張 雷，徐鳳銀，李子玲，張 偉，侯 偉，張慶豐，張 文，樊洪波，李永臣

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028)

在多煤層發(fā)育地區(qū)進行煤層氣開發(fā)時，選擇適宜的工程技術(shù)進行合層開發(fā)，不僅能夠增加單井產(chǎn)量、節(jié)省開采時間[1]，而且可以高效獲取煤層氣資源、提高最終采出率[2]。國內(nèi)外煤層氣領(lǐng)域研究人員針對煤層氣多層合層開發(fā)的影響因素也開展了一些研究[3-10]，主要采用氣藏工程、數(shù)值模擬等方法分析了地質(zhì)氣藏參數(shù)對合采井產(chǎn)能的影響，杜?，嶽7]、楊建超[8]等利用常規(guī)氣藏工程方法分析認為煤層氣井多層合采開發(fā)效果與合層開采的時機與順序、煤儲層滲透率、壓力梯度、供液能力有關(guān)；劉世奇等[9]利用數(shù)值模擬法分析認為影響沁水盆地煤層氣井合采開發(fā)效果主要是含氣量、煤基質(zhì)收縮效應(yīng)、有效應(yīng)力等；張先敏等[10]利用曲線圖版法研究認為煤層的吸附系數(shù)、彈性儲容比與竄流系數(shù)的差異是煤層氣井合采開發(fā)效果的主控因素。相關(guān)研究成果多以影響因素定性分析為主，且未對研究成果進一步應(yīng)用。筆者以保德區(qū)塊為研究對象，以60 井次試井儲層壓力、試井滲透率、含氣量等測試數(shù)據(jù)以及排采9 年的633 口煤層氣開發(fā)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)單/合層開發(fā)效果為資料基礎(chǔ)，首次研究了單/合層開發(fā)效果的影響因素及定量化判斷指標，落實適合合層開發(fā)的有利區(qū)域。并在此基礎(chǔ)上，對區(qū)塊剩余未動用儲量進行評價，指出下一步開發(fā)層系調(diào)整的重點區(qū)域，提出挖潛措施，以期對多層系煤層氣田高效開發(fā)提供借鑒。

1 保德區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀

保德區(qū)塊自2012 年開展5 億m3產(chǎn)能建設(shè)、2015年底達產(chǎn)(開發(fā)方案設(shè)計的達產(chǎn)產(chǎn)量為2 600 m3/d)以來，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)已達6 年，成為國內(nèi)中低階煤煤層氣開發(fā)的標桿[11]。區(qū)塊開發(fā)井普遍采用成熟的叢式井鉆井工藝、活性水加砂壓裂改造方式，鉆完井工藝基本相同，排采控制也全部采用“五段式”排采法[12]。歷年來，采用單層、合層、先單層后合層、先合層后封堵單層開發(fā)等不同開發(fā)方式已積累了豐富的生產(chǎn)資料。其中，單層開發(fā)4+5 號煤層累計65 井次，單層開發(fā)8+9 號煤層累計45 井次，兩層合層開發(fā)累計718 井次(圖1)。

圖1 保德區(qū)塊煤層氣井分布Fig.1 Distribution of coalbed methane wells in Baode Block

保德區(qū)塊的開發(fā)效果主要從歷史最高產(chǎn)氣量、達產(chǎn)時間、單位壓降累產(chǎn)氣3 個關(guān)鍵參數(shù)進行分析。

1.1 歷史最高產(chǎn)氣量

歷史最高產(chǎn)氣量是煤層氣井產(chǎn)能的重要指標[13-14]。單層開發(fā)4+5 號煤層的井，位于區(qū)塊東部的井平均產(chǎn)氣量達1 000 m3/d，優(yōu)于西部的600 m3/d 的產(chǎn)氣量；單層開發(fā)8+9 號煤層的井，在區(qū)塊中、西部效果較好，產(chǎn)氣量達到2 000 m3/d 以上，往南逐步變差；合層開發(fā)井，產(chǎn)氣效果較好、歷史最高產(chǎn)氣量在區(qū)塊北部普遍較高，高于4 000 m3/d，向南逐漸降低至1 000 m3/d 左右(圖2)，穩(wěn)定產(chǎn)氣量呈基本相同的趨勢。圖2 中按分區(qū)線將區(qū)塊分為1、2、3 單元。

