鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气开发先导试验效果与启示

聂志宏，徐凤银，时小松，熊先钺，宋 伟，张 雷，刘 莹，孙 伟，冯延青，刘世瑞，闫 霞，孙潇逸，吴满生

(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；4.中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202)

中国煤层气资源量大，前期煤层气资源评价主要在埋深2 000 m 以浅，深部煤层气尚未纳入我国资源谱系[1-3]。根据不同学者预测，我国2 000 m 以深的煤层气资源量为(18.4～40.71)×1012m3[4-6]，通过近几年在鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块试验，突破2 000 m 以深煤层气工业产能，认识到深部煤层气是可以实现商业开发的天然气资源[7-8]。大宁-吉县区块深部煤层气取得突破后，鄂尔多斯盆地佳县南、神府、乌审旗、大牛地、宜川等区块以及新疆五彩湾等地区相继开展了技术探索和工艺试验，均获得高产气流[9]。国内学者对深部煤层气勘探开发理论技术难点与对策开展研究[10-14]，认为深部煤层气实现高效开发在成藏机理与赋存规律、高产主控因素及气藏开发精细化管理、钻井与压裂技术措施等方面，要推广评价勘探与甜点区优化滚动式、地质-工程一体化，二开一趟式快速钻井、压裂由以往压开到压碎、排采带压快速修井技术。由于深部煤层气勘探开发处于起步阶段，可借鉴的开发经验较少，效益开发模式和开发规律认识不明，笔者通过系统总结大宁-吉县区块深部煤层气开发先导试验取得的成果和认识，探索深部煤层气开发特征与效益开发途径，以期为国内深部煤层气开发提供技术支撑和借鉴。

1 深部煤层气开发先导试验项目概况

大宁-吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘南部，在伊陕斜坡带和晋西挠褶带两个构造单元结合部(图1)，整体表现为西倾单斜构造，局部凹凸相间的正向微幅度构造发育，地层倾角总体平缓[7]，为0.3°～2.5°，当前深部煤层气勘探开发主要目标层系为太原组8 号煤层，埋深2 000～2 600 m。2019-2021 年对深部煤层气开展了地质-工程一体化系统研究和现场攻关试验，首口试验井D3-7X2 井稳定产气量超过0.5 万m3/d，直井产能获得突破，在此基础上优选勘探有利区开展精细评价和试采工作，提交了国内首个埋深超2 000 m 的深部煤层气探明地质储量1 122 亿m3。

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，设计水平段长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，压裂单段长70～150 m，段内以4～6 簇为主，簇长0.5～1.0 m，簇间距10～30 m。通过实施开发先导试验项目，基本落实了气井产能，攻克了效益开发关键技术，明确了合理井网井距、最优水平段长、合理配产等开发技术政策和开发参数，完善了深部煤层气高效开发理论技术体系，完成第一期开发方案编制。截至2023 年8 月底，试验区已投产水平井53 口，单井初期平均产气量10.2 万m3/d，当前平均产气量为5.8 万m3/d。大宁-吉县区块深部煤层气日产量突破300 万m3，初步实现深层煤层气商业化开发。

2 深部煤层气地质特征与开发难点

2.1 主要地质特征

2.1.1 煤层大面积稳定分布，含气性好且富含游离气

太原组8 号煤形成于潟湖-潮坪沉积环境[15]，具有广覆式发育、大面积稳定分布特征，煤层厚度4～12 m，平均7.8 m；含气量19.3～30.0 m3/t，平均24.3 m3/t，含气饱和度86.8%～100%，平均93.6%。深部煤层气含气量和含气饱和度分别是中浅层煤层气的2.0 倍和1.5 倍。研究认为，煤层顶底板封盖性较好情况下，深部煤层含气量一般较高，由吸附态和游离态两种相态组成，且超过临界深度后，游离气含量对总含气量贡献十分重要[9-10]。通过保压取心、等温吸附-核磁共振联测实验等手段证实，大宁-吉县区块深部煤层游离气含量占比在13%～23%，平均可达到20%以上。整体展现出煤层分布稳定、厚度大、含气性好、含气饱和度高、富含游离气的有利资源条件。区域平缓下斜坡局部微幅度正向构造位置煤层气高产富集。

