鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

杨秀春，徐凤银，王虹雅，李曙光，林文姬，王 伟，郝 帅

(1.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；2.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095)

鄂尔多斯盆地煤层气资源丰富，全国第四轮煤层气资源评价结果，盆地2 000 m 以浅的煤层气资源量为7.26 ×1012m3，约占全国总资源量30.05×1012m3的1/4。煤层气勘探开发主要集中在盆地东缘煤层埋深1 000 m 以浅，渗透性相对高、煤体结构完整的地区。经过近30 年的勘探开发，浅层高品质储量的规模动用，勘探开发领域逐渐延伸至1 500 m，乃至2 000 m 以深，勘探开发由浅层向深层延伸是未来煤层气规模发展的重要方向。浅层与深层资源具有不同的赋存特征和储层改造方式。目前国内外相关煤层气方面的文献研究，主要集中在1 500 m 以浅，以煤层气发展对策与思考[1-5]、资源评价与前景[6-9]、早期(2015 年以前)勘探开发现进展[10-14]、富集因素及成藏类型[15-18]为主。较少系统分析30 年来鄂尔多斯盆地东缘(以下简称鄂东缘)煤层气从浅层到深层勘探开发选区理论及储层改造理念转变，缺乏结合气藏地质和储层改造因素开展“地质-工程”甜点评价及相关勘探开发实例。笔者系统梳理回顾鄂东缘由浅层向深层延伸的煤层气勘探开发历程，解剖典型区块勘探开发实例，每一次勘探开发突破，必有重大理论认识转变和技术创新引领。通过分析总结、探讨浅层-深层煤层气资源特征和勘探开发理论技术，以期对鄂尔多斯盆地东缘及其他盆地煤层气高效勘探开发工作有所启发。

1 区域地质背景

鄂东缘位于晋西挠褶带、渭北隆起东段与伊盟隆起东段，构造相对简单，整体形态呈西倾单斜，断裂不发育。本次研究范围主要位于中石油煤层气公司矿权区，面积约1.215×104km2。上古生界石炭-二叠系煤层气资源丰富，主力含气层系为山西组4+5 号煤、太原组8+9 号煤层。煤层厚度、变质程度、煤层埋藏深度在区域上变化较大。4+5 号煤层厚度1～15 m，一般大于2.5 m，8+9 号煤层厚度2～20 m，一般大于3.5 m。煤层埋深在区域上呈“三浅两深”分布格局，保德、三交、韩城区块埋藏较浅(300～1 200 m)，大宁-吉县、石楼西区块埋藏较深(800～2 600 m)。煤变质程度随埋深增大逐渐变高，镜质体反射率在0.6%～2.78%，区域上地形呈南高北低、西高东低变化(图1)。

图1 鄂尔多斯盆地东缘区域位置与煤系综合柱状图Fig.1 Location map of the study area and coalbed column in eastern margin of Ordos Basin

2 勘探历程

20 世纪90 年代鄂东缘开始进行煤层气勘探，截至2021 年底，累计探明煤层气(含煤系气)地质储量4 789.12×108m3，先后发现了韩城、保德、三交、临汾、大宁-吉县等气田。随着勘探程度提高、地质认识深化及技术水平提升，勘探开发思路、对象、领域先后发生了3 次较大变化：1990-2007 年，主要是在“浅层富煤区构造高点富集”理论指导下，在煤田详查/精查区内，寻找“埋深小于800 m、煤层厚度大、高含气量、构造高点煤层气富集区”，勘探对象为浅层煤层气。2008-2018 年，在“水动力控气-构造调整-单斜缓坡成藏”理论指导下，形成“甜点”富集区评价指标体系，勘探深度扩展到1 500 m，煤阶范围扩大至低、中、高煤阶；改变储层改造理念，在围岩中建立“虚拟产层”，实现构造煤有效增产。2019-2021 年，以“微超压、高饱和吸附成藏”认识，指导“地质-工程”双甜点评价，埋深大于2 000 m 以深的深层煤层气勘探突破。