圖2 保德區(qū)塊歷史最高產(chǎn)氣量分布Fig.2 Contour map of the highest gas production distribution in Baode Block

1.2 達產(chǎn)時間

達產(chǎn)時間是煤層氣井達產(chǎn)效率重要指標[15]。單層開發(fā)4+5 號煤層的井，在區(qū)塊中北部、中東部及中南部達產(chǎn)時間相對較短，小于1 800 d；單層開發(fā)8+9 號煤層的井，在區(qū)塊中北部、東南部相對更快達產(chǎn)，小于1 800 d；合層開發(fā)井，在區(qū)塊北部整體及中西部達產(chǎn)時間較短，在600 d 以內(nèi)，生產(chǎn)效果較好。

1.3 單位壓降累產(chǎn)氣量

單位壓降累產(chǎn)氣是煤層氣井產(chǎn)氣能力的重要指標[16]。單層開發(fā)4+5 號煤層的井在區(qū)塊西北部單位壓降累產(chǎn)氣量偏低，小于20×104m3/MPa，東南部相對高，大于100×104m3/MPa；單層開發(fā)8+9 號煤層的井在區(qū)塊中東部單位壓降累產(chǎn)氣量相對較高，大于400×104m3/MPa；合層開發(fā)井僅在區(qū)塊西北部及中西部的局部區(qū)域存在低值區(qū)，單位壓降累產(chǎn)氣偏低，小于100×104m3/MPa。

為體現(xiàn)開發(fā)效果的差異性，結(jié)合地質(zhì)條件由北向南將保德區(qū)塊劃分為1、2、3 共3 個開發(fā)單元(圖2)。

1.4 各層產(chǎn)氣貢獻

產(chǎn)液剖面測試是利用井下測試儀器開展分層段氣水產(chǎn)量、壓力、溫度等參數(shù)的一種生產(chǎn)測井，可了解煤層氣井多層開采分層生產(chǎn)動態(tài)，為解決層間矛盾提供合理指導。對保德區(qū)塊17 口井開展產(chǎn)液剖面測試，發(fā)現(xiàn)合層開發(fā)井中1 單元西部、2 單元中部、3 單元西部8+9 號煤層產(chǎn)氣貢獻率相對較高；8+9 號煤層產(chǎn)氣貢獻率由北向南逐漸降低，平均由77%降低至37%，而4+5 號煤層產(chǎn)氣貢獻率由北向南逐漸增加，平均由23%增加至63%(圖3)?？傮w上，1、2 單元產(chǎn)氣貢獻以8+9 號煤為主，而3 單元產(chǎn)氣貢獻以4+5 號煤為主。

圖3 保德區(qū)塊合層開發(fā)井產(chǎn)液剖面測試結(jié)果Fig.3 Test results of liquid production profile of multi-layer development well in Baode Block

保德區(qū)塊絕大多數(shù)煤層氣井為合層開發(fā)，通過對開發(fā)效果進行研究分析發(fā)現(xiàn)：一是以北部1、2 單元開發(fā)效果最佳，向南逐漸變差；其中1、2、3 單元平均單井日產(chǎn)氣量分別為4 030、2 850 和1 320 m3，平均單井采出程度分別為23%、13%和8%；二是整體上區(qū)塊大部分區(qū)域合層開發(fā)效果好于單層開發(fā)，但在局部區(qū)域如西北部、中西部單層開發(fā)8+9 號煤層及南部單層開發(fā)4+5 號煤層的井產(chǎn)氣效果優(yōu)于合層開發(fā)；三是合層開發(fā)井中，在1、2 單元8+9 號煤層產(chǎn)氣貢獻(平均75%)高于4+5 號煤層(平均25%)，到3 單元南部轉(zhuǎn)換為4+5 號煤層產(chǎn)氣貢獻(平均63%)高于8+9 號煤層(平均37%)。

針對區(qū)塊開發(fā)效果的差異性，有必要在平面上從地質(zhì)和氣藏特征分別進行評價，分析單/合層開發(fā)的適應(yīng)性，尋找開發(fā)效果差異的影響因素，并進一步落實采出程度低、剩余未動用儲量高值區(qū)，從而指導老區(qū)開發(fā)調(diào)整。

