鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣開發先導試驗效果與啟示

聶志宏，徐鳳銀，時小松，熊先鉞，宋 偉，張 雷，劉 瑩，孫 偉，馮延青，劉世瑞，閆 霞，孫瀟逸，吳滿生

(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；4.中國石油天然氣股份有限公司青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202)

中國煤層氣資源量大，前期煤層氣資源評價主要在埋深2 000 m 以淺，深部煤層氣尚未納入我國資源譜系[1-3]。根據不同學者預測，我國2 000 m 以深的煤層氣資源量為(18.4～40.71)×1012m3[4-6]，通過近幾年在鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊試驗，突破2 000 m 以深煤層氣工業產能，認識到深部煤層氣是可以實現商業開發的天然氣資源[7-8]。大寧-吉縣區塊深部煤層氣取得突破后，鄂爾多斯盆地佳縣南、神府、烏審旗、大牛地、宜川等區塊以及新疆五彩灣等地區相繼開展了技術探索和工藝試驗，均獲得高產氣流[9]。國內學者對深部煤層氣勘探開發理論技術難點與對策開展研究[10-14]，認為深部煤層氣實現高效開發在成藏機理與賦存規律、高產主控因素及氣藏開發精細化管理、鉆井與壓裂技術措施等方面，要推廣評價勘探與甜點區優化滾動式、地質-工程一體化，二開一趟式快速鉆井、壓裂由以往壓開到壓碎、排采帶壓快速修井技術。由于深部煤層氣勘探開發處于起步階段，可借鑒的開發經驗較少，效益開發模式和開發規律認識不明，筆者通過系統總結大寧-吉縣區塊深部煤層氣開發先導試驗取得的成果和認識，探索深部煤層氣開發特征與效益開發途徑，以期為國內深部煤層氣開發提供技術支撐和借鑒。

1 深部煤層氣開發先導試驗項目概況

大寧-吉縣區塊位于鄂爾多斯盆地東緣南部，在伊陜斜坡帶和晉西撓褶帶兩個構造單元結合部(圖1)，整體表現為西傾單斜構造，局部凹凸相間的正向微幅度構造發育，地層傾角總體平緩[7]，為0.3°～2.5°，當前深部煤層氣勘探開發主要目標層系為太原組8 號煤層，埋深2 000～2 600 m。2019-2021 年對深部煤層氣開展了地質-工程一體化系統研究和現場攻關試驗，首口試驗井D3-7X2 井穩定產氣量超過0.5 萬m3/d，直井產能獲得突破，在此基礎上優選勘探有利區開展精細評價和試采工作，提交了國內首個埋深超2 000 m 的深部煤層氣探明地質儲量1 122 億m3。

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，設計水平段長1 000～1 700 m，井距250～400 m，排距100～200 m，采用60°、120°交叉定向射孔，壓裂單段長70～150 m，段內以4～6 簇為主，簇長0.5～1.0 m，簇間距10～30 m。通過實施開發先導試驗項目，基本落實了氣井產能，攻克了效益開發關鍵技術，明確了合理井網井距、最優水平段長、合理配產等開發技術政策和開發參數，完善了深部煤層氣高效開發理論技術體系，完成第一期開發方案編制。截至2023 年8 月底，試驗區已投產水平井53 口，單井初期平均產氣量10.2 萬m3/d，當前平均產氣量為5.8 萬m3/d。大寧-吉縣區塊深部煤層氣日產量突破300 萬m3，初步實現深層煤層氣商業化開發。

2 深部煤層氣地質特征與開發難點

2.1 主要地質特征

2.1.1 煤層大面積穩定分布，含氣性好且富含游離氣

太原組8 號煤形成于潟湖-潮坪沉積環境[15]，具有廣覆式發育、大面積穩定分布特征，煤層厚度4～12 m，平均7.8 m；含氣量19.3～30.0 m3/t，平均24.3 m3/t，含氣飽和度86.8%～100%，平均93.6%。深部煤層氣含氣量和含氣飽和度分別是中淺層煤層氣的2.0 倍和1.5 倍。研究認為，煤層頂底板封蓋性較好情況下，深部煤層含氣量一般較高，由吸附態和游離態兩種相態組成，且超過臨界深度后，游離氣含量對總含氣量貢獻十分重要[9-10]。通過保壓取心、等溫吸附-核磁共振聯測實驗等手段證實，大寧-吉縣區塊深部煤層游離氣含量占比在13%～23%，平均可達到20%以上。整體展現出煤層分布穩定、厚度大、含氣性好、含氣飽和度高、富含游離氣的有利資源條件。區域平緩下斜坡局部微幅度正向構造位置煤層氣高產富集。

