鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气高效开发理论技术体系

徐凤银 ， 聂志宏 ， 孙 伟 ， 熊先钺 ， 徐博瑞 ， 张 雷 ， 时小松 ， 刘 莹 ， 刘世瑞 ，赵增平 ， 王 渊 ， 黄红星 ， 林海鲲

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司, 北京 100095；2.中国石油学会, 北京 100724；3.中石油煤层气有限责任公司, 北京 100028)

“十三五”以来，中石油煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块(简称大吉区块)针对深部煤层埋藏深度大、渗透率极低、应力环境复杂等开发难点，系统开展了地质评价、工程技术试验，在勘探评价取得突破基础上，通过实施开发先导试验项目，落实了气井产能，直井日产气量突破2×104m3，水平井日产气量超过10×104m3，关键开发技术初步成型，已进入规模建产阶段。经过近5 a 勘探开发实践探索和理论技术创新，突破了深部煤层气勘探开发技术瓶颈[1-4]。对深部煤层气高效开发机理有了全新认识，建立了深部煤层气高效开发理论技术体系，配套形成开发甜点评价技术、煤储层精细刻画技术、地质工程一体化导向技术、井网优化设计技术、产能评价技术、大规模体积压裂技术和全生命周期排采控制技术等技术系列，有效支撑了大吉区块深部煤层气规模效益开发，展示出良好应用前景，为我国深部煤层气资源高效动用积累了宝贵经验和有利借鉴，更加坚定了深部煤层气实现规模增储上产的信心。

1 区域地质及勘探开发概况

1.1 地质背景

鄂尔多斯盆地东缘在地理位置上主要指从北部内蒙古自治区准格尔旗至南部陕西省韩城市沿黄河两岸的狭长地带，地跨山西、陕西和内蒙古自治区，南北长约500 km，东西宽30～60 km，总面积约3×104km2。在构造位置上主要位于晋西挠褶带、渭北隆起东端和伊盟隆起东部，地层为华北地台典型地层，从古生界到新生界均有不同程度发育，煤层气勘探开发主力层系为石炭二叠系太原组8+9 号煤和山西组4+5 号煤[5-6](图1)。

图1 地层综合柱状Fig.1 General stratigraphic column

大吉区块位于鄂尔多斯盆地东缘南部，横跨伊陕斜坡和晋西挠褶带，构造简单，地层平缓[4]，8 号煤层和5 号煤层埋深800～2 600 m，具备中浅层和深部煤层气勘探开发有利条件(表1)。目前深部煤层气勘探开发主要目的层为8 号煤层，埋藏深度2 000～2 600 m；煤层形成于潟湖相，厚度5～12 m，煤体结构以原生结构煤为主，煤岩热演化程度高，以贫煤、无烟煤为主。

表1 大宁—吉县区块中浅层与深部8 号煤储层参数对比Table 1 Comparison of reservoir parameters between middle shallow and deep No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

1.2 勘探开发概况

鄂尔多斯盆地东缘发育煤层气、致密气、页岩气等多种近源或源内气藏，具有纵向叠置特征，“十三五”以前勘探开发对象主要为致密气和中浅层煤层气，深部煤层仅作为烃源岩进行“源储”研究[7]。

2019 年以来，在大吉区块开展了深部煤层气地质-工程一体化研究，前期利用致密气老井对深部煤层气开展技术试验，D3-7X2 井生产初期日产气超过0.5×104m3，直井产能获得突破。在此基础上优选有利区开展精细评价和试采工作，提交深部煤层气探明地质储量1 122×108m3。

2021 年以来，为加快深部煤层气规模开发步伐，落实资源可动用性，攻克关键开发技术瓶颈，在探明储量区部署实施2 个先导试验项目，首口采用大规模体积压裂技术水平井D6-7P01 生产初期日产气达到10.1×104m3，首年累产超过1 800×104m3，已投产29口水平井生产初期平均日产气量达到10.2×104m3，初步实现深部煤层气效益开发，完成大吉区块深部煤层气一期开发方案编制，为规模建产奠定了基础。

2 深部煤层气高效开发主控因素

深部煤层气开发是涉及精细地质评价、井位部署、钻井、压裂、排采等多领域的系统工程，地质条件、工程工艺选取都将影响开发效果。在深入评价深部煤层气藏特征、产气机理和开发规律基础上，建立深部煤层气“人造气藏”开发理论，理清高效开发主控因素，为效益开发奠定基础。