2.1.2 煤体结构好，脆性指数高

深部8 号煤14 口井23 个样品的显微组分中，镜质组体积分数平均69.6%，惰质组体积分数平均19.6%；59 个样品的工业分析中，水分质量分数平均1.39%，灰分质量分数平均15.32%，挥发分产率平均7.47%；29 个样品的镜质体最大反射率2.0%～3.0%，平均2.4%，为贫煤-无烟煤；宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主，断口多为阶梯状，煤体较坚硬，煤体结构以原生结构煤为主，多呈柱状、块状，煤心磨碎后呈颗粒状。煤的弹性模量3.1～5.1 GPa，泊松比0.22～0.28，脆性指数35%～46%，水平两向应力差2.4～4.2 MPa(表1)，相比中浅层(弹性模量2～4 GPa，泊松比0.30～0.35)煤体机械强度、脆性指数更高，人工裂缝更易在煤层中延展，沟通天然裂缝，形成网状缝网[16-17]，且生产过程中煤粉产出较少，不易堵塞渗流通道。

2.1.3 顶底板封盖性强，保存条件好

深部8 号煤及顶底板岩性组合一般为灰岩-煤层-泥岩组合，顶板灰岩厚度8～14 m，裂缝不发育，不含水，底板泥岩厚度4～15 m，顶底板封盖性好；地层水类型一般为CaCl2型，表现为承压水的特征，水动力条件弱，整体构成了对煤层气保存极为有利的“箱式封存”成藏环境。顶板灰岩弹性模量24.6～50.3 GPa，泊松比0.18～0.28，底板泥岩弹性模量14.1～23.1 GPa，泊松比0.21～0.23，与煤层低弹性模量、高泊松比的岩石力学参数差异较大，且煤层与顶底板应力差分别为11～31 MPa 和4～22 MPa，煤层与顶底板较大岩石力学差异和较高应力差有利于人工裂缝高度控制[18]。

2.2 效益开发面临难点

非常规油气高效开发需要在增加水平段长度、实现储层充分改造和提高生产连续性等措施提高单井产量基础上，持续优化生产组织，精细管理气藏开发，不断降低开发成本，提高开发效益[19-22]。

2.2.1 微幅正向构造发育、游离气含量高，长水平段钻完井难度大

与中浅层相比，深部煤层不仅面临割理裂隙发育，井壁失稳易垮塌导致的钻井复杂工况[23-27]，还面临微构造发育、游离气含量高等地质因素对水平段安全钻进带来的新挑战。微构造发育区钻头易钻出煤层，增加了定向钻进频次，钻遇率难保障，井轨迹光滑程度差，钻井周期长，且微构造发育区裂隙通常较为发育，钻进过程中井壁更易垮塌，进一步加大了地质导向和钻井施工难度[28]。实施长水平段会增加钻井液和钻具与煤层接触时间，加大井下摩阻扭矩[24]，钻井过程中需要提高机械钻速、井眼轨迹光滑程度，缩短钻井周期。同时，深部煤层含气性好，富含游离气，气测峰值普遍超过80%，泥浆进出口密度差异大，由进口泥浆密度的1.30 g/cm3下降至1.04 g/cm3，需要控时钻进，进一步延长钻井周期，且在固井过程中易发生气窜，导致固井质量合格率低。因此，微幅构造发育、游离气含量高带来长水平段水平井钻完井难度较大，如2020 年实施的DP01 和DP02 井，水平段长1 225、1 285 m，储层钻遇率分别为61.5%和74.2%，钻井周期68～102 d，先导试验项目早期4 口完钻井固井合格率仅为51.0%[29]。因此，精细刻画煤层微构造特征、持续优化钻完井工艺是提高储层钻遇率和钻完井成功率的前提。

