深部(层)煤层气成藏模式与关键技术对策*——以鄂尔多斯盆地东缘为例

徐凤银 王成旺 熊先钺 李曙光 王玉斌 郭广山 闫 霞 陈高杰，3 杨 贇 王虹雅 冯 堃 吴 鹏 刘印华1，，3

(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.中石油煤层气有限责任公司工程技术研究院 陕西西安 710082；

4.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

2019年前，国内煤层气开发基本集中在埋深小于1 200 m区域，鄂尔多斯盆地东缘(以下简称鄂东缘)韩城、大宁-吉县、三交、保德等区块均进行了规模开发。随着浅部(层)可供规模效益开发的区块越来越少，深部(层)煤层气将成为我国下一步煤层气勘探开发的重要接替领域[1-6]。针对1 500 m以深的区域，中联煤层气公司在临兴区块、华北油田分公司在大城区块进行了现场试验，但是单井产量低、稳产时间短，未取得实质性突破。2019年以来，随着中国石化华东分公司在延川南区块，特别是中石油煤层气公司在大宁-吉县区块埋深大于2 000 m的深部(层)煤层气勘探突破，吉深6-7平01井获得日产10.1×104m3高产工业气流，真正拉开了深部(层)煤层气勘探开发序幕。2021年，大宁-吉县区块探明地质储量1 121.62 ×108m3，成为国内首个埋深超2 000 m、探明地质储量超1 000 ×108m3的高丰度整装大型煤层气田。2021年，中国石油新疆油田分公司在准噶尔盆地白家海凸起彩探1H井获最高日产气5.7 ×104m3，标志着准噶尔盆地深部(层)煤层气勘探取得突破。这些深部(层)煤层气勘探成功实践，突破了“1 500 m以深为煤层气勘探开发禁区”的认识，极大增强了深部(层)煤层气规模效益开发的信心，但同时也面临一系列理论与技术挑战，亟需针对深部(层)煤层气高效开发的系列难题开展研究攻关，助推深部(层)煤层气资源的开发利用。

国内外学者对于煤层气成藏模式进行了不同程度的研究[7-19]，以压力和构造等为主控因素的煤层气富集成藏模式划分有3大类：水动力封闭超压有利富集成藏模式、多煤层连续性富集成藏模式和断裂带等高渗高产成藏模式。具体而言，宋岩 等认为保存条件是成藏关键，建立了含气量与渗透性耦合控藏模式、脆韧性过渡带叠加控藏模式；
林小英 等提出水动力封堵和水动力驱动类型；
李勇 等提出以构造、岩性、水动力和复合型圈闭为主导的气藏类型划分方案；
冯树仁 等提出封闭断层气水圈闭、深层气藏模式；
涂志民 等建立了三塘湖盆地低阶煤深部承压式超压成藏模式、盆缘缓坡晚期生物气成藏模式、构造高点常规圈闭水动力成藏模式等。目前文献报道的煤层气成藏模式均是针对中浅部(层)欠饱和煤层，含气饱和度低，不含游离气，而深部(层)吸附气和游离气共存的成藏模式未见相关报道。

本文以鄂东缘临兴(煤层埋深大于1 800 m区域)、大宁-吉县(煤层埋深大于2 000 m区域)、延川南(煤层埋深大于1 500 m区域)3个区块为例，研究深部(层)煤层气成藏特征及成藏模式，提出深部(层)煤层气规模效益开发存在的瓶颈技术问题及针对性的技术发展方向，为国内外深部(层)煤层气规模效益开发理论研究、技术攻关方向与对策提供借鉴和启示。

