深部微构造特征及其对煤层气高产“甜点区”的控制——以鄂尔多斯盆地东缘大吉地区为例

闫 霞，徐凤银，聂志宏，康永尚

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095; 2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028; 3.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249)

目前国内煤层气勘探开发[1]主要集中在中浅部[2-5]，随着勘探开发不断深入，可供规模效益开发的区块越来越少。根据第4次资源评价，全国埋深1 500～2 000 m煤层气资源[6-9]为11.93×1012m3;埋深2 000～3 000 m的煤层气资源为18.47×1012m3。深部煤层气资源丰富，但总体勘探开发程度和认识程度低[10-14]，尚未形成较为系统的深层煤层气富集机理和开发地质认识[7]。国内非常规勘探方向开始由埋深浅部向深部转变[15-24]，有必要探索深部煤层气地质特征，开展深部煤层气生产特征和高产主控因素研究，找到深部煤层气真正的地质-工程 “开发”甜点部位[7]，明确深部煤层气井的生产特点，以探索适合于深层煤层气井的开发方式、深层煤层气田开发技术政策和主体工艺技术，为带动国内深部煤层气规模开发具有示范作用。

通过鄂东缘大吉地区大于2 000 m的深部煤层和1 000～1 500 m中深部煤层地质特征对比、深部煤层气试采井产气特征、深部煤层气高产井的分布规律和高产主控因素开展系统研究，根据深部试采煤层气井的生产特征分析，深部煤层受到温度与压力双重控制，具备吸附饱和与原地游离气赋存的优势条件[7];同时，也使得深部煤层具有更强的应力敏感性[10]。微幅构造差异对煤层气的富集影响不大，但对于特低渗的深部煤层气产量影响明显。研究认为致密性是深部煤层气资源能否开发出来的关键，从改善深层储层的致密性方面，探讨了煤层精细微构造对深部煤层气井开发的重要性，测井、压裂施工曲线和生产曲线均印证了在正向微构造部位张性裂隙发育、渗透性好、压裂改造效果较好、易于加砂，产量高、稳产效果好等特点;负向微构造和挤压部位具有应力高、渗透性更差、施工压力高、难以加砂、产气效果差等特征。获得了不同构造部位深部煤层气井的稳产水平，深入剖析了深部煤层气赋存特点和开发机理，与浅层煤层气井标准排采曲线相比，给出了深部煤层气理想的排采曲线。指出了深部煤层气的地质-工程甜点区优选研究和深部煤层气勘探开发方向，同时为深部煤层气更有针对性的储层改造等工程对策、生产建议提供了借鉴。

1 深部煤层与中深部煤层地质特征对比

1.1 区块概况

在鄂东缘大吉地区大宁—吉县区块利用致密气老井开展了深层煤层气评价工作，该区是煤层气、致密气、页岩气多层叠置区，具备综合开发的有利条件。区块位于晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘(图1)，地层由老至新依次为中奥陶统马家沟组、上石炭统本溪组、上石炭-下二叠统太原组、下二叠统山西组、中二叠统石盒子组、上二叠统石千峰组、下三叠统刘家沟组和第四系。主要含煤地层为太原组和山西组，主力煤层是山西组5号煤和太原组8号煤，其中深部煤层为目的层太原组8号煤。区块整体为宽缓的西倾单斜，与盆地东部连为一体。深部煤层气试验井区位于区块西部平缓斜坡带，构造简单，断层不发育，地层倾角小于2°。8号煤主体埋深2 000～2 520 m，平均埋深2 130 m。8号煤埋深大于1 500 m的区域煤层厚度4～12 m，平均厚度7.8 m。8号煤层顶板发育2～3套灰岩，直接顶板灰岩厚度在4～8 m;底板发育泥岩，直接底板泥岩厚度4～14 m。该井区水文地质条件简单，水动力弱，整体位于承压区。煤体结构为原生结构煤，全区稳定连续分布。