2.2.2 煤层渗透率极低，微孔发育但连通性差，对储层充分改造要求高

深部8 号煤孔隙率为1.7%～5.4%，平均3.6%；测试渗透率(0.001～0.130)×10-3μm2，平均0.090×10-3μm2；全直径CT 扫描、显微光片和扫描电镜等方法显示(图2)，孔隙结构以微孔为主，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%，孔隙类型以有机质孔为主，部分被方解石充填，多数呈孤立状分布，孔隙连通性差。与中浅层相比，深部煤层温度和地应力较高[19]，地层温度升高会弱化煤层吸附能力，高地应力使煤层具有较强应力敏感性，D9-3 井应力敏感性实验结果显示围压由3.5 MPa 上升到20 MPa，再降至3.5 MPa，呈波动式变化，渗透性损害达到92.86%，使得煤层孔渗性进一步恶化。因此，深部煤层气井通常没有自然产能，需要经过大规模压裂改造构建基质-微孔-井筒的高渗导流通道，形成工业产能。实践证实，常规压裂改造体积有限，改造不充分，供气范围较小，无法满足深部煤层气效益开发需求，只有通过大规模体积压裂提高裂缝延展长度、复杂度和支撑剂铺设范围，形成稳定渗流通道，才能实现深部煤层气高产和效益开发[20-22]。

2.2.3 气井工况变化快，产出液矿化度高，高效举升工艺适应性差

相比中浅层，深部煤层气在生产初期具有高压力、高产气、高产水特征，初期以游离气产出为主，可实现自喷生产，随着储层压力、产气量快速下降，自喷生产时间一般仅1～2 a，后期主要依靠吸附气解吸实现长期相对稳产，初步评价深部煤层气井，接近50%气产量在后期需要依靠人工举升工艺才能持续产出。此外深部煤层气井产出水矿化度(5～22)万mg/L，水质呈弱酸性，pH 为4.90～6.81，阴离子中氯离子体积分数占比98%以上，产出气中CO2体积分数平均3.6%。因此，产气产水快速变化条件下对气井稳定生产所需配套采气工艺要求高，同时高矿化度、酸性环境、酸性气体导致气井生产管柱极易出现腐蚀问题，随着排采进行，井底温度和压力下降会导致结晶盐析出，易出现卡堵泵。目前气井普遍存在泵沉没度低、泵效低、检泵周期短等问题，举升工艺适应性差，导致排采不连续，影响气井产能释放和最终可采储量(EUR)，尤其水平井举升设备下入深度受到井斜等限制，无法满足最大限度的排水降压。当前区块内开展了射流泵、螺杆泵等多种举升工艺试验，但试验效果还需要进一步评价。

3 实践与效果

开发先导试验项目成功实施，落实了气井产能，突破效益开发关键技术，推动了大宁-吉县区块深部煤层气进入商业开发，区块日产气量突破300 万m3。总结其开发实践经验，取得以下4 点认识。