2.1 “人造气藏”开发理论

煤层气是在煤化作用过程中形成、自生自储在煤层中的天然气，深部煤层渗透率极低[8-9]，一般只有0.001×10-15～0.130×10-15m2，比中浅层低2～3 个数量级，且孔隙连通性差，通常没有自然产能，需要经过大规模体积压裂才能形成工业产量。深部煤层地质特点导致实现效益开发存在多重困难，需开展多学科协同攻关，落实开发“甜点”区，明确煤层微幅构造特征、纵向岩性组合特征、天然裂隙及应力条件等地质、工程因素，开展地质-工程一体化井网优化设计，通过大规模体积压裂形成“人造高渗区”，大幅度改变煤储层渗流环境和气体赋存状态，构建煤层基质-微孔-井筒的高渗导流通道，使部分基质表面吸附气转化为游离气，同时束缚在封闭孔隙中的游离气实现连通具有渗流能力，形成井网与缝网高度弥合的“人造气藏”。在气井生产初期，游离气通过高渗导流通道快速产出，该阶段产量较高，但生产初期解吸气量无法弥补游离气产出量快速减少，气井产量递减较快，生产中后期随着储层压力降低，远端裂缝闭合，导致解吸气供给不足，气井生产曲线呈“L”形，低产稳产周期长，因此气田稳产需要大批量新钻井补充。

按照“人造气藏”开发理论，深部煤层气高效开发需要开展地震地质综合研究，精准刻画储层微观展布特征和变化规律，寻找平面、纵向开发甜点，构建精细三维地质模型，为井位部署、地质导向、压裂作业和排采控制提供基础；采用长水平段水平井实现最大单井控制面积，通过多段多簇压裂构建煤储层的高渗导流通道，以建立复杂连通缝网体系，最大限度实现体积改造，最大程度缩短天然气在煤储层基质内运移距离，构建最优地下连通体；采用全生命周期地质-工程-管理一体化排采管控措施，实现最终可采储量(EUR)和采收率最大化。在生产中不断总结影响开发效果的主控因素，深化开发规律认识，优化井网井距、储层改造工艺及排采制度等技术体系，实现深部煤层气高效开发。

2.2 高产主控因素

深部煤层气高产关键因素包括资源富集条件(R)和有效井控面积(V)两大类(式(1))。其中，资源富集表征参数主要有煤层厚度、含气量、压力系数、游离气含量等；有效井控面积包括储层钻遇长度、有效改造体积，以及影响储层改造效果的关键参数，如煤体结构、煤层及顶底板岩性组合、力学参数、裂缝发育程度、地应力等；此外，储层改造充分程度也是影响采收率(ER)的关键因素。

式中,GP为气井累积产气量，108m3；R为资源丰度，108m3/km2；V为井控面积，km2；ER为采收率，%。

2.2.1 资源富集条件是气井高产基础

深部煤层具有广覆式发育、连片展布特征。分析已投产井生产情况，资源丰度与水平井首月平均产气量呈正相关性(图2)。煤层压力系数越大，顶底板封盖性越好，游离气含量越高[10]，大吉区块深部煤层气储量区西部和北部地层压力系数一般大于1.0(图3)，地层能量足，游离气含量高，资源丰度高，表现出气井初期产量高；水平井初期平均日产气量一般大于10×104m3，可自喷生产；丛式井日产气量一般大于2×104m3。东南部地层压力系数一般小于0.95，游离气含量低，资源丰度较低，压裂后一般无法实现自喷生产，需采取气举或抽油机排采等人工举升措施才能正常产气，水平井生产初期平均日产气量8×104m3，丛式井日产气量0.8×104m3。

图2 煤层气资源丰度与首月平均产气量关系Fig.2 Relationship between CBM resource abundance and average production in the first month

图3 8 号煤层压力系数及含气量平面分布Fig.3 Plane distribution of pressure coefficient and gas content in No.8 coal seam