图1 区域构造纲要及区块位置Fig.1 Outline of regional structure and location map of block

1.2 深部与中深部煤层地质特征对比

根据埋深，可将煤层划分为 < 1 000 m 的浅部煤层、1 000～1 500 m 的中深部煤层和1 500～2 000 m 的深部煤层[25]。随着近年来对深部煤层的探索，逐渐扩展了可动用煤层埋深的极限，由于暂未定义埋深大于2 000 m的煤层，为了区别1 500～2 000和2 000 m以深煤层，故这里将2 000 m以深的煤层定义为深部煤层、1 500～2 000 m的煤层为中深部煤层。

综合地震、测井、录井、岩芯资料表明，鄂东缘深部煤层广泛分布。对比了大宁—吉县区块8号煤层在深部(埋深大于2 000 m)和中深部(1 500～2 000 m)气藏地质特征的20项参数(表1)。表明该地区深8号煤具有以下地质特征:① 煤层厚度相对更大;② 含气量更高，含气饱和度高，甚至有超饱和现象;③ 煤体结构更好，以原生结构煤为主(图2);④ 储层更致密，试井渗透率在10-17m2数量级。整体上深部煤层展现了“高含气、高饱和”的优势和“煤体结构好和特低渗”的特征。

表1 深部、中深部8号煤层地质-气藏特征对比Table 1 Comparison of geological and gas reservoir characteristics of deep and middle-deep No.8 coal seam

图2 大吉地区深部煤与中深部煤的煤体结构对比Fig.2 Comparison of coal structure between deep coal and middle-deep coal in Daji area

2 深部煤层产气特征规律

2.1 深部煤层气井的产气特征

深部煤层气具有“高含气、高饱和、赋存游离气”的特点，产气特征表现为“见套压快、上产速度快、初期产气量高、日产水量小”的特点。深部煤层气试采井含气饱和度高，局部富集游离气，部分井压后点火可燃。深部煤层受温度与压力双重控制，具备吸附饱和、原地游离气赋存的优势条件。钻杆取芯实验室测试结果表明，实测含气量接近最大吸附气量，含气饱和度97.99%～99.39%，平均98.95%。某井绳索取心含气饱和度可达127%，中深部煤层含气饱和度平均值为69.5%。

自2019年8月在大吉地区某井区内陆续利用10口致密气老井(直井)，开展深部煤层气的试采，10口直井初始平均井底压力高达20.84 MPa，单井最高日产气量平均为3 035 m3，稳产阶段的日产气量为2 322 m3、日产液量2.7 m3，目前井底流压为7.50 MPa，套压2.38 MPa，累产气量617.2×104m3，累产液量4 174 m3。

由表2可知，深部煤层气井见气时的井底压力平均达到了19.4 MPa，逼近初始平均井底流压20.84 MPa，且各口煤层气井的见气压力最低值为14.08 MPa，远高于兰氏压力3.06 MPa或理论临界解吸压力，可推测地下处于超饱和状态，故含有游离气是普遍现象，而非局部现象。

表2 大吉地区某井区不同构造部位深部煤层气试采井的生产特征Table 2 Production characteristics of deep CBM wells in different structural position of a well block in Daji area

相比中深部煤层气井，根据表2的稳定日产气量和稳定日产液量，整体表现出日产气量高、日产液量低的特征，除了最东南角构造陡变部位的井日产水量达到21.46 m3之外，其余井的稳定日产液量平均仅有0.6 m3。虽然稳定日产气量平均为2 322 m3，但各口井的产气效果差异非常大，有的井稳定日产量为1 500 m3，但也有的井可以稳产5 000 m3。可见深部煤层气井的生产效果差异较大，需分析其产量差异主控因素。

2.2 深部煤层的微构造特征

由于深部煤层气试采井位于致密气已建产区，具备丰富的井震资料。实钻致密气井钻遇煤层的测井数据以及地震资料显示，井区位于一宽缓东高西低的大宁斜坡构造(图3(a))，虽然大宁斜坡属于相对平缓的斜坡构造，但斜坡上仍然有诸多复杂的次生褶皱起伏，局部微幅变化造成了较多的构造高点和构造低点。为了发现精细微构造对煤层气井产量的影响，采用精细至1 m构造线刻画了所有的地层倾角小于5°的微幅构造形态，同时将构造模型纵向比例尺进一步放大后，得到了图3(b)，可以清晰看到构造高点和构造低点。这里的微构造的“微”指的是更为“精细”的构造刻画，有别于大型构造。

