《煤田地质与勘探》“深部煤层气地质与资源潜力”︱虚拟专题

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《煤田地质与勘探》“深部煤层气地质与资源潜力”︱虚拟专题

来源：煤田地质与勘探

在能源结构转型和环境保护的大背景下，深部煤层气的勘探与开发已成为全球能源领域关注的焦点。《煤田地质与勘探》聚焦深部煤层气富集成藏的前沿研究和实践进展，整理近年来刊出的12篇论文供行业学者参考。

行业视野: 煤层气
类别; 38个
关键词; 56位
专家; 9篇
论文; 1403IP
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深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

作者(Author)：许浩, 汤达祯, 陶树, 李松, 唐淑玲, 陈世达, 宗鹏, 董煜

摘要：深部煤层气资源丰富、开发前景广阔，但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发，以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例，总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出，受埋深与演化过程影响，深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上，储层压力最大相差40 MPa左右，导致由浅部向深部，气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存，地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导，煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点，即：在高温高压条件下，以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体，该类煤储层在垂向应力为主导的作用下，孔裂隙空间极度压缩，含水极少且矿化度极高，内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性，指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区，该区内呈现出非典型深部煤层气的特点，或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况，在勘探开发过程中，应具体分析，制定针对性开发方案，以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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深部煤层气水赋存机制、环境及动态演化

作者(Author)：李勇, 徐立富, 刘宇, 王子炜, 高爽, 任慈

摘要：准确认识深部条件下气体和水分的赋存状态、相对含量及分布特征，对煤层气高效勘探开发具有重要指导意义。基于理论模型、分子模拟和气水演变分析，明确了煤层中气、水的赋存状态，揭示了气、水动态运聚界限和动态演化过程。考虑煤−水界面作用、水的可动性及赋存状态，煤中水可分为可动水(重力水和毛细水)、束缚水(吸附水、沸石水、结晶水和层间水)、结构水，其中毛细水、重力水和吸附水由孔隙主导，沸石水、结构水、结晶水和层间水由矿物主导。分子模拟结果显示，水分子在0.7 nm孔隙中可以饱和充填，吸附和解吸路径一致，在更大孔隙中出现弱吸附层和自由态。水分子吸附过程表现为单分子含氧基团吸附、单层强吸附、多层弱吸附、水团簇形成和充填孔隙等阶段。甲烷分子在1.5 nm孔隙可存在3层稳定充填吸附，在较大孔隙中(>1.5 nm)即以单层吸附和游离态共存，游离态在介孔及更大孔隙中普遍存在。结合上述吸附−游离气存在界限，改进了游离气和吸附气理论计算公式，为含气量计算提供新思路。深部热成因煤层气是煤大规模生排烃之后的残余气，在排烃过程中发生气驱水和水分蒸发扩散，残余水分为束缚水和结构水，后期无法改变。假定静水压力20 MPa，在0、5、10、15和20 MPa储层压力下，外来水分可入侵最大孔径为7、9、13、27 nm和不侵入。受差异保存条件控制，煤成气除了形成超压和欠压等差异含气系统外，还可能在煤系形成多类型含气模式。上述研究明确了煤层气、水微观赋存机制及形成演化模式，对深部煤层气富集特征及高效开发设计具有指导意义。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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煤储层含气性深度效应与成藏过程耦合关系

作者(Author)：陈世达, 侯伟, 汤达祯, 李翔, 许浩, 陶树, 李松, 唐淑玲

摘要：埋深是影响煤层气富集程度的综合要素，理解含气性深度效应是认识深浅部煤层气赋存状态与聚集机制的重要基础。基于煤层气勘探现状，在剖析鄂尔多斯盆地东缘煤层气探井资料的基础上，综合常规−非常规油气成藏地质学理论，探讨了煤层含气量、饱和吸附量、含气饱和度深度效应及其与成藏过程的耦合关系。煤层气成藏是构造沉降阶段生烃供气和回返抬升阶段相态转化、逸散的耦合结果，体现为自封闭成藏和浮力成藏的深度耦合，含气性变化存在饱和吸附量转折和游离气滞留两个关键深度界限，且二者不具备绝对同步性：(1) 饱和吸附气量是煤在特定温压条件下的固有属性，不受保存条件的严格限制，其随深度的演化过程是控制相态转换的基础，压力梯度和变质程度补偿效应会引起现今区域饱和吸附量转折深度(带)的明显滞后。(2) 游离气的运聚成藏与改造定型受控于地层回返抬升阶段的遮盖条件，涉及埋深−构造−水动力场三元耦合效应及浮力、储盖层毛管力的综合影响，抬升幅度小且改造强度弱时方可具备游离气滞留保存条件，滞留深度以浅地层封闭性降低，游离气普遍散失。鄂尔多斯盆地东缘柳林−延川南一带煤层总含气量随埋深增大近乎线性增高，深部收敛趋势不明显，不同变质程度煤理论饱和吸附量转折深度为1 600~2 200 m，但煤阶的区域分异致使原位饱和吸附量随埋深持续增大；大宁−吉县区块游离气滞留临界深度约2 000 m，2 500 m处含气饱和度平均约120%，3 000 m处含气饱和度预计可达136%。不同地区煤层气成藏背景和地质条件存在差异，含气性深度效应需具体分析，分析重点应聚焦于甲烷相态转换、地层封闭条件的时空演化对现今气、水分布的综合影响，以实现深部煤层气的分区分带评价和高效开发设计。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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鄂尔多斯盆地府谷地区深部煤层气富集成藏规律及有利区评价

