鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

徐凤银，闫 霞，李曙光，熊先钺，王予新，张 雷，刘川庆，韩金良，冯延青，甄怀宾，杨 贇，王成旺，李宇新

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

随着“十三五”国家科技重大专项项目创新成果的推广应用，2019 年以来，中石油煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地东缘(简称鄂东缘)大宁−吉县区块针对深部(层)煤层气开展地质研究、工程技术攻关试验和生产实践[1-6]，标志着我国深部(层)煤层气勘探开发进入新的实质性阶段。特别是具有里程碑意义的吉深6-7 平01 井(煤层埋深2 100 m)获日产气量10.1×104m3高产工业气流，从埋藏深度概念的源头上颠覆了煤层气勘探开发传统固有的许多认识，突破了煤层气勘探开发领域的深度禁区，使我国煤层气资源量(埋深大于2 000 m)有望在原有30.05×1012m3(埋深小于2 000 m)基础上不再受深度限制而实现大幅度增加，同时，也为深部(层)煤层气资源的效益开发探索了有效途径、积累了经验，极大地增强了我国深部(层)煤层气开发的信心。但3 年来的生产实践表明，就地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体工程技术和开发方式范畴(未涉及包括煤炭地下气化(UCG)，CO2捕集、利用和封存(CCUS)[7-9]，及其他微生物、热采、微波、激光、注入N2、CO2驱替等生物、物理和化学开发技术)而言，深部(层)煤层气高效开发面临着许多理论与技术难题和巨大挑战，亟需开展针对性的理论与技术攻关，进一步推动鄂东缘深部(层)煤层气资源的高效开发利用。

关于深部(层)煤层气的界定，有关行业标准大都指的是煤层埋深大于1 000 m 的煤层气资源。随着勘探开发向深部的持续推进，文献提到的“深部(层)煤层气”一般比较含糊，有的用临界深度、未特别明确深度[10-11]，或者指埋深大于1 000 m 或1 500 m 的煤层气[12-19]，然而，埋深大于2 000 m 的深部(层)煤层气相关研究鲜有报道[20-22]。主要原因：一方面是埋深大于2 000 m 的煤层气一直未开展针对性的资源评价，另一方面是生产实践中也没有取得实质性突破。笔者明确提出，所谓深部(层)煤层气是指煤层埋深大于2 000 m煤层气(以下相同)。立足鄂东缘[23-31]大宁−吉县区块的深部(层)煤层气勘探开发现状，系统梳理深部(层)煤层气成藏机理与赋存规律、高产主控因素及控制机理、地质−工程开发甜点评价、优快钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输工艺及大数据、数智化建设等方面存在的理论与技术难点，并结合碳达峰碳中和(“双碳”)目标背景和节能、环保要求，提出解决相应难点的具体研究方向与技术对策，对于加快研究、突破进程，尽快形成深部(层)煤层气成藏理论及高效勘探开发技术系列，为进一步开展鄂东缘深部(层)煤层气高效开发提供理论指导和技术引领，推进深部(层)煤层气高效规模开发，具有重要的指导意义。同时，形成的各种方法及对策对于推动国内外鄂尔多斯、沁水、准噶尔、吐哈及其他盆地深部(层)煤层气资源的高效动用和规模开发将起到示范和借鉴作用。

1 勘探开发现状

鄂东缘大宁−吉县区块(图1)深部主要含煤地层为二叠系山西组和太原组，主力煤层为太原组8 号煤层和山西组5 号煤层。8 号煤层平均埋深2 152 m，平均厚度7.8 m；5 号煤层平均埋深2 073 m，平均厚度4 m，煤层分布连续稳定。区块整体为宽缓的西倾单斜，局部存在低幅度鼻状构造，2 000 m 以深煤层构造相对简单，断层不发育，整体地层倾角1°～3°。

图1 区域构造纲要及大宁−吉县区块位置Fig.1 Outline of regional structure and location of Daning‒Jixian block

勘探方面，在前期论证基础上，中石油煤层气有限责任公司2019 年针对大宁−吉县致密气开发区内2 000 m 以深8 号煤层进行了煤层气试采评价，在2020 年、2021 年研究工作取得不断创新进展的推动下，试采获得突破性成功，在大吉3-7 向2 井区与大吉9-1 向1 井区提交的二叠系下统太原组8 号煤煤层气探明储量报告获得批准，探明含气面积480 km2，单层储量丰度达到2.34×108m3/km2，标志着国内首个埋深大于2 000 m、规模超千亿立方米、高丰度整装大型煤层气田的正式诞生。

开发方面，2021 年8 月，中石油煤层气有限责任公司编制的国内首个2 000 m 以深煤层气先导试验方案《大吉煤层气田大吉3-7 向2 井区深层煤层气先导试验方案》，顺利获得批复。截至2022 年6 月底，先后开展开发试验井28 口井，其中，水平井3 口、丛式井25 口(均为致密气老井利用井)；目前正在生产的井有19 口，日产气量12.2×104m3。典型井的排采曲线如图2 所示。试采阶段大致划分为2 个阶段：

图2 大宁–吉县区块深部(层)煤层气典型井排采曲线Fig.2 Drainage production curve of typical wells for deep CBM in Daning‒Jixian block

2019−2021 年，采用常规压裂工艺，试采17 口井，目前有8 口井正在生产。其中，试采水平井2 口，单井日产气量5 000～11 000 m3；丛式井15 口，单井日产气量3 000～5 000 m3的井有3 口、单井日产气量1 000～3 000 m3的井有10 口、单井日产气量小于1 000 m3的井有1 口；仅产水、从未产气的井1 口。部分井的产气效果，可参考文献[4]。

2021 年以后，采用大规模(或超大规模)体积压裂11 口井，其中，水平井1 口，该水平井为吉深6-7 平01 井，是1 口深层煤层气先导试验水平井，煤层埋深2 100 m，水平段长1 000 m，首次试验大规模极限体积压裂，压裂11 段，2021 年12 月4 日投产，投产即获高产，最高日产气量10.1×104m3，目前已连续生产216 d，累计产气1 297 ×104m3，平均日产气量6.0×104m3，生产稳定。该井的成功试采，标志着我国深部(层)煤层气开发取得了重大突破。丛式井有10 口，单井日产气量大于20 000 m3的井1 口、单井日产气量10 000～20 000 m3的井2 口、单井日产气5 000～10 000 m3的井3 口、单井日产气3 000～5 000 m3的井3 口、单井日产气小于1 000 m3的井1 口。采用大规模(超大规模)体积压裂的产气效果，整体上优于常规压裂工艺，但仍有部分井与采用常规压裂工艺井的产气效果相当。

