我国丰富的煤系气资源目前勘探程度甚低，开发效果和开发规模远远无法满足“增储上产”的国家需求。究其根本原因，依然在于对煤系气特殊地质条件理解不足，适用勘探开发技术尚未完全形成。同时，近年来勘探开发实践展示出的正反两方面典型实例，启发业界进一步揭示相关规律，阐明相关地质原理，为探索适应性开发技术途径进而实现技术创新提供关键依据。

　　第一，煤系气井产气量并非随产(储)层组的层数增多、累计厚度增大及跨度加大而增高，这与业界传统认知大不相同，实际上形成了“1+n”<n乃至<1的不利合采效果。该类实例广泛见于黔西-滇东、鄂尔多斯盆地东部、沁水盆地南部等多煤层地区，如黔西织纳区块某井煤层含气量极高且煤体结构尚好，分压合采15个煤层(产层组最大跨度250m)却几乎未能产气。究其原因，在于合采产层组贯穿了多个垂向含气系统，不同含气系统流体压力状态、储层物性等差异造成合采兼容性变差，导致近井地带合采干扰强烈，地层能量经由井筒倒灌进入低能量储层而被消耗，无法顶托气流流向井口。由此带来思考，如何认识煤系叠置含气系统及其关键控气地质因素，基于哪些地质-工程原理去揭示煤系气合采地质条件兼容性基本原理，能否基于相关地质原理来优化地质工程一体化措施，进而提高合采产层组优化设计能力并创新适应性的合采产层组改造技术及排采工艺?

　　第二，某些深部煤层气井产气曲线既不同于典型解吸气的“峰型”曲线，更不同于典型游离气的“衰减”曲线，而长期稳定在产气量较高且产液量很低的水平，颠覆了深部煤储层产气能力低、产量衰减快的传统认知。根据中石化华东分公司、中联煤层气公司、中澳能源公司、内蒙古非常规天然气研究中心等单位提供的实际资料，类似现象在鄂尔多斯盆地东部的延川南区块、临兴区块以及海拉尔盆地五九凹陷都有存在。这些井均采用常规水力加砂压裂技术进行煤储层改造，有机质成熟度覆盖低阶～高阶煤储层，具有见气快、产气量较高且稳定期极长的共同特点，单井日产气量长期稳定在2000～3000m³/d之间，最长稳定期可达4年。这一现象，无疑昭示深部煤层气赋存态及解吸机制与浅部煤层气极为不同。然而，深部煤层气赋存态如何，解吸机制有哪些特殊性，供气能力强大到什么程度，受哪些深部地质因素所控制?能否深刻认识深部煤层气地质条件特殊性，有效释放这种特殊产能，进而实现深部煤层气甜点区有效预测?对于这些问题的科学探索，目前刚开始起步。

　　第三，与“产层厚度大产气潜力高”的传统认识相比，薄互层煤系具有更高的产气潜力，我国煤系气(包括煤层气)地质研究、勘探与开发试验长期对此关注甚少。典型实例是澳大利亚苏拉特盆地。该盆地中侏罗统瓦隆组含煤多达100余层，其中单层厚度小于0.3m煤层数占煤层总数的比例高达90%;煤系沉积于河流-湖泊环境，薄煤层乃至煤线在垂向序列上与泥岩、粉砂岩、砂岩频繁交替。2019年，苏拉特盆地煤系气产量315.88亿m³，以直井岩性混合层段开发为主，单井日均产气量16375m³/d。与此相比，以二叠纪煤系为开发目标的澳大利亚鲍温盆地同期煤层气产量85.41亿m³，以水平井为主，单井日均产气量18126m³/d。初步分析认为，薄互层条件有利于天然裂隙系统发育及天然气内幕保存，这是苏拉特盆地成为目前世界上最大煤系气生产盆地的重要原因;我国内蒙古东部上白垩统大磨拐河组及相当层位煤系、鄂尔多斯盆地西缘上石炭统羊虎沟组、四川盆地西部上三叠统须家河组、楚雄盆地上三叠统等煤系沉积条件与苏拉特盆地瓦隆组具有可比性，具有煤系气“增储上产”的强大潜力。然而，薄互层煤系天然气具有什么样的聚集规律，薄互层条件下储层天然裂隙具有什么样的发育特点，内幕保存条件具体体现在哪些方面?它们受控于什么样的综合地质因素和机制，甜点区段预测需要采用什么样的针对性参数和思路?对于这些基础地质及工程科学问题，目前知之甚少。

参考文献：《煤系气聚集系统与开发地质研究进展及战略思考》