石油实验地质

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2025, 47(1): .

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摘要:

张嘉琪, 刘曾勤, 申宝剑, 赵石虎, 陈新军, 叶金诚

2025, 47(1): 1-8. doi: 10.11781/sysydz2025010001

摘要(7) PDF(0)

摘要:
2021年以来，我国深层煤层气勘探开发接连取得重大突破，成为天然气增储上产战略接替资源。为进一步支撑我国深层煤层气高质量发展，亟需对国内外主要含煤盆地煤层气资源禀赋与勘探开发现状进行研究。美国、澳大利亚、加拿大煤层气勘探开发起步早，目前以中低阶浅层煤层气开发为主，煤层埋深浅、渗透率高，主要采用直井开采，单井日产超万立方米；伴随油气战略调整，美国和加拿大不再将煤层气作为勘探重点，澳大利亚则通过探索试验煤系地层合采，煤层气产量跃居全球首位。我国以中高阶深层煤层气开发为主，煤层具有埋深差异大、渗透率低的特征。目前鄂尔多斯盆地成为最大深层煤层气生产基地，大宁—吉县、大牛地等气田多口水平井日产气量超十万立方米；四川盆地深层煤层气勘探取得了积极进展，准噶尔盆地也具备深层煤层气勘探的潜力。国内外煤层气勘探开发经验表明，富集规律认识的突破、工程技术的进步、一体化管理模式的运行及产业扶持政策的出台是煤层气产业快速发展的重要因素；加大不同类型深层煤层气勘探力度、加强理论技术攻关、加快标准体系建设、加大产业扶持政策支持力度，有助于我国深层煤层气高质量勘探和高效开发。

中国深部煤层气研究与勘探开发现状及其发展趋势

鞠玮, 陶树, 杨兆彪, 程家耀, 尚海燕, 宁卫科, 吴春龙

2025, 47(1): 9-16. doi: 10.11781/sysydz2025010009

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摘要:
深部煤层气的资源潜力巨大，是中国非常规天然气未来规模性增储上产的重要领域。为查明中国深部煤层气研究及勘探开发现状，基于中国知网和万方数据知识服务平台，系统检索并分类统计中国深部煤层气论文，以其为基础分析中国深部煤层气研究现状，探讨其发展趋势，可为发展深部煤层气适应性勘探开发技术提供借鉴。论文年代分布体现了中国深部煤层气研究和产业发展历程：初期探索阶段(1994—2005年)、缓慢发展阶段(2006—2015年)、稳中求进阶段(2016—2020年)和快速发展阶段(2021年以来)。地质—工程“双甜点”预测是深部煤层气开发地质领域的重点研究内容，在地质、工程参数量化表征的基础上，借助三维地质与地质力学建模，开展深部煤层气勘探开发地质—工程一体化研究是保障效益开发的关键路径。煤储层天然裂缝的产出状态及发育程度显著影响压裂改造效果，压裂前后缝网体系的连通性是决定深部煤层气开发效果的重要指标。深部煤层气开发技术及其适用性是未来需重点探讨的方向之一，深化理论认识、定量刻画地质—工程条件、全方位解析影响因素是决定中国深部煤层气进一步快速发展的基础和关键。鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地、塔里木盆地等盆地内部深部—超深部煤层气将是研究和勘探开发重点。

深部煤岩地质特征及煤层气富集主控地质因素——以鄂尔多斯盆地东部M区为例

郭晓娇, 王雷, 姚仙洲, 李旭, 张林科, 王晓双

2025, 47(1): 17-26. doi: 10.11781/sysydz2025010017

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摘要:
鄂尔多斯盆地M区上石炭统本溪组顶部8^#厚煤层分布广泛，有机质热成熟度高。该区煤层埋深大、横向变化快、非均质性强，且煤岩基础地质特征及深部煤层气富集规律尚不明确、有利目标优选标准尚未建立，这严重制约了深部煤层气的高效勘探。为了促进深部煤层气的增储和高效产出，进一步发展鄂尔多斯盆地东部深部煤层气富集理论，基于研究区76口井的岩心观察、实验分析测试、扫描电镜、测—录井资料，结合三维地震资料，开展了深部煤层地质特征及煤层气富集主控因素两方面的研究工作，初步明确了该区深部煤层气的勘探潜力。鄂尔多斯盆地M区上石炭统本溪组顶部8^#煤以焦煤—瘦煤为主，为中高阶煤；亮煤和半亮煤厚度为2～6 m；有机组分以镜质组为主，占比79.8%；工业组分表现为中高挥发分及灰分、固定碳丰富、低水分；煤岩储层孔缝发育，以原生孔隙为主，其孔隙主要由微孔和大孔组成；含气量介于16～25 m³/t之间。鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气富集情况主要受煤储层、构造2个因素控制。以6 m以上的厚煤层发育区、远离断裂带(断距小于5 m)的裂缝发育区、微构造高点作为深部煤层气有利勘探区优选原则，优选出8^#煤有利勘探面积共207 km²，其中Ⅰ类区97 km²，Ⅱ类区110 km²。

