天然气地球科学 >

2026 , Vol. 37 >Issue 2: 379 - 390

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.08.012

天然气开发

深层煤岩气水平井高产主控因素分析——以鄂尔多斯盆地东北缘佳县地区为例

  • 李聪 ,
  • 马立民 ,
  • 丛彭 ,
  • 王瑞华 ,
  • 么志强 ,
  • 王红 ,
  • 杨竞旭 ,
  • 张雪琪
展开
  • 中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063000
丛彭（1988-），男，山东潍坊人，硕士，高级工程师，主要从事煤岩气勘探开发研究. E-mail：.

李聪（1983-），男，四川南充人，博士后，高级工程师，主要从事勘探开发综合地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2025-05-08

  修回日期: 2025-08-26

  网络出版日期: 2025-10-23

基金资助

中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项项目“深地煤岩气成藏理论与效益开发技术研究”(2023ZZ18)

收起

Analysis of the main controlling factors for high production in deep coal rock gas horizontal wells： Taking Jiaxian area on the northeast edge of the Ordos Basin as an example

  • Cong LI ,
  • Limin MA ,
  • Peng CONG ,
  • Ruihua WANG ,
  • Zhiqiang YAO ,
  • Hong WANG ,
  • Jingxu YANG ,
  • Xueqi ZHANG
Expand
  • PetroChina Jidong Oilfield Company，Tangshan 063000，China

Received date: 2025-05-08

  Revised date: 2025-08-26

  Online published: 2025-10-23

Supported by

The Tackling Applied Science and Technology Projects of China National Petroleum Corporation(2023ZZ18)

Fold

摘要

近年来鄂尔多斯盆地深层煤岩气已转入大规模商业化开发阶段，然而深层煤储层特征区域变化快、压裂施工工艺及参数差异大导致水平井产能指标呈现出较大的差异，高产主控因素不清严重制约了深层煤岩气井产能提升和降本增效。为此，以鄂尔多斯盆地东北缘佳县地区深层8#煤为例，结合钻井、测井、取心井分析化验、开发动态等资料，开展8#煤小层划分与储层精细评价，筛选了影响水平井产能的关键地质—工程要素，并对不同因素进行相关性评价。研究结果表明：①提出的初期产能指数可提高产能评价合理性和准确性；②佳县地区8⁃1#煤层光亮煤发育，煤质条件、含气性最好，割理更为发育，为水平井钻探的最优靶体位置；③含气量及游离气含量占比、8⁃1#煤层钻遇率、轨迹在煤层中的相对位置是水平井高产的主控地质因素；④加砂强度、用液强度、小粒径砂占比是水平井高产的主控工程因素。该研究认识可为鄂尔多斯盆地深层煤岩气规模效益开发提供借鉴。

关键词： 鄂尔多斯盆地; 深层煤岩气; 水平井; 高产主控因素; 储层精细评价; 最优靶体位置

本文引用格式

李聪 , 马立民 , 丛彭 , 王瑞华 , 么志强 , 王红 , 杨竞旭 , 张雪琪 . 深层煤岩气水平井高产主控因素分析——以鄂尔多斯盆地东北缘佳县地区为例[J]. 天然气地球科学, 2026 , 37(2) : 379 -390 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.08.012

Abstract

In recent years， the deep coal rock gas in the Ordos Basin have entered the stage of large-scale commercial development. However， the rapid changes in the characteristic areas of deep coal reservoirs， as well as the large differences in fracturing construction technology and parameters， have led to significant differences in the productivity indicators of horizontal wells. The unclear main controlling factors for high production severely restrict the productivity improvement and cost reduction of deep coalbed methane wells. Therefore， this study takes the deep 8# coal seam in Jiaxian area on the northeast edge of the Ordos Basin as an example， and combines drilling， logging， core well analysis and testing， development dynamics and other data to carry out the subdivision of the 8# small layer and fine evaluation of the reservoir. The key geological engineering elements that affect the productivity of horizontal wells are screened， and the correlation evaluation of different geological engineering factors is carried out. The research results indicate that： （1） Proposing an initial capacity index can improve the rationality and accuracy of capacity evaluation； （2） The 8-1# coal in Jiaxian area has developed bright coal， with the best coal quality and gas content， and more developed cleavage， making it the optimal target location for horizontal well drilling. The proportion of gas content and free gas content， the drilling encounter rate of 8-1# coal， and the relative position of the trajectory to the coal seam top are the main geological factors controlling the high production of horizontal wells. The sand addition intensity， liquid use intensity， and the proportion of small particle sand are the main engineering factors controlling the high production of horizontal wells； This research can provide reference for the scale benefit development of deep coalbed methane in the Ordos Basin.

