鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣高效開發理論技術體系

徐鳳銀 ， 聶志宏 ， 孫 偉 ， 熊先鉞 ， 徐博瑞 ， 張 雷 ， 時小松 ， 劉 瑩 ， 劉世瑞 ，趙增平 ， 王 淵 ， 黃紅星 ， 林海鯤

(1.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司, 北京 100095；2.中國石油學會, 北京 100724；3.中石油煤層氣有限責任公司, 北京 100028)

“十三五”以來，中石油煤層氣有限責任公司在鄂爾多斯盆地東緣大寧—吉縣區塊(簡稱大吉區塊)針對深部煤層埋藏深度大、滲透率極低、應力環境復雜等開發難點，系統開展了地質評價、工程技術試驗，在勘探評價取得突破基礎上，通過實施開發先導試驗項目，落實了氣井產能，直井日產氣量突破2×104m3，水平井日產氣量超過10×104m3，關鍵開發技術初步成型，已進入規模建產階段。經過近5 a 勘探開發實踐探索和理論技術創新，突破了深部煤層氣勘探開發技術瓶頸[1-4]。對深部煤層氣高效開發機理有了全新認識，建立了深部煤層氣高效開發理論技術體系，配套形成開發甜點評價技術、煤儲層精細刻畫技術、地質工程一體化導向技術、井網優化設計技術、產能評價技術、大規模體積壓裂技術和全生命周期排采控制技術等技術系列，有效支撐了大吉區塊深部煤層氣規模效益開發，展示出良好應用前景，為我國深部煤層氣資源高效動用積累了寶貴經驗和有利借鑒，更加堅定了深部煤層氣實現規模增儲上產的信心。

1 區域地質及勘探開發概況

1.1 地質背景

鄂爾多斯盆地東緣在地理位置上主要指從北部內蒙古自治區準格爾旗至南部陜西省韓城市沿黃河兩岸的狹長地帶，地跨山西、陜西和內蒙古自治區，南北長約500 km，東西寬30～60 km，總面積約3×104km2。在構造位置上主要位于晉西撓褶帶、渭北隆起東端和伊盟隆起東部，地層為華北地臺典型地層，從古生界到新生界均有不同程度發育，煤層氣勘探開發主力層系為石炭二疊系太原組8+9 號煤和山西組4+5 號煤[5-6](圖1)。

圖1 地層綜合柱狀Fig.1 General stratigraphic column

大吉區塊位于鄂爾多斯盆地東緣南部，橫跨伊陜斜坡和晉西撓褶帶，構造簡單，地層平緩[4]，8 號煤層和5 號煤層埋深800～2 600 m，具備中淺層和深部煤層氣勘探開發有利條件(表1)。目前深部煤層氣勘探開發主要目的層為8 號煤層，埋藏深度2 000～2 600 m；煤層形成于潟湖相，厚度5～12 m，煤體結構以原生結構煤為主，煤巖熱演化程度高，以貧煤、無煙煤為主。

表1 大寧—吉縣區塊中淺層與深部8 號煤儲層參數對比Table 1 Comparison of reservoir parameters between middle shallow and deep No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

1.2 勘探開發概況

鄂爾多斯盆地東緣發育煤層氣、致密氣、頁巖氣等多種近源或源內氣藏，具有縱向疊置特征，“十三五”以前勘探開發對象主要為致密氣和中淺層煤層氣，深部煤層僅作為烴源巖進行“源儲”研究[7]。

2019 年以來，在大吉區塊開展了深部煤層氣地質-工程一體化研究，前期利用致密氣老井對深部煤層氣開展技術試驗，D3-7X2 井生產初期日產氣超過0.5×104m3，直井產能獲得突破。在此基礎上優選有利區開展精細評價和試采工作，提交深部煤層氣探明地質儲量1 122×108m3。

2021 年以來，為加快深部煤層氣規模開發步伐，落實資源可動用性，攻克關鍵開發技術瓶頸，在探明儲量區部署實施2 個先導試驗項目，首口采用大規模體積壓裂技術水平井D6-7P01 生產初期日產氣達到10.1×104m3，首年累產超過1 800×104m3，已投產29口水平井生產初期平均日產氣量達到10.2×104m3，初步實現深部煤層氣效益開發，完成大吉區塊深部煤層氣一期開發方案編制，為規模建產奠定了基礎。

