鄂尔多斯盆地东缘（鄂东缘）成为深层煤层气勘探开发的重点区域，临兴地区8+9号深层煤层气分布规律及富集主控因素不清楚制约了资源高效动用进程。基于钻测井、地震与地质资料研究了深部煤层生烃、储集和温压等成藏条件，分析了热演化、构造和保存等多个因素对煤层气成藏的影响，厘定关键构造期与煤层气及上覆致密砂岩气成藏时序关系，并明确构造保存对深层煤层气富集起关键作用。研究结果表明：①8+9号煤层生烃和储集条件充分，煤系烃源岩经历早侏罗世—中侏罗世缓速和晚侏罗世—早白垩世快速生排烃史，煤层气藏最早形成于早白垩世；②燕山早—中期高角度逆冲、喜马拉雅期Ⅲ幕压扭和Ⅳ幕张扭等3期构造活动造成叠瓦状断阶带、低幅隆起区和断陷带相间的构造格局，断阶带和低幅隆起区的正向构造区煤层气藏遭受紫金山隆起和喜马拉雅期Ⅲ—Ⅳ幕构造的调整，断陷带负向构造区煤层气藏仅受喜马拉雅期Ⅳ幕的改造，断陷带煤层含气量优于正向构造单元；③建立了深层煤层气断裂调整型成藏模式，为煤层气资源利用部署提供依据。

鄂尔多斯盆地宜川地区石炭系本溪组深层煤岩气勘探取得突破性进展，多口评价井获得高产工业气流，证实了该地区深层煤岩气资源具备规模性开发潜力，但针对该地区深层煤岩气储层特征的系统研究较少，对储层特征的规律认识不足。基于此，选取本溪组8号煤层为研究对象，通过综合岩心观察、扫描电镜分析及物性测试等实验数据，系统研究了本溪组煤岩气储层在岩石学、物性、孔裂隙发育及含气性等方面的特征。结果表明：①本溪组 8 号煤的煤体结构以原生结构煤为主，宏观煤岩类型以亮煤、半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，灰分含量较低，平均值为12.76%，镜质体最大反射率为2.04%~2.53%，以贫煤—无烟煤为主，处于高成熟生气阶段。②本溪组8 号煤储集类型以屑间孔、胞腔孔、铸模孔、气孔和裂隙为主，部分孔缝被黏土矿物或方解石充填，其中裂隙包括宏观割理和微裂隙；孔裂隙以微孔为主，微裂隙次之；比表面积以微孔为主，宏孔次之。③本溪组8 号煤储层物性表现为低孔隙度，孔隙度介于4.22%~4.96%之间，平均为4.59%；渗透率介于（0.02~3.48）×10^-3 μm²之间，平均为1.21×10^-3 μm²，煤岩在地层状态下具有良好的渗透性。④本溪组8 号煤的吸附能力较强，空气干燥基兰氏体积为21.25~31.34 m³/t，平均为27.61 m³/t，兰氏压力为1.98~3.77 MPa，平均为3.08 MPa，煤岩吸附能力与灰分含量呈负相关性，与成熟度呈正相关性。研究成果不仅为鄂尔多斯盆地宜川地区深层煤岩气甜点区优选提供了定量评价指标，更揭示了深部煤系非常规气藏的新勘探方向。

鄂尔多斯盆地是中国煤岩储层重点开发地段，盆地东北部地区本溪组的深层煤岩厚度较大，是深层煤层气有利开发层位。通过对本溪组8^#煤岩平面样品进行岩心观察、煤质特征及储层孔隙分析等，对深部煤岩煤质特征和储层分布特征进行了深入研究，揭示了深部煤岩储层的成因，为后续开采鄂尔多斯盆地的优势煤岩储层发现提供一定的理论价值。研究结果表明：鄂尔多斯盆地深层煤岩煤质特征在平面具有很强非均质性，从潮坪—沼泽沉积体系到潟湖—沼泽沉积体系，潟湖—沼泽沉积体系中从近物源区到远物源区，灰分含量逐渐降低，热演化程度、硫分含量和惰比逐渐升高。本溪组8^#煤岩潮坪—沼泽沉积体系的煤层形成于偏氧化的沉积环境下，碎屑物质输入较多，潟湖—沼泽沉积体系主要受古环境海进海退的影响，覆水较深，沉积环境偏还原。潮坪—沼泽沉积体系的孔隙发育相较于潟湖—沼泽沉积体系更差，且潟湖—沼泽沉积体系中远物源区孔隙发育更好。孔隙以微孔为主，其中孔径为0.6 nm的微孔占比最大，揭示研究区煤岩的微孔为主要的孔隙类型，其次是宏孔。深层煤岩储层受陆源碎屑输入和热演化程度的协同控制：潮坪—沼泽沉积体系中受碎屑输入影响，黏土矿物充填孔隙导致储层发育较差，潟湖—沼泽沉积体系中远物源区位置，受碎屑输入影响更小，受热演化程度控制更大，煤岩随着热演化程度升高会生烃产气，逐渐生成大量气孔，使得孔隙发育，储层特征变好，潟湖—沼泽沉积体系远物源区是本溪组8^#煤岩天然气勘探开发的有利区域。

