2. 中国石油勘探开发研究院;
3. 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司
, Cao Yimin1
, Ding Rong1
, Deng Ze2
, Jiang Ke1
, Li Yongzhou1,3
, Yao Xiaoli1,3
, Hou Songyi1
, Hui Hui1
, Sun Xiaoguang1
, Yi Wei1
, Sun Xiaoyi1,3
, Cao Xinxin1
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development;
3. China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co., Ltd
长期以来，国内外煤层气勘探开发和探索对象主要集中在1200m以浅[1-5]。深层煤岩气资源丰富，但总体勘探开发和认识程度低，尚未形成系统的深层煤岩气富集机理和开发地质认识[6-14]。从“十三五”开始，中石油煤层气有限责任公司（简称煤层气公司）立足于大宁—吉县区块，从传统的寻找浅—中浅层煤层气高渗富集区，转向研究低孔、低渗、超饱和的煤层气勘探开发“深层禁区”全新领域。通过直井勘探突破、水平井开发先导试验和开发生产，取得了一系列突破性新成果和新进展，在促进国内鄂尔多斯、准噶尔、吐哈、四川等盆地勘探工作的同时，也给如何定义深层煤岩气、有哪些地质特征和产气规律、现行储量规范能否满足深层煤岩气储量估算、勘探资料录取有哪些特殊性、如何确定储量计算单元和起算下限、储量估算采用什么方法等方面提出了新要求。本文以问题为导向，从总结大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发成果入手，通过对其地质特点、成藏规律、赋存模式、产出机制和递减规律等方面的研究，初步科学定义了深层煤岩气概念，结合现行储量规范，进而针对大宁—吉县区块深层煤岩气的特点，初步提出深层煤岩气储量参数标准和估算方法，为未来深入开展深层煤岩气开发生产与储量评价提供必要的指导和技术参考。
1 深层煤岩气勘探开发阶段划分与新进展概述大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带的南端、伊陕斜坡的东南部（图 1a）。区块东西构造分带明显，由东至西依次划分为东部斜坡带、桃园背斜带、中部陡坡带和西部缓坡带（图 1b），断层不发育、构造平缓，地层倾角一般小于2°。研究区深部8号煤层位于太原组底部，埋深主要为2000~2400m，是目前该区深层煤岩气勘探开发的主力层段。
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图 1 大宁—吉县区块构造位置图（a）和井位分布图（b） Fig. 1 Structural location of Daning-Jixian block (a) and well location map (b) |
自2018年以来，大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发工作可以大致划分为3个阶段。
（1）2018—2019年，为直井勘探突破阶段。煤层气公司开展了深煤层直井（定向井）探索。2019年8月以来，在研究区内陆续对10口致密气老井(直井)[15]，采用常规改造+酸压工艺试验，开展8号深煤层的煤层气试采工作。10口直井初始平均井底压力为20.84MPa，单井最高平均产气量为3035m3/d，稳产阶段平均产气量为2322m3/d，日产液量为2.7m3/d，其中大吉3-7向2井在煤层中获得产量峰值5791m3/d的工业气流。初步认识到深层煤岩气是可开发的优质资源。
（2）2020—2022年，主要为水平井提产攻关评价阶段。2021年12月，大宁—吉县区块先导试验区第一口水平井吉深6-7平01井开展大规模极限体积压裂，压裂后开井即产气，首次实现了水平井初期日产气量突破10×104m3大关[15]。先导试验水平井投产29口，初期产气量为(8.0~9.0)×104m3/d，目前投产井产气量为(6.0~7.0)×104m3/d。2021年8月，在大宁—吉县区块提交了国内第一个深层煤岩气探明储量762×108m3/d，目前该区块累计提交探明储量超过1400×108m3（约占全国煤层气探明储量3200×108m3的44%）。通过先导试验工程，优选出水平井钻完井、规模体积压裂、排水采气等配套工艺技术，明确了井型、方位、纵向靶体、井距、水平段长、选段选簇、产能、上下倾方向等技术指标，平均水平段长度超过1261m，水平井煤层钻遇率为97.2%~100%。攻关评价取得了良好的产气效果，为开发奠定了技术基础。