鄂尔多斯盆地东北缘神府区块南部8+9号煤层地应力评价方法与应用

吴嘉伟, 汤韦, 祝彦贺, 王存武, 田永净, 訾敬玉, 杨江浩, 时贤

2025, 47(1): 27-42. doi: 10.11781/sysydz2025010027

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摘要:
现今地应力方向和大小影响着煤层水力压裂缝的延伸，是煤层气井网部署、压裂设计的重要地质参数。合理评价煤层现今地应力方向和大小，对煤层气勘探开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地东北缘神府区块南部8+9号煤层现今地应力方向和大小为研究内容，基于阵列声波测井、微地震监测和成像测井，评价煤层及顶底板现今最大水平主应力方向；在注入—压降实测地应力参数约束下，确定煤层组合弹簧模型参数，并计算煤层现今地应力大小。结果显示，研究区东部8+9号煤层及顶底板现今最大水平主应力方向整体近NNE向，西部最大水平主应力方向可能受大量的压裂改造和不活动断层周围应力场扰动，发生不同方向偏转；20口井地应力测井计算结果显示，垂深1 902～2 181 m的8+9号煤层垂向主应力范围47～54 MPa，最小水平主应力范围35～44 MPa；最大水平主应力范围42～50 MPa，侧压系数小于1，表现为正断层地应力状态。研究区东部NNE向最大水平主应力方向是经历中新生代印支期SN向挤压、燕山期NNW向挤压和喜马拉雅期NNE向挤压的继承。考虑东部裂缝预测区叠加不同构造阶段平均NNW走向的天然裂缝的分布和NNE最大水平主应力方向正断层地应力状态下NNE向竖直压裂缝的延伸模式，以提高水平井大规模极限体积压裂产量为目标，建议在垂直现今NNE向最大水平主应力方向和垂直NNW向平均天然裂缝走向的水平井方位区间内，综合利用天然裂缝产能和人工压裂缝产能进行水平丛式井布井，并进一步对地应力方向和天然裂缝参数进行精细化表征，以指导施工压裂设计，提高煤层气产量。

鄂尔多斯盆地神府区块深部煤层气井产量主控因素及合理压裂规模优化

孙立春, 刘佳, 李娜, 李新泽, 文恒

2025, 47(1): 43-53. doi: 10.11781/sysydz2025010043

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摘要:
鄂尔多斯盆地神府区块深层煤层气井产量差异大，主控因素认识不清。为进一步揭示神府区块深层煤层气井生产规律，查明气井产能关键影响因素，指导深层煤层气高效开发，基于神府区块基础地质资料、生产数据和前人研究成果，剖析了区内典型煤层气井生产动态特征，从单井对比、整体规律上认识神府区块深层煤层气井产量主控因素，其中含气量和压裂规模对产量影响较大。利用皮尔逊多元相关系数回归技术对各产能影响因素进行了定量评价，确定深层煤层气压后产能的影响因素，按相关性排序依次为：含气量>压裂砂量>施工排量>压裂液量>构造深度>厚度。明确地质条件一定时，合理的压裂规模是深部煤层气井高效开发的关键。并综合不同专业形成了“地质气藏—压裂—经济评价”多专业一体化研究方法，以经济效益为目标，利用数值模拟方法进行深层煤层气井井距和压裂规模耦合优化研究，确定神府区块最优井距为300 m、最优簇间距20 m、最优裂缝半长120 m，为神府区块深层煤层气资源高效开发提供技术支撑。