地质研究方面，文献[4]简要对比了大宁−吉县区块中深部(层)8 号煤层的地质气藏参数20 项指标(表1)。深部(层)8 号煤层整体上展现了“高含气、高饱和”优势和“特低渗、煤体结构好”特征，深部煤层受温度与压力双重控制，具备吸附饱和、富含游离气的优势条件，导致深部煤层产气表现为“见气快、初期产气量高”的特点。与中深部(层)煤层相比(注：大宁−吉县区块相对较浅的煤层埋深为1 000～1 500 m 的中深部(层)；文中除了针对大宁−吉县区块的表1 外，中浅部(层)一般是指1 000 m 以浅煤层)，深部(层)煤层的含气量是2 倍、压力是2.6 倍、温度是1.5 倍、含气饱和度是1.4 倍、渗透率低2 个数量级、矿化度是20 倍。显然，随着勘探开发的深入开展，仅有这些地质认识难以满足实际需要。因此，需要针对深部(层)煤层气的地质与对应工程技术特点，开展理论研究与技术攻关。

表1 大宁−吉县区块深部(层)与中深部(层)8 号煤层地质−气藏特征对比[4]Table 1 Comparison of geological and gas reservoir characteristics of deep and middle-deep No.8 coal seam in Daning‒Jixian block[4]

工程技术方面，自2019 年起，深部(层)煤层气井压裂主体技术发展可分为常规压裂(砂量30～70 m3/段、排量7～12 m3/min)、大规模压裂(砂量170～300 m3/段、排量8～14 m3/ min)和超大规模极限体积压裂(砂量300～450 m3/段、排量14～18 m3/min) 3 个阶段，压裂液实现了中低黏−中高黏−脉冲变黏的三重转变，施工排量由12 m3/min 提升至18 m3/min，加砂量由70 m3/段提升至450 m3/段。总体来看，随着地质−工程一体化认识的持续深入，施工排量、加砂量的提高，可以大幅度增加深部(层)煤层气单井产气量。在技术突破的同时，仍有产气效果较差的井，其原因有待深入研究。

2 理论与技术难题

煤层气高效开发离不开各个环节的“精耕细作”。虽然深部(层)煤层气试采评价取得了一定进展，但由于深部(层)煤层气成因环境与表现特征与中浅部(层)具有许多差异性，面对鄂东缘深部(层)煤层气在传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术的开发方式下进行高效开发的迫切需求，仍然存在以下勘探开发理论与关键技术难题，尚待进一步研究与攻关得以解决。

2.1 勘探地质方面

2.1.1 深部(层)煤储层成煤、成岩环境特征

煤储层孔(裂)隙特征及成煤、成岩环境特征研究不够。镜下观测与统计发现，鄂东缘深部(层)煤储层相对中浅部(层)物性更差，但是控制深、浅部(层)煤储层物性差异的煤岩显微组分、矿物学特征等深入研究较少，尤其是深部(层)煤层成煤、成岩过程中形成的煤岩微观孔隙结构、不同尺度孔裂隙发育规律等认识尚不深入，严重制约了深部(层)煤层气赋存状态和富集规律的评价，需要进一步强化深部(层)煤储层特征定量评价与预测研究。

2.1.2 深部(层)煤层气赋存特征

煤层气原位赋存状态复杂，赋存机理尚不清晰。与中浅部(层)相比，在深部(层)高温条件下，部分煤层气存在由吸附态向游离态转化的现象；同时，深部(层)煤层气井投产即见气、见气即高产的生产实践表明，深部(层)煤层气含有一定比例的游离气，与中浅部(层)以吸附气占绝对主导差异性较大。但深部(层)原位条件下的不同相态甲烷比例、赋存机理和动态转化条件的研究尚不深入，制约了深部(层)资源潜力落实和开发方式的优选。

2.1.3 深部(层)煤层气富集主控因素和成藏机理

鄂东缘深部(层)煤层气沉积环境、构造特征、水动力条件等系统深入研究不够，深部(层)煤层气富集主控因素尚不明确。鄂东缘地质构造背景具有多期性，前期煤层气成藏研究多注重单因素的静态分析，沉积、构造、水动力等多因素综合控制下的煤层气成藏动态演化过程尚不明确，深部(层)煤层气成藏机理和成藏模式仍缺乏深入研究。

2.1.4 深部(层)煤层气资源和勘探有利区优选方法

现行煤层气资源评价方法主要针对吸附气，对游离气和水溶气考虑不够，这使得深部(层)煤层气资源评价准确性受到一定影响。以往煤层气勘探有利区评价和优选方法主要针对中浅部(层)地质条件，深部(层)煤层气勘探有利区综合评价指标体系和划分标准尚未建立。

2.1.5 深部(层)煤层气含气量测试方法

深部(层)煤层气多为高(过)饱和，气藏压力较高。现行含气量测试方法主要针对吸附气为主的煤储层，针对具有游离气状态下的精确测定开展不够。由于深部(层)煤层游离气比例较高，含气量实际测试过程中散失速率快，导致当前损失气测算方法不能反映真实情况，对资源评价和储量计算结果有较大影响，亟待结合保压取心，研究针对深部(层)煤层含气量的测试工具和配套技术。

2.2 开发地质方面

2.2.1 深部(层)煤层气解吸−渗流机理与开发规律

流体复杂流动规律和产出机理对确定深部(层)煤层气生产制度、预测生产动态及优化开发方式都具有极为重要的影响。与中浅部(层)相比，在高温、高压耦合作用下，深部(层)煤层气赋存状态存在动态转化，导致解吸、渗流过程更为复杂，不同尺度空间气体赋存状态和传输机理不同，已有的渗流数学模型未能考虑深部(层)煤层气藏多场、多尺度、多相的影响，适用性差；同时，深部(层)煤层气井初期产量高，产气机理、压降扩展规律、全生命周期的开发规律尚不明确。