（3）2023年至今，主要为深层煤岩气开发生产阶段。落实关键开发参数，形成水平井钻井、压裂、采气配套技术和工厂化施工组织模式，开始规模高效开发。截至2024年3月，投产开发井53口，初期产气量为（6~13）×104m3/d。大宁—吉县区块深层煤岩气日产量最高突破460×104m3，生产能力超15×108m3/a，形成百万吨油当量年生产能力，实现了储量和产量快速双增长。
2 深层煤岩气赋存特征及产气规律 2.1 深层煤岩气成藏与赋存特征从大宁—吉县区块近5年的勘探开发和研究来看，深层煤岩气在成藏特征、赋存模式、产气规律等方面与浅—中浅层煤层气存在明显差异[16-18]。
第一，深层煤岩气具有“源储一体、箱式封存”成藏特征，与浅—中浅层煤层气不同。大宁—吉县区块8号煤层具有区域构造简单平缓、顶底封盖严密稳定（顶板为石灰岩，底板为泥岩）、水动力环境弱（滞留水）、核磁试验显示强束缚水饱和度为88.5%、可动水比例不足3%、水矿化度一般大于50000mg/L、水型为CaCl2型（浅—中浅层煤层一般为NaHCO3型或过渡型水）的突出特点，构成了保存极为有利的“箱式封存”成藏特征。生成的甲烷被封存在煤岩孔隙中，形成大量的吸附气和游离气。吸附气赋存在煤岩大分子结构之间和晶格缺陷之中孔径在2nm以下的孔隙中，芳香环是甲烷的主要吸附位点；游离气赋存在宏孔和裂缝提供的储集空间中。
第二，深层煤岩气具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”的5高赋存特征。实测资料表明，8号煤层的压力系数为1.0~1.2。深层煤岩气与浅—中浅层煤层气相比，前者地层压力是后者的2.5倍，温度是1.5倍，含气量是2倍，含气饱和度是1.5倍，游离气占比大幅增高[19]。
第三，深层煤层具有吸附气+游离气共存的赋存模式，浅—中浅层煤层则以吸附气为主。深层煤岩气具有吸附气+游离气共存的特点，在中—高阶深层煤层和低阶深层煤层中均存在，如：大吉57井、大吉平20井、大吉54井、大吉58井的8号煤层（中—高阶煤）保压取心测试结果，游离气占比为10.5%~30.3%；佳县南区块保压取心测试结果，游离气占比为20%~30%；四川盆地川中—川南地区龙潭组，游离气占比为38%~51%；新疆准噶尔盆地白家8井的低阶煤层，游离气占比为54%。
2.2 深层煤岩气产气规律深层煤岩气的赋存特征直接影响其产气规律。与浅—中浅层煤层气“排水降压”的产气模式存在明显不同，深层煤岩气为“采气降压”的产气模式[20]。深层煤层中，吸附气与游离气共存，孔隙裂隙中赋存游离气，大规模储层压裂后，开井即见气。在产量—压降特征上表现为：初期游离气快速产出、产量递减快，中期—后期吸附气和游离气共同产出、产量递减相对慢（图 2）。而浅—中浅层煤层中，基本不含游离气或含量很少，需要通过排水降低储层压力，形成解吸气的稳定产出通道，其产量—压降特征表现为初期排水降压，吸附气缓慢解吸流出的动态特征。
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图 2 大宁—吉县区块深层煤岩气井全生命周期生产模式图 Fig. 2 Production performance of deep coal measure gas well in the whole life cycle in Daning-Jixian block |
深层煤岩气与浅—中浅层煤层气相比，具有独特的地质特点、成藏特征、赋存模式、产出机制和递减规律，这些特点决定了需要对深层煤岩气加以界定和定义。在如何界定煤层深度方面，有学者根据埋深将煤层划分为：埋深小于1000m的浅层煤层、埋深为1000~1500m的中深层煤层和埋深为1500~2000m的深层煤层[21]。在如何定义深层煤岩气方面，笔者参考学者的意见，从浅—中浅层煤层气与深层煤岩气特征对比、剖析成藏条件、分析储层微观特征、梳理气体赋存状态、分析生产动态等方面开展分析研究，参考有关“煤层气”和“煤岩气”[22]定义的内涵，依此初步提出“深层煤岩气”定义。
