0 引言
1 深层煤岩气典型地质特征
1.1 沉积与煤质特征
1.2 煤岩储层物性特征
孔隙度与渗透率是表征储层物性的关键参数，在煤岩气储量、气井产能评价中具有关键作用[7]。二者目前主要选取柱塞样品（直径2.5~3.0 cm），采用氦气法进行测试[14]。物性分析表明，鄂尔多斯盆地东部米脂北、佳县、大宁-吉县等深层煤岩气区块煤岩柱塞样品的孔隙度主要为3.63%~9.90%，平均6.35%；渗透率主要为0.001×10−3~3.180×10−3 μm2，平均0.588×10−3 μm2。需要注意的是，煤岩储层普遍发育分米级及以上尺度裂缝系统，目前煤岩物性实验测试是用厘米级尺度柱塞样品开展的，裂缝系统渗透性未能得到有效表征。因此，目前的测试结果可能未能客观反映煤岩储层的真实储集与渗流能力[11]，煤岩储层物性的实际值应高于当前测试结果。
1.3 煤岩气含气性特征
深层煤岩气具有“高含气、高游离、高饱和”的特征，与浅层煤层气具有明显区别[1-2]。鄂尔多斯盆地东缘浅层煤岩储层中几乎均为吸附气[7]；而深层煤岩储层中游离气与吸附气共存。米脂北、大宁-吉县、佳县、宜川等区块煤岩气含气量测试（取心方式为保压取心、密闭取心、绳索取心和极少部分常规取心）结果表明，煤岩测试样品埋深2 071~3 666 m，含气量10.61~34.63 m3/t，平均22.13 m3/t，其中大多数测试样品含气量为15.11~29.23 m3/t。其中游离气含量为1.32~15.59 m3/t，平均5.65 m3/t；游离气占比为5.58%~45.91%，平均25.08%[7]。需要注意的是，上述煤岩含气量、游离气占比的评价结果仍存在较大的不确定性。不确定性来自煤岩取心方法、测试方法、测试设备、关键物性参数取值等多方面的误差或不足。
2 深层煤岩气典型区块资源量评价
最新统计数据表明，目前鄂尔多斯盆地内钻穿8#煤层的井数约2.1万口，钻穿5#煤层的井数约2.8万口。按照全区覆盖、均匀分布、突出重点的原则，本文优选5 600余口井开展上古生界全部煤层段厚度分析。评价使用的钻井基本完全覆盖中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）矿权区，其中盆地东部地区钻井密度更大；对于其他缺少钻井资料覆盖或覆盖较少的地区，煤层厚度采用插值法预测。由于盆地东部是煤岩气开发的重点地区，本文选取盆地东部以榆林为中心、面积为12 000 km2的矩形区块（见图2）系统开展资源量评价，其中5#煤层和8#煤层为评价重点。
2.1 煤岩气资源量评价方法
常规气、致密气通常采用容积法进行资源量及储量评价[1]，其关键评价参数为含气面积、有效厚度、孔隙度和含气饱和度。由于煤岩储层中天然气赋存状态不同于常规气和致密气，本文综合采用含气量建模法和体积法计算煤岩气资源量。该方法从基础钻井资料出发，通过精细的煤层解释得到煤岩的空间厚度分布和埋深分布；结合煤岩埋深和含气量的关系进行含气量空间分布建模，从而实现任意含气面积、任意厚度范围和任意埋深范围内煤岩气资源量的快速计算。煤岩气资源量计算公式为：
$G_{\mathrm{i}}=0.01 A h \rho C$
煤岩气含气量是评价煤岩气资源量的关键参数。此前研究认为：随着地层埋深增加，在温度和压力的共同作用下，深层煤岩气总含气量和游离气含量都呈现先增加后减小的趋势，峰值含气量大致对应的埋深为2 200~2 600 m[15]。但本文研究发现：随着地层埋深增加，温度的增大会导致天然气活性增强而吸附能力减弱，故吸附气含量将降低；而压力的增大会导致单位体积内游离气含量上升；总体上，游离气含量的增加量超过吸附气含量的降低量，因此总含气量应随温度和压力的增大而上升。