按照微构造形态和应力作用方向，将位于大宁斜坡构造的试验井区进一步精细划分出正向微构造区、平缓构造区、负向微构造区、构造陡变区和水平向挤压区5类(图3(b))，除了东南角的构造陡变区导致构造抬升之外，其他部位的倾角在0.3°～2.5°。其中，前4种微构造区主要是由于构造的水平运动，造成了煤层在“垂向上”发生了不同程度、不同形态的改变(表3);最后一种是指造成了煤层在“水平方向上”微构造形态的改变(主要指挤压变形)。通过生产实践发现，除了垂向上煤层微构造变化对深部煤层气井生产效果有较大影响，发现水平向的挤压部位亦是如此，因此，将水平向挤压区也专门列出。不同微构造部位的深部煤层气井的具体生产情况见表3，整体表现出高产稳产井主要分布在正向微构造和平缓构造区，且这2个构造部位，施工排量和加砂规模越大，产气效果更好。

图3 大吉地区试验井区地质构造模型和微构造单元划分Fig.3 Geological structure model and microstructure division of a well block in Daji area

表3 大吉地区试验井区不同构造部位深部煤层气试采井的工艺及产气效果Table 3 Technology and gas production effect of deep CBM production wells in different microstructural positions of a pilot test block in Daji area

2.2.1正向微构造部位典型井的生产特征

典型井W7-5生产曲线如图4所示。该井设计加砂量43.9 m3，实际加砂53 m3，总液量1 879 m3，加砂完成率120.7%，射孔井段加砂强度10.6 m3/m。该井投产25 d见套压，初始见气压力为20.8 MPa，初期见气套压为6.8 MPa，当前井底流压稳定在6.03 MPa，套压保持在5.15 MPa，日产液量为0.45 m3，日产气量为4 988 m3，以平均日产气量5 000 m3已稳产129 d。曲线整体表现出该部位井产量高、压力下降平稳和储层供气能力强的特点。

图4 深部煤层正向微构造部位典型井生产曲线Fig.4 Typical well production curves in positive micros- tructure of deep coal seam

根据该井的测井曲线(图5，其中，MxRy为斯伦贝谢的阵列感应序列;M为阵列;R为电阻率;x为分辨率;y为探测深度)，在煤层段具有明显的扩径现象、感应电阻率曲线分布较为分散，反映出该煤层部位渗透率相对较好的特征。根据该井压裂施工曲线(图6)，施工压力相对较低、施工排量高，达到12 m3/min。从测井和压裂施工曲线特征，侧面印证了正向微构造部位的渗透性相对较好、易于压裂、易于加砂的特征。

图5 深部煤层正向微构造部位典型井测井解释曲线Fig.5 Typical well log interpretation curve in positive microstructure of deep coal seam

图6 深部煤层正向微构造部位典型井压裂施工曲线Fig.6 Fracturing curves of typical well in positive micros- tructure of deep coal seam

2.2.2平缓构造部位典型井的生产特征

典型井W3-7X2生产曲线如图7所示。该井设计加砂量37.7 m3，实际加砂量38.2 m3，加砂完成率101.3%。该井开井见套压0.25 MPa，套压最高达到4.78 MPa，产量迅速攀升至5 791 m3，以日产气量3 500 m3稳产210 d，目前日产气量3 122 m3，日产液量0.07 m3。该井展现出气井见气快、上产能力强的特征，说明平缓构造部位井具有较好的产气能力，具备一定的稳产能力。

图7 深部煤层平缓构造部位典型井生产曲线Fig.7 Typical well production curves in gentle microstr- ucture of deep coal seam