传统煤层气等温吸附理论[23-26]认为，煤层吸附气含量是压力和温度的函数。浅—中浅层煤层中压力起主导作用；深层煤层中温度起主导作用。随埋深增大，吸附气含量先增加，后稳定，再减小[27]，存在饱和峰值深度。通过煤样实验室模拟，建立了煤层埋深与吸附气含量关系图（图 3）。从图 3中可以看出，随埋深增加（压力增大）吸附气含量增大，达到饱和吸附峰值后不再增大，压力对吸附气含量的作用减小；埋深继续增大，受温度升高影响，气体赋存状态发生变化，部分饱和吸附气开始转化为游离气，呈现出吸附态+游离态气体共存的特点。8号深煤层吸附气含量达到饱和的转折临界深度为1200~1500m（过渡带）。本文根据大宁—吉县区块的实际情况，暂将1500m作为从吸附气单独赋存，到吸附气+游离气共同赋存的转折深度。结合现行规范的深度划分标准，将煤层埋深小于500m的定义为浅层煤层，埋深为500~1000m（不包含1000m）的定义为中浅层煤层，埋深为1000~1500m（不包含1500m）的定义为中深层煤层，埋深大于或等于1500m的定义为深层煤层（表 1）。
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图 3 大宁—吉县区块煤层埋深与吸附气含量关系曲线图 Fig. 3 Relationship between burial depth of coal seam and adsorbed gas content in Daning-Jixian block |
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表 1 煤层埋藏深度分类表 Table 1 Classification of coal seam burial depth |
深层煤岩气是指在气体赋存状态发生变化的转折深度1500m以下的煤层中，原始赋存状态以微孔填充、吸附在煤基质分子表面和游离于煤割理、裂隙、孔隙中为主，以少量溶解于高矿化度煤层水中为辅，成分以甲烷为主的烃类气体。具有吸附气与游离气共存、高含气量或高含气饱和度、可动水少、储层压力为常压或超压等特点。深层煤岩气定义包含了深度界线、储层性质、赋存机理、气体赋存状态、煤层水特点、含气性特点等内容。定义要求，在估算深层煤岩气储量时，需要同时考虑吸附气和游离气的资料录取要求，并分别论证储量估算参数和进行选值。
但是，考虑到目前国内深层煤岩气仅在大宁—吉县区块实现了勘探开发突破，整体上可供参考的研究样本还较少，关于深煤层的深度划分和深层煤岩气定义，也主要依据对该区块分析研究和认识的基础上提出的，总体上还存在着广泛适用性的不足和局限性。因此，深度划分和深层煤岩气定义仅可作为其他地区的参考。
3 现行储量估算规范对深层煤岩气的不适应性2021年申报大宁—吉县区块深层煤岩气探明储量时，因为深层煤岩气的勘探工作刚开始，对其赋存特征和产气规律等认识不足，实验数据少，缺乏保压取心资料，基本上是按照现行的《煤层气储量估算规范》(DZ/T 0216—2020)[28]开展工作的。现行规范为第3次修订稿，已使用多年，对浅—中浅层煤层气估算储量比较成熟，但对深层煤岩气存在着不适应性。
前已述及，深层煤岩气在“高压力、高温度、高含气、高饱和”的地质条件、成藏特征、“吸附气+ 游离气”赋存模式、“游离气→游离气+吸附气→吸附气”的产气规律等方面，以其独特性明显不同于浅—中浅层煤层气。在储量估算方法、计算单元划分、储量估算参数、储量起算下限、含气量资料录取等方面，现行储量估算规范缺少对深层煤岩气的规范性要求，已不能完全适应深层煤岩气储量估算的需求。同时，国家的行业管理部门目前尚未出台相关的指导性意见。
浅—中浅层煤层气估算储量时，只需考虑吸附气一种情况（表 2）。而深层煤岩气估算储量时，需要同时考虑吸附气和游离气两种情况的估算方法；纵向和平面计算单元需要同时考虑两种情况，在同样情况下，单元数增加近一倍；储量估算参数由4个变为7个；面积圈定需要分别考虑吸附气与游离气的圈定原则；现行规范缺少1000m以深直井、水平井井型的产气量起算标准；现行规范中的净煤厚度下限，当初在制定规范时考虑的是煤炭的可采性，而深层煤层需要考虑工程可实施性、煤层气经济可动用性和对不同盆地的代表性；录取煤心资料时，浅—中浅层煤层只需考虑绳索取心，深层煤层需要考虑保压取心和绳索取心两种方法等等。因此，深层煤岩气需要在估算方法、储量估算参数、选值标准、静态资料录取等方面，逐一开展研究和论述，提出必要的建议和技术参考。
