2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;
3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;
4. 中国石油长庆油田公司勘探事业部
, Shi Yunhe2,3
, Zhang Tao2,4
, Dai Xianduo2,3
, Liang Chen2,3
, Jiao Pengshuai2,3
, Du Xiaowei2,3
, Gao Xing2,3
, Zhuang Yipeng2,3
, Zhang Hui2,3
, Chen Yuhang2,3
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil & Gas Fields;
3. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Changqing Oilfield Company;
4. Exploration Department, PetroChina Changqing Oilfield Company
鄂尔多斯盆地是我国天然气勘探与开发的重要战略区，石炭系—二叠系煤系地层广泛发育，具备良好的聚煤与成烃条件，是我国煤系气资源最为富集的地区之一[1-2]。近年来，随着天然气勘探重心逐步向深部转移，煤岩气作为煤系气中的新类型资源受到高度关注。所谓煤岩气，主要指埋深大于1500m的煤系岩层中，以煤岩本体作为主要储集空间的天然气资源，具备高压、高含气量、可快速建产等特点[3-4]。该类气藏在产能表现上区别于传统煤层气，具备“开井即见气”“排采周期短”“初产量高”等工程特点，显示出良好的产业开发潜力[5]。当前，煤岩气资源被纳入国家非常规天然气勘探战略布局，是构建我国天然气产能接替格局中的重要组成部分。
针对浅层煤层气领域，已有的研究和实践形成了较为系统的地质认识和开发技术体系。浅层煤层气通常以吸附态为主，赋存在煤岩微孔隙中，勘探开发过程中需经历较长的排水降压解吸阶段，产量上升慢、见效周期长、单井产能普遍较低[6-8]。而对于深部煤岩气，地质背景更加复杂，相关研究基础相对薄弱，主要体现在：一是对深层煤岩的沉积环境、结构类型、煤质变化与储层特征等方面缺乏系统认识，难以准确划定有利层段与目标区带[9]。二是当前缺乏专门针对深层煤岩储层的工程技术体系。在钻井环节，存在井壁稳定性差、钻速低、周期长等问题[10]；在压裂方面，常规设计难以适应深层煤岩的力学特性与裂缝响应；在排采阶段，产液规律与浅层差异大，传统控压排采制度效果不佳[11]。受上述问题影响，浅层煤层气开发经验难以直接套用于深层煤岩气，成为制约深层资源动用的关键瓶颈。
当前，深层煤岩气已在多个先导井试验中取得突破，初步证实其具备进一步规模化开发的基础。面对储层类型复杂、工程难度大等现实挑战，亟须开展煤岩气富集成藏与关键工程技术的协同研究。本文立足鄂尔多斯盆地煤岩气勘探实践，系统分析煤系地层聚煤特征与成藏条件，总结资源分布与储层特征演化，梳理适用于深层煤岩气的钻井、压裂与排采关键技术体系，旨在为深部煤岩气的高效勘探开发提供地质—工程一体化的理论支撑与实践路径。
1 盆地煤岩气勘探历程回顾 1.1 地质概况鄂尔多斯盆地位于我国大陆中部，地理位置横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，轮廓呈矩形，总体具有“东部宽缓、西部陡窄、南北向不对称”的平面展布特征。根据现今构造特征将其划分为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起6个构造单元[12]。盆地晚古生代石炭纪—二叠纪海陆过渡环境形成广泛分布的煤系地层，厚度为80~160m，自上而下发育10套煤层。山西组自上而下发育1~5号煤岩，太原组主要发育6~8号上煤岩，本溪组主要发育8~10号煤岩（图 1）。山西组5号、本溪组8号煤为主力煤层，分布稳定，是盆地古生界气藏的主要气源岩。山西组5号煤厚度为2~6m，平均为3m，聚煤中心主要分布在苏里格—靖边—吴堡一线以北地区、盆地东南部大宁—吉县地区（图 2a）。本溪组8号煤岩厚度为6~16m，平均为7.8m，主要分布在鄂托克旗—横山—吴堡一线以北地区以及盆地东南部大宁地区（图 2b）。盆地煤层埋深自东向西逐渐加深，盆地东缘以浅层煤层为主，中部普遍超过2000m，西部最深可达4000m。盆地内煤岩成熟度（Ro）分布广泛，主体在1.2%~2.4%之间，以中—高煤阶的焦煤、瘦煤为主，其中吴起—米脂一线以南变质程度较高，可达2.0%以上（图 3）。本溪组8号煤层的煤岩气优质区块主要包括神木地区、榆林地区、乌审旗地区、米脂北、佳县、绥德、吴堡、大宁—吉县等区块；5号煤层的优质区块主要包括神木—伊金霍洛旗、榆林—佳县、乌审旗北、横山—子洲等区块[13]。
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图 1 鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系地层柱状图 Fig. 1 Stratigraphic column of the Carboniferous-Permian in Ordos Basin |