2.2.3负向微构造部位典型井的生产特征

典型井W3-2AX3井生产曲线如图8所示。该井设计加砂量50.4 m3，实际加砂量40 m3，加砂完成率79.4%。该井开井见套压0.22 MPa，套压最高达到3.8 MPa，日产气量迅速攀升至1 500 m3并稳产127 d，目前日产气量1 586 m3，日产液量1.53 m3。压力下降较快，稳定产气量相对较低。

图8 深部煤层负向微构造部位典型井生产曲线Fig.8 Typical well production curves in negative microst- ructure of deep coal seam

2.2.4水平向挤压区典型井的生产特征

典型井W4-8X1井微构造部位如图9(a)所示。该井位于“m型”微构造的水平挤压部位中部，煤层厚度较厚，达到10 m，设计加砂量54.4 m3，实际加砂量1.5 m3，加砂完成率2.8%，总液量1 510.2 m3，射孔井段加砂强度2.3 m3/m。生产曲线如图9(b)所示，该井投产11 d见套压0.86 MPa，目前日产气量667 m3，日产液量0.14 m3。该井位于微构造水平挤压部位的中部，应力较高可能是加砂困难的主要原因之一，改造范围有限导致产气效果不佳，最高日产气量2 081 m3，平均日产气量1 500 m3，稳产能力较差。

图9 深部煤层水平向挤压区典型井位置与生产曲线Fig.9 Typical well location and production curves in deep coal seam horizontal compression area

一般纯煤的电阻率较高、自然伽马值很低。根据该井的测井曲线(图10)，虽然该井所在位置煤层厚度大，但自然伽马曲线与电阻率曲线波动频繁且波动范围较大，表明煤岩中的有较多的黏土矿物或煤层中有夹矸存在，煤岩煤质较差，判断可能是由于区域构造挤压变形，导致了原纯煤层与相邻上、下非煤层之间的交叉叠置;根据施工压力曲线(图11)，施工压力高、排量低，加砂完成率低于3%，表明该部位压裂改造困难。从侧面印证了水平向挤压部位具有应力高、煤岩煤质相对较差的特点，需要针对性地开展优质层位的射孔部位优选和高应力释放的压裂改造工艺研究。

图11 深部煤层水平向挤压区典型井压裂施工曲线Fig.11 Fracturing curves of typical well in deep coal seam horizontal compression area

2.2.5构造陡变区典型井的生产特征

典型井W40生产曲线如图12所示。该井设计加砂量55.1 m3，实际加砂量32 m3，加砂完成率58.1%，总液量2 000 m3。该井日产水量21.46 m3，一直未产气，井底压力下降缓慢。该井采出水样的水质类型为CaCl2型，矿化度为40 158 mg/L，据表2，该井矿化度值是深部煤层气试采井中采出水矿化度范围的下限，其他井的矿化度主要分布在70 000～332 006 mg/L。由于该井位于井区的东南角构造陡变区，也靠近东部的中部煤层，考虑是构造迅速变化，可能沟通了煤层顶板含水灰岩，且构造陡变导致煤体破碎，气体保存条件差。

图12 深部煤层构造陡变区典型井生产曲线Fig.12 Typical well production curves in deep coal seam structure steep change area

2.3 深部煤层气井生产认识

(1)深部8号煤层气井含气饱和度可达98.1%～99.9%，含气饱和度高，局部富集游离气，部分井压后点火可燃，深部煤层气井见气压力高达19.4 MPa，见气时套压也高为4.1 MPa，据统计，深部8号煤层气井的见套压时间平均11 d，中深部8号煤层气井的平均见套压时间为271 d，深部比中深部煤层气井的见套压时间短了260 d。

(2)见气后日产气量上升速度快，日产水量较小。见气后1～2个月日产气量上升至2 000 m3，产气后日产水量普遍小于3 m3。据中浅部煤层气井的产出剖面测试，中浅部8号煤层的日产水量平均达到56.2 m3。说明中浅部8号煤层产水量较大，然而向西部的深部8号煤层气井的日产水量逐渐变小。

