天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 9: 1779 - 1790

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.007

天然气开发

基于随钻参数的煤岩气储层分类评价及高效开发策略——以鄂尔多斯盆地本溪组8#煤层为例

  • 宋世骏 , 1 ,
  • 费世祥 2 ,
  • 张亚东 1 ,
  • 黄有根 2 ,
  • 孟培龙 2 ,
  • 崔越华 2 ,
  • 姚志纯 1 ,
  • 李鹏飞 1 ,
  • 李睿琦 2 ,
  • 刘浩 3 ,
  • 陈宇博 3
展开
  • 1. 中国石油长庆油田分公司地球物理部，陕西 西安 710018
  • 2. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018
  • 3. 中国石油东方地球物理公司研究院长庆分院，陕西 西安 710021

宋世骏（1990-），男，陕西西安人，博士，工程师，主要从事含油气盆地综合研究.E-mail：.

收稿日期: 2025-03-12

  修回日期: 2025-05-16

  网络出版日期: 2025-06-23

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科技专项(2023ZZ18YJ04)

收起

Classification and evaluation of CBM reservoirs and efficient development strategies based on drilling parameters： A case study of the No. 8 coal of the Benxi Formation in the Ordos Basin

  • Shijun SONG , 1 ,
  • Shixiang FEI 2 ,
  • Yadong ZHANG 1 ,
  • Yougen HUANG 2 ,
  • Peilong MENG 2 ,
  • Yuehua CUI 2 ,
  • Zhichun YAO 1 ,
  • Pengfei LI 1 ,
  • Ruiqi LI 2 ,
  • Hao LIU 3 ,
  • Yubo CHEN 3
Expand
  • 1. Geophysics department，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 3. Oriental Geophysical Company，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710021，China

Received date: 2025-03-12

  Revised date: 2025-05-16

  Online published: 2025-06-23

Supported by

The Science and Technology Special Project of PetroChina(2023ZZ18YJ04)

Fold

摘要

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。

关键词： 深层煤岩气; 煤岩储层分类评价; 开发技术界限; 黑金靶体; 水平井导向

本文引用格式

宋世骏 , 费世祥 , 张亚东 , 黄有根 , 孟培龙 , 崔越华 , 姚志纯 , 李鹏飞 , 李睿琦 , 刘浩 , 陈宇博 . 基于随钻参数的煤岩气储层分类评价及高效开发策略——以鄂尔多斯盆地本溪组8#煤层为例[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(9) : 1779 -1790 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.007

Abstract

The deep CBM （coalbed methane） industry of Chine has ushered in an important period of development opportunities， and it is imperative to accelerate the efficient development technology of horizontal wells. In this study， based on the coal characteristics and logging response， drilling parameters， the K coefficient is established from the aspects of coalification degree， physical property， structure， and gas-bearing property， and the coal reservoirs of Benxi Formation in the eastern Ordos Basin is divided into three types. The K coefficient of class I reservoir is more than 2， which is composed of cataclastic bright coal， primary bright coal and cataclastic semi-bright coal. The contribution rate per meter of the class I reservoir can reach three times that of the class III reservoir. The cataclastic structures are superior to primary structures. The cataclastic coal generally has better drill ability， permeability and gas content， which has a high proportion in the Class I reservoirs. Comprehensively considering the geological conditions such as coal thickness， the drilling encounter rate of coal， and the fracturing intensity， it is clearly that class I reservoirs are the “black gold targets” for the development of CBM in the horizontal wells and are the main cause for productivity. The 1 500 m horizontal length， 500 m class I reservoir length， 4-6 t/m sand intensity are the lower limits of the economic development with 5.5×104 m3/d production. If the class I reservoir length exceeds 1 000 m， under the same horizontal length and fracturing intensity， the production of horizontal wells can economically increase with 7.0×104 m3/d. Based on the geology， structure and reservoir types， this paper summarizes the coal-rock sedimentary models into three types： high coalification + gentle structure， transitional coal-rock + micro-structure， and cataclastic coal + complex structure. The first two models are suitable for large-scale deployment of cluster horizontal well groups， fully utilizing geological reserves and releasing production capacity. The model of cataclastic coal + complex structure has huge gas-bearing potential， which will be the key target for increasing the production of horizontal wells in the future.The guidance of horizontal well is a key process control for enhancing the drilling encounter rate of “black gold targets”. This paper proposes that the drilling quality of horizontal wells can be identified according to the changes of K coefficient， and the drilling decision can be adjusted in time. This technology will promote the iteration of coal guidance technology to “black gold target” guidance technology， and help the high-quality development of deep CBM.

