体来说煤岩含气量较高， 一般在20 m³/t 左右，而且中北部地区煤岩厚度较大， 是煤岩气勘探的主要有利区带。盆地中南部绥德、延安和大宁等地区热演化程度整体较高，R_o 普遍大于2.0%，高者超过2.8%，与南部持续埋深时间长，大地热流值较高有关，整体生气能力较强，在煤岩较厚的地区是最为有利的区带，含气量普遍大于24 m³/t， 局部含气量甚至可达34 m³/t。

盆地煤岩与暗色泥岩广覆式分布，生气潜力和规模巨大。据前人研究，盆地上古生界煤岩厚度一般为6 ～ 20 m，平均有机碳含量为67.30%，暗色泥岩厚度为40 ～ 120 m，平均有机碳含量为2.93%，煤系地层烃源岩的有机母质以陆生高等植物为主，有机显微组分以镜质组为主，镜质组含量平均值为78.0%， 惰质组、壳质组含量平均值分别为16.5% 和5.5%^[33-34]。生气强度集中分布于15×10⁸ ～ 35×10⁸ m³/km²，生烃强度大于15×10⁸ m³/km² 的烃源岩面积占盆地总面积的70% 以上，计算总生烃量601.34×10¹² m^3[34]。

2.2 　煤岩储层特征

煤岩煤质是煤岩气生成和储集的重要基础。鄂尔多斯盆地上古生界煤岩以中高阶为主，主要是半亮煤、亮煤，多为原生结构煤，煤的工业分析表明本溪组煤岩属特低—低挥发分、低—中灰分煤，煤质较好。

腐殖煤的宏观煤岩成分包括镜煤、亮煤、暗煤和丝炭，一般厚度较小，不便于对比。但是煤岩成分的组合具有规律性，其光泽类型即为宏观煤岩类型，划分为光亮煤、半亮煤、半暗煤和暗淡煤。光亮煤中镜煤和亮煤含量占比大于75%，其光泽强， 显微组分中镜质组含量占比超过80%，煤岩割理比较发育（图6-a、b）。半亮煤中镜煤和亮煤含量占比为50% ～ 75%，其光泽较强，显微组分中镜质组含量一般为60% ～ 80%，该类煤岩在鄂尔多斯盆地本溪组最为发育（图6-c）。半暗煤中镜煤和亮煤含量占比为25% ～ 50%，其光泽较弱，显微组分中镜质组含量一般为30% ～ 60%，是比较常见的煤岩类型（图6-d）。暗淡煤中镜煤和亮煤含量占比小于25%，其光泽暗淡，显微组分中镜质组含量一般小于30%，矿物质含量和灰分较高（图6-e）。

煤体结构是反映成煤原始物质的成分、性质及在成煤时和成煤后的变化。一般依据受应力作用后产生的次生结构划分为原生结构煤、碎裂结构煤、碎粒结构煤和糜棱结构煤。原生结构煤是指由原始成煤物质在稳定成煤环境下形成的煤体，受到地应力破坏作用小或者应力作用对煤体改变较小，形成的裂缝微小，不能致使煤岩破碎。碎裂结构煤是指煤体由于应力作用被外生裂隙切割形成的碎块煤。碎粒结构煤是指煤岩由于受到强的外力作用致使煤岩破碎成粒状结构，粒径一般大于1 mm。而糜棱煤则是在强的外力作用下，由于煤岩抗压强度小，煤体破碎成粉末状结构，粒径小于1 mm。盆地本溪组煤岩主要是原生结构煤（图6-a ～ e），即使受到外力作用，也是以发育裂缝为主。钻井岩心中碎裂和碎粒结构煤较少见到（图6-f），截至目前还没有见到糜棱煤，表明盆地整体构造应力比较稳定，没有对煤体造成破坏。稳定背景下的应力作用有利于原生结构煤体保存，也有利于外生裂缝发育。

