“煤系气地质与勘探开发”专题_中国煤炭行业知识服务平台

“煤系气地质与勘探开发”专题

来源：煤田地质与勘探

【“煤系气地质与勘探开发”专题编者按】受煤层气长期低效开采工作的延伸和天然气勘探开发领域不断拓展双驱动，煤系页岩气及煤系“三气”综合勘探初见成效。勘探开发煤系气具有安全、能源、环保三重效益，同时也是实现碳达峰、碳中和目标的重要举措。紧跟行业典型区块成功开发案例，围绕煤系气地质条件和资源潜力综合评价、甜点区优选、勘探开发关键技术等主题方向，遴选相关论文集中发表，以期促进同行交流和类似区块煤系气勘探开发技术进展。

行业视野: 地质
类别; 36个
关键词; 48位
专家; 8篇
论文; 2616IP
点击量; 1396次
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荆门探区五峰组–龙马溪组页岩储层特征及甜点层段评价

作者(Author)：李小明, 柳吉荣, 吝文, 马丽红, 刘德勋, 陈宇杰

摘要：为进一步明确荆门探区五峰组—龙马溪组页岩气资源潜力，优选甜点层段，以X井五峰组–龙马溪组一段页岩为主要研究对象，利用干酪根薄片、X衍射、核磁共振、微纳米CT扫描及地化分析等多种测试手段，结合测井解释成果，从岩石学、有机地球化学、矿物组成、孔隙类型及结构、物性及含气性等方面，系统评价五峰组—龙一段各小层储层特征，以优选甜点层段。结果表明：五峰组—龙一段以硅质页岩为主，主要形成于深水陆棚相还原环境，优质页岩段页岩气品质较高，有机地化特征优越；多手段测试孔隙率与渗透率均具有正相关特征，饱和水页岩核磁共振T2谱可分为2类5型，不同类型T2谱所反映的页岩孔径分布特征具有差异性，孤立孔主要存在于小于2 nm的微孔中，占比非常小；基于储层特征评价，优选出龙一11—龙一12小层为一类储层，五峰组上段和龙一13小层为二类储层，龙一14小层为三类储层，富碳高硅页岩段的五峰组上段—龙一13小层(厚度约17.7 m)为页岩气甜点层段，研究成果可为荆门探区页岩气勘探开发确定水平井的靶体层段提供参考依据。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

397

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临兴地区海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征

作者(Author)：陈鑫, 吴鹏, 高计县, 胡维强, 丁万贵, 李洋冰, 柳雪青, 马立涛, 刘成, 孔为, 曹地, 陈建奇, 李勇

摘要：为揭示鄂尔多斯盆地东缘上古生界海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征，选取临兴地区页岩样，开展薄片鉴定、全岩和黏土含量、扫描电镜、有机碳、岩石热解、干酪根显微组分和干酪根碳同位素测试，分析页岩解吸气的气体组分和碳同位素组成。结果表明：临兴地区过渡相页岩矿物组分主要是石英和黏土矿物，含少量方解石、斜长石、钾长石、白云石和黄铁矿等。受矿物成因、沉积环境等多方面的影响，不同矿物组分与有机质赋存方式各异。石英与有机质存在2种赋存方式，黏土矿物存在3种赋存方式，黄铁矿存在4种赋存方式。有机质类型为Ⅱ2–Ⅲ型，有机碳含量平均值大于2.0%，干酪根碳同位素介于–24.5‰~–23.2‰。镜质体反射率介于0.92%~1.30%，tmax值介于427~494℃，有机质热演化达到成熟阶段。页岩气中烃类气以甲烷为主，含有少量乙烷、丙烷，总体属于干气。甲烷碳同位素均值为–40.0‰，介于海相页岩气和陆相页岩气甲烷碳同位素之间；乙烷碳同位素值介于–26.8‰~–22.56‰，均大于–29‰，整体呈现出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3正碳序列。研究认为，该区页岩具备大量生成页岩气的潜力，页岩气主要来源于上古生界偏腐殖型页岩，属于由干酪根裂解而生成的有机热成因煤成气。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

329

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鄂尔多斯盆地东缘临兴地区海陆过渡相页岩气地质特征及成藏潜力