按照勘探理论为引领、地质认识深化为基础、勘探技术为支持、勘探工作量为依据、勘探发现为结果的原则，系统梳理了鄂东缘石炭-二叠系煤层气勘探开发历史，结合地震、钻井、储量、产气量等数据分析，将勘探开发历程划分为3 个阶段：浅层煤层气勘探阶段(1990-2007 年)、浅-中深层煤层气规模勘探阶段(2008-2018 年)、深层煤层气勘探突破阶段(2019-2021 年)(图2)。

图2 鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探阶段划分Fig.2 Exploration stage of coalbed methane in eastern margin of Ordos Basin

2.1 浅层煤层气勘探阶段(1990-2007 年)

1) 煤层气早期勘探评价阶段(1990-1996 年)

鄂东缘煤炭资源丰富，煤炭勘探始于20 世纪50年代，区内煤田勘探程度相对较高，共有煤田钻孔1 000 余口，为浅层煤层气勘探开发提供了重要基础资料。煤层气勘探始于20 世纪90 年代，依托河东煤田勘探基础，借鉴美国圣胡安盆地“中高阶煤煤层气成藏”经验，在埋深800 m 以浅开展中高阶煤煤层气资源评价[10-14,19-20]。1990-1996 年，地矿部华北石油勘探局和美国Arco 公司在河东煤田中段离石鼻状构造南翼柳林地区实施6 口小井组排采，煤层埋深在343～409 m，Rmax为1.4%～1.72%，煤层含气量10～20 m3/t。单井日产气量1 500～3 000 m3。受当时技术水平限制，产气量递减较快，煤层气勘探进展较慢。

2) 煤层气重点勘探突破阶段(1997-2007 年)

1996 年原中联煤层气有限责任公司联合外资企业，开展煤层气重点区块评价。该阶段按照“富煤区构造高点”中高阶煤煤层气成藏理论，优选出韩城、大宁-吉县、三交、保德等区块。煤层气勘探技术以引进、消化、吸收美国煤层气“水力压裂、排水降压采气技术”，同时逐步探索适用于本区的技术。截至2007年底，累计实施二维地震1 510.91 km，煤层气探井30 口(图3)。在韩城区块取得了煤层气勘探突破，在大宁-吉县、保德区块实施煤层气井组排采试验，未能达到预期效果。

图3 鄂尔多斯盆地东缘勘探钻井工作量统计Fig.3 Exploration and drilling workloads in eastern margin of Ordos Basin

1996-1997 年，中国煤田地质总局在韩城中高煤阶地区实施的韩试1 井煤层渗透率(1.956～16.17)×10-3μm2，煤层含气量5～11 m3/t，排采产气量1 000～3 500 m3/d。储层参数显示较好，为下一步井组评价提供了基础。2004-2007 年，以“富煤区构造高点”为指导，在板桥鼻隆区实施WL1 先导性开发试验井组(11 口井)。开展煤岩力学性质评估，优选山西组3 号、5 号煤进行分层压裂，暂不压裂构造破碎的11 号煤层，分别试验了活性水、盐水及清洁压裂液体系。经过两年时间排水降压，井组获得稳定产气量8 000～10 000 m3/d，鄂东缘中高阶煤煤层气勘探获得突破。韩试1、WL1 井区提交了鄂东缘第一个煤层气新增探明储量50.78 亿m3，探明含气面积41.7 km2。

2001-2007 年，中国石油天然气集团公司煤层气项目经理部在大宁-吉县地区1 000 m 以浅地区，对吉试18 井高阶煤煤层气井压裂排采，产气量1 300 m3/d；中石油长庆油田分公司对回宫井组的宫1 井、宫1-2、宫1-4 井压裂后排采，初期单井产气量1 000～3 000 m3/d，但气井产气量递减较快。大宁-吉县区块高阶煤勘探未能取得突破。

2000 年，借鉴美国粉河盆地“低阶煤煤层气”技术，在保德区块实施低煤阶煤层气探井13 口，获取煤层含气性、物性等参数。2007 年5 月，采用水平井完井技术，对4 口井8+9 号煤层进行为期一年的试排采，单井产气量1 500～3 600 m3/d，产水量20～320 m3/d。由于产气量较低、水量较大，初步评价区块开发潜力较差，2009 年外方退出合作，低阶煤煤层气勘探未取得实质性突破。