(3)煤层精细微构造对深部煤层气井的产量大小影响具有明显分布规律，其中，正向微构造和平缓构造部位井的表现为加砂完成率高、见气时压力高、见套早、产量足特点;位于该部位的井见气压力与原始压力比一般为0.9以上，见套快，产量稳定，表现出供气充足的特点，推测正向微构造(局部构造高点)天然裂隙相对发育，压裂改造的人工沟通天然裂隙后，能够保证气量。测井曲线和压裂施工曲线也侧面印证了正向微构造部位的渗透性相对较好、施工压力低、施工排量高、易于加砂的特征。

(4)负向微构造和水平向挤压部位煤层气井加砂完成率相对较低，具有施工压力高、加砂困难、产气效果差等特征，表明在深部煤层构造低部位和挤压部位，受到挤压应力作用，会使原本的特低渗煤层渗透性变得更差、应力更高，天然裂隙不发育、人工裂缝也改造有限，产气效果相对较差。

(5)基于深部煤层气试采井情况，取得了鄂东缘大吉地区不同构造部位深部煤层气井稳产水平的认识:在中高施工排量和加砂规模的情况下，正向微构造部位深部煤层气井具有5 000 m3/d稳产水平，平缓区深部煤层气井稳产3 500 m3/d;其他部位平均稳产1 500 m3/d。

3 深部煤层气高产主控因素与开发机理剖析

3.1 影响深部煤层气高产的因素

深部煤层气富集因素包括埋深、含气量、厚度等[26-29]，然而通过长期开发实践，逐渐发现煤层气“富集”部位并不一定代表“高产”。因此，近年来研究关注点开始从煤层气“富集”影响因素，逐渐转向影响煤层气“高产”因素研究，追求以“可采性”为核心[30]的可采地质模式研究。

据表1，大吉地区深部煤层含气量普遍超过20 m3/t，煤层全区连续稳定、面积广、平均厚度达到7.8 m，断层不发育，位于承压区，深部煤层矿化度极高、水动力不活跃，根据生产曲线特征，除了初期产液量以返排液为主，进入稳产阶段后的产液量基本小于3.0 m3/d。可见从地质特征看，深部煤层气的资源量是有保证的。

笔者认为深部储层的致密性，是制约深部煤层气资源能否开采出来的最为关键的因素，而煤体结构和地应力是影响致密性的2个关键参数:对于煤体结构而言，相比煤质较软的糜棱煤或碎粒煤，原生结构煤的压裂改造效果更好，故深部煤层原生结构煤要相对中深部煤层碎裂、碎粒煤将具有一定的改造优势;除了利用压裂改造能够改善局部有限范围外，寻找渗透性相对较好或应力相对小的部位，天然裂隙更发育，不仅能助于压裂改造、保证压裂改造效果，且人工裂缝与天然裂隙沟通后，亦有助于高产。

因大吉地区深部煤层气试采区位于致密气已开发区，相比新区，该区深部煤层具备精细微幅构造认识清楚的优势条件，也为发现精细构造对深部煤层气井开发效果差异的重要性提供了研究基础。在资源保证的前提下，将精细微构造、加砂规模、施工排量、总酸量、加砂量等参数进行产量主控因素分析。按照构造部位，将正向微构造和平缓区划为一类，其他部位划为一类进行分析，得到了不同构造部位深部煤层气井各类参数与稳产气量的关系，如图13所示。

图13 压裂施工参数与稳产气量相关性Fig.13 Correlation between fracturing parameters and stable gas production rate

根据表3和图13，发现:

(1)位于正向微构造和平缓构造区天然裂隙相对发育，深部煤层气井的稳产气量，与施工排量和总砂量，呈现出明显正相关，但与压裂总液量和总酸量相关性较低。整体表现为工艺的施工排量越高、加砂规模越大，深部煤层气井的产气效果越好，正相关系数R2>0.8。

(2)位于其他部位的深部煤层气井的稳产气量，试验了不同工艺、不同施工排量、不同酸量、不同加砂规模，但产气效果差异小，基本在1 500 m3/d稳产水平。表明在这些部位的应力高、渗透性差，压裂改造困难，也说明了由于这些负向微构造和水平向挤压等构造部位天然裂隙不发育，目前的工艺技术在这些部位人工改造范围有限，产气效果不及正向微构造和平缓区。