研究区主要位于鄂尔多斯盆地的山西省和陕西省境内，北至神木、南至韩城，西邻榆林-延安，构造上位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带和伊陕斜坡东部(图1)，为走向NNE、向NW缓倾的单斜构造[20-21]，区内断层以NE向逆断层为主，断距一般小于50 m，发育薛峰北、前高、离石、午城等大断裂。研究区自下而上发育的沉积地层包括：奥陶系马家沟组、石炭系本溪组以及二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组，其中山西组发育4+5号煤层，太原组发育8+9号煤层，厚度2～20 m，煤层埋深呈现东高西低特征，在400～2 800 m。临兴(煤层埋深大于1 800 m)、大宁-吉县(煤层埋深大于2 000 m区域)、延川南(煤层埋深大于1 500 m区域)三个区块自北向南分布于鄂东缘北部、中部、南部地区。

图1 研究区位置及地层综合柱状图

2.1 生烃条件

鄂东缘石炭—二叠系太原组、山西组煤层发育广泛，发育多套煤层，其中太原组8+9号煤层和山西组4+5号煤层稳定发育，是鄂东缘煤层气和煤系地层天然气重要的烃源岩，本次研究以太原组8+9号煤层为主。

2.1.1煤层厚度特征

太原组8+9号煤层自北向南受沉积影响厚度差异较大，北部临兴区块沉积环境为泻湖—潮坪相，位于局部沉积中心，利于聚煤作用的发生[9]，煤层厚度1.6～12.8 m，平均6.04 m；
中部大宁-吉县区块受太原组为三角洲—障壁砂坝—泻湖相，处于沉积中心[10]，沉积稳定，煤层厚度5.2～12.9 m，平均7.8 m；
南部延川南区块为障壁砂坝—泻湖—潮坪相，煤层厚度2.8～6.9 m，平均4.6 m。

2.1.2煤岩煤质特征

太原组8+9号煤层以原生结构煤为主，煤心呈柱状，完整性好，割理裂隙较发育，局部井区受张应力影响，外生裂隙发育，应力释放后煤心碎裂(图2)。宏观煤岩类型以光亮煤和半暗煤为主，部分为半亮型煤。煤岩有机显微组分以镜质组为主，惰质组次之。镜质组平均含量在临兴区块为75.6%，大宁-吉县区块为85.5%，延川南区块为76.8%。临兴区块镜质体反射率Ro平均为1.8%，大宁-吉县区块Ro平均为2.7%，延川南Ro平均为2.46%，热演化程度均较高，属于中-高变质程度。根据马行陟等[22]室内实验评价结果，当Ro≤3%时，热演化程度越高，煤层生成甲烷量及吸附量就越大，可见鄂东缘深部(层)煤层具有生烃潜力强的特征。

图2 鄂东缘不同区块深部(层)煤岩照片

2.1.3煤岩含气性特征

根据含气量实测结果，临兴区块太原组8+9号煤层含气量13.94～18.14 m3/t，平均15.96 m3/t；
大宁-吉县区块8+9号煤含气量20.03～23.88 m3/t，平均22.36 m3/t；
延川南区块8+9号煤含气量6.4～20.58 m3/t，平均12 m3/t。临兴区块8+9号煤含气饱和度45.6%～100%，属于欠饱和-饱和气藏；
大宁-吉县区块含气饱和度96.12%～100%，属于欠饱和-饱和气藏，气体赋存状态以吸附气为主，局部富集游离气；
延川南区块含气饱和度39.51%～56.11%，属于欠饱和气藏(图3)。

图3 等温吸附曲线

2.2 储集条件

2.2.1储集空间

大宁-吉县区块煤层裂隙主要为外生裂隙，贯穿于煤层中上部，宽度2～6 mm，从镜下观察发现张性裂隙、剪性裂隙广泛发育(表1)，裂隙宽度5～10 μm，部分裂隙被碳酸盐岩矿物填充[23-24]。割理广泛发育，5～15条/5 cm。孔隙以纳米级的微孔为主，组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔均发育，是束缚水与游离气赋存的主要空间。临兴区块煤层扫描电镜分析结果，8+9号煤层主要发育水平裂缝，局部发育垂直裂隙[25]，割理裂隙发育，5～12条/5 cm，部分被碳酸盐岩矿物填充，气孔、组织孔均发育。