Key words： Ordos Basin; Deep coalbed methane; Horizontal well; Main controlling factors for high yield; Fine reservoir evaluation; Optimal target position

0 引言

深层煤岩气指煤层埋深一般大于1 500 m的煤层中的天然气，以吸附态、游离态或溶解态存储于煤层的孔隙、裂隙中，也称为深地煤岩气［1-2］。深层煤岩气与中浅层煤层气相比，具有截然不同的赋存特征［3-5］，具有“高含气、高饱和、高游离”“原生结构煤优势和特低渗劣势”的双重特点，往往需要大规模分段多簇压裂才能获得高产［6］。
鄂尔多斯盆地是我国深层煤岩气勘探开发的重要区域，2022年以来，中国石油冀东油田分公司在盆地东北缘佳县地区石炭系本溪组深8#煤取得了煤层气产量突破［7］，随后勘探评价全面展开，2023年实施了深层煤岩气开发先导试验项目［8］，已先后实施水平井12口，水平井峰值产量达（3.7~12.47）×104 m/d。佳县地区的深层煤岩气勘探开发尚处前期评价阶段，为寻求高效压裂工艺，试验了多种工艺技术且施工参数差异显著；加之区域内煤储层特征变化快，导致水平井初期产量差异巨大；同时，深层煤岩气开发时间相对较短，生产规律研究仍处于探索阶段。这些因素共同导致该区产能评价体系尚未建立，高产主控因素尚不明确，严重制约了深层煤岩气规模效益开发的进程。
前人针对深层煤层气高产主控因素开展了大量研究，付玉通等［9］、陈刚等［10］、郭广山等［11］等基于定向井分析，指出含气量与渗透率是产能主要影响因素；闫霞等［6］利用示踪剂技术，识别了水平井各段产出的主控因素（如气测峰值、轨迹位置、压裂参数等）；费世祥等［12］则通过统计与机器学习方法，量化评价了钻遇煤岩长度、厚度、含气量及压裂规模（加砂强度/量）对水平井产能的作用。相较于研究对象多为定向井或侧重水平井部分因素的前期研究，本文聚焦深层煤岩气水平井这一核心开发方式所面临的独特挑战——微构造起伏与强非均质性影响显著：水平井轨迹在穿行煤层时，受微构造和储层非均质性制约，其在煤层中的相对位置（距顶/底板）、钻遇储层的岩性、含气性及割理发育程度沿井筒呈现剧烈波动，这与定向井相对稳定的穿层情况有本质区别。除地质因素外，不同压裂工艺（如液体体系、施工模式）、支撑剂粒径组合及其占比等工程因素对水平井产能的影响机制尚未被充分剖析。因此，本文旨在系统分析上述由水平井特性（强非均质性、轨迹波动）和复杂工程措施带来的关键地质—工程因素差异，并对其进行量化评价，以明确深层煤岩气水平井高产的核心主控因素，弥补现有研究的不足。
国内外实例［13-14］证实，非常规油气水平井高产主控因素多取决于一类甜点储层钻遇率。本文立足于佳县地区深层煤岩气储层地质条件、开展储层精细评价，明确最优靶体位置，充分利用开发动态资料，精准评价产能指标，系统筛选了影响水平井产能的关键地质—工程要素，对不同地质—工程因素进行相关性评价，明确了深层煤岩气产能主控因素，以期为深层煤岩气水平井甜点评价、水平井钻探、压裂施工设计提供借鉴。