3.1 不同地质条件下气井生产特征存在明显差异

大宁-吉县区块深部煤层气开发区整体为东高西低的单斜构造，在单斜构造上局部微幅构造发育，按照微幅构造形态和应力特征，可精细划分抬升-正向构造区、低凸-正向构造区、平缓构造区和低凹-负向构造区等4 类构造单元(图3)。在前期丛式井试采评价过程中发现，不同构造单元气井生产特征存在明显差异(图4a)，其中，低凹区煤层厚度5～9 m，含气量22～24 m3/t，压力系数大于1.02，气井表现出投产即见气的特征，初期平均产气量0.6 万m3/d，上产速度快，平均40 d，峰值产气量高，平均1.2 万m3/d；平缓区煤层厚度8～12 m，含气量21～24 m3/t，压力系数0.98～1.02，气井投产即见气，峰值产量平均0.8 万m3/d；低凸区煤层厚度5～7 m，含气量19～23 m3/t，压力系数0.95～1.00，气井投产即见气，但有1～3 个月为上产期，产量达到峰值后开始稳产，峰值产气量平均0.5 万m3/d；抬升区煤层厚度7～11 m，含气量18～20 m3/t，压力系数小于0.96，气井表现出与中浅层煤层气井比较类似的生产特征，有一定的排水降压期。深部煤层兼具原生结构煤的优势和渗透率低的劣势[30]，通过大规模体积压裂沟通天然裂隙可大幅度改善煤层渗流能力，正向微构造区天然裂隙更发育，通过精细刻画微幅度构造，统计抬升区、低凸区、平缓区和低凹区等4 个构造单元内正向微幅度构造分布面积占比分别为2.1%、8.9%、14.2%和7.4%，表明低凸区、平缓区和低凹区正向微幅构造更发育，可作为“地质-工程”开发甜点区。结合不同地质条件下丛式井生产效果，认为微构造发育程度对气井产量具有明显控制作用，煤层厚度、含气性决定煤层气资源富集程度[9]，是高产物质基础，储层压力系数越大，游离气含量越高[31]，初期产量越高。

图3 大宁-吉县区块太原组8 号煤构造分区Fig.3 Structural zones of the No.8 coal seam in the Taiyuan Formation,Daning-Jixian block

综合考虑资源富集程度、微幅构造及天然裂隙发育情况、地层压力等条件，优选不同构造单元分别实施开发先导试验项目，以落实不同地质条件下气井产能和适应性开发技术对策。北部先导试验区位于平缓构造区，资源丰度较高，煤层厚度8～12m，含气量23～24 m3/t，压力系数大于1.0，游离气含量高；南部先导试验区位于低凸-正向构造区，微构造发育，天然裂隙较发育，资源丰度较低，煤层厚度5～7 m，含气量22～23 m3/t，压力系数小于1.0，游离气含量较低。将2 个先导试验区已投产29 口水平井生产时间进行归一化处理，求取平均日产气量，生产曲线特征对比结果(图4b)显示，北部试验区气井生产初期产气量高，单井平均产气量达到(10～12)万m3/d，稳产时间相对较短，平均70 d；南部试验区生产初期产气量相对较低，稳定产气量(8～10)万m3/d，稳产时间相对较长，平均超过180 d。开发先导试验生产表明资源丰度高、游离气含气高的区域，游离气对生产初期产量贡献大，气井初期产量高；天然裂隙发育区更有利于形成复杂的网状缝网，有利于气井稳产。

3.2 构建井网与缝网高度弥合的人造气藏可有效提高采收率

非常规油气实现高效开发，需针对不同地质条件，制定科学合理的井网，通过大规模体积压裂，大幅改变地下流体渗流环境、补充地层能量，人工干预实现规模有效开发[32]。天然裂缝发育程度、人工裂缝与天然裂缝相交角度、水平应力差和井型是影响人工裂缝延展方向的主控因素，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沿原有方向扩展[16-17]，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。从页岩气等非常规气田开发历程和部署调整经验来看[33-35]，非常规气藏要有效提高开发效益，提高储量动用程度和气田采收率，需要一次性井网部署。大宁-吉县区块深部煤层气开发先导试验过程中，为落实合理井距，开展了250、300、350 和400 m 等多种井距试验，综合微地震、示踪剂、压力监测和气井生产动态特征等多项监测资料和成果，在同等压裂改造强度下，在天然裂隙发育区，350 m 井距试验区压裂过程中产生压力干扰概率为25.9%，示踪剂监测结果显示350 m 井距未出现压裂液沟通；在天然裂隙欠发育区，300 m 井距试验区压裂过程中未产生压力干扰。此外，开发先导试验结果表明，构建井网与缝网高度弥合的人造气藏，需要突出人工缝网、天然裂缝以及地应力场与井型、方位和井网井距等参数的“五位一体”协同优化，如图5 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，平面上还需要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，整体部署，一次性成网。模拟结果显示大宁-吉县区块开发区井控资源动用程度由78.5%提高到96.2%，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，实现资源动用和气田采收率最大化。