表1 大宁-吉县区块深部煤层储层空间类型划分

2.2.2物性特征

大宁-吉县区块深部(层)煤层具有微孔、小孔发育特点，8+9号煤层孔隙度2.74%～3.62%，平均3.13%。低温液氮吸附实验结果表明(图4)，8+9号煤层孔隙以小于10 nm微孔为主，同时发育10～100 nm的小孔。压汞实验结果表明(图5)，8+9号煤层以微孔为主，孔喉半径小。根据注入压降测试结果，8+9号煤层渗透率(0.053～0.054)×10-3μm2；
根据岩心实验室测定结果，8+9号煤层渗透率(0.001～0.271)×10-3μm2，平均0.037×10-3μm2，在裂隙发育情况下，渗透率增加到(0.318～1.749)×10-3μm2，平均1.115×10-3μm2。临兴区块8+9号煤层孔隙度[7-8,21]为4.21%～7.50 %，平均5.39%。低温液氮吸附及压汞实验结果表明(图4、5)，8+9号煤层孔隙度小，孔喉半径小，10～100 nm的孔隙最为发育,平均占比51.13%，大孔平均占比28.31%；
延川南区块的8+9号煤层孔隙度[26-28]为3.03%～6.22%，平均4.9%。，以微孔和过渡孔为主，微孔占比60.1%，孔隙连通性差。根据注入压降测试结果，渗透率(0.017～0.169)×10-3μm2。

图4 低温液氮吸附孔径分布

图5 压汞曲线

2.3 保存条件

2.3.1沉积环境对煤层气保存的影响

研究区煤层顶板以灰岩为主，局部地区发育泥岩；
底板以泥岩为主，局部地区发育砂岩。煤层顶底板封盖能力整体好，有利于煤层气富集成藏。但是，受沉积环境控制，不同区块形成了差异化的煤层及顶底板组合类型。鄂东缘太原组临兴地区主要发育泻湖—潮坪相[27]，大宁-吉县地区主要发育三角洲—障壁砂坝—泻湖相[10],延川南地区主要发育障壁砂坝—泻湖—潮坪相。研究表明，研究区煤层与顶底板组合关系主要发育以下2类5种：一类顶板为灰岩，包括：顶板灰岩-煤层-底板泥和顶板灰岩-煤层-底板砂岩，主要分布在大宁-吉县区块和延川南区块；
另一类顶板为砂泥岩，包括顶板砂岩-煤层-底板砂岩、顶板砂岩-煤层-底板泥岩和顶板泥岩-煤层-底板泥岩(图6)，主要分布在临兴、延川南区块。总体上以三交-临兴为界，向南顶板以灰岩为主，向北顶板以泥岩为主。

图6 煤层及顶底板纵向组合关系

2.3.2水文地质对煤层气保存的影响

水文地质条件影响煤层气保存，主要体现在以下2方面：一是水动力强的径流区冲刷煤层气使得煤层气逸散，二是水动力条件弱的滞留区侧向封堵煤层气，有利于煤层气保存和富集。

研究区含水层包括：第四系松散岩层、新近系—古近系砂砾岩层、二叠系—三叠系碎屑岩裂隙含水岩层、石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩岩溶-裂隙含水岩层、奥陶系—寒武系碳酸盐岩裂隙岩溶含水岩层。煤储层地层水阳离子主要为：K+、Na+、Ca2+、Mg2+，以Na+、Ca2+离子为主；
阴离子主要包括：Cl-、SO42-、HCO3-，其中大宁-吉县、临兴区块以Cl-为主，延川南区块以Cl-、HCO3-为主。大宁-吉县、临兴区块地层水矿化度高，总矿化度60 000～320 000 mg/L，主要以承压水为主，水型以Ca-Cl2型为主。延川南区块地层水矿化度4 000～50 000 mg/L，水型有Ca-Cl2型、Na-HCO3型。试采井日产水量3～13 m3，普遍小于3 m3，水动力条件弱，有利于煤层气的保存(表2)。