2.1.2 煤體結構好，脆性指數高

深部8 號煤14 口井23 個樣品的顯微組分中，鏡質組體積分數平均69.6%，惰質組體積分數平均19.6%；59 個樣品的工業分析中，水分質量分數平均1.39%，灰分質量分數平均15.32%，揮發分產率平均7.47%；29 個樣品的鏡質體最大反射率2.0%～3.0%，平均2.4%，為貧煤-無煙煤；宏觀煤巖類型以光亮煤、半亮煤為主，斷口多為階梯狀，煤體較堅硬，煤體結構以原生結構煤為主，多呈柱狀、塊狀，煤心磨碎后呈顆粒狀。煤的彈性模量3.1～5.1 GPa，泊松比0.22～0.28，脆性指數35%～46%，水平兩向應力差2.4～4.2 MPa(表1)，相比中淺層(彈性模量2～4 GPa，泊松比0.30～0.35)煤體機械強度、脆性指數更高，人工裂縫更易在煤層中延展，溝通天然裂縫，形成網狀縫網[16-17]，且生產過程中煤粉產出較少，不易堵塞滲流通道。

2.1.3 頂底板封蓋性強，保存條件好

深部8 號煤及頂底板巖性組合一般為灰巖-煤層-泥巖組合，頂板灰巖厚度8～14 m，裂縫不發育，不含水，底板泥巖厚度4～15 m，頂底板封蓋性好；地層水類型一般為CaCl2型，表現為承壓水的特征，水動力條件弱，整體構成了對煤層氣保存極為有利的“箱式封存”成藏環境。頂板灰巖彈性模量24.6～50.3 GPa，泊松比0.18～0.28，底板泥巖彈性模量14.1～23.1 GPa，泊松比0.21～0.23，與煤層低彈性模量、高泊松比的巖石力學參數差異較大，且煤層與頂底板應力差分別為11～31 MPa 和4～22 MPa，煤層與頂底板較大巖石力學差異和較高應力差有利于人工裂縫高度控制[18]。

2.2 效益開發面臨難點

非常規油氣高效開發需要在增加水平段長度、實現儲層充分改造和提高生產連續性等措施提高單井產量基礎上，持續優化生產組織，精細管理氣藏開發，不斷降低開發成本，提高開發效益[19-22]。

2.2.1 微幅正向構造發育、游離氣含量高，長水平段鉆完井難度大

與中淺層相比，深部煤層不僅面臨割理裂隙發育，井壁失穩易垮塌導致的鉆井復雜工況[23-27]，還面臨微構造發育、游離氣含量高等地質因素對水平段安全鉆進帶來的新挑戰。微構造發育區鉆頭易鉆出煤層，增加了定向鉆進頻次，鉆遇率難保障，井軌跡光滑程度差，鉆井周期長，且微構造發育區裂隙通常較為發育，鉆進過程中井壁更易垮塌，進一步加大了地質導向和鉆井施工難度[28]。實施長水平段會增加鉆井液和鉆具與煤層接觸時間，加大井下摩阻扭矩[24]，鉆井過程中需要提高機械鉆速、井眼軌跡光滑程度，縮短鉆井周期。同時，深部煤層含氣性好，富含游離氣，氣測峰值普遍超過80%，泥漿進出口密度差異大，由進口泥漿密度的1.30 g/cm3下降至1.04 g/cm3，需要控時鉆進，進一步延長鉆井周期，且在固井過程中易發生氣竄，導致固井質量合格率低。因此，微幅構造發育、游離氣含量高帶來長水平段水平井鉆完井難度較大，如2020 年實施的DP01 和DP02 井，水平段長1 225、1 285 m，儲層鉆遇率分別為61.5%和74.2%，鉆井周期68～102 d，先導試驗項目早期4 口完鉆井固井合格率僅為51.0%[29]。因此，精細刻畫煤層微構造特征、持續優化鉆完井工藝是提高儲層鉆遇率和鉆完井成功率的前提。