2.2 浅-中深层煤层气规模勘探开发阶段(2008-2018 年)

2008-2018 年，中石油煤层气公司加大勘探力度，累计实施二维地震3 649.015 km，钻井501 口，全面开展鄂东缘全区煤层气地质条件分析与对比，确定主力煤层划分对比方案，突破“构造高点”选区理论，以煤层气“水动力控气-构造调整-缓坡单斜”成藏理论为引领，深化“正向构造和单斜缓坡”富气认识，转变构造煤储层改造思路，实现浅层-中深层(埋深500～1 500 m)煤层气规模勘探开发突破。实现新增煤层气及煤系气探明储量3 547.26×108m3。保德区块建成国内首个商业规模勘探开发的中低阶煤煤层气田；大宁-吉县区块吉4-吉19 井区中深层获得探明储量；韩城区块构造煤储层取得有效增产改造。

1) 保德区块浅层、中低阶煤煤层气勘探突破

煤层埋深400～1 200 m，煤的镜质体反射率Rmax为0.71%～1.22%，煤阶属于低变质程度的气煤、肥煤，煤层含气量一般2～10 m3/t。2 套煤层累计厚度10～30 m，间距50～90 m。

针对前期水平井单采太原组8+9 号煤层，产气量不稳定、产水量大、降压排液难的困境，深入研究中低阶煤煤层气富集主控因素，提出“水动力控气-缓坡单斜成藏”理论，建立了中低阶煤煤层气“甜点”指标体系，指导区块快速取得勘探突破。2009-2012 年，实施二维地震352.9 km，三维地震181 km2，煤层气探井/评价井13 口，系统评价影响煤层气保存的顶底板岩性、含水性及区域水动力条件，确认山西组4+5 号煤和太原组8+9 号煤均可作为主力层系，在区块北部弱水动力区，优选出Ⅰ类“甜点”区面积160 km2。在Ⅰ类“甜点”区杨家湾鼻隆部署丛式大井组(23 口井组)，改变以前水平井单排8+9 号煤的技术思路，采用丛式井合层压裂排采4+5 号煤与8+9 号煤。

该阶段实施的保1-3 向2 井获得稳定高产，日产气量突破6 000 m3。井组取得良好动态显示。以“煤层气面积降压排采”为指导，快速部署150 口井先导试验工程。处于排水降压初期阶段的18 口井，平均单井产气量1 844 m3/d，最高日产气量7 029 m3，随排采时间延长产气量呈稳定增长趋势。排采时间1 年以上的11 口井，单井平均产气2 400 m3/d，先导试验大井组取得稳定高产，鄂东缘低阶煤煤层气勘探取得历史性重大突破，新增探明煤层气储量共343.54×108m3。2012 年以来，开展规模开发及滚动产能建设，至2015年底煤层气日产气量突破150×104m3，截至目前，气田稳定年产气量5×108m3，已保持近7 年时间。

2) 大宁-吉县区块中深层煤层气勘探进展

中深层煤层埋藏深度900～1 500 m，所在的构造单元为大宁斜坡、窑渠背斜西翼，二叠系山西组5 号煤、太原组8 号煤镜质体反射率Rmax为1.69%～2.30%，属于中高煤阶的瘦、贫煤阶段，煤层含气量10～20.11 m3/t，由于埋藏较深，地应力变化复杂、渗透率变低。单井产气量低、递减快、稳产周期短、成本高等问题一直未能解决。2009 年以来，实施二维地震1 745.95 km，探井54 口，评价井组4 个，开展了1 亿m3产能勘探开发一体化先导试验，先后探索试验多种井型(L 型水平井、U 型井、丛式井)、多种井网、井距、不同层系组合(合采5+8 号煤、单采5 号煤、单采8 号煤)。丛式井长期低产、上产缓慢，排采期长，L 型水平井上产期短，产气量高[21-23]。水平井桃-平03 井5 号煤采用套管固井完井+定向射孔+分段压裂水平井工艺，产气量稳产6 000 m3/d 以上，获得中深煤层水平井高产。少数直井如吉4 井产气量稳定1 000 m3/d 以上近5 年时间，最高产气量1 750 m3/d。2016 年吉4-吉10 井区新增煤层气探明储量222.31 亿m3。