近年来，深层煤岩气的研究成为热点，关于四川盆地二叠系龙潭组深层煤岩气储层孔隙结构的研究尚为薄弱。为此，以川中地区NT1井为例，选取深层煤储层岩心样品，结合煤岩物性、地球化学和孔隙结构分析的实验手段，表明四川盆地川中地区深层煤岩煤体结构以原生结构为主，割理发育，有机质含量高，物性好，整体煤岩煤质条件优。综合微米CT、扫描电镜、气体吸附法和高压压汞法等对深层煤储层孔隙结构进行多尺度定量表征，结果表明煤储层的储集空间主要由孔隙和割理裂隙组成，其中孔隙主要由一端封闭一端开放的半封闭型孔隙组成，有机孔面孔率占比高，微孔对于孔径分布的贡献率大，孔体积整体呈“哑铃状”分布，微孔孔体积占比高达87%，宏孔孔体积占比11%；孔比表面积整体呈“单峰态”分布，微孔占比达99%。深层煤岩气纳米级孔隙和微米级裂隙发育的特征共同控制着煤岩的含气性特征，初步明确孔隙结构对含气性的影响因素为煤岩煤质和孔径分布特征。

准噶尔盆地是中国西部大型侏罗系低煤阶含煤盆地，西山窑组和八道湾组煤系厚度大，分布稳定，全盆地煤岩气资源量超过3×10¹² m³，彩探1H井获重大突破，最高日产气5.7×10⁴ m³。针对煤岩气成藏特征与富集规律尚不明确的问题，通过煤层煤质、储层特征及含气性等多维度综合分析，得出如下认识：①准噶尔盆地东南缘煤岩气成藏条件优越，侏罗系煤层分布广泛且厚度大，煤岩煤质较好，储层物性和吸附性能中等—差，煤岩气资源丰富。②成藏受多种因素控制，包括多种气源条件、构造条件和保存条件等，存在外源断层遮挡型、外源背斜型、自源孔隙型、地层尖灭型及外源裂缝型等气藏成藏模式。③煤岩气富集规律呈现平面分布南好北差、西好东差的特征，主控因素包括煤岩质量、热演化程度、煤层顶底板封闭性和水文地质条件等。④采用容积法和体积法估算了全盆地风化带至5 000 m深度范围的煤岩气资源量，2 000 m以浅（乌鲁木齐—阜康等区域），资源量为16 238.2×10⁸ m³；2 000~5 000 m为13 163.6×10⁸ m³，并根据有利区优选指标体系认为乌鲁木齐—大黄山、白家海等地区为勘探有利区块，总面积为2 630 km²，预测资源量为3 200×10⁸ m³，资源较为丰富，各种成藏条件较为有利。

随着深层煤岩气勘探在中国中西部地区取得重大突破，蕴藏着丰富煤炭资源的吐哈盆地开始受到重视，然而目前吐哈盆地深层煤岩气的基础研究工作十分欠缺，严重影响了盆地煤岩气的勘探与部署实施。通过对全盆地煤岩开展纵向展布和平面分布规律研究，并结合盆地内煤矿和井下煤岩样品的显微组分、微量元素分析与对比，结果显示：①吐哈盆地深层煤岩气勘探的主力层为西山窑组二段，特别是西二段底部稳定展布的厚煤层，聚煤中心位于台北凹陷的北部地区；②主力煤层显微组分中镜质组占主要部分，部分地区惰质组含量较高，通过显微组分的煤相判识，识别出西山窑组二段存在5种类型的煤相；③利用典型煤相的微量元素值分布范围，明确了不同煤相在聚煤时期的古环境特征，并通过不同敏感微量元素的分布区间值，建立了全盆地主力煤层的煤相分布图，其中吐鲁番坳陷主要发育开阔水域沼泽相和较深覆水森林沼泽相；④从古沉积环境和成煤植物方面对不同煤相中的煤岩开展成烃潜力分析，指出较深覆水森林沼泽相和开阔水域沼泽相煤岩具有好的生气潜量。研究成果为吐哈盆地煤岩气勘探的选层、选区和选带提供了有效的指导作用。