2.2.2 煤層滲透率極低，微孔發育但連通性差，對儲層充分改造要求高

深部8 號煤孔隙率為1.7%～5.4%，平均3.6%；測試滲透率(0.001～0.130)×10-3μm2，平均0.090×10-3μm2；全直徑CT 掃描、顯微光片和掃描電鏡等方法顯示(圖2)，孔隙結構以微孔為主，占比76%～83%，平均81%，介孔占比1%～3%，平均2%，宏孔占比13%～21%，平均17%，孔隙類型以有機質孔為主，部分被方解石充填，多數呈孤立狀分布，孔隙連通性差。與中淺層相比，深部煤層溫度和地應力較高[19]，地層溫度升高會弱化煤層吸附能力，高地應力使煤層具有較強應力敏感性，D9-3 井應力敏感性實驗結果顯示圍壓由3.5 MPa 上升到20 MPa，再降至3.5 MPa，呈波動式變化，滲透性損害達到92.86%，使得煤層孔滲性進一步惡化。因此，深部煤層氣井通常沒有自然產能，需要經過大規模壓裂改造構建基質-微孔-井筒的高滲導流通道，形成工業產能。實踐證實，常規壓裂改造體積有限，改造不充分，供氣范圍較小，無法滿足深部煤層氣效益開發需求，只有通過大規模體積壓裂提高裂縫延展長度、復雜度和支撐劑鋪設范圍，形成穩定滲流通道，才能實現深部煤層氣高產和效益開發[20-22]。

2.2.3 氣井工況變化快，產出液礦化度高，高效舉升工藝適應性差

相比中淺層，深部煤層氣在生產初期具有高壓力、高產氣、高產水特征，初期以游離氣產出為主，可實現自噴生產，隨著儲層壓力、產氣量快速下降，自噴生產時間一般僅1～2 a，后期主要依靠吸附氣解吸實現長期相對穩產，初步評價深部煤層氣井，接近50%氣產量在后期需要依靠人工舉升工藝才能持續產出。此外深部煤層氣井產出水礦化度(5～22)萬mg/L，水質呈弱酸性，pH 為4.90～6.81，陰離子中氯離子體積分數占比98%以上，產出氣中CO2體積分數平均3.6%。因此，產氣產水快速變化條件下對氣井穩定生產所需配套采氣工藝要求高，同時高礦化度、酸性環境、酸性氣體導致氣井生產管柱極易出現腐蝕問題，隨著排采進行，井底溫度和壓力下降會導致結晶鹽析出，易出現卡堵泵。目前氣井普遍存在泵沉沒度低、泵效低、檢泵周期短等問題，舉升工藝適應性差，導致排采不連續，影響氣井產能釋放和最終可采儲量(EUR)，尤其水平井舉升設備下入深度受到井斜等限制，無法滿足最大限度的排水降壓。當前區塊內開展了射流泵、螺桿泵等多種舉升工藝試驗，但試驗效果還需要進一步評價。

3 實踐與效果

開發先導試驗項目成功實施，落實了氣井產能，突破效益開發關鍵技術，推動了大寧-吉縣區塊深部煤層氣進入商業開發，區塊日產氣量突破300 萬m3?？偨Y其開發實踐經驗，取得以下4 點認識。