作者(Author)：吴鹏, 曹地, 朱光辉, 柳雪青, 李勇, 李洋冰, 胡维强, 刘再振, 孔为, 费景亮

摘要：海陆过渡相页岩气是我国页岩气增储上产的重要接替领域，基于鄂尔多斯盆地东缘临兴地区海陆过渡相页岩实验和研究资料，选取山西组、太原组和本溪组页岩层系为研究对象，从沉积环境、页岩展布、有机地球化学特征、矿物学特征、物性特征和含气性特征等方面，系统总结解剖研究区海陆过渡相页岩气地质特征，分析其富集成藏潜力。结果表明：鄂尔多斯盆地在晚石炭世–早二叠世受区域内部构造活动影响，水体环境变化频繁，形成多期次的滨浅海–三角洲前缘–滨浅湖组合的沉积旋回，沉积多套海陆过渡相富有机质页岩；临兴地区位于鄂尔多斯盆地东部晋西挠折带的中北地区，区内沉积环境稳定，海陆过渡相富有机质页岩广泛分布；岩性主要为灰白色–浅灰色细粒砂岩和暗色泥页岩互层发育，垂向上页岩累计厚度大，为60~180 m；页岩有机质类型为Ⅱ2–Ⅲ型干酪根，总有机质碳含量较高，平均TOC质量分数为3.07%，处于成熟生气阶段；页岩矿物成分以石英和黏土类矿物为主，长石和碳酸盐岩类矿物含量较少；宏观上主要孔隙类型为无机孔隙和有机质孔隙，裂缝不发育，微观上孔隙受黏土矿物控制，孔隙形态多为开放狭缝状的微孔和介孔。研究区海陆过渡相页岩具有低孔低渗的物性特征，但平均含气量为1.15 m3/t，具有较好的含气特征，确定研究区内山西组北部、太原组东北部、本溪组东部和北部为页岩气潜力区。研究认识为该区后期页岩气勘探开发提供理论据。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

308

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川东南东溪地区龙马溪组裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

作者(Author)：谢佳彤, 付小平, 秦启荣, 李虎

摘要：页岩气的商业性开发证实成熟页岩具有较大的勘探潜力，川东南地区是我国南方页岩气勘探开发的战略先导区。裂缝发育情况是页岩气保存和开发部署的关键因素，对于构造环境复杂特殊的盆缘地区，在加大页岩裂缝研究难度的同时，也给页岩气勘探开发提供了新的方向。页岩气勘探作为我国油气勘探的新领域，尚未形成成熟的裂缝评价体系。以川东南东溪地区为例，基于三轴岩石力学实验结果，首先采用有限元数值模拟手段进行应力场模拟，而后利用岩石力学参数进行模型构建和模拟结果的反复试算，以获取东溪地区最大、最小主应力和应力差分布图，最后运用莫尔–库伦准则计算岩体破裂系数预测裂缝分布规律。结果表明：研究区裂缝发育情况主要分为4个级别，其中，Ⅰ级裂缝呈条带状分布在东西两侧断裂附近，Ⅱ级裂缝在Ⅰ级裂缝周围发育，而Ⅲ级裂缝分布在北部背斜核部和西部背斜翼部；优选页岩气埋深、距剥蚀区距离、距齐岳山断裂距离、断裂作用、应力差及压力系数等10个保存条件参数，采用组合权重法确定保存条件参数权重，其中一级参数权重分别为埋深(0.2)、距剥蚀区距离(0.1)、距齐岳山断裂距离(0.1)、断裂作用(0.25)、应力差(0.15)、压力系数(0.2)，以此建立相对完善的页岩气评价体系与评价标准。优选出2类页岩气勘探目标有利区，其中A类、B类有利区分别分布在研究区南部背斜核部及翼部和中部宽缓褶皱两翼。研究成果为川东南地区的页岩气勘探提供重要的参考价值。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

299

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临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征

作者(Author)：刘成, 丁万贵, 张健, 陈鑫, 吴鹏, 李洋冰, 柳雪青, 马立涛, 胡维强, 孔为, 李勇

摘要：为了揭示鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩微观孔隙结构特征及其主控因素，丰富对该区块海陆过渡相煤系页岩孔隙发育特征与孔隙结构的认识，对临兴地区页岩进行扫描电镜、高压压汞和液氮吸附分析以表征微观孔隙结构特征，同时结合孔隙率、TOC含量、岩石矿物含量、黏土相对含量、有机质成熟度测试结果对页岩孔隙结构发育主控因素进行研究。结果表明：研究区页岩发育粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝，有机质内部偶见孔隙、可见微裂隙，与矿物伴生时周边发育微裂隙；页岩总孔容介于0.001 46~0.010 81 mL/g，介孔占比81.9%，比表面积介于0.35~ 3.65 m2/g，孔径分布以单峰型为主，分布范围主要在200 nm以内，主峰孔径在45 nm左右，本溪组、太原组页岩孔隙连通性优于山西组，太原组宏孔占比优于本溪组、山西组；页岩总有机碳含量对页岩孔隙发育的影响复杂，对宏孔发育具有一定的积极作用，脆性矿物含量对总孔、介孔发育有积极作用，黏土矿物含量对总孔和介孔发育起消极作用，其中，脆性矿物和黏土矿物通过影响介孔的发育来控制页岩中孔隙的发育程度。基于页岩孔隙结构多尺度定性–定量表征及其控制因素研究对临兴区块海陆过渡相页岩气资源量评价、甜点优选与开发具有重要指导意义，丰富了对海陆过渡相页岩储层的地质认识。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

