【论文】李勇(本刊青年编委)，等：鄂尔多斯盆地煤层（岩）气勘探开发进展及发展方向

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鄂尔多斯盆地是在华北古生代克拉通基础上与中生代台内坳陷叠合发育的大型含油气盆地，总面积为37×10⁴ km²，已先后在古生代和中生代的奥陶系、石炭系、二叠系和三叠系实现了碳酸盐岩、致密砂岩、海相/ 海陆过渡相页岩、铝土岩和煤等多类型储层天然气的勘探开发突破^[1-3]。自1907 年以来，鄂尔多斯盆地已发现67 个油气田，是中国重要的能源生产基地^[2]。鄂尔多斯盆地煤、油、气和铀多类型资源同盆共生，呈“半盆油、满盆气、南油北气、上油下气” 的富集特点，含油气层系面积大、分布广、层系多、复合连片，又有“地下煤海”之称，同时赋存铀矿、氦气和岩盐等重要矿产^[4-5]。自20 世纪90 年代盆地东缘开始煤层气勘探以来，煤层（岩）气勘探开发地质理论“深度禁区”实现跨越式突破，取得显著成果。

2016—2022 年，鄂尔多斯盆地新增煤层（岩） 气探明储量占中国同期新增探明储量的66%，盆地煤层（岩）气勘探开发得到快速发展。其中，以鄂尔多斯盆地东南部大宁—吉县区块为典型区块，在2019 年以后逐步实现深层煤岩气规模开发；2023 年，盆地东缘超2 000 m 埋深地层又发现千亿立方米探明储量规模深煤气田——神府深煤大气田。截至2024 年7 月，大宁—吉县深层煤岩气日产气量超过500×10⁴ m³，年产能力超过15×10⁸ m³。鄂尔多斯盆地煤岩分布面积超10×10⁴ km²，预测总资源量约20.20×10¹² m³，勘探开发前景广阔。为了进一步推动盆地深层煤岩气效益开发，系统梳理了鄂尔多斯盆地煤层（岩）气勘探开发历程、开发地质特征和关键勘探开发技术进展，有助于快速推动深层煤岩气勘探开发部署和规模建产，助力煤层（岩）气大产业形成，服务中国能源转型和“双碳”目标实现。

1 　勘探开发历程

1.1 　勘探开发探索阶段（1991—2002 年）

鄂尔多斯盆地煤炭资源丰富，河东煤田从20 世纪50 年代开始煤田勘探，施工煤田钻孔1 000 余口。盆地内部煤层气勘探开发始于20 世纪90 年代， 1991 年，原地质矿产部华北石油勘探局在盆地东缘柳林地区实施钻探煤柳1 ～ 7 井，开展了小井组排采试验，其中煤柳5 井深457 m，排水采气13.5 个月，最高日产气量7 050 m³，开启了鄂尔多斯盆地煤层气开发历程^[6]。1996 年，中国石油在盆地吴堡地区完钻吴试1 井，试采最高日产气量1 129 m³。1995 年，原中国煤田地质总局在韩城施工3 口煤层气探井， 其中韩试1 井射孔压裂测试折算日产气瞬时产量为 4 000 ～ 5 000 m³，而韩试2 井和3 井由于煤储层渗透率太低没有进行试气^[7]。1996 年，中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）联合外资企业在盆地东缘优选了保德、三交、大宁—吉县和韩城等煤层气勘探开发有利区块（图1）。2000 年11 月，中联公司与美国德士古公司签订内蒙古准格尔、陕西神府、山西河曲—保德区块的煤层气产品分成合同， 并完成了3 个区块的综合地质和环境影响评价^[8]，开启了中国煤层气专业化开发阶段。

2003 年以前，盆地煤层气总体属于勘查和开发试验阶段，开展了多个小井组试验。美国CBM、菲利普斯、安然、阿科、阿莫科和澳大利亚路伟尔等公司也在此阶段广泛参与煤层气勘探工作^[6]。1992 年， 美国CBM 公司与山西能源产业集团等5 家公司成立了河东煤层气股份有限公司，至1999 年在临兴区块施工地震测线142 km 和2 口煤层气井，初步评价了煤层气资源^[8]。安然公司于1992 年在三交区块钻探4 口煤层气井，其中SG3X 井采用洞穴完井；此后， 1997 年在临县和三交毗邻的林家坪实施9 口井的井组实验，1998 年底和2000 年分别完成了第一圈5 口井和第二圈4 口井钻探，单井最高日产气量达9 800 m³， 2001 年进一步在碛口实施4 口评价井，单井平均日产气量不足1 100 m³，但是日产水量高达220 m³。1996 年，阿科公司在石楼钻探2 口井，由于煤层深度太大、孔隙率太低而放弃，1997—1998 年在该区东北部钻探4 口井，试采7 个月，单井日产气量仅 1 000 m^3[6]。2001—2002 年期间，中国煤层气勘探投入有限，勘探地区减少，对外合作项目也进入停滞状态。在该阶段，煤层气勘探虽然多处获得发现，但均未成规模。资源评价认为，全盆地小于1 500 m 煤层气资源量约7.8×10¹² m³，有巨大勘探开发潜力^[6]。