为准确评价不同埋深条件下煤岩的含气量，结合前述室内煤岩含气量测试结果，本文建立了含气量与埋深的关系模型，并以此为基础开展含气量空间分布建模，以200 m×200 m高精度网格单元开展煤岩气资源量评估。在含气量与埋深关系模型中，随着埋深的增大，总含气量由15 m3/t（对应1 500 m埋深）逐步增加至30 m3/t（对应4 000 m埋深），并在之后保持稳定。选取已提交储量的地区（如米脂北地区），对比计算资源量与提交储量，二者基本一致，证实本文资源量评估结果是合理可靠的。
2.2 典型区块煤岩气资源量评价结果
2.2.1 本溪组8#煤层分布特征与典型区块资源评价
本溪组顶部发育的8#煤层是鄂尔多斯盆地的主力煤层，煤层厚度主要为1.8~12.3 m，平均7.0 m，最厚处可达18.6 m；总体表现为东北厚、西南薄的特征，全盆地分布稳定（见图2a）。资源评价结果表明，资源量评估区块内8#煤层的煤岩气资源量为3.08×1012 m3，资源丰度为2.50×108 m3/km2；其中煤岩厚度大于等于2 m地区对应的资源量为3.04×1012 m3，厚度大于等于4 m地区对应的资源量为2.83×1012 m3，厚度大于等于6 m地区对应的资源量为2.32×1012 m3。
2.2.2 山西组5#煤层分布特征与典型区块资源评价
山西组中下部发育的5#煤层是盆地的次主力煤层，厚度主要为0.2~4.1 m，平均为2.1 m，厚度最大达8.9 m（见图2b）；总体表现为东部厚、西部薄的特征，稳定程度不如8#煤层。资源评价结果表明，资源量评估区块内5#煤层煤岩气资源量为0.95×1012 m3，资源丰度为0.77×108 m3/km2；其中煤岩厚度大于等于2 m地区对应的资源量为0.66×1012 m3，厚度大于等于4 m地区对应的资源量为0.16×1012 m3。
2.2.3 上古生界1#—10#煤层分布特征与典型区块资源评价
3 深层煤岩气关键开发指标评价
3.1 游离气含量与比例评价
3.1.1 理想气体状态方程法
理想气体状态方程描述了理想气体在一定条件下压强、体积、温度和物质的量之间的关系，数学表达式为：
$p V=n R T$
该方法原理为：以1.0 t煤岩储层为研究目标，采用容积法评价储层在地下状态条件下可储集的游离态天然气体积Vi，根据理想气体状态方程将其转换成地面状态体积Vsc，将Vsc作为1.0 t煤岩储层的游离气含量。根据理想气体状态方程可知：
$V_{\mathrm{sc}}=\frac{p_{\mathrm{i}} V_{\mathrm{i}} T_{\mathrm{sc}}}{p_{\mathrm{sc}} T_{\mathrm{i}} z_{\mathrm{i}}}$
3.1.2 比表面积法
该方法基本原理为：测算每1.0 t煤岩比表面可吸附的甲烷分子的最大数量，根据甲烷摩尔质量（MCH4）、阿伏伽德罗常数（NA）、煤岩比表面积等参数计算地面条件下甲烷气体的体积，以此作为吸附气含量。根据范德华力公式，两个分子间的势能可以用经验公式近似表示为：
$U(r)=b / r^{12}-a / r^{6}$
关键参数取值如下：根据前人的研究，煤岩比表面积取200 m2/g[12]，阿伏伽德罗常数取6.022×1023个/mol，甲烷摩尔质量取16 g/mol，甲烷分子直径（d）取0.414×10−9 m，常温常压下甲烷气体密度为0.665 kg/m3。
根据图3b甲烷吸附模式，计算每吨煤岩表面可吸附的甲烷个数为3.36×1026个，对应甲烷分子物质的量为557.95 mol，总质量为8.93 kg。在地面常温常压条件下，吸附的甲烷体积为13.43 m3。若在地面条件下，煤岩储层平均总含气量取值22.13 m3/t、吸附气含量取值13.43 m3，则游离气含量为8.70 m3，游离气与吸附气占比分别为39.3%、60.7%。