2.2.2 深部(层)煤层微幅构造及小断层(天然裂隙)精准识别

相对中浅部(层)而言，深部(层)煤储层的主要劣势是特低渗透率(表1)。前期在二维地震和测井资料、常规压裂(50～60 m3/段加砂规模)情况下，发现深部(层)煤层微幅构造对开发效果的重要性影响[4,29]：相同改造规模和工艺条件下，顶板封盖较好的正向微幅构造和平缓区产气效果较好，施工排量和加砂规模越大，产气效果越好；测井与压裂施工曲线，从侧面印证了正向微幅构造部位具有渗透性好、应力小、易于加砂改造等特征。

鉴于正向微幅构造具有天然渗透性较好、应力作用小的优势，同时，也可能存在小断层对储层会产生负面改造效应(难以形成复杂缝网、易沟通含水层)；另外，微幅构造发育对水平井导向带来一定困难，甚至影响大规模改造时段簇位置选择和加砂量的设计，为了经济高效开发，迫切需要针对深部(层)煤层微幅构造和小断层(天然裂缝)特征开展更为精细的表征研究。2021 年底完成的鄂东缘大宁−吉县区块建产区340 km2三维地震勘探，与二维地震资料相比，具备了进一步精细研究的基础，亟需综合利用三维地震、测井、数值模型等多种手段，对煤储层微幅构造和小断层(天然裂隙)进行识别和表征技术攻关，从而为深部(层)煤层气开发甜点评价、水平井压裂改造段簇数量和位置优选等提供资料支撑。

2.2.3 深部(层)煤层及围岩含水性与水源判识

与中浅部(层)不同，深部(层)煤层以滞流水型CaCl2型为主，总矿化度高，分布范围广，从几万到几十万mg/L(表2)，大部分深部(层)煤层气试采井产水量普遍较低[4]，但仍有部分井需要经过一定时间的排水阶段才能见气，甚至个别井(如W40 井)只产水不产气[4]，由此表明，煤层及围岩的含水性直接影响深部(层)煤层气见气时间和气体流动能力。目前对煤层及围岩的含水性和可流动水体积认识不够，可能会导致大规模压裂改造后极易沟通含水层的风险，进而影响产气效果。深部煤层中的黏土矿物成分复杂、水岩相互作用机理不明，导致深部(层)煤层气井压裂后是否需要“闷井”还是快速返排的生产制度难以确定。

表2 吉深6-7 平01 井水质分析结果Table 2 Analysis results on quality of produced water from JS6-7P01

2.2.4 深部(层)煤层气三维精细地质模型建立

地质−工程一体化成为非常规油气实现效益勘探开发的必由之路，其重要手段之一就是构建地质−工程一体化的三维精细地质模型。鄂东缘深部(层)煤层沉积微相变化大，空间上物性差异大，局部区域煤层分叉严重，太原组8 号煤层局部可划分3 套小层，煤层顶底板及夹层的岩性、煤体结构、宏观煤岩类型、渗透率、地应力等参数的空间非均质性展布规律尚不明确。亟需在深部(层)煤层微构造、含水特征及储层非均质性展布规律等气藏精细描述的基础上，建立深部(层)煤层气藏全方位三维精细地质模型，构建有利煤储层的典型发育模式，以支撑甜点优选、水平井钻井导向和压裂改造段簇设计等。

2.2.5 深部(层)煤层气“地质−工程”开发甜点分类评价标准

深部(层)煤储层具有特低渗、机械强度高的特点，在储层物性、岩石力学、地应力特征等方面非均质性显著。吉深6-7 平01 井获得日产气量10.1×104m3的突破表明，采用大规模储层改造、形成大规模缝网是深部(层)煤层气单井高产的重要条件。但不同地质条件需要不同的工程工艺技术相配套，才能低成本形成适配井网的人工缝网。由于煤层顶底板及夹矸层岩性、储层脆性特征、应力分布可能对其压后缝网形态和产能具有决定性影响，因此，需要查明深部(层)煤层气高产主控因素及作用机理，明确“地质−工程”甜点参数的计算方法，综合分析深部(层)煤层地质资源类参数(煤层厚度、含气量、孔隙率、渗透率等)、保存条件(微构造、顶板封盖条件、含水特征等)、可改造条件(地应力、脆性指数、弹性模量、泊松比等)等诸多地质−工程因素，构建一套适应于深部(层)煤层气的“地质−工程”开发甜点指标体系和分类评价标准。

2.2.6 深部(层)煤层气部分开发指标确定

目前尚无针对深部(层)煤层气井的产能评价计算方法，亟需建立既考虑初期游离气又兼顾煤层吸附气的产能评价和现代试井分析模型，以适应深部(层)煤层气井开发特征。同时，目前深部(层)煤层气先导试验水平井部署主要为定井距、定排距方式，对大规模压裂改造后缝网形态、大规模砂量在煤层中的有效支撑范围、储层空间非均质性等精细研究不够，对大规模压裂改造相应的井网、井距设计又缺乏依据，由此制约了深部(层)煤层气井网的大规模部署与高效开发。

2.3 钻井技术方面

2.3.1 深部(层)煤层钻井工程风险综合评价模型

为了降低深部(层)煤层气开发成本，鄂东缘深部(层)煤层气水平井采用二开井身结构，地层上部漏失层与下部泥页岩层、深部煤层属于同一裸眼段共存，且压差大；若上部漏失层发育，则易造成钻井复杂情况频发，从已完钻水平井表明(表3)，与中浅部(层)水平井相比，深部(层)煤层水平井钻井非生产时效上升2 倍，亟需开展基于地球物理、测井、录井基础上的钻井工程风险预测模型研究，指导井身结构及轨道优化，避让或预防风险层，提高钻速，大幅度降低钻井周期。

表3 大宁−吉县区块深部(层)煤层气水平井钻完钻情况Table 3 Drilling and completion of deep CBM horizontal wells in Daning‒Jixian block