2 地質(zhì)特征評價

2.1 煤儲層資源條件

2.1.1煤層厚度

保德區(qū)塊4+5 和8+9 兩套煤層發(fā)育較厚，平面上分布穩(wěn)定，連續(xù)性較好。中部和北部最厚，南部厚度相對變薄。其中4+5 號煤層厚度在5～12 m，平均厚度7.7 m，分布較均勻；8+9 號煤層距4+5 號煤層40～50 m，平均距離46.5 m，煤層厚度變化8～17.5 m，平均厚度13.4 m，由北向南逐漸變薄。

2.1.2含氣量

含氣量是煤層氣高產(chǎn)的主要控制因素[17]，按照GB/T 19559?2008《煤層氣含量測定方法》方法對研究區(qū)11 口探井利用繩索取心方式獲得的35 塊主力煤層煤樣進行煤層含氣量測試。由測試結(jié)果可知，保德區(qū)塊2 套主力煤層含氣量中等，分布總體上與埋深相關(guān)，含氣量隨埋深自東向西顯示出逐漸增大的趨勢。其中4+5 號煤層含氣量主要在5.0～9.5 m3/t，平均為7.1 m3/t；8+9 號煤層含氣量主要在5.0～10.5 m3/t，平均為6.8 m3/t。

2.1.3資源豐度

資源豐度是實現(xiàn)煤層氣經(jīng)濟開發(fā)的物質(zhì)保證。根據(jù)2 套煤層的厚度和含氣量分布，可得到保德區(qū)塊資源豐度分布特征(圖4)，2 套煤層整體資源豐度較高，主要分布在(1.0～2.5)×108m3/km2，平均為1.95×108m3/km2。由北向南自1 單元到3 單元資源豐度逐漸變低。

圖4 保德區(qū)塊煤層氣資源豐度等值線Fig.4 Contour map of CBM resource abundance in Baode Block

2.2 煤儲層保存條件

2.2.1煤層構(gòu)造及埋深特征

保德區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣，構(gòu)造位置屬于晉西撓折帶北段[18]?？傮w表現(xiàn)為過渡性質(zhì)的盆緣構(gòu)造類型[19]，構(gòu)造形態(tài)簡單[20]，表現(xiàn)為一個向西傾的單斜構(gòu)造，斷層和褶皺不發(fā)育，整體地層東高西低，較為平緩，傾角一般為1°～5°。煤層埋深整體上受西傾單斜構(gòu)造控制，由東向西煤層埋深逐漸增大，4+5 號煤層埋深在500～1 000 m，8+9 號煤層埋深在600～1 100 m，整體埋深適中[21]，有利于煤層氣的保存。煤儲層構(gòu)造簡單是保德區(qū)塊煤層氣藏保存良好的先決條件[22]。

2.2.2水動力條件

煤層氣地層水礦化度直接反映了煤層氣儲層水動力活躍程度[23]。保德區(qū)塊煤層水礦化度分布在1 000 mg/L 以上，整體地層水礦化度較高，地層水不活躍，有利于煤層氣保存。

2.2.3頂?shù)装鍘r性特征

煤層頂?shù)装鍘r性是影響煤層封蓋條件的重要因素[24]。保德區(qū)塊2 套煤層頂、底板沉積較為穩(wěn)定，頂、底板以含水性和滲透性弱的泥巖為主，頂板封蓋條件較好，有利于煤層氣的富集、成藏和保存。

綜上可知，從區(qū)塊地質(zhì)特征來看，保德區(qū)塊2 套主力煤層厚度大、含氣量中等、資源豐度高、保存條件好，整體資源條件優(yōu)越。從2 套煤層氣資源條件對比來看，在區(qū)塊北部和中部8+9 號煤層資源條件整體優(yōu)于4+5 號煤層，向南相對變差；4+5 號煤層資源條件變化不大，南部優(yōu)于8+9 號煤層。

對比圖2 和圖4 可知，1 單元2 套煤層資源豐度最高，對應(yīng)的合層開發(fā)井的最高產(chǎn)氣量也相對高，往南至2、3 單元，隨著資源豐度降低，對應(yīng)的合層開發(fā)井的產(chǎn)氣量也逐漸降低。同時通過產(chǎn)液剖面測試，合層開發(fā)井中8+9 號煤層產(chǎn)氣貢獻率由北向南逐漸降低，平均由77%降低至37%，4+5 號煤層產(chǎn)氣貢獻率逐漸增加，平均由23%增加至63%，這與2 套煤層的資源豐度分布也是一致的。