3.1 不同地質條件下氣井生產特征存在明顯差異

大寧-吉縣區塊深部煤層氣開發區整體為東高西低的單斜構造，在單斜構造上局部微幅構造發育，按照微幅構造形態和應力特征，可精細劃分抬升-正向構造區、低凸-正向構造區、平緩構造區和低凹-負向構造區等4 類構造單元(圖3)。在前期叢式井試采評價過程中發現，不同構造單元氣井生產特征存在明顯差異(圖4a)，其中，低凹區煤層厚度5～9 m，含氣量22～24 m3/t，壓力系數大于1.02，氣井表現出投產即見氣的特征，初期平均產氣量0.6 萬m3/d，上產速度快，平均40 d，峰值產氣量高，平均1.2 萬m3/d；平緩區煤層厚度8～12 m，含氣量21～24 m3/t，壓力系數0.98～1.02，氣井投產即見氣，峰值產量平均0.8 萬m3/d；低凸區煤層厚度5～7 m，含氣量19～23 m3/t，壓力系數0.95～1.00，氣井投產即見氣，但有1～3 個月為上產期，產量達到峰值后開始穩產，峰值產氣量平均0.5 萬m3/d；抬升區煤層厚度7～11 m，含氣量18～20 m3/t，壓力系數小于0.96，氣井表現出與中淺層煤層氣井比較類似的生產特征，有一定的排水降壓期。深部煤層兼具原生結構煤的優勢和滲透率低的劣勢[30]，通過大規模體積壓裂溝通天然裂隙可大幅度改善煤層滲流能力，正向微構造區天然裂隙更發育，通過精細刻畫微幅度構造，統計抬升區、低凸區、平緩區和低凹區等4 個構造單元內正向微幅度構造分布面積占比分別為2.1%、8.9%、14.2%和7.4%，表明低凸區、平緩區和低凹區正向微幅構造更發育，可作為“地質-工程”開發甜點區。結合不同地質條件下叢式井生產效果，認為微構造發育程度對氣井產量具有明顯控制作用，煤層厚度、含氣性決定煤層氣資源富集程度[9]，是高產物質基礎，儲層壓力系數越大，游離氣含量越高[31]，初期產量越高。

圖3 大寧-吉縣區塊太原組8 號煤構造分區Fig.3 Structural zones of the No.8 coal seam in the Taiyuan Formation,Daning-Jixian block

綜合考慮資源富集程度、微幅構造及天然裂隙發育情況、地層壓力等條件，優選不同構造單元分別實施開發先導試驗項目，以落實不同地質條件下氣井產能和適應性開發技術對策。北部先導試驗區位于平緩構造區，資源豐度較高，煤層厚度8～12m，含氣量23～24 m3/t，壓力系數大于1.0，游離氣含量高；南部先導試驗區位于低凸-正向構造區，微構造發育，天然裂隙較發育，資源豐度較低，煤層厚度5～7 m，含氣量22～23 m3/t，壓力系數小于1.0，游離氣含量較低。將2 個先導試驗區已投產29 口水平井生產時間進行歸一化處理，求取平均日產氣量，生產曲線特征對比結果(圖4b)顯示，北部試驗區氣井生產初期產氣量高，單井平均產氣量達到(10～12)萬m3/d，穩產時間相對較短，平均70 d；南部試驗區生產初期產氣量相對較低，穩定產氣量(8～10)萬m3/d，穩產時間相對較長，平均超過180 d。開發先導試驗生產表明資源豐度高、游離氣含氣高的區域，游離氣對生產初期產量貢獻大，氣井初期產量高；天然裂隙發育區更有利于形成復雜的網狀縫網，有利于氣井穩產。

3.2 構建井網與縫網高度彌合的人造氣藏可有效提高采收率

非常規油氣實現高效開發，需針對不同地質條件，制定科學合理的井網，通過大規模體積壓裂，大幅改變地下流體滲流環境、補充地層能量，人工干預實現規模有效開發[32]。天然裂縫發育程度、人工裂縫與天然裂縫相交角度、水平應力差和井型是影響人工裂縫延展方向的主控因素，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沿原有方向擴展[16-17]，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。從頁巖氣等非常規氣田開發歷程和部署調整經驗來看[33-35]，非常規氣藏要有效提高開發效益，提高儲量動用程度和氣田采收率，需要一次性井網部署。大寧-吉縣區塊深部煤層氣開發先導試驗過程中，為落實合理井距，開展了250、300、350 和400 m 等多種井距試驗，綜合微地震、示蹤劑、壓力監測和氣井生產動態特征等多項監測資料和成果，在同等壓裂改造強度下，在天然裂隙發育區，350 m 井距試驗區壓裂過程中產生壓力干擾概率為25.9%，示蹤劑監測結果顯示350 m 井距未出現壓裂液溝通；在天然裂隙欠發育區，300 m 井距試驗區壓裂過程中未產生壓力干擾。此外，開發先導試驗結果表明，構建井網與縫網高度彌合的人造氣藏，需要突出人工縫網、天然裂縫以及地應力場與井型、方位和井網井距等參數的“五位一體”協同優化，如圖5 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，平面上還需要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，整體部署，一次性成網。模擬結果顯示大寧-吉縣區塊開發區井控資源動用程度由78.5%提高到96.2%，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，實現資源動用和氣田采收率最大化。