1 区块地质概况

研究区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北缘（图1），面积为1 665.9 km2。区块构造平稳，整体为一宽缓斜坡区，地层倾角小于2°，断层不发育。含煤层系为二叠系山西组—石炭系本溪组，其中本溪组8#煤是主力开发煤层，8#煤岩埋深受地貌影响，自西向东逐渐变浅，埋深在1 850~2 550 m之间，平均埋深为2 200 m。研究区8#煤岩聚煤环境整体属于有障壁海岸潮坪—潟湖沉积体系［14］，煤相类型以深水草本沼泽相和覆水森林沼泽相为主，宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主，镜质组含量高，测试含气量高。研究区8#煤全区稳定发育，净煤岩厚度为4~13 m，平均厚度为8.5 m，属于中厚—厚层煤岩，局部发育夹矸，夹矸单层厚为0.4~1.2 m，不发育厚层隔夹层。顶板以泥岩、灰岩为主，局部发育砂岩盖层，盖层厚度在5~18 m之间。
图1 鄂尔多斯盆地构造刚要和综合地层柱状图（改自马立民等［8］）

（a） 鄂尔多斯盆地构造纲要图；（b）佳县地区8#煤顶面构造图；（c） 佳县地区综合地层柱状图

Fig. 1 Structural rigidity diagram and comprehensive stratigraphic column diagram of the Ordos Basin （modified from MA，et al.［8］）

通过实验数据分析表明，煤岩显微组分中以镜质组和黏土矿物为主，煤质较好。有机组分中镜质组含量高，平均为70.5%，惰质组平均含量为17.1%，壳质组平均含量为0.9%。无机组分以黏土矿物为主，碳酸盐岩矿物次之，含少量氧化硅和硫化物矿物。镜质体反射率（R O）主要分布在1.2%~2.08%之间，且自东北向西南方向逐渐升高。保压取心、绳索取心和密闭取心等含气量测试分析表明，8 #煤岩具有高含气量、高饱和度和游离气发育的特征，总含气量为13~23.9 m3/t，游离气占比为11%~37%（图2），煤岩含气量和游离气占比总体呈自东北向西南逐渐升高的特征。
图2 佳县地区总含气量与游离气占比关系

Fig. 2 Relationship between total gas content and proportion of free gas in Jiaxian area

煤岩孔隙度主要在1.2%~12.2%之间，平均孔隙度为7.42%；有效渗透率主要在（0.02~0.05）×10-3 μm2之间，煤岩储层整体属于低渗—特低渗或致密储层。根据8 #煤岩样品工业分析结果，8 # 煤岩水分（M ad）在0.55%~1.36%之间，平均为0.90%，属特低全水分；灰分（A d）在9.38%~22.53%之间，平均为14.41%，属低灰分—特低灰分煤；挥发分（V daf）在11.66%~21.77%之间，平均为13.41%，属低挥发分煤，煤质较优。

2 小层划分及储层评价

深层煤岩储层品质对气井产量有重要影响。本溪组8#煤为多期次泥炭沼泽叠加的产物，而每期泥炭沼泽形成时受控于成煤期基准面旋回及可容空间的变化，不同可容空间类型及其变化情况对应了不同的煤岩显微组分及矿物成分［15］，佳县地区本溪组8#煤通过岩心分析化验测试，自然伽马测井、密度测井等资料精细解剖，可划分为3个期次泥炭沼泽沉积，对应为一个整体水进，向上变深的序列。纵向上自上而下划分为8-1#煤、8-2#煤、8-3#煤3个小层（图3），8-3#煤局部小面积发育，平均厚度为1.65 m，DEN普遍较高，一般在1.45~1.6 g/cm3之间，8-2#煤、8-1#煤全区大面积发育，平均厚度分别为3.1 m、4.5 m，DEN分别在1.3~1.5 g/cm3之间，1.2~1.45 g/cm3之间，从密度曲线上看，8 #煤层为典型的倒三角形，自下而上密度逐渐降低，表明灰分逐渐降低，煤质逐渐变好。
图3 佳县地区典型井8 # 煤的小层划分综合柱状图

Fig. 3 Comprehensive bar chart of small layer division of typical well 8 # coal in Jiaxian area