表2 大吉-临兴-延川南区块水文地质分析表

钠氯系数(Na+/Cl-)和钠钙系数(Na+/Ca2+)是指示水动力交替作用强度和地层水封闭性的指标，其值越小，地层水封闭性越好，越利于煤层气保存。大宁-吉县、临兴区块钠氯系数0.21～0.54,钠钙系数0.07～0.80；
延川南区块钠氯系数0.44～2.10，钠钙系数1.20～2.72。水文指标分布特征表明，大宁-吉县、临兴区块深部(层)煤层水动力条件弱，有利于煤层气的富集保存，延川南保存条件相对较差。

2.4 深浅部(层)富集成藏条件对比

通过对比分析深、浅部(层)煤层成藏条件表明，深部(层)煤层气具有煤层厚度大、煤体结构完整、热演化程度高、煤层含气量高、含气饱和度高、游离气丰富、水动力条件弱、顶底板封盖能力好等有利成藏条件和基质渗透率低、孔隙连通性差等不利成藏条件(表3)。

2.5 成藏特征

研究区深部(层)煤层具有“广覆式生烃、自生自储毯式成藏”特征(图7)。广覆式生烃主要是指深部(层)煤层全区发育，分布连续稳定，厚度大；
煤层热演化程度高，Ro为2.5%～2.7%，达到了成熟阶段；
在晚侏罗世—早白垩世，地层温度达到120～140 ℃，生成大量煤层气，具有全区大面积广泛覆盖生烃特征。自生自储是指深部(层)煤层既是烃源岩也是储集层，毯式成藏是指深部(层)煤层割理裂隙发育，张性裂隙、剪性裂隙、组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔广泛发育，孔隙以小孔微孔为主与毯子结构相似，是煤层游离气主要赋存空间。受温度压力影响，深部(层)煤层气呈现出高饱和、高压束缚游离气与吸附气共存特征，在温度65 ℃、地层压力22 MPa条件下，甲烷密度为127.28 kg/m3，游离气以高压压缩气状态赋存于微裂隙及微孔中，吸附气主要在孔隙内煤基质表面吸附[29]。实钻取心含气量测试和等温吸附测试可知：大宁-吉县区块深部(层)煤层解吸气量平均达27.5 m3/t、浅部(层)含气量平均为12.36 m3/t(表3)，煤层具有高含气特征。

表3 鄂东缘深浅部(层)富集成藏条件对比表

图7 广覆式生烃、自生自储毯式成藏示意图

通过对鄂东缘典型区块太原组8+9号煤层烃源、储层和保存等成藏条件分析，结合开发动态资料，建立了微幅褶皱、单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合、鼻状构造等4类深部(层)煤层气成藏模式。

3.1 微幅褶皱成藏模式

微幅褶皱成藏模式是指煤储层热演化程度高、生烃潜力好、受微幅褶皱影响储层裂隙发育、顶底板封盖性能好、吸附气与游离气共存的一种成藏模式。该类成藏模式在大宁-吉县区块、临兴区块广泛发育(图8a)，具有以下主要特征：①生烃条件：煤层热演化程度高，Ro大于2.0%，煤层厚度一般大于5 m，生烃潜力强，煤体结构以原生结构煤为主；
②储集条件：储层裂隙-割理发育，微构造发育，受挤压应力影响，褶皱局部高点张裂隙广泛发育，为游离气赋存提供储集空间，游离气富集，易形成高产；
③保存条件：地层倾角小于3°，无断层发育，煤层顶板为致密灰岩或泥岩，地层水水型为Ca-Cl2型，矿化度高(一般大于100 000 mg/L)，水动力条件为承压区，保存条件好；
④井生产特征：压裂后能点火可燃，投产后可以自喷生产。