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图 2 鄂尔多斯盆地5号煤岩（a）与8号煤岩（b）煤层厚度图 Fig. 2 Thickness contours of No.5 coal seam (a) and No.8 coal seam (b) in Ordos Basin |
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图 3 鄂尔多斯盆地8号煤成熟度Ro平面分布图 Fig. 3 Maturity (Ro) plane distribution of No.8 coal seam in Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地勘探对象经历了低渗透—超低渗透油气、致密油气再到源内非常规油气资源的转变。近年来，深层煤岩气万亿立方米大气区的发现，预示了盆地深部煤岩气广阔的勘探前景，以及其作为鄂尔多斯盆地天然气勘探开发重要接替领域的潜力。通过对盆地深层煤岩气勘探历程的剖析，将勘探划分为烃源岩认识、浅层煤层气勘探、深层煤岩气探索以及风险勘探突破4个主要阶段（表 1）。
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表 1 鄂尔多斯盆地煤岩气勘探阶段划分 Table 1 Division of stages of coal-rock gas exploration in Ordos Basin |
戴金星院士于1978年提出煤系成烃以气为主、油为辅的理论，标志着中国天然气勘探理论从“一元论”（即油型气）向“二元论”（包括煤成气与油型气）的转变，为煤岩气的勘探提供了基本理论指导[14]。盆地煤系烃源岩的研究始于“六五”和“七五”期间的重点科技攻关。“六五”期间建立了煤系有机质热演化成烃模式，但模型精度较低，对煤系烃源岩的认识不够深入。“七五”期间（1986—1990年），为加速盆地天然气勘探进程，国家计划委员会委托石油工业部科技司与长庆石油勘探局签署了关于《鄂尔多斯地区天然气富集条件》的国家科技攻关合同。在多方联合攻关下，上古生界天然气源岩的定性评价及煤系有机质的成烃演化模式得到完善。同时，成烃热压模拟试验技术的进步，有效提升了模型准确性，明确了煤岩是上古生界天然气贡献最大的气源岩，特别是石炭系—二叠系煤岩中的高镜质组含量具有强大的生烃能力。
煤系烃源岩认识的突破推动鄂尔多斯盆地天然气勘探进入新的发展阶段。1989年6月，在陕西靖边实施的SC1井获得了28.3×104m3/d的无阻流量，标志着盆地天然气勘探的重大突破。同年12月，长庆油田制定了“油气并举、协调发展”的战略，并在随后的勘探中发现了我国当时最大的海相碳酸盐岩气田——靖边气田。研究发现石炭系—二叠系煤成气充注是靖边气田的主要气源，证实了煤系烃源岩具备形成大型气田的能力，为后续盆地煤岩气资源的深入勘探提供了坚实的理论依据和实践支撑。
1.2.2 浅层煤层气勘探阶段（2000—2009年）2000年以来，长庆油田将研究重点从煤岩单一烃源岩属性评价拓展至其作为潜在储层的评价，系统开展了煤层储集性能及煤层气产能的综合评价研究。选定盆地东缘埋藏较浅的5号和8号煤层作为勘探目标。在山西省临汾市蒲县山中乡常家湾村钻探了JS1井，测试含气量为18m3/t，最高瞬时产气量达到2847m3/d，稳定气产量为1000~1500m3/d，表现出良好的开发潜力。
2004—2008年，为进一步明确浅层煤层气开发潜力，长庆油田在盆地东缘进行了WC、HY、XHG三个煤层气井组试验，累计钻井22口。其中，WC井组于2004年完钻12口井，见气时间35~65天，平均产气量为595m3/d；HY井组2006年完钻5口井，见气时间为16~24天，但试气产量较低，主要表现为气显示；XHG井组2008年完钻5口井，见气时间为51~105天，产能突出，部分井（G1—G3井）的最高产气量达到2757m3/d，井组平均产气量为2025m3/d，远超工业气流井标准，且至今保持稳产状态，充分体现了浅层煤层气的开采价值。
2009年，长庆油田的煤层气相关业务与矿权区块划转至煤层气公司，开展相关研究，深入详细揭示了煤岩的储层特征、煤层气赋存状态及产出机制，并系统总结了浅层煤层气勘探开发规律。研究表明，盆地东缘浅层煤岩孔隙度为1.6%~4.8%，渗透率为0.1~42.86mD，含气量介于5.2~18.8m3/t之间，具有良好的储集性能，能够作为有效的储层。浅层煤层气主要以吸附态存在于煤孔隙中，少量以溶解态存于煤层地下水中，其产出遵循排水—降压—解吸—采气的独特机理，即通过降低储层压力，促使甲烷分子从煤基质表面解吸，在浓度差作用下扩散到割理裂隙系统，并在流体势作用下流向井筒，此过程决定了浅层煤层气井较长的见气周期。
1.2.3 深层煤岩气探索阶段（2010—2021年）自2010年起，长庆油田逐步将煤岩气勘探开发重心向盆地东部2000m以深区域推进，以探索深层煤岩气资源潜力。前期在伊陕斜坡东部的5口井进行了含气量和物性分析测试工作，结果显示平均孔隙度为6.8%，渗透率为1.83mD，含气量介于10~24m3/t之间，揭示了该区域深层煤储层条件较优，增强了进一步探索信心。