Key words： Deep CBM; Classification and evaluation of coal reservoirs; Technical boundaries of development; Black gold target; Guidance of horizontal well

0 引言

深层煤岩气是指以煤作为储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下煤层中的天然气，极限深度一般为1 500 m［1］。与传统的中—浅部煤层气相比，煤岩气藏埋藏深度大，保存条件更好，吸附气与游离气共存，具有投产即见气、见气即高产的特点［2］。在“双碳”（碳达峰、碳中和）目标的引领下，中国深层煤岩气产业迎来了重要的发展机遇期。
鄂尔多斯盆地东部是中国深层煤岩气开发的热点地区之一。2019年以来，在大宁—吉县区块开展深层煤岩气“规模勘探+先导试验”，吉深6-7平01井投产即日产气量达10×104 m3，拉开了盆地深层煤岩气勘探开发的序幕。在此期间积极探索煤岩特征、孔隙类型、富集机理［3-4］，初步形成了一系列针对性的关键开发技术［5-6］。2023年深层煤岩气勘探开发目标由盆缘转向盆地内部，煤岩埋藏深度更大，M172H井日产气量突破7×104 m3，标志着盆内深层煤岩气开发潜力巨大，同时坚定了以水平井扩大煤岩接触面积、规模压裂释放产能的地质—工程一体化开发方式。不同于致密砂岩储层，煤岩储层广覆式分布，借助三维地震地质导向技术，水平段长度不断攀升，煤岩平均钻遇率突破90%以上。
煤层纵向岩性变化快，优质煤岩位于煤层中上部，加之受微幅构造影响，水平段储层非均质性极强。目前，大多数学者通过测井资料标定煤岩组分、物性、含气量等地质属性［7-8］，以及包括煤层结构、岩石物理模型、岩石力学性质等压裂属性［9-11］，开展煤岩储层地质—工程综合优选。然而，这些方法的基础资料获取于直斜井，并不适用于水平井开发。一方面，直斜井的裸眼常规测井系列齐全，有时还包括核磁测井、阵列声波等非常规测井，有助于标定煤岩地质—工程属性；反之由于煤岩易垮塌，为了保障工程安全，水平井完钻后需立即下套管而不进行全系列测井。另一方面，上述研究涉及的成分化验、含气量测试等需要岩石取心，但水平井无法满足。因此，现阶段缺少指导煤岩气水平井开发的储层分类评价方法。受此影响：①随着水平井开发规模增大，相同压裂改造条件下煤岩气井初期产量差异性逐渐显现，但差异性产能主控因素不明确；②过长的水平段与高强度压裂必然增加水平井工程实施风险与成本，但合理的技术开发界限尚不清楚。针对这些问题，本文首次利用水平井地质—工程随钻参数建立了煤岩储层的分类评价标准。基于随钻参数的储层评价具有较好的时效性，能够在钻进过程或钻后不久给出指导意见。此外，本文研究基于储层评价结果，探讨水平井产能主控因素，明确技术开发界限，并建立差异化沉积模式，优化水平井部署。旨在为今后水平井部署及工程参数设计提供参考依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国陆上第二大沉积盆地及重要的能源基地，矿产资源十分丰富，现今的盆地北起阴山、南至秦岭、西至六盘山、东达吕梁山，横跨陕、甘、晋、宁、蒙五省区，盆地本部面积约25×104 km2。由于加里东期构造抬升影响，上古生界地层缺失泥盆系及下石炭统，与下伏奥陶系马家沟组不整合接触。受燕山期构造抬升影响，侏罗系、白垩系大部分被剥蚀削截。上古生界自下而上发育石炭系本溪组，以及二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。本溪组、太原组、山西组沉积期为海陆过渡相，多期海侵、海退形成有利于煤系地层发育，自上而下发育1~10号煤层。在本溪组顶部沉积的8#煤层厚度大且广泛发育，是盆地深层煤岩气的勘探开发对象［12］。本溪组8#煤层“东厚西薄”、成熟度“南部高，东北低”，定边—靖边—子洲地区一线以南热演化程度高，镜质体反射率R O值普遍大于2.0%，以贫煤和无烟煤为主，已进入大量生烃阶段（图1）。榆林—佳县一带R O>1.2%，煤阶以焦煤、瘦煤为主，仅东北部神木地区煤岩处于低成熟阶段［图1（a）］。煤层中发育1~2套夹矸，为泥质隔夹层，利用沉积旋回对比可将8#煤层精细划分为I分型、II分型、III分型煤层。平面上盆地中东部煤体结构以I分型和II分型为主（图2）。煤层中上部发育亮煤，测试含气量较高，下部暗煤组分及泥质含量增高，测试含气量较低（图3）。8#煤与上覆地层形成煤—泥、煤—灰和煤—砂3种储盖组合，盆地北部以煤—泥、煤—砂组合为主，南部以煤—灰组合为主；根据含气量测试，煤—泥、煤—灰组合含气性好，煤—砂组合含气性略差［图1（b）］。盆地内深层煤岩气勘探—评价先导试验主要开展在中—高煤阶区，煤岩埋深为2 000~3 000 m，测试含气量>20 m3/t，资源潜力巨大。
图1 鄂尔多斯盆地本溪组8#煤厚度、埋深、热演化程度综合平面图（a）和8#煤层顶部接触岩性平面分布 （b）