1.2 　典型区带勘探开发突破阶段（2003—2008 年）

2003 年，中国加强煤矿瓦斯治理力度，煤层气勘探力度加大，在重点区带实现煤层气勘探开发突破。2004—2007 年，韩城区块WL1 先导性试验井组（11 口井）实施，经过2 年排水降压，井组获得稳定日产气量8 000 ～ 10 000 m³，实现了中高煤阶煤层气勘探开发突破，在此基础上提交的第一个煤层气新增探明储量为50.78×10⁸ m³，探明含气面积为41.7 km^2[9]。2007 年大宁—吉县区块的吉试18 井压裂后日产气量超1 300 m³，初步落实了大宁—吉县区块“高压、高渗、高含气饱和度”煤层气藏。2007 年， 保德区块实施4 口水平井为期1 年的试采，实现单井日产气量1 500 ～ 3 600 m³，日产水量20 ～ 320 m³。 该阶段，空气钻井、套管完井、套管＋裸眼完井、分层压裂、活性水/ 盐水/ 清洁水压裂体系、氮气泡沫压裂、多分支水平井和压裂裂缝监测技术等逐步开展尝试，煤层气初步实现了有效开发^[10]。2004 年，中国煤层气在沁水盆地南部的潘河、潘庄和枣园地区实现了商业化开发示范，同时韩城和大宁—吉县区块也初步进入了商业开发试验阶段。

1.3 　浅—中层煤层气规模勘探开发阶段（2009— 2018 年）

2009 年，盆地内主要作业公司增大勘探力度， 成立了煤层气公司，2009—2010 年开始在大宁—吉县区块开展了二维地震和井组试采，推动了煤层气产业进入规模化发展阶段。在短短10 年时间内，实现了煤层气储量和产量的大幅度跃升。该阶段盆地东缘多个区块实现了煤层气的商业规模开发，建成了千亿立方米煤层气产业基地，同时创新发展一系列适合煤层气特点的勘探开发方法和工程技术，包括地震、测井、实验3 项评价技术，钻井、压裂、排采工程3 项工程技术，以及生产测试和集输工艺2 项配套技术，形成了《煤层气资源/ 储量规范》（DZ/T 0216— 2010）、《煤层气地震勘探规范》（NB/T 10002— 2014）、《煤层气压裂作业规范》（NB/T 10001—2014） 和《煤层气井排采技术规范》（NB/T 10009—2014） 等行业标准。该阶段，韩城、大宁—吉县浅层、三交、柳林和保德等多个区块提交探明储量，累计建成产能超25×10⁸ m³/a。除了石炭系—二叠系煤层，盆地南部的侏罗系延安组低煤阶煤层气也进行了勘探，单井最高日产气量超1.00×10⁴ m³。

1.4 　深层煤岩气规模勘探开发阶段（2019 年至今）

2019 年以来， 深层煤岩气规模勘探开发逐步实现重大突破， 多口风险探井实现日产气量5.00×10⁴ ～ 10.00×10⁴ m³，单井最高日产气量达到19.78×10⁴ m³。典型突破井如：2021 年，大宁—吉县区块吉深6-7 平01 井（产层埋深2 100 m、水平段1 000 m）初期日产气量超过10.00×10⁴ m³，标志着深层煤岩气先导试采试验获得重大突破；2022 年， 临兴—神府区块的深煤1 号井（产层埋深1 998 m、水平段1 000 m）和神木—佳县区块佳南1H 井（产层埋深2 550 m、水平段2 211 m）试采初期日产气量分别为6.00×10⁴ m³ 和8.16×10⁴ m³，标志着盆缘中煤阶实现深层煤岩气突破；2023 年，大牛地区块阳煤1HF 井（产层埋深2 880 m、水平段1 030 m）和纳林河—米脂北地区米172H 井（产层埋深2 690 m、水平段1 314 m）初期日产气量分别为8.50×10⁴ m³ 和13.60×10⁴ m³，展现出盆内中高煤阶煤岩气良好的开发潜力。同时实施大规模水力压裂工艺，采用高加砂强度，以形成长距离支撑和高导流能力的有效裂缝。2019—2021 年，大宁—吉县区块深层煤岩试验了15 口丛式井，采用酸压改造工艺，单井测试日产气量为1 400 ～ 5 791 m³，2 口水平井初期日产气量0.50×10⁴ ～ 1.10×10⁴ m³，其中首口试验井吉3-7 向2 井，表现出“投产即见气、上产速度快”的特征，日产气量达5 791 m^3[11]。自2021 年起，大宁— 吉县区块采用超大规模体积压裂12 口井，每段加砂量从200 → 300 → 400 m³ 递增，11 口丛式井最高日产气量超过2.00×10⁴ m³。随后大宁—吉县区块按照“一次井网、平台部署、整体压裂”思路，开辟先导和扩大试验区，多口井日产气量超过10.00×10⁴ m³， 最高日产气量达16.00×10⁴ m³，单井年产气量超过3 000×10⁴ m³，直井平均日产气量6.70×10⁴ m^3[12]。2023 年，盆地中东部米脂—绥德区块的绥德1H 井水平段长1 500 m，钻遇煤层长度1 441 m，煤层钻遇率96.07%，水平段日均进尺310.56 m，为深层煤岩气开发高效配套技术——钻完井工艺的完善奠定了基础^[13-15]。除了8 号煤，深层5 号煤也取得重大突破， 试采井稳定生产6.00×10⁴ m³/d。

2 　勘探开发地质认识

鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系发育2 套厚煤层， 分别为8 号煤＋ 9 号煤（下部主煤层）和4 号煤＋ 5 号煤（上部主煤层，山西组），笔者着重关注已成功开发的8 号煤＋ 9 号煤^[16]。

