- 许浩;汤达祯;陶树;李松;唐淑玲;陈世达;宗鹏;董煜;
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。
2024年02期 v.52;No.314 33-39页 [查看摘要][在线阅读][下载 2101K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：2040 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：23 ] - 李勇;徐立富;刘宇;王子炜;高爽;任慈;
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。
2024年02期 v.52;No.314 40-51页 [查看摘要][在线阅读][下载 2361K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1451 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：18 ] - 陈世达;侯伟;汤达祯;李翔;许浩;陶树;李松;唐淑玲;
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。
2024年02期 v.52;No.314 52-59页 [查看摘要][在线阅读][下载 1711K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：847 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：9 ] - 林海涛;李玲;唐淑玲;田文广;李杰;孟芹;
内蒙古低阶煤煤层气资源丰富，煤层气成因与成藏机制研究对低阶煤煤层气资源选区评价至关重要。以二连盆地重点富气凹陷低阶煤煤层气为研究目标，利用煤层气组分、碳/氢同位素、煤层水水质、氢/氧同位素及放射性同位素~3H和~(14)C测试等多种实验手段，分析煤层气、水地球化学特征，揭示低阶煤煤层气成因来源及成藏机制。结果表明，二连盆地煤层气组分以甲烷为主，均为干气，其中甲烷体积分数随埋深增加而增大，CO_2体积分数随埋深增加呈先增加后降低趋势，在300～500 m范围出现高值区。甲烷碳、氢同位素普遍偏轻，δ~(13)C(CH_4)分布在-70.3‰～-48.0‰，δD(CH_4)分布在-285.5‰～-189.0‰，δ~(13)C(CO_2)在-37.6‰～1.94‰变化。煤层水化学类型主要为HCO_3-Na型和Cl·HCO_3-Na型，现今煤层水体环境较为稳定，水动力较弱，煤层水表观年龄在1 020～47 490 a，主要来源于第四纪大气降水，没有或较少有现今地表水补给。二连盆地煤层气主要为原生生物成因气，混有少量早期热成因气，随着埋深加大，地层环境和产甲烷古菌类型发生变化，生物甲烷生成途径发生转变。其中吉尔嘎朗图凹陷早期以乙酸发酵产气为主，晚期转变为CO_2还原产气为主，并混有少量低熟热成因气；巴彦花和霍林河凹陷微生物产气途径均以乙酸发酵为主，其中霍林河凹陷还混有少量甲基发酵型生物气。研究区具有适合生物气生成的低地温、低矿化度和低热演化程度的“三低”煤层条件，其中，吉尔嘎朗图凹陷属于地堑式浅部厚煤层生物气成藏模式，巴彦花和霍林河凹陷属于半地堑式中深部承压区水力封堵生物气成藏模式。寻找适合生物成因气形成和富集的有利目标区，应是二连盆地煤层气未来勘探开发的重点方向，也是二连盆地低阶煤煤层气增储上产的现实保障。
2024年02期 v.52;No.314 60-69页 [查看摘要][在线阅读][下载 1745K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：608 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：5 ] - 李国永;姚艳斌;王辉;孟令箭;李珮杰;张永超;王建伟;马立民;
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。
2024年02期 v.52;No.314 70-80页 [查看摘要][在线阅读][下载 2707K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1804 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：26 ] - 郭广山;徐凤银;刘丽芳;蔡益栋;秦玮;陈朝晖;邓纪梅;李卓伦;
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1 100亿m~3。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 m~3/t;8+9号煤：7.5～18.5 m~3/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)μm~2)，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。
2024年02期 v.52;No.314 81-91页 [查看摘要][在线阅读][下载 3075K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：1799 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：22 ] - 郗兆栋;唐书恒;刘忠;屈晓荣;张鹏豹;苏育飞;张迁;
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。
2024年02期 v.52;No.314 92-101页 [查看摘要][在线阅读][下载 1870K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：587 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：7 ] - 明盈;孙豪飞;汤达祯;徐亮;张本健;陈骁;徐唱;王嘉先;陈世达;
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 km~2);(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 m~3/t，含气饱和度达138%～151%，游离气含量4.84～5.60 m~3/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。