煤心观察描述与分析化验结果表明，顶部的8-1#煤发育光亮煤、半亮煤，镜质组含量平均为73.3%，灰分含量为10.5%，含气量为23.2 m3/t，中部8-2#煤发育半亮煤、半暗煤，镜质组含量平均为71.2%，灰分含量为14.1%，含气量为21.4 m3/t，下部8-3 # 煤发育半暗煤、暗淡煤，镜质组含量平均为67.8%，灰分含量为17.3%，含气量为11.6 m3/t。表明由下至上，镜质组含量逐渐增大，反映了8#煤层沉积过程泥炭沼泽覆水深度具有逐渐增加的趋势，受聚煤环境控制，宏观煤岩类型由半暗煤—暗淡煤逐渐向光亮煤—半亮煤过渡。
从储层特征看，研究区8#煤样割理裂隙发育，煤岩煤质参数影响煤层的储集性能，较低的灰分产率、较高的镜质组含量、光亮煤—半亮煤的总孔体积更大，8-1#煤总孔体积平均为0.085 cm3/g，8-2#煤总孔体积平均为0.078 cm3/g和8-3#煤总孔体积平均为0.070 cm3/g。总体来说8-1#煤，发育光亮煤—半亮煤，煤质条件好，含气性好，割理更为发育，为水平井钻探最优质的靶体（图4）。
图4 佳县地区典型井8 # 煤纵向微孔及总孔体积发育程度和宏孔与割理裂缝发育程度

（a）8 # 煤微孔体积纵向分布特征图；（b） 8 # 煤割理裂隙体积纵向分布特征图；（c）8 # 煤总孔体积纵向分布特征图

Fig. 4 Development degree of vertical micropores and total pore volume， as well as macro pores and cleavage fractures in typical well 8# coal in Jiaxian area

3 开发生产特征

3.1　水平井钻遇情况

围绕深部煤岩气提产、提效、降本和效益开发的目标，针对佳县地区微构造发育、储层非均质强等难点，地质、物探联合攻关，提出了一种以地震地质三维一体化建模与模型迭代更新、钻井轨迹预判与实时优化调整为核心的“地震—地质工程一体化”导向技术［7］，确保煤岩气水平井优质钻探。目前佳县地区累计完钻煤岩气水平井12口，平均水平段长度为1 372 m，钻遇煤岩长度为1 343 m，煤岩钻遇率为98%，其中8-1#煤钻遇率为70.19%，平均气测为80%，轨迹在煤层中相对位置平均为41%，煤岩气水平井钻探效果良好。

3.2　水平井压裂情况

针对深层煤岩储层物性差、塑性强、裂缝扩展难度大的问题，以打开割理、沟通孤孔为目标，聚焦段内少簇聚能量、交替注入增体积、多级加砂提导流等核心理念，攻关形成“高排量+适度规模+复杂缝网+多尺度支撑+适度减水+定向射孔”的水平井分段压裂主体技术体系，支撑了煤岩气高效体积改造，有效提高单井产量。目前12口水平井加砂强度介于4.7~7 t/m之间，用液强度为21.2~35 m3/m，小粒径砂占比为63%，平均砂比为16.3%~20.7%（表1）。
表1 佳县地区深层煤岩气先导试验水平井钻遇及生产情况统计

Table 1 Statistical of horizontal well encounters and production status of deep coalbed methane pilot test in Jiaxian area