2.2.2 有效改造体积是气井高产关键

深部煤层岩性致密、渗透率极低，在保障资源富集基础上，必须通过大规模体积压裂才能获得工业气流。因此，有效改造体积直接控制气井供气范围，对气井高产至关重要[11-12]。深部煤层气开发实践表明，微幅构造及天然裂缝发育程度、地应力差异等均会影响水平井大规模体积压裂改造效果[13]。

从生产效果看，采用大规模体积压裂直丛井平均加砂规模是常规压裂井6 倍，平均产气量和EUR 分别是常规压裂井2.7 倍和2 倍；水平井压裂砂量和液量与首月平均日产气量呈正相关关系(图4)，表明泵入地层液量和砂量越多，改造范围越大，泄流面积也越大，更有利于煤层气运移，可获得较高产量，且后者相关性高于前者，表明入地总砂量对气井高产影响更为明显。

图4 压裂液量及加砂量与单井首月平均日产气量关系Fig.4 Relationship between fracturing fluid volume, sand volume and average daily gas production in the first month

2.2.3 有效水平段长是气井高产前提

增加水平段长度可有效提高单井控制储量，也是实现降本增效重要突破口[14]。统计表明，大吉区块深部煤层气在资源富集条件、压裂工艺相当条件下，随着水平井钻遇煤层长度增加，气井产气量呈增长趋势；从区块不同水平段长度水平井建井成本和单位投资EUR 关系图来看，水平段越长，单位投资EUR 也越高，当水平段长度超过1 500 m，单位投资EUR 增幅变缓(图5)。

图5 水平段长度与单井初期产量、单位投资EUR 关系Fig.5 Relationship among the length of horizontal section, the initial production of single well and the unit investment EUR

因此，增加有效水平段长度可有效提高单井产量，但需结合不同地区地质条件、建井成本等因素合理优化水平段长度，提高综合开发效益。

2.2.4 良好储层条件是气井高产保障

煤系纵向具有岩性变化复杂、岩石力学性质及地应力差异大的特点，导致不同岩性组合下人工缝网形态差异大，而垂向应力差、不同岩性的可压性也是影响人工裂缝延展范围的主控因素[15-17]。大吉区块8号煤层纵向一般发育“一分型”“二分型”“三分型”3种煤层结构，其上下围岩一般发育灰岩、泥岩和砂岩3 种岩性，从纵向岩性组合特征看，可划分为9 种类型(图6)。

图6 大宁—吉县区块8 号煤9 种岩性组合类型示意Fig.6 Schematic diagram of 9 lithological assemblage types of coal No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

对比岩石力学参数，煤层具有低弹性模量、高泊松比和低抗压强度的特征，破裂压力最低，砂岩次之，泥岩和致密灰岩破裂压力最高，压裂时人工裂缝易在天然弱面或力学强度低的岩性中延展。目前已完钻水平井揭示模式1-1～模式2-2 等5 种类型。从生产效果对比来看(图7)，模式1-1 和模式1-2 产气效果最好，折算百米水平段初期平均日产量0.75×104m3，该组合模式下压裂时裂缝缝高更易受控，裂缝主体在煤层中延伸，煤层改造更充分；模式2-1 和模式2-2在煤层中部发育1 套夹矸，矿物成分主要为黏土，压裂时水力裂缝垂向延伸时受夹矸影响，非煤层水平段未能实现充分改造，折算百米水平段初期平均产量0.48×104m3/d，为模式1-1 和模式1-2 的64%。模式1-3产气效果最差，反映出压裂水力裂缝易向底板砂岩扩展，影响人工裂缝在煤层中扩展，煤层改造效果差，为模式1-1 和模式1-2 的51%。

图7 大宁—吉县区块不同岩性组合模式产气量柱状Fig.7 Production plot of different lithological assemblage types in Daning-Jixian Block

3 深部煤层气高效开发技术体系

2019 年以来，针对深部煤层地质特征以及开发难点，不断开展理论技术创新和实践探索，建立深部煤层气高效开发技术体系，指导大吉区块深部煤层气进入了商业开发，日产气突破300×104m3。

3.1 地质-工程开发甜点优选技术

深部煤层非均质性强，渗透性极差，经过压裂改造形成的人工裂缝与天然裂缝共同构成气体运移通道[18-19]。深部煤层气开发甜点优选需要基于资源、储层、构造、工程四大类指标以及当前可实现的建井成本和开发技术，既考虑地质“甜点区”，还需明确易实现体积压裂的工程“甜点段”，优选出地质-工程开发甜点区。因此，开展甜点精细刻画是深部煤层气高效开发基础。