2 深部煤層氣高效開發主控因素

深部煤層氣開發是涉及精細地質評價、井位部署、鉆井、壓裂、排采等多領域的系統工程，地質條件、工程工藝選取都將影響開發效果。在深入評價深部煤層氣藏特征、產氣機理和開發規律基礎上，建立深部煤層氣“人造氣藏”開發理論，理清高效開發主控因素，為效益開發奠定基礎。

2.1 “人造氣藏”開發理論

煤層氣是在煤化作用過程中形成、自生自儲在煤層中的天然氣，深部煤層滲透率極低[8-9]，一般只有0.001×10-15～0.130×10-15m2，比中淺層低2～3 個數量級，且孔隙連通性差，通常沒有自然產能，需要經過大規模體積壓裂才能形成工業產量。深部煤層地質特點導致實現效益開發存在多重困難，需開展多學科協同攻關，落實開發“甜點”區，明確煤層微幅構造特征、縱向巖性組合特征、天然裂隙及應力條件等地質、工程因素，開展地質-工程一體化井網優化設計，通過大規模體積壓裂形成“人造高滲區”，大幅度改變煤儲層滲流環境和氣體賦存狀態，構建煤層基質-微孔-井筒的高滲導流通道，使部分基質表面吸附氣轉化為游離氣，同時束縛在封閉孔隙中的游離氣實現連通具有滲流能力，形成井網與縫網高度彌合的“人造氣藏”。在氣井生產初期，游離氣通過高滲導流通道快速產出，該階段產量較高，但生產初期解吸氣量無法彌補游離氣產出量快速減少，氣井產量遞減較快，生產中后期隨著儲層壓力降低，遠端裂縫閉合，導致解吸氣供給不足，氣井生產曲線呈“L”形，低產穩產周期長，因此氣田穩產需要大批量新鉆井補充。

按照“人造氣藏”開發理論，深部煤層氣高效開發需要開展地震地質綜合研究，精準刻畫儲層微觀展布特征和變化規律，尋找平面、縱向開發甜點，構建精細三維地質模型，為井位部署、地質導向、壓裂作業和排采控制提供基礎；采用長水平段水平井實現最大單井控制面積，通過多段多簇壓裂構建煤儲層的高滲導流通道，以建立復雜連通縫網體系，最大限度實現體積改造，最大程度縮短天然氣在煤儲層基質內運移距離，構建最優地下連通體；采用全生命周期地質-工程-管理一體化排采管控措施，實現最終可采儲量(EUR)和采收率最大化。在生產中不斷總結影響開發效果的主控因素，深化開發規律認識，優化井網井距、儲層改造工藝及排采制度等技術體系，實現深部煤層氣高效開發。

2.2 高產主控因素

深部煤層氣高產關鍵因素包括資源富集條件(R)和有效井控面積(V)兩大類(式(1))。其中，資源富集表征參數主要有煤層厚度、含氣量、壓力系數、游離氣含量等；有效井控面積包括儲層鉆遇長度、有效改造體積，以及影響儲層改造效果的關鍵參數，如煤體結構、煤層及頂底板巖性組合、力學參數、裂縫發育程度、地應力等；此外，儲層改造充分程度也是影響采收率(ER)的關鍵因素。

式中,GP為氣井累積產氣量，108m3；R為資源豐度，108m3/km2；V為井控面積，km2；ER為采收率，%。

2.2.1 資源富集條件是氣井高產基礎

深部煤層具有廣覆式發育、連片展布特征。分析已投產井生產情況，資源豐度與水平井首月平均產氣量呈正相關性(圖2)。煤層壓力系數越大，頂底板封蓋性越好，游離氣含量越高[10]，大吉區塊深部煤層氣儲量區西部和北部地層壓力系數一般大于1.0(圖3)，地層能量足，游離氣含量高，資源豐度高，表現出氣井初期產量高；水平井初期平均日產氣量一般大于10×104m3，可自噴生產；叢式井日產氣量一般大于2×104m3。東南部地層壓力系數一般小于0.95，游離氣含量低，資源豐度較低，壓裂后一般無法實現自噴生產，需采取氣舉或抽油機排采等人工舉升措施才能正常產氣，水平井生產初期平均日產氣量8×104m3，叢式井日產氣量0.8×104m3。

圖2 煤層氣資源豐度與首月平均產氣量關系Fig.2 Relationship between CBM resource abundance and average production in the first month

圖3 8 號煤層壓力系數及含氣量平面分布Fig.3 Plane distribution of pressure coefficient and gas content in No.8 coal seam