2019年，盆地东部Y160井在埋深约2380m的8号煤岩层开展试气作业，获得最高为65.6%的气测峰值。由于缺乏深层煤岩气排采经验和技术，借鉴了浅层煤层气排采的经验，采用“跨层压裂、小粒径支撑剂、复合压裂液、抽油机长期排采”的改造模式与排采制度。该井有效排采269天，开井压力为23.10MPa，排采18天后见套压，排采35天后开始产气，最高产气量达1669m3/d，稳定产气量介于1100~1300m3/d之间，累计产气19.62×104m3，累计产水405m3，临界解吸压力为19.175MPa，临储比为0.82，展示了良好的产气潜力。Y160井的成功试气，证实了深部煤层具备较好的产气潜力，但也暴露出“直井常规压裂模式”单井产气量有限的问题，尚难以实现深层煤岩气资源的高效开发。
煤层气公司在推进东缘煤岩气勘探开发的同时，也积极向河西地区深层煤岩领域拓展。2019年实施的DJ3-7向2井，8号煤层埋深为2217~2225m，采用活性水+清洁液复合压裂液，压裂后即见气，临储比为1.0，产量迅速攀升至5790m3/d，后期几乎不产水。2021年完钻水平井JS6-7平01（8号煤层埋深2189m），采用体积压裂改造后当天点火成功，日产气量达9.6×104m3，证实了水平井与体积压裂技术组合在提升深层煤岩气开发效果中的突出优势，表明该技术组合是突破深层煤岩气开发瓶颈、实现高效规模化开发的重要手段。
1.2.4 风险勘探突破阶段（2022年以来）2022年，长庆油田持续推进鄂尔多斯盆地深层煤岩气勘探开发，在伊陕斜坡东部的Y160井原井场部署了水平井Y160H（8号煤层埋深2381.5m），并与同年完钻的NL1H井和JN1H井均按照“大规模高强度压裂”技术思路进行改造，取得了突破性进展，试气分别获5.4×104m3/d、4.8×104m3/d、8.1×104m3/d的高产气流。其中，NL1H井垂深为3221m，水平段长为1500m，累计生产599天，产气量稳定在2.0×104~5.7×104m3/d，累计产气量为1642×104m3，展现出盆地深层煤岩良好的稳产能力，证实了深层煤岩源储一体特征，展示出具备形成整装大气田的潜力。
2023年，长庆油田继续加快深层煤岩水平井部署，完钻水平井33口，平均水平段长度为1230m，煤岩长度为1127m，煤岩钻遇率为91.6%。年内共有20口水平井投入排采，试气产量为3.2×104~19.8×104m3/d，9口井日产超10×104m3，18口井连续排采时长超过3个月，8口井稳定日产5.0×104m3以上，6口井累计产量超千万立方米，其中M172H井累计产量超2000×104m3。针对5号煤岩的风险探井WT1H在2023年试气获10.4×104m3/d的高产气流，配产后已累计生产191天，累计产气916×104m3，生产状态稳定，标志着鄂尔多斯盆地深层煤岩气勘探已取得全面突破，预示着深层煤岩气将重塑盆地天然气发展的新面貌。
2 主要地质认识盆地煤岩作为古生界气藏的主力烃源岩，区域广覆式生烃奠定了“满盆气”的格局[1]。煤与致密砂岩、致密碳酸盐岩、泥页岩、石灰岩等储层配置关系优越，发育远源、近源、源内等多套成藏组合，落实了苏里格、下古生界、盆地东部、盆地西南部四个万亿立方米大气区。近年来，突破上古生界煤岩仅作为烃源岩的传统思维，盆地深层煤岩具有源、储、藏一体的天然优势，具备形成源内大型气田的有利条件。
2.1 煤层分布稳定，生烃强度高，资源潜力大 2.1.1 聚煤环境优越，主力煤层厚度大且连续性好晚石炭世—早二叠世为中国四大主要聚煤期之一，这一时期大范围的聚煤作用与区域性甚至全球性的海平面变化密切相关。晚古生代，华北板块位于北纬30°以南，华北地台发育一套陆表海背景下的潮坪—三角洲沉积体系[15]。盆地内地形平缓, 在海水大规模进退影响下，泥炭坪的发育延伸到宽广的海岸带并与滨海平原泥炭沼泽相接，形成了该地质历史时期独特的聚煤环境（图 4）。在此沉积背景之下，盆地上古生界广泛发育煤层，其中以潮坪—潟湖沉积的本溪组8号煤和三角洲沉积的山西组5号煤为主力煤层[16]。两套煤层厚度大且分布稳定，二者叠合分布面积约为10×104km2，埋深适中，主体分布在2000~4000m范围，为深层煤岩气广泛发育奠定了基础[17-18]。
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图 4 华北地台晚石炭世本溪组沉积期成煤环境分布图 Fig. 4 Coal accumulation environment distribution in North China Platform during the deposition period of the Late Carboniferous Benxi Formation |
鄂尔多斯盆地内部构造稳定，石炭系—二叠系煤层沉积后的印支运动、燕山运动、喜马拉雅运动对盆地主体破坏较小，为煤岩的保存和深层煤岩气藏的形成提供了良好的构造条件[12]。从南北向地震格架大剖面看，盆内构造平稳，煤层厚度稳定，南北构造相对复杂、煤层埋藏变浅。从东西向地震格架大剖面看，整体为一宽缓西倾单斜，地层倾角小于1°，煤层埋深自西向东逐渐变浅，构造平缓，断裂不发育，有利于煤岩气保存和富集（图 5）。