3.1.1 平面甜点优选技术

深部煤层气地质-工程开发甜点评价，煤层厚度和含气量是基础，决定了煤层气资源富集程度；埋深和微构造影响裂隙发育，对气井高产具有较强控制作用[1-2,11]；煤体结构影响人工裂缝扩展，原生结构煤一般位于构造平缓区，裂缝扩展效果好，构造煤一般位于构造挤压区，煤体较为疏松，造缝困难[20-21]；地应力大小和方位控制人工裂缝延展方向以及裂缝形态，垂向应力差越大，缝高越易受控，水平应力差越小，越易形成网状缝，储层改造效果越好[22]。

因此，基于深部煤层气高产主控因素分析，围绕储层资源条件(煤层结构、煤层厚度、含气量、煤体结构等)、构造保存条件(微构造、顶底板封盖条件、地层压力系数等)、工程可改造条件(地应力、裂缝发育程度)等参数，构建了一套适应于深部煤层气高效开发的地质-工程开发甜点指标体系和分类评价标准(表2)，落实了核心建产区。

表2 甜点区分类评价标准Table 2 Classification evaluation criteria for “geological dessert areas”

大吉区块已投产29 口水平井均位于Ⅰ类区，高产井比例超过90%，其中Ⅰ类A 区25 口，平均日产气量11.3×104m3，Ⅰ类B 区4 口，平均日产气量6.1×104m3，证实该评价指标的合理性。

3.1.2 纵向甜点优选技术

煤层非均质性不仅表现在平面上、层间上，其纵向上也表现出较强非均质性[23-24]，纵向甜点也是影响水平井产能关键因素，确定最优靶体需综合考虑煤层纵向非均质性，包括煤层含气性和工程改造性2 个方面。

影响煤层压裂效果的地质因素除煤体结构和地应力之外，还包括宏观煤岩类型、力学性质和天然裂缝发育程度。煤层高含气段录井气测一般较高；光亮煤和半亮煤一般裂隙发育，易形成网状缝，半暗煤和暗淡煤易穿透顶底板，形成短高缝；煤体结构破坏程度越高，煤层越容易扩径、自然伽马越高[25]；灰分产率越高，自然伽马和密度越高；镜煤-亮煤含量越高，密度越低、声波时差越高、自然伽马越低。因此，综合选取录井气测、煤岩宏观类型、煤体结构、灰分产率4项录井参数，自然伽马、声波时差和密度3 项测井参数共7 项指标，建立纵向靶体评价体系(表3)以确定水平井纵向靶体。

表3 水平井纵向靶体评价优选标准Table 3 Evaluation and optimization criteria for longitudinal target body of horizontal wells

以发育一分型煤层的D22 井为例(图8)，该井在上部3～5 m 的煤层段，岩心观察为原生结构煤，自然伽马普遍小于60 API，样品分析和测井解释灰分低于20%，含气量高于25 m3/t，镜质组含量高于80%，为光亮煤，确定为纵向甜点段，可作为水平井目标靶体。

图8 D22 测井及岩心标定综合解释成果Fig.8 Logging and core interpretation of well D22

3.2 煤储层特征精细刻画技术

3.2.1 构造解释技术

精细刻画煤层微幅构造特征及裂缝发育情况是提高煤层优质靶体钻遇率、优化压裂设计的基础，也决定地质模型准确程度[26-27]。充分利用高精度三维地震资料，在井震标定、层位精细解释、空变速度建场基础上，进行小网格、不平滑、大比例尺构造精细成图，充分利用大斜度井、水平井井斜数据，严格按照井轨迹准确标定层位，采用模型约束法和多层位井校空变速度体重构，构建三维地震工区速度场，落实煤层精细构造形态。

在大吉区块实现幅度小于5 m 的微幅度构造精细刻画(图9)，基于此研究成果实施的35 口水平井煤层实钻深度与预测深度相对误差小于0.1%。

图9 8 号煤层顶面微构造展布Fig.9 Distribution of microstructures on the top surface of No.8 coal seam