目前有关塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气的研究较少，其煤岩气地质特征和有利成藏模式还不清楚。针对以上问题，依托钻试采资料，采用地震资料处理、连井分析、取样观察及岩心天然气实验等方法，对该区块煤层的煤岩气地质特征（赋存状态和成因类型），以及有利成藏模式等方面进行了研究。结果表明：①研究区克孜勒努尔组煤层的宏观煤岩类型以半亮型煤为主，为特低灰分、中高挥发分和特低硫的中低阶煤；深部煤层孔隙度为6.53%、渗透率为0.68×10^-3 μm²，孔隙类型以中孔为主，更有利于游离气的赋存；②克孜勒努尔组的煤岩气组分以甲烷为主，干燥系数在0.95~0.99之间，以热成因气为主，自生和外部来源都有，且主要以游离气和吸附气的形式赋存在煤层中；③新近纪是依奇克里克构造带克四段煤层的产气高峰期，也是断裂活动和关键成藏期，保存条件将是煤岩气能否成藏的关键因素；构造形成的缓坡带和低势区是煤岩气勘探的有利部位，煤厚条件是影响煤岩气资源丰度的关键因素。考虑库车坳陷侏罗系煤层较低的成熟度和吸附能力，选择厚煤层发育、游离气富集的高部位或缓坡区会更有利，厚煤层发育的北部缓坡区将是煤岩气勘探的重点，微隆起和断块平台成藏是库车坳陷煤岩气勘探的有利成藏模式。

深部煤层气是中国天然气未来增储上产的新领域，宏观煤岩类型控制煤层气的赋存和产出。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤储层为研究对象，通过镜质组反射率测试、显微组分、工业分析、CO₂吸附实验、低温N₂吸附实验、高压压汞测试等手段，系统地分析了宏观煤岩类型对深部煤储层孔隙结构特征和非均质性特征的控制作用。研究结果表明：从光亮煤到暗淡煤，镜质组含量降低、灰分产率增加，超微孔的比表面积（CO₂⁃SSA）、孔隙体积（CO₂⁃TPV）逐渐降低，微小孔的比表面积（N₂⁃SSA）、孔隙体积（N₂⁃TPV）逐渐增加，中大孔的孔隙体积逐渐降低，孔隙结构之间的跨尺度效应相对减弱。从光亮煤到暗淡煤超微孔分形维数（D _C）逐渐降低，微小孔的孔表面分形维数（D _N1）降低、孔隙结构分形维数（D _N2）增加，中大孔的分形维数（D _M）均较高。D _C与镜质组含量、CO₂⁃TPV、CO₂⁃SSA呈正相关关系，与灰分产率呈负相关关系。D _N1与惰质组含量、灰分产率、N₂⁃TPV、N₂⁃SSA呈负相关关系，D _N2则呈正相关关系。光亮煤、半亮煤中镜煤和亮煤的芳香层叠合致密化、高演化的芳香层间缩距，导致超微孔更发育和D _C较高。光亮煤、半亮煤中内生裂隙更为发育，提供更多的中大孔空间。半暗煤、暗淡煤中暗煤和丝炭提供的细胞腔孔和矿物的支撑和补充作用，使得微小孔发育、D _N1较小。深部复杂的地质条件导致孔隙变形，加之矿物充填和补充，导致D _N2、D _M较大。

鄂尔多斯盆地上古生界发育多套厚层煤岩，是煤岩气勘探突破的目的层。盆地本溪组多个井区获得高产工业气流，展现出煤岩气巨大的勘探潜力。为进一步厘清鄂尔多斯盆地中东部本溪组煤岩气的成因，通过对比分析本溪组煤岩气、盆地东缘煤层气及煤系致密砂岩气组分和烷烃碳同位素组成，开展天然气成因和来源研究。结果表明：本溪组煤岩气、煤层气、致密砂岩气甲烷含量高，均为干气。煤岩气烃类组分含量高，平均为94.14%，非烃组分N₂含量低，平均为0.63%。盆地东缘煤层气甲烷含量变化大，非烃组分N₂含量高，平均为7.66%。本溪组煤岩气甲烷碳同位素值主要分布在-37.6‰~-28.7‰之间，平均为-32.7‰，乙烷碳同位素值主要分布在-27.0‰~-19.9‰之间。煤岩气与致密砂岩气甲烷碳同位素组成相似，但整体重于盆地东缘煤层气。解吸分馏和水动力分馏是造成盆地东缘煤层气甲烷碳同位素组成偏轻的主要因素。煤岩气与盆地东缘煤层气乙烷碳同位素组成相似，异于致密砂岩气。煤岩气与盆地东缘韩城煤层气为源内成藏煤型气。致密砂岩气主要来自本溪组煤岩，部分受本溪组Ⅰ型和Ⅱ₁型泥页岩气源岩影响。