2.1 　煤系沉积演化

沉积体系控制煤系岩层组合特征，进而影响煤层（岩）气勘探开发有利区分布。鄂尔多斯盆地和整个华北地台8 号煤＋ 9 号煤是在海陆过渡相沉积环境形成，受地形坡度极小的陆表海环境控制，以“快速海侵、缓慢海退”的事件性成煤为主^[16]。该套煤系沉积顶面是区域范围内的构造转换面，发生南北均一化沉降，形成了覆盖全区的稳定厚煤层。随着区域构造演化，北部地势相对隆起，泥炭沼泽堆积时间较长，盆地中部和南部地势较低，海水的动荡和侵蚀作用较强，煤层总体较北部薄。大宁—吉县一带处于可容纳空间相对稳定的中心，沉积稳定， 煤层较厚。

8 号煤＋ 9 号煤沉积时古地理格局包括冲积扇、三角洲、潮坪—浅水陆棚、障壁岛—潟湖等多种沉积体系，形成陆源碎屑与碳酸盐岩的混合沉积，煤层主要沉积于潮坪环境的泥炭坪和三角洲。潮坪环境地势平坦而且广阔，形成的8 号煤＋ 9 号煤分布广泛、连续性强，从东缘向盆地中心横向延伸，在稳定沉降的地区，能够形成厚煤层。山西期海水向鄂尔多斯盆地东西两侧退出，盆地转换为陆相淡水盆地，发育冲积扇、扇间洼地、辫状河、三角洲等环境， 砂体呈现南北向带状展布，发育多条厚砂带，厚砂带间泛滥盆地沼泽广泛发育。受冲积扇、河流和湖泊三角洲等差异化成煤环境波动，煤层总体连续性较差， 厚度变化大。多种沉积体系发育，为煤层的广泛分布奠定了基础，也影响了煤层（岩）气的生成和聚集。鄂尔多斯盆地煤层顶板可以大致划分为5 类岩性组合（表1），包括厚层泥岩、中厚层泥质岩夹砂岩及砂质泥岩、厚层石灰岩、不稳定泥质岩及砂岩和厚层砂岩。8 号煤＋ 9 号煤顶板在盆地中心主要为石灰岩或石灰岩和泥岩混合，向外逐渐转变为砂岩或者泥岩—砂岩混合，其中三交、吉县等区块发育厚层石灰岩， 但是煤层含气量依然很高，说明石灰岩也可以形成很好的盖层（图2-a）。

（资料来源：据本文参考文献[15]，有修改）

2.2 　煤岩特征

鄂尔多斯盆地8 号煤＋ 9 号煤在东缘出露地表， 总体由东向西埋深逐渐加大，至西部最大埋深超过 4 000 m（图1、表2）。已经商业化开发的保德、柳林、延川南和韩城等煤层气区块埋深较浅，开发层位主体埋深为400 ～ 1 300 m，均以单斜构造为主。盆地内部的绥德、大牛地、宜川和佳县等区块煤埋深基本在1 800 m 以深，宜川和佳县发育宽缓向斜，大牛地区块埋深较大，为2 500 ～ 2 900 m。煤层厚度一般大于3 m，主体厚度为5 ～ 15 m，总体“东北厚、西南薄”， 以乌审旗—米脂—神木地区较厚（图2-b）。煤层厚度既受沉积时泥炭沼泽沉积速率和时间影响，也受热演化程度控制^[17-19]。盆地煤岩镜质体反射率（R_o） 呈现“东北低、西南高”，在定边—靖边—米脂一线南部R_o 一般大于2.0%，乌审旗—神木以北地区较低， 小于1.2%。保德区块煤岩R_o 较低，为0.7% ～ 1.1%， 柳林和大牛地区块R_o 约为1.4%，属于中等变质程度的焦煤和烟煤，宜川区块R_o 最高，属于高变质程度的贫煤—无烟煤。整个盆地R_o 在南部子长—延安地区最高，为2.6% ～ 3.0%（图2-b）。

8 号＋ 9 号和4 号＋ 5 号2 套煤平均间距为100 m， 热演化程度差异较小；2 套煤层的煤岩组成和显微组分差异性也不明显，均以镜质体为主；8 号煤＋ 9 号煤的视密度和真密度更高，孔隙度也较高。2 套煤层最大区别体现在显微煤岩的硫化物含量，8 号煤＋ 9 号煤平均硫化物含量为1.6%，4 号煤＋ 5 号煤仅为0.8%，这与8 号煤＋ 9 号煤以海陆过渡相沉积环境为主体、4 号煤＋ 5 号煤以陆相沉积为主体的结果相对应。统计结果显示，煤岩显微组分中的镜质组含量为19.60% ～ 92.50%，平均值为68.60% ；惰质组含量次之，平均值为28.46%。从各显微组分与R_o 的对比关系看，镜质组和惰质组基本与R_o 无关联（图3-a、b），尽管在R_o ＝ 1.2% 条件下镜质组含量明显高于较低变质程度煤岩，这是由于随热演化程度的增加，类脂组在低煤阶中非常显著的中高凸起变得不明显，与镜质组难以区分^[16]。