图8 鄂东缘典型成藏模式

以大宁-吉县区块大吉2-2B向3井、大吉1-3井为例，2口井均为大宁-吉县区块定向井，其中大吉2-2B向3井位于局部构造高点，大吉1-3井位于局部构造低点，2口井均采用大规模压裂方式，入井液量分别为3 034.8 m3和3 146.6 m3，加砂量分别为411 m3和421 m3，大吉2-2B向3井压裂后放喷点火可燃，火焰高度1～5 m，目前自喷生产，日产气量2.3万m3，成为国内煤层气直井最高产量井。大吉1-3井压裂后放喷点火不可燃，采用抽油机+有杆泵生产，目前日产气量653 m3(图9、10)。

图9 大吉2-2B向3井生产曲线

图10 大吉1-3井生产曲线

3.2 单斜与水动力耦合成藏模式

单斜与水动力耦合成藏模式是指煤储层生烃后受构造抬升影响、以吸附气为主(不含或含少量游离气)、受水力封堵影响而聚集成藏的一种成藏模式。该类成藏模式含气性相对微幅褶皱较差，在大宁-吉县、临兴、延川南均发育(图8b)，具有以下主要特征：①生烃条件：煤层热演化程度中—高，Ro大于1.8%，煤层厚度一般大于3.5 m，生烃潜力大，煤体结构以原生结构为主；
②储集条件：受单斜构造影响，不含(或含少量)游离气，构造抬升过程中游离气溢散至其他层位；
③保存条件：保存条件较好，煤层顶板为致密灰岩或泥岩，深部地层矿化度高(80 000～200 000 mg/L)，水型为 Ca-Cl2型，水动力条件由浅到深从径流区-弱径流区-承压区过渡，水动力条件较弱，有利于富集成藏；
④生产特征：压裂后能点火不燃，投产后不能自喷生产，需要三抽设备辅助生产。

以大宁-吉县区块大吉9-9向2井为例，该井是大宁-吉县区块定向井，位于东部斜坡带，采用大规模压裂方式，入井液量3 051 m3，加砂量为181 m3，采用抽油机+有杆泵生产，目前日产气量4 500 m3(图11)。

图11 大吉9-9向2井生产曲线

3.3 断层与水动力耦合成藏模式

断层与水动力耦合成藏模式是指受断层影响煤层及上覆地层破碎、断裂带形成的泥岩涂抹带渗透性较差、气水运移困难形成良好封闭空间、阻止煤层气逸散使煤储层含气量较高[7]的一种成藏模式，其特点是煤储层上覆岩层为灰岩或泥岩使煤储层中不存在地下水的垂向补给，断层封堵和水动力条件形成良好的时空匹配。该类成藏模式在临兴区块、延川南区块广泛发育(图8c)，具有以下主要特征：①生烃条件：煤层热演化程度中—高，Ro一般大于1.8%，煤层厚度一般大于3.5 m，生烃潜力强，煤体结构以碎裂煤为主；
②储集条件：断层发育，断层上下盘含气差异较大，逆断层上盘靠近断层带裂隙发育，为游离气赋存提供空间，下盘受断层和水动力耦合影响，主要以吸附气为主；
③保存条件：保存条件较好，煤层顶板为致密灰岩或泥岩，具有良好的封盖性封盖条件好。深部地层矿化度高，一般大于50 000 mg/L,水型为 Ca-Cl2型，水动力条件较弱；
④生产特征：压裂后能点火不燃，投产后不能自喷生产，需要三抽设备辅助生产。