针对煤岩气产出过程中游离气和吸附气转化过程不清等问题，以鄂尔多斯盆地纳林河、米脂北和绥德地区18口钻井岩心的石炭系本溪组8^#煤岩为研究对象，开展煤岩气解析过程中甲烷碳同位素变化特征分析，揭示煤岩气释放过程中游离气/吸附气值的动态变化，并结合煤岩显微组分、成熟度、孔隙度和含气量特征，初步探讨煤岩气中游离气/吸附气值差异成因。结果表明：本溪组8^#煤岩解析气δ¹³C₁值随解析时间增加呈逐渐增高趋势，由解析初期-44.3‰~-30.2‰增高至解析末期-25.6‰~-10.7‰，增高程度达12.6‰~22.5‰。根据煤岩解析气δ¹³C₁值在不同解析时间范围内的变化特征差异，将煤岩气δ¹³C₁解析曲线划分为4种类型：①Ⅰ型：δ¹³C₁值先保持相对稳定再持续缓慢增高；②Ⅱ型：δ¹³C₁值先保持相对稳定，再快速增高至一定程度后继续轻微增高；③Ⅲ型：δ¹³C₁持续增高；④Ⅳ型：δ¹³C₁快速增高到一定程度后再轻微增高。进一步结合CH₄运移过程中碳同位素分馏机理，揭示了煤岩气解析过程包含3个阶段。第一阶段：CH₄呈游离态在压差驱动下以达西渗流为主，该阶段δ¹³C₁值保持相对稳定；第二阶段：解析初期CH₄同时包括游离态和吸附态，而随着解析过程进行，岩心内压力下降引起吸附/解吸作用增强，吸附态CH₄占比持续增加，该阶段δ¹³C₁值持续增大；第三阶段：岩心内残留少量吸附态CH₄发生缓慢解吸，并可能伴有浓度差驱动的扩散作用，该阶段δ¹³C₁值轻微增大。其中，δ¹³C₁解析曲线呈Ⅰ型和Ⅱ型的煤岩气因具有解析第一阶段，故具有相对较高的游离气/吸附气值。鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤岩气中游离气/吸附气值越高，煤岩含气量越大。游离气/吸附气值与煤岩成熟度和孔隙度之间存在正相关性。同时，优质的储盖组合（灰岩—煤岩和泥岩—煤岩）可对煤岩储层形成压力封闭，使煤岩气具有较高的游离气/吸附气值。

鄂尔多斯盆地深层煤岩气藏具有地层水矿化度高、含水饱和度低、含气饱和度高的特征，压裂液进入煤层造缝并与岩石流体相互作用，制约煤岩气开发进一步提产增效。选取鄂尔多斯盆地本溪组8^#深层煤岩，综合压力衰减法盐敏实验、可溶物浸泡实验及热演化—水文地质分析，探讨了高矿化度CaCl₂型地层水成因，并定量评价不同盐类组分对煤岩的渗透率损害。结果表明：鄂尔多斯盆地深层煤岩高矿化度地层水主要源于热演化生烃排驱原生水与岩溶层深成水挤入的协同作用，阳离子组分中Ca²⁺、Mg²⁺占比高达16%~66%；煤岩盐敏损害率随矿化度升高而显著增强，最高达61.93%，其中二价钙镁盐损害率远高于一价钠钾盐，分别为72.15%~85.92%和36.82%~45.40%，矿化度低于20 000 mg/L的低矿化度盐水可以提升渗透率，但高矿化度流体侵入后易引发不可逆的盐敏损害；去离子水可溶解煤岩中少量可溶盐和微量有机质。基于此，提出采用清水压裂液或返排液软化处理后配液预防结垢损害并溶蚀煤岩缝面，提升压裂改造效果。