3.2 深部煤层正向微构造对高产主控作用的发现与启示

煤层整体上呈西倾单斜，但单斜上有诸多复杂的次生褶皱起伏，煤层顶板标高的微小差异(微幅构造差异)对煤层气的富集影响不大，但对于产气效果影响较大。主要体现在2个方面:

(1)由于深部煤层埋藏更深，压力更高，相比浅层，微幅构造的影响力会变的更大，甚至有“放大”的效果:对于深部煤层的正向微构造，渗透性明显改善;对于深部的负向微构造或水平向挤压区，受到挤压应力影响，储层压力亦会更高，渗透性更低，对压裂改造的困难会加大。根据目前产气效果，以当前试验的工程工艺，较难将这部分资源采出，产气效果相对较差。目前深部煤层气产气量高的井的部位仍然是正向微构造部位和平缓构造部位。

(2)由于深部煤层埋深更深，煤层更加致密，渗透性普遍相比浅层更低。目前的压裂改造方式，仅能在致密储层的近井筒附近很小范围产生裂缝。位于局部微幅正向构造部位，是应力相对低值区，一方面这些部位易改造，另一方面这些部位张性裂隙发育、渗透性相对较高，在压裂改造后，裂缝将会延伸连通天然裂隙，具有良好的运移通道。由于深部煤层处于高温、高压状态，在深部煤层的高温情况下，由于煤层吸附能力的降低，在受高温影响煤层逐渐解吸出来的气体在封闭环境中形成了“原地游离气”，故原地游离气相比浅层而言赋存的更多。因气体密度轻，重力分异作用，气体容易运移至张性裂隙相对发育的局部构造高部位，因此这些局部构造高部位的含气饱和度也会较高，根据相渗曲线特征，随着含气饱和度升高，相渗曲线中对应的气相渗透率将会增加，这也将有利于气体的产出，产气量即会更高。深部8号煤层直接的顶板盖层灰岩厚度为4～8 m，封盖性较好，利于在这些局部构造高部位的煤层气井高产。

通过深部煤层正向微构造和平缓区产气效果也印证了以上认识，故建议将精细的微构造刻画作为深部煤层气开发有利甜点部位的优选评价关键因素，可将正向微构造和平缓构造部位作为优选地质-工程共同甜点部位，为深部煤层气高效开发的地质支撑技术体系完善提供重要依据。

3.3 深部煤层气开发机理、理想排采曲线模式与启示

与浅层煤层不同，深部煤层受到高温度与高压力双重控制。随着煤层埋深增加至一定深度后，地层压力对吸附的正向作用小于温度对吸附的负向作用[7]。温度越高，煤层气越容易发生解吸，在深部煤层的高温情况下，由于煤层吸附能力的降低，原地游离气相比浅层而言也会变的赋存更多。因此曲线特征的差别主要是位于开发初期阶段。开发初期的深部煤层气生产特征更类似于“页岩气式的煤层气”开发。

与浅层“排水诱导解吸——形成水头压降漏斗”的开发机理不同，在产液量少或无水产出的情况下，深部煤层气是“产气诱导解吸——形成气相漏斗”。由于高温状态下利于深部煤层的解吸，部分解吸出来的气体会以“游离气”的状态赋存于煤层，故深部煤层气的生产特征前期主要是以“游离气”生产为主(图14)，表现为初期产量高、见气快的特点，当压裂液返排至较高程度后，气体产量逐渐上升，将会达到第1个产气高峰，且在渗透性较好、供气足的正向微构造或平缓构造部位，产量可稳产一段时间;伴随着“游离气”的产出，产气曲线下降，压力也会逐渐下降，当压力降至解吸压力后，诱导煤层气的解吸，煤层慢慢进入解吸状态，解吸后的产气曲线将有一段缓慢递增的过程，将实现第2个产气高峰或稳产阶段，这个解吸后的过程预计会同浅层煤层气井排采曲线特征一致。