工业分析结果表明，上古生界煤岩属特低—低挥发分、低—中灰分煤，煤质较好。煤岩水分基本小于1.09%，平均值为0.59%；挥发分为8.50% ～ 15.57%， 平均值为10.63% ；灰分为4.01% ～ 42.17%，平均值为13.44% ；固定碳为45.24% ～ 86.93%，平均值为75.35%。工业分析反映煤岩的煤质特征，特低—低挥发分特征表明煤岩煤化程度高，低—中灰分反映煤质向好。

煤岩储层的储集空间特征、物性特征与煤阶的关系非常密切，前人做了大量研究工作^[19,35-37]，普遍认为低煤阶煤岩和高煤阶煤岩的物理化学性质差异较大，其对天然气的吸附能力和储集能力也有差异。在煤岩各个演化阶段生成大量不同类型的气体，同时产生多种类型的孔隙，孔隙结构随着煤阶不同而发生变化。

鄂尔多斯盆地煤岩基质中，主要发育气孔、植物组织孔（也称胞腔孔）和无机矿物质孔，割理和微裂隙也十分发育。气孔是煤岩在成煤作用过程中温度和压力不断升高，镜质体处于软化状态，有机质大分子不断裂解生成甲烷气体，气体聚集和逸散形成气孔，是煤岩气储集的主要空间，一般以微孔为主， 也有比较大的气孔（图7-a）。植物组织孔是成煤植物组织在煤化作用过程中残留下来的孔隙，一般常见于丝质体和半丝质体中，孔径较大，一般从几十个纳米到几个微米不等，常被黏土矿物充填（图7-b）。这类孔隙还有一种是煤岩植物组织颗粒或显微组分碎屑搭建的孔隙，几乎看不到原始植物细胞组织结构（图7-c）。无机矿物质孔是指在煤岩中赋存的黏土、碳酸盐、铁硫化物等矿物在煤岩形成过程中，经过成岩作用形成的孔隙，常见的类型包括矿物溶蚀孔、矿物颗粒孔、矿物晶间孔等类型（图7-d）。

除了上述储集空间类型外，煤岩气中的裂缝 （图6-b、d、e，7-e）和割理（图6-a、c，7-f）也是非常重要的天然气储集空间。割理是在煤化作用过程中因脱水、脱挥发分导致煤基质收缩形成的，分为面割理和端割理。面割理一般延伸长度大，在镜煤或亮煤中，延伸长度可达几米甚至几十米，开度较大可达毫米级；端割理一般与面割理正交发育，其长度受平行发育的面割理间距控制，一般长度几十微米至十几毫米，开度为几百个纳米至几个微米。煤岩裂隙指煤岩在构造应力作用下形成的张性和剪性裂隙， 一般裂隙中会被方解石等矿物部分充填（图6-b、e）。割理缝和微裂缝成因有别，规模不同，但是都具有较好的储集和输导能力，是煤岩气非常重要的储渗空间，而且由于裂缝开度较大，主要以储集游离气为主。

鄂尔多斯盆地深层煤岩储层物性较好。对厘米级煤块采用气测分析法结果显示，孔隙度为0.54% ～ 9.63%，平均值为4.80% ；渗透率为0.01 ～ 14.60 mD，平均值为2.35 mD，属于致密的微纳米孔隙储层。由于盆地构造抬升运动或者地应力剪切作用，在煤岩中形成高角度直立裂缝，是储集能力提升的主要因素。晚燕山期和喜马拉雅期经历构造抬升运动，在区域构造应力作用下裂缝型储层发育，核磁测井显示煤岩裂缝孔隙度可达16.0%，具有较好的储渗能力。

一般认为，随着煤岩埋深加大，在上覆压力持续增加的情况下，煤岩孔隙度呈现出逐渐减小的趋势。事实上，在埋深持续增加的情况下，随着煤岩热演化时间增加，煤阶逐渐升高，煤岩有机质不断脱氧、脱氢、富碳，挥发分持续减少，生成大量甲烷气体， 在煤岩中产生了大量气孔。伴随着气孔不断增加，这种热演化增孔作用和压实减孔作用达到均衡的情况下，煤岩基质孔隙度能够得以保持，使其具备较好的储集能力。鄂尔多斯盆地本溪组煤岩固定碳随着热演化程度增加而逐渐增加（图8-a），而基质孔隙度随着固定碳增加也有增加的趋势（图8-b），表明煤岩热演化增孔效应超过压实减孔效应，高煤阶煤岩的孔隙度比较高。