3 氣藏特征評價

研究認為，煤層氣井產(chǎn)氣效果主要受控于氣藏地質(zhì)條件、壓力特征及開采方式(單/合層)[25]。結(jié)合地質(zhì)特征，根據(jù)氣藏特征和產(chǎn)氣效果的對應(yīng)關(guān)系來分析單/合層開發(fā)的差異性。煤層氣單/合層氣藏參數(shù)特征評價體現(xiàn)在滲透率和儲層壓力評價2 個方面，其中儲層壓力包括原始地層壓力、臨界解吸壓力和首次達產(chǎn)時井底壓力等3 個關(guān)鍵參數(shù)。通過深入研究單井各層排采規(guī)律，對單/合層儲層壓力進行總體評價。

3.1 氣藏參數(shù)評價

3.1.1滲透率

滲透率是儲層評價重要參數(shù)[26]。在合層開發(fā)井中，若兩層煤滲透率差異較大則層間干擾會增強[27]，滲透率的大小體現(xiàn)在地層供液能力的強弱[28]。當兩層供液能力差異大時，若提高排采強度則會導致供液能力差的層位儲層傷害；若為了保證供液能力差的層位合理排水降壓，則會導致供液能力強的層位不能有效排水而出現(xiàn)低效排采的問題[29]。在鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊煤層滲透率相對較高(圖5、圖6)，研究區(qū)域內(nèi)4+5 號煤層試井滲透率在(1.0～6.0)×10?3μm2，8+9 號煤層試井滲透率在(1.0～4.5)×10?3μm2。

圖5 保德區(qū)塊4+5 號煤層滲透率等值線Fig.5 Contour map of permeability of No.4+5 coal layers in Baode Block

圖6 保德區(qū)塊8+9 號煤層滲透率等值線Fig.6 Contour map of permeability of No.8+9 coal layers in Baode Block

3.1.2原始地層壓力

原始地層壓力是儲層能量的重要指標[30]。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，整體單層開發(fā)與合層開發(fā)原始地層壓力相當，基本隨埋深增加而增加(圖7)。保德區(qū)塊有55 口單層開發(fā)井的原始地層壓力高于合層開發(fā)井平均的1.2 MPa，且主要影響層位為8+9 號煤層。在煤層原始地層壓力較高時，煤層能吸附更多的甲烷氣體，而且在排水降至大氣壓時，煤層氣更容易從煤層中解吸。

圖7 保德區(qū)塊原始地層壓力等值線Fig.7 Contour map of initial formation pressure in Baode Block

3.1.3臨界解吸壓力

臨界解吸壓力是開始產(chǎn)氣時剩余可用于提產(chǎn)的壓降空間[31]，是上產(chǎn)能力的重要指標[32]。研究區(qū)域內(nèi)單層開發(fā)4+5 號煤層的井，2、3 單元西部臨界解吸壓力相對高，大于4 MPa；單層開發(fā)8+9 號煤層的井，1 單元整體、2、3 單元西部解吸壓力相對高，大于4 MPa，其余均較低(圖8)。

圖8 保德區(qū)塊臨界解吸壓力與臨儲比疊合等值線Fig.8 Superimposed contour map of critical desorption pressure and critical reservoir ratio in Baode Block

臨儲比是臨界解吸壓力與原始地層壓力的比值，是煤層見氣效率重要指標[33]。單層開發(fā)4+5 號煤的井，1 單元中東部、3 單元東部臨儲比較高，大于0.8；單層開發(fā)8+9 號煤的井，1 單元中東部臨儲比較高，大于0.8(圖8)。臨界解吸壓力越接近于原始儲層壓力，臨儲比越高，在排水降壓過程中，需要降低的壓力越小，越早見氣，越有利于產(chǎn)氣。

3.1.4首次達產(chǎn)時井底壓力

首次達產(chǎn)時井底壓力是煤層氣井達產(chǎn)后提產(chǎn)能力壓降空間[34]。當首次達產(chǎn)時井底壓力大于1 MPa 時，在穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)上有較高的提產(chǎn)空間[35]。單層開發(fā)4+5 號煤層的井在1 單元中部首次達產(chǎn)時剩余壓力相對較高；單層開發(fā)8+9 號煤層的井在1 單元中東部相對較高，且高于相同位置4+5 號煤層單層開發(fā)的井；合層開發(fā)井中1 單元中東部、2 單元西部、3 單元西部相對高，大于2.5 MPa(圖9)?？傮w上合層開發(fā)井首次達產(chǎn)時剩余井底壓力高于單層開發(fā)井。