Fig.1 Comprehensive plan of thickness， burial depth， and thermal evolution degree of No.8 coal section（a） and distribution of contact lithology at the top of No.8 coal section （b） in Benxi Formation， Ordos Basin

图2 本溪组直井8#煤层段岩性及取心测深含气量

Fig.2 Lithology and gas contents of the No. 8 coal section from the vertical well in the Benxi Formation

图3 不同水平井煤岩ZS与QT交会图（a）和 不同水平井光亮煤GR与AC交会图（b）

注：图3（b）红色指代平均ZS<2 min/m的水平井，绿色指代平均ZS为3~4 min/m的水平井，蓝色指代平均ZS为4~5 min/m的水平井

Fig.3 Intersection diagrams of ZS and QT in coal from different horizontal wells（a） and intersection diagrams of GR and AC in bright coal from different horizontal wells（b）

2 水平井随钻参数相关性

目前，水平井常规随钻参数包括：地质参数［自然伽马（GR）、孔隙度（POR）、煤含量（CARB）］与工程参数［钻时（ZS）、垂深（TVD）、全烃（QT）］。本文研究统计10余口水平井，井均10 000个随钻数据点（数据间隔0.125 m），通过皮尔逊（r）指数分析各随钻参数相关性（表1，以S47-48YH4为例）。
r = ∑ ( x - x ¯ ) × y - y ¯ ) ∑ ( x - x ¯ ) 2 ∑ ( y - y ¯ ) 2
式中：（x）和（y）是2个变量的观测值；（ x ¯）和（ y ¯）分别为（x）和（y）的平均值。
表 1 S47-48YH4井随钻参数相关性（11 490数据点）

Table 1 Correlation of parameters during drilling of Well S47-48YH4 (11 490 data points)