从煤储层结构来看，煤岩基质发育不同比例的微孔、介孔、宏孔和微裂隙。通过CO₂ 吸附、N₂ 吸附和压汞联合表征孔隙结构，结果表明，孔径2 nm 以下的微孔体积占比约42.2%，孔径为2 ～ 50 nm 的介孔体积占比只有13.2%，孔径大于50 nm 的宏孔和微裂隙体积占比达到44.6%（图9-a）。上述CO₂— N₂—高压压汞联合表征的煤岩孔隙结构与核磁T₂ 谱图展示的孔隙结构基本一致。核磁T₂ 谱图显示，弛豫时间小于10 ms 的微孔与弛豫时间大于100 ms 的宏孔和微裂隙是主要储集空间（图9-b）。煤岩孔隙结构中微孔是甲烷气以吸附态赋存的主要场所，宏孔和微裂隙则是甲烷气以游离态赋存的重要场所，煤岩气在煤岩储层中以微孔中的吸附态和宏孔及微裂缝中的游离态为主要赋存相态。

高含气量与高游离气占比是煤岩气区别于浅层煤层气最为突出的特征之一。一般煤岩含气量测试中的取心方式主要包括常规、密闭、保压、绳索取心等方式，目的在于获得地下原位总含气量。游离气的计算方法是采用等温吸附与现场测试相结合方法来确定，通过煤岩样品等温吸附试验结果，计算在原位地层温度和压力条件下的煤岩最大吸附气量， 然后用现场实际测得的天然气量减去原位吸附气量，所得的差值即为游离气量。对鄂尔多斯盆地本溪组8 号煤岩进行现场含气量测试与室内等温吸附试验，现场测试含气量为10.61 ～ 34.63 m³/t，平均含气量为22.53 m³/t。游离气含量为1.32 ～ 15.59 m³/t， 平均含气量为5.65 m³/t ；游离气占总含气量的5.58% ～ 45.91%，平均值为25.08%。表明煤岩不仅含气量高，而且游离气含量高。

鄂尔多斯盆地煤岩气高产的主要原因是煤岩中微裂缝非常发育。受燕山期和喜马拉雅期剪切构造应力作用，煤岩发育了大量规模较小的走滑断裂，伴生发育大量微裂隙，形成良好的裂缝储集空间。这些微裂缝开度从几微米到几十微米甚至数百微米不等，在深埋藏的高压条件下，富集的游离气含量较高。在实施水平井压裂后，这些裂缝型储层相互连通，游离气首先产出，随着煤储层压力降低，吸附在煤岩裂缝表面和微孔的吸附气也会逐渐产出，形成游离气、吸附气连续产出的过程。