虽然部分井获得产气量突破，但前期压裂改造工艺适应性差，有效渗流范围小，单井产气量总体较低。试采区常规压裂总液量800～1 200 m3，平均砂量52.2 m3，压裂规模总体较小。注入/压降试井显示，试采单井累产100 万m3左右，有效压降半径仅60 m，有效泄流半径小，无法形成面积降压，稳产时间短、累产气量低。

2018 年以来，借鉴邻区延川南区块1 000～1 500 m煤层采用大规模水力压裂理念，提高加砂强度配合大排量，以形成有效长距离支撑、高导流能力的规模人工裂缝为目标[24-26]，采用高导流主裂缝+低导流次生网状裂缝加砂方式，较好解决深煤层施工压力高、加砂困难、易砂堵的工艺难题，压裂施工一次成功率大幅提升。活性水压裂液为主，液量2 000～3 000 m3，砂量120～200 m3，施工排量14～16 m3/min。近期实施的2口新井，取得了较好效果，排采半年日产气量上升至2 200 m3以上。

3) 韩城区块构造煤增产改造成效

韩城区块以构造煤为主，物性差，煤体结构破碎，局部井区发育原生结构煤。5 号煤孔隙率3.85%～6.26%，渗透率为(0.02～3.5)×10-3μm2，11 号煤孔隙率2.34%～6.29%，渗透率为(0.06～1.59)×10-3μm2。直接压裂煤层，不易形成高效的渗流通道。改造效果欠佳，造成单井产气量低，稳产期短、衰减快，该区块的勘探开发一度陷入低迷。2013 年以来，系统研究煤层及顶底板岩石力学参数、地应力特征以及裂缝扩展机理，改变压裂理念，建立“虚拟产层”，采用间接压裂(又称顶板间接压裂)，解决了构造煤改造及增产难题。研发出直井间接压裂和水平井顶板压裂技术[27-32]。

2013-2018 年，试验并逐步推广 5 号煤层顶板间接压裂，射孔段位置选择“煤层+砂岩顶板”，使裂缝在顶板和煤层中同时延伸，提高裂缝导流能力。取得较好增产效果后，探索扩大技术应用范围，对5 号煤层、11 号煤层老层(指已实施过射孔压裂但造缝效果欠佳的煤层)实施间接压裂。5 号煤层实施顶板间接压裂，封堵原射孔段，在砂岩、泥质砂岩顶板射孔压裂，借助顶板大幅提高裂缝长度，形成的缝网在较远端沟通煤层。11 号煤层实施顶板控底体积压裂，暂堵11 号煤层原射孔段，在靠近煤层的顶板泥岩中射孔，压裂顶板泥岩，用细砂控底后采用大排量、大液量模式压裂造缝，裂缝高度增长，在较远端沟通煤层，达到增产效果。构造煤顶板间接压裂在韩城区块规模推广应用206 口，日增产15.9×104m3，累计增产2.6×108m3，增产效果显著。

2.3 深层煤层气勘探突破阶段(2019-2021 年)

大宁-吉县区块西部斜坡带面积大于2 000 km2，煤层埋藏深度大于2 000 m，由于埋藏深度大，钻井成本高、储层改造技术不适用等因素，埋藏2 000 m 以深地区一直被视为煤层气勘探禁区。与浅层相比，埋深2 000 m 以深煤层气具有“高温、高压、高应力、低孔、低渗”特征。2019 年以来，共享利用煤系综合勘探信息，二维地震1 936.36 km，三维地震367 km2，412 口钻井，落实了深层煤层气资源潜力，降低了勘探成本。提出深层煤层气“微超压、高饱和吸附成藏”富集模式[33-37]，确定大宁-吉县区块深层煤层气勘探潜力和方向，寻找单斜缓坡、正向构造高点目标。针对深层煤层低孔、低渗、高饱和度的特征，强化煤层及顶板组合的工程可改造性，建立以煤层厚度、含气性、煤体结构、顶底板条件、可压性等参数为核心的“地质-工程”双甜点评价指标，优选出深层煤层气富集区面积1 983 km2，预测资源量4 898×108m3。