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表 2 储量估算方法与主要参数对比表 Table 2 Comparison of CBM reserve estimation methods and main parameters |
原则上，地质储量估算主要采用体积法和容积法。体积法，估算煤层吸附气地质储量、总地质储量；容积法，估算煤层游离气地质储量。
4.1.1 体积法体积法地质储量估算公式包括吸附气储量公式和吸附气+游离气总储量公式。
估算吸附气地质储量公式：
| $ G_{\mathrm{i}}=0.01 A h D C_{\text {ad }} $ | (1) |
式中Gi——煤层吸附气地质储量，108m3；
A煤层含气面积，km2；
h煤层净厚度，m；
D煤的空气干燥基视密度(煤的容重)，t/m3；
Cad煤的空气干燥基吸附含气量，m3/t。
估算吸附气+游离气总地质储量公式：
| $ G_z=0.01 A h D C_z $ | (2) |
式中Gz——煤层气总地质储量，108m3；
Cz——煤层气总含气量，m3/t。
4.1.2 容积法容积法估算游离气地质储量估算公式：
| $ G_{\mathrm{y}}=0.01 A_{\mathrm{y}} h_{\mathrm{y}} \phi_{\mathrm{y}} S_{\mathrm{ygi}} / B_{\mathrm{gi}} $ | (3) |
式中Gy——煤层游离气地质储量，108m3；
Ay——含游离气煤层面积，km2；
hy——含游离气煤层净厚度，m；
φy——煤层有效孔隙度，%；
Sygi煤层游离气饱和度，%；
Bgi原始煤层气体积系数。
4.2 深层煤岩气储量估算方法选择及要求利用保压取心资料，结合等温吸附试验和测井资料，综合分析深层煤层吸附气饱和度、游离气饱和度、游离气占比对储量估算的影响。考虑到不同盆地可能存在不同情况，可分别选择储量估算方法。
当游离气占比小于或等于10%时，选用体积法公式（1），估算吸附气地质储量，不再单独估算游离气地质储量。
当游离气占比大于10%时，建议选公式（1）和公式（3），分别估算吸附气地质储量和游离气地质储量，二者合计，为总的煤层气地质储量。或者，也可以选用公式（2），估算煤层气总地质储量。
4.3 深层煤岩气储量估算单元划分及参数论证要求 4.3.1 储量估算单元吸附气按照DZ/T 0216—2020的要求和原则，确定储量估算单元。
游离气，储量估算单元需要单独划分。其单元大小可能与吸附气单元大小相同，也可能不相同。初步建议，纵向上以达到厚度下限标准的单个煤层为一个估算单元，或者可合层开采的煤层合并为一个估算单元，前提是需要有保压取心测试资料证实该单元的煤层存在游离气；平面上可以考虑用保压取心资料和用保压取心资料标定绳索取心资料相结合，确定游离气的分布范围，作为游离气的平面估算单元。
4.3.2 储量估算参数及新要求 4.3.2.1 煤层有效含气面积吸附气的含气面积仍按照DZ/T 0216—2020的圈定原则、基本井距等要求确定。仅有1口井达到产气量起算标准时，以此井为中心外推1/2个基本井距划估算线；在有多口相邻井达到产气量起算标准时，若其中有2口相邻井井间距离超过1个基本井距，但小于2个基本井距时，在有过路井和二维地震或三维地震控制，并证实有效煤储层存在的情况下，其井间面积可以计为探明面积。探明面积含气边界，以边缘产气井外推1个基本井距划估算线，圈定有效含气面积。目前，自然资源部实际上是按照上述要求审查储量的。
对游离气含气面积圈定，初步建议，由地质边界、含气量下限、煤层净厚度下限、自然边界、计算边界、游离气含气范围边界等共同确定。其中，计算边界由达到产气量下限的井外推划线；游离气含气范围边界按照平面估算单元确定的分布范围划线。
4.3.2.2 煤层净厚度（有效厚度）（1）深层煤层有效厚度的确定原则。
深层煤层有效厚度标准和划分要求，采用现行规范的基本原则。但对净厚度下限和夹矸起扣厚度，需要根据深层煤层的具体情况论证。原则上，以测井解释资料和岩心分析资料为基础，以试气试采资料为依据，在研究煤层特征、物性特征、电性与含气性关系后，确定有效厚度划分下限标准；煤层夹矸主要依据补偿密度曲线作为定性解释参数。相关测井参数划分标准见表 3、表 4。有效厚度参数选值方法主要有等值线面积权衡法、井点面积权衡法或算数平均法。