2.3.2 深部(层)煤层与围岩导向地质特征差异性

深部(层)煤层厚度大，纵向上煤岩物性、岩性、含气性不一，虽然地质上钻进目标段明确，但由于煤岩与围岩地质特征区别不明显，地质导向困难，导致深部(层)煤层气水平井目标段钻遇率仅为80%(中浅部(层)煤层气水平井为95%)，亟需开展深部(层)煤层与围岩地质导向特征与钻速模型研究，建立深部(层)煤层气水平井煤层目标段导向特征动态判别技术，形成多约束条件下煤岩导向决策系统。

2.3.3 深部(层)煤层气水平井固井质量

大宁−吉县区块深部(层)煤层气已完钻水平井4 口，通过对固井工艺分析，采用双凝水泥浆体系，只有吉深6-7 平01 井煤层段固井质量合格，其余3 口井煤层段固井质量相对较差。其原因是，深部(层)煤层含气量高，煤层割理发育，水泥凝固过程易发生气窜，水泥弱胶结及水泥环密封完整性机理认识尚不到位，导致固井质量合格率低，亟需开展深部(层)煤层气水平井固井质量主控因素研究，建立深部(层)煤层气水平井水泥环高效密封控制技术。

2.4 压裂(储层改造)技术方面

2.4.1 深部(层)煤岩缝网形成机理认识

实践表明，通过压裂(储层改造)技术形成大规模缝网是深部(层)煤层气效益开发的有效手段，但目前煤岩大规模缝网形成机理尚不清楚，缝网延伸特征、地质力学模型、大规模缝网还需进一步研究。依据有限地质资料开展的压裂设计，不能准确预测缝网形态与大小，可能会导致压裂规模与水平井井距、段长的适配性不匹配，影响深(部)层煤层气资源效益开发。

2.4.2 压裂参数定量设计方法

当前主流压裂数值模拟系统(如：fracproPT、Stimplan、Meyer) 基于弹性压裂模型，不适用于割理较为发育的弹塑性煤储层，模拟计算的裂缝规模与实际监测、试气生产结果差距较大；目前深部(层)煤层气大规模压裂工艺是借鉴页岩气并完善后获得，而基于煤层气精细地质模型和水平井井网的压裂参数设计方法尚未建立，难以满足深部(层)煤层气大规模效益开发。

2.4.3 低成本、高效、环保入井压裂液体系

大宁−吉县区块深部(层)煤层气井压后返排液量大、矿化度高，重复利用难度大，环保方面面临较大挑战。煤层气井压裂液一次返排率30%左右，平均矿化度20×104mg/L，远超出国内其他油气田平均水平；为了节水、环保开发深部(层)煤层气，亟需开展免配液、低成本、耐盐、可阻垢、可重复利用的一体化压裂液体系研究。

2.4.4 大规模缝网的碎裂化配套技术

大宁−吉县区块深部(层)煤储层脆性指数高、顶板为灰岩，可借鉴煤矿井下瓦斯抽采的“应力释放”原理，探索压裂之后溶蚀顶部灰岩释放储层应力，进一步促进煤基质发生碎裂，在大规模缝网中形成更多密切缝，释放储层潜力。压裂规模的扩大受到井筒、设备、成本等因素限制，急需探索形成更大范围“碎裂式”缝网的配套工艺与方法。

2.5 排采技术方面

2.5.1 深部(层)煤层气井全生命周期排采制度

深部(层)煤层气不同排采阶段的生产特征与开发规律尚不完全清楚，导致排采管控和生产制度也不确定，表现在排采初期是否需要“闷井”、压裂液是否需要快速返排等；同时，深部(层)煤层气井排采过程中储层−井筒−地面的流动仿真模型和多阶段多梯度控压排采制度尚未建立。

2.5.2 深部(层)煤层气井筒举升与维护技术

1) 井筒举升

深部(层)煤层气井生产初期以游离气自喷为主，而生产中后期解吸气需要采用人工举升，属于“自喷生产+人工举升”的特殊生产模式，亟需加强自喷转人工举升时机及不同阶段排采工艺转换模式研究，实现地层能量的合理利用。

2) 井筒维护与修复技术

深部(层)煤层经过大规模加砂压裂，且地层水矿化度超高，采出水呈弱酸性(pH 值为4～7)，采出液矿化度极高，其矿化度、成垢阳离子及氯离子含量普遍高于国内大多数油气田，腐蚀性离子和溶解气体极易造成井下设备及管线腐蚀，成结垢离子。在温度升高、压力骤变及与不相容水混溶时易在设备及管道内壁结垢析出，造成井下设备的穿孔及堵塞，导致产气量下降、能耗增大，造成停产维修。同时，垢下腐蚀加剧设备腐蚀，使检泵周期缩短，设备故障频率增加，给现场生产带来较大影响和经济损失。为实现深部(层)煤层气井高效连续长期生产，亟待攻关形成防垢、防腐、防砂、防煤粉和井筒故障快速修复技术，以适合于深部(层)煤层气井筒维护与修复。

2.6 集输与数智化技术

2.6.1 集输过程泡沫管控技术

目前，深部(层)煤层气集输过程中泡沫管控主要采取集输终点集中化学消泡法，整个集输过程中管网内泡沫随采气制度动态变化，集输效率下降较快，而物理消泡还未被广泛使用。同时，泡沫助排工艺可使气井自喷携液、提高返排率，但在生产过程中随工况变动，泡沫流体物理化学特性随之变化，目前没有对应经验公式和算法模型；现场采取的化学消泡和物理消泡方法效果不佳，为了减少泡沫液对稳定安全生产的影响，实现深部(层)煤层气规模开发，需要进一步探索集输过程中泡沫液的统筹管控技术。

2.6.2 长周期自压集输技术

深部(层)煤层气开发恰逢当前国家“双碳”目标战略机遇期，从井筒到地面整个过程，亟需研究基于节能控制原理的井筒及管道中流体压力及相态变化规律。井筒划分为水平与垂直两段，水平段需要研究水的分段聚集效应，充分利用地层能量完成水平井筒内液体的运移，而在垂直段，应研究最小压降、最小产气量与最大产水量的关系，将地层能量传递至井口。研究整个集输管网中支线网络、干线网络生产压降分布随时间和产量的变化关系，优化生产参数，维持自喷生产、自压运行。针对单井生产压力差异性，亟需研究适宜于深部(层)煤层气开发的压力交换技术，充分利用高压阶段的气井压力，实现低压低产气井的增压。