2.3 　储层含气性和物性

鄂尔多斯盆地8 号煤＋ 9 号煤含气量普遍较高， 保德、柳林和延川南区块等浅层区块煤含气量分别为5 ～ 10 m³/t、5 ～ 13 m³/t 和6 ～ 20 m³/t，平均含气量为6 ～ 12 m³/t。已经开发的浅层煤层气区块含气量与埋深的关系并不明显，但受煤变质程度和保存条件等因素影响。大宁—吉县区块浅层和深层煤具有明显的含气量差别，1 200 m 以浅煤平均含气量为12 m³/t，2 000 ～ 2 600 m 煤平均含气量为27 m³/t，深层煤含气量更高（图4-a）。绥德、大牛地、宜川和佳县区块煤含气量多超过20 m³/t。兰氏体积反映煤对甲烷的最大吸附能力，可在一定程度反映吸附气含量，随着R_o 增大，兰氏体积呈现增大的趋势（图3-c）。中低煤阶煤对甲烷的吸附能力弱， 受其芳构化程度低，表面对气体分子的吸附能力较低。随着变质程度增加，煤岩的芳构化程度增强， 吸附能力提升。兰氏压力与R_o 关系不明显，在高变质程度下，兰氏压力大部分小于3.5 MPa ；但在 R_o ＜ 1.0% 时，有部分数据点兰氏压力大于3.5 MPa， 反映中高煤阶气体解吸较低煤阶要相对难一些 （图3-d）。

2.4 　煤层（岩）气赋存和保存条件

多孔结构是煤的基本属性且组成复杂，包括有胞腔孔（残余植物组织孔）、屑间孔（有机质碎屑之间）、气孔和黏土矿物晶间孔等，且随着热演化程度增高，不同类型孔隙数量存在较大差异。煤岩多尺度孔裂隙是气体赋存和产出的重要空间，其中裂隙是主要的气体流动产出通道。受沉积环境波动影响， 部分煤岩中黏土矿物含量较高，对气体赋存、产出和储层压裂改造都有一定影响。多种类型植物组织孔， 在压实作用、凝胶化作用和煤化作用等综合影响下， 孔隙形态会发生变化，同时伴随气孔的大量生成，导致孔隙结构的非均质性增强^[20-21]。随着煤岩变质程度升高，煤样总孔容和比表面积呈现先降低后升高再降低的趋势，大致以0.65%、1.30% 和3.50% 为界限。鄂尔多斯盆地煤样低温液氮、CO₂ 吸附测试结果表明，微孔（0 ～ 2 nm）在煤岩孔隙中占据主导地位， 其次为宏孔（大于50 nm），介孔欠发育，呈现两端高的哑铃形态^[22]。鄂尔多斯盆地8 号煤＋ 9 号煤的基质孔隙度主要为3% ～ 6%，1 500 m 以深煤的渗透率为0.001 ～ 0.100 mD，属于特低孔、特低渗储层（图4-b）。微孔占据煤比表面积的95% 以上，是吸附态甲烷赋存的主要场所；宏孔和裂缝是游离气存在的主要空间。但是最新分子模拟结果表明，2 nm 以上的孔隙中普遍存在游离态甲烷^[23]。但是无论何种赋存状态，甲烷要达到稳定渗流，形成沟通微小孔隙的通道至关重要。

煤层（岩）气是煤大规模生烃运移之后的残余气，保存条件是影响含气量的决定性因素。与浅层相比，深层煤岩在地质历史时期经历的抬升幅度小， 断裂不发育，保存条件更好。鄂尔多斯盆地是古生代华北克拉通基础上之上的叠合盆地，地层连续沉积且稳定。除了盆地边缘发育断层外，盆地深部地层结构整体稳定，对应煤结构也相对稳定，连续性好， 有利于煤层气大规模保存。除此之外，水文条件影响煤层（岩）气的生成、运移、成藏和产出整个过程， 深、浅层煤层水地球化学特征存在较大差异，浅层煤受地表水和大气降水影响较大，整体位于弱径流— 承压区，以NaHCO₃ 型水为主，矿化度整体低于 10 000 mg/L，地下水相对活跃，入侵程度较大，自由水含量较高，导致煤层气逸散较多，游离气含量较少，需要经历长时间排水才见气。而深层煤整体介于滞留区，水动力较弱，大多数为原始沉积水，后期地下水入侵程度较低，以CaCl₂ 型为主，矿化度甚至达到310 000 mg/L，表明深层环境封闭性较好，有利于游离气保存，开发时排水较少或者不排水。

2.5 　煤层（岩）气地质条件演化规律

煤层（岩）气地质条件常受到构造活动和地下水入侵等外力影响而发生较大改变，导致深、浅层煤含气量、吸附气/ 游离气比例、孔渗物性等具有显著差异，进而形成复杂多样的产出特征。从盆地边缘到盆地中心，煤层埋深逐渐增大，地质条件演化主要体现为：①储层温压不断增大，煤含气量出现临界深度。临界深度以浅煤多以吸附气为主，整体为欠饱和环境，需要排水降压采气；超过临界深度，煤吸附饱和，游离气含量较高。②地应力场逐渐由水平应力主导转变为垂向应力主导。浅层煤受水平应力影响会产生连续的宏观裂缝，储层物性较好，但也同样为地下水入侵提供了较多的赋存空间； 深层煤受到较大的垂向应力压缩效应，导致煤较为致密，储层孔渗物性较差，主要以内生裂隙作为渗流通道。③水动力逐渐变弱，煤层含水量逐渐降低。浅层煤受地表水入侵影响较大，顶板隔水性较差， 导致煤层气大量逸散；深层煤顶板致密且隔水性较好，主要受到原始沉积水影响，水动力较弱，从而出现见气不见水的生产特征。④煤储层变质程度增加，微孔发育占比逐渐增加，为吸附气提供吸附空间，且内生裂缝为游离气提供赋存场所，致密顶底板提供好的保存条件，致使深层煤含气量普遍高于浅层煤，但高应力和低渗透条件不利于煤岩气压裂改造、运移产出。上述地质条件的变化致使从盆地边缘到中心逐渐由排水降压的浅层湿煤系统转变为开井即见气的深层干煤系统，但不同埋藏类型（深埋深藏、深埋浅藏、浅埋浅藏等）的煤会导致临界深度主控因素不同，从而在局部范围内出现深、浅层煤层（岩） 气共存的过渡区域，出现深层煤岩气游离气含量低、产水量较高的非典型深层煤岩气生产特征。

