中国深层煤层气地质特征与勘探实践

doi:10.11743/ogg20240601

Abstract

Abstract:

China boasts abundant deep coalbed methane （CBM） resources. Positive progress in the exploration in recent years has established CBM as a strategic replacement for current unconventional natural gas in the future. However， the commercial exploitation of deep CBM faces challenges of complex geological and engineering conditions. In this study， we investigate the geology of deep CBM in typical regions across China and review advances in relevant theoretical and technical study， proposing the prospects for the exploration and production of deep CBM. The results indicate that deep CBM reservoirs exhibit the geological and engineering characteristics of strong heterogeneity， enrichment in both free and adsorbed gas， and high plasticity compared to their shallow counterparts. Deep medium- to low-rank coal reservoirs provide substantial storage space dominated by primary plant tissue pores. In contrast， deep medium- to high-rank coal reservoirs contain micropores and fissures， with the former dominated by organic pores and the latter consisting primarily of cleats and exogenetic fractures. Over years of addressing technological challenges， SINOPEC has preliminarily developed a series of technologies for the selection and assessment of deep CBM target areas， sweet spot prediction， horizontal well drilling， and hydraulic fracturing with fractures effectively propped， which serve to provide effective support for breakthroughs achieved in deep CBM exploration. It is recommended to focus on the accumulation patterns， sweet spot identification， production technologies and policies， and production rules of deep CBM in future study. Additionally， it is advisable to develop efficient drilling and completion technologies for horizontal wells in thin coal seams， along with technologies for fracturing with reduced cost and enhanced efficiency for reservoir stimulation.

Key words: exploration practice, enrichment and high productivity, geological and engineering characteristics, free gas, deep coalbed methane （CBM）

CLC Number:

TE132.2

Xusheng GUO, Peirong ZHAO, Baojian SHEN, Zengqin LIU, Bing LUO, Shihu ZHAO, Jiaqi ZHANG, Jiayuan HE, Weishu FU, Haipeng WEI, Jiong LIU, Xinjun CHEN, Jincheng YE. Geological features and exploration practices of deep coalbed methane in China[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(6): 1511-1523.

Figures/Tables 11

Fig. 1

Table 1

Fig. 2

Fig. 3

Fig. 4

Fig. 5

Fig. 6

Fig. 7

Table 2

Comparison of typical exploration areas with moderate to deep CBM in terms of geological and engineering characteristics， Ordos Basin"

样品来源	煤层	延川南山西组2^#煤层	大吉太原组8^#煤层^［52］	大牛地气田太原组8^#煤层
样品来源	埋深/m	800 ~ 1 500	1 500~2 500	2 500 ~ 3 000
煤岩煤质	煤岩类型	半亮煤为主	光亮煤-半亮煤为主	光亮煤-半亮煤为主
	演化程度（R_o）/%	2.45	2.70	1.50
	灰分产率/%	13.60	11.70	17.86
	镜质组含量/%	66.70	85.50	68.05
储集性	煤层厚度/m	3.3 ~ 6.5，平均4.7	4.0 ~ 12.0，平均7.8	5.0 ~ 16.0，平均9.4
	裂隙线密度/（条/cm）	0.8 ~ 5.0（面割理）	1.2 ~ 2.0（面割理）	0.6 ~ 1.0（面割理）
	孔隙度/%	4.00	3.13	4.68
	渗透率/（10^-3 μm²）	0.010 0 ~ 0.990 0 （注入/压降试井）	0.053 0 ~ 0.054 0 （注入/压降试井）	0.000 1 ~ 0.760 0 （气体法）
保存性	压力系数	平均0.790	0.902 ~ 0.936	平均1.030
	顶板岩性	泥岩	灰岩	灰岩
	构造复杂程度	以单斜为主，断裂较发育	以单斜为主，断裂较发育	以单斜为主，断裂欠发育
	地层水矿化度（mg/L）	3 000 ~ 80 000	72 029 ~ 223 378	70 258 ~ 153 239
含气性	总含气量/（m³/t）	8.0 ~ 21.0	18.0 ~ 26.0	16.5 ~ 26.0
	吸附气饱和度/%	41.48 ~ 92.19	97.99 ~ 100.00	100.00
	游离气占比/%	—	平均值20	20 ~ 50
可压性	煤体结构	原生-碎裂结构为主	原生结构为主	原生结构为主
	垂向应力差/MPa	2 ~ 6	11 ~ 31	7 ~ 16
	水平应力差异系数	0.10	0.13	0.15
勘探实例	典型井	Y3-P11井	JS6-7P01 井	YM1HF井
	钻完井关键参数	水平段长度1 453 m，排量18 ~ 22 m³/min，产砂量3 067 m³，产液量31 596 m³	水平段长度1 000 m，排量16 ~ 18 m³/min，产砂量3 823 m³，产液量31 892 m³	水平段长度1 030 m，排量15 ~ 22 m³/min，产砂量6 620 m³，产液量54 589 m³
	生产特征	产气量峰值5×10⁴ m³/d，年产气量> 1 000×10⁴ m³，EUR>3 000×10⁴ m³	产气量峰值10.1×10⁴ m³/d，年产气量> 1 800×10⁴ m³，EUR>5 500×10⁴ m³	产气量峰值10.4×10⁴ m³/d，年产气量> 2 300×10⁴ m³，EUR>6 000×10⁴ m³