图5 井网优化示意Fig.5 Schematic diagram of well pattern optimization

3.3 增加改造规模和水平段长度，单井产量实现同比提高

增加有效改造体积是深部煤层气井产量提升的关键。2019 年以来，对大宁-吉县区块66 口丛式井开展了三阶段提产试验(图6a)：第一阶段(2019-2020 年)采用常规压裂工艺，实施15 口井，平均单井压裂液用量1 600 m3，平均加砂量30 m3，平均产气量2 680 m3/d；第二阶段(2021 年)开展极限体积压裂技术试验，实施12口井，平均单井压裂液用量2 600 m3，平均加砂量260 m3，平均产气量6 500 m3/d；第三阶段(2022 年)进一步提高压裂改造规模，平均单井压裂液用量3 100 m3，平均加砂量400 m3，平均产气量达到1.4 万m3/d(较前两阶段分别提高4.2 倍和1.1 倍)。水平井先后开展两轮提产试验(图6b)，2020 年实施2 口常规压裂水平井，平均单段压裂液用量1 000 m3，平均单段加砂量55 m3，平均产气量1.0 万m3/d；2021 年以来共实施29 口井，平均单段压裂液用量3 777 m3，平均单段加砂量530 m3，平均产气量10.2 万m3/d，加砂规模和产气量分别提高8.6 倍和9.2 倍。

图6 不同阶段单井日产气量柱状图Fig.6 Histograms showing the single-well daily gas production at different stages

从水平井生产特征及压裂施工参数对比来看(图7)，水平井首月平均产气量与压裂液泵入地层的总液量和总砂量具有明显正相关关系，表明泵入地层液量和砂量越多，改造范围越大，泄流面积相应越大，更有利于煤层气运移，日产气量越高，且后者相关性高于前者，即泵入地层总砂量对气井产气效果的影响更为明显。平均单段加砂量和产气量呈正相关，单段日产气量超过1 万m3的气井单段加砂量均在440 m3以上，表明深部煤层气要实现高产，单段加砂量需在440 m3以上，以构建充分支撑的人造缝网。平均段长与百米产气量呈负相关，表明在改造强度相当情况下，段长增加会导致水平段改造程度降低。因此，提高加砂强度，缩小段长，实现更充分改造，可有效提高单井产量。

图7 水平井不同压裂施工参数与产量关系Fig.7 Relationships between different fracturing parameters and gas production of horizontal wells

在相同分段分簇工艺和施工参数前提下，水平井初期产能与水平段长度也呈较好正相关性(图8)，随着水平段长度增加，单井产量也呈现明显上升趋势。因此，采用“长水平段+多段多簇+大砂量”压裂技术可有效提高单井控制储量、增大有效改造体积，大幅提高单井产量。

图8 水平段长度与单井首月平均产量关系Fig.8 Relationship between the horizontal section length and the average single-well gas production of the first month

3.4 深部煤层气呈现单井初期产量高、递减快的生产特征

深部煤层气水平井表现出初期产量高，中后期长期低压、低产特点，与中浅层煤层气井生产特征差异明显。分析已投产水平井生产特征，考虑气井气水变化规律，将气井全生命生产周期划分为5 个阶段(图9a)，其中阶段①和②为压后返排期，一般持续时间8～31 d，日产液量30～1 260 m3，阶段①为单相排液期，一般持续时间2 d，阶段②为气液同出期，产液量快速达到峰值，游离气开始产出；阶段③之后为气井生产阶段，其中阶段③持续时间7～95 d，平均30 d 左右，日产气量快速上升至(5～16)万m3，气井进入稳定生产阶段，平均产气量超过10 万m3，产液量迅速下降至40～200 m3，气液比快速上升至0.5×104m3/m3以上；阶段④和⑤为递减期和低压低产期。以生产时间超过1 a 的D6-7P01 井(图9b)为例，返排阶段累计产水量为5 872 m3，最高日产水量633 m3，压裂液返排率17.8%，生产初期采用自喷生产，产气量10.1 万m3/d，首年累采气1 814 万m3，首年平均产气量5 万m3/d，首年递减率56%。当前采用人工举升工艺生产，稳定产气量1.1 万m3/d，累计采气2 367 万m3，D14-5 井台2 口井生产358 d 后累计采气分别达到2 450 万m3和2 900 万m3，D10-8P01 井(图9c)最高产量15.4 万m3/d，目前产气量为10.4 万m3/d，生产289 d累计采气突破3 000 万m3。