3 　勘探开发关键技术进展

3.1 　形成了一批浅层煤层气规模勘探开发成果

经过近30 年勘探开发实践，随着钻井工作量和勘探开发投入增加，形成了一批支撑鄂尔多斯盆地浅层煤层气规模开发成果，主要包括：①统一了东缘主力煤层划分方案，精细刻画了8 号＋ 9 号和4 号＋ 5 号2 套煤沉积体系，明确了煤系层序地层格架及沉积演化过程；②完成了煤层气富集目标区资源评价与目标优选，在第4 轮煤层气资源评价中计算盆地2 000 m 以浅地质资源量7.26×10¹² m³、可采资源量2.80×10¹² m³，并在此基础上评价了煤系多气合采可行性^[23] ；③创新发展了一系列适合煤层气特点的勘探方法和工程开发技术，在保德区块遵循“探井→评价井→试采井组→开发先导试验”勘探开发模式取得突出成效，引领和推动着中低阶煤的煤层气勘探开发^[24]； ④丛式井（韩城、临汾和保德区块）、多分支水平井（三交区块）和单支水平井（大宁—吉县区块）在不同地质条件下的实践取得成功；⑤形成了“适度液量、变排量、适度砂比”的复合压裂工艺技术和顶板间接压裂技术；⑥排采工艺从“定性”转变为“半定量”， 从“缓慢、稳定、连续、长期”转变为“双控制逐级排采区域降压法”，提产效果明显^[25-26]。值得注意的是，延川南区块实现了1 000 ～ 1 500 m 埋深煤层气的规模化和经济效益开发，将煤层气开发深度突破至1 000 m 以深^[27]。煤系气在此期间受到关注，并在临兴—神府和大宁—吉县区块开展了合采尝试，煤系含气系统呈现“箱式封存、连续运聚、动态转化、定向聚散”的特点，发育煤成气全含气系统模式，并且在个别井实现了煤层气和致密气合采并实现高产^[28]。

3.2 　建立了深层煤岩气有利区—甜点区评价标准

尽管煤普遍含气，但是寻找有利于气体富集且有产出的“甜点区”是实现气井高产的关键因素。煤层（岩）气“甜点区”受控于不同温压地质条件下的煤层气相态、聚集过程和成藏效应，表现为相对构造高点（包括微幅褶皱和微幅单斜），有利于实现气井高产。在相关构造控气特征研究中，系统讨论了鄂尔多斯盆地东缘不同构造类型对气体富集的控制作用，特别是分析了物性封闭、气压封闭、水压封闭和吸附封闭在煤层（岩）气成藏中的作用^[29]。大宁— 吉县区块基于微构造形态将区块划分为“负向微构造区、构造平缓区、正向微构造区和构造抬升区”4 个单元，针对性开展气体富集、解吸和产出特征剖析， 结合资源、保存、解吸、渗流和可改造性开展了开发工艺设计，实现了多类型气藏高效开发^[30]。临兴— 神府区块围绕资源性和可压性2 个指标构建了煤层气“甜点区”标准，其中资源性主要考虑煤储层能量， 可压性考虑构造、垂向裂隙、顶底板和地应力差等， 并基于高含气饱和度、高储层能量和有利煤体结构等确定甜点区边界。

3.3 　形成了深层煤岩气差异化开发部署策略

二维地震资料不能满足微幅度构造和小断层的刻画，为了实现深层煤岩气井位高效部署，2021 年在大宁—吉县区块部署了宽方位高精度三维地震，采用近地表Q 补偿和叠前深度偏移等提升地震分辨率， 在开发部署中综合考虑微小构造、地应力等对产能影响，建立了三维地质工程模型，形成了考虑地下— 地面一体化的大井丛井网设计技术^[30]。针对微幅褶皱与物性耦合成藏模式区域，一般富含游离气且天然裂隙发育时，采用大井丛水平井网开发，充分利用人工裂隙与天然裂隙交互作用，选择5 ～ 8 口井大平台和400 ～ 450 m 大井距，促进最终可采储量最大化。针对微幅单斜与物性和水动力综合控制煤层气成藏的区域，一般裂缝发育差，游离气含量少，采用差异化开发模式：煤层厚度小于4 m 井区，采用大平台丛式直井开发；煤层厚度大于4 m 井区，采用水平井开发，水平井小井距（280 ～ 350 m），常规水平井水平段1 000 ～ 1 500 m^[30-31]。煤气井的差异化部署围绕甜点区段优选开展井位部署，针对性设计井型井距，考虑储层保护和井壁稳定性等进行钻井施工， 结合构造和储层开展压裂施工设计，在此基础上根据不同井的地质和工程条件开展排采设计。气井差异化开发部署结合勘探—开发一体化和地质—工程一体化，围绕气井部署—生产的全生命周期进行优化（图5）。