2.2.2 有效改造體積是氣井高產關鍵

深部煤層巖性致密、滲透率極低，在保障資源富集基礎上，必須通過大規模體積壓裂才能獲得工業氣流。因此，有效改造體積直接控制氣井供氣范圍，對氣井高產至關重要[11-12]。深部煤層氣開發實踐表明，微幅構造及天然裂縫發育程度、地應力差異等均會影響水平井大規模體積壓裂改造效果[13]。

從生產效果看，采用大規模體積壓裂直叢井平均加砂規模是常規壓裂井6 倍，平均產氣量和EUR 分別是常規壓裂井2.7 倍和2 倍；水平井壓裂砂量和液量與首月平均日產氣量呈正相關關系(圖4)，表明泵入地層液量和砂量越多，改造范圍越大，泄流面積也越大，更有利于煤層氣運移，可獲得較高產量，且后者相關性高于前者，表明入地總砂量對氣井高產影響更為明顯。

圖4 壓裂液量及加砂量與單井首月平均日產氣量關系Fig.4 Relationship between fracturing fluid volume, sand volume and average daily gas production in the first month

2.2.3 有效水平段長是氣井高產前提

增加水平段長度可有效提高單井控制儲量，也是實現降本增效重要突破口[14]。統計表明，大吉區塊深部煤層氣在資源富集條件、壓裂工藝相當條件下，隨著水平井鉆遇煤層長度增加，氣井產氣量呈增長趨勢；從區塊不同水平段長度水平井建井成本和單位投資EUR 關系圖來看，水平段越長，單位投資EUR 也越高，當水平段長度超過1 500 m，單位投資EUR 增幅變緩(圖5)。

圖5 水平段長度與單井初期產量、單位投資EUR 關系Fig.5 Relationship among the length of horizontal section, the initial production of single well and the unit investment EUR

因此，增加有效水平段長度可有效提高單井產量，但需結合不同地區地質條件、建井成本等因素合理優化水平段長度，提高綜合開發效益。

2.2.4 良好儲層條件是氣井高產保障

煤系縱向具有巖性變化復雜、巖石力學性質及地應力差異大的特點，導致不同巖性組合下人工縫網形態差異大，而垂向應力差、不同巖性的可壓性也是影響人工裂縫延展范圍的主控因素[15-17]。大吉區塊8號煤層縱向一般發育“一分型”“二分型”“三分型”3種煤層結構，其上下圍巖一般發育灰巖、泥巖和砂巖3 種巖性，從縱向巖性組合特征看，可劃分為9 種類型(圖6)。

圖6 大寧—吉縣區塊8 號煤9 種巖性組合類型示意Fig.6 Schematic diagram of 9 lithological assemblage types of coal No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

對比巖石力學參數，煤層具有低彈性模量、高泊松比和低抗壓強度的特征，破裂壓力最低，砂巖次之，泥巖和致密灰巖破裂壓力最高，壓裂時人工裂縫易在天然弱面或力學強度低的巖性中延展。目前已完鉆水平井揭示模式1-1～模式2-2 等5 種類型。從生產效果對比來看(圖7)，模式1-1 和模式1-2 產氣效果最好，折算百米水平段初期平均日產量0.75×104m3，該組合模式下壓裂時裂縫縫高更易受控，裂縫主體在煤層中延伸，煤層改造更充分；模式2-1 和模式2-2在煤層中部發育1 套夾矸，礦物成分主要為黏土，壓裂時水力裂縫垂向延伸時受夾矸影響，非煤層水平段未能實現充分改造，折算百米水平段初期平均產量0.48×104m3/d，為模式1-1 和模式1-2 的64%。模式1-3產氣效果最差，反映出壓裂水力裂縫易向底板砂巖擴展，影響人工裂縫在煤層中擴展，煤層改造效果差，為模式1-1 和模式1-2 的51%。

圖7 大寧—吉縣區塊不同巖性組合模式產氣量柱狀Fig.7 Production plot of different lithological assemblage types in Daning-Jixian Block

3 深部煤層氣高效開發技術體系

2019 年以來，針對深部煤層地質特征以及開發難點，不斷開展理論技術創新和實踐探索，建立深部煤層氣高效開發技術體系，指導大吉區塊深部煤層氣進入了商業開發，日產氣突破300×104m3。

3.1 地質-工程開發甜點優選技術

深部煤層非均質性強，滲透性極差，經過壓裂改造形成的人工裂縫與天然裂縫共同構成氣體運移通道[18-19]。深部煤層氣開發甜點優選需要基于資源、儲層、構造、工程四大類指標以及當前可實現的建井成本和開發技術，既考慮地質“甜點區”，還需明確易實現體積壓裂的工程“甜點段”，優選出地質-工程開發甜點區。因此，開展甜點精細刻畫是深部煤層氣高效開發基礎。