鄂尔多斯盆地临兴—神府地区深部煤储层储渗空间发育特征及产水能力评价

王金伟, 许浩, 刘一楠, 张兵, 徐延勇, 刘丁, 宗鹏, 王亚娟, 宋雪静

2025, 47(1): 54-63. doi: 10.11781/sysydz2025010054

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摘要:
鄂尔多斯盆地临兴—神府地区是我国深部煤层气开发重点区块之一，实际生产中不同区域煤层气井产水量差异显著，影响了深部煤层气的高效开发。通过高压压汞、低温CO₂吸附、低温N₂吸附、CT扫描等实验，对临兴—神府地区8^#+9^#煤层的煤岩样品进行了全尺度的联测表征，查明了研究区储渗空间发育特征。通过赋水模拟实验模拟计算了煤岩储水能力，通过数值模拟预测深部储层产水量，明确了研究区深部煤储层的产水能力，并进一步结合煤层气井产水数据评价了煤层水的来源。研究表明，临兴—神府地区深部煤储层整体上微孔和宏孔及裂隙比较发育，介孔发育相对较差。随变质程度升高，总孔体积先减后增，深部煤岩原始含水性急剧下降，储水能力先减后增，光亮煤在储水能力上有较大优势。研究区低镜质体反射率(R_o)煤岩日均产水量预测为12.81~26.01 m³，中R_o煤岩为1.82~7.22 m³，高R_o煤岩为1.90~8.22 m³。煤层气井实际日产水量超出该范围即为受外源水补给影响，低于该范围即为煤层自产。深部煤储层原始含水性较差，且储水能力有限，尤其在高R_o段，即使储层在完全饱和水的条件下，其产水量也应保持较低水平，持续高产水必定伴随大量的外源输入。

四川盆地东南部南川地区煤层气地质特征及富集主控因素

何希鹏, 汪凯明, 罗薇, 高玉巧, 刘娜娜, 郭涛, 周亚彤, 武迪迪

2025, 47(1): 64-76. doi: 10.11781/sysydz2025010064

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摘要:
四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组深层煤层气勘探取得重要战略突破，展现出该区煤层气良好的勘探潜力。为揭示其富集主控地质因素，利用钻井、岩心、测井及实验分析等资料，从龙潭组煤层分布、煤岩煤质、物性、含气性以及可压裂性特征等方面入手，开展了煤层气地质特征与富集主控地质因素研究。研究表明：(1)龙潭组主力煤层具有分布稳定(厚度2.8～5.7 m)、煤体结构好(主要为原生结构煤)、镜质组含量高(平均含量79.7%)、热演化程度较高(R_o平均为1.9%)和灰分产率较低(平均14.3%)的特点，具备形成煤层气藏的基本条件；(2)煤储层为孔隙—裂隙型储层，微孔占比78%，其比表面积占比达99.6%，有利于煤层气的吸附及压裂后渗流；(3)煤层总含气量为14.0～46.7 m³/t，游离气占比为39%～44%，具有“高含气、富含游离气、过饱和”及含气量随埋深增加而增大的特征；(4)研究区地应力适中(35～60 MPa)，两向水平应力差异系数小(＜0.1)，顶底板条件好，可形成良好的应力隔挡，有利于压裂改造；(5)南川地区煤层气富集主控地质因素为沉积环境控制含煤建造、演化程度控制生烃强度、保存条件控制富集程度。

渝东南南川地区龙潭组煤储层可压性特征及改造效果分析

刘尽贤, 郭涛, 周亚彤, 李东阳, 金晓波

2025, 47(1): 77-88. doi: 10.11781/sysydz2025010077

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摘要:
压裂改造是增加煤层气井煤储层渗透率及导流能力的重要手段。为更好指导渝东南南川地区龙潭组煤层气井开发生产，综合应用测录井资料、工业分析、扫描电镜、光片观察、全岩分析等多种实验手段，基于煤岩孔隙、顶板、底板展布和含气性特征，分析并探讨了煤储层可压性地质特征及其对储层改造的影响。研究表明：(1)煤岩具有“中高演化、中高镜质组、中低灰分”特征，煤岩储集空间主要为微孔隙和裂隙，有利于气体吸附；煤层分布稳定，底板为铝土质泥岩，顶板为泥岩，局部变为泥质灰岩、灰岩；煤储层及其顶、底板组合模式和顶板矿物组成差异为海陆过渡沉积环境的体现。(2)煤层及顶、底板力学参数及地应力差异大，初步说明可压性较好；三轴应力实验揭示高压力下煤层力学参数会超过顶板，增加压裂风险。(3)受煤系地层沉积条件差异控制，煤层与顶板的岩性组合、顶板矿物组成直接影响了水平井钻井的井壁稳定性，高含黏土矿物的泥岩顶板性脆、易碎、遇水易膨胀，是导致剥落风险的主要原因，影响水平井钻遇率。(4)不规则的天然裂缝会导致压裂窜通和缝高失控；与最大主应力方向一致的规则裂缝有利于人工裂缝扩展，可对储层有效改造。