3.4 　形成了系列深层煤岩气压裂改造技术

鄂尔多斯盆地深层煤岩气勘探开发实践表明， 大规模体积压裂是实现深层煤岩气高产的主要因素， 目前围绕“极限动用＋均衡扩展＋有效支撑”压裂改造理念，基于“增排、降黏、提砂比、强支撑”压裂体系优化思路，形成了“密切割＋大排量＋组合支撑剂＋前置酸＋变黏滑溜水”的极限体积压裂技术体系，其中临兴—神府区块形成了以“少段多簇适度密切割＋等孔径深穿透限流射孔＋复合液造缝＋大排量高强度加砂＋前置酸液降低破裂压力＋多粒径组合支撑剂”为核心的体积压裂技术^[31-32]。针对直井和定向井，结合不同储层物性采用差异化压裂技术， 物性最优的储层采用20 ～ 26 m³/min 的大排量和不低于6 t/m 的加砂强度；物性次之的采用20% ～ 36% 的高前置液比例和12% ～ 18% 的高平均砂比，并且优化支撑剂组合实现裂缝的远距离支撑；针对强非均质性储层，采用高能压裂液和缝内暂堵技术提升裂缝支撑效率和加砂效果。针对水平井，通过提高排量（约15 ～ 20 m³/min）、提高加砂量（200 ～ 500 m³/ 层）、 强化变黏滑溜水体系（1 ～ 30 mPa·s 自由切换）、优化暂堵转向（保证多簇裂缝延展）和多粒径砂组合模式，实现多级别裂缝组合支撑，最大化提升改造体积。

大宁—吉县区块压裂施工规模与产能指数为正相关关系，加砂强度与产能指数的相关性大于加液强度，其中泵入支撑剂总量是影响开发效果的关键因素。针对微幅褶皱和物性综合影响成藏的区域，采用大排量（大于15 m³/min）＋大砂量（每段加砂量大于450 m³）压裂模式，自喷＋速度管柱生产模式。吉11 井垂深2 200 m，水平段1 045 m，优选11 级33 簇实施大规模体积压裂，平均单级排量16.5 m³/min， 平均单级加砂量546 m³。采用自喷生产方式，最高日产气量达到10.20×10⁴ m³。针对微幅单斜、储层物性和水动力条件影响的煤岩气成藏区域，采用适度规模压裂（排量10 ～ 15 m³/min，每段加砂量300 ～ 350 m³）^[33-34]。

3.5 　建立了深层煤岩气全生命周期排采制度和工艺设计

深层煤岩气的高压、高温、高应力、高矿化度水、高CO₂、富含游离气、煤体结构好等地质特点，导致其产能差异大，亟须建立适合深层煤岩气的全生命周期排采制度和工艺设计。排采即见气的干煤系统， 具有见气早、上产快、初期产气量高和井底压力高的生产特征，且气液比高，可以自喷携液（图6）^[14]。气井全生命周期需要综合考虑“自喷—控产排液、调产—定产压降、稳产—控压解吸、递减—人工举升”4 个阶段，控制井底流压降低幅度，控制游离气和吸附气有序连续稳定产出^[33]。干煤系统初期自喷高产， 人工压裂缝网内压力高，产液量增大至最高之后迅速降低，游离气大量产出，随着压裂液持续返排，产液量持续降低，气液比持续增大。随着生产继续，储层压力降低，吸附气开始缓慢解吸，需要适当调节产能， 保证产能稳定有序接替。随着压裂缝网附近地层压力持续降低，游离气减少而吸附气大量解吸，产量相对稳定，产液量较低且趋于稳定，气液比相对稳定。后期随着裂缝近端解吸气减少、裂缝远端解吸气供给不足，产气量逐渐下降。低产期人工缝网内压力低， 是吸附气，产气量在较低水平长期稳产，可以考虑人工举升等手段提高产气量。生产中结合产量高低采用套管自喷生产，排采生产中以控制套压降低速率为主，防止应力敏感，控制气井产能递减率。而湿煤系统具有煤含气饱和度低，储层能量小的特点， 生产特征与浅层煤层气具有一定的相似性，但是见气更快，一般为20 ～ 50 d，湿煤系统生产井全生命周期可以划分为“排水—合理压降、调产—缓慢提产、稳产—控压解吸和递减—人工举升”4 个阶段。生产过程中以控制井底流压下降速度，增大压降面积为核心，优化排水降压速度和放气速度，实现气井高产稳产。

针对不同生产阶段，开发完善对应的排采工艺和技术，保障深层煤岩气单井高产、稳产。根据生产实践，逐渐从初期的“移植中浅层煤层气有杆泵排采工艺”“借鉴致密砂岩气/ 页岩气的辅助排液工艺” 等到建立“自喷生产＋优选管柱＋增压气举＋柱塞气举”的全生命周期各阶段转换排采思路。针对排采即见气的气井，生产前期结合产量高低可以采用套管自喷生产。若产水量高或者携液困难，采用泡排技术辅助，但考虑水平井产液量高导致泡排成本增加以及不能有效破泡影响下游设备，该技术仅用于自喷生产阶段；排采生产中以控制套压下降速率为主， 防止应力敏感，控制气井产能递减率；生产后期可以考虑人工举升等手段提高产气量，包括压缩机气举（阶段性举升措施）、抽油机有杆泵（矿化度较低的直井）和水力射流泵（适合水平井）等举升工艺。针对排水见气的气井，可以先后以油嘴控制、敞放及气举辅助方式排液，针对产水量更高的井可以采用管杆泵、电潜泵和射流泵等进行排水采气，随着后期产水量降低可以用回注水或者间歇式排采工艺等。