圖5 井網優化示意Fig.5 Schematic diagram of well pattern optimization

3.3 增加改造規模和水平段長度，單井產量實現同比提高

增加有效改造體積是深部煤層氣井產量提升的關鍵。2019 年以來，對大寧-吉縣區塊66 口叢式井開展了三階段提產試驗(圖6a)：第一階段(2019-2020 年)采用常規壓裂工藝，實施15 口井，平均單井壓裂液用量1 600 m3，平均加砂量30 m3，平均產氣量2 680 m3/d；第二階段(2021 年)開展極限體積壓裂技術試驗，實施12口井，平均單井壓裂液用量2 600 m3，平均加砂量260 m3，平均產氣量6 500 m3/d；第三階段(2022 年)進一步提高壓裂改造規模，平均單井壓裂液用量3 100 m3，平均加砂量400 m3，平均產氣量達到1.4 萬m3/d(較前兩階段分別提高4.2 倍和1.1 倍)。水平井先后開展兩輪提產試驗(圖6b)，2020 年實施2 口常規壓裂水平井，平均單段壓裂液用量1 000 m3，平均單段加砂量55 m3，平均產氣量1.0 萬m3/d；2021 年以來共實施29 口井，平均單段壓裂液用量3 777 m3，平均單段加砂量530 m3，平均產氣量10.2 萬m3/d，加砂規模和產氣量分別提高8.6 倍和9.2 倍。

圖6 不同階段單井日產氣量柱狀圖Fig.6 Histograms showing the single-well daily gas production at different stages

從水平井生產特征及壓裂施工參數對比來看(圖7)，水平井首月平均產氣量與壓裂液泵入地層的總液量和總砂量具有明顯正相關關系，表明泵入地層液量和砂量越多，改造范圍越大，泄流面積相應越大，更有利于煤層氣運移，日產氣量越高，且后者相關性高于前者，即泵入地層總砂量對氣井產氣效果的影響更為明顯。平均單段加砂量和產氣量呈正相關，單段日產氣量超過1 萬m3的氣井單段加砂量均在440 m3以上，表明深部煤層氣要實現高產，單段加砂量需在440 m3以上，以構建充分支撐的人造縫網。平均段長與百米產氣量呈負相關，表明在改造強度相當情況下，段長增加會導致水平段改造程度降低。因此，提高加砂強度，縮小段長，實現更充分改造，可有效提高單井產量。

圖7 水平井不同壓裂施工參數與產量關系Fig.7 Relationships between different fracturing parameters and gas production of horizontal wells

在相同分段分簇工藝和施工參數前提下，水平井初期產能與水平段長度也呈較好正相關性(圖8)，隨著水平段長度增加，單井產量也呈現明顯上升趨勢。因此，采用“長水平段+多段多簇+大砂量”壓裂技術可有效提高單井控制儲量、增大有效改造體積，大幅提高單井產量。

圖8 水平段長度與單井首月平均產量關系Fig.8 Relationship between the horizontal section length and the average single-well gas production of the first month

3.4 深部煤層氣呈現單井初期產量高、遞減快的生產特征

深部煤層氣水平井表現出初期產量高，中后期長期低壓、低產特點，與中淺層煤層氣井生產特征差異明顯。分析已投產水平井生產特征，考慮氣井氣水變化規律，將氣井全生命生產周期劃分為5 個階段(圖9a)，其中階段①和②為壓后返排期，一般持續時間8～31 d，日產液量30～1 260 m3，階段①為單相排液期，一般持續時間2 d，階段②為氣液同出期，產液量快速達到峰值，游離氣開始產出；階段③之后為氣井生產階段，其中階段③持續時間7～95 d，平均30 d 左右，日產氣量快速上升至(5～16)萬m3，氣井進入穩定生產階段，平均產氣量超過10 萬m3，產液量迅速下降至40～200 m3，氣液比快速上升至0.5×104m3/m3以上；階段④和⑤為遞減期和低壓低產期。以生產時間超過1 a 的D6-7P01 井(圖9b)為例，返排階段累計產水量為5 872 m3，最高日產水量633 m3，壓裂液返排率17.8%，生產初期采用自噴生產，產氣量10.1 萬m3/d，首年累采氣1 814 萬m3，首年平均產氣量5 萬m3/d，首年遞減率56%。當前采用人工舉升工藝生產，穩定產氣量1.1 萬m3/d，累計采氣2 367 萬m3，D14-5 井臺2 口井生產358 d 后累計采氣分別達到2 450 萬m3和2 900 萬m3，D10-8P01 井(圖9c)最高產量15.4 萬m3/d，目前產氣量為10.4 萬m3/d，生產289 d累計采氣突破3 000 萬m3。