断陷盆地深层煤岩储层特征、发育主控因素及其勘探领域——以海拉尔盆地呼和湖凹陷白垩系南屯组二段为例

高庚, 谢颖逸, 侯蓓蓓, 马文娟, 徐慧, 王玉杰, 霍迎冬, 张景远, 刘世超, 赵威, 梁源

2025, 47(1): 89-103. doi: 10.11781/sysydz2025010089

摘要(4) PDF(1)

摘要:
近年来，深层煤岩气勘探不断取得重大突破，揭示了深层煤岩气良好的勘探前景，已成为继致密油气、页岩油气之后的非常规油气勘探开发新热点。海拉尔盆地呼和湖凹陷白垩系南屯组二段(简称南二段)深层煤岩叠置发育、厚度大，深层煤岩气资源潜力大，是重要的勘探接替领域。明确深层煤岩储集层特征、主控因素及发育规律，能够进一步指导东北富煤断陷盆地深层煤岩气勘探与开发。基于呼和湖凹陷的钻井、地震资料，通过岩心、薄片观察与实验分析数据，对南二段深层煤岩优质储集层特征及发育主控因素进行了研究。呼和湖凹陷南二段煤岩储集层具有低灰分、特低水分、中高挥发分的特点，储集空间以有机孔、裂缝和无机矿物质孔为主，孔隙度主要分布在4.5%~7.6%之间，平均为6.0%，渗透率平均为0.45×10^-3μｍ²，孔隙结构以微孔为主，宏孔占比高，更易于游离气赋存。沼泽化滨浅湖广泛分布，控制煤岩大面积发育，为深层煤岩气成藏提供物质来源及储集空间。优质煤岩储集层主要发育于沼泽化滨浅湖广泛分布的洼槽带和陡坡带，形成的煤岩主要为光亮—半亮型原生结构煤，割理、有机孔、微裂缝发育，有机孔沟通微裂缝，孔隙连通率高，物性更佳，含气性更优，更富“游离气”，南部洼槽区和陡坡区更易于形成多种有利源储配置关系，成藏条件优越，预测资源量超万亿立方米，是呼和湖断陷深层煤岩气勘探的有利突破区，有望成为海拉尔盆地第一个万亿立方米深层煤岩气田的突破地。

三塘湖盆地条湖—马朗凹陷侏罗系西山窑组巨厚煤层孔隙多尺度联合表征

陈跃, 雷琪琪, 马东民, 王馨, 王兴刚, 黄蝶芳, 荣高翔

2025, 47(1): 104-116. doi: 10.11781/sysydz2025010104

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摘要:
三塘湖盆地侏罗系西山窑组中下部巨厚煤层分布广泛，然而目前对于巨厚煤层孔隙特征的研究较少。为精细表征盆地条湖—马朗凹陷煤储层孔隙特征，以西山窑组9-1和9-2煤为研究对象，通过高压压汞、低温液氮吸附、核磁共振、CT扫描、扫描电镜等实验手段和孔隙—裂隙分析系统(PCAS)探究其孔隙发育特征。结果表明，两煤分层煤样表面形貌差异较大，9-1煤表面含有大量矿物晶体颗粒，气孔、角砾孔、摩擦孔以及微裂隙发育，孔裂隙拓扑结构明显，9-2煤具有明显的原生纤维结构，裂隙规模小而分散。两煤层孔隙结构分形特征差异明显，9-1煤比9-2煤非均质性更强，液氮吸附曲线属于Ⅱ型，存在H4型曲线滞后环。9-2煤微孔和小孔分维值分别为2.53和2.63，复杂程度更高，渗流孔连通性更强。煤样多重分形特征表明，小孔径孔隙分布较集中，分布范围较小，该孔径段非均质性更强，其中9-1煤孔径分布集中性更强，孔径分布间隔相对更均匀。采用联合表征煤样全尺度孔径分布特征，9-2煤总孔容大于9-1煤，大孔体积占比最大，分别为47.97%和44.48%，其次为中孔和小孔，微孔占比最少；微孔对两煤层孔比表面积贡献最大，分别为62.67%和58.43%；9-1煤各孔径的孔容贡献率与孔径大小呈正相关，而孔比表面积与孔径大小呈负相关。