4 　理论与技术发展方向

4.1 　煤层跨尺度非均质性精准刻画

煤为均一化的连续沉积，但是煤本身主体为高等植物遗体经过复杂凝胶化和煤化作用过程形成，物质组成在宏观上相近，但在微观上差异很大。多种类型的泥炭沼泽均可沉积成煤，受控于不同的气候、植被组成和水动力条件，表现为控制显微组分组成的多样性。从煤岩内部结构上来说，热演化阶段的差异影响内部分子结构组成的差异，各种类型的孔隙发育。从后期构造改造来说，不同隆降背景下挤压拉张变化存在差异，使煤层在平面上呈现拉张减薄、挤压造缝的现象，使煤岩的裂隙系统存在很大差异^[35]。构造、沉积和煤化等作用综合影响，表现为区域、层间和层内多尺度非均质性（图7）。同时受沉积环境波动影响，煤岩煤质也会发生变化，可容纳空间产生速率和泥炭堆积速率存在一定的波动， 形成不同的宏观煤岩类型，对应形成煤体结构的垂向差异。

煤系地层沉积环境多变，在“灰煤、砂煤和泥煤” 3 种主要岩性组合基础上可进一步划分为“厚层泥岩 （图8-a）、中厚层泥质岩夹砂岩或砂质泥岩（图8-b、c）、厚层石灰岩（图8-d）、不稳定泥质岩—砂岩（图8-e）、厚层砂岩（图8-f）”5 种顶板类型（表1），区域和层段差异大。除了煤层和上覆岩层组合之外，煤层段本身也存在较大差异，多类型煤岩类型发育，纵向差异大、可对比性差，储层精细描述难度大。以鄂尔多斯盆地东缘柳林区块沙曲煤矿为例，通过工业分析、显微组分、镜质体反射率、高压压汞、低温液氮吸附等分析测试可以发现，尽管是同一套煤层，其在垂向结构上也具有较大的差异性（图9），总体存在“煤系组合—煤层结构—煤体结构—煤岩类型”4 个层次差异。宏观煤岩类型差异会影响储层物性，不同煤岩类型控制下孔隙度、渗透率、含气量在三维空间存在差异。在未来深层煤岩气勘探开发中应当进一步明确煤层的甜点区和甜点段，针对性开展储层改造设计。

4.2 　储层地质力学和开发方式优化

深层煤岩气储层埋深大，应力环境较浅层有很大不同。应力状态随埋深而发生转换，影响深层煤储层裂缝方向和渗透性，进而影响布井方位、储层改造技术及其改造效果^[34]。同时，地应力与地层流体压力之间的耦合关系会影响煤所受有效应力的高低，进而影响排采过程中裂缝渗流能力。有效应力与地层温度会共同影响气体的解吸效率和开发过程中渗透率动态变化，进而影响气井产气效率。针对不同地质—工程条件下的深层煤岩气开发单元，可以采用一体化模拟技术，研发形成“地质构造模型＋储层属性模型＋天然裂缝模型＋岩石力学模型＋ 有限元模拟”逐级叠加的静态三维地应力建模方法和技术（图10）。在此基础上，以不同构造背景下的开发单元综合评价为基础，以单井最终采收率（EUR）、平台综合采收率与经济效益最大化为目标，全面优化钻井轨迹方位、井间距、水平段长等关键参数，明确最优开发技术对策。在深煤开发中，需要进一步综合煤厚、裂缝形态、应力大小与方向、井眼轨迹、裂缝扩展等多参数，以实现单井EUR 最大化为目标， 深化“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”五位一体井网优化技术，构建区域大缝网场体系，形成水平井单井差异化分段分簇以及井间错位射孔的压裂选段方案，建立多维矢量弥合井网，促进地下资源最优化开发。

在煤层（岩）气排采中，进一步围绕全生命周期排采管控思路，对一次性管柱进行优化，根据产水量分阶段采用自喷、井底增能和高效提液工艺开展攻关，合理降低井底压力，提高采收率。地质条件和工程因素综合考虑，探索自喷早期合理的配产制度， 实现地下能量充分利用，提高产气井携液效率，降低后期水气比，延长气井自喷阶段，减少后期排液总量， 从而减少排采后期工艺设备与能耗投入，提高深层煤岩气开发效益和最终经济采收率。