2024年02期 v.52;No.314 102-112页 [查看摘要][在线阅读][下载 2999K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1103 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：20 ] - 沈霞;公海涛;邵明礼;杨敏芳;霍万国;
松辽盆地南部王府断陷煤层气资源量丰富，但深部煤层气勘探程度较低，在煤层气地质特征、富集成藏主控因素及有利目标优选等方面缺乏系统研究，制约了该区煤层气勘探进程。为此，在系统分析煤系地质特征的基础上，明确深部煤层气成藏主控因素，建立有利区优选指标体系，预测煤层气富集有利区。结果表明：(1)王府断陷火石岭组宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主，具有低水分、低挥发分、低灰分的特征，镜质体最大反射率大于1.8%，孔隙率平均5.01%,CS38井计算的平均含气量为21.80 m~3/t。(2)王府断陷火石岭组火山喷发填平补齐沉积环境利于煤层发育，煤层主要发育于断陷双陡坡带之间与断陷中、东部的火山喷发的填平补齐效应形成的浅水区，形成了“填平补齐成煤模式”。此外，区内发育的大面积巨厚泥岩顶板与封闭断层使得煤层气得以富集保存。(3)王府断陷Ⅰ类有利区主要发育在断陷中部，煤层厚度大于5 m，断层断距<50 m，盖层厚度>80 m，气测全烃值>15%，具有较大勘探开发潜力；Ⅱ、Ⅲ类有利区主要发育在断陷的北部和南部，煤层厚度一般<5 m，盖层厚度<80 m，气测全烃值<15%，断层封闭性弱或不封闭，盖层厚度差异大，勘探开发风险较大。
2024年02期 v.52;No.314 113-121页 [查看摘要][在线阅读][下载 1928K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：550 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：6 ] - 张聪;李梦溪;胡秋嘉;贾慧敏;李可心;王琪;杨瑞强;
为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发，以郑庄北-沁南西区块为研究对象，基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据，通过与浅部对比，阐述了中深部煤储层特征，分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进，进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明，郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1 200 m左右，为中深部煤层气储层。随着埋深增加，研究区含气量和吸附时间均先增加后降低，含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1 100～1 200 m和800～1 000 m；随着埋深增加，研究区地应力场类型发生了2次转换，埋深小于600 m时，为逆断层型地应力场类型，水力压裂易形成水平缝，利于造长缝；埋深大于1 000 m时为走滑断层型地应力场类型，水力压裂易形成垂直缝，裂缝延伸较短；埋深为600～1 000 m时，地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段，水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比，中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加，无论是直井(定向井)还是水平井，均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井，埋深大于800 m后，压裂液量达到1 500 m~3以上、排量12～15 m~3/min以上、砂比10%～14%以上，单井日产气量可以达到1 000 m~3以上；对于水平井，埋深大于800 m后，压裂段间距控制在70～90 m以下，单段液量、砂量分别达到2 000、150 m~3以上，排量达到15 m~3/min以上开发效果较好，单井产量突破18 000 m~3。随着埋深增加，水平井开发方式明显优于直井，以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。
2024年02期 v.52;No.314 122-133页 [查看摘要][在线阅读][下载 3658K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：1040 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：20 ] - 石军太;曹敬添;徐凤银;熊先钺;黄红星;孙政;贾焰然;马淑蕊;郑浩杭;邓婷;李靖;李相方;
近几年全国深部煤层气基于精细地质研究和水平井多段加砂压裂取得重大突破，部分井日产气量高达十万方，给煤层气产业重新树立了信心。但是，由于深部煤储层处于高地应力、高地温、高孔隙压力、低渗透率的复杂地质环境，不同深度煤储层典型参数和煤层气赋存方式的分布特征以及对储量和产量的影响亟需揭示。基于Langmuir等温吸附式、亨利定律及物质平衡原理，考虑吸附层和溶解气的影响，建立了深部煤层气游离气饱和度计算模型；以国内鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤层气藏为例，分析不同深度深部煤层气赋存方式及分布特征，并评价游离气饱和度对深部煤层气储量、产量与合理配产的影响。研究认为：当煤层埋深大于溶解饱和对应的深度，游离气才会出现，且随着埋深的增加，游离气饱和度先快速增加后缓慢增加，目标区块埋深1 875 m处才出现游离气，在埋深2 800 m处游离气饱和度高达90%，游离气的占比高达17.3%。游离气饱和度对深部煤层气储量计算、产气特征和合理配产影响很大，随着游离气饱和度的增大，煤层气储量线性增大，累产气量持续上升但后期上升幅度逐渐变缓，深部煤层气井最优配产增加，井底流压下降速度加快，压裂改造区的内外压差降低，未改造区动用程度增加。目标区块主力开发煤层埋深位于2 100～2 300 m，游离气饱和度介于48%～68%，游离气占比介于10%～13%，建议气井合理配产介于(4～10)×10~4 m~3/d。研究结果可为深部煤层气进一步开发提供理论依据和方法支撑。
2024年02期 v.52;No.314 134-146页 [查看摘要][在线阅读][下载 3265K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1182 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：10 ]