准噶尔盆地东部隆起煤层气成藏条件与选区评价

余琪祥, 田蜜, 罗宇, 杨帆, 陈彦鄂, 王烽, 高玉巧, 郭涛

2025, 47(1): 117-129. doi: 10.11781/sysydz2025010117

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摘要:
准噶尔盆地东部隆起具有较好的煤层气勘探前景，开展煤层气选区与评价，将为该区煤层气勘探提供科学依据和勘探方向。利用探井钻测录试资料、岩心分析测试数据和地震资料，开展井—震标定和地震剖面解释，编制了侏罗系八道湾组和西山窑组煤层连井剖面和煤层厚度分布图；分析了研究区内煤层气气源、煤岩基本特征、储层物性、含气性和保存条件等成藏主控因素。研究表明：①西山窑组煤层在沙奇凸起以北五彩湾凹陷—梧桐窝子凹陷连片分布，在沙奇凸起以南则主要分布于吉木萨尔凹陷—吉南凹陷；八道湾组煤层分割性较强，主要分布于凹陷内部分地区。②区内存在自源型煤层生物成因气、低成熟热成因气和深部外源型高成熟气条件。③煤岩有机组分以惰质组为主，镜质组次之，壳质组少量；煤岩镜质组反射率低(0.39%～0.47%)，为低煤级煤；煤岩瓦斯气体成分主要为N₂、CO₂和CH₄，其中N₂占绝对优势；煤岩总含气量中可燃气体(CH₄)含量低。④煤层气富集成藏模式分为山前断陷富集成藏模式、深部凹陷富集成藏模式和开放斜坡逸散模式。⑤建立了煤层气评价参数和划分标准，五彩湾凹陷、梧桐窝子凹陷、吉木萨尔凹陷和吉南凹陷为煤层气勘探有利区；沙帐断褶带和石钱滩凹陷为较有利区；石树沟凹陷和古城凹陷为不利区。

深部中阶煤孔结构的压汞—液氮联合表征及孔隙分形特征

李奇, 吴勇, 乔磊

2025, 47(1): 130-142. doi: 10.11781/sysydz2025010130

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摘要:
为研究深部中阶煤的孔隙结构特征与孔隙分形规律，利用压汞法和液氮吸附法对沈阳红阳三矿、开滦林西矿、淮南新集二矿和平顶山平煤六矿等典型深部开采矿区的主采煤层煤样进行了孔径、孔容、比表面积等参数测试，基于Menger海绵模型和FHH模型进行了孔隙分形规律的研究。结果表明：①基于压汞法的孔隙结构参数测试中平均孔径31.10~34.70 nm，总孔容0.048 3 ~0.059 4 mL/g，总比表面积5.590 9 ~7.652 8 m²/g，得出典型深部开采矿区的主采煤层孔隙发育比较接近；孔容分布以大孔孔容占主导，微孔与过渡孔孔容比重相当，中孔的孔容分布相对较小，表明大孔孔隙连通性较好，中孔较为闭塞；比表面积分布以微孔为主，占比达70%以上，而中孔和大孔的比重甚微，可见微孔吸附能力最强，不利于深部煤层瓦斯治理；Menger海绵模型分形维数介于2.6～3之间，表明孔隙形状很不规则，孔隙较为复杂，整体上孔隙表面较为粗糙。②基于液氮吸附法测试的有效孔径范围为3~177 nm，总孔容与比表面积不同的矿区差异明显，孔容分布以过渡孔和中孔为主，微孔分布较低，大孔为0，表明利用液氮吸附法对于中孔、过渡孔有很好的表征，而难以表征大孔结构，且微孔的孔隙连通性较差；比表面积分布中主要为过渡孔、微孔和中孔，大孔为0，其中以过渡孔为主，且其吸附能力也较强；FHH模型分形维数介于2.0~2.7，结构较为简单规则。③讨论了深部中阶煤孔隙结构差异性，其中压汞法和液氮法的孔隙结构参数(比表面积、孔容)随埋深的增加均呈非线性的凹曲线变化；Menger海绵模型与FHH模型分形维数则随埋深的增加呈凸曲线的变化趋势。