4.3 　浅层煤持续增产及效益提升

鄂尔多斯盆地浅层煤层气资源丰富，具备持续稳产和上产潜力。但是已有开发区存在探明储量采出程度低、低产低效井多和产能递减快等问题，需要针对性开展高产老区稳产、低产低效区盘活、未动用区效益建产和非主力层系接替工作。浅层煤层气已经逐步建立相对完善的煤层气三维地震、钻完井、增产改造、排采技术和地面建设技术。在高产老区稳产方面，应该进一步完善储层精细描述技术，丰富和发展保德区块建立的包含“静态特征描述、动态特征描述、开发单元划分、地质模型建立、开发单元评价、剩余储量评价和开发调整建议”7 个步骤煤层气藏精细描述技术^[37]。在此基础上，进一步形成考虑资源、保存和排采特征的产能评价技术，完善不同煤层气开发指标体系，结合开发动态准确评估剩余资源量， 有针对性开展增产稳产措施。在低产低效区盘活方面，综合解剖地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制等影响的低产原因，老井解堵、井网井型优化、水平井与低效直井耦合降压等二次改造技术适应性， 针对不同地质条件和开发情况的气井进行针对性增产改造^[38]。未动用区效益建产方面，结合已有开发地质认识和技术进步，优化三维地震信息采集与解释、甜点区预测、储层保护和井壁稳定技术、压裂技术、排采设备和工艺、地面集输与处理等技术体系， 系统提升新建开发项目产能到位率。在非主力层系接替工作，在已有8 号煤＋ 9 号煤和4 号煤＋ 5 号煤开发基础上，关注3 号煤、6 号煤和10 号煤等非主力层系，借鉴已有薄—超薄煤层气开发技术，实现开发层位和产能有序接替^[39]。

4.4 　深层煤系协同改造和立体开发

煤系含气系统在地层垂向上叠置发育，大面积成藏，在美国San Juan、Black Warrior 和Powder River 盆地，澳大利亚Surat 和Bowen 盆地，以及中国四川盆地等均可见致密砂岩气、页岩气等非常规天然气同盆富集^[40]。随着深层煤岩气开发突破，实现其与邻近致密砂岩气层系协同开发，是提高地下资源动用率和单井采收效益的重要方案，可以考虑采用直井、定向井、水平井或者混合井网等进行综合开发（图11）。鄂尔多斯盆地大牛地、苏里格和临兴等区块均面临致密砂岩气单井产气量下降，开发效益降低等问题，围绕“立体勘探、有序开发、多气协同、效益产出”理念， 将深层煤岩气作为有效资源进行开发层段接替，是提升综合开发经济效益的重要途径。但是致密砂岩气和深层煤岩气富集机理、排采需求和排采方法均不同，必须兼顾产出、投入和管理等因素，优选技术经济上最合理的排采举升方式，设计需进一步攻关的合采生产管柱，形成最佳的排采控制策略与方法，达到“1+1 ＞ 2”的开发效果。两气协同开发关键问题包括：①深层煤岩气与致密砂岩气赋存机理及差异化富集规律研究；②深层煤岩气渗流规律与双气合采产能预测方法研究；③致密气与深层煤岩气合采生产的生产管柱优化及排采控制研究；④深层煤岩气与双气合采高效、安全的地面管网设计；⑤双气多层叠置模式下煤系储层高效开发技术策略研究。

5 　结论与认识

1）鄂尔多斯盆地煤层（岩）气勘探开发经历了勘探开发探索（1991—2002 年）、典型区带勘探开发突破（2003—2008 年）、浅—中层煤层气规模勘探开发（2009—2018 年）和深层煤岩气规模勘探开发（2019 年至今）4 个阶段，建设形成了浅层千亿立方米煤层气产业基地。煤层气创新发展了“探井→评价井→试采井组→开发先导试验”勘探开发模式，成功实施了丛式井、多分支水平井和单支水平井等井型，探索了顶板间接压裂等储层改造技术，形成了“缓慢、稳定、连续、长期”气井管控方法，实现了半定量排采控制。

2）盆地深层煤埋深主体为1 800 ～ 4 000 m，R_o 主体为1.0% ～ 2.6%，8 号煤＋ 9 号煤形成于陆表海环境，连续稳定，主体厚度5 ～ 15 m，含气量约20 m³/t，盆地深层构造稳定且保存条件良好，勘探开发潜力大。4 号＋ 5 号煤形成于陆相河流—三角洲环境，煤层连续性较8 号煤＋ 9 号煤差，但是热演化程度、煤岩组成和显微组分差异不明显，具有可观开发潜力。

3）盆地深层煤岩气实现了煤岩气开发有利区向甜点区转变，形成了地下—地面一体化的大井丛井网设计、以“增排、降黏、提砂比、强支撑”为核心的“密切割＋大排量＋组合支撑剂＋前置酸＋变黏滑溜水” 的体积压裂等技术，提出了全生命周期煤岩气排采理念，饱和—超饱和气井考虑“自喷—控产排液、调产— 定产压降、稳产—控压解吸、递减—人工举升”4 个阶段，控制游离气和吸附气有序连续稳定产出。

4）进一步提升煤层（岩）气规模效益开发，浅层煤层气需要围绕“高产老区稳产、低产低效区盘活、未动用区效益建产和非主力层系接替工作”开展效益提升工作。深层煤岩气领域需深化煤岩多尺度非均质性认识，揭示“煤系组合—煤层结构—煤体结构— 煤岩类型”4 个层次差异；开展储层地质力学和开发方式优化，建立“地应力—天然裂缝—人工裂缝—井型与方位—井网井距”五位一体井网优化技术；研发深层煤系协同改造和立体开发技术，实现深层煤岩气和邻近致密气“立体勘探、有序开发、多气协同、效益产出”。

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基金项目：国家自然科学基金项目“基于煤层气高效排采的煤粉凝聚—沉降机制研究”（编号：42072194）。