井号

煤厚

/m

含气量

/（m3/t）

R O

/%

生产段长

/m

黑金靶体

钻遇率

/%

轨迹在煤层

中的相对

位置/%

气测

/%

加砂强度

/（t/m）

用液强度

/（m3/m）

 砂液比/%

小粒径占比

/%

 初期产能指数/（104 m3）

千米EUR

/（104 m3）
J102H 10.4 22.5 1.89 1 240 98.55 10.29 75.1 7.1 32.08 0.15 60 35.7 6 349
J103H 7.6 22.2 1.87 1 220 98.52 22.37 88.6 6.8 34.97 0.13 70 24.7 5 611
J2-1H 9.5 21.5 1.92 1 538 65.08 52.32 79.4 6 21.07 0.19 70 13.0 4 544
J2-2H 9.5 21.7 1.91 1 478 45.74 40 72.2 5.4 24.31 0.15 70 20.8 4 959
J2-3H 9.5 22.2 1.89 994 86.12 43.89 83.1 6.2 21.10 0.20 70 21.8 5 213
J2-4H 9.5 22.5 1.89 1 584 53.61 56.63 93.6 6.2 30.04 0.14 70 17.0 4 275
J3-3H 9.73 22.4 1.88 1 462 67.31 43.88 86.9 6.7 28.94 0.15 70 24.1 5 935
J3-4H 9.73 22.4 1.87 690 57.54 40.08 85 7 30.46 0.15 70 9.1 5 936
J105H 6.09 22.5 1.87 1 215 35 60.26 92 5.5 22.47 0.14 40 8.7 2 906
J202H 8.5 22 1.86 1 197.6 90.51 30.59 66.8 5.8 24.76 0.16 50 27.8 6 019
J203H 6.86 21 1.85 972 62.45 43.73 88.4 6.08 29.40 0.14 60 19.3 6 099
JB2H 11.6 13 1.2 970 63 32 76.9 6 26 0.15 60 6.2 3 500

3.3　生产指标评价

3.3.1　初期产能指数

煤岩气井目前普遍生产时间较短，煤岩气井受低渗储层条件制约，开发初期呈现短周期强波动特征，传统稳态产能评价方法适用性受限。基于页岩气动态产能评价思路［14］，构建煤岩气初期产能指数（QPI），综合考虑前90 d产气能力与能量衰减特征，定义为：
Q P I = ( Q _ a v g × P _ a v g ) / Δ P _ d r o p
式中：Q_avg为前90 d平均产气量， m3/d；P_avg为前90 d平均井口套压，MPa；ΔP_drop为井口套压压力降幅，MPa。
煤岩气初期产能指数（QPI）深入融合了非稳态流动理论、物质平衡方程及煤岩气特殊渗流机理。煤岩气储层包含游离气和吸附气，物质平衡放出需考虑吸附气解吸效应，Q_avg直接反映单位时间游离气与吸附气的供给能力，受控于游离气占比和吸附气的扩散速率。煤岩气早期流动以裂缝线性流为主，前90 d井口套压均值为P_avg，表征储层能量水平。ΔP_drop反映能量衰竭程度，造成套压下降的主要机理源于裂缝系统内的压降、基质扩散的延迟。综上，煤岩气初期产能指数（QPI）综合表征非稳态条件下，单位能量损失下的有效产气效率。
该指数通过物质平衡方程与流动效率理论融合储层供给能力与能量耗散速率，实现非稳态条件下产能的动态量化表征。通过佳县南区12口煤岩气水平井的现场数据验证，该指数与180 d累计产量相关系数达0.82（图5）。
图5 初期产能指数与180 d累计产气相关性

Fig. 5 Correlation chart between initial production capacity index and 180 day cumulative gas production

该指数可有效评价单井初期产能差异，为产能主控因素评价提供量化依据。相较于传统方法，该指数规避了稳态假设的局限性，同步考虑产出能力和能量消耗，仅需常规生产数据即可计算。

3.3.2　最终可采储量

煤岩气单井最终可采储量（EUR）是评价储层地质条件与工程改造效果的核心指标。受煤层低渗透率、吸附解吸特性及应力敏感性的综合影响，单一预测方法往往存在局限（表2），本文综合考虑产量递减分析法、流动物质平衡法、解析模型法、数值模拟法的评价结果，进行EUR综合预测。以J102H井为例，有效煤岩水平段长度为1 240 m，改造15段46簇，综合利用产量递减分析法、流动物质平衡法（图6）、解析模型法（图7）、数值模拟法综合预测最终累计产气量为8 076×104 m3，千米EUR为6 349×104 m3。
表2 不同EUR预测方法对比

Table 2 Comparison of different EUR prediction methods

方法 理论基础 主要特点 数据需求 优势 局限性

产量递减

分析法

 基于历史产量数据，识别生产阶段（如线性流、边界流），拟合递减曲线外推未来产能 简单快捷，依赖实际生产趋势。不直接考虑储层物理机制 长期稳定生产数据 计算速度快，操作简便 需稳定生产数据，对早期预测不准；忽略储层物理特性变化