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窑街矿区浅层煤系气储层特征及勘探开发关键技术

作者(Author)：杜新锋, 袁崇亮, 王正喜, 王君得, 李世兵, 刘敬丹, 何秀清, 张天国, 单元伟, 方佳伟

摘要：煤系气勘探开发不仅可以减少资源浪费，而且可以缓解我国能源危机，降低煤矿瓦斯事故，保护大气环境，为实现碳达峰、碳中和目标做出贡献。依托窑街矿区海石湾井田三采区浅层煤系气开发示范工程，分析窑街矿区煤系气储层特征，探讨煤系气勘探开发关键技术。研究表明：井田煤系气主要赋存于侏罗系中统窑街群煤系第四岩组(J2yj4)的油页岩、油砂岩和第二岩组(J2yj2)的油A层、煤二层等特厚产层中；油A层、煤二层气含量随着埋深的增加而增大；CO2浓度较高，且随着埋深增加而减小；煤二层吸附能力较强，油A层更容易解吸；各层渗透率为油砂岩>油A层>煤二层>油页岩；抗压强度、抗拉强度、弹性模量、泊松比和脆性指数显示各产层改造难易程度由小到大依次为油砂岩、油A层、油页岩、煤二层。油页岩有机质丰度4.06%，干酪根类型Ⅱ2–Ⅲ型；油A层有机质丰度43.27%，变质程度呈两极分化，腐泥煤镜质体反射率0.48%~0.53%，腐植煤镜质体反射率0.89%~0.97%；煤二层有机质丰度92.87%，其中镜质组体积分数67.90%，惰质组29.10%，壳质组3.50%，变质程度以肥煤为主，含少量气肥煤。与我国大部分欠压地层相比，各产层储层压力正常，产气潜力大；煤系气开发应优选煤二层、油A层和油页岩；多段分簇、限流法射孔工艺和细砂防滤失、投球暂堵、两高一低(高排量、高砂量、低砂比)的压裂工艺适合于该区致密特厚储层改造，挂泵位置低于煤二层射孔段和重力式螺旋气锚排采工艺可减少CO2的影响，提高排采效率。这些关键技术的应用显著提高了井田示范工程产气效果，单井日产气量超过2 000 m3。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

329

157
基于煤层气井排采数据的储层含气量动态反演研究

作者(Author)：马东民, 伋雨松, 陈跃, 郑超, 滕金祥, 马卓远, 肖嘉隆

摘要：煤储层含气量是煤层气开发的核心参数，但实测煤储层含气量与煤储层的真实含气量之间往往存在误差。基于窑街矿区海石湾井田煤层气井不同时段的产气量，以煤储层含气量“定体积”降低为基础，反演煤储层实时含气量，研究煤层气井排采过程煤储层实时含气量的变化规律。结果表明：煤储层含气量随排采时间呈线性下降趋势，不同步长煤层气井产气量与煤储层含气量降低幅度一致，遵循“定体积”产气特征，即煤层气单井产气量是煤基质“定体积”产出；煤层气井的产气量与含气量降低速率有关，而与煤储层原始含气量无关。煤储层为隔水层，水力压裂难以改变煤基微孔隙通道的结合水状态，CH4产出过程受水–煤界面作用控制，煤层气产出是“CH4·煤·水”三相界面传质作用的结果，水–煤界面作用中水的湍动提供并传递能量，激励块煤中CH4解吸与产出。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

338

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窑街矿区海石湾井田油A层腐泥煤有机质成熟度辨析

作者(Author)：宋孝忠, 张炳忠, 雷莹, 宋艳强

摘要：在石油、天然气、页岩气和煤层气资源勘探开发方面，镜质体反射率指标被公认是唯一可对比的烃源岩有机质成熟度评价指标。为准确测定窑街矿区海石湾井田油A层腐泥煤的有机质成熟度，采集井田钻孔煤岩样品，开展显微镜下显微成分反射光、荧光光学特征观测。测试发现，油A层腐泥煤中存在2种不同特征镜质组，一种为发荧光的镜质组，反射色低、反射率测值低；另一种为不发荧光镜质体，反射色高、反射率测值相对偏高。油A层沉积环境分层明显，上部为腐泥煤，显微成分以藻类体为主，含有大量的黄铁矿，反映深部沼泽强还原环境；下部显微成分以腐泥基质、基质镜质体、角质体为主，相较于上部，藻类体及黄铁矿含量明显降低，反映出其沉积物源发生变化，藻类等低等生物输入比例降低，高等植物物源比例增高，反映为相对较弱的还原环境。根据井田地层沉积环境、油A层腐泥煤显微组成及其与下部煤二层腐植煤的镜质组成熟度对比分析，认为油A层腐泥煤中不发荧光镜质体的反射率能够反映其真实的成熟度，与下部煤二层处于同一变质阶段。研究认识为开展腐泥煤有机质成熟度分析提供了新的方法、思路，当煤岩层中高等植物含量较少，或者与其相邻地层成熟度差异较大时，建议将局部测试结果与整个煤系各煤/岩层进行比对，同时结合其镜质体荧光特征和沉积环境综合判断分析。

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煤田地质与勘探

2021年第06期

316

138

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