作者(Author)：郭广山, 徐凤银, 刘丽芳, 蔡益栋, 秦玮, 陈朝晖, 邓纪梅, 李卓伦

摘要：鄂尔多斯盆地东缘神府区块是典型深部煤层气田，资源丰富且勘探开发潜力巨大。2023年10月，神府深部煤层大气田成功申报探明地质储量超1100亿m3。府谷地区位于神府区块中部，是最早深部煤层气生产试验区，但目前对其煤层气的富集成藏规律和勘探开发潜力的认识尚不清楚。综合应用地震、测井、钻井和煤岩测试等资料以查明该地区深部煤层气地质特征、富集成藏规律和有利区分布。结果表明：主力煤层4+5、8+9号煤发育稳定且厚度较大(4+5号煤：3.2~5.8 m；8+9号煤：8.7~13.5 m)，有利层段主要分布在煤层中上部位置；宏观煤岩类型主要为光亮−半亮煤，煤体结构主要为原生−碎裂结构煤；受深成变质作用的影响，煤类以气煤、肥煤和焦煤为主，煤的变质程度处于热解生气的高峰期，煤储层表现出中−高含气量(4+5号煤：3.0~12.0 m3/t；8+9号煤：7.5~18.5 m3/t)和中−高含气饱和度(35.0%~115.0%)等特征；主力煤层属于低渗储层((0.01~0.09)×10−3 μm2)，孔隙结构主要以微孔和小孔为主。提出府谷地区煤层气为“挠褶−断层−水动力”富集成藏模式，煤层气富集区位于构造平缓区和斜坡带。建立深部煤层气地质−工程双甜点评价体系，识别出I类地质−工程甜点区位于东部和西南部，是研究区深部煤层气勘探开发首选区带。因此，该研究认识进一步丰富了深部煤层气富集成藏理论，对鄂东缘深部煤层气勘探开发实践具有重要指导意义。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

222

9
川东南南川区块龙潭组深部煤层气成藏特征及勘探前景

作者(Author)：郭涛, 金晓波, 武迪迪, 解飞, 刘尽贤

摘要：四川盆地东南缘南川区块Y2井直井自喷日产气1.3×104 m3，获四川盆地东南缘深部煤层气勘探战略突破。为了系统揭示南川区块深部煤层气富集高产规律，通过区域地质、测试、化验及生产资料，从煤岩煤质、孔裂隙发育特征、含气性、可压性入手，开展深部煤层气成藏特征及勘探潜力评价。结果表明：研究区深部煤储层全区稳定分布，厚度在1.5~4.2 m，镜质体随机反射率Rran在1.6%~2.2%，为高镜质组含量、低灰分煤层，为煤层气成藏提供了物质基础；煤储层为“微孔−微裂隙”型储层，微孔占比达78.4%，其比表面积贡献达95%，利于煤层气吸附与保存，微裂隙发育，利于压裂改造及气体渗流；煤层具有“高含气量、富含游离气”的特征，总含气量12~37 m3/t，深部煤层气游离气占比一般在24%~36%，吸附临界转换深度在1500 m左右；深部煤层水平应力差异系数小，煤体结构好，顶板为良好的应力隔档，天然裂缝与最大主应力夹角小，具有良好的可压性；丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜是川东南深部煤层气勘探的有利区带。研究成果对川东南深部煤层气勘探具有重要的指导作用，也可为全国类似盆地深部煤层气勘探提供借鉴。