基于理想气体状态方程法和比表面积法分析可知，在2 000 m埋深下，鄂尔多斯盆地深层煤岩气游离气占比分别为40.2%和39.3%，平均为39.8%；吸附气占比分别为59.8%和60.7%，平均为60.2%；游离气与吸附气占比分别约为40%、60%。需要指出的是，上述游离气和吸附气的含量和比例是在一定煤岩储层孔隙度、含气饱和度和总含气量等条件下的评价结果。具体的含量与比例要结合煤岩实际埋深、总含气量、孔隙度和含气饱和度等参数来进行针对性评价。
3.2 气井生产动态规律
截至2024年底，米脂北、大宁-吉县、佳县、宜川4大区块累计投产深层煤岩气水平井224口，平均产气时间312 d，平均单井累计产气1 430×104 m3，平均单井累计产液9 983 m3。上述井投产后的首月平均套压为11.40 MPa，首月平均产气量为6.05×104 m3/d，首月平均产液量为235 m3/d。生产1年后，气井平均套压为5.21 MPa，平均产气量为3.83×104 m3/d，平均产液量为22.90 m3/d。
根据深层煤岩气井全生命周期生产规律和煤岩气解吸机理，可以将深层煤岩气水平井生产过程划分为套管排液、油管排液、控压稳产、控压递减、低压产量递减等5个阶段[16-17]。总体而言，煤岩气井投产时间偏短，目前揭示的生产规律仍具有不确定性。产液量、产气量和压力3个关键参数综合分析表明，低压、低产状态占据气井生命周期的大部分时间。在产液量方面，煤岩气储层原生地层水含量极低，产出液主要为压裂液；产液量表现为初期快速增加、达到峰值后逐渐降低的趋势特征，投产1年后产液量仅为首月的9.7%，后期产液量将逐渐降低。在产气方面，天然气产出表现为快速攀升、达到峰值、短期稳产、逐渐递减的趋势特征；投产1年后日产气量为首月日产量的63.3%，产量递减较快。早期采出气为近井地带有效缝网范围内的游离气；随着游离气大部分产出，吸附气开始逐渐解吸，解吸吸附气占比逐渐增加，并成为产量的主要贡献者。在压力方面，投产1年后平均套压为首月套压的45.6%，压力下降相对较快，后续压力主体由解吸气贡献。
3.3 产能评价模型构建与指标预测
3.3.1 产能评价模型基本原理
气井动态控制储量的采出程度是决定气井最终产能的关键参数之一[17-19]。图4横坐标表示储层中某点至水平井筒的距离，人工压裂理论上延伸至两口水平井之间半井距的位置；纵坐标表示储量采出比例（水平井井底至半井距范围内不同点处采出的储量比例），理想采出比例为100%。受废弃压力条件、储层非均质性、部分死孔隙的存在、解吸程度等因素影响，储层中的天然气一般难以被全部采出。由于致密砂岩气储集空间内为游离态天然气，其基质储层的储渗空间以微米级为主，因此天然气可在有效砂体连通范围内充分渗流。致密砂岩气开发采用常规压裂改造方式，游离态气体由砂体远端通过基质储渗通道流向人工缝网，最后流向井底并产出，即至井筒不同距离的各点处天然气的采出比例基本相同[20-21]（见图4）。不同于致密气，由于煤岩基质储层物性差、孔隙尺度小（以微孔、宏孔为主）且连通性差，天然气仅能在有效缝网范围内解吸-渗流。因此，煤岩气水平井的采出比例表现为由近及远逐步递减的特征，即距离井筒越远，缝网改造强度越低，有效缝网体积越小，天然气的采出比例越低。
综合上述原理，基于煤岩储层厚度、钻遇煤岩水平段长度和开发井距条件，根据储层有效压裂改造效果，本文建立了三角模型、下凹模型和上凸模型3类煤岩气水平井产能评价模型（见图5）。产能评价模型将储层人工改造缝网等效抽象为被充分改造部分和未被改造两部分，图中黄色包络线范围内储层被充分改造，是气井产能的贡献者；包络线之外的储层未被改造，不对气井产能产生贡献。井筒处储层改造强度高，因而天然气采出比例更高；缝网末端未被改造，因而采出比例为零。三角模型是将煤岩储层人工缝网等效为高度等于煤岩厚度、底边长度等于一个开发井距的等腰三角形，即改造强度从井筒处由近及远均匀减小；在下凹模型中，底边长度与三角模型一致，但由于储层改造强度小于三角模型，因而两边为下凹曲线，气井产能低于三角模型；在上凸模型中，底边长度与三角模型一致，但储层改造强度大于三角模型，因而两边为上凸曲线，气井产能高于三角模型。