圖9 保德區(qū)塊單井首次達產(chǎn)時井底壓力等值線Fig.9 Contour map of downhole pressure of a single well in Baode Block at the first time of reaching the design production

3.2 氣藏特征疊合評價

保德區(qū)塊2 套煤層整體資源豐度高、滲透率高、臨儲比高，大部分井合層排采效果好。

從1?3 單元來看，平均資源豐度由2.2×108、1.7×108下降至1.2×108m3/km2，平均臨儲比由0.9、0.7下降至0.6，平均最高日產(chǎn)氣量由4 030、2 850 下降至1 320 m3。從資源條件、氣藏特征和產(chǎn)氣效果3 個方面的參數(shù)綜合來看，由北向南呈現(xiàn)出資源條件、氣藏參數(shù)、產(chǎn)氣效果相對變差，變化規(guī)律基本一致。

3.3 單/合層開發(fā)效果差異原因及量化指標

結(jié)合保德區(qū)塊實際，進一步研究認為，原始地層壓力差、臨界解吸壓力差、滲透率差對產(chǎn)氣影響是一致的。這些參數(shù)代表了儲層壓力系統(tǒng)和滲透性系統(tǒng)的差異性，是除資源潛力外確定單/合層開發(fā)的重要指標[36]。

3.3.1原始地層壓力差值

原始地層壓力差值代表2 套煤層儲層壓力差異情況[37]，差值小則層間干擾作用小，利于排采過程中各層平穩(wěn)有效地排水采氣[38]；因此，相同條件下原始地層壓力差值越小越利于合層開發(fā)。數(shù)據(jù)顯示，在保德區(qū)塊當原始地層壓力差值在0.6 MPa 以內(nèi)時，合層開發(fā)效果更好(圖10)。

圖10 保德區(qū)塊原始地層壓力差、臨界解吸壓力差與滲透率差值等值線Fig.10 Contour map of original formation pressure difference,critical desorption pressure difference and permeability difference in Baode Block

3.3.2臨界解吸壓力差值

當兩層的臨界解吸壓力差異較大時，層間干擾會增大。多目的層合層開發(fā)時，若上層臨界解吸壓力高，則上層先解吸，若穩(wěn)定排采上層，則造成下層解吸遲滯[39]，若增加排采強度開發(fā)下層，則會造成上層降壓過快導致儲層傷害[40-43]，因此，相同條件下臨界解吸壓力差值越小，層間干擾越??；結(jié)合保德區(qū)塊2 套煤層埋深的差值，經(jīng)計算當8+9 號煤層與4+5 號煤層臨界解吸壓力差值小于0.4 MPa 時，合層開發(fā)產(chǎn)氣效果更好(圖10)。

3.3.3滲透率差值

在其他因素相同的條件下，若滲透率差值較大，則會導致層間干擾加大，不利于滲透性低的儲層開發(fā)[44-47]。經(jīng)統(tǒng)計分析，在保德區(qū)塊當滲透率差值在2×10?3μm2以內(nèi)時，合層開發(fā)效果相對更好(圖10)。

保德區(qū)塊大部分井合采效果較好，這些井所處區(qū)域內(nèi)4+5 號煤層與8+9 號煤層原始地層壓力差值均不超過0.6 MPa，8+9 號煤層與4+5 號煤層臨界解吸壓力差值均小于0.4 MPa 并且滲透率差值均在2×10?3μm2以內(nèi)。這些井的2 套煤層基本處于同一壓力系統(tǒng)，合層開發(fā)效果好。其中以1 單元開發(fā)效果最好，2 單元中等，3 單元相對不理想。

保德區(qū)塊在1 單元西部及2 單元中西部單層開發(fā)8+9 號煤層效果好于合采，在3 單元南部單層開發(fā)4+5 號煤層效果好于合采。這是由于這些區(qū)域的原始地層壓力差值、臨界解吸壓力差值及滲透率差值較大，造成2 套煤層合采時出現(xiàn)層間干擾問題，從而造成單層開發(fā)效果更好。根據(jù)保德區(qū)塊單/合層開發(fā)效果差異原因分析結(jié)果，優(yōu)選一套確定煤層氣井單/合層開發(fā)優(yōu)選的量化評價指標，即對于兩套煤層原始地層壓力差值不超過0.6 MPa、臨界解吸壓力差值小于0.4 MPa、滲透率差值在2×10?3μm2以內(nèi)的井，適合合層開發(fā)。