实施的18 口先导试验井，直井平均产气量3 000 m3/d，其中大吉 3-7 向2 井，8 号煤层埋深2 217～2 225 m，采用活性水+清洁液复合压裂液，投产即见气，稳产3 500 m3/d。2021 年，大吉3-7 向2 井区先导试验方案获批实施。吉深6-7 平01 井采用极限体积压裂改造，产气量超过9×104m3/d，实现了煤层气单井产量历史性突破，探明深层煤层气地质储量762.08×108m3，实现煤层气勘探从常压区向高压区延伸，由浅层向深层延伸。

3 煤层气勘探开发启示

煤层气藏表现为连续性聚集气藏[38-39]：层状储集，大面积连续分布，甜点富集，而非传统圈闭成藏和区带富集，没有明显的气水圈闭边界；储集层致密(孔隙率4%～12%，渗透率小于1×10-3μm2)，微-纳米级孔喉系统发育，需水平井和压裂技术改造才能产出，是一种“人工油气藏”；气体主要以吸附态赋存，兼存部分游离态；“源内”原位成藏，源储一体、主要依靠水动力封闭，而非常规油气的盖层封堵；运移与聚集动力不是受浮力作用主导，主要为超压、扩散、分子间范德华引力的吸附作用[40-42]；气藏分布受煤层控制，主要分布在盆地斜坡(目前经济技术条件下的勘探开发范围)和中心，分布稳定、资源规模大。实践表明，煤层气富集甜点优选及储层压裂改造是获得煤层气勘探开发突破的关键条件。

3.1 保存条件是中浅层煤层气富集的关键要素

保德区块煤层气成藏特征：煤镜质体反射率为0.71%～1.22%，属于低、中变质程度烟煤；甲烷碳同位素δ13C 平均为-52.45‰，氢同位素δD 平均为 -229.80‰，主要为热成因气，部分为生物成因气[43]。储层特征：热演化程度较低，保存了大量原生结构孔，发育少量气孔、胞腔孔、屑间孔，孔、裂隙相互连通，部分孔、裂隙被黏土矿物和方解石充填。孔隙结构以微、小孔为主，孔隙连通性较好。孔隙率为5.33%，割理贡献率14.84%(图4)，渗透率较高，为(2～10)×10-3μm2。煤层气主要以吸附态赋存，辅以少量生物补充的游离气。成藏特征为“热成因气为主、生物成因气补充、水动力控气、单斜缓坡成藏”[44]。

图4 保德区块煤储层孔隙与裂隙特征Fig.4 Pores and fractures of coal reservoir in Baode Block

含气性是反映煤层气富集程度的关键指标，研究表明，影响保德区块含气性分布的主要成藏要素为保存条件。良好的保存条件可以保持煤层压力，阻止地层水交替，保持气体以吸附态存在，减少游离气和溶解气散失。保存条件主要取决于3 个要素：构造特征和水动力特征、埋藏深度。受西倾单斜构造的影响，煤层埋深变化规律为东北浅、西南深，水动力条件变化规律为东强西弱、南强北弱。区块北部与埋藏较深的西部地区为地下水弱径流区，地层水矿化度为1 700～4 500 mg/L，煤层上倾方向由水动力形成良好的封堵条件，形成北部单斜缓坡和杨家湾鼻隆区富集区，含气量较高，一般4.0～12.0 m3/t；区块南部保6 井区与煤层埋藏浅于500 m 的盆地边缘地区，水动力强，地层水矿化度较低，为800～1 500 mg/L，煤层气严重逸散，含气量一般低于3 m3/t，成藏条件较差。