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图 5 鄂尔多斯盆地东西向(a)、南北向(b) 地震地质解释剖面（剖面位置见图 2b） Fig. 5 E-W (a) and N-S (b) direction seismic-geological interpretation profile across Ordos Basin (section location is in Fig. 2b) |
选取盆地东缘扒楼沟剖面的低熟煤岩样品开展了生烃模拟试验。试验表明，煤岩样品有机质类型为Ⅱ型干酪根，具有较高的生烃指数和较强的生油气潜力。煤岩生油高峰对应的镜质组反射率（Ro）约为1.1%，在0.6% < Ro < 1.3%阶段，煤系有机质主要生成液态油，伴随较低的产气量（图 6）；当Ro超过1.3%后，气体产率急剧升高，此阶段气体成因为干酪根热降解气与油裂解气的混合气体，标志着煤系有机质进入强烈生气阶段。随着Ro持续升高到1.5%~4.5%，煤岩仍保持着较强的生气能力（100~140(mg/g)（HC/TOC））。生气作用持续周期较长，表明在高成熟—过成熟阶段，煤岩具备长效的产气潜力，凸显了煤岩作为高效、长期稳产气源岩的巨大潜力。
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图 6 鄂尔多斯盆地煤岩生烃演化模式 Fig. 6 Coal rock hydrocarbon generation and evolution pattern in Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地上古生界煤岩热演化程度整体较高，镜质组反射率（Ro）分布在0.6%~3.2%之间。东北部神木、伊金霍洛旗等地区Ro较低（一般为0.6%~1.0%），煤岩热演化不足，生气能力有限，含气量普遍偏低。中北部靖边、乌审旗、鄂托克旗地区Ro为1.6%~2.4%，热演化程度适中，煤层含气量较高，一般为20m3/t左右，是煤岩气开发的有利区。南部延安、大宁、绥德等地Ro普遍高于2.0%，局部超过2.8%，生气能力强，含气量普遍大于24m3/t，局部可达34m3/t，是深层煤岩气资源最为富集的区域[13]。
前人通过盆地模拟研究进一步揭示了煤系烃源岩的热演化和生排烃历史。研究表明，二叠纪末期盆地烃源岩整体处于未成熟阶段，至三叠纪末进入早期生气期（Ro约为0.5%），侏罗纪后期受构造运动和地温升高影响，Ro快速上升至1.0%~1.2%，进入大量生气阶段。局部地区如紫金山附近受岩体加热影响，Ro值超过2.0%。最大埋深期后，盆地整体开始抬升，热演化过程趋于稳定，成熟度基本保持不变[17]。
基于已有研究，通过热解数据与原始生烃潜力法对不同地区煤岩排烃效率进行了评估。结果显示，苏里格地区8号煤层滞留率接近40%，而盆地东部地区滞留率普遍高于50%（图 7），说明煤岩源内残留气量大，具备良好成藏基础，具有巨大勘探潜力。
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图 7 鄂尔多斯盆地8号煤岩烃类滞留率平面分布图 Fig. 7 Plane distribution of hydrocarbon retention rate of No.8 coal seam in Ordos Basin |
孔隙结构特征是评价煤储层质量的重要标准之一，直接影响煤岩气井位部署、压裂方案设计及生产方式选择。统计分析了盆地17口井本溪组8号煤岩的孔隙类型。结果表明，煤岩孔隙类型以植物组织孔（胞腔孔）、气泡孔等有机孔为主，占比达90%以上，呈集群式分布，其次为矿物晶间孔等无机孔隙（图 8）。
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图 8 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩孔隙类型 Fig. 8 Pore types of No.8 coal seam in Benxi Formation in Ordos Basin |
煤岩中宏观割理和显微裂隙发育，呈线状、网状连续分布。割理密度为3~33条/5cm，平均为7~8条/5cm（图 9），充填程度为未充填—全充填不等，充填物主要为方解石，其次可见泥质和硅质充填。显微裂隙密度统计表明，光亮煤裂隙发育最为密集，平均达112条/9cm2，半亮煤次之，平均为83条/9cm2（图 10）。煤岩中集群式孤立孔隙与未充填的割理微裂隙相互沟通，形成了高质量的扩散—渗流输导体系，有效提高了煤岩储层的渗流能力[19-20]。
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图 9 煤岩割理平均线密度图 Fig. 9 Average line density of coal rock cleats |
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图 10 煤岩显微裂隙面密度图 Fig. 10 Average surface density of coal rock micro fissures |