三角模型可作为煤岩气井产能评价的基础模型，其有效缝网改造体积占井控储层体积比例（简称缝网体积改造系数）为50%。显然，上凸模型的缝网体积改造系数大于50%，下凹模型的缝网体积改造系数小于50%。
3.3.2 基于模型的产能评价
鄂尔多斯盆地苏里格气田2万余口致密气井的开发实践表明，致密气井动态控制储量的平均采出程度为75%，受废弃压力、部分死孔隙的存在等因素影响，其余天然气不可采出。对于煤岩气而言，虽然基质储层储渗空间尺度小于致密砂岩储层，但由于其压裂强度大、人工缝网更发育，因此可认为泄气范围内游离气的采出程度与致密气基本相当，故可以借鉴致密气动态控制储量的采出程度数据。在煤岩气井泄流范围内，较高的储层改造程度可使吸附态天然气较为充分地转换为游离态天然气，因此吸附气应具有与游离气相接近的采出程度。但考虑到煤岩比表面积大、微孔占比高的影响，吸附态天然气难以全部转换为游离态，故采出程度的取值略低于游离态，确定为67.5%。因此，即使是在得到充分改造的近井地带，煤岩气的采出比例也低于致密气（见图4）。
综合上述煤岩气井有效缝网范围内游离气和吸附气采出程度的取值（分别取75%和67.5%），在煤岩厚度取平均7.0 m、储量丰度取2.18×1012 m3/km2、钻遇煤岩水平段长度取1 500 m、开发井距取400 m、单井可控制面积取0.60 km2、总含气量取22.13 m3/t、游离气占比取40%的条件下：三角基础评价模型中，煤岩气井EUR值为4 621.28×104 m3，其中游离气产出量为1 966.50×104 m3，吸附气产出量为2 654.78×104 m3；缝网体积改造系数为43.75%的下凹模型中，气井EUR值为4 043.62×104 m3，其中游离气产出量为1 720.69×104 m3，吸附气产出量为2 322.93×104 m3；缝网体积改造系数为62.5%的上凸模型中，气井EUR值为5 776.59× 104 m3，其中游离气产出量为2 458.13×104 m3，吸附气产出量为3 318.47×104 m3。
需要指出的是，三角模型法可对煤岩气井整体EUR水平进行评价预测。对于具体气井而言，要结合煤岩实际厚度、钻遇煤岩水平段长度、实际井距条件等参数，充分考虑实际地质参数、单井控制储量、煤岩总含气量、游离气占比等条件进行针对性评价。
3.4 气藏工程方法指标评价
Blasingame图版拟合分析结果表明：Ⅰ类井EUR值平均为5 728×104 m3，Ⅱ类井EUR值平均为4 668× 104 m3，Ⅲ类井EUR值平均为3 156×104 m3，按井数加权平均，EUR值为4 690×104 m3（见表1）。应用流动物质平衡法评价Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井的EUR值分别为5 746× 104，4 695×104，3 177×104 m3，按照井数比例加权，EUR值平均为4 711×104 m3。
表1 煤岩气井开发指标气藏工程方法评价结果 |
| 分类 | 总井数/ 口 | 分类井 占比/% | EUR/104 m3 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Blasingame图版拟合 | 流动物质 平衡法 | 配产递减分析法 | 平均 | |||
| Ⅰ类 | 63 | 42 | 5 728 | 5 746 | 5 690 | 5 721 |
| Ⅱ类 | 45 | 30 | 4 668 | 4 695 | 4 616 | 4 660 |