随钻参数 GR POR QT ZS TVD
GR Pearson相关性 1 -0.999** -0.335** 0.185** 0.042**
显著性（双侧） / 0 0 0 0
CARB Pearson相关性 -0.992** 0.984** 0.326** -0.179** -0.034**
显著性（双侧） 0 0 0 0 0
POR Pearson相关性 -0.999** 1 0.338** -0.187** -0.045**
显著性（双侧） 0 / 0 0 0
QT Pearson相关性 -0.335** 0.338** 1 -0.468** -0.153**
显著性（双侧） 0 0 / 0 0
ZS Pearson相关性 0.185** -0.187** -0.468** 1 0.063**
显著性（双侧） 0 0 0 / 0
TVD Pearson相关性 0.042** -0.045** -0.153** 0.063** 1
显著性（双侧） 0 0 0 0 /

注：显著性指数p<0.05有统计学意义，p<0.01有显著统计学意义；表中**代表p<0.01；“/”代表无数据

数据有效性检验显示，各参数双侧显著性均为0，显著性水平极低，说明数据真实可靠而非随机误差产生，具有统计学意义。地质参数GR、CARB、POR之间相关性极强（r>±0.9），但与工程参数TVD、ZS不具有明显的相关性，表明工程实施并未影响煤岩真实钻遇。地质参数GR、CARB、POR与QT均呈现弱相关性，平均r值分别为0.307、-0.308、-0.308；工程参数ZS与QT平均r值为-0.481，显示中等负相关性。由于煤岩含气性受多项因子（GR、CARB、POR、ZS）约束，亟需融合地质—工程参数综合表征煤岩储层品质。

3 储层评价分类标准

3.1　宏观煤岩类型及电测特征

通过岩心观察，鄂尔多斯盆地东部本溪组8#煤的宏观煤岩组分主要包括为镜煤、亮煤、暗煤和炭丝。镜煤具有十分强烈的金属光泽、割理发育、密度极小、污手严重；亮煤具有强玻璃光泽、割理相对发育、密度很小、污手严重、较为割手，为最常见煤岩宏观成分。暗煤玻璃光泽弱、割理发育较少、污手程度较轻、手感较顺滑。炭丝无光泽度、割理不发育、污手程度很轻。以10 cm为煤岩最小单元，根据各单元煤岩中亮煤和镜煤的厚度累计百分数含量，将煤岩类型划分为亮煤、半亮煤、半暗煤、暗淡煤（表2）。此外，根据煤体的原生结构保存程度、煤体型态、煤岩成分界限的宏观特征，将煤岩结构划分为原生结构、碎裂结构、碎粒结构和糜棱结构［13］。经统计，不同煤岩类型具有独特的测井响应特征（表2）。光亮煤、半光亮煤、暗淡煤的测井指标界限清晰，利用GR、POR参数可直接区分，即光亮煤GR<60 API、POR>4.5%；半亮煤GR值为60~110 API、POR值为3.0%~4.5%；暗淡煤GR>110 API、POR<3.0%。但半暗淡煤各项参数介于暗淡煤与半亮煤之间难以直接识别。
表2 宏观煤岩特征及电测响应数据

Table 2 Macroscopic coal characteristics and logging data

宏观煤岩类型

亮煤、镜煤厚度

累计占比/%

 整体光泽度 GR/API AC/（μs/m） CARB/% POR/% 正面照片 侧面照片
光亮煤 >75 强玻璃光泽 36.8~63.2 355.3~518.3 75.6~96.3 4.6~5.5
半光亮煤 50~75 较强玻璃光泽 58.7~105.6 313.6~490.5 59.2~91.2 3.1~4.7
半暗淡煤 25~50 弱玻璃光泽 85.3~129.3 290.2~461.8 21.2~86.2 2.5~3.8
暗淡煤 <25 弱玻璃光泽、哑光 104.8~213.8 306.1~424.2 20.2~80.8 1.7~2.9