图9 大宁-吉县区块深部煤层气生产阶段划分及典型曲线Fig.9 Production stages and typical production curves of deep coalbed methane in the Daning-Jixian block

4 启 示

4.1 在先导试验基础上，采用滚动开发方式可有效降低开发风险

前期勘探开发实践表明，不同地质条件下气井生产特征存在明显差异。不同构造单元资源丰度、压力系数、微幅构造及裂隙发育程度等存在差异，影响气井产能和最终开发效果。因此，深部煤层气实现规模效益开发，仍面临煤层强非均质性带来的诸多挑战。在开发过程中需要持续加强煤储层精细评价，精细刻画微幅构造、煤岩煤质、岩性组合特征，深化天然裂缝地球物理响应特征研究，精细刻画多尺度天然裂缝和地应力展布特征，进一步完善不同地质条件下气田开发规律认识。因此，不同地区仍需按照勘探评价→开发先导试验→滚动开发的流程，在钻井、地震、岩心分析、动态监测等多种资料综合分析研究基础上，通过前期评价落实开发有利区，通过开发先导试验优选适宜不同地区的主体开发技术和开发对策，采用滚动开发模式，有效降低强非均质性带来的开发风险，提高气田开发成功率，最终实现规模效益开发目标。2023 年以来，在2 个先导试验区取得良好生产效果基础上，优选与先导试验区具有相似构造特征、资源条件和储层条件的开发有利区，滚动部署实施一期开发产能建设，已投产水平井按照开发方案设计，采用控压生产制度，生产初期平均产量达到8 万m3/d，实现方案设计指标，有效控制了开发风险，提高了开发效率。

4.2 深部煤层气井见气时间短、上产速度快，具备短期快速上产的生产特征

通过先导试验实施，基本明确了深部煤层气井产出机理和生产规律。压裂返排初期游离气通过人工裂缝快速产出，依靠地层能量和气体自身携液能力将压裂液和少量可动水带出，实现自喷生产，生产初期以游离气为主，随着储层压力不断下降，中后期依靠吸附气持续解吸实现长期相对稳产。与中浅层相比，深部煤层气具有2 个显著特征，一是无明显排水降压期，初期自喷生产，不需要人工举升，这是与中浅层存在的根本差异，深部煤层气水平井返排后快速见气，一般返排20 d 左右可接入管网生产，平均生产8 d 左右产气量达到峰值，以较高产气量维持较长时间稳定生产，而中浅层煤层气井上产期长达1～3 a；二是初期产气量高，首年平均产气量大于5 万m3/d，实现同等产能规模建产期所需工作量较少，以建成10 亿m3产能为例，深部煤层气建产期一般新钻水平井80 口左右，而中浅层煤层气需要500～600 口。因此，深部煤层气效益开发一旦取得突破，可在短时间实现快速规模上产。

4.3 初期产量但递减快，需要持续投产新井才能实现气田长期稳产

按照大宁-吉县区块标准井生产曲线，以设计年产规模10 亿m3开发方案为例，估算气田稳产20 a 所需投产井数如图10 所示，建产期需要钻井80 口，之后维持气田稳产所需井数逐渐降低，第二年需要新投产25 口，之后每年钻井15～20 口，按照气田稳产10 a 设计，稳产期需要钻井166 口，是建产期2 倍，稳产20 a 需要钻井325 口，是建产期4 倍。因此，深部煤层气井生产特征决定了该类气田实现长期稳产，后期需要持续投入新井生产。