3.1.1 平面甜點優選技術

深部煤層氣地質-工程開發甜點評價，煤層厚度和含氣量是基礎，決定了煤層氣資源富集程度；埋深和微構造影響裂隙發育，對氣井高產具有較強控制作用[1-2,11]；煤體結構影響人工裂縫擴展，原生結構煤一般位于構造平緩區，裂縫擴展效果好，構造煤一般位于構造擠壓區，煤體較為疏松，造縫困難[20-21]；地應力大小和方位控制人工裂縫延展方向以及裂縫形態，垂向應力差越大，縫高越易受控，水平應力差越小，越易形成網狀縫，儲層改造效果越好[22]。

因此，基于深部煤層氣高產主控因素分析，圍繞儲層資源條件(煤層結構、煤層厚度、含氣量、煤體結構等)、構造保存條件(微構造、頂底板封蓋條件、地層壓力系數等)、工程可改造條件(地應力、裂縫發育程度)等參數，構建了一套適應于深部煤層氣高效開發的地質-工程開發甜點指標體系和分類評價標準(表2)，落實了核心建產區。

表2 甜點區分類評價標準Table 2 Classification evaluation criteria for “geological dessert areas”

大吉區塊已投產29 口水平井均位于Ⅰ類區，高產井比例超過90%，其中Ⅰ類A 區25 口，平均日產氣量11.3×104m3，Ⅰ類B 區4 口，平均日產氣量6.1×104m3，證實該評價指標的合理性。

3.1.2 縱向甜點優選技術

煤層非均質性不僅表現在平面上、層間上，其縱向上也表現出較強非均質性[23-24]，縱向甜點也是影響水平井產能關鍵因素，確定最優靶體需綜合考慮煤層縱向非均質性，包括煤層含氣性和工程改造性2 個方面。

影響煤層壓裂效果的地質因素除煤體結構和地應力之外，還包括宏觀煤巖類型、力學性質和天然裂縫發育程度。煤層高含氣段錄井氣測一般較高；光亮煤和半亮煤一般裂隙發育，易形成網狀縫，半暗煤和暗淡煤易穿透頂底板，形成短高縫；煤體結構破壞程度越高，煤層越容易擴徑、自然伽馬越高[25]；灰分產率越高，自然伽馬和密度越高；鏡煤-亮煤含量越高，密度越低、聲波時差越高、自然伽馬越低。因此，綜合選取錄井氣測、煤巖宏觀類型、煤體結構、灰分產率4項錄井參數，自然伽馬、聲波時差和密度3 項測井參數共7 項指標，建立縱向靶體評價體系(表3)以確定水平井縱向靶體。

表3 水平井縱向靶體評價優選標準Table 3 Evaluation and optimization criteria for longitudinal target body of horizontal wells

以發育一分型煤層的D22 井為例(圖8)，該井在上部3～5 m 的煤層段，巖心觀察為原生結構煤，自然伽馬普遍小于60 API，樣品分析和測井解釋灰分低于20%，含氣量高于25 m3/t，鏡質組含量高于80%，為光亮煤，確定為縱向甜點段，可作為水平井目標靶體。

圖8 D22 測井及巖心標定綜合解釋成果Fig.8 Logging and core interpretation of well D22

3.2 煤儲層特征精細刻畫技術

3.2.1 構造解釋技術

精細刻畫煤層微幅構造特征及裂縫發育情況是提高煤層優質靶體鉆遇率、優化壓裂設計的基礎，也決定地質模型準確程度[26-27]。充分利用高精度三維地震資料，在井震標定、層位精細解釋、空變速度建場基礎上，進行小網格、不平滑、大比例尺構造精細成圖，充分利用大斜度井、水平井井斜數據，嚴格按照井軌跡準確標定層位，采用模型約束法和多層位井?？兆兯俣润w重構，構建三維地震工區速度場，落實煤層精細構造形態。

在大吉區塊實現幅度小于5 m 的微幅度構造精細刻畫(圖9)，基于此研究成果實施的35 口水平井煤層實鉆深度與預測深度相對誤差小于0.1%。

圖9 8 號煤層頂面微構造展布Fig.9 Distribution of microstructures on the top surface of No.8 coal seam