3.2　钻时（ZS）的煤储层地质意义

钻时ZS是衡量岩层可钻性的指标之一，即每钻进一米所需要的时间（分）。理论上，ZS的影响因素有很多，包括岩石物理性质以及钻压、转速、钻井液排量等工程因素［14］。一方面盆地先导实验区水平井工程设计参数基本一致，另一方面大量随钻资料显示钻时ZS与含气性（QT）相关性较好，共同揭示了ZS能够反映煤岩储层地质特征变化，所受工程因素影响可忽略不计。经统计，煤岩水平段平均ZS介于0.5~5 min/m之间，其中ZS<2 min/m的煤岩QT整体较高［图3（a）］。相同岩性条件下（GR<60），当目标煤岩声波时差AC介于400~510 μs/m之间，其平均ZS<2 min/m；当目标煤岩声波时差AC介于400~420 μs/m之间，其平均ZS为3~4 min/m；当煤岩声波时差AC介于360~420 μs/m之间，其平均ZS为4~5 min/m［图3（b）］。综合分析认为，ZS<2 min/m的煤岩原生结构保存程度差、宏观裂缝相对发育、具备较好的可钻性、渗流性以及含气性。目前盆地深层煤岩多见碎裂结构，很少存在碎粒、糜棱结构［12］，因此ZS以2 min/m为界可大体上区分原生煤与碎裂煤。

3.3　储层系数（K 储层系数）确定及分类结果

基于宏观煤岩特征及电测响应、随钻参数相关性分析，通过GR、POR参数将煤岩划分为3类：光亮煤、半亮煤、暗煤（半暗煤、暗淡煤），通过ZS参数将煤岩结构划分为原生结构与碎裂结构。碳是煤的最主要成分，其含量（CARB）是衡量煤化程度的关键参数。当复合因子CARB×POR越大，表明煤岩中的镜、亮组分越高、有机质孔与割理越发育；当复合因子GR×ZS越小，暗示炭丝组分越低、宏观裂缝越发育。基于此，本文研究从煤化程度、物性、成分、结构方面建立反映煤储层品质的储层系数（K 储层系数），同时结合煤岩含气性划分了3类储层类型（图4，表3）。结果显示（表3），Ⅰ类储层K 储层系数>2，由碎裂光亮煤—半亮煤、原生光亮煤构成，全烃QT为50%~100%；Ⅱ类储层K 储层系数介于1~2之间，以原生半亮煤为主，还包括低含气原生光亮煤，全烃QT为20%~70%；III类储层K 储层系数<1，由低含气原生半亮煤、半暗煤、暗淡煤构成，全烃QT为10%~50%。需要注意，钻遇的煤泥或夹矸往往也含气，可归类为III类储层。
K 储层 系数 = C A R B × P O R G R × Z S
图4 煤岩储层系数（K）与全烃QT交会图

Fig.4 Intersection diagrams of reservoir coefficient（K）and QT

表3 基于随钻参数的煤岩储层分类

Table 3 Coal and rock reservoir classification based on drilling parameters

分类 I类 II类 III类
结构 碎裂 原生 原生 原生 原生—碎裂
煤型 光亮煤 半亮煤 光亮煤 光亮煤 半亮煤 半亮煤 半—暗淡煤
煤含量/% 80~100 60~90 80~100 80~100 60~90 60~90 20~80
GR/API <60 60~110 <60 <60 60~110 60~110 >110
钻时/（min/m） <2 <2 >2 >2 >2 >2 >2
POR/% >4.5 3.0~4.5 >4.5 >4.5 3.0~4.5 3.0~4.5 <3
全烃/% 50~100 20~70 10~50
K 储层系数 >2 1~2 <1
式中：K 储层系数为储层系数； C A R B为碳含量； P O R为孔隙度； Z S为钻时。

4 煤岩气产能主控因素

4.1　产气贡献率

以M45-30YH5井为例，水平段长1 408 m、钻遇煤岩1 238 m，钻遇I类储层336 m，I+II类储层钻遇564 m。产气剖面显示14个压裂段均有产气贡献（图5，表4），但单个压裂段产气贡献率与I+II类储层占比呈正相关性（R 2=0.47），与I类储层占比相关性更加显著（R 2=0.84）（图6）；此外，95 m的I类储层产气贡献率可达20.4%，而累计260 m的III类储层总产气贡献率仅为17.4%，由此得出I类储层单米产气贡献能达III类储层的3倍。
图5 M45-30YH5井产气剖面

