基于测井的临兴—神府区块中部深部煤层原位含气量预测

《ACS Omega》：In Situ Gas Content Prediction of Deep Coal Seams Based on Logging in the Central Linxing–Shenfu Block

　　

深部煤层气（deep coalbed methane, CBM）是中国非常规天然气供应的重要战略资源，在鄂尔多斯盆地（Ordos Basin）资源丰富。然而，关于气体赋存状态和临界深度的系统研究有限，加之含气量与地应力实测数据稀疏，严重制约了开发策略的优化。以鄂尔多斯盆地临兴—神府区块中部太原组（Taiyuan Formation）8+9#煤层为研究对象，建立了一种改进的含气量预测模型，该模型综合考虑了基质压缩、热膨胀、吸附诱导膨胀以及吸附气占据的孔隙体积。利用测井数据展示了吸附气含量的变化趋势。结合测井数据与Eaton方法和黄荣樽地应力模型，预测了连续的地应力剖面。通过含气量演化和地应力状态转换确定了临界深度。8+9#煤层最小水平主应力呈现“南高北低”的分布格局。含气量临界深度为1076–1704 m，地应力临界深度为1138–1727 m，综合临界深度为1076–1727 m，呈现“南深北浅”的分布特征。基于含气量和应力状态的三段式变化规律，提出了分层开发策略。该研究为相似地质条件下深部煤层气的安全、高效、经济开发提供了位置优选和钻井压裂参数设计支持。

深部煤层气（deep coalbed methane, CBM）是中国非常规天然气供应中的关键战略资源，在鄂尔多斯盆地（Ordos Basin）储量丰富。然而，针对气体赋存状态与临界深度的系统性研究有限，加之含气量和地应力实测数据稀疏，严重制约了开发策略的优化。研究人员以鄂尔多斯盆地临兴—神府区块中部太原组（Taiyuan Formation）8+9#煤层为研究对象，建立了一种改进的含气量预测模型，该模型全面考虑了基质压缩、热膨胀、吸附诱导膨胀以及吸附气所占据的孔隙体积。通过测井数据展示了吸附气含量的变化趋势。结合测井数据与Eaton方法及黄荣樽地应力模型，预测了连续的地应力剖面。利用含气量演化和地应力状态转换确定了临界深度。8+9#煤层最小水平主应力呈现“南高北低”的分布格局。含气量临界深度为1076–1704 m，地应力临界深度为1138–1727 m，综合临界深度为1076–1727 m，表现为“南深北浅”的分布特征。基于含气量与应力状态的三段式变化规律，提出了分层开发策略。该研究为相似地质条件下深部煤层气的安全、高效、经济开发提供了位置优选及钻井与压裂参数设计支持。

### 研究背景与意义
中国深部煤层气研究历经初始探索（1994-2005）、缓慢发展（2006-2015）、稳步推进（2016-2020）和快速发展（2021年至今）四个阶段。鄂尔多斯盆地深部煤层气资源量达18.3×10¹² m³，临兴—神府区块已取得高产工业气流，展现出巨大开发潜力。然而，深部煤层的临界深度定义长期存在争议，不同学者基于渗透率、含气量模型或侧压系数提出了多种判别标准，但针对临兴—神府区块中部太原组8+9#煤层的系统研究仍十分有限。传统含气量预测模型往往采用实验室恒定的孔隙度，忽略了原地应力、温度及吸附膨胀对孔隙演化的影响，且未扣除吸附气膜占据的孔隙体积，导致自由气含量被系统性高估。同时，地应力实测数据稀疏，难以刻画区域地应力分布规律。因此，建立考虑多因素耦合的含气量预测模型，并利用测井资料连续预测地应力与临界深度，对深部煤层气开发方案优化具有重要理论价值和工程意义。

### 研究技术与方法
研究人员以鄂尔多斯盆地临兴—神府区块中部太原组8+9#煤层为对象，基于14口井（LS-1至LS-14）的测井数据、3口井的注入压降试井与地应力实测数据，以及58个煤样的高压等温吸附实验数据，采用以下关键技术方法：
- **孔隙度演化模型**：耦合基质压缩效应、热膨胀效应、吸附膨胀效应，重建深部原位孔隙度。
- **含气量计算**：采用Langmuir等温吸附方程计算吸附气含量，Henry定律计算溶解气含量，并引入吸附气占据孔隙体积的校正项，计算游离气含量。
- **孔隙压力预测**：基于声波时差测井建立正常压实趋势线，采用Eaton方法预测地层孔隙压力。
- **地应力预测**：结合黄荣樽地应力模型，利用实测地应力数据反演区域构造应力系数，预测连续水平主应力剖面。
- **临界深度确定**：基于含气量演化曲线拐点及侧压系数（G_s=σ_H/σ_v）转换点，分别确定含气量临界深度和地应力临界深度，再采用并集原则确定综合临界深度。
- **平面插值**：利用Surfer软件和普通Kriging插值方法绘制地应力与临界深度平面分布图。