3.2.2 儲層裂縫預測技術

基于OVT 域地震數據分析，采用橢圓擬合法、方位統計法以及螞蟻追蹤算法，開展各項異性分析和多尺度裂縫預測(圖10)。通過陣列聲波測井各向異性強度對比以及巖心裂隙描述綜合分析，確定預測結果更符合工區實際。

圖10 8 號煤層螞蟻體微裂縫預測Fig.10 Predicted fracture distribution using ant-tracking of No.8 coal seam

D14-5 井臺2 口井壓裂施工作業時壓力監測結果顯示(表4)，天然裂縫發育區壓裂時鄰井壓力出現異常，裂縫不發育區無異常，綜合判斷預測結果符合率達到72%。

表4 D14-5 井臺8 號煤層裂縫預測與壓力監測結果對比Table 4 Comparison of fracture prediction and pressure monitoring of No.8 coal seam in D14-5 well group

3.2.3 三維地質建模技術

精準刻畫不同小層微觀儲層展布特征對建模要求高，構建地質-工程一體化三維精細地質模型是深部煤層氣效益開發關鍵技術。在微幅構造及裂縫精細刻畫基礎上，綜合應用地震、測井、巖心和動態監測等基礎資料，采用以沉積相+井震資料雙約束的小層精細劃分、分層次多尺度建模技術方法，建立了大吉區塊深部煤層氣開發區構造-地層格架模型；圍繞地質-工程開發甜點主要評價參數，采用確定性建模和隨機建模方法，構建了煤層結構、煤體結構、含氣量、灰分、鏡質組質量分數、宏觀煤巖類型、孔隙度等7種屬性模型。模型平面網格尺寸20 m×20 m，縱向網格尺寸0.2～1.0 m，實現深部煤層“地質+工程”全要素定量化、可視化表征，可清晰直觀呈現煤層縱橫向非均質性特征。

基于煤巖割理裂隙發育程度以及地震預測裂縫密度結果，采用多體約束屬性隨機模擬技術，建立不同尺度下離散裂縫網格模型，表征不同類型裂縫空間展布特征，為構建天然縫網-人工縫網耦合的縫網模型奠定基礎。

3.3 地質工程一體化導向技術

地質導向技術是提高水平井優質靶體鉆遇率、降低工程難度、縮短鉆井周期的關鍵技術[28-29]。按照“地質小尺度、三維地震微尺度、軌跡走靶體、少調快鉆”水平井導向思路，形成了鉆前軌跡優化設計、精準入靶及靶后微調三階段導向技術。

鉆前軌跡設計是在構建精細三維構造模型基礎上，制定井軌跡精準控制方案，細化井軌跡控制節點。入靶前導向是在入靶前后導向階段，采用“逐層逼近”法、小層精細對比法，預測儲層位置，逐步逐層調整井斜，確保精確中靶、井軌跡光滑。靶后水平段導向是水平段導向過程中，通過分析鄰井煤層縱向自然伽馬、氣測、煤巖煤質、煤體結構等參數變化特征，結合隨鉆過程中鉆錄測數據變化趨勢，判斷鉆頭位置，在地震引導下把握地層和煤層厚度變化趨勢，優化軌跡，確保煤層鉆遇率和軌跡光滑，降低鉆井施工難度，提高機械鉆速。

在上述3 階段高效地質導向技術(圖11)指導下，大吉區塊35 口完鉆井平均水平段長1 261.5 m，煤層鉆遇率97.0%，甜點鉆遇率90.3%(表5)。

表5 大寧-吉縣區塊深部煤層氣井產能指數與氣井合理配產Table 5 Production capacity index and reasonable production allocation of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

圖11 地質導向技術工程流程Fig.11 Geological steering technology engineering flowcharts

3.4 井網優化設計技術

非常規油氣藏實現效益開發、提高采收率必須構建井網與縫網高度彌合的人造氣藏，就要以開發甜點區為單元，科學合理井網部署，通過大規模體積壓裂，大幅改變地下流體滲流環境和補充地層能量，人工干預實現深部煤層氣規模效益開發[30]。