总之，鄂尔多斯盆地煤岩品质优，演化程度较高， 孔裂隙发育，物性条件好，含气量高，游离气占比高， 奠定了盆地内煤岩气规模储集的坚实基础。

2.3 　煤岩气储盖层组合

煤岩富含游离气和吸附气，煤岩储层与上覆盖层的组合条件对煤岩气中游离气的保存至关重要。受本溪组海陆交互相和山西组三角洲相的浅水沼泽与湿地环境控制，鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤岩储层纵向上主要与石灰岩、泥岩和砂岩3 类岩性接触，并形成了煤岩—泥岩、煤岩—石灰岩和煤岩—砂岩3 种储盖组合。研究区石灰岩、泥岩和砂岩突破压力测试结果显示，石灰岩突破压力一般为15.02 ～ 26.03 MPa，平均值为20.53 MPa ；泥岩突破压力一般为3.05 ～ 7.01 MPa，平均值为5.03 MPa ； 砂岩突破压力一般为0.31 ～ 2.61 MPa，平均值为1.51 MPa。此外，研究区126 口井煤岩气测情况统计显示，煤岩—泥岩储盖组合下的煤岩全烃气测峰值小于30% 的井为3 口，占比7.1%，介于30% ～ 70% 的井为10 口，占比23.8%，大于70% 的井为29 口， 占比69.0% ；煤岩—石灰岩储盖组合下的煤岩全烃气测峰值小于30% 的井为8 口，占比19.0%，介于30% ～ 70% 的井为14 口， 占比33.3%， 大于70% 的井为20 口，占比47.7% ；煤岩—砂岩储盖组合下的煤岩全烃气测峰值小于30% 的井13 口，占比31.0%，介于30% ～ 70% 的井为15 口，占比35.7%， 大于70% 的井为14 口，占比33.3%。综合研究结果表明，石灰岩和泥岩盖层下的煤岩—石灰岩和煤岩— 泥岩储盖组合有利于煤岩气聚集，砂岩盖层条件下的煤岩—砂岩储盖组合较差。基于钻井和地震资料， 编制了鄂尔多斯盆地上古生界石炭系8 号煤岩和二叠系5 号煤岩直接盖层岩性分布图（图10），从图中可以看出，盆地东部榆林—定边—延安—米脂一带8 号煤岩主要发育煤岩—石灰岩储盖组合和煤岩—泥岩、石灰岩混合储盖组合，5 号煤岩主要发育煤岩— 泥岩储盖组合和煤岩—泥岩、砂岩储盖组合，有利于煤岩气保存。

2.4 　煤岩气富集模式

基于区域地质背景，结合烃源岩、煤岩储层、盖层条件及储盖组合类型等地质特征，构建了鄂尔多斯盆地煤岩气“源储一体、持续生烃、盖层封堵” 的富集模式。在该模式中，煤岩和泥岩是煤岩气的有效供烃源岩，煤岩自身生排烃为主并在煤岩内聚集， 煤岩下伏或者煤岩层间泥质岩生排的天然气通过微裂缝等通道向煤岩储层运移并聚集。发育以植物组织孔和微裂隙的煤岩是有利储层，为游离气和吸附气聚集提供了规模储集空间。煤岩—泥岩、煤岩—石灰岩和煤岩—砂岩3 种储盖组合控制了煤岩气富集， 泥岩和石灰岩因封闭性能较好，更有利于煤岩气聚集并封存。煤岩横向变化使得局部形成了侧向尖灭、透镜状、低幅度构造、鼻状构造带、岩性自封闭等5 种富集类型（图11）。

3 　煤岩气勘探关键技术

煤岩气勘探取得成功，除了依赖于正确地质认识的指导，更依赖于先进的地质工程技术、钻完井技术及储层改造等技术。鄂尔多斯盆地煤岩气勘探相关工程技术攻关已取得明显进展^[38-42]。这些技术的成功实施是煤岩气勘探获得成功的重要保障。

3.1 　煤岩展布地震预测与地质建模技术

在煤岩气勘探开发中，准确预测煤岩的空间分布十分重要。经过近两年的实践，初步形成了煤岩展布地震预测与地质建模技术，为煤岩气水平井钻探提供了地质依据。在煤岩展布预测中，主要依据高分辨率的三维地震，开展波阻抗反演以预测煤岩的空间起伏变化。煤岩的地球物理响应具有密度低（1 350 ～ 1 700 kg/m³）、声波时差高（320 ～ 450 μs/m） 的特征，因此整体上煤岩与围岩的波阻抗差较大，形成强反射波组，地震响应表现出非常强的振幅特征， 通过反演可以预测出煤岩的横向厚度变化和起伏形态。

在地震反演预测的基础上，采用地质建模技术建立三维地质模型，不仅可以直观指导水平井钻进实施，而且对于煤岩表征有非常好的支撑作用。地质建模主要依靠地震解释成果和钻井成果的约束，采用克里金插值技术，落实煤岩的空间展布和起伏形态， 为水平井钻探提供指导。地震反演煤岩预测和地质建模技术在煤岩气钻井实施中提供了重要地质信息和技术支撑，指导了勘探钻井和试验井组部署与实施，是煤岩气成功钻探的地质基础。