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表 3 大宁—吉县区块不同岩性测井响应划分标准表 Table 3 Classification standard of logging response for various lithologies in Daning-Jixian block |
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表 4 大宁—吉县区块岩层、煤层、夹矸确定解释原则表 Table 4 Determination and interpretation standards for rock bed, coal seam, and coal gangue in Daning-Jixian block |
（2）深层煤层净厚度下限。
《煤层气储量估算规范》（DZ/T 0216—2020）中规定，单井煤层净厚度下限值为0.5~0.8m。但是，对深层煤层是否适用呢？需要进一步论证。本文根据目前大宁—吉县区块、佳南区块、米脂地区、新疆地区深层煤层的实际勘探情况，以及地质导向把控钻头在煤层气穿行的最小厚度，从煤层厚度、煤演化程度、含气量、含气饱和度、资源丰度、经济性、可动用性、费用投资等方面，初步尝试综合考虑单井净厚度下限（最小或最薄厚度）。按照单直井在有开发主力厚煤层存在前提下，薄煤层可以作为兼顾开发层，其动用不考虑钻井费用，只考虑压裂改造费用和实现效益动用。根据表 5的预测结果，综合考虑后初步提出，在煤层含气饱和度大于或等于80%的前提下，当Ro≤1.0%时，煤层净厚度下限大于或等于1.0m；当Ro＞1.0%时，煤层净厚度下限大于或等于0.8m。
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表 5 深层煤层净厚度下限预测表 Table 5 Prediction of the lower limit of net coal thickness in deep formations |
（3）深层煤层夹矸起扣厚度。
现行规范规定有效厚度的“夹矸起扣厚度为0.05~0.10m”。实践表明，对于1000m以浅煤层，在有大量煤田勘探取心资料辅助的情况下，有可能实现，但对于深层煤层比较困难。例如，目前大宁—吉县区块深层煤层勘探、压裂选层实际采用的测井仪器，高分辨率感应纵向分辨率最小为0.3175m；综合分层标准夹矸可识别最小厚度为0.5m左右（图 4）。可以看出，“夹矸起扣厚度为0.05~0.10m”在深层煤层中难以实现。
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图 4 大宁—吉县区块煤层夹矸扣除图 Fig. 4 Deduction of coal gangues in coal seam in Daning-Jixian block |
在能源行业标准《煤层气测井资料处理解释规范》（NB/T 10022—2015）[29]中指出，对煤层中厚度不小于0.4m的夹矸层应根据测井资料结合钻井、录井等进行划分；《煤层气测井原始资料及成果资料验收规范》(NB/T 10023—2015)[30]中，明确要求“计算煤层厚度时，应扣除不小于0.4m的夹矸”。
从勘探和实验分析来看，深层煤层的夹矸中富含有机质，既是烃源岩，又是含气储集岩，如：大吉63井，1966.88~1968.53m，泥岩，实测含气量为2.99m3/t；大吉57井，2023.44~2023.64m，碳质泥岩，实测含气量为12.97m3/t。因此，从实际生产的角度考虑，适当提高夹矸起扣厚度是可行的。
估算深层煤岩气储量时，有必要适当调整夹矸起扣厚度。综合测井分辨率、测井分层标准、煤层气测井相关规范和实验分析等情况，初步建议夹矸起扣厚度定在0.3~0.5m之间，更符合实际一些。
4.3.2.3 煤的视密度煤层密度分布应有代表性，由取心实验测定方法获得，测井方法辅助。在平面估算单元中，采用算术平均方法和面积权衡法求取。
4.3.2.4 煤层含气量吸附气按照现行规范的确定原则和选值方法，确定煤层含气量值。
由于深层煤层中存在游离气，其含气量获取方法与吸附气有所不同。针对该特点，本文首次对录取游离气含量资料提出了新要求，包括取心要求和保压取心资料技术要求。目的是准确录取游离气含量资料，用于确定估算单元和估算储量。