3.2.2 储层裂缝预测技术

基于OVT 域地震数据分析，采用椭圆拟合法、方位统计法以及蚂蚁追踪算法，开展各项异性分析和多尺度裂缝预测(图10)。通过阵列声波测井各向异性强度对比以及岩心裂隙描述综合分析，确定预测结果更符合工区实际。

图10 8 号煤层蚂蚁体微裂缝预测Fig.10 Predicted fracture distribution using ant-tracking of No.8 coal seam

D14-5 井台2 口井压裂施工作业时压力监测结果显示(表4)，天然裂缝发育区压裂时邻井压力出现异常，裂缝不发育区无异常，综合判断预测结果符合率达到72%。

表4 D14-5 井台8 号煤层裂缝预测与压力监测结果对比Table 4 Comparison of fracture prediction and pressure monitoring of No.8 coal seam in D14-5 well group

3.2.3 三维地质建模技术

精准刻画不同小层微观储层展布特征对建模要求高，构建地质-工程一体化三维精细地质模型是深部煤层气效益开发关键技术。在微幅构造及裂缝精细刻画基础上，综合应用地震、测井、岩心和动态监测等基础资料，采用以沉积相+井震资料双约束的小层精细划分、分层次多尺度建模技术方法，建立了大吉区块深部煤层气开发区构造-地层格架模型；围绕地质-工程开发甜点主要评价参数，采用确定性建模和随机建模方法，构建了煤层结构、煤体结构、含气量、灰分、镜质组质量分数、宏观煤岩类型、孔隙度等7种属性模型。模型平面网格尺寸20 m×20 m，纵向网格尺寸0.2～1.0 m，实现深部煤层“地质+工程”全要素定量化、可视化表征，可清晰直观呈现煤层纵横向非均质性特征。

基于煤岩割理裂隙发育程度以及地震预测裂缝密度结果，采用多体约束属性随机模拟技术，建立不同尺度下离散裂缝网格模型，表征不同类型裂缝空间展布特征，为构建天然缝网-人工缝网耦合的缝网模型奠定基础。

3.3 地质工程一体化导向技术

地质导向技术是提高水平井优质靶体钻遇率、降低工程难度、缩短钻井周期的关键技术[28-29]。按照“地质小尺度、三维地震微尺度、轨迹走靶体、少调快钻”水平井导向思路，形成了钻前轨迹优化设计、精准入靶及靶后微调三阶段导向技术。

钻前轨迹设计是在构建精细三维构造模型基础上，制定井轨迹精准控制方案，细化井轨迹控制节点。入靶前导向是在入靶前后导向阶段，采用“逐层逼近”法、小层精细对比法，预测储层位置，逐步逐层调整井斜，确保精确中靶、井轨迹光滑。靶后水平段导向是水平段导向过程中，通过分析邻井煤层纵向自然伽马、气测、煤岩煤质、煤体结构等参数变化特征，结合随钻过程中钻录测数据变化趋势，判断钻头位置，在地震引导下把握地层和煤层厚度变化趋势，优化轨迹，确保煤层钻遇率和轨迹光滑，降低钻井施工难度，提高机械钻速。

在上述3 阶段高效地质导向技术(图11)指导下，大吉区块35 口完钻井平均水平段长1 261.5 m，煤层钻遇率97.0%，甜点钻遇率90.3%(表5)。

表5 大宁-吉县区块深部煤层气井产能指数与气井合理配产Table 5 Production capacity index and reasonable production allocation of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

图11 地质导向技术工程流程Fig.11 Geological steering technology engineering flowcharts

3.4 井网优化设计技术

非常规油气藏实现效益开发、提高采收率必须构建井网与缝网高度弥合的人造气藏，就要以开发甜点区为单元，科学合理井网部署，通过大规模体积压裂，大幅改变地下流体渗流环境和补充地层能量，人工干预实现深部煤层气规模效益开发[30]。