天然裂縫發育程度、人工裂縫與天然裂縫相交角度、煤巖抗張強度、水平應力差和井型是影響人工裂縫延展方向主控因素。李倩、宋晨鵬等[15-16]對裂縫水平擴展機理研究認為，在水平應力差低、相交角小的條件下，人工裂縫易沿天然裂縫尖端發生剪切破壞擴展，反之易直接穿過天然裂縫延原有方向擴展。天然裂縫相對密集、裂縫尺寸較長時人工裂縫易沿天然裂縫擴展，形成復雜裂縫網絡。呂帥鋒等[31]通過煤礦掘進工作面的連續觀察和裂縫擴展形態解構，認為人工裂縫擴展方向受到最大主應力和天然裂隙共同控制，近井筒附近天然裂縫發育區，人工裂縫在近井筒附近延外生節理延展，遠井部位沿最大主應力方向延展，反之人工裂縫先沿最大主應力方向延展。付世豪等[17]對不同井型的人工裂縫垂向擴展分析認為，直叢井人工縫網易突破巖層界面呈“十”型，在巖性界面擴展，水平井裂縫沿水平方向轉向，呈“工”型或“T”型。

合理的井網井距主要通過壓力干擾監測及人工縫網展布形態模擬確定，建立井距與人工裂縫配置關系，提高資源動用程度。因此，深部煤層氣開發部署要開展基于“地應力場、天然裂縫場、人工裂縫場、井型與方位、井網井距”等五位一體協同優化設計。如圖12 所示，若近井筒附近天然裂縫發育，相交角為α，布井方向與最大主應力夾角β應小于相交角，更易形成網狀縫網，平面上還需綜合考慮最大主應力方向的演變規律和天然裂隙展布形態，一次性成網，提高井控資源及氣田資源動用程度，實現由“單井工程”向構建“區域大縫網場體系”轉變，建立多維矢量彌合井網，打破縫網孤島，進而實現資源動用最大化和氣田采收率最大化。

圖12 “五位一體”井網優化示意Fig.12 Schematic diagram of “five in one” well pattern optimization

3.5 產能評價和EUR 預測技術

氣井合理產能、EUR 評價技術需要綜合考慮深部煤層氣賦存特征、滲流機理和生產規律。由于深部煤層氣在國內外規模開發處于起步階段，投產井數較少、生產時間較短，尚無可鑒的產能評價成熟方法。

筆者在對動態分析法、數值模擬法、解析模型法開展適用性評價基礎上，引入深部煤層氣產能指數反映氣井生產初期最大產能，確定氣井合理配產，深部煤層氣產能指數公式為

計算D6-7P01 等生產時間超過6 個月的14 口水平井產能指數14.6×104～51.4×104m3/d，平均38.6×104m3/d(表5)。結合非常規氣產氣機理[32-33]，采用“高產低配、低產高配”原則，配產系數1/6～1/3。以D6-7P01 井為例，該井產能指數為14.6×104m3/d，按照 配 產 系 數1/4～1/3，首 年 配 產 為3.7×104～4.9×104m3/d，首年實際平均產氣量5.0×104m3/d，表明產能評價指標與配產系數相對合理。

當前深部煤層氣井全生命周期生產特征規律仍不明朗，EUR 評價技術還不成熟。因此，結合當前氣井生產特征，借鑒非常規氣藏EUR 預測方法[34-36]，初步開展以產量不穩定分析法為主，經驗產量遞減法和數值模擬法、經驗類比等方法相結合的EUR 預測技術研究。

生產時間超過6 個月的14 口水平井評價結果顯示，產量不穩定分析法預測EUR 為5 679×104～7 348×104m3，Arps 遞減分析法預測EUR 為4 762×104～7 376×104m3，經驗類比法預測EUR 為4 758×104～9 326×104m3，采用雙孔單滲模型對D6-7P01 井開展數值模擬，預測該井EUR 為5 500×104m3。評價結果表明產量不穩定分析法、數值模擬法預測EUR 與水平井首月平均產氣量、產能指數相關性高(圖13)，可作為當前深部煤層氣井EUR 預測方法。

圖13 單井首月平均產氣量、產能指數與EUR 的關系Fig.13 Relationship among average gas production per well in the first month, productivity capacity index and EUR

3.6 大規模體積壓裂優化技術

深部煤層氣實現效益開發既要構建大規模人造縫網，形成人造氣藏，又要考慮煤層敏感性降低壓裂液對儲層傷害[37]?；凇翱匾涸錾啊眱痈脑旒夹g思路，通過控制前置液比例和總液量，快速提高攜砂液階段砂比，大幅提高排量和優化壓裂液黏度實現高砂比連續加砂，優化支撐劑粒徑組合和大規模加砂提高有效改造體積。形成井眼軌跡、構造、螞蟻體、各向異性等影響裂縫擴展因素的“四位一體”精準選段技術，制定“井間交錯+段內差異化”壓裂設計，為構建彌合縫網提供支撐。構建超大、超密、充分支撐的體積縫網，形成深部煤層“大規模體積壓裂”技術。