深层高阶煤层CO₂-ECBM技术研究与应用启示——以沁水盆地晋中地区为例

郑永旺, 崔轶男, 李鑫, 肖翠, 郭涛, 张登峰

2025, 47(1): 143-152. doi: 10.11781/sysydz2025010143

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摘要:
深层高阶煤层资源潜力大，但具有“强吸附、难解吸”的特点，常规开发方式难以实现效益动用。与化学驱、热力驱等其他提高采收率技术相比，CO₂-ECBM(CO₂地质封存及强化煤层开采)技术具有节能减排和提高煤层气采收率双重效益。为明确CO₂吸附、解吸特性，论证CO₂-ECBM技术提高深层高阶煤层气采收率可行性，助力深层高阶煤层气产能释放，以沁水盆地晋中地区为研究对象，开展深层高阶煤层CO₂吸附、解吸特征研究实验。研究结果表明，随着平衡压力的增加，煤层对CH₄的吸附量逐渐增加，而受煤层孔裂隙发育特征及CO₂特征影响，煤层对CO₂的吸附量呈先持续上升再在临界压力附近骤降后大幅上升的特征。深层高阶煤层对CO₂的吸附能力约为CH₄的2～5倍，超临界CO₂在煤层中的吸附能力更强，CO₂的敏感解吸压力为CH₄的3/4，且吸附于煤层后，CO₂呈现出明显的吸附、解吸滞后特征，大比例CO₂以吸附封存和残余封存形式滞留在煤层中无法脱附，成为实现大规模封存CO₂和替换CH₄的有利条件。通过实验结果分析，明确了深层高阶煤层气开展CO₂-ECBM具备大幅提高采收率的可行性。矿场应用中，可通过超前注气、加大注入压力等方式提高气藏压力水平，提升竞争吸附效率，同时低敏感解吸压力也表明注入CO₂后返排率较高，需考虑CO₂循环利用。

深部煤层气水平井定向射孔压裂水力裂缝扩展特征

黄树新, 李松, 陈博

2025, 47(1): 153-162. doi: 10.11781/sysydz2025010153

摘要(5) PDF(0)

摘要:
深部煤层气资源禀赋特征好，勘探开发潜力大，是国家天然气“增储上产”发展战略的重要现实基础。水平井定向射孔压裂作为深部煤层气重要的增渗改造技术应用广泛，而地质—工程因素作用下的水力裂缝起裂—扩展机制认识尚不明确。为了探究深部煤岩定向射孔压裂特征，采用三维离散格子模拟算法，建立了深部煤层水平井定向射孔压裂数值模型，研究地质参数和射孔参数对压裂改造难度、裂缝形态和压裂改造面积的影响。结果表明：随着弹性模量的增大，煤岩破裂压力增加，改造面积和改造面积差异系数逐渐增大，且有利于长—窄缝的形成；水平应力差的增大导致不同水力裂缝间的交互作用减弱，改造面积减小，改造面积差异系数和裂缝开度增大。此外，射孔深度和射孔直径的增加将显著降低深部煤岩的破裂压力，射孔深度的增大将大幅提升改造面积，而射孔直径的增加造成改造面积减小，且改造面积差异系数也逐渐增大；射孔密度对破裂压力的影响不显著，而与改造面积成正相关关系。针对煤体结构完整的煤岩进行压裂改造，适当提升射孔深度和射孔密度，降低射孔直径，可以取得较好的效果。

深部煤层钻孔保压取心流程分析及含气量测定方法

吴见, 张松航, 贾腾飞, 晁巍巍, 彭文春, 李世龙

2025, 47(1): 163-172. doi: 10.11781/sysydz2025010163

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摘要:
含气量是煤层气储量计算和勘探开发的重要参数。针对深煤层，由于提心时间长，损失气量计算失准，导致绳索取心含气量测试方法准确性降低。为了准确获取深煤层的真实含气量，确定气体的赋存状态，能够保留样品原位压力和原位含气量的保压取心技术被认为是最有效的方法。然而，由于非常规储层保压取心的特殊性(含吸附气)，目前还没有统一的取心流程和标准的含气量测定方法。为此，通过分析保压取心各阶段的环境特点和含气量损失特征，针对深煤层存在吸附气和游离气的特点，提出了基于保压取心的吸附气和游离气的测定方法。分析表明，保压取心含气量计算具有“四阶段、两损失、两收集”的特点；合理设计保压取心降压集气阶段的压力点，能够有效区分吸附气和游离气。此外，分析保压取心和常规绳索取心的差异和联系，认为通过同井台保压取心含气量可校正绳索取心损失气量，进而建立基于绳索取心的深煤层含气量计算方法。保压取心技术的成功应用对深煤层勘探意义重大，建议在深煤层勘探区适当增加保压取心井测试，以明确储层的真实含气性。