| Ⅲ类 | 42 | 28 | 3 156 | 3 177 | 3 061 | 3 131 |
| 平均 | 4 690 | 4 711 | 4 632 | 4 678 | ||
上述3种气藏工程方法综合评价的平均EUR值为4 678×104 m3，与前述地质理论模型（三角基础评价模型）评价法的结果4 621.28×104 m3基本相当。需要指出的是，三角模型法是基于1 500 m煤岩段长度进行评价的，而气藏工程法评价的气井实际煤岩水平段长度为1 300 m，因而相同水平段长度条件下气藏工程方法的评价结果应高于三角模型法，这表明实际有效缝网结构有一定程度的上凸。因此，煤岩气产能评价模型方法可作为煤岩气水平井开发指标评价的有效方法。在开发实践中，要紧密结合动态监测手段确定缝网体积改造系数，并与气藏工程方法有机结合来综合确定煤岩气井开发指标。
3.5 煤岩气与致密气产出机制的异同
鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏有效砂体非均质性强，因而气井指标差异大。以苏里格气田为例，2万余口直井/定向井的开发指标评价表明，气井EUR值具有明显的“宽域”分布特征，两极化特征明显。气井EUR值主体为500×104~4 000×104 m3，平均为2 060×104 m3。目前累计产量超过1×108 m3的气井为40口，其中苏36-23-20井为累计产量最高的气井。该井于2009年6月投产，目前日产0.91×104 m3/d，已累计产气2.52×108 m3，其产量是苏里格气田气井平均EUR值的10余倍。气井单井指标差异大本质上受储层强非均质性的影响[3]。由于有效储层空间变化大，气井产量不确定性高，因而致密气井表现出一定的“盲盒”效应，但其关键指标可通过大样本数据集分析落实（见图7）。
4 深层煤岩气关键开发技术政策
4.1 井网优化部署方式
4.1.1 开发井型
本溪组8#煤层是目前煤岩气开发的主力层段，对比水平井、大斜度井、直井/定向井的首年日产、EUR、投入产出比等技术经济指标，结果表明水平井各项指标均要优于大斜度井和直井/定向井，因此水平井是主力煤层开发的适宜井型。5#煤层及其他煤层厚度相对较薄，目前尚未投入开发。5#煤层或其他煤层局部厚度相对较大的区域可采用水平井开发；较薄的区域应与致密气协同开发，宜采用以直井/定向井为主的开发方式。
考虑钻井技术成熟度、地面条件与储量高效动用等因素，8#煤层采用单向、小排距的水平井部署模式较为适宜；水平井方位应垂直于最大水平主应力方向，以近南北向为主。含气量测试结果表明8#煤层中上部含气量高，改造后示踪剂测试结果显示产量贡献率由高到低排序为：中上部、顶部、底部，同时发现压裂裂缝更易向下传播，因此综合考虑水平井设计轨迹应在煤层的上三分之一[8]。
4.1.2 开发井网
据已完钻煤岩气水平井统计，水平段长度为512~2 315 m，平均约为1 300 m。综合目前钻井能力和经济效益敏感性，推荐煤岩气水平井水平段最优长度为1 500 m。在实际部署中，应充分结合钻井技术进步，以最近一轮完钻井中80%一趟钻能达到的平均水平段长度作为下一期部署的长度目标。
11口煤岩气水平井的人工裂缝监测表明，裂缝波及长度为233~367 m，平均为300 m。压裂施工过程中的压力干扰分析表明，在天然裂缝发育区，在井距330~350 m的条件下压裂58段，其中15段见干扰但未窜流，干扰概率为25.9%；在天然裂缝不发育区，在井距300 m的条件下，累计压裂111段均未发生压裂干扰。生产动态分析表明，天然裂缝发育区的平均井控半径为185 m，合理井距为370 m；天然裂缝不发育区的平均井控半径151 m，合理井距为300 m。综合压裂裂缝监测、压力干扰分析、生产动态分析等动静态手段，确定裂缝发育区的合理井距应为350~400 m，裂缝不发育区的合理井距应为300~350 m。