2.6.3 全息大数据分析与移植技术

基于信息化数智化发展趋势，亟待探索涵盖地质、钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)等多专业一体化数据软件平台(图3)和一体化数字孪生技术，通过对勘探开发、地面工程等数据计算与综合分析，实现与科研机构和现场生产的协同配套，使大量地质、工程数据在煤层气勘探开发、生产运行过程中及时发挥应有价值，实现地质−工程一体化数据处理及可视化管理，有效解决各专业软件之间底层数据库支撑缺乏、数据碎片化和孤岛化等难题，解决相关专业软件商业化程度低、使用率低、工业化应用能力低等难题。

图3 深部(层)煤层气勘探开发全息大数据分析与数智化平台框架Fig.3 Holographic big data analysis and digital intelligence platform for deep CBM exploration and development

3 研究方向与技术对策

针对鄂东缘深部(层)煤层气勘探开发面临的理论与技术难题，以实现深部(层)煤层气传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等主体技术的高效勘探开发为根本目标，提出具体的研究方向与技术对策(图4)。

图4 鄂东缘深部(层)煤层气成藏理论及高效开发技术研究对策技术路线Fig.4 Countermeasure and technical route for research on accumulation theory and efficient development technology of deep CBM in the eastern margin of Ordos Basin

3.1 深部(层)煤层气成藏理论与有利区优选

立足鄂东缘大宁−吉县区块，以评价优选勘探有利区为目标，利用地震、测井、数值模拟、实验分析、现场测试等多种技术手段，通过研究深部(层)煤储层特征、煤层气赋存机理、富集成藏规律等，查明深部(层)煤层气成藏富集主控因素及成藏机理；利用深部(层)煤储层物性表征、含气量测试、有利区优选等关键技术攻关成果，查明鄂东缘深部(层)煤层气资源分布，优选出有利勘探目标(图5)。具体包括如下几个方面。

图5 深部(层)煤层气成藏理论与勘探有利区优选技术路线Fig.5 Accumulation theory and technical route for optimization of favorable area of exploration of deep CBM

3.1.1 煤储层特征

1) 煤岩表征

基于研究区地质背景，查明深部(层)煤层宏观与显微煤岩特征及其空间展布，分析煤中黏土及其他矿物类型、产状及其展布规律，查明煤中矿物与煤基质及孔裂隙关系，揭示深部(层)煤层成煤环境。基于岩心煤体结构描述，对比分析测井曲线响应特征，分析煤体结构对应地球物理响应敏感参数，厘定不同煤体结构地球物理响应参数边界值，建立深部煤储层煤体结构识别模型，从定性到定量阐释研究区煤体结构空间发育规律，探讨煤体结构发育的控制因素。

2) 物性表征

从宏观到微观揭示不同尺度割理−裂隙发育特征，阐释深部煤储层分子−微(纳)米多尺度孔(裂)隙发育规律。在深部(层)煤层煤岩组合与物质成分、构造与地应力、煤化作用研究基础上，分析其对深部煤储层孔(裂)隙特征的影响，揭示孔(裂)隙发育特征的主控因素，建立深部(层)煤储层孔(裂)隙发育地质模式，研究孔(裂)隙地质−地球物理预测方法，构建基于孔(裂)隙变化的深部(层)煤储层渗透率预测模型，开展深部(层)煤储层孔(裂)隙发育程度及渗透率预测。

3.1.2 煤层气赋存机理及含气量测试方法

1) 煤层气赋存机理

在保压取心基础上，综合覆压核磁、微/纳米CT实验技术和分子模拟，刻画深部(层)煤层气基质孔隙与割理裂隙中吸附气、游离气和水的微观分布特征；通过高温高压等温吸附、甲烷碳同位素分馏等实验，揭示气体吸附规律及其主控因素。在储集空间精细表征和煤层气吸附规律研究基础上，开展深部煤岩核磁共振测试、高压高温下甲烷溶解试验，结合现场保压取心含气量测试，建立深部(层)煤层气吸附气−游离气比例预测模型，揭示原位吸附气、游离气和水溶气三相态甲烷赋存比例，明确多态赋存转化条件与动态规律。

2) 煤层含气量测试方法

研发深部(层)煤层气保压取心含气量测试工具，包括保压系统、压力补偿系统、自动测量系统、智能控制系统和数据分析处理系统等，实现深部(层)煤层气保压取心含气量测试。

3.1.3 煤层气富集成藏规律及成藏模式

综合应用煤层气地质学理论及实验测试、物理模拟等手段，系统研究深部(层)煤层沉积、构造、埋深、水动力等特征及其对煤层发育及含气性的控制作用，查明深部(层)煤层气富集主控因素；开展深部(层)典型煤层气藏解剖，厘定主控因素的空间差异，揭示深部(层)煤层气富集规律。

运用流体包裹体、煤岩热模拟实验及盆地数值模拟等方法，系统分析深部(层)煤系构造−沉积−埋藏动态演化过程，分析深部(层)煤层五史(构造史、沉积史、埋藏史、热演化史、生烃−运移史)演化特征，明确研究区热演化史及生烃过程，揭示深部(层)煤层气成藏期次。在煤层气成因鉴别基础上，结合煤系五史演化研究，分析沉积、构造、水动力等多因素综合控制下的深部(层)煤层气聚集成藏动态过程，划分成藏演化阶段，揭示深部“超饱和”煤层气藏形成机制与模式。

3.1.4 煤层气资源评价和勘探有利区优选

基于深部(层)煤层吸附气、游离气和水溶气“多态赋存”特点，结合以往煤层气资源评价方法，建立深部(层)煤层气资源评价方法，系统开展鄂东缘深部(层)煤层气资源评价。根据研究区构造和沉积背景，结合深部(层)煤储层特征，科学划分评价单元。以深部(层)煤层气富集成藏规律为指导，结合储层物性、含气性预测，优选评价参数，建立有利区综合评价指标体系和划分标准，优选勘探有利区。