基于原子力显微镜的煤岩微观孔隙结构与力学性质研究

赵石虎, 李勇, 刘雅利, 王延斌, 刘曾勤, 陈刚, 陈新军

2025, 47(1): 173-183. doi: 10.11781/sysydz2025010173

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摘要:
煤岩孔隙结构与力学性质是煤层气地质评价的关键参数，反映煤的储集性与可压性。以山西沁水、大同等盆地4块煤样(大同侏罗系煤、镜质体反射率R_o=0.91%，古交山西组2号煤、R_o=1.34%，古交太原组8号煤、R_o=1.70%，翼城山西组2号煤、R_o=1.77%)为研究对象，基于原子力显微镜实验，利用图像分割法与Derjaguin-Muller-Toporov力学模型建立微观孔隙结构与力学性质联合表征技术，明确煤样的微观孔隙结构与力学性质，揭示了物质组成、孔隙结构及热演化程度对微观力学性质的影响。结果表明，煤样的面孔率主要分布于2.72%~4.60%，平均3.58%；总孔表面积为(3.413~5.638)×10^-2 μm²/μm²，总孔容为(0.5~3.9)×10^-4 μm³/μm²，孔径主要分布于10~100 nm，杨氏模量分布于2.24~3.10 GPa，平均2.77 GPa。煤的力学性质受到物质组成、孔隙结构与热演化程度的共同作用，随着水分的减少、挥发分与矿物含量的增加，杨氏模量呈现增大趋势；表面粗糙度、平均孔径、面孔率、比表面积及总孔容增大，杨氏模量表现出减小趋势；随着热演化程度增加，杨氏模量减小。基于原子力显微镜可同步揭示煤岩微观孔隙结构与力学性质，为煤储层储集性与力学研究提供新方法与新思路，对于非常规储层储集性评价及可压性研究具有重要意义。

吐哈盆地台北凹陷水西沟群煤系烃源岩沉积有机相研究

梁浩, 范谭广, 王志勇, 陶树, 文艺洁, 郑海天, 张子建

2025, 47(1): 184-194. doi: 10.11781/sysydz2025010184

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摘要:
吐哈盆地台北凹陷蕴含丰富的油气资源，侏罗系水西沟群煤系烃源岩作为区内主力烃源岩发育层位，生烃潜力巨大。然而对于水西沟群煤系烃源岩有机相类型及其与沉积环境的对应关系尚无明确定论，制约了整个凹陷乃至盆地范围油气资源勘探部署。为实现吐哈盆地水西沟群煤系烃源岩的精细划分与评价，基于显微组分、总有机碳(TOC)含量、生烃潜量(S₁+S₂)等地球化学测试结果，建立了研究区煤系烃源岩沉积有机相划分标准，明确了有机相类型、生烃潜力及其与沉积相的对应关系。研究表明，台北凹陷水西沟群煤系烃源岩沉积有机相类型分为五类，即湖相强覆水高镜质组有机相、湖相覆水中高镜质组有机相、三角洲平原覆水中高镜质组有机相、三角洲平原弱覆水中镜质组有机相和三角洲前缘弱覆水低镜质组有机相。湖相强覆水高镜质组有机质丰度高且生烃潜力最强，TOC含量为5.05%～18.31%，S₁+S₂为6.35～20.93 mg/g，镜质组含量大于80%；其次为湖相覆水中高镜质组有机相和三角洲平原覆水中高镜质组有机相，二者TOC含量分别为3.83%～17.68%和2.30%～7.41%，S₁+S₂平均分别为6.35 mg/g和4.48 mg/g，镜质组含量均介于50%～80%；三角洲前缘弱覆水低镜质组有机相的生烃潜力最差，TOC含量平均仅为1.3%，S₁+S₂平均为4.1 mg/g。研究成果为预测台北凹陷水西沟群煤系优质烃源岩分布并准确评价其油气资源潜力提供了重要依据。