根据成藏特征及含气性分布规律，确定保德区块勘探潜力区，位于水动力弱径流区、煤层埋深500～1 200 m，含气量大4.0 m3/t，煤层厚度大于6 m，寻找单斜缓坡、正向构造高点目标，优选出富集甜点Ⅰ类有利区面积160 km2，Ⅱ类有利区面积 140 km2，在Ⅰ类有利区开展规模产能建设，在Ⅱ类有利区及周边开展滚动评价，建成年产气量 5×108m3的国内首个中低阶煤煤层气田，实现高效勘探开发。

3.2 间接压裂新理念指导构造煤有效增产改造

韩城区块是鄂东缘最早获得煤层气探明储量及规模勘探开发的区块，主要目的层位为二叠系山西组3、5 号煤和太原组11 号煤，区内煤体结构以碎粒煤和碎裂煤为主，碎粒煤占61.38%，碎裂煤28.12%，原生结构煤10.50%。总体为低渗软煤，具有低强度、低弹性模量和高泊松比的力学特征。常规的直井/丛式井煤层压裂方式，施工压力高，压裂容易形成较宽短的裂缝，造缝30～50 m，支撑剂在近井地带大量堆积，不易形成高效的渗流通道。

针对煤层渗透率低、煤体结构破碎等地质条件复杂导致的工程适应性差的矛盾，2013 年以来转变储层改造理念，探索间接压裂技术，选择高弹性模量和低泊松比的煤层顶底板岩层进行射孔压裂。在煤层及其顶底板中形成“高速渗流通道”，有效提高压裂裂缝的延伸长度和导流能力，增大泄流压降面积，实现有效增产[45]。针对5 号煤和11 号煤地质条件，开展顶板可压性评价和顶板间接压裂效果地质影响因素分析，建立3 种射孔优选模式，形成2 种井型。通过对间接压裂技术的适应性和裂缝展布规律分析，为韩城以及类似地区的煤层气开发探索出新的方法和思路。

煤层间接压裂技术适应性主要取决于煤层顶底板岩性特征。地层应力场决定了水力压裂缝的产状和延伸方向[46]，裂缝一般在强度最弱、阻力最小的部位开启，并沿最大主应力方向延伸[47]。裂缝在垂向上的延伸与层间最小水平主应力差值密切相关[48]。当2 个相邻岩层的最小主应力差值大于4 MPa 时，才能有效遏制裂缝在垂向上的延伸[49]。沉积岩地应力测试结果：地层中最小水平主应力值与泊松比呈正相关关系，其中，砂岩＜粉砂岩＜煤层[50]，煤系岩性组合决定各层段之间的应力差，对控制缝高具有一定作用[51]。韩城区块5 号煤层顶板以砂岩、泥质砂岩为主，11 号煤层顶板以泥岩为主夹条带砂岩。顶底板弹性模量高、泊松比低、最小主应力小于煤层的最小主应力(表1)，适合压裂裂缝延伸，具备顶板间接压裂施工的条件。

表1 煤层与顶底板岩石力学性质Table 1 Rock mechanical properties of coal seam,roof and floor

顶板岩性组合对间接压裂效果的影响如图5 所示，区内顶板岩性组合可划分为4 种类型：A 砂岩、B 薄层砂质泥岩+砂岩、C 薄层泥岩+砂岩、D 泥岩。总体表现为，顶板岩性为砂岩时，间接压裂产能最好，其次为泥质砂岩、泥岩。研究表明，A、B 两类岩性组合更适合5 号煤层顶板压裂。A 型顶板为砂岩，裂缝主要在砂岩下部延伸，由于距煤层(应力遮挡层)近，裂缝高度受限，裂缝长度大，裂缝向下延伸沟通煤层效果好；B 型顶板为薄层砂质泥岩+砂岩，当薄泥岩中含有一定脆性矿物，岩石脆性指数较高时，易破裂，提高泵压，裂缝向下可延伸沟通煤层；C 型顶板为朔性薄层泥岩+泥质砂岩，缝高限制在砂岩中，沟通煤层效果差；D 型顶板为泥岩，泥岩脆性指数影响压裂裂缝的复杂程度，脆性矿物含量少、脆性指数小于40 的厚层泥岩塑性较强[52]，此类泥岩是很好的遮挡层，不适合实施间接压裂，施工压力高，不易破裂，缝高不易控制[53]。