（1）取心方法及要求。
分析煤层含气量的岩心样品，以绳索取心法录取的资料为主；保压取心法录取的资料为辅；密闭取心法录取的资料，参考应用。采样间隔仍执行现行规范要求。
（2）煤层总含气量。
煤层总含气量主要由保压取心法分析得到；结合研究区的埋深、岩电实验、等温吸附参数、煤层的灰分和煤层的演化程度，进行总含气量与测井相关性分析，筛选出适合的测井曲线，与总含气量进行多元回归拟合，建立总含气量计算模型；验证总含气量计算精度；测井计算结果不高于邻近井点的实测值。
根据鄂尔多斯盆地东部和中—北部53口深层煤层取心井、468个总含气量数据统计，煤层总含气量主体在15~24m3/t之间，平均为19.4m3/t。实践结果表明，计算精度相对误差不超过±5%，即误差绝对值为0.75~1.2m3/t，基本可以满足估算储量需要。
（3）煤层吸附气含量和游离气含量。
煤层吸附气含量主要由等温吸附试验方法获得。根据兰格缪尔参数与岩电关系，构建地面条件下的参数预测模型，将参数校正到储层条件下，代入兰格缪尔方程，求取吸附气含量。
煤层游离气含量主要由保压取心方法和等温吸附试验方法获得。根据岩电关系，构建地面条件下的孔隙度预测模型，将孔隙度校正到储层条件下，构建储层条件下的含水饱和度预测模型，体积校正，代入计算公式，求取游离气含量。
（4）保压取心资料基本技术要求。
① 新增深层煤岩气探明储量区，要求有保压取心资料。②滚动扩边储量区，若扩边区地质条件好于或相似于已申报区，可适当减少保压取心资料录取。反之，按新增储量录取含气量资料。③储量区保压取心资料要有代表性。能够反映游离气平面上的分布、纵向上不同煤层段的分布、占总含气量的百分比，避免用局部推断全区均含游离气的“以点推面”现象。④根据保压取心、钻井、录井、测井、气测、等温吸附试验等资料，综合分析和判识游离气在储量区平面上、纵向上的分布情况。平面上，分析和判识游离气分布区；纵向上，分析和判识游离气煤层段。⑤编制吸附气量、游离气量和/或总含气量分布图，相互印证分布规律。⑥设备密闭性要好，尽量减少中间过程流体损失。
4.3.2.5 煤层孔隙度储量估算中所用的煤层有效孔隙度，是指深层煤层有效厚度段的原位孔隙度。
深层煤层孔隙度可以直接用煤岩心分析资料获得，也可以用测井（声波、密度、自然伽马曲线等）解释确定，应相互验证计算精度，不高于邻近井的实测值。再根据地面孔隙度（PORO）与有效应力关系，覆压校正后，采用井点算术平均法和面积权衡法计算单元孔隙度（POR）。
根据鄂尔多斯盆地大吉57井、麒35井等4口深层煤层气井的孔隙度实际资料，测井解释孔隙度与岩心分析孔隙度相对误差分别约为25%、10%、13%、15%，平均为15.75%。综合考虑煤的压缩性后认为，通过进一步完善预测模型，提高计算精度相对误差不超过±15%是可行的。
4.3.2.6 煤层游离气饱和度结合研究区岩电实验参数，进行含水饱和度与测井曲线的相关性分析，筛选测井曲线；利用筛选出的测井曲线进行拟合，建立深层煤层含水饱和度预测模型，预测地下含水饱和度，进而求取地下含气饱和度，但不高于邻近井的实测值；采用井点算术平均法和面积权衡法计算单元饱和度。用于储量估算一般要求：采用取心段较长、连续性较好、归位正确的分析含水饱和度，与测井计算结果对比分析，验证含水饱和度计算精度。
根据佳32-4井、大吉57井、麒35井保压取心的含气饱和度实际资料，测井解释含水饱和度与岩心分析相对误差分别约为9%、5.8%、3.4%，平均为6.1%。通过进一步完善预测模型，提高计算精度，可以满足相对误差不超过±5%。
4.3.2.7 原始煤层气体积系数原始煤层气体积系数（Bgi）可以用公式（4）近似求得。
| $ B_{\mathrm{gi}}=p_{\mathrm{sc}} Z_{\mathrm{i}} T / p_{\mathrm{i}} T_{\mathrm{sc}} $ | (4) |
式中pi——原始地层压力，MPa；
psc地面标准压力，MPa；
T地层温度，K；
Tsc地面标准温度，K；
Zi——原始气体偏差系数。
原始地层压力和地层温度是指折算气藏中部的地层压力和地层温度；原始气体偏差系数，可以由实验室气体样品测定，也可以根据深层煤岩气组分和相对密度求得。
4.3.2.8 技术采收率煤层气技术采收率预测方法主要有类比法、数值模拟法、等温吸附法、产量递减法等。对于未开发状态储量多采用类比法和数值模拟法，对于已开发状态采用产量递减法和数值模拟法。目前，在深层煤岩气采收率方面的研究，尚未见报道。