大吉區塊經過3 輪次壓裂工藝優化和實踐(表6)，壓裂施工排量由18 m3/min 提高到21～22 m3/min，單段加砂量由340 m3提高到400～600 m3，支撐劑由100 目(0.148 mm)和40 目/70 目(0.425 mm/0.212 mm)為主優化為以100 目(0.148 mm)石英砂為主。

表6 深部煤層氣壓裂工藝技術發展歷程Table 6 Breif table of development history of deep coalbed methane fracturing technology

3.7 全生命周期排采優化控制技術

深部煤層氣富含游離氣[4]，氣井生產特征與中淺層明顯不同，經過短期返排后快速見氣，產氣量較短時間可達峰值，生產初期可自噴生產，不需要人工舉升。結合深部煤層氣賦存特征和滲流機理，初步建立氣井全生命周期5 個階段的典型生產曲線(圖14)，并針對各階段產出特征形成與之相適應的排采優化控制措施。

圖14 大寧—吉縣區塊深部煤層氣生產階段劃分及典型曲線Fig.14 Division of production stages and typical curves of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

階段①和階段②處于壓裂液返排階段，階段①為單相排液期，表現為返排液量逐漸增大，只產液不產氣；從階段②開始，產液量逐漸上升到最高，游離氣開始產出，氣液比逐漸增大，壓裂液返排階段一般出砂量較小。因此，前2 個階段的控制目標以“不出砂、不出煤粉”為原則，加快排液，提高返排率，降低壓裂液對儲層傷害。

階段③為高產穩產階段，表現出產液量迅速下降，產氣量逐漸上升到峰值，氣液比持續增大，游離氣大量產出，隨著縫網內壓力降低，吸附氣開始解吸。較高的初期配產對煤層產生較大的應力敏感傷害，壓降漏斗無法有效擴展，較低的初期配產無法保證壓裂液正常排出。要根據產能預測結果，在保證氣井正常生產、滿足臨界攜液流量的基礎上，制定合理配產。

階段④為遞減階段，隨著壓裂縫網附近地層壓力持續降低，產氣持續下降，游離氣減少而吸附氣解吸，氣井表現為產液緩慢下降，產氣量緩慢下降，該階段需采用增壓氣舉等措施延長自噴生產時間，擴大壓降范圍，為解吸氣大量產出奠定基礎。

階段⑤為低產階段，隨著地層壓力持續降低，以裂縫遠端吸附氣解吸為主，表現為“低產液、低產氣、低壓力”的生產特點，生產特征與中淺層煤層氣類似，需要人工舉升設備，控制的關鍵在提高設備運行連續性，確保氣井連續穩定生產，以實現解吸氣大量產出。

3.8 集輸與數智化控制技術

深部煤層氣生產初期表現出高產氣量、高產液量、高井口壓力的特征，可自噴生產，中后期產氣量、井口壓力快速下降，需采用泡排等人工舉升工藝，與中淺層存在顯著差異。氣井高產階段攜液生產導致井口壓力快速下降、自噴生產維持時間短，導致生產過程中氣井工況變化快，井筒中流體物理化學特性快速變化，集輸效率快速下降。因此，深部煤層氣規模開發要通過持續優化采氣工藝、生產參數、集輸管網壓力分布，延長自噴生產周期，提高地層能量利用效率，最終提高氣田采收率。

隨著煤層氣開發從淺層向深部進軍，效益開發難度也越來越大、勘探開發成本不斷提高。在當前AI技術快速發展的機遇期，深部煤層氣也需要將巖心分析數據、地震數據、測井數據、生產動態數據等數據資產向測井智能解釋、儲層智能評價、生產運行智能管理的“數智化”轉變，形成涵蓋地質、鉆井、壓裂、排采、地面集輸等多專業一體化軟件平臺和數字孿生技術，由各專業獨立運行向一體化協同運行轉變，在深部煤層氣規模開發中實現提質、降本、增效。