天然裂缝发育程度、人工裂缝与天然裂缝相交角度、煤岩抗张强度、水平应力差和井型是影响人工裂缝延展方向主控因素。李倩、宋晨鹏等[15-16]对裂缝水平扩展机理研究认为，在水平应力差低、相交角小的条件下，人工裂缝易沿天然裂缝尖端发生剪切破坏扩展，反之易直接穿过天然裂缝延原有方向扩展。天然裂缝相对密集、裂缝尺寸较长时人工裂缝易沿天然裂缝扩展，形成复杂裂缝网络。吕帅锋等[31]通过煤矿掘进工作面的连续观察和裂缝扩展形态解构，认为人工裂缝扩展方向受到最大主应力和天然裂隙共同控制，近井筒附近天然裂缝发育区，人工裂缝在近井筒附近延外生节理延展，远井部位沿最大主应力方向延展，反之人工裂缝先沿最大主应力方向延展。付世豪等[17]对不同井型的人工裂缝垂向扩展分析认为，直丛井人工缝网易突破岩层界面呈“十”型，在岩性界面扩展，水平井裂缝沿水平方向转向，呈“工”型或“T”型。

合理的井网井距主要通过压力干扰监测及人工缝网展布形态模拟确定，建立井距与人工裂缝配置关系，提高资源动用程度。因此，深部煤层气开发部署要开展基于“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”等五位一体协同优化设计。如图12 所示，若近井筒附近天然裂缝发育，相交角为α，布井方向与最大主应力夹角β应小于相交角，更易形成网状缝网，平面上还需综合考虑最大主应力方向的演变规律和天然裂隙展布形态，一次性成网，提高井控资源及气田资源动用程度，实现由“单井工程”向构建“区域大缝网场体系”转变，建立多维矢量弥合井网，打破缝网孤岛，进而实现资源动用最大化和气田采收率最大化。

图12 “五位一体”井网优化示意Fig.12 Schematic diagram of “five in one” well pattern optimization

3.5 产能评价和EUR 预测技术

气井合理产能、EUR 评价技术需要综合考虑深部煤层气赋存特征、渗流机理和生产规律。由于深部煤层气在国内外规模开发处于起步阶段，投产井数较少、生产时间较短，尚无可鉴的产能评价成熟方法。

笔者在对动态分析法、数值模拟法、解析模型法开展适用性评价基础上，引入深部煤层气产能指数反映气井生产初期最大产能，确定气井合理配产，深部煤层气产能指数公式为

计算D6-7P01 等生产时间超过6 个月的14 口水平井产能指数14.6×104～51.4×104m3/d，平均38.6×104m3/d(表5)。结合非常规气产气机理[32-33]，采用“高产低配、低产高配”原则，配产系数1/6～1/3。以D6-7P01 井为例，该井产能指数为14.6×104m3/d，按照 配 产 系 数1/4～1/3，首 年 配 产 为3.7×104～4.9×104m3/d，首年实际平均产气量5.0×104m3/d，表明产能评价指标与配产系数相对合理。

当前深部煤层气井全生命周期生产特征规律仍不明朗，EUR 评价技术还不成熟。因此，结合当前气井生产特征，借鉴非常规气藏EUR 预测方法[34-36]，初步开展以产量不稳定分析法为主，经验产量递减法和数值模拟法、经验类比等方法相结合的EUR 预测技术研究。

生产时间超过6 个月的14 口水平井评价结果显示，产量不稳定分析法预测EUR 为5 679×104～7 348×104m3，Arps 递减分析法预测EUR 为4 762×104～7 376×104m3，经验类比法预测EUR 为4 758×104～9 326×104m3，采用双孔单渗模型对D6-7P01 井开展数值模拟，预测该井EUR 为5 500×104m3。评价结果表明产量不稳定分析法、数值模拟法预测EUR 与水平井首月平均产气量、产能指数相关性高(图13)，可作为当前深部煤层气井EUR 预测方法。

图13 单井首月平均产气量、产能指数与EUR 的关系Fig.13 Relationship among average gas production per well in the first month, productivity capacity index and EUR

3.6 大规模体积压裂优化技术

深部煤层气实现效益开发既要构建大规模人造缝网，形成人造气藏，又要考虑煤层敏感性降低压裂液对储层伤害[37]。基于“控液增砂”储层改造技术思路，通过控制前置液比例和总液量，快速提高携砂液阶段砂比，大幅提高排量和优化压裂液黏度实现高砂比连续加砂，优化支撑剂粒径组合和大规模加砂提高有效改造体积。形成井眼轨迹、构造、蚂蚁体、各向异性等影响裂缝扩展因素的“四位一体”精准选段技术，制定“井间交错+段内差异化”压裂设计，为构建弥合缝网提供支撑。构建超大、超密、充分支撑的体积缝网，形成深部煤层“大规模体积压裂”技术。