3.4 鼻状构造成藏模式

鼻状构造成藏模式是指受构造挤压影响局部地区发育鼻状构造、构造和水文条件有利、鼻状构造隆起区为煤层气富集成藏有利区域、吸附气量与游离气共存且游离气含量高的一种成藏模式。该类成藏模式在大宁-吉县、临兴均有均发育(图8d)，有利于获得煤层气高产，具有以下主要特征：①生烃条件：煤层热演化程度高，Ro大于2.0%，煤层厚度一般大于5 m，生烃潜力强，煤体结构以原生结构为主；
②储集条件：受鼻状构造形态影响，张裂隙广泛发育，为游离气赋存提供条件，深部生成的气体沿着裂隙向上运移至局部构造高点；
③保存条件：鼻状构造区域处于滞留水区，地层水矿化度80 000～200 000 mg/L,水型为 Ca-Cl2型，属于弱径流区-承压区，水动力条件较弱，有利于富集成藏；
④生产特征，压裂后能自喷生产。

以大宁-吉县区块高4-3井为例，该井是大宁-吉县区块直井，位于鼻状构造轴部，采用大规模压裂方式，入井液量2 898 m3，加砂量402 m3，压裂后自喷生产，日产气量1.2×104m3(图12)。

图12 高4-3井区生产曲线

与浅部(层)煤层气相比，深部(层)煤储层在构造、埋深、压力、温度、地应力、物性、含气性等方面均有显著差异，现有浅部(层)形成的地质评价和工程工艺技术难以完全适应深部(层)煤储层条件，需要针对深部(层)煤层气藏特点和难题，开展相应的理论与技术攻关[30]，这里特别强调的是地质-工程一体化、工程技术对地质条件适应性的“双甜点综合定量评价”技术攻关，以解决深部(层)煤层气藏高效开发面临的诸如储层精细描述与甜点区识别标准、基于地质-工程一体化的钻井、压裂等理论技术难题，推动深部(层)煤层气规模效益开发。

4.1 地质-工程一体化甜点综合定量评价

针对深部(层)煤层气开发效果密切相关的地质关键问题，以控藏成藏研究为基础，揭示影响深部(层)煤层气开发效果的地质-工程关键控制因素，形成深部(层)煤层气地质-工程一体化甜点优选技术、井网优化及产能评价技术，支撑深部(层)煤层气大规模高效建产。重点开展以下五方面的研究：①深部(层)煤储层构造、水文、地应力、温度场、压力场对富集影响研究；
②深部(层)煤储层气水产出物理—化学性质动态及其主控因素；
③煤储层开发效果地质—工程关键控制因素研究；
④地质-工程开发甜点评价指标体系与模型；
⑤井型、井网、井距优化及合理产能评价与预测。

4.2 工厂化水平井优快钻完井关键技术

工厂化大丛式水平井开发是深部(层)煤层气高效开发的必由之路，是提升全生命周期开发效果的重要途径，主要包括提高甜点钻遇率、增加水平段长、降低钻井成本[31-34]。需要开展的技术攻关有：①精优轨迹设计，建立水平井超前导向与多约束井眼轨迹设计方法；
②三精导向技术建立与实施，为了提高黄金靶体钻遇率，充分利用地震、测录井、地质等多元信息，开展精细地质建模、精准轨迹优化，精优导向实施，充分利用工厂化作业优势，实现地质模型不断更新迭代，保障甜点钻遇率；
③低成本防漏防塌快脱气综合作用机理及钻井液调控技术研究，基于钻井液体系的防漏、防塌、脱气单一作用机理，结合性能及作用效果，揭示深部煤岩钻井液体系综合作用机理，形成深部煤层全井筒防漏防塌快脱气钻井液技术及性能调控方法；
④深部(层)煤层气水平井高效密封固井技术研究，构建深部煤层固井水泥浆及隔离液体系，开展水平井套管安全下入、提高顶替效率等工艺研究。