流动物质

平衡法

 建立井底压力与累计产量的动态关系，结合改进的Langmuir方程，量化吸附气与游离气的动态转换，求解储层能量平衡 直接纳入吸附解吸过程，适用于具有显著吸附特性的煤层气藏 井底压力监测数据

能反映气藏能量消耗

和吸附气贡献

 需要较高质量的井底压力数据；对储层非均质性敏感
解析模型法 基于渗流理论（如三线性流模型），将流动分解为裂缝高速流、改造基质解吸扩散、未改造基质补给3个阶段 能定量解析裂缝参数（缝长、导流）、SRV、基质渗透率对产能的贡献

储层/压裂

基础参数

物理意义明确，

计算效率较高

 模型简化（如均质假设），难以完全刻画复杂裂缝网络和强非均质性
数值模拟法 建立双重介质（裂缝+基质）模型，耦合求解气体渗流、吸附解吸、岩石变形（应力敏感）等多物理场方程 能最精细刻画复杂地质条件（天然/人工裂缝交互）、动态渗透率变化和非均匀解吸 大量地质/工程参数 精度最高，可模拟复杂机理和场景 模型构建复杂、计算成本高、参数敏感性高
图6 J102H井流动物质平衡法预测单井最终可采储量

Fig.6 The prediction of the ultimate recoverable reserves of a single well by the material balance method for Well J102H

图7 J102H井解析模型生产历史拟合

Fig. 7 Well J102H analysis model production history fitting

4 气井高产的地质主控因素分析

为寻找影响该区水平井高产的主控地质因素，需选取工程技术条件类似和生产制度相近的水平井开展深入分析，下文产能评价指标均归一化为千米。

4.1　含气量及游离气占比

煤层含气量是煤岩气水平井高产的必要条件之一，生产数据对比清晰地印证了这一点，佳县北区典型井——JB2H井含气量为13 m3/t，游离气占比为10%，水平段长为970 m，加砂强度为6 t/m，初期平均日产量为2.7×104 m3，套压为7.0 MPa，试气高峰返排率为46.6%，而佳县南区含气量普遍在19~22 m3/t之间，加砂强度为6 t/m的水平井有6口，千米水平段平均日产量为4.5×104 m3，套压为10.2 MPa，试气高峰返排率为20%~30%（图8）。上述对比表明，煤岩气水平井日均产气量随含气量增大呈现明显增加趋势，进一步分析发现，更高的游离气量显著缩短了煤岩气井饱和水单相流阶段的持续时间，从而促进气井提前见气。
图8 佳县南区、北区典型井排采曲线图

(a)佳县南区、北区千米水平段平均日产气与返排率关系图;(b) 佳县南区、北区水平井套压与返排率关系图

Fig. 8 Typical well production curves in the southern and northern areas of Jiaxian County

4.2　8-1#小层钻遇率

佳县地区本溪组8-1#煤镜质组含量、含气量最高，割理、孔隙更为发育，确定佳县地区最有利高产水平井靶体为8-1#煤。佳县地区12口水平井钻探、试气资料证实，水平井轨迹在8-1#煤穿行比例越高，获得的初期产能指数和单井EUR就越大，生产效果也越好（图9）。佳县地区开发先导试验J2-2H水平井分13段压裂，各段加砂量均为400 m3，微地震和水平井示踪剂监测资料显示，8-1#煤穿行比例较高的为第10段、第12段、第13段，SRV体积均大于100×104 m3，累计产气量贡献率均大于10%，其中第10段8-1#钻遇率100%，SRV体积高达139×104 m3，产气贡献率达21%，表明水平段轨迹处于8-1#煤，压裂改造更充分，压裂段SRV体积高，产气量高（图10）。
图9 佳县地区8-1 # 煤钻遇率与产能指数、EUR交会图

(a)佳县地区8-1#煤钻遇率与产能指数交会图;(b) 佳县地区8-1#煤钻遇率与EUR交会图

Fig. 9 Intersection chart of 8-1 # coal drilling encounter rate, production capacity index, and EUR in Jiaxian area