注：图中标注产气贡献值为三个月平均值

Fig.5 Gas production profile of Well M45-30YH5

表4 煤岩气水平井动—静态资料数据

Table 4 Dynamic-static data of coalbed methane horizontal wells

井号 煤厚度/m

顶板

岩性

 水平段长度/m 储层钻遇率/% I类储层钻遇率/% I+II类储层遇率/% I类储层长度/m I+II类储层长度/m 改造规模

日产气

/（104 m3/d）

1 500 m折算日产气

/（104 m3/d）
S47-62YH4 9.5 砂岩 2 222 100.0 18.5 79.9 410 1 776 适度规模 6.7 4.5
M125-10H 10 灰岩 1 500 91.6 87.7 92.8 1 316 1 392 适度规模 7.0 7.0
M125H 9.8 灰岩 1 215 100.0 82.3 100.0 1 000 1 215 适度规模 6.2 7.7
M125-24H 8 灰岩 1 000 99.1 99.1 99.1 991 991 适度规模 5.0 7.5
T11 10.5 泥岩 1 550 97.7 29.9 90.8 464 1 408 适度规模 5.4 5.2
HT8H 6 泥岩 1 650 96.4 43.3 70.3 715 1 160 适度规模 7.2 6.5
S48-45YH4 10 灰岩 1 562 96.9 56.6 80.6 884 1 259 高强度 5.8 5.6
M45-30YH5 8 灰岩 1 408 87.9 23.9 40.1 336 564 高强度 4.4 4.7
图6 优质储层与产气贡献率、折算日产气量的相关性

（a）产期贡献率与单压裂段I类储层占比交会图；（b）产期贡献率与单压裂段I+II类储层占比交会图；（c）初期日产量与I类储层钻遇率交会图 （d）初期日产量与I+II类储层钻遇率交会图

Fig.6 The correlation between high-quality reservoirs and gas production contribution rate， as well as the converted daily gas production volume

随着地层压力不断降低，煤储层吸附气解吸效率增大，游离气占比快速下降，生产进入吸附—解析动态过程［15-16］。I+II类储层游离气丰富，初期产气贡献率高，投产后的3个月内呈上升趋势；尽管个别段存在下降，但平均贡献率仍优于III类储层（图5）。反之，III类储层初期产气贡献率低，随后3个月内出现下降或持平，显示不利于气井长期高产、稳产。

4.2　开发技术界限

煤岩气藏开发效果受地质条件与工程改造双重约束。鄂尔多斯盆地煤岩气水平井压裂改造方式包括高强度规模压裂（加砂量>6 t/m）、适度规模压裂（加砂量4~6 t/m）、低规模压裂（加砂量<4 t/m）。目前，投产的29口水平井中采用高强度压裂平均日产气量为6.1×104 m3，适度压裂平均日产气量为5.5×104 m3，低强度压裂生产效果明显较差，平均日产气量仅3.7×104 m3。综合考虑资料条件、地质参数、改造规模，选取8口水平井开展动—静态指标分析（表4）。这8口水平井静态地质条件与压裂改造强度相近，主要差别集中在水平段长度、I+II类储层钻遇率等实钻结果。提高储层钻遇长度及改造段数必然能够提升气井产量，试验证实水平段长应大于1 000 m，但大于1 500 m后单位投资的产能增幅变缓［5］。为了客观评价气井效益产能，统一将8口水平井平均日产量折算至1 500 m进行对比分析。分析结果显示，I类储层钻遇率与折算产量具有显著正相关性（R 2=0.85）（图6）；I类储层长度与折算产量相关性模型显示［图7（a）］，当L I>500 m，预测日产气量超过5.5×104 m3，达到适度压裂的气井平均日产量；当L I>1 000 m，预测日产气量可达7.0×104 m3以上，超过高强度压裂气井的平均日产量。而I+II类储层钻遇率与折算产量正相关性减弱（R 2=0.42），并且L I+II与折算产量不具有相关性［图7（b）］。由此可见，I类储层是煤岩气水平井开发的“黑金靶体”，其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；水平段长度与压裂强度不变的情况下，I类储层超过1 000 m，气井有望实现效益高产。
图7 I类储层长度与折算日产气量的相关性（a）和I+II类储层长度与折算日产气量的相关性（b）