图14 浅部和深部煤层气井理想排采曲线对比Fig.14 Comparison of ideal production curves between shallow and deep CBM wells

需要注意的是，随着生产后期储层压力的大幅降低，由于应力敏感性，可能会导致原来压开的煤层裂隙闭合，因此，针对压裂过程中支撑剂效果不佳的深部煤层气井，其解吸过程可能会发生“遇阻”的现象，或者说出现第2个产气高峰较为困难。为了预防这种现象的发生，一方面要加强对深部煤层气井“如何加砂铺得远、如何有效支撑压后裂缝”等压裂改造工艺优化和技术攻关;另一方面，为了避免应力敏感现象，深部煤层气在降压解吸过程一定要缓慢降压。当这种现象发生后，也可考虑二次压裂改造，从而进一步释放解吸阶段的解吸气量。

4 结 论

(1)通过深煤层与中深煤层地质气藏特征20项地质参数的对比，深部煤层整体上展现了“高含气、高饱和”的优势和“煤体结构好和特低渗”特征。深煤层气井整体表现出见套压时间比中深部煤层气井的缩短260 d，见气时井底压力平均19.4 MPa、稳产阶段单井平均日产液量小于3 m3的特点。

(2)与浅层“排水诱导解吸”开发机理不同，深部煤层气是在产液少或无水的情况下“产气诱导解吸”。由于深部煤层在高温状态下利于煤层的解吸，部分解吸出来的气体会以“游离气”的状态赋存于煤层，故深部煤层气的生产前期主要是以“游离气”生产为主，这也是与浅层煤层气排采明显不同。

(3)根据深部煤层微构造形态特征，将位于斜坡构造的井区进一步划分为五类微幅构造区，发现煤层精细微构造对深部煤层气井的产气效果控制作用明显，深部煤层正向微构造和平缓构造部位井的表现为加砂完成率高、见气时压力高、见气早、产量高，测井曲线和压裂施工曲线侧面印证了正向微构造张性裂隙发育、渗透性相对较好、施工压力低、施工排量高、易于加砂的特征。负向微构造和微构造挤压部位井，加砂完成率相对较低，压裂曲线施工压力高、加砂困难、产气效果差，表明在深部煤层构造低部位和挤压构造部位，受挤压影响，使得原本特低渗煤层的渗透性变得更差、应力更高，压裂改造困难，产气效果较差。对于负向微构造和水平向挤压构造部位的压裂工程技术的攻关，特别是在加砂困难的情况下，如何把砂子加进去并且能有效支撑压后裂缝，将是关系到未来深部煤层气是否能开拓更大战略场面必须要攻克的难题。

(4)鄂东缘大吉地区不同微构造部位深部煤层气井稳产水平认识:位于正向微构造和平缓区，深部煤层气井的稳产气量与施工排量、总加砂量呈现明显正相关，在中高加砂规模的前提下，位于正向微构造部位深部煤层气井的稳产水平为5 000 m3/d、平缓构造部位井的稳产水平为3 500 m3/d;位于其他部位井试验了不同的工艺、施工排量、酸量、加砂规模，稳产水平1 500 m3/d左右。深部煤层气井生产效果较好的部位仍然是正向构造部位和平缓构造部位。

(5)对于深部煤层气而言，“富集”并不一定代表“高产”，致密性是制约深部资源能否开采出来的关键，深部煤层兼具原生结构煤的优势和渗透率特低的劣势，除了压裂改造能够改善局部有限范围外，寻找渗透性相对较好或应力相对小、天然裂隙更发育的部位，不仅可以帮助压裂改造效果一臂之力，还有助于高产。由于背斜构造比例少，故可以考虑将深煤层的正向微构造和平缓构造部位作为优先开发“地质-工程”共同甜点部位。

以上研究成果为确定深部煤层气勘探开发方向、深部煤层气地质-工程甜点部位评价、针对性工程技术对策和煤层气井合理生产制度的制定，提供了强有力的理论依据，为突破深部煤层气勘探开发、带动国内深部煤层气规模开发具有示范作用。