图5 岩性组合对间接压裂效果的影响Fig.5 Lithological combination suitable for indirect fracturing

根据煤层顶板岩性、煤体结构，确定顶板间接压裂的产气通道类型、射孔位置与长度，建立了3 种典型的顶板压裂射孔选段模式，见表2。其中，5 号煤主要采用前两种模式：煤层+砂岩顶板压裂、砂岩顶板压裂；11 号煤主要采用泥岩顶板压裂模式。该技术发展出2 种井型：直井/丛式井顶板间接压裂、水平井顶板压裂。直井顶板间接压裂已经规模推广应用200 余口。2020 年探索实施2 口顶板水平井型试验，水平井段设计在煤层上部0～2 m 处，从顶板向煤层方向射孔压裂。X-平02 井为5 号煤顶板水平井，煤层埋深610 m，水平段长度960 m；X-平16 井为11 号煤顶板水平井，煤层埋深952 m，水平段长度962 m。采用少段多簇方式，目前日产气量稳产在4 000 m3左右，增产效果明显。

表2 顶板间接压裂模式与射孔优化Table 2 Indirect fracturing modes and perforation optimization of roof

3.3 地质-工程甜点评价引领深层煤层气勘探突破

大宁-吉县区块深层成藏特征：有机质热演化程度高，煤的镜质体反射率Rmax为1.95%～3.09%，平均2.59%，主要为贫煤-无烟煤，生烃及吸附能力强；甲烷碳同位素δ13C 平均为-21.5‰，总体偏轻，为热成因气。储层特征(图6)：煤体结构主要为原生结构，孔隙为组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔，割理发育，裂隙分3 类。张性裂隙宽度为5～10 μm，剪性裂隙宽度较小，约0.5 μm，原生裂隙宽度约为10 μm，裂隙和孔隙不同程度充填高岭石、方解石和黄铁矿。孔隙率为2.35%～6.11%，渗透率一般小于0.05×10-3μm2。深层煤层气成藏受到高温与高压双重控制，煤层气主要以吸附态赋存，随着煤层埋深增加、温度增高至一定程度，地层压力对吸附的正向作用小于温度对吸附的负向作用，在深部高温环境下，部分解吸出来的气体会以“游离气”状态赋存于煤储层[36-37]。形成高含气、高饱和(平均98%)、局部赋存少量游离气的特征。由于深部水动力较弱，整体处于承压水状态，构造相对简单，为西倾单斜，无大断裂发育，局部发育褶皱构造。

图6 大宁-吉县区块深层煤储层孔隙与裂隙特征Fig.6 Pores and fractures of deep coal reservoir in Daning-Jixian Block

根据深部煤层气赋存机理及高产要素研究结果，筛选出煤层厚度、埋深、含气量、构造特征作为地质甜点关键指标。其中，煤层厚度和含气性是反映煤层气资源富集程度的基础指标。含气量与埋深具有一定的正相关性，埋深位于2 000～2 600 m 处，含气性整体较好，含气量在20～37 m3/t。通过研究煤层厚度、含气量对煤层气井产气量的关系，取煤层厚度6 m、含气量20 m3/t 为地质甜点指标界限。对比构造特征与产能动态变化显示，正向微构造和平缓构造部位易于形成高产，主要原因是该部位为应力相对低值区，渗透性相对较高，易于储层压裂改造。

煤层气可采资源潜力取决于资源量以及煤储层被改造可产出的气量。为了降低勘探开发风险，首先需要识别煤层气富集与改造“甜点”区。前期浅层煤层气“甜点”评价，主要强调地质资源要素，较少考虑储层改造工程要素。借鉴页岩气甜点评价中“可压性”概念[54-55]，创新煤层气“可压性”评价，煤储层及围岩被有效压裂而获得增产的能力，相同压裂工艺技术条件下，储层及围岩中形成复杂裂缝网络并获得足够大的储层改造体积概率以及获得高经济效益的能力。煤层可压性主要指煤层水力压裂改造裂缝的有效延伸和扩展的难易程度，通过压裂主裂缝的缝长和缝高特征来评判其“可压性”潜力。在控制缝高情况下，主裂缝延伸越长表明煤储层改造效果越好[56-57]。通过物理模拟实验研究与微地震水力压裂裂缝监测，确定影响“可压性”要素，判别工程甜点的关键指标为：煤体结构、顶底板岩性和力学性质、煤层与顶底板隔层应力差。