圖9 大寧-吉縣區塊深部煤層氣生產階段劃分及典型曲線Fig.9 Production stages and typical production curves of deep coalbed methane in the Daning-Jixian block

4 啟 示

4.1 在先導試驗基礎上，采用滾動開發方式可有效降低開發風險

前期勘探開發實踐表明，不同地質條件下氣井生產特征存在明顯差異。不同構造單元資源豐度、壓力系數、微幅構造及裂隙發育程度等存在差異，影響氣井產能和最終開發效果。因此，深部煤層氣實現規模效益開發，仍面臨煤層強非均質性帶來的諸多挑戰。在開發過程中需要持續加強煤儲層精細評價，精細刻畫微幅構造、煤巖煤質、巖性組合特征，深化天然裂縫地球物理響應特征研究，精細刻畫多尺度天然裂縫和地應力展布特征，進一步完善不同地質條件下氣田開發規律認識。因此，不同地區仍需按照勘探評價→開發先導試驗→滾動開發的流程，在鉆井、地震、巖心分析、動態監測等多種資料綜合分析研究基礎上，通過前期評價落實開發有利區，通過開發先導試驗優選適宜不同地區的主體開發技術和開發對策，采用滾動開發模式，有效降低強非均質性帶來的開發風險，提高氣田開發成功率，最終實現規模效益開發目標。2023 年以來，在2 個先導試驗區取得良好生產效果基礎上，優選與先導試驗區具有相似構造特征、資源條件和儲層條件的開發有利區，滾動部署實施一期開發產能建設，已投產水平井按照開發方案設計，采用控壓生產制度，生產初期平均產量達到8 萬m3/d，實現方案設計指標，有效控制了開發風險，提高了開發效率。

4.2 深部煤層氣井見氣時間短、上產速度快，具備短期快速上產的生產特征

通過先導試驗實施，基本明確了深部煤層氣井產出機理和生產規律。壓裂返排初期游離氣通過人工裂縫快速產出，依靠地層能量和氣體自身攜液能力將壓裂液和少量可動水帶出，實現自噴生產，生產初期以游離氣為主，隨著儲層壓力不斷下降，中后期依靠吸附氣持續解吸實現長期相對穩產。與中淺層相比，深部煤層氣具有2 個顯著特征，一是無明顯排水降壓期，初期自噴生產，不需要人工舉升，這是與中淺層存在的根本差異，深部煤層氣水平井返排后快速見氣，一般返排20 d 左右可接入管網生產，平均生產8 d 左右產氣量達到峰值，以較高產氣量維持較長時間穩定生產，而中淺層煤層氣井上產期長達1～3 a；二是初期產氣量高，首年平均產氣量大于5 萬m3/d，實現同等產能規模建產期所需工作量較少，以建成10 億m3產能為例，深部煤層氣建產期一般新鉆水平井80 口左右，而中淺層煤層氣需要500～600 口。因此，深部煤層氣效益開發一旦取得突破，可在短時間實現快速規模上產。

4.3 初期產量但遞減快，需要持續投產新井才能實現氣田長期穩產

按照大寧-吉縣區塊標準井生產曲線，以設計年產規模10 億m3開發方案為例，估算氣田穩產20 a 所需投產井數如圖10 所示，建產期需要鉆井80 口，之后維持氣田穩產所需井數逐漸降低，第二年需要新投產25 口，之后每年鉆井15～20 口，按照氣田穩產10 a 設計，穩產期需要鉆井166 口，是建產期2 倍，穩產20 a 需要鉆井325 口，是建產期4 倍。因此，深部煤層氣井生產特征決定了該類氣田實現長期穩產，后期需要持續投入新井生產。