3.2 　煤岩气水平井钻完井技术

深层煤岩气钻井工程攻关按照“先打成，再打好” 的思路，立足现场，坚持问题导向，聚焦煤层坍塌难题，通过精细室内机理研究，结合现场技术攻关， 按照“一井一分析，一轮一总结”的制度，优化定性技术流程。深层煤岩割理发育，抗压强度低，不易水化。煤矸抗压强度高、水化作用强及差异性膨胀因素增加井壁失稳风险，通过优化井身结构、精细设计井眼轨迹，为导向奠定基础。同时研制并采用“强封堵、强抑制、强护壁”防塌钻井液体系，确定水平段自然伽马与无扶螺杆结合的低摩阻、防卡钻导向钻具组合，制订井眼清洁程序，配合随钻导向精准控制实钻轨迹，建立标准化复杂事故处理程序， 形成深层煤岩气水平井“八定型、八优化”钻井配套技术，即定型井深结构、井眼轨迹、泥浆体系、钻具组合、清洁程序、导向规则、装备配套和处置程序，优化井眼尺寸、高效钻头、非标钻具、钻进参数、封堵防塌、测试程序、现场管控和数据远传，该技术现场施工效果良好。在已完钻的煤岩气水平井中， 平均水平段长度持续增加，由早期的996 m 增加到1 411 m，平均复杂时效由14.67% 下降到5.68%，并进一步优化后可达3.66%，平均钻井周期由89 d 下降到64 d。其中Mi172H 井创造油田公司最短钻井周期，用时41.5 d。

3.3 　煤岩气水平井压裂改造与增产技术

区别于常规储层，煤岩储层具有割理和裂隙发育、高比表面积、强塑性等特征，压裂改造面临裂缝延伸难、缝网铺置程度低、压裂液滤失大和储层伤害高等问题，使其对水力裂缝长度、改造体积和支撑率均有较高需求。通过逐步探索试验，形成了以“段内少簇、适度规模、低伤害压裂液、控压排采” 为核心的主体压裂技术，同时结合煤岩气工程改造需求和地面现实条件，以经济高效压裂为目标，形成4 项关键技术：①基于不同段簇组合裂缝扩展数值模拟以及多手段裂缝监测，考虑水平段储层岩性、含气性、力学属性等特征，建立甜点区段评价方法，形成压裂段簇精细刻画技术；②通过开展支撑剂运移铺置、导流能力评价和矿场多轮次试验，获得多尺度裂缝压裂关键参数，形成适度规模的高效压裂技术；③针对煤岩储层比表面大、易伤害的特征，创新动态伤害评价方法，明确煤岩以吸附伤害为主。通过控降分子量降低吸附伤害、水相悬浮降低乳化伤害、靶向设计快速破胶、降低残渣伤害，结合高排量体积压裂的低摩阻、高携砂性能需求，优化设计压裂液分子结构，研发出新型变黏—低聚物醇基压裂液体系；④针对鄂尔多斯盆地黄土塬沙漠地貌缺水现状， 以保证效果、控降成本为原则，采用CO₂ 压裂、返排液重复利用等措施，构建适用于黄土塬条件的煤岩气减水、替水压裂技术。