4 開發(fā)層系調(diào)整的意義

4.1 各層系采出程度

由于1 單元西部原始地層壓力差值大于0.6 MPa且滲透率差值大于2×10?3μm2，不適合兩層合采；2 單元中部部分區(qū)域滲透率低未充分動用，造成采出程度局部較低。其中4+5 號煤層采出程度小于10%的區(qū)域面積為23.5 km2；8+9 號煤層，采出程度小于10%的區(qū)域面積為18.5 km2，8+9 號煤層采出程度相對較高。

4.2 開發(fā)層系調(diào)整建議

根據(jù)單井各層原始儲量和累產(chǎn)氣量，可計算出單井各層采出程度和剩余未動用儲量。目前單井4+5 號煤層采出程度低于10%的井有42 口，其中有36 口(占比86%)的井分布在單層剩余儲量大于1 000 萬m3中；8+9 號煤層采出程度低于10%的井有39 口，其中有29 口(占比74%)的井分布在單層剩余儲量大于2 000萬m3的區(qū)域，是下步重點挖潛區(qū)域。

4+5 號煤層單井剩余儲量大于1 000 萬m3的區(qū)域面積為9.12 km2，剩余未動用儲量8.56 億m3，在區(qū)塊內(nèi)呈零散分布(圖11)，可能為排采井壓降漏斗擴展不充分所導致。

圖11 保德區(qū)塊4+5 號煤剩余儲量分布等值線Fig.11 Contour map for distribution of remaining reserves in No.4+5 coal layers in Baode Block

8+9 號煤層單井剩余儲量大于2 000 萬m3的區(qū)域面積為9.01 km2，剩余未動用儲量16.55 億m3，主要集中在1 單元西部及2 單元西部(圖12)，這些區(qū)域的原始地層壓力差值、臨界解吸壓力差值與滲透率差值均較大，適合8+9 號煤層單采，是下步開發(fā)層系調(diào)整的重點挖潛區(qū)域?？赏ㄟ^調(diào)整層系開發(fā)順序的方式，即暫時封堵4+5 號煤層、優(yōu)先開發(fā)8+9 號煤層；待8+9號煤層采出程度較高時，再通過暫時封堵8+9 號煤層、單采4+5 號煤層的方式進行層系調(diào)整，進而提高2 套煤層整體采出程度，預(yù)計措施井標定采收率可提高9%左右。

圖12 保德區(qū)塊8+9 號煤剩余儲量分布等值線Fig.12 Contour map for distribution of remaining reserves in No.8+9 coal layers in Baode Block

5 結(jié)論

a.在開發(fā)技術(shù)工藝及排采控制相同的條件下，煤層氣地質(zhì)條件控制了煤層氣氣藏特征，從而影響整體產(chǎn)氣效果。其中主要以原始地層壓力差、臨界解吸壓力差、滲透率差等3 項參數(shù)造成了單/合層的產(chǎn)氣效果的差異性，該規(guī)律在煤層氣開發(fā)中可能具有普遍性。

b.通過對原始地層壓力差值、臨界解吸壓力差值及滲透率差值分析，鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊1 單元西部、2 單元中西部優(yōu)先單層開發(fā)8+9 號煤層更有利，3 單元南部優(yōu)先單層開發(fā)4+5 號煤層更有利。區(qū)塊4+5 號煤層剩余儲量大于1 000 萬m3的區(qū)域面積為9.12 km2，剩余未動用儲量8.56 億m3；8+9 號煤層單井剩余儲量大于2 000 萬m3的區(qū)域面積為9.01 km2，剩余未動用儲量16.55 億m3。8+9 號煤層下步可動用資源潛力更大。

c.針對鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊8+9 號煤層剩余未動用儲量高值區(qū)域，可通過調(diào)整層系開發(fā)順序的方式，即暫時封堵4+5 號煤層、優(yōu)先開發(fā)8+9 號煤層；待8+9 號煤層采出程度較高時，再通過暫時封堵8+9號煤層、單采4+5 號煤層的方式進行層位調(diào)整。

d.結(jié)合鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊單/合層開發(fā)認識，優(yōu)選一套確定煤層氣井單/合層開發(fā)優(yōu)選的量化評價指標，從而指出下步開發(fā)層系調(diào)整的重點區(qū)域。研究成果對多層系煤層氣田高效開發(fā)具有重要指導意義。