4.2 生产制度优化分析
页岩储层具有明显的应力敏感性，目前主体采用控压生产方式[24]。泸州、长宁页岩气开发实践表明，精细控压生产可有效维持地层能量、减少对人工裂缝导流能力的伤害，从而提高气井生产效果。相对于“大油嘴放压”生产，控压生产的单井EUR值可提高13%~14%。煤岩与页岩储层同属塑性地层，放压生产可导致人工裂缝系统导流能力受损，后续产能无法充分释放，进而导致递减率升高、EUR值大幅降低。
煤岩气井应明确采用控压生产方式，要制定科学合理、可操作性强的动态优化配产路径。可按以下程序开展：①首先根据煤岩气井的动静态参数初步确定配产值，可按照单位厚度配0.65×104 m3/d的规模进行初期试配（例如7 m煤岩可按4.5×104 m3/d进行配产）；②气井投产之后，结合地层压降速率优化配产，第1~3年压降速率平均不超过0.015 MPa/d，第4~10年平均不超过0.005 MPa/d，第11~20年平均不超过0.000 5 MPa/d。
4.3 低成本开发技术路径
4.3.1 苏里格气田开发的启示
苏里格气田开发的早期阶段，在准确论证气井EUR值等关键开发指标后，基于当时0.66元/m3的低气价条件系统评价了产出与投入的关系，提出了“面对现实、依靠科技、走低成本开发路子”的开发策略，确定了“产出倒逼开发成本下降”的思路，明确了单井综合投资由1 400×104元降至800×104元以内的目标。科学开发思路的确定和开发成本的有效控制推动了苏里格气田产量持续攀升，成为中国产量规模最高的气田，同时取得了巨大的社会、经济效益。
4.3.2 煤岩气控投降本效益开发路径
深层煤岩气开发要遵循“产出倒逼投资成本降低，低成本策略定型配套技术”的路径。目前煤岩气水平井单井综合投资约为4 350×104元，基于前述煤岩气井平均EUR水平，在1.119~1.670元/m3的气价条件下，煤岩气藏难以实现效益开发。需进一步降低单井综合投资以实现效益开发，通过“两步走”路径实现有效降本：第1步将煤岩气水平井单井综合投资降低至3 500×104元，第2步降低至3 000×104元。致密气先降投资后实现规模开发，取得了良好的开发效果；页岩气边降成本边开发，降本目标遇到了一定程度的挑战；煤岩气必须充分吸收致密气降本规模开发的经验才能实现效益开发。
5 开发潜力与技术迭代提升方向
5.1 煤岩气开发潜力分析
鄂尔多斯盆地煤岩气资源潜力巨大，具备建成500×108 m3/a以上产能的开发潜力，其核心是效益开发。随着未来煤岩气开发关键技术的持续进步，5#煤层和8#煤层之外的资源也将会陆续得到开发，可有力支撑上述产量目标的实现。
5.2 关键技术迭代提升方向
针对目前煤岩气效益开发仍存在不确定性、一次采收率整体偏低等问题，本文提出未来开发技术路径迭代优化的方向。
5.2.1 钻速优化缩短钻井周期
随着钻井技术的持续进步，煤岩气水平井钻井周期持续缩短。中石油煤层气有限责任公司煤岩气水平井的钻井周期从2021年的68 d降低至2024年的26 d（水平段长平均1 250 m）；2024年中国石油长庆油田公司1 500 m煤岩气水平井的钻井周期为41 d，2025年预计可缩短至30 d。未来须持续开展钻速优化，将1 500 m煤岩水平井的钻井周期缩短至25 d以内，降低开发成本。
5.2.2 持续探索长水平段水平井钻井技术
有效煤岩水平井水平段长度与产量呈正相关关系，有效煤岩段越长则气井EUR值越高。但随着水平段长度的增加，钻井投资也随之增加。随着钻完井技术的迭代进步和投资成本的降低，实现水平井效益开发的水平段长度将增加，持续探索长水平段水平井钻井技术将有望带来良好的收益。
5.2.3 迭代提升有效缝网改造体积