3.2 深部(层)煤层气开发甜点分类评价及技术政策优化研究

目前国内煤层气资源静态评价工作相对较为成熟，但开发过程中的动态认识明显不足，开发地质研究有待持续创新[1]。针对深部(层)煤层气高产主控因素和开发规律、开发甜点分类评价标准、开发指标确定等方面存在的理论与技术难题，通过精细气藏描述与开发规律的综合研究，实现由“地质评价”向“地质−工程一体化”综合评价推进，进一步揭示深部(层)煤层气高产主控因素和开发规律，形成深部(层)煤层气地质−工程甜点分类评价、井网优化及产能评价技术，建立可视化三维精细地质模型，优化开发技术政策，支撑深部(层)煤层气高效规模开发(图6)。具体内容如下。

图6 深部(层)煤层气开发甜点分类评价及技术政策优化研究技术路线Fig.6 Technical route for evaluation of deep CBM development dessert and research on technical policy of development

3.2.1 煤层气藏精细描述与三维地质建模

1) 微构造及其地质环境精细刻画与表征

通过三维地震−钻井−测井−测试化验等资料的一体化解释与评价，精细预测微幅褶皱、小断层、构造裂隙等微构造特征，构建深部(层)煤储层微构造的识别和量化表征方法；精细刻画研究区有效储层厚度、小层划分、顶底板、夹层、储层物性、地应力等空间分布特征，为地质−工程一体化建模提供基础。

2) 煤层与围岩含水性及产出水源判识

综合利用测井、数值模型、物理模拟、特色实验等多手段，评价煤层及其围岩的含水性，估算含水体积，对深部(层)煤层气高产水井的产出水源进行判识(平面上局部点汇聚、还是纵向上沟通围岩含水层等)；结合现场产气产水数据及配套实验结果，分析产出水主离子、地球化学及微量元素动态变化特征等，明确产出水的化学特征和水岩作用，查明产出水的物理−化学性质对产气控制作用，为排采制度(是否需闷井还是快速返排)、压裂规模和压裂液体系设计等提供支撑。

3) 煤层气藏三维精细地质建模

深部(层)煤层气地质−工程一体化三维精细建模，涉及地质力学(弹性模量、泊松比等)、孔隙率、渗透率、含气量等属性参数。在深部(层)煤储层非均质性精细描述和刻画基础上，建立一套构造(微构造)、属性、岩相、物性、流体(含气、含水)及构造裂缝等全要素的三维地质精细模型，精准指导地质甜点优选、水平井地质导向、大规模储层改造段簇部位优选等。

4) 有利煤储层发育模式评价

根据深部(层)煤层分布、小层划分、顶板、底板、夹层特点及其组合方式，构建多参数有利煤储层评价参数体系，评价深部(层)煤层气典型有利煤储层发育模式，为未开发区开发部署提供依据。

3.2.2 高产控制机理与地质−工程开发甜点分类评价

1) 煤层气高产主控因素及控制机理

利用钻井分析、三维地震解释、测井解释、野外测量及数值模拟等方法，开展诸多地质−工程参数与开发效果的相关性研究，分析地质−工程参数对深部(层)煤层气开发效果的影响，查明深部(层)煤层气高产主控因素，明确深部(层)煤层气高产控气作用机理。

2) 煤层气开发甜点分类评价指标体系与评价标准

在查明深部(层)煤层气高产地质−工程一体化主控因素基础上，研究高产主控因素定量化表征方法，建立适用于大规模(或超大规模)储层改造的深部(层)煤层气开发甜点分类评价指标体系和标准，构建开发甜点的定量评价模型。

3) 煤层气开发甜点分类与对应工程对策建议

利用构建的地质−工程一体化开发甜点评价指标标准，精细化分类评价开发区，针对不同类型甜点目标区，提出对应的工程技术对策建议。

3.2.3 深部(层)煤层气生产规律与开发技术政策优化

1) 解吸−渗流机理与气水产出规律

通过不同尺度特色解吸−渗流实验，明确深部(层)煤层气解吸−渗流机理，构建深部(层)煤层气渗透率动态变化模型；进一步结合深部(层)煤层气藏动态分析和现代试井分析方法，建立深部(层)煤层气多场、多相和多介质渗流模型。结合产气、产水、井底流压、套压等生产动态数据，针对深部(层)煤层气井生产特征，划分不同生产阶段，明确各阶段气、水产出规律。

2) 压降扩展规律与动态储量评估

通过深部(层)煤层气不同类型井压降范围的数值模拟，分析煤层气压降漏斗形态及压降扩展规律、动态储量变化情况，明确储量动用程度，构建动态储量评估模型。

3) 基于“极限动用”理念的井网井距优化设计

大规模缝网形成是深部(层)煤层气井高产的重要条件，针对深部(层)煤层气不同类型甜点目标区，基于 “极限动用”理念，针对深部(层)煤层非均质特征，研究直井压裂、水平井均匀(非均匀)分段压裂及混合井网、立体井网等合理的井型、井网、井距，形成一套针对深部(层)煤储层大规模(或超大规模)改造相适应的井型、井网、井距优化技术。

4) 考虑“游离+吸附”的产能评价方法与预测

基于深部(层)煤层气特点的渗流机理和生产规律，建立深部(层)煤层气产能数值模拟和产能评价方法，合理评价单井产能，预测最终可采储量EUR(Estimated Ultimate Recovery)，提出不同开发阶段关键开发指标，评价不同排采制度方式下的最终采收率，从政策上科学制定深部(层)煤层气合理产能、采气速度等指标。

3.3 深部(层)煤层气水平井优快钻完井工艺技术

理论上开展深部(层)煤层气钻井风险主控因素研究，技术上研发钻井液体系、钻井工具，研究优快钻井与高效完井工艺，形成适合深部煤层气水平井低成本、优快钻完井技术，为效益建产提供技术支撑。

3.3.1 水平井风险及可钻性预测模型构建

通过对地层层系的结构特征及力学参数分析，构建全井筒地质分层及岩石力学参数测井解释模型，分析全井筒钻井地质及力学参数的空间分布特征。基于实验结果与全井筒地质分层及岩石力学参数测井解释模型，建立井筒风险及可钻性物理模型，掌握深部(层)煤层气水平井井筒风险及可钻性分布图版。