Fig.7 The correlation chart of converted production（a） and the lengths of class I reservoirs and class I+II reservoirs（b）

5 “黑金靶体”优选

5.1　目标区优选

深层煤岩气成藏富集主控因素多，包括沉积环境、煤阶、煤体结构、埋藏深度、构造部位、断层发育情况等［17-19］。但本文研究明确了煤化程度与煤体结构对优质煤岩储层形成极为关键。如图8（a）所示，榆林—米脂一带发育8~12 m厚煤条带，集中部署的10口水平井水平段长度均在1 000 m以上、储层钻遇率在90%以上。北部井区深部发育南北向断裂带，煤层构造起伏较大［图8（b）—图8（c）］；受构造应力作用，煤岩破碎程度高，声波时差AC值显著高于南部构造平缓区，属于优质煤岩储层［图9（a）］。然而，复杂构造增加了实钻难度，“黑金靶体”钻遇率悬殊较大，平均为61%。南部井区煤层沉积连片性、稳定性更好，煤岩QT、TOC×CARB指标整体高于北部，揭示了成煤环境优越、煤化程度高、生烃潜力大［图9（b）］。更重要的是构造平缓有利于提升钻遇效果，4口水平井“黑金靶体”平均钻遇率达93%以上（图8），投产后折算日产量均超过7.0×104 m3。综合来看，煤岩沉积具有分区分带性，并从源头上影响水平井生产效果。根据地质、构造、储层类型可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（图10）。高煤化+平缓构造模式显然是最优的水平井开发目标。碎裂煤+复杂构造模式可能沉积高含气的碎裂煤，开发潜力巨大。过渡煤+微幅构造模式的煤化程度与煤体结构均不突出。下一步，如何通过优化水平井部署提升3类沉积模式的“黑金靶体”钻遇率是亟需解决的关键开发问题。
图8 石炭系本溪组煤岩厚度及水平井I类储层钻遇率（a）、石炭系本溪组顶部构造图（b）及奥陶系马家沟组相干属性图（c）

Fig.8 Coal rock thickness and drilling encounter rate of Class I reservoirs in horizontal wells of the Carboniferous Benxi Formation （a）， structural map of the top of the Carboniferous Benxi Formation （b）， and coherence attribute map of the Ordovician Majiagou Formation （c）

图9 煤层光亮煤AC、GR交会图（a）和水平井煤岩QT、TOC×CARB交会图（b）

Fig.9 AC and GR cross-plot of coal seam bright coal（a） and QT and TOC×CARB cross-plot of horizontal well coal rock（b）

图10 深层煤岩气差异化沉积模式及水平井开发示意

Fig.10 The schematic diagram of differential deposition mode of deep coal-rock gas and development of horizontal wells