3.4 　煤岩气排采技术

针对煤岩气“见气早、液量大、气液变化快” 的生产特征。通过不同排采方式数值模拟对比，明确煤岩气控压排采规避应力敏感伤害与速敏伤害， 并且结合生产动态全流程跟踪，精细划分生产阶段， 形成“初期控压自喷、中期连续泡排、后期人工举升” 的全生命周期排采工艺制度，包括3 项关键技术：①基于煤岩气井生产特征及游离解吸附规律，形成初期油嘴图版优化、控压自喷技术；②针对排液中期液量下降和气量上升快等特点，为了延长自然能量携液生产时间，基于井筒流动模拟研究，明确油管下入时机和优选泡排剂类型，形成排采管柱优选和连续泡排关键技术；③针对排采后期稳定阶段，形成机抽、射流泵、电潜泵等人工举升技术、一体化排采技术和高效复产技术。上述3 项技术建立煤岩气生产井全生命周期差异化排采方案，实现煤岩气井最终采出量大幅提升。现场应用17 口水平井，平均压降速率降低至0.02 MPa/d，其中Mi172H 井采用精细化控压排采方案，稳定排采362 d，累计产气量2 340×10⁴ m³， 预测最终采气量突破8 000×10⁴ m³，较放压生产提高8.7%。

4 　资源潜力与勘探方向

4.1 　煤岩气资源评价方法

前人对鄂尔多斯盆地煤层气资源量估算，主要局限在盆地东缘2 000 m 以浅的区带^[43-44]。尚未见到对2 000 m 以深煤岩气资源量的评估报道，目前还没有煤岩气资源量计算规范标准。本次煤岩气资源量估算参考煤层气资源量计算方法，综合考虑煤岩气气藏特征、勘探程度和地质认识程度，选择体积法作为盆地煤岩气资源量计算的方法，对埋深大于1 500 m 的煤岩气资源量进行了初步计算，计算公式如下：

上述各项参数中，目的层各区带单元的厚度和面积依据煤岩厚度图来确定，比较准确，对于厚度小于2 m 的薄煤岩进行了面积扣除。煤岩密度和含气量是依据各区带的煤阶、测井资料和少量探井的实际测试资料初步估计确定的。

4.2 　煤岩气资源评价结果

基于前述资源评价方法，分别对本溪组8 号煤岩和山西组5 号煤岩的天然气资源量进行估算。将本溪组8 号煤层划分为15 个评价单元（表2、图12-a）， 山西组5 号煤层划分为10 个评价单元（表3、图12-b）， 分别进行资源量估算。

依据区带单元划分方案，初步估算盆地本溪组8 号煤岩和山西组5 号煤岩（埋深大于1 500 m） 叠合总面积约16.70×10⁴ km²， 总煤岩气资源量约23.47×10¹² m³。其中本溪组8 号煤岩分布面积10.63×10⁴ km²，资源量约17.43×10¹² m³，山西组5 号煤岩分布面积6.06×10⁴ km²，资源量约6.04×10¹² m³。从资源丰度上来看，上述估计结果的资源丰度整体偏低，本溪组8 号煤岩资源丰度约1.64×10⁸ m³/km²， 山西组5 号煤岩资源丰度约1.00×10⁸ m³/km²。由于盆地煤岩气勘探程度较低，对各区带单元的含气量估计偏低，对井资料较少的地区煤岩厚度取值保守， 估算的煤岩气资源量可能偏低。

4.3 　煤岩气勘探方向

油田公司近期在盆地内针对煤岩气实施风险勘探与全面预探评价取得良好效果。2022 年以来，油田公司实施NL1H 风险井，该井水平段长1 500 m， 钻遇煤岩760 m，录井全烃气测峰值可达78.5%，加砂压裂改造后，测试获得日产气量为5.4×10⁴ m³ 的工业气流。新部署完成的Yu160H、Mi172H 等井均获得工业气流，实现了不同深度类型煤岩气的战略性突破，其中Mi172 井获得日产气量为13.6×10⁴ m³ 的高产工业气流。2023 年，油田公司围绕前期评价的乌审旗南部—横山—米脂北地区Ⅰ类和Ⅱ类有利区带部署32 口水平井，全部获得成功，多口井测试获得日产量超过10×10⁴ m³ 的高产工业气流，开辟了全新的天然气勘探领域。