### 研究结果
#### 4.1 含气量预测模型的控制因素
以LS-7井为例，利用改进模型计算了孔隙度、游离甲烷密度及含气量随埋深的变化曲线。结果表明，溶解气含量极低且随深度变化不明显；游离气含量随埋深从0.69 m³/t增至5.26 m³/t；吸附气含量呈现先增后减的三段式变化。控制因素分析显示：初始孔隙度增大为游离气提供更多储集空间，使总含气量上升；镜质体最大反射率（R_o,max）升高增强煤的吸附能力，有利于含气量增大；含水饱和度升高则占据孔隙空间并覆盖吸附位，导致总含气量下降。孔隙压力升高压缩甲烷并增强吸附，促进含气量增大；温度升高则因吸附放热反应受到抑制，导致含气量降低。敏感性分析表明，当吸附气占据有效孔隙体积的比例系数在80%–99%范围内变化时，总含气量相对误差小于3.8%，模型具有良好的稳定性。

#### 4.2 地应力分布特征
基于14口井的测井数据，利用Eaton方法预测孔隙压力，结合黄荣樽地应力模型和实测数据约束，反演得到区域构造应力系数ξ₁=0.6019、ξ₂=0.3020，进而生成单井地应力剖面。平面插值结果表明，8+9#煤层顶板地应力随埋深增加而增大，整体呈“南高北低”分布。垂直主应力为41.31–59.90 MPa，最大水平主应力为42.35–61.75 MPa，最小水平主应力为34.96–51.18 MPa，水平主应力差为7.25–11.64 MPa。与实测值对比，最大水平主应力相对误差为4.03%–12.90%，最小水平主应力相对误差为3.84%–10.49%，验证了预测方法的可靠性。

#### 4.3 临界深度预测
含气量临界深度以总含气量由“持续增加”转为“增速减缓/降低”的拐点为判别标准，研究区分布范围为1076–1704 m。地应力临界深度以侧压系数G_s=1为转换标志，即水平构造应力主导转为垂直主应力主导的深度，分布范围为1138–1727 m。采用并集原则确定综合临界深度为1076–1727 m，空间上呈“南深北浅”的特征。两种临界深度的空间分布高度耦合，反映了地应力场对含气量演化的控制作用。

#### 4.4 临界深度对开发的指导
含气量与地应力随埋深呈三段式变化，决定了不同深度煤层气的开发模式：
- **临界深度以上**（压力主导阶段）：吸附气为主，储层普遍欠饱和，采用排水降压方式促进解吸，井网沿水平主应力方向加密部署，压裂裂缝沿最大水平主应力方向扩展，采用定向射孔改善连通性。
- **临界深度附近**（温度-压力平衡阶段）：吸附气增速减缓，游离气开始富集，总含气量达到峰值或高值平台，形成“饱和吸附气+富集游离气”的复合甜点区，是深部煤层气开发的最优靶点。开发需平衡排水降压与储层改造，优化压裂参数以防止裂缝过度延伸。
- **临界深度以下**（温度主导阶段）：高温促使吸附气解吸，游离气在高地层压力和致密盖层封闭下持续富集，储层普遍饱和，呈现见气快、初期产量高、稳产期长的特点。需通过水力压裂重建裂缝网络以沟通游离气，同时防范垂向裂缝穿层和井壁稳定性问题。

### 讨论与结论
讨论部分强调了准确界定临界深度对开发策略的重要性。临界深度以上构造活动区虽风险较高，但天然裂缝网络有利于提高初期产能；临界深度以下垂直主应力稳定，虽需较高改造成本，但应力环境稳定有利于长期大规模开发。该研究提出的分层开发策略为不同深度段的选择提供了依据。

研究结论可翻译如下：
（1）临兴—神府区块中部8+9#煤层顶板地应力随埋深增大而增大，呈现“南高北低”的分布规律。（2）改进的含气量预测模型校正了传统模型对游离气含量的高估；煤层含气量随埋深呈三段式变化。（3）综合应用含气量预测与地应力预测方法，确定研究区临界深度为1076–1727 m，且“南深北浅”。（4）两类临界深度在空间上对应良好，南部临界深度较大区域是大型开发的优选目标。（5）基于三段式演化规律提出了分层开发策略，准确界定临界深度是深部煤层气安全、高效、经济开发的必要前提。