针对深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力衰减与失效问题，通过FCES⁃100型裂缝导流能力测试装置开展长期导流能力测试，评价煤岩环境（对比钢板与煤岩）、支撑剂粒径（40/70目和70/140目）、铺砂浓度（2.5 kg/m²、5 kg/m²、10 kg/m²）和应力条件（30 MPa和40 MPa）对长期导流能力的影响规律。开展了实际生产条件下支撑裂缝长期导流能力的衰减与预测，并结合实际生产数据，开展了深部煤层气水平井产量递减规律评价。研究表明：①不同条件下的长期导流能力随时间的推移呈现先快速下降后趋缓的变化趋势。测试前40 h，不同条件下导流能力下降幅度超过94%，测试后40 h，不同条件下导流能力差异趋于稳定。②支撑剂粒径为40/70目时，钢板条件下导流能力大于煤岩条件下导流能力，支撑剂粒径为70/140目时相反。煤岩的水化作用对支撑剂嵌入的影响相对较大。③支撑剂粒径的减小可以有效减小支撑剂嵌入对导流能力的影响。④煤岩条件下，铺砂浓度的增大可以有效削弱由于支撑剂嵌入的影响。⑤支撑剂粒径的减小和过低的铺砂浓度均会使得导流能力失效时间提前到达，即支撑裂缝有效时间会缩短。⑥产量衰减系数随着开采时间的增加而呈现先缓慢下降，然后快速下降，再平缓下降的特点。用指数衰减规律对现场累计产量数据进行预测，其误差仅为2.9%。深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力的评价研究，有助于深部煤层气的压裂优化设计与效益开发。

准确掌握深部煤层气动态解吸特征及运移规律对优化排采制度和促进煤层气规模开发具有重大意义。以鄂尔多斯盆地深部煤层气井为研究对象，梳理了气井动态生产规律，推导了连续煤基质中吸附气解吸—离散裂缝中气、水两相运移的数学模型，并利用有限元方法对模型进行求解。最后，根据模拟结果分析了排采过程中煤层气运移规律，探讨了含水煤岩解吸特征及其对产气量的影响。结果表明：①研究井的敏感压力、转折压力、启动压力分别为1.87 MPa、4.77 MPa和7.15 MPa；②煤层气解吸由近井端连续扩展到储层边界，排采500 d（1.4年）后，全区储层压力完全降低至临界解吸压力以下；③排采1 725 d（4.7年）后，解吸效率由低效解吸为主转化为以缓慢解吸+高效解吸为主，煤层由游离气产气逐渐转化为以吸附气产气为主；④气井日产气量与近井区域100 m内的解吸行为具有明显的对应关系，当近井区域解吸效率保持稳定时，日产气量也趋于稳定。研究结论将为排采制度优化措施的制定提供理论支撑。

中国深层煤岩气产业迎来了重要的发展机遇期，加快推进水平井高效开发技术势在必行。研究融合地质—工程随钻参数，从煤化程度、物性、成分、结构方面建立了储层系数（K），同时结合含气性将水平段煤岩储层划分为3类。其中，Ⅰ类储层K>2，由碎裂光亮—半亮煤、高含气原生光亮煤构成，其单米产气贡献率能达III类储层（K<1）的3倍。研究表明，碎裂结构优于原生结构，碎裂煤普遍具有较好的可钻性、渗流性、含气性，在I类储层中占比高。综合考虑煤厚、煤岩钻遇率、压裂强度等开发地质条件，明确I类储层是煤岩气开发的“黑金靶体”，其钻遇长度是影响气井产能的核心因素。水平段1 500 m、加砂量4~6 t/m、I类储层500 m是水平井效益开发下限，预测日产量为5.5×10⁴ m³以上；相同条件下，当I类储层超过1 000 m，预测日产量可达7.0×10⁴ m³，气井实现效益高产。根据地质、构造、储层类型将煤岩沉积模式总结为：高煤化+平缓构造、过渡煤+微幅构造、碎裂煤+复杂构造3类模式。前2类模式沉积、构造稳定，适合部署大丛式水平井组充分动用地质储量、释放产能。碎裂煤+复杂构造模式含气潜力巨大，是未来水平井提产攻关的目标。水平井导向是提升“黑金靶体”钻遇率的关键过程把控，提出将储层系数（K）融入导向技术，根据随钻K值变化现场判断钻遇煤岩储层品质，及时调整钻进决策。该技术方法的推广将实现煤岩导向技术向“黑金靶体”导向技术迭代，助力深层煤岩气高质量开发。