煤层气新钻井对老井产能的影响及其控制因素——以沁水盆地柿庄南地区为例

韩学婷, 孟尚志, 刘广景, 任镇宇, 陶树, 门欣阳, 韦子扬

2025, 47(1): 195-203. doi: 10.11781/sysydz2025010195

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摘要:
针对沁水盆地柿庄南地区产能释放不均衡等问题，通过水平井加密方式调整优化初始井网以提高储量动用程度，但钻井泥浆、压裂液窜流至邻井现象频发，导致老井产能受到不同程度的影响。以柿庄南地区煤层气开发实践为基础，分析了该区井间干扰发生的主要原因及其对产能的响应，从地质和工程角度提出应对方法或新钻井部署建议。新钻水平井分段压裂是影响老井产能的主要方式，钻井影响井占比较低、产能恢复率较差且集中发生于近井地带(最小井距小于120 m)。压裂影响井最小井距普遍介于120～300 m，在550～900 m埋深范围内均有分布。被影响井生产异常主要体现为液柱回升，最小井距小于150 m或构造煤发育的部分老井伴有黑水产出、卡泵停机等现象。卡泵停机或黑水产出井产能恢复效率较低，卡泵停机井人工实时解卡产量可大幅恢复，但解卡失败，检泵作业后产气量降幅明显。受新钻井压裂影响的老井分布在新钻井水平段射孔方向，地质层面主要受控于水平主应力各向异性，不同井距条件下存在水力裂缝沟通和压裂液前缘波及两种方式。柿庄南地区煤储层水平应力差为5.5～13.5 MPa，压裂影响井平均水平主应力差普遍大于10 MPa，高水平应力差条件下水力裂缝的强定向性致使老井流体场受到扰动。新钻井部署应与老井最小井距大于300 m且规避断层，高应力差地带可通过暂堵压裂或缩小簇间距、强化缝间应力干扰以弱化其对老井产能的影响。

鄂尔多斯盆地保德区块二叠系太原组—山西组主采煤层脆性评价——基于卷积神经网络方法

张庆丰, 李子玲, 张继坤, 郝帅, 孙晓光, 尚延洁, 左运

2025, 47(1): 204-212. doi: 10.11781/sysydz2025010204

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摘要:
鄂尔多斯盆地东北缘保德区块二叠系太原组—山西组煤层具有丰富的煤层气资源，但井间产能差异大，其重要原因在于储层脆性区域差异导致的强非均质性特征。岩石力学参数法是常用的储层脆性评价方法。研究岩石力学参数和脆性可为压裂改造提供重要参数基础，但当前方法多借助经验公式，评价精度有限。基于卷积神经网络方法，构建实验获取的弹性模量、泊松比与多测井曲线转换模型，建立了岩石力学剖面，进而实现脆性定量评价。结果显示：基于卷积神经网络预测含煤层系岩石力学参数适用性较好。保德区块主采4+5^#和8+9^#煤层脆性指数均整体较低，4+5^#煤层较8+9^#煤层脆性指数值略高，两套主采煤层平面分布具有一定的相似性，均在研究区中部和东南部脆性值低。矿物成分差异影响岩石脆性，石英含量越高，弹性模量和脆性指数越大，具有线性关系。

贵州省盘关向斜煤层气储层地质特征及开发效果评价

胡海洋, 阳富芹, 陈捷, 娄毅, 万玉亭

2025, 47(1): 213-222. doi: 10.11781/sysydz2025010213

摘要(3) PDF(0)

摘要:
贵州省上二叠统龙潭组煤层多，煤层气资源丰度高，具备煤层气开发的资源基础，但煤层渗透率较低，影响气、水产出，需探索适应贵州省低渗、多煤层条件下的煤层气开发关键技术。根据盘关向斜煤储层地质特征及煤层气井工程资料，从地质、压裂、排采指标3个维度开展研究分析，总结低渗、多煤层的煤层气开发技术。盘关向斜工程实践表明：①该向斜12#、18#煤层合层开发煤层气，渗透率、储层温度、破裂压力、每米煤层的加液量及加砂量、压降速率、提产速率对煤层气井产气的影响较大；②提高每米煤层的加液量及加砂量指标，能够显著提高压裂改造后的储层渗透率，YP-1井改造后渗透率达到64.158×10^-3 μm²，提高1 304倍；③控制合适的压降速率、提产速率能够提高煤层气井的压裂液返排率及扩大压降漏斗半径，YP-1井排采210 d后压裂液累计返排率达到82.53%，产水半径达到压裂影响半径的91%，对扩大有效解吸半径及提高产气效果有利。针对盘关向斜低渗、多煤层的地质条件，建议采取“选层射孔、分段压裂、合层排采”的工艺技术进行煤层气开发，从而提高煤层气开发的地质及工程潜力。

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