根据国际纯粹与应用化学联合会（IUPAC）的孔隙分类方法，将孔隙按照孔径大小分为微孔（< 2nm）、介孔（2~50nm）、宏孔（> 50nm）[21]。针对煤岩储层微孔、介孔、宏孔及微裂隙同时发育的特点，联合多方法进行煤岩孔隙结构定量表征。采用低温CO2吸附技术表征2nm以下孔隙结构，低温N2吸附表征2~50nm的孔隙结构，高压压汞法表征0.05~100μm范围内孔隙结构，从而实现对煤岩全尺度孔隙结构的定量表征[22]。结果表明，煤岩具有典型的微孔+大孔的“哑铃型”双孔隙结构，其中微孔与大孔（包括宏孔及微裂隙）占主导地位，微孔与大孔占比分别达69.6%和22.0%，与核磁共振（NMR）T2谱呈现的谱峰特征相互吻合（图 11）。
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图 11 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩孔径分布图（a）及T2谱图（b）（M172井，2427.27m） Fig. 11 Pore size distribution (a) and T2 spectrum (b) of No.8 coal seam in Benxi Formation in Ordos Basin (Well M172, depth 2427.27 m) |
煤岩显微组分主要包括镜质组、惰质组和壳质组。镜质组主要由成煤植物的木质纤维组织经凝胶化作用转化形成，惰质组则由木质纤维组织经丝炭化作用形成，壳质组是由成煤植物中化学稳定性较强的角质层、树脂及孢粉等物质转化形成[23-25]。盆地煤岩显微组分以镜质组为主，为60%~80%[13]。显微组分与微孔、宏孔占比的散点图结果表明（图 12），镜质组与微孔占比呈正相关性，与宏孔占比呈负相关性；惰质组与宏孔占比呈正相关性，与微孔占比呈负相关性，反映出镜质组控制了煤岩微孔发育，而惰质组控制了煤岩宏孔发育。
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图 12 显微组分与微孔、宏孔占比关系散点图 Fig. 12 Scatter plot between coal maceral and proportion of micro/macro pores |
采用柱状岩心样品进行了热模拟实验，探究270~500℃温度范围内烃源岩的孔隙结构演化特征。结果发现，煤岩在持续生烃的同时，具有生烃—成储协同演化的特征（图 13）。根据镜质组反射率（Ro）演化划分了煤岩储层的“4阶段”：宏孔增加阶段（0.5% < Ro < 1.3%），以生油为主导，生烃增压效应促使宏孔体积快速增加，但微孔与介孔发育受限；有机介孔形成阶段（1.3% < Ro < 2.0%），干酪根热裂解产气以及油裂解气产生大量介孔尺度的有机孔隙；有机微孔增加阶段（2.0% < Ro < 3.5%），在强烈生气作用下，煤岩有机质产生大量微孔，同时热塑性变形使介孔与宏孔遭受压缩闭合；孔隙坍塌减孔（Ro > 3.5%），煤岩进入过成熟阶段，有机质发生剧烈结构重排并趋于石墨化，孔隙结构坍塌，导致各级孔隙明显减少。以上表明，煤岩储层孔隙结构随成熟度增加呈现出生油初期宏孔显著增加、生气阶段微孔发育突出，随后孔隙逐渐受热塑性挤压而趋于闭合坍塌的复杂演化特征。这种协同演化的机制为深层煤岩气源内成藏创造了有利条件。
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图 13 不同演化阶段煤岩孔隙演化（a）与生烃过程中煤岩孔隙“4阶段”演化模式（b） Fig. 13 Pore evolution of coal rocks at different thermal evolution stages (a) and the"four-stage"pore evolution mode of coal rock during hydrocarbon generation (b) |
盆地内共开展了23口井的现场含气量测试，并通过含气量模型校正获取煤岩的总含气量。结合煤岩甲烷等温吸附实验参数与储层压力，计算其最大吸附气含量，进而通过两者的差值推算得到煤岩中的游离气含量。8号煤岩总含气量介于15~25m3/t之间，平均为21.8m3/t，通过等温吸附试验计算出了吸附气含量，求得游离气含量为1.03~18.27m3/t，平均为7.42m3/t，游离气占比平均为29.93%，占比近三分之一。
深层煤岩储层中天然气以高密度（0.43g/cm3）吸附态附着于孔壁表面，同时以低密度（0.09~ 0.17g/cm3）游离态储存于不同尺度孔隙空间[26-29]。根据孔隙结构参数与储气量的关系分析（图 14），游离气量与宏孔及裂隙体积呈明显正相关关系，随着宏孔和裂隙体积增大，游离气含量逐渐增加，表明宏孔和裂隙是深层煤岩中游离气的主要储集空间；而吸附气量则与微孔比表面积呈显著正相关，表明微孔的发育程度直接控制了储层内吸附气的含量。因此，煤岩储层中宏孔与裂隙主要为游离气提供有效储集空间，微孔则为吸附气提供主要的赋存场所[30-34]。
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图 14 游离气量—宏孔裂隙体积（a）与吸附气—微孔比表面积（b）关系图 Fig. 14 Relationships between free gas content and macropore/fissure volume (a), adsorbed gas content and micropore specific surface area (b) |