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煤田地质与勘探

2024年第04期

246

1
鄂尔多斯盆地神木–佳县区块深部煤层气地质特征及勘探开发潜力

作者(Author)：李国永, 姚艳斌, 王辉, 孟令箭, 李珮杰, 张永超, 王建伟, 马立民

摘要：我国深部(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富，勘探开发潜力巨大。与中浅部相比，深部煤层气在富集成藏规律与开发方式方面均具有显著的差异性，急需针对重点区块开展解剖性分析研究。神木–佳县区块位于鄂尔多斯盆地东北部，目前尚处于深部煤层气勘探的起步阶段，深部煤层气富集特征及开发潜力等尚不明确。基于研究区近期实施的地震资料、300余口井的测井资料和4口取心井的参数资料等，系统分析煤储层基础地质特征，总结煤层气富集主控因素与富集规律，类比剖析研究区深部煤层气勘探开发潜力。研究区深8号煤的镜质体反射率介于0.7%~1.8%，大部分区域煤层演化已处于热解生气高峰，区域上煤层净煤厚度高达7~8 m，煤层发育稳定，构造相对简单、水动力封闭性较强、顶底板封盖条件较好，为煤层气大面积连续成藏提供了优越条件，其中佳县南区的煤层气资源条件最好。与鄂尔多斯盆地东部其他区块深部煤层相比，研究区煤层中游离气占比明显更高(15.21%~46.47%)，煤层中吸附气主要受吸附压力封存控制，而游离气受毛管力封闭与浮力重力分异双重控制，两种封存机制共同决定了深部煤层含气量的垂向分带与平面分区，以佳县南部为例总结了吸附气吸附压力主控、游离气毛管压力封闭与重力分异耦合控制的典型深部煤层气富集模式。与临兴区块和大宁–吉县区块类比分析结果表明，神木–佳县区块具有较好的煤层气资源基础、储层改造条件和高产潜力，预示了此区块深部煤层气规模化开发的美好前景。此外，大宁–吉县区块深部属典型的高煤阶煤，而神木–佳县深部为中煤阶煤，因此，该研究认识进一步丰富完善了深部煤层气富集理论，对于全国深部煤层气勘探开发实践有重要指示意义。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

150

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宁武盆地深部煤储层地温场特征及其对含气性的影响

作者(Author)：郗兆栋, 唐书恒, 刘忠, 屈晓荣, 张鹏豹, 苏育飞, 张迁

摘要：温度是影响深部煤储层含气性的重要因素，继而影响深部煤层气的开发效果。因此，明确煤储层地温条件及其对深部煤储层含气性的影响是系统认识深部煤层气富集特征及生产规律的关键。宁武盆地太原组9号煤层埋深大于1 000 m的面积占比超过90%，盆地腹部煤层埋深基本大于1 500 m，最大埋深超过2 500 m，属于典型的深部煤层气。以宁武南区块为例，基于井温测井数据、实验测试数据、录井资料及试井资料，确定宁武南煤储层地温场特征及其对含气性的影响效应。结果显示，宁武南区块9号煤储层温度为15.5~40.1℃，与煤层埋深具有显著的正相关性，地温梯度为1.27~1.95℃/hm，平均为1.52℃/hm，显示出低地温场特征。研究区煤储层含气饱和度为40.1%~93.7%，平均为71.7%，显示出深部煤储层低含气饱和度的特征。随着埋藏深度的增加，较低的地温梯度使得研究区煤储层温度增加缓慢，导致在相似埋深下，温度对研究区深部煤储层吸附能力的负效应显著低于大宁−吉县、临兴等深部煤层气区块，使得研究区煤储层吸附气向游离气的转换深度加深且转换比例降低。低地温条件是影响研究区深部煤层含气性的重要因素之一，继而影响其可开采程度。在深部煤层气的勘探开发中应重视煤储层地温条件的研究。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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四川盆地上二叠统龙潭组深−超深部煤层气资源开发潜力

作者(Author)：明盈, 孙豪飞, 汤达祯, 徐亮, 张本健, 陈骁, 徐唱, 王嘉先, 陈世达

摘要：准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁−吉县和延川南区块1 000~2 500 m埋深煤层气井实现高产气流突破，昭示了深部煤层气开发的巨大潜能。四川盆地上二叠统龙潭组薄−中厚煤层群(7~15层)主体埋深2 000~4 500 m，川中一带北倾单斜，局部发育低幅隆起，煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部，具备支持“增储上产”国家天然气发展战略的强大潜力。研究表明：(1)龙潭组煤系煤−泥岩互层频繁，煤层多，累计资源量大，19号煤层侧向发育稳定(平均3.2 m；>4 m有利面积700 km2)；(2)煤的热演化程度高(2.53%~3.18%)，生烃能力强，煤系气测全烃显示良好，2 500 m埋深处实测含气量16.64~17.61 m3/t，含气饱和度达138%~151%，游离气含量4.84~5.60 m3/t；(3)川南800 m以深实测储层压力系数>1.1，川中一带预测储层压力系数>1.8，为潜在的异常超高压储层。立足四川盆地煤层深−超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征，借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验，以19号煤层为风险勘探目标，落实资源潜力和气藏特征，探索构建深−超深部薄煤层立体勘探开发技术体系，对煤层气规模化建产意义重大。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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