4.4 深层煤层产气量起算下限储量起算标准为煤层气藏在不同埋藏深度下，煤层气井的单井日产气量下限，是进行储量估算应达到的最低经济条件。各地区可以根据当地价格和成本等测算求得只回收开发井投资的单井日产气量下限；也可用平均的操作费和气价求得平均井深的单井日产气量下限，再根据实际井深求得不同井深的单井日产气量下限。目前，现行的煤层气储量估算规范中，没有给出1000m以深煤层的产气量起算下限，自然资源部在审查深层煤层气探明储量时，仍按照直井单井产气量为2000m3/d作为储量起算下限。随着对深层煤岩气地质特征、成藏特征等认识的提高，显然该标准已不能满足需求。
本文根据大宁—吉县区块目前的实际发生情况，考虑开发井的井深、井型、水平段长度、EUR（经济可采储量），以及发生的投资、成本、销售含税价格、税费等因素进行预测。其中，水平井按1000m、1500m、1750m和2000m 4种水平段长度对应的钻井进尺分别为3600m、4100m、4350m和4900m，采用1.72元/m3、2.06元/m3、2.24元/m3
3种销售含税气价，同时考虑不同水平段长度工程投资等条件下，建立水平段长度与产气量的关系，预测经济极限产量为（0.93~1.74)×104m3/d；直井/丛式井，按照二开井身结构，在平均深度为2500m和不同气价条件下，首先预测单直井最低EUR，进而预测单井商业产气量，产气量预测结果在(0.24~0.36)×104m3/d之间。以上述分析为基础，在综合考虑不同地区和不同区块的资源情况、可能气价等因素的情况下，结合现行储量估算规范，初步提出了深层煤层气储量起算的产气量标准（表 6）。
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表 6 深层煤岩气储量起算的产气量标准表 Table 6 Standards of lower limit of gas production for calculating deep coal measure gas reserves |
国内经过多年的煤层气勘探开发和储量评估实践，对浅—中深层的煤层气采收率有了基本认识，但在深层煤岩气采收率研究方面基本空白。鉴于此，本文结合深层煤岩气特点，通过调研煤层气采收率现状、研究长期生产煤层气田，并在相互印证的基础上，初步提出了一些参考思路和建议。
有人曾专门论述过煤层气采收率预测方法，并在后期得到广泛应用[31]。2021年8月之前，国内提交的煤层气探明储量基本在1000m以浅，如沁水煤层气田[32]、保德煤层气田。申报储量时，储量区内主要为直井/丛式井，少量水平井，采用静态法（数值模拟法、类比法）预测煤层气采收率。不同区块预测技术采收率在39%~56%之间（图 5）。
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图 5 中国煤层气技术采收率统计直方图 Fig. 5 Statistical histogram of CBM technical recovery factors in China |
经过多年的煤层气开发，沁水煤层气田和保德煤层气田已积累了大量的生产数据，产量开始递减，具备了利用动态法预测采收率的基础。沁水煤层气田的马必东、郑庄、李村、五阳、樊庄、里必、马必、成庄、潘庄、柿庄南、阳泰、枣园、潘河13个开发区块产量递减预测表明，除郑村局部小范围的技术采收率可以达到70%外，其他在6%~50%之间，绝大部分技术采收率低于50%，平均为38%。按不同递减率取值预测表明，保德煤层气田采收率在37%~40%之间，平均为38.3%；按不同开发单元递减预测表明，保德煤层气田采收率在25%~53%之间，全气田综合平均采收率为40%。
4.5.2 大宁—吉县深层煤岩气田采收率预测从深层煤岩气井生产特点来看，产气规律与页岩气井类似，具有“双曲+指数”的递减特点。总体上，生产初期阶段，以游离气为主，产气规律更符合双曲递减规律；中—后期阶段，以吸附气为主，游离气为次，产气规律更符合指数递减特点。本文根据大宁—吉县深层煤岩气田生产特点，借鉴SEC储量[利用SEC（secucrities和exchangecommission）标准评价的油气储量]评估的经验，采用双曲递减和指数递减两段式，对技术采收率进行了预测。