3.3.2 水平井多约束条件下导向与控制技术

研究深部(层)煤层气甜点及围岩导向特征，明确水平井精准导向与井眼轨迹导向控制因素，建立井眼轨迹控制广域靶点控制图版；以实验测试与测井数值为基础，建立当量钻速、伽马等主要当量地层工程参数模型，研究水平井超前导向与多约束井眼轨迹设计模型，形成超前导向设计方法和井眼轨迹控制技术。

通过建立深部(层)煤层水平井地质导向特性参数剖面与井身轨迹控制剖面，形成煤层甜点导向钻进储层界面跟踪导向模块设计方法，创建多因素、多目标优化设计与应用综合控制决策系统。

3.3.3 水平井高效防漏防塌钻井液调控技术

通过研究区内易漏地层诱导裂缝、微裂缝有效封堵所需的随钻防漏剂粒径级配及强度要求，建立全井筒自适应随钻防漏调控方法，形成井壁稳定调控技术，研发适用于深部(层)煤层的防塌处理剂。

研究煤层不同产气量条件下气体在钻井液中的分布形态，明确常用钻井液组分在气液界面的吸附聚集规律，研发适用于深部(层)煤层钻井液的高效脱气剂，明确脱气剂对不同分布形态气泡的消泡效果，形成深部(层)煤层钻井液高效脱气控制技术。

通过优选增黏剂、降滤失剂等，构建防漏防塌快脱气钻井液体系，评价钻井液体系的综合性能，揭示深部煤岩钻井液体系综合作用机理，形成深部(层)煤层全井筒防漏防塌快脱气钻井液技术及性能调控方法。

3.3.4 低成本优快钻井技术

在研究深部(层)煤层气水平井安全快速钻井机理的基础上，针对深部(层)煤层存在密度窗口窄、钻速快与气测值高的尖锐矛盾等安全、井控难题，研发深部(层)煤层经济型井筒压力监测及控制系统，实现深部(层)煤层低成本井筒压力精确控制和井控安全条件下的快速钻进。优化钻具组合及机械破岩参数，提高水平井长裸眼段携岩效率，形成适用于深部(层)煤层的优快钻进技术体系，实现水平井快速钻进。

3.3.5 水平井高效密封固井技术

利用相关性方法对比分析各影响因素与固井质量的相关性，确定深部(层)煤层气水平井固井质量主控因素，开展不同主控因素条件下深部煤层水泥弱胶结实验，分析深部(层)煤层水泥弱胶结特征、胶结失效特征及影响因素，揭示深部(层)煤层水泥弱胶结影响机理。在此基础上，开展高效密封固井工作液及固井工艺技术研究。

3.4 深部(层)煤层气水平井大规模(超大规模)压裂(储层改造)关键技术

深部(层)煤储层物性条件差、渗透率低，目前大规模(超大规模)压裂(储层改造)技术作业成本仍然很高，有效缝网的体积还有极大提升空间，压裂液体系还不能满足高效低伤害压裂需求。通过开展大规模(超大规模)缝网压裂(储层改造)机理研究，明确缝网形成的地质、工程主控因素，建立精细压裂(储层改造)地质模型，形成适合深部(层)煤层气压裂(储层改造)仿真模拟软件，指导缝网压裂工程设计。优化压裂液配方及工程参数，建立适合不同地质条件的压裂(储层改造)技术体系(图7)。具体包括以下几个方面。

图7 深部(层)煤层气水平井大规模压裂(储层改造)关键技术研究技术路线Fig.7 Technical route for research on key technology of scaled fracturing (reservoir stimulation) of deep CBM horizontal wells

3.4.1 水力压裂缝网延伸机理

利用压裂(储层改造)相关物性参数、岩石力学参数室内实验，获取关键地质参数；通过缝网压裂物理模拟实验，模拟缝网起裂与扩展，定性观测缝网剖面，刻画缝网形态、几何尺寸及方位，为缝网扩展机理研究和理论数值模拟提供重要依据。利用综合物理模拟实验及微地震监测数据，采用灰色关联度分析法确定地质工程参数与微地震覆盖体积之间的关系，明确缝网形成主控因素，揭示缝网形成与扩展机理。

3.4.2 压裂(储层改造)缝网仿真技术

研发深部(层)煤层气压裂缝网数值模拟软件，根据压裂(储层改造)缝网机理认识，构建深部(层)煤层气压裂(储层改造)缝网模型。通过数值模拟的裂缝规模及支撑情况，开展产量预测研究；根据入井材料成本、施工成本、气价、EUR(百米段长)，开展经济评价；根据预测产量和经济评价优化压裂(储层改造)施工参数，实现价值最大化。

3.4.3 压裂(储层改造)工艺优化技术

入井材料优化。针对高矿化度采出水在流动过程中降温易结盐垢、堵塞渗流通道问题，从源头上开展减少盐垢的“耐高矿化度压裂液+阻垢剂”复合压裂液研究。同时，开展易加砂、主缝高导流、次缝能导流的支撑剂粒径组合优化研究，形成免配液、低成本、耐盐、可阻垢、可重复利用一体化的压裂液体系。

压裂(储层改造)技术优化。通过数模和监测摸清缝网延伸特征，围绕段簇及与之匹配的压裂参数，开展不同条件的段簇优化研究。同时，开展缝网压裂(储层改造)实时监测与后评估技术研究。

3.4.4 应力释放机理及配套工艺

1) 应力释放增产机理及动态演化特征

建立深部(层)煤层气顶板应力释放渗流评价机制，掌握深部煤层气顶板应力释放机理。通过动态演化特征分析，结合应力释放物理模拟和机理认识，构建应力释放增产数值模拟系统，分析造穴前后和配套体积压裂、水力振荡等工艺下的煤层应力场、渗流场及损伤特征，确定洞穴特征与诱压波及范围间的匹配关系，建立复合增产工艺的工程参数与缝网匹配计算方法。

2) 复合增产工艺技术及评价方法

研究应力释放协同体积压裂、水力振荡、蒸汽注入等工艺，开展物理模拟实验和相似评价，探索经济有效的应力释放复合型缝网增产技术，建立系统的工艺评价及参数优化技术方法，降低压裂能耗和环保压力，为实现高效增产体积缝网提供技术及工艺储备。