大吉区块经过3 轮次压裂工艺优化和实践(表6)，压裂施工排量由18 m3/min 提高到21～22 m3/min，单段加砂量由340 m3提高到400～600 m3，支撑剂由100 目(0.148 mm)和40 目/70 目(0.425 mm/0.212 mm)为主优化为以100 目(0.148 mm)石英砂为主。

表6 深部煤层气压裂工艺技术发展历程Table 6 Breif table of development history of deep coalbed methane fracturing technology

3.7 全生命周期排采优化控制技术

深部煤层气富含游离气[4]，气井生产特征与中浅层明显不同，经过短期返排后快速见气，产气量较短时间可达峰值，生产初期可自喷生产，不需要人工举升。结合深部煤层气赋存特征和渗流机理，初步建立气井全生命周期5 个阶段的典型生产曲线(图14)，并针对各阶段产出特征形成与之相适应的排采优化控制措施。

图14 大宁—吉县区块深部煤层气生产阶段划分及典型曲线Fig.14 Division of production stages and typical curves of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

阶段①和阶段②处于压裂液返排阶段，阶段①为单相排液期，表现为返排液量逐渐增大，只产液不产气；从阶段②开始，产液量逐渐上升到最高，游离气开始产出，气液比逐渐增大，压裂液返排阶段一般出砂量较小。因此，前2 个阶段的控制目标以“不出砂、不出煤粉”为原则，加快排液，提高返排率，降低压裂液对储层伤害。

阶段③为高产稳产阶段，表现出产液量迅速下降，产气量逐渐上升到峰值，气液比持续增大，游离气大量产出，随着缝网内压力降低，吸附气开始解吸。较高的初期配产对煤层产生较大的应力敏感伤害，压降漏斗无法有效扩展，较低的初期配产无法保证压裂液正常排出。要根据产能预测结果，在保证气井正常生产、满足临界携液流量的基础上，制定合理配产。

阶段④为递减阶段，随着压裂缝网附近地层压力持续降低，产气持续下降，游离气减少而吸附气解吸，气井表现为产液缓慢下降，产气量缓慢下降，该阶段需采用增压气举等措施延长自喷生产时间，扩大压降范围，为解吸气大量产出奠定基础。

阶段⑤为低产阶段，随着地层压力持续降低，以裂缝远端吸附气解吸为主，表现为“低产液、低产气、低压力”的生产特点，生产特征与中浅层煤层气类似，需要人工举升设备，控制的关键在提高设备运行连续性，确保气井连续稳定生产，以实现解吸气大量产出。

3.8 集输与数智化控制技术

深部煤层气生产初期表现出高产气量、高产液量、高井口压力的特征，可自喷生产，中后期产气量、井口压力快速下降，需采用泡排等人工举升工艺，与中浅层存在显著差异。气井高产阶段携液生产导致井口压力快速下降、自喷生产维持时间短，导致生产过程中气井工况变化快，井筒中流体物理化学特性快速变化，集输效率快速下降。因此，深部煤层气规模开发要通过持续优化采气工艺、生产参数、集输管网压力分布，延长自喷生产周期，提高地层能量利用效率，最终提高气田采收率。

随着煤层气开发从浅层向深部进军，效益开发难度也越来越大、勘探开发成本不断提高。在当前AI技术快速发展的机遇期，深部煤层气也需要将岩心分析数据、地震数据、测井数据、生产动态数据等数据资产向测井智能解释、储层智能评价、生产运行智能管理的“数智化”转变，形成涵盖地质、钻井、压裂、排采、地面集输等多专业一体化软件平台和数字孪生技术，由各专业独立运行向一体化协同运行转变，在深部煤层气规模开发中实现提质、降本、增效。