煤体结构反映煤的变形程度，利用测井+岩性综合法精细判识煤体结构，建立煤体结构测井解释图版。研究区显示，深部8 号煤层以原生结构煤为主。原生结构煤压裂易形成单缝、长缝，碎裂结构煤压裂易形成复杂缝网。

煤层与顶底板岩层力学性质差异对压裂裂缝的影响：煤层与顶底板岩层力学性质差异明显，煤层一般处于低应力区，压裂裂缝一般可以控制在煤层中，不会扩展到顶底板。研究区8 号煤层顶板主要为致密灰岩，底板主要为泥岩，少量地区为粉砂岩、砂岩。煤层与岩层的力学性质差异，决定了煤层和顶底板岩层(隔层)的水平地应力差是影响裂缝垂向延伸的主要因素，反映顶底板围岩遮挡能力。研究表明，2 个相邻岩层的最小主应力差值大于4 MPa 时，才会有效遏制裂缝在垂向上的延伸。煤层与顶板应力差为8～18 MPa，煤层与底板应力差主要为7～15 MPa，隔层应力差大，有利于压裂缝高控制。

综合资源评价与可压性评价，建立甜点评价指标(表3)，优选出地质-工程甜点区积1 983 km2，预测资源量4 898×108m3，为2 000 m 以深区域深层煤层气探明储量762 亿m3的提交提供支撑。在此基础上，优选先导试验区24 km2，开展1 亿m3产能试采，试验区投产9 口井，平均单井产气量3 303 m3/d，目前已进入稳产期，进一步落实了2 000 m 以深煤层气资源潜力及勘探开发的可行性。

表3 深层煤层气地质-工程甜点评价指标Table 3 Evaluation indexes of deep coal bed methane geology-engineering sweet spot

4 结论

a.鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探可分为3 个阶段：1990-2007 年浅层煤层气勘探评价阶段，在“浅层富煤区构造高点富集”理论指导下，寻找“煤层埋深小于800 m、煤层厚度大、高含气量、构造高点”目标；2008-2018 年，浅-中深层煤层气规模勘探阶段，提出“水动力控气-构造调整-缓坡单斜”成藏理论，优选“埋深小于1 500 m、水动力封闭条件好、煤层厚度大、高含气量、缓坡单斜及正向构造”甜点，获得保德区块勘探突破。2019-2021 年，深层煤层气勘探突破阶段，提出“微超压、高饱和吸附成藏”模式，获得埋深大于2 000 m 的深层煤层气的勘探突破。

b.煤层气为连续性聚集气藏，气体主要以吸附态赋存，源储一体，甜点富集，煤储层致密，微-纳米级孔喉系统发育，需进行压裂技术改造才有产能。从浅层到深层，煤层气勘探开发获得的两大关键技术突破为“甜点”区识别以及储层压裂改造。

c.针对构造煤构破碎、直接压裂煤层造缝困难的问题，开展煤层顶底板岩性特征与顶板间接压裂技术适应性研究，根据煤层顶板岩性、煤体结构等因素，确定顶板间接压裂的产气通道类型、射孔位置与长度，建立3 种典型的顶板压裂射孔选段模式。研究区5 号煤主要采用煤层+砂岩顶板压裂、砂岩顶板压裂模式，11 号煤主要采用泥岩顶板压裂模式。

d.引入煤储层“可压性评价”理念，建立地质-工程甜点评价指标，筛选出地质甜点关键指标为煤层厚度、含气量、埋深、构造特征。工程甜点关键指标为：煤体结构、煤层与顶底板岩层力学性质、隔层应力差。优选出甜点区面积1 983 km2，指导大宁-吉县区块埋深大于2 000 m 深层煤层气勘探突破。