图10 10 亿m3/a 开发方案投产井数与产量变化Fig.10 Production well number and gas production in development scheme with annual gas production of 10 × 108 m3/a

4.4 不断完善学习曲线，开展提产降本攻关才能持续提高开发效益

长水平段水平井极限体积压裂技术是深部煤层气效益开发的主体技术，也导致开发成本偏高，且气田长期稳产需要持续新井投入，效益开发难度大。根据鄂尔多斯盆地所在省区天然气门站价格测算，开发项目要达到8%内部收益率，建井成本与EUR 之间关系如图11所示，当气价为1 930 元/1 000 m3、建井成本在(4 000～4 500)万元时，单井EUR 需达到(4 200～4 700)万m3，当气价为1 220 元/1 000 m3时，EUR 需达到(6 900～7 700)万m3。估算当前大宁-吉县区块深部煤层气水平井EUR 可达到5 500 万m3以上，按照山西省天然气价格1 930 元/1 000 m3测算，可实现效益开发，而按照陕西省天然气门站价格1 220 元/1 000 m3测算，仍然无法实现效益开发。因此，进一步优化工程工艺技术，提高单井产量，不断完善学习曲线，提高工程作业效率、降低开发成本，持续提高深层煤层气开发效益。

图11 不同天然气气价下单井投资与EUR 关系Fig.11 Relationship between single-well construction cost and EUR under different natural gas prices

4.5 深部煤层气资源品质好，可动用性强，具备快速推广复制的动用条件

中浅层煤层气一般位于盆地边缘构造挤压区，地质条件差异大，煤层破碎，技术可推广性差，且分布范围与煤矿开采区高度重叠，呈条带状展布，规模展开条件十分不利。而深部煤层气一般位于盆地内部构造稳定区，地质条件相似、简单，突破后更容易推广和规模展开。根据中国矿业大学对全国29 个盆地埋深大于2 000 m的煤层气资源评价[6]，估算深部煤层气资源量40.71×1012m3，主要分布在3 大盆地，其中，准噶尔盆地深部煤层气资源15.04×1012m3，鄂尔多斯盆地12.99×1012m3，吐哈-三塘湖盆地10.6×1012m3，资源规模与页岩气、常规天然气相当，有望成为继致密气、页岩气[36-37]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重点盆地，煤储层认识程度较高，已经先后在石楼西、临兴-神府、佳县、大牛地、乌审旗等区块取得突破，具备加快深部煤层气规模勘探增储和快速上产条件。预计在大宁-吉县区块深部煤层气成功实现商业开发的引领带动下，深部煤层气有望成为天然气增储上产新领域。

5 结论

a.鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块是我国最早开展埋藏2 000 m 以深煤层气勘探评价、先导试验项目开发的地区之一，与中浅层相比，其深部煤层具有构造更加平缓稳定、煤层大面积分布、含气性好且富含游离气、煤体结构好、脆性指数高、顶底板封盖性强的地质条件；也面临长水平段钻完井难度大，煤层渗透率极低、孔隙连通性差对压裂改造要求高，以及举升工艺适应性差等一系列地质工程挑战。

b.研究区开发先导试验证实深部煤层非均质性仍然很强，不同地质条件下气井生产特征差异明显；构建井网与缝网高度弥合人造气藏是效益开发前提，也是实现资源动用和气田采收率最大化的关键；随着改造体积增加和水平段总长度增加，平均单井产气量整体提高了9.2 倍；深部煤层气井具有初期产气量高但递减快的生产特征。

c.采用勘探评价-开发先导试验-滚动开发流程可有效降低开发风险，提高开发成功率；深部煤层气可实现短期快速上产，但气田长期稳产需要持续投产新井，需要进一步优化工程工艺技术，不断完善学习曲线，持续提高开发效益。