本溪组上部的太原组沉积整体属于海陆过渡相沉积体系[35-36]。浅海沉积环境发育庙沟石灰岩，厚度为2~20m，海相和陆相沉积过渡区发育较厚的泥岩，厚度为3~10m，三角洲平原环境以砂岩沉积为主，厚度为4~15m。根据8号煤层顶板岩性变化，划分了煤泥、煤灰和煤砂3种储盖组合（图 15）。顶板突破压力测试表明，煤灰、煤泥储盖组合封盖能力较好，而煤砂组合的封盖能力较差（图 16）。
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图 15 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩盖层岩性分布图（修改自文献[13]） Fig. 15 Lithology of cap rocks overlying No.8 coal seam in Benxi Formation in Ordos Basin (modified after reference [13]) |
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图 16 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气储盖组合类型划分 Fig. 16 Division of reservoir and cap rock combination types of No.8 coal-rock gas in Benxi Formation, Ordos Basin |
同位素地球化学分析发现上古生界煤岩和泥岩生成天然气差异，其中煤岩气乙烷碳同位素重于-21‰，而泥岩生成气乙烷碳同位素轻于-23‰。选取具有不同储盖组合的3口井开展天然气同位素分析（图 17）。研究发现，在煤泥与煤灰组合条件下，储盖组合封盖性能良好，致密砂岩气碳同位素主体上明显轻于煤岩气，而与泥岩气同位素特征类似，煤岩生成的天然气主体未运移至致密砂岩，煤岩气主要为原位滞留富集。煤砂组合条件下，封盖性能相对较差，致密砂岩气同位素与煤岩气特征类似，煤岩气排烃运移至邻近砂岩成藏，储盖组合控制了煤岩气排烃运移，围岩对煤层形成了箱体封存效应[37]。
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图 17 鄂尔多斯盆地煤岩气—致密砂岩气同位素对比图 Fig. 17 Isotope comparison between coal-rock gas and tight sandstone gas in Ordos Basin |
深层煤岩气具有“源储一体、持续生烃、箱式封存”的成藏特征。盆地本溪组8号煤具有较高的成熟度和较强的生气能力，既有液态烃热裂解生气，也有干酪根热降解生气。煤岩储层内气体赋存状态呈现出显著的孔隙尺度控制特征：宏孔主要赋存游离气，微孔以吸附气为主，孔隙体积与比表面积的增大有利于天然气的富集保存。煤岩储层上覆不同岩性形成的储盖组合控制了煤岩气的保存与排运模式，其中石灰岩与泥岩因封盖性能较好，更有利于煤岩气的原位聚集和保存。8号煤层储盖组合空间变化差异显著，自南向北储盖由煤灰、煤泥组合过渡为煤砂组合。其中，盆地中北部苏里格地区石灰岩和泥岩厚度薄，封盖性较差，煤岩生成的天然气充分向上运移，为探明储量超4×1012m3的苏里格大气田提供了充足的气源，常规、非常规资源立体分配；盆地东部石灰岩和泥岩厚度大，封盖性好，煤岩气以原位滞留为主，是煤岩气更为富集的地区[36-37]（图 18）。
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图 18 鄂尔多斯盆地煤岩气—致密气成藏模式 Fig. 18 Hydrocarbon accumulation pattern of coal-rock gas-tight sandstone gas in Ordos Basin |
深层煤岩储层具有微幅构造发育、非均质性强、易坍塌、塑性强、脆性低、比表面积高等特点，这意味着对钻井轨迹控制要求高，且在压裂改造过程中易形成复杂裂缝系统，导致轨迹控制难度大，造成了多簇改造能量分散、缝长受限、均衡起裂难等一系列缝网构造和储层伤害预防等勘探方面的难点。深层煤岩气藏开发上又具有“见气早、液量大、气液变化快”的特点，导致了常规排采工艺在煤岩气上实施限制难度大、投入大等问题。近年来，随着鄂尔多斯盆地煤岩气的大规模勘探开发由东缘向中西部推进，钻井工艺、三维地震、压裂技术和排采技术取得长足进展，相关工程技术的进步有力推动了深层煤岩气快速勘探，使得对其的规模化开发建产成为可能[38-43]。
3.1 优化钻井技术深层煤岩气储层中原生结构煤密度低、质地松软、裂隙发育、脆性强；而伴生的碳质泥岩与煤矸密度高，岩性坚硬、层理发育，极易坍塌掉块，整体表现出强非均质性与高应力敏感性，严重威胁井壁稳定，显著增加了钻井风险。传统适用于浅层煤层气开发的钻井工艺难以满足深层复杂地质条件下的安全与效率要求。长庆油田依托现场反馈与工程实践，煤岩气钻完井工程按照“先打成，再打好”的思路，立足现场，坚持问题导向，聚焦煤岩坍塌难题，优化定性技术，相继提出了“三开结构—三开优化结构—深表层二开结构”的井身结构优化路径（图 19，表 2），逐步提升了机械钻速与施工效率，为深层煤岩气安全、高效、规模化开发奠定了技术基础。