圖10 10 億m3/a 開發方案投產井數與產量變化Fig.10 Production well number and gas production in development scheme with annual gas production of 10 × 108 m3/a

4.4 不斷完善學習曲線，開展提產降本攻關才能持續提高開發效益

長水平段水平井極限體積壓裂技術是深部煤層氣效益開發的主體技術，也導致開發成本偏高，且氣田長期穩產需要持續新井投入，效益開發難度大。根據鄂爾多斯盆地所在省區天然氣門站價格測算，開發項目要達到8%內部收益率，建井成本與EUR 之間關系如圖11所示，當氣價為1 930 元/1 000 m3、建井成本在(4 000～4 500)萬元時，單井EUR 需達到(4 200～4 700)萬m3，當氣價為1 220 元/1 000 m3時，EUR 需達到(6 900～7 700)萬m3。估算當前大寧-吉縣區塊深部煤層氣水平井EUR 可達到5 500 萬m3以上，按照山西省天然氣價格1 930 元/1 000 m3測算，可實現效益開發，而按照陜西省天然氣門站價格1 220 元/1 000 m3測算，仍然無法實現效益開發。因此，進一步優化工程工藝技術，提高單井產量，不斷完善學習曲線，提高工程作業效率、降低開發成本，持續提高深層煤層氣開發效益。

圖11 不同天然氣氣價下單井投資與EUR 關系Fig.11 Relationship between single-well construction cost and EUR under different natural gas prices

4.5 深部煤層氣資源品質好，可動用性強，具備快速推廣復制的動用條件

中淺層煤層氣一般位于盆地邊緣構造擠壓區，地質條件差異大，煤層破碎，技術可推廣性差，且分布范圍與煤礦開采區高度重疊，呈條帶狀展布，規模展開條件十分不利。而深部煤層氣一般位于盆地內部構造穩定區，地質條件相似、簡單，突破后更容易推廣和規模展開。根據中國礦業大學對全國29 個盆地埋深大于2 000 m的煤層氣資源評價[6]，估算深部煤層氣資源量40.71×1012m3，主要分布在3 大盆地，其中，準噶爾盆地深部煤層氣資源15.04×1012m3，鄂爾多斯盆地12.99×1012m3，吐哈-三塘湖盆地10.6×1012m3，資源規模與頁巖氣、常規天然氣相當，有望成為繼致密氣、頁巖氣[36-37]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重點盆地，煤儲層認識程度較高，已經先后在石樓西、臨興-神府、佳縣、大牛地、烏審旗等區塊取得突破，具備加快深部煤層氣規?？碧皆鰞涂焖偕袭a條件。預計在大寧-吉縣區塊深部煤層氣成功實現商業開發的引領帶動下，深部煤層氣有望成為天然氣增儲上產新領域。

5 結論

a.鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊是我國最早開展埋藏2 000 m 以深煤層氣勘探評價、先導試驗項目開發的地區之一，與中淺層相比，其深部煤層具有構造更加平緩穩定、煤層大面積分布、含氣性好且富含游離氣、煤體結構好、脆性指數高、頂底板封蓋性強的地質條件；也面臨長水平段鉆完井難度大，煤層滲透率極低、孔隙連通性差對壓裂改造要求高，以及舉升工藝適應性差等一系列地質工程挑戰。

b.研究區開發先導試驗證實深部煤層非均質性仍然很強，不同地質條件下氣井生產特征差異明顯；構建井網與縫網高度彌合人造氣藏是效益開發前提，也是實現資源動用和氣田采收率最大化的關鍵；隨著改造體積增加和水平段總長度增加，平均單井產氣量整體提高了9.2 倍；深部煤層氣井具有初期產氣量高但遞減快的生產特征。

c.采用勘探評價-開發先導試驗-滾動開發流程可有效降低開發風險，提高開發成功率；深部煤層氣可實現短期快速上產，但氣田長期穩產需要持續投產新井，需要進一步優化工程工藝技術，不斷完善學習曲線，持續提高開發效益。