5.2　水平井优化部署

水平井优化部署主要包括优化开发对策、优化轨迹设计、优化导向方法3个方面。由于高煤化+平缓构造、过渡煤+微幅构造模式的沉积、构造相对稳定，适合部署大丛式水平井组充分动用地质储量、释放产能（图10）。碎裂煤+复杂构造模式可作为甩开评价目标，精细化部署论证，做到优中选优，尽量规避复杂构造带来的工程实施风险（图10）。
优质储层发育在煤层中上部，但浅部入靶（1~2 m）容易过早在构造变化段顶出，随后匆忙降斜又可能脱离黑金靶位。因此，建议选择距煤顶（3~4 m）入靶，留有足够预警调整空间，钻进过程提倡稳斜微调，确保水平段轨迹平滑且始终钻进在煤层中上部。
水平段导向是提升“黑金靶体”钻遇率的关键过程把控。目前常见的煤岩气水平井导向技术强调了地震—地质结合的重要性［20-21］，利用三维地震预测井间煤层顶面构造，根据随钻参数刻画煤层旋回，并修正地层倾角，为水平井井斜调整提供依据。然而，现有技术仍无法解决2个问题：①三维地震纵向识别精度通常在8~10 m之间，对于构造大趋势识别效果较好，但对于厚度通常不足5 m的“黑金靶体”空间展布难以预测；②沉积旋回刻画工作量及难度较大，现场导向难以及时研判、快速决策。针对这些问题，本文研究将随钻储层系数（K）运用在水平井地质导向中，具体方法参照表5。煤层结构对水平井导向影响较大。煤—灰或煤—砂组合存在绝佳的岩性警示边界，无论哪一种沉积模式的水平井导向，只要未见岩性突变，紧密结合地震预测，可充分信赖K值变化进行井斜调整，无需额外配备近钻头方位GR仪器从而节省钻井成本。煤—泥组合的顶板泥岩与中上部优质煤岩界限不清晰，存在岩性过渡，钻头顶出风险较大；此外，当遇到大的构造反转时，煤层内部的泥质夹层也可能与顶板泥岩混淆，从而增大钻头底出风险。可以预见，煤泥组合+复杂构造的黑金靶体钻遇难度较大。针对该情形，本文研究提出：在地震预测的微幅构造段，遵循煤—灰、煤—砂组合导向策略（表5），结合近钻头方位GR预判，以避免钻头顶部出层为主；当进入构造反转段，可适时放宽井斜调整标准，同时结合岩屑地球化学分析辅助判断，做好轨迹预判，提前制定钻进对策。在当前煤岩储层钻遇率大幅提升的背景下，该导向方法将推动煤岩储层导向技术向“黑金靶体”导向技术更新迭代。
表5 基于储层系数K的水平井地质导向策略

Table 5 Guidance strategy of horizontal well based on reservoir coefficient K

6 结论

（1）根据宏观煤岩特征、电测响应、随钻参数相关性分析，融合地质参数（自然伽马、孔隙度、煤含量）与工程参数（钻时、全烃）。从煤化程度、物性、成分、结构方面建立了储层系数（K 储层系数），并结合煤岩含气性划分了3类储层类型。Ⅰ类储层K 储层系数>2，由碎裂光亮煤—半亮煤、原生光亮煤构成，全烃为50%~100%；Ⅱ类储层K 储层系数介于1~2之间，以原生半亮煤为主，还包括低含气原生光亮煤，全烃为20%~70%；III类储层K 储层系数<1，由低含气原生半亮煤、半暗煤、暗淡煤、煤泥构成，全烃为10%~50%。
（2）单个压裂段内I+II类储层占比越高，产气贡献越大，其中I类储层单米产气贡献能达III类储层的3倍。III类储层初期产气贡献率低，随后3个月内出现下降或持平，不利于气井长期高产、稳产。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，预测日产气量可达5.5×104 m3，水平段长度与压裂强度不变的情况下，当I类储层超过1 000 m，预测日产气量可达7.0×104 m3以上，气井有望实现效益高产。综合考虑煤厚、煤岩钻遇率、压裂强度等开发地质条件，I类储层是水平井开发煤岩气的“黑金靶体”，其钻遇长度是影响气井产能的核心因素。
（3）根据地质、构造、储层类型可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、构造相对稳定，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，将是未来水平井提产攻关目标。针对煤层构造变化快的特点，可根据储层系数K的变化实时判断钻遇煤岩储层品质，及时调整钻进决策，提升钻遇效果。该技术方法将推动煤岩导向技术向“黑金靶体”导向技术迭代，助力深层煤岩气高质量规模建产。

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