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图 19 深层煤岩气钻井井身结构优化定型技术模版图 Fig. 19 Technological template for deep coal-rock gas well structure optimization and completion |
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表 2 深层煤岩气钻井井身结构演进对比 Table 2 Comparison and evolution of wellbore structure of deep coal-rock gas well |
传统“三开结构”虽能适应深部煤岩的分段隔离需求，但钻井周期长、施工复杂、风险大。通过优化二开段深度与套管位置的“三开优化结构”可缩短钻井周期至60天左右（表 2）。进一步在此基础上形成的“深表层二开结构”，通过前移技术套管、减少开次、压缩工序，平均钻井周期缩短至30天，全井段机械钻速提升至7.25m/h，工程效率大幅提高。
针对煤岩储层非均质性强、碳质泥岩和煤矸可钻性差、井下卡钻风险高等问题，研发并集成应用了倒划眼高性能PDC钻头、无稳定器大功率单弯螺杆、全液压随钻震击器和近钻头方位伽马导向工具等一体化提速工具组合。这些工具在提升非均质地层破岩效率、增强导向控制能力的同时，有效减少了钻具对井壁的扰动，降低了井壁垮塌和卡钻风险，为水平段实现“一趟钻”、高钻遇率和高机械钻速提供了工程支撑。使用提速工具，SD1H井实现了单趟钻进1500m，平均机械钻速达到21.13m/h，显著提升了深层煤岩气水平井的施工效率。
定型强封堵防塌钻井液体系，基于深层煤岩井壁失稳机理研究，在钻井液核心处理剂室内优选结果的基础上，结合现场实际，研发出一套强护壁、强封堵、强抑制的防塌钻井液体系。由微纳米封堵剂、有机盐抑制剂、成膜剂等材料组成的微纳米强抑制高效水基钻井液体系。该钻井液具备高密度、强抑制、强封堵和低滤失等优异性能，能够有效控制地层水敏性反应、抑制井壁水化膨胀，保持井壁稳定，保障套管顺利下入。配合提速工具的使用，该体系在水平段长距离施工中维持了良好的井眼质量和携岩能力，为煤岩层储层的稳定穿透提供了基础保障。
总体而言，优化的井身结构、高效提速工具与高抑制水基钻井液的协同应用，构建了一体化提速稳井技术体系。2024年开展分区域参数优化试验，平均钻井周期由64天降低至35天，米脂地区钻井周期低至30天以内，水平段达到6天以内，一趟钻比例为100%。
3.2 “两区三类”水平井差异化地质导向技术煤岩水平井钻探过程中面临诸多挑战，如煤层厚度薄、非均质性强、微构造发育复杂，目标层识别难度大；同时，深部煤层埋深大、压力高，对井轨迹控制精度、入层识别与实时调整提出了更高要求。地质导向水平钻井技术正是解决上述问题的关键手段，其核心在于“地质建模+随钻监测+实时导向决策”三位一体的协同体系，依托导眼井对比、标志层识别与地震构造解释建立精细地质模型，融合随钻伽马、伽马成像、电阻率、声波时差、气测等多源数据，实时判断井轨迹与地层接触关系，借助正演与反演算法动态调整钻进参数，确保井眼稳定穿行于优质煤层之中[3]。针对鄂尔多斯盆地深部煤岩气储层构造特征与井控条件的差异性，建立了“两区三类”的差异化地质导向模式，为复杂地质条件下实现高精度、高钻遇率的水平井施工提供了坚实支撑。
构造平缓区、高井控区：该区块地层构造整体平缓，煤层稳定性强，含气性较好，钻井资料丰富、井控程度高。采用“地震+MWD（随钻测量系统）”导向模式，结合优化后的三开结构与MWD钻具组合，以三维地震构造形态为主导，融合远端伽马、钻时、岩屑信息进行煤岩旋回分析与产状判断，结合工程微调实时调整钻进角度，实现快速精确导向，显著缩短完钻周期。
构造平缓区、低井控区：该类型地质结构相对稳定，但井控资料有限。采用“地震+近钻头方位伽马”导向模式，配置近钻头方位GR钻具组合，基于地震地质模型开展导向工作，结合随钻方位伽马与钻时参数动态识别煤层分布，实现对煤岩产状的连续跟踪，提高储层钻遇连续性。
构造复杂区：微幅度褶皱和小断层发育，煤层展布不稳定。采用“地震+近钻头方位GR”模式，在三维地震基础上精准落实煤岩空间形态，利用近钻头方位伽马实时解析煤岩旋回，判断井眼与层位接触关系，兼顾工程风险与地质精准性，有效保障轨迹安全与储层穿透效率。
此外，综合运用人工智能地震解释与相控高分辨率反演技术，能够精准识别3~5m尺度的微构造与顶底板岩性差异，显著提高了目标层段的分辨能力和导向精度。基于此，构建了“钻前建模—造斜控轨—实时调整”三阶段的一体化水平井随钻导向流程。2023年，该技术支撑下的水平井煤岩平均钻遇率达到91.6%，2024年提升至95.7%，一趟钻比例达到100%。