4.5.2.1 深层煤岩气煤层水平井对深层煤岩气井吉深6-7平01井的生产数据进行了历史拟合，建立关系方程，再采用Arps递减分析法预测单井EUR，进而预测技术采收率。按递减率为25%、30%、40%，预测的单井EUR分别约为6100×104m3、4500×104m3、3700×104m3，对应的技术采收率分别约为58%、42%、35%（图 6）。可以看出，EUR越大，则技术采收率越大，而提高EUR的关键是工程技术进步，如采用水平井大规模压裂技术。
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图 6 大宁—吉县区块吉深6-7平01井产量Arps递减分析 Fig. 6 Arps production decline analysis curve of Well Jishen 6-7 Ping01 in Daning-Jixian block |
对深层煤岩气直井，考虑常规压裂和大规模压裂两种因素，分别采用指数递减法和RTA方法，进行了技术采收率预测。
以大吉3-7向2井为例。运用常规压裂储层改造技术，按照指数递减规律预测，预测采收率约为33%。
以大吉17-1向5井为例。运用大规模压裂储层改造技术。采用RTA方法进行递减分析，通过拟合，建立典型评估曲线，在递减率为35%的条件下，预测单井EUR约为850×104m3、采收率约为37%（图 7）。大规模压裂井的采收率高于常规压裂井一些。
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图 7 大宁—吉县区块大吉17-1向5井产量递减分析曲线 Fig. 7 Production decline analysis curve of Well Daji 17-1 Xiang5 in Daning-Jixian block |
从目前各地区浅—中浅层煤层气的生产情况来看，前期申报储量时技术采收率偏高。目前，已备案的深层煤岩气探明储量中，大宁—吉县区块技术采收率为50%，神府区块为46%，存在着储量区没有区分井型、技术采收率统一取值的不足。在勘探早期阶段，煤层气技术采收率应该分井型赋值，且不宜定的太高，避免因采收率定高，而带来的单井配产、经济采收率、内部收益率等方面趋高，产生误导。综合上述，初步建议：1500m以浅，采收率可考虑控制在25%~40%之间；1500m以深，直井可考虑控制在30%~45%之间，水平井可考虑控制在35%~55%之间。待开发一段时间后，再利用动态资料进行重新标定。
5 结论及认识（1）大宁—吉县区块深层煤岩气具有吸附气和游离气共存、高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离的赋存特征的地质特点；源储一体、箱式封存的成藏特征；“采气降压”的游离气→游离气+吸附气→吸附气的产气模式，初期游离气快速产出、产量递减快，中—后期吸附气和游离气共同产出、产量递减相对慢的生产动态特征。与浅—中浅层煤层气存在明显差异。
（2）深层煤岩气采用体积法和容积法两种方法的估算地质储量，需要同时考虑吸附气和游离气两种气体赋存情况。现行煤层气储量估算规范对深层煤岩气存在不适应性，主要表现为现行规范中没有游离气估算单元划分标准和含气面积圈定原则；缺少深层煤岩气经济可动用的煤层净厚度下限；缺少对保压取心和游离气含量测试要求；缺少深层煤层孔隙度、游离气饱和度和原始煤层气体积系数的参数指标；缺少深层煤岩气直井和水平井的产气量起算标准等。
（3）深层煤岩气储量估算指标建议：夹矸起扣厚度为0.3~0.5m；煤层净厚度下限分两种情况确定，Ro≤1.0%时，煤层净厚度下限大于或等于1.0m；Ro＞1.0%时，煤层净厚度下限大于或等于0.8m；按深度确定单井产气量下限：当深度为1500~2000m（不包含2000m），直井单井产气量下限为0.30× 104m3/d，水平井单井产气量下限为0.90×104m3/d；当深度为2000~3000m（不包含3000m），直井单井产气量下限为0.40×104m3/d，水平井单井产气量下限为1.20×104m3/d；当深度大于或等于3000m，直井单井产气量下限为0.50×104m3/d，水平井单井产气量下限为1.50×104m3/d；采用双曲递减和指数递减两段式预测采收率，直井采收率考虑控制在30%~45%之间，水平井控制在35%~55%之间。
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