勘探证实煤岩气是一种地质特征独特的优质天然气资源。勘探实践的成功不仅证实鄂尔多斯盆地煤岩气具有巨大资源潜力，也证实前期对煤岩气的地质认识是正确的，表明煤岩埋藏深度的量变带来煤岩气藏特征的质变，是煤岩储层内有别于传统煤层气的新类型天然气。主要体现在煤岩埋藏深使得煤岩煤阶增高，生气能力增强；埋藏深形成高地应力，使得脆性煤岩微裂缝发育；埋藏深形成的高温和高压条件使得煤岩总含气量高、游离气含量高；埋藏深的煤岩气受构造活动和近地表地下水的破坏作用小，保存条件好。研究区煤岩气主要表现出以下几个方面地质特点：①煤岩埋深大，埋藏深度为2 000 ～ 4 000 m ；②煤岩规模大，8 号煤岩厚度为2 ～ 16 m，5 号煤岩厚度为2 ～ 8 m，煤岩分布面积超过10×10⁴ km²，勘探规模大；③以中高阶煤为主，煤岩成熟度高，生气能力强，R_o 分布范围0.6% ～ 3.2%，主体为1.2% ～ 2.8% ；④煤岩宏观类型以原生结构的光亮煤和半亮煤为主；⑤本溪组煤岩镜质组含量高，镜质组含量为19.86% ～ 91.28%，平均值为68.48%^[8] ；⑥煤岩储层物性较好，平均孔隙度为4.80%，平均渗透率为2.35 mD，除了基质孔隙以外，割理和微裂缝也非常发育，是游离气赋存的主要场所；⑦煤岩含气量高，平均含气量为22.53 m³/t ； ⑧煤岩游离气含量高，平均游离气含量5.65 m³/t，占比25.08% ；⑨储盖组合好，以煤岩—泥岩组合或者煤岩—石灰岩组合为主，封闭条件好。煤岩气有望成为鄂尔多斯盆地重要的天然气增储上产领域。

近期将围绕煤岩气领域，持续开展资源评价和勘探拓展。由于盆地内部煤岩气勘探处于早期阶段， 资源量计算参数还需要进一步研究。未来随着勘探的深入，需要持续进行资源量评估，为勘探部署提供尽可能准确的依据。从本次资源量估算来看，本溪组8 号煤岩的煤岩气资源量品质较好的区带主要包括神木周边、榆林周边、乌审旗周边、米脂北、佳县、绥德、吴堡、大宁—吉县等区带，5 号煤岩的煤岩气资源品质较好的区带主要包括神木—伊金霍洛旗、榆林—佳县、乌审旗北、横山—子洲等区带，这些区带煤岩气都是近期重点勘探方向。

5 　结论

1）鄂尔多斯盆地煤岩品质好，生气能力强。本溪期海陆交互相与山西期陆相三角洲相，分别发育了广泛分布的8 号煤岩和5 号煤岩。煤岩以原生结构的光亮煤和半亮煤为主，固定碳含量高，挥发分和灰分产率低，热演化程度较高，与固定碳含量相关性好， 生气能力强。

2）鄂尔多斯盆地煤岩储层发育，游离气占比高。煤岩主要发育气孔、植物组织孔、无机矿物孔，割理与裂隙发育，储集空间以微孔和宏孔为主，储层物性好。现场测试表明煤岩平均含气量为22.53 m³/t， 游离气占总含气量的25.08%。

3）鄂尔多斯盆地煤岩储盖组合优良，聚气条件好。石炭系—二叠系煤岩储层纵向上主要与石灰岩、泥岩和砂岩3 类岩性接触，并形成了煤岩—泥质岩、煤岩—石灰岩、煤岩—砂岩3 种储盖组合类型，以前2 种组合为主，聚气条件好。

4）鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤岩气勘探已初步形成了地震地质综合建模、水平井钻完井、压裂改造和控压排采等系列配套工程技术，支撑了盆地煤岩气规模勘探与生产，为下一步大规模开发煤岩气奠定了基础。

5）鄂尔多斯盆地煤岩气勘探潜力大。初步估算盆地8 号煤岩和5 号煤岩叠合总面积约16.70×10⁴ km²， 总煤岩气资源量约23.47×10¹² m³，未来勘探潜力巨大。近期勘探部署的32 口水平井全部获得成功，开辟了全新的天然气勘探领域。