3.3 压裂技术优化深部煤层埋深大、地质条件复杂，压裂改造过程中面临多重技术难点。其一，煤层整体渗透性差，需通过大规模压裂形成区域性缝网以实现产能有效释放。然而，由于煤层发育天然割理/裂隙，压裂液在改造过程中易沿割理快速泄散，导致主裂缝延伸受限，压裂液滤失严重。其二，深部煤层具备弹性模量低、泊松比较高、塑性强的特征，一方面压裂裂缝难以有效扩展，改造体积受限；另一方面压后支撑剂易嵌入软质煤体，裂缝导流能力衰减快，稳产困难。其三，煤岩整体破裂压力高、裂缝扩展阻力大，加砂效率低、易砂堵，施工对泵压、排量、砂量要求高，设备负荷大、成本显著增加。针对上述挑战，深部煤层气压裂设计理念由“造主缝”向“构建立体复杂缝网”转变。围绕“缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化”的目标，形成了以“段内少簇、适度规模、低伤害压裂液、控压排采”为核心的主体压裂技术。
为深入揭示深部煤岩储层在不同压裂条件下的裂缝扩展与支撑剂运移规律，突破小尺寸物理模拟实验在缩比控制、边界效应及完井工艺模拟方面的局限，依托超大型真三轴模拟系统，开展了超大物理模拟水力压裂实验，模拟近井场条件下的压裂过程。实验采用2m×2m×1m天然岩样（图 20a），选取砂岩与煤岩露头加工成型，并通过水泥砂浆浇筑成整体岩体，内设井筒与应力监测元件，模拟套管射孔完井条件。通过调控压裂液黏度与排量，系统研究裂缝扩展及支撑剂运移行为。
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图 20 大型物理模拟煤岩露头与裂缝扩展规律研究 Fig. 20 Large-scale physical simulation of fracture propagation law on coal rock outcrops |
实验结果显示，煤岩面割理与端割理开启，形成横纵交错的复杂裂缝网络，较砂岩裂缝密度增大4~6倍（图 20b、c）。煤岩储层裂缝扩展模式对压裂液参数高度敏感。在低排量与高黏度压裂液条件下，裂缝呈现多分支、多缝交错特征，缝网结构复杂，主导破裂形式为拉伸破裂；而在高排量与低黏度压裂液条件下，裂缝以主缝快速贯通为主，缝网结构相对简单，剪切破裂事件频发（图 20d）。
支撑剂运移实验表明，煤岩裂缝壁粗糙、缝宽变化大，支撑剂在裂缝内分布不均，呈团簇状、条带状、散点状等多种形态。近井区支撑剂嵌入深、返排差，远端浓度显著降低，呈衰减趋势。加砂过程中产生的“暂堵效应”虽有助于纵向缝发育，但也加剧了沿井筒方向的缝间干扰。
3.4 全周期排采制度优化深部煤岩气赋存形态由游离气与吸附气混合控制，产气机理从初期的自由流动向后期的降压解吸转变。传统的以“缓慢降压—解吸驱动”为主的浅层排采模式难以适应深层煤岩气快速释放、气液关系剧烈波动的动态生产过程。因此，亟须构建契合深层煤岩气井生命周期特征的排采制度。
盆地21口水平井归一化产能曲线分析表明，深部煤岩气井在投产初期普遍进入短时高产的自喷阶段，日产气量高达7×104~15×104m3。此阶段主要以游离气为主导，地层能量充足，无须人工举升。排采1个月后，气量维持稳定但液量迅速下降至50m3以下；3~5个月后地层能量减弱，日产气量下降，需采取泡排等辅助排水采气措施排液；1年后，日产气量下降至2×104~4×104m3，液量不足5m3，必须转入人工举升。
为适应深部煤岩气井“见气早、液量大、气液变化快”的开发特点，通过不同排采方式数值模拟对比，并且结合生产动态全流程跟踪，精细划分生产阶段，形成“初期控压自喷、中期连续泡排、后期人工举升”的全生命周期排采工艺制度。初期以控压自喷为核心，基于气体游离解吸响应与井筒压力匹配关系，通过油嘴组合图版优化，设置合理控压窗口，防止过快排液引发应力敏感与速敏伤害；中期引入连续泡排技术，在气液比快速变化阶段通过模拟优化油管下入时机与泡排剂配方，实现低能量携液生产的稳定维持；后期根据井况及产气压力设计，部署机抽、射流泵、电潜泵等人工举升方式，配套形成一体化排采与复产技术，为长期稳产提供保障。
排采制度的执行同时遵循煤层气生产“四性”原则：连续性、缓慢性、稳定性与长期性。在技术实施过程中，通过连续排采保持井底压力稳定下降，缓慢排采抑制煤粉和压裂砂迁移风险，稳定排采防止压差波动引起的通道塌毁，长期排采逐步扩大压降漏斗半径，实现更广范围煤层参与产气。整体排采制度强调阶段匹配与工艺适应性的协同，在不同生产阶段采用不同技术组合，以应对深层煤层气生产曲线剧烈波动和储层系统响应复杂的现实需求。M172H井采用精细控压自喷，连续生产318天，累计产气量为2109×104m3，预测EUR突破6800×104m3。
4 认识与结论（1）本溪组8号煤层与山西组5号煤层是深层煤岩气主力勘探层系，埋深适中，煤岩以原生结构煤为主，裂缝与微孔发育构成复合储集空间，游离气占比高，含气能力强。煤岩与上覆泥岩、石灰岩、砂岩分别构成煤泥、煤灰、煤砂3类储盖组合，在地质演化过程中形成“持续生烃—源储一体—箱式封存”的有利成藏模式，盆地中东部为目前最有利的富气区带。
（2）针对深层煤岩储层井壁稳定性差、压裂响应复杂、排采效果差等关键问题，构建了以二开井身结构优化、差异化地质导向、高排量分段压裂与控压排采为核心的工程技术体系，成功应用于多口先导井实践中，显著提升了钻井机械钻速、压裂缝网体积与单井产气水平，为深层煤岩气高效开发提供了可复制、可推广的技术路径。
（3）鄂尔多斯盆地深层煤岩气资源基础雄厚，煤层厚度大、分布广、煤质优良，具备良好的生烃条件与成藏潜力。煤岩气赋存特征明确、开发适应性强，在当前技术体系支撑下，已具备稳定产能基础，展现出良好的效益开发前景，有望成为推动我国天然气高质量发展的战略主力资源。
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