4.3 水平井大规模体积缝网储层改造等关键技术

深部(层)储层具有高地应力、高地层温度、高破裂压力、高弹性模量、低泊松比“4高1低”特征。特殊的岩石力学性质对复杂缝网形成增加了难度，但深部(层)煤储层具有原生结构煤为主、与页岩有相似脆性、割理裂隙广泛发育(5～15条/5 cm)特点，为缝网体积压裂提供了有利的地质条件。生产实践表明，大规模(超大规模)压裂是获得高效开发的重要途径(表4)，如何降低割理裂隙造成的滤失、提高深部(层)煤储层加砂强度和加砂规模成为提升储层改造效果的关键点。需要开展三方面研究：①工程-地质一体化选段选簇技术。以地质力学为桥梁，建立以随钻GR、气测录井、岩屑录井、岩石力学参数等多参数组合的分段分簇技术，通过工程地质参数与产量拟合，采用数据挖掘方式，明确各参数对储层改造效果影响权重，建立可压裂性综合指数，定量化评价储层改造潜力，沿轨迹方向优化段簇数，结合油(气)藏数值模拟，确定最佳段簇数。②大规模缝网压裂机理研究。通过大规模、高强度加砂实现多裂缝开启、长距离延伸，增大支撑半径的压裂效果；
通过缝网形成机理研究，明确缝网形成的地质、工程主控因素，开展精细压裂地质建模，指导缝网压裂工程设计。③研发低成本、免配液、耐盐、可重复利用的一体化压裂液体系压裂液。应对深部(层)煤层气井压后返排液量大、矿化度高、重复利用难度大、安全环保面临较大挑战的难题。

表4 大规模压裂与小规模压裂生产效果对比表

4.4 不同成藏模式技术对策

根据近两年来的生产实践，对前文所述的四类成藏模式分别采取不同的井网部署方式及工程工艺技术对策。针对富含游离气的微幅构造成藏、鼻状构造成藏模式的两类区域，采用大井距(井距350～450 m)、长水平段(水平段长度大于2 000 m)井网模式部署、大排量(排量大于15 m3/min)、大砂量(每段加砂量大于450 m3)大规模压裂、自喷生产+速度管柱泡排辅助生产模式，以便全生命周期降低成本、提高开发效益；
针对单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合成藏模式的两类区域，采用小井距(280～350 m)、常规水平井(水平段长度1 000～1 500 m)井网模式部署、适度规模压裂(排量10～15 m3/min，每段加砂量300～350 m3)、三抽辅助生产模式，达到全生命周期提高储量动用率的目的。

1)深部(层)煤层气具有煤层厚度大、煤体结构完整、热演化程度高、煤层含气量高、含气饱和度高、游离气丰富、水动力条件弱等有利成藏条件和基质渗透率低、孔隙连通性差等不利成藏条件，具有“广覆式生烃、自生自储毯式成藏”特征。

2)基于生烃、储集、保存等成藏条件及开发动态特征分析，提出深部(层)煤层气微幅褶皱、单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合、鼻状构造等4类成藏模式。其中微幅构造、鼻状构造成藏模式，具备吸附气和束缚游离气共存特征，单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合成藏模式主要以吸附气为主。

3)深部(层)煤储层在构造、埋深、压力、温度、地应力、物性、含气性等方面与浅部(层)煤层气具有显著差异，针对深部(层)煤层气藏特点和难题，特别强调地质-工程一体化、工程技术对地质条件适应性的“双甜点综合定量评价”是未来实现深部(层)煤层气效益开发的主要技术攻关方向，包括开展地质-工程甜点综合定量评价、工厂化水平井优快钻完井、水平井大规模体积缝网储层改造等。

4)针对不同成藏模式，分别采取不同的井网部署方式及工程工艺技术对策，达到全生命周期提高储量动用率目的。微幅构造、鼻状构造成藏模式，采用大井距、长水平段、大排量、大砂量、自喷生产+速度管柱泡排辅助生产开发模式；
单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合成藏模式，采用小井距、常规水平井、适度规模压裂、三抽辅助生产开发模式。