3.5 深部(层)煤层气排采(举升)关键技术

与中浅部(层)相比，深部(层)煤层气产气规律、排采方式有许多特殊性，表现为：产液量低，气液比高、泵效低，能耗高，气锁现象严重，地层矿化度高，结垢卡泵现象突出等，这些特点直接影响到深部(层)煤层气连续排采，进而影响产气效果，开展相关排采与举升技术研究至关重要。具体包括如下几个方面。

3.5.1 煤层气全过程流动机理与排采动态仿真技术

1) 煤层渗透率变化及煤层气流动机理

通过深部(层)煤层压后裂缝、微裂隙、基质孔隙三维扫描成像研究，结合不同尺度下的流动性测试结果分析，明确深部(层)煤层不同排采阶段气水流动通道与渗透率场变化特征。研究裂隙、裂缝、井筒不同尺度空间中气水流动特征，构建深部(层)煤层压裂后储层−井筒耦合流动模型，揭示煤层气井解吸、溶解扩散、渗流、管流等全过程流动规律。

2) 排采动态仿真及排采控制方法

基于煤层压后气水全过程流动模型，开展深部(层)煤层压裂井生产特征与气水两相流动规律研究，研发深部(层)煤层压裂井排采渗流仿真软件。形成压降范围内主力产气区域诊断方法和深部(层)煤层气多阶段多梯度排采控制方法。

3.5.2 全生命周期一体化排采(举升)技术

基于煤层气井生产状况和生产特征进行排采阶段划分，结合不同阶段排采需要，分析自喷、速度管柱、泡排及气举工艺适应条件，形成气井全生命周期排采(举升)工艺的接替和转换界限。研发形成缓蚀−起泡−阻垢一体化复合工作液，降低高矿化度产出液对排采的影响。同时，研究不同时期支撑剂回流的临界流速计算模型及不同生产参数对井筒内积砂的影响，明确井筒积砂规律；研发低密度、低张力泡沫冲砂体系及深部(层)煤层气低伤害冲砂工艺技术，形成井筒积砂有效处理工艺，维护气井正常生产。

3.6 深部(层)煤层气集输及数智化关键技术

与中浅部(层)相比，深部(层)煤层气集输的压力等级设置、集输特性及地层能量等方面具有显著差异，同时，也需开展基于勘探开发全过程数智化技术的针对性研究。

3.6.1 采气和集输泡沫流体力学理论及仿真计算

通过开展泡沫稳定性静、动态评价实验研究，确定泡沫稳定性的相关因素及变化规律，建立流动压降模型；建立泡沫物性模型及流体数字模型算法，模拟仿真井筒和管道中的流动模型，分析通道运行状态。另外，通过消泡试验研究，明确管道泡沫液容量与输气效率之间的关系，制定井场和站场内最佳、最简消泡工艺技术与装置。

3.6.2 井场压力交换技术与装置试验

利用引射压力能交换原理，结合深部(层)煤层气特征，研究压力变化特征，确定集输过程中压力能分配对动力消耗的影响规律；开展压力交换集输技术工艺、压力交换技术流动特性和性能、核心装置结构与适应性研究；开展压力交换装置设计加工及试验研究。

3.6.3 基于勘探开发全过程信息的大数据分析与移植技术

研究深部(层)煤层气地质工程数据中台搭建、跨专业项目数据模型与集成要求的标准化、各课题静态成果跨平台集成与移植、孪生模型的可视化、数据驱动下的模型快速更新等技术，同时，开展基于大数据、机器学习等智能技术研究。

4 结论

a.在“十三五”国家科技重大专项项目创新成果的带动下，鄂东缘大宁−吉县区块深部(层)煤层气勘探获得了重大突破，使人们对煤层气传统地质认识和勘探理念发生了根本性的转变，颠覆了对深部(层)煤层气开发“深度禁区”的认识，由此可使全国埋深小于2 000 m 现有30.05×1012m3煤层气资源量(埋深大于2 000 m 一直未开展评价)大幅度增长，可使深部(层)煤层气一跃成为保障国家油气安全、实现碳达峰碳中和目标的重要接替资源之一，极大地坚定了深部(层)煤层气规模效益开发的信心，煤层气勘探开发和产业发展将由此进入到一个新阶段。

b.基于鄂东缘大宁−吉县区块深部(层)煤层气勘探开发和试采现状梳理认为，深部(层)煤层气与中浅部(层)相比，在成因机制、富集规律、赋存状态及开发规律等有很大差异，面临许多需要深入研究的理论难题。包括：成藏机理和赋存状态，高产主控因素，开发动态变化规律，压裂(储层改造)过程中煤岩缝网形成机理，压后孔渗特征变化与气液流动规律等。

c.由于地质上的差异性，使得现有中浅部(层)适应性工程技术不能完全照搬到用于深部(层)煤层气开发。针对地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术的开发方式，鄂东缘深部(层)煤层气勘探开发亟需开展诸多适应性技术攻关。包括：地质−工程开发甜点分类评价标准，关键开发指标确定，低成本优快高效钻完井，水平井水泥环高效密封控制，低成本、高效、环保压裂材料，特殊工况排采制度及井筒举升控制，高效节能与集输，大数据及数智化等。

d.针对鄂东缘深部(层)煤层气勘探开发存在难题，提出相应的理论研究方向与技术攻关对策，包括：研究深部(层)煤层气成藏机理与赋存规律，建立地质−工程开发甜点分类评价方法与标准，优选地质−工程一体化的勘探开发有利区和甜点，创新和集成钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输及数智化等先进性、适应性技术，开展技术政策优化研究，形成实现高效开发的理论、技术和配套系统平台，为鄂东缘深部(层)煤层气规模高效开发提供技术支撑。

e.本次研究仅限于鄂东缘深部(层)煤层气以地面钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输及数智化等传统开发方式的勘探开发理论及工程技术范畴，为鄂东缘深部(层)煤层气资源的效益动用探索一些有效途径，未涉及到与新兴交叉性、系统性学科相关的理论与技术发展方向，包括煤炭地下气化(UCG)，CO2捕集、利用和封存(CCUS)，以及其他生物、物理和化学开发技术(包括微生物、热采、微波、激光、注入N2、CO2驱替)等研究。

致谢：本文研究过程中得到诸多专家和教授的帮助与指导，提出了许多宝贵建议，限于篇幅，不一一列出，在此表示衷心感谢！