4 應用效果

4.1 氣井生產參數的明確

大吉區塊深部煤層氣水平井單相排液階段持續時間一般2 d 左右，只產液不產氣，產液量一般30～150 m3/d；氣液同出返排階段持續時間一般6～29 d，平均14 d，最高產液量可達到500～1 260 m3/d；同時游離氣開始產出，點火可燃，自噴生產時壓裂液返排率為14.87%～42.79%，平均22.66%；高產階段持續時間一般7～95 d，平均30 d 左右，隨著壓裂液大量返排，游離氣大量產出，日產氣量快速上升至5×104～16×104m3，平均超過10×104m3，日產水量由500～1 260 m3下降至40～200 m3，氣液比上升至0.5×104m3/m3以上(表7)，隨著儲層壓力降低，微裂縫游離氣持續供給，產氣量相對穩定，此階段以游離氣產出為主，近井地帶解吸氣開始產出；遞減階段持續時間平均超過1 年，隨著地層壓力持續降低，游離氣減少，煤層進入緩慢解吸階段，但解吸氣無法彌補游離氣，產氣量出現遞減，日產水量一般在10 m3/d 以下；低產階段以裂縫遠端吸附氣解吸為主，在低滲條件下氣體向井筒運移時間比較長，產量較低但相對穩定，產量1×104～2×104m3/d，遞減速率開始變緩，單位壓降的產氣量升高。

4.2 指導先導試驗實施

2021 年以來，在大吉區塊探明儲量區實施2 個開發先導試驗項目，部署水平井35 口，設計地質氣藏、鉆完井、儲層改造、采氣集輸等試驗內容。

已投產29 口水平井單井初期平均日產氣量10.2×104m3(圖15)，8 口井生產時間超過330 d，累產氣量超過2 000×104m3，平均累產氣量2 381×104m3，預測單井平均EUR 在6 500×104m3以上，其中D14-5 井臺兩口井生產358 d 累產氣量分別達到2 500×104和2 800×104m3。

圖15 大寧—吉縣區塊深部煤層氣水平井生產曲線Fig.15 Production curves of deep coalbed methane horizontal wells in Daning-Jixian Block

通過開發先導試驗基本落實了井型、井網、井距、氣井產能等關鍵開發參數，完善了深部煤層氣效益開發主體工藝技術，初步建立了深部煤層氣效益開發模式。在此基礎上，圍繞開發先導試驗區，完成了大吉區塊一期開發方案編制、現場生產組織與實施，實現深部煤層氣工業化開發與技術應用。

4.3 展現良好開發前景

在深部煤層氣高效開發理論技術支撐下，大吉區塊開發效果得到顯著提升，日產氣量快速突破300×104m3。

在大吉區塊深部煤層氣勘探開發示范下，鄂爾多斯盆地石樓西、三交北、佳縣等區塊深部煤層氣勘探開發均取得突破，有效推動我國深部煤層氣快速發展。中國礦業大學對全國29 個主要盆地估算深部煤層氣資源量40.71×1012m3，總資源規模與頁巖氣、常規氣相當[38-40]，有望成為繼致密氣、頁巖氣之后又一規模上產天然氣資源。

鄂爾多斯盆地是當前深部煤層氣勘探開發熱點地區，地質認識程度較高，盆地內多個區塊勘探取得突破，已具備深部煤層氣規模上產條件，有望成為天然氣增儲上產新的增長極，實現煤層氣產業跨越式發展。

5 結 論

(1)近5 a 勘探開發實踐表明，資源富集條件、有效改造體積、水平段長、良好儲蓋組合條件是影響深部煤層氣高產關鍵因素，效益開發需開展多學科協同攻關，通過地質工程一體化精準刻畫煤儲層特征，落實開發甜點，采用大規模體積壓裂實現煤層充分改造，大幅改變煤層滲流環境和氣體賦存狀態，形成人造高滲區，建立基質-微孔-井筒高滲導流通道，構建井網與縫網高度彌合“人造氣藏”，是深部煤層氣實現效益開發基礎。

(2)通過開發先導試驗，建立了地質-工程一體化背景下的深部煤層氣高效開發技術體系，包括開發甜點優選技術、煤儲層精細刻畫技術、地質工程一體化導向技術、井網優化設計技術、產能評價和EUR 預測技術、大規模體積壓裂技術、排采優化控制技術和集輸與數智化技術等，有效支撐了鄂東緣深部煤層氣規模效益開發和工業化應用。

(3)在研究成果指導下，大吉區塊深部煤層氣單井產量獲得大幅提高，29 口水平井初期平均日產氣量達到10.2×104m3，區塊日產氣量超過300×104m3，實現了深部煤層氣開發重大突破，引領和帶動我國深部煤層氣勘探開發快速推進，鄂爾多斯盆地石樓西、三交北、佳縣等區塊均取得突破，為我國豐富的深部煤層氣資源向工業產量轉化提供了理論基礎和技術示范，對保障國家能源安全，增加天然氣供應具有重要意義。