4 应用效果

4.1 气井生产参数的明确

大吉区块深部煤层气水平井单相排液阶段持续时间一般2 d 左右，只产液不产气，产液量一般30～150 m3/d；气液同出返排阶段持续时间一般6～29 d，平均14 d，最高产液量可达到500～1 260 m3/d；同时游离气开始产出，点火可燃，自喷生产时压裂液返排率为14.87%～42.79%，平均22.66%；高产阶段持续时间一般7～95 d，平均30 d 左右，随着压裂液大量返排，游离气大量产出，日产气量快速上升至5×104～16×104m3，平均超过10×104m3，日产水量由500～1 260 m3下降至40～200 m3，气液比上升至0.5×104m3/m3以上(表7)，随着储层压力降低，微裂缝游离气持续供给，产气量相对稳定，此阶段以游离气产出为主，近井地带解吸气开始产出；递减阶段持续时间平均超过1 年，随着地层压力持续降低，游离气减少，煤层进入缓慢解吸阶段，但解吸气无法弥补游离气，产气量出现递减，日产水量一般在10 m3/d 以下；低产阶段以裂缝远端吸附气解吸为主，在低渗条件下气体向井筒运移时间比较长，产量较低但相对稳定，产量1×104～2×104m3/d，递减速率开始变缓，单位压降的产气量升高。

4.2 指导先导试验实施

2021 年以来，在大吉区块探明储量区实施2 个开发先导试验项目，部署水平井35 口，设计地质气藏、钻完井、储层改造、采气集输等试验内容。

已投产29 口水平井单井初期平均日产气量10.2×104m3(图15)，8 口井生产时间超过330 d，累产气量超过2 000×104m3，平均累产气量2 381×104m3，预测单井平均EUR 在6 500×104m3以上，其中D14-5 井台两口井生产358 d 累产气量分别达到2 500×104和2 800×104m3。

图15 大宁—吉县区块深部煤层气水平井生产曲线Fig.15 Production curves of deep coalbed methane horizontal wells in Daning-Jixian Block

通过开发先导试验基本落实了井型、井网、井距、气井产能等关键开发参数，完善了深部煤层气效益开发主体工艺技术，初步建立了深部煤层气效益开发模式。在此基础上，围绕开发先导试验区，完成了大吉区块一期开发方案编制、现场生产组织与实施，实现深部煤层气工业化开发与技术应用。

4.3 展现良好开发前景

在深部煤层气高效开发理论技术支撑下，大吉区块开发效果得到显著提升，日产气量快速突破300×104m3。

在大吉区块深部煤层气勘探开发示范下，鄂尔多斯盆地石楼西、三交北、佳县等区块深部煤层气勘探开发均取得突破，有效推动我国深部煤层气快速发展。中国矿业大学对全国29 个主要盆地估算深部煤层气资源量40.71×1012m3，总资源规模与页岩气、常规气相当[38-40]，有望成为继致密气、页岩气之后又一规模上产天然气资源。

鄂尔多斯盆地是当前深部煤层气勘探开发热点地区，地质认识程度较高，盆地内多个区块勘探取得突破，已具备深部煤层气规模上产条件，有望成为天然气增储上产新的增长极，实现煤层气产业跨越式发展。

5 结 论

(1)近5 a 勘探开发实践表明，资源富集条件、有效改造体积、水平段长、良好储盖组合条件是影响深部煤层气高产关键因素，效益开发需开展多学科协同攻关，通过地质工程一体化精准刻画煤储层特征，落实开发甜点，采用大规模体积压裂实现煤层充分改造，大幅改变煤层渗流环境和气体赋存状态，形成人造高渗区，建立基质-微孔-井筒高渗导流通道，构建井网与缝网高度弥合“人造气藏”，是深部煤层气实现效益开发基础。

(2)通过开发先导试验，建立了地质-工程一体化背景下的深部煤层气高效开发技术体系，包括开发甜点优选技术、煤储层精细刻画技术、地质工程一体化导向技术、井网优化设计技术、产能评价和EUR 预测技术、大规模体积压裂技术、排采优化控制技术和集输与数智化技术等，有效支撑了鄂东缘深部煤层气规模效益开发和工业化应用。

(3)在研究成果指导下，大吉区块深部煤层气单井产量获得大幅提高，29 口水平井初期平均日产气量达到10.2×104m3，区块日产气量超过300×104m3，实现了深部煤层气开发重大突破，引领和带动我国深部煤层气勘探开发快速推进，鄂尔多斯盆地石楼西、三交北、佳县等区块均取得突破，为我国丰富的深部煤层气资源向工业产量转化提供了理论基础和技术示范，对保障国家能源安全，增加天然气供应具有重要意义。