图10 J2-2H井分段产气贡献率、SRV体积与8-1#煤钻遇率关系对应图

（a）J2-2H井水平段综合柱状图；（b）J2-2H井SRV体积与产气贡献率柱状图

Fig.10 Corresponding relationship between Well J2-2H segmented gas production contribution rate， SRV volume， and 8-1 # coal drilling encounter rate

4.3　轨迹在煤层中的相对位置

轨迹在煤层中的相对位置对产能的影响差异很大，佳县地区本溪组8#煤顶板以致密灰岩层和泥岩层为主，煤层与顶板最小水平井主应力差大，压裂后易形成复杂的裂缝网络，在深部高应力背景下，煤层上部的裂隙发育程度和渗透率往往高于中下部煤层，上部裂缝密度更高，形成气体优势通道。深层煤岩气藏经过大规模压裂体积改造后，由于密度差异主导垂向分异，在压裂后形成的裂缝—基质系统中，游离气会逐渐向裂缝网络上部运移，压裂液返排水会在重力作用下向裂缝下步聚集，因此压裂后的“人造气藏”内部明显存在上部含气饱和度相对较高的特征。佳县地区目前累计产气量超过3 000×104 m3的2口井（J102H井、J103H井）轨迹在煤层中的位置均小于25%，根据所有已投产井分析，初期产能指数与轨迹在煤层中的相对位置呈明显的负相关，表明轨迹在煤层中的相对位置越小（贴近层顶），产能指标越高（图11）。
图11 轨迹在煤层中相对位置与产能指数、EUR交会图

(a)轨迹在煤层中相对位置与产能指数交会图;(b) 轨迹在煤层中相对位置与EUR交会图

Fig.11 Cross plot of trajectory relative to coal seam position, productivity index, and EUR

5 气井高产的工程主控因素分析

一般认为，在相似的地质条件下，压裂改造规模越大，形成有效半缝长越长，储层改造效果越好。

5.1　加砂强度

加砂强度指压裂过程中单位长度裂缝内支撑剂的用量，提高加砂强度可填充更多支撑剂，形成更宽、导流能力更强的裂缝网络，显著提升气体从储层流向井筒的能力。佳县南区先后试验了不同的加砂强度（4.8~7 t/m），实际生产数据表明，加砂强度与产能指标呈现明显的正相关，加砂强度为5.5 t/m的水平井，千米EUR值约为5 000×104 m3，加砂强度为7 t/m的多口水平井，千米EUR值可提升到接近6 000×104 m3（图12）。
图12 加砂强度和用液强度与EUR交会图

(a)加砂强度与EUR交会图;(b)用液强度与EUR交会图

Fig.12 Intersection plot of sand strength and liquid strength with EUR

5.2　用液强度

用液强度指压裂过程中单位长度裂缝或单位体积储层的压裂液用量，用液强度直接影响裂缝扩展、支撑剂输送及储层改造效果，进而决定产能高低，用液强度越高可确保压裂液克服地层应力，形成长且宽的主裂缝，扩大泄气面积。煤岩脆性较强时，高用液强度易形成复杂缝网，高用液强度可提高压裂液在裂缝中的流速，避免支撑剂过早沉降（尤其在水平井长水平段），确保支撑剂均匀铺置在远端裂缝。
佳县地区先后试验了不同的用液强度为21~35 m3/m，实际生产数据表明，用液强度与产能指标呈现明显的正相关，用液强度为21 m3/m的水平井，千米EUR值约为4 500×104 m3，用液强度为30 m3/m的多口水平井，千米EUR值可提升到接近6 000×104 m3（图12）。

5.3　小粒径砂占比

小粒径砂占比指支撑剂中细颗粒砂的比例，如70/140目，小粒径砂因其独特的物理特性，对裂缝导流能力、裂缝网络复杂性和储层适应性具有显著影响，小粒径砂可进入煤岩的天然割理、微裂缝及压裂形成的次级裂缝，防止其闭合，扩大有效泄气体积。小粒径砂沉降速度慢，易被携带至裂缝深部，避免支撑剂过度集中于近井筒区域，减少“砂堤”效应，提高裂缝整体导流能力。佳县地区先后试验了不同粒级的支撑剂组合，实际生产数据表明，小粒径砂占比与产能呈现出一定的正相关性，小粒径砂占比40%的水平井，千米EUR值约为2 900×104 m3，小粒径砂占比70%的水平井，千米EUR值普遍在（5 000~6 000）×104 m3 之间。