深层煤岩气基质储层渗透率低，须通过大规模体积压裂才能获得工业气流。有效改造体积控制气井泄气范围，直接影响气井产能的高低，增大储层有效改造体积是实现煤岩气井高产的关键。因此，必须持续加强地质工程一体化研究，通过优化段簇设计、创新压裂液体系和推进CO2压裂技术等方式实现储层改造技术的迭代升级，提升有效缝网改造体积，将缝网结构由下凹或三角模式向上凸模式转变。同时要找到最优渗流场、最优产出量与经济效益的平衡点，实现投资效益一体化。
5.2.4 优化井网部署提高采收率
分析表明，在水平段长1 500 m、井距400 m、零排距（见图9a）、储层均厚7 m、丰度2.18×108 m3/km2、单井EUR值为4 621.28×104 m3条件下，三角模型预测的煤岩气理论采收率为35%。受靶前距、防止井间窜扰等因素的影响，实际按200 m排距进行部署，此时出现未动用储量区（见图9b），故采收率降至约31%。实际部署中难以保证水平段长度均为1 500 m，完钻长度参差不齐，未动用储量区进一步扩大（见图9c），此时采收率进一步降低。因此，综合考虑排距和水平段长度差异造成的储量损失，实际采收率将低于理论采收率。因此，未来煤岩气的开发，须通过优化井网部署、优化缝网结构等多种措施提高采收率。
6 结论
鄂尔多斯盆地煤岩气资源潜力巨大，是开发前景广阔的非常规天然气类型。盆地东部以榆林为中心、面积为12 000 km2的典型区块内本溪组8#煤层资源量为3.08×1012 m3，约占区块内上古生界10套煤层总资源量的54%，是目前开发动用的主要层段。随着开发技术的持续进步，其他煤岩段有望得到效益开发动用。
深层煤岩气藏具有含水饱和度低、含气饱和度高、游离气占比高的特点。在煤岩埋深2 000 m、孔隙度6.35%、游离气含气饱和度95%、总含气量22.13 m3/t条件下，游离气与吸附气的占比分别约为40%、60%。
根据煤岩储层体积改造的程度，可将产能模型划分为三角、下凹、上凸3类模型。三角模型可作为煤岩气井产能评价的基础模型。取煤岩厚度7 m、水平井有效水平段长1 500 m、井距400 m，三角模型评价的单井EUR值为4 621.28×104 m3，与气藏工程方法评价结果基本吻合，证实产能模型具有可靠性。
水平井是实现8#煤层高效开发的合理井型，开发井距需根据裂缝发育情况具体优化，煤岩气井须采用控压生产方式，基于压降速率进行配产。同时须充分借鉴苏里格气田成功开发的经验，坚持低成本开发技术路线，紧密围绕钻井提速、有效水平段长提升、储层高强度改造、优化井网部署等进行关键技术不断迭代升级，才能提高一次采收率，实现效益开发。
符号注释：
A——含气面积，km2；a，b——范德华力公式中与原子种类相关的常系数，a取值5.96×10−3 kJ·nm6/mol，b取值11.5×10−6 kJ·nm12/mol；C——煤岩含气量，m3/t；d——甲烷分子直径，0.414×10−9 m；EUR——气井全生命周期最终累计产气量，m3；Gi——煤岩气资源量，108 m3；h——煤岩厚度，m；MCH4——甲烷摩尔质量，16 g/mol；NA——阿伏伽德罗常数，6.022×1023个/mol；n——气体物质的量，mol；p——气体压力，Pa；pi——气藏平均压力，MPa；psc——地面压力，取值0.1 MPa；r——两个原子间的距离，nm；R——理想气体常数，8.314 J/（mol·K）；T——气体的绝对温度，K；Ti——气藏温度，取值343.5 K；Tsc——地面温度，293.5 K；U——范德华势能，kJ/mol；V——气体的体积，m3；Vi——1.0 t煤岩储层地下储集的游离态天然气的体积，m3；Vsc——1.0 t煤岩储集的游离态天然气在地面条件下的体积，m3；zi——原始气体偏差系数，取值0.91，无因次；ρ——煤岩密度，1.4 t/m3。