Table 2

Table 3

Fig. 8

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国家	盆地	主要目的层系	典型井生产情况
中国	鄂尔多斯盆地	石炭系-二叠系	延川南区块Y3-P11井，埋深1 140 m，峰值日产气量6.7×10⁴ m³
			大吉区块JS6-7P01井，埋深2 200 m，峰值日产气量10.1×10⁴ m³
			榆林地区NL1H井，埋深3 222 m，峰值日产气量5.4×10⁴ m³
			大牛地区块YM1HF井，埋深2 880 m，峰值日产气量10.4×10⁴ m³
	四川盆地	二叠系	南川区块Y2井，埋深1 976 m，峰值日产气量1.8×10⁴ m³
	准噶尔盆地	侏罗系	五彩湾地区CT1H井，埋深2 385 m，峰值日产气量5.7×10⁴ m³
美国	皮申思盆地	白垩系	以Williams Fork组煤层为目标的65口单井，埋深约2 560 m，井均日产气量1.1×10⁴ m³
澳大利亚	库珀盆地	二叠系	Rosewell-1井，埋深3 068 m，峰值日产气量2.8×10⁴ m³

选区分类		Ⅰ类区	Ⅱ类区	Ⅲ类区
煤岩煤质	煤岩类型	光亮煤-半亮煤	半亮煤-半暗煤	半暗煤-暗淡煤
	演化程度（R_o）/%	≥0.7	0.5 ~ 0.7	<0.5
	灰分产率/%	≤20	20 ~ 40	>40
	镜质组含量/%	≥60	40 ~ 60	<40
储集性	煤层厚度/m	单层厚度≥4	单层厚度2 ~ 4	单层厚度<2
	孔隙度/%	≥4	2 ~ 4	<2
	裂隙线密度/（条/cm）	≥0.6	0.2 ~ 0.6	<0.2
保存性	压力系数/%	≥0.8	0.6 ~ 0.8	<0.6
	顶板厚度/m	≥6（灰岩或泥岩）	2 ~ 6（灰岩或泥岩）	<2（灰岩或泥岩）
	构造复杂程度	构造稳定区	构造较稳定区	构造复杂区
	水动力条件	滞留区	弱径流区	强径流区
含气性	总含气量/（m³/t）	≥12	4 ~ 12	<4
含气性	游离气占比/%	≥20	10 ~ 20	<10
可压性	煤体结构	原生结构	碎裂-碎粒结构	糜棱结构
	地应力/MPa	≤80	80 ~ 100	>100
	垂向应力差/MPa	≥8	4 ~ 8	<4
	水平应力差异系数	≤0.2	0.2 ~ 0.3	>0.3

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Geological features and exploration practices of deep coalbed methane in China

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