6 佳县地区深层煤岩气水平井高产模式

佳县地区煤岩气水平井高产地质因素主要有总含气量及游离气占比、8-1#煤钻遇率、轨迹在煤层中相对位置，高产工程因素主要有加砂强度、用液强度、小粒径砂占比，在单因素分析基础上，采用皮尔逊相关分析法对各地质—工程影响因素进行评价，可进一步量化分析不同地质—工程因素对煤岩气水平井产能的重要程度。
皮尔逊相关性分析是一种最常用的参数统计方法，用于衡量2个连续变量（数值型变量）之间线性关系的强度和方向。它计算出的统计量称为皮尔逊相关系数（通常用字母r表示），通过皮尔逊相关分析法进行排序，地质与工程单因素与初期产能指数相关系数由高到低排序依次为8-1#煤钻遇率（相关系数绝对值为0.8，下同）>轨迹在煤层中相对位置（0.69）>加砂强度（0.46）>含气量（0.42）>用液强度（0.38），地质与工程单因素与千米EUR相关系数由高到低排序依次为8-1#煤钻遇率（0.63）>加砂强度（0.60）>轨迹在煤层中相对位置（0.57）>用液强度（0.50）>含气量（0.42）>小粒径砂占比（0.35）。分析结果表明8-1#煤钻遇率对初期产能指数和最终EUR均起到关键作用，轨迹在煤层中相对位置、含气量等地质因素与初期产能指数相关性好于工程因素与初期产能指数相关性，工程因素与EUR相关性好于地质因素与EUR相关性，表明轨迹越靠近层顶，含气量、含气饱和度越高，初期产能指数大，但随着生产时间变长，采出程度、采出范围变大，加砂强度、用液强度等决定改造体积的工程参数对EUR影响超过了地质因素。
分析结果表明佳县地区煤岩水平井千米EUR与8-1#煤钻遇率相关性最好，其次为加砂强度，佳县地区高产井地质模式为：在含气量大于20 m3/t、煤厚度大于7 m区域内，只要水平井8-1#小层钻遇率大于75%，加砂强度大于5.5 t/m，用液强度在25 m3/m以上，千米水平井EUR更容易达到5 000×104 m3以上的高产（图13）。
图13 初期产能指数和加砂强度与地质—工程主控因素皮尔逊相关性分析

(a) 初期产能指数与地质—工程主控因素皮尔逊相关性分析图; (b) 加砂强度与地质—工程主控因素皮尔逊相关性分析图

Fig.13 Pearson correlation analysis diagram of initial production capacity index and sanding intensity with geological-engineering dominant factors

7 结论

通过对鄂尔多斯盆地佳县地区深层煤岩气储层精细评价、结合不同压裂工艺参数及生产效果综合分析，进一步明确了煤岩气水平井高产的地质—工程主控因素。佳县地区本溪组8⁃1#煤以光亮煤、半亮煤为主、灰分低、含气量高、割理更为发育，为水平井钻探最优靶体位置，8⁃1#煤钻遇率、轨迹相对煤层顶位置、总含气量及游离气含量占比是水平井高产的地质主控因素。加砂强度、用液强度、小粒径砂占比是水平井高产的主控工程因素。佳县地区煤岩水平井千米EUR与8⁃1#煤钻遇率相关性最好，其次为加砂强度，在含气量>20 m3/t、煤厚度>7 m区域内，8⁃1#煤小层钻遇率不低于75%，加砂强度5.5 t/m以上，用液强度25 m3/m以上，千米EUR可达5 000×104 m3以上。
经实践检验，本文提出的煤岩气非稳态生产的动态产能指数（QPI），可实现初期产能精准评价。对佳县煤岩气水平井高产主控因素分析是提高煤岩气单井产量的可靠依据。文中的技术思路和方法具有较为广泛的实用性，可为国内外同类深层煤岩气高效开发提供借鉴。

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