天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 9: 1646 - 1660

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.007

非常规天然气

川中地区二叠系龙潭组深层煤岩气储层多尺度孔隙结构表征

  • 张景缘 , 1, 2 ,
  • 石学文 1, 2 ,
  • 田冲 1, 2 ,
  • 王青 1, 2 ,
  • 杨雪 1, 2 ,
  • 黎丁源 1, 2 ,
  • 罗超 1, 2 ,
  • 吴伟 1, 2
展开
  • 1. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051
  • 2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 610051

张景缘（1998-），女，河南南阳人，硕士，助理工程师，主要从事煤岩气和页岩气综合地质研究.E-mail：.

收稿日期: 2024-11-26

  修回日期: 2025-02-13

  网络出版日期: 2025-03-19

基金资助

中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项“深地煤岩气成藏理论与效益开发技术研究”(2023ZZ18)

中国石油油气和新能源分公司科技项目“中石油十四五油气资源评价”(2023YQX20112)

中国石油西南油气田分公司科学研究与技术开发项目“四川盆地龙潭组深层煤岩气有利区优选研究”(2024D104-01-10)

收起

Multi-scale pore structure of the deep coal-rock gas reservoir in the Longtan Formation in the central Sichuan Basin

  • Jingyuan ZHANG , 1, 2 ,
  • Xuewen SHI 1, 2 ,
  • Chong TIAN 1, 2 ,
  • Qing WANG 1, 2 ,
  • Xue YANG 1, 2 ,
  • Dingyuan LI 1, 2 ,
  • Chao LUO 1, 2 ,
  • Wei WU 1, 2
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute，Southeast Oil and Gasfield Company，PetroChina，Chengdu 610051，China
  • 2. Sichuan Provincial Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation，Chengdu 610051，China

Received date: 2024-11-26

  Revised date: 2025-02-13

  Online published: 2025-03-19

Supported by

The China National Petroleum Corporation's Key Technology R&D Program(2023ZZ18)

the China National Petroleum Corporation's Oil, Gas, and New Energy Technology Projects(2023YQX20112)

the Scientific Research and Technology Development Project of China National Petroleum Corporation Southwest Oil and Gasfield Branch Company(2024D104-01-10)

Fold

摘要

近年来，深层煤岩气的研究成为热点，关于四川盆地二叠系龙潭组深层煤岩气储层孔隙结构的研究尚为薄弱。为此，以川中地区NT1井为例，选取深层煤储层岩心样品，结合煤岩物性、地球化学和孔隙结构分析的实验手段，表明四川盆地川中地区深层煤岩煤体结构以原生结构为主，割理发育，有机质含量高，物性好，整体煤岩煤质条件优。综合微米CT、扫描电镜、气体吸附法和高压压汞法等对深层煤储层孔隙结构进行多尺度定量表征，结果表明煤储层的储集空间主要由孔隙和割理裂隙组成，其中孔隙主要由一端封闭一端开放的半封闭型孔隙组成，有机孔面孔率占比高，微孔对于孔径分布的贡献率大，孔体积整体呈“哑铃状”分布，微孔孔体积占比高达87%，宏孔孔体积占比11%；孔比表面积整体呈“单峰态”分布，微孔占比达99%。深层煤岩气纳米级孔隙和微米级裂隙发育的特征共同控制着煤岩的含气性特征，初步明确孔隙结构对含气性的影响因素为煤岩煤质和孔径分布特征。

关键词： 深层煤岩气; 全孔径联测; 孔隙结构; 龙潭组; 四川盆地

本文引用格式

张景缘 , 石学文 , 田冲 , 王青 , 杨雪 , 黎丁源 , 罗超 , 吴伟 . 川中地区二叠系龙潭组深层煤岩气储层多尺度孔隙结构表征[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(9) : 1646 -1660 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.007

Abstract

In recent years， the study of deep coal-rock gas has become a hot topic. However， research on the pore structure of deep coal-rock reservoirs in the Permian Longtan Formation in the Sichuan Basin is still relatively weak. To address this， taking the Well NT1 in the central Sichuan region as an example， deep coal-rock reservoir core samples were selected. Combined with experimental methods including coal petrophysical properties， geochemical characteristics， and pore structure analysis， it is shown that the deep coal structure in the central Sichuan region of the Sichuan Basin is primarily characterized by primary structures， with well-developed cleats， high organic matter content， good petrophysical properties， and overall superior coal quality conditions. Using a combination of micro-CT， scanning electron microscopy， gas adsorption methods， and high-pressure mercury intrusion porosimetry， a multi-scale quantitative characterization of the pore structure of deep coal-rock reservoirs was conducted. The results show that the storage space of the coal reservoir is mainly composed of pores and cleat fractures. The pores are predominantly semi-closed pores with one end sealed and the other end open. The organic pore surface area ratio is high， and micropores contribute significantly to the pore size distribution. The pore volume distribution is “dumbbell-shaped”， with micropores accounting for as much as 87% of the total pore volume and macropores accounting for 11%. The specific surface area of pores shows a "single-peak" distribution， with micropores making up 99% of the total. The development of nanoscale pores and microscale fractures in deep coal seams jointly controls the gas content characteristics of coal-rock gas. The initial findings suggest that the factors influencing gas content are primarily the coal quality and pore size distribution characteristics.

Key words： Deep coal-rock gas; Full-pores joint measurement; Pore structure; Longtan Formation; Sichuan Basin

0 引言

我国煤层气资源禀赋优越，资源潜力巨大。据最新一轮全国煤层气资源专项评价结果，我国浅层煤层气地质资源量约为30×1012 m3，深层煤岩气资源量更大，约为40×1012 m3，主要集中在鄂尔多斯盆地、沁水盆地、准噶尔盆地和四川盆地等［1-4］。近年来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发取得重大突破，吉深6-7平01井投产即获得日产量10×104 m3的工业气流，截至2023年长庆油田石炭系本溪组深层煤岩气提交探明储量超1 200×108 m3，深层煤岩气凸显出巨大的潜力［5-6］。前人研究认为四川盆地煤层气勘探开发潜力大，且中浅层已显示出良好态势，特别是川南筠连地区龙潭组—长兴组中浅层煤层气已经规模建产并投入商业性开采，提交煤层气探明地质储量约94×108 m3［7-8］；川南长宁区块中浅层已经有多口高产煤层气井，其中川高参1井获得日产超过8 000 m3的高产气流，表现出较好的勘探开发前景［9］。目前四川盆地中浅层已经获得重大突破，亟需针对地质条件优越的川中—川南区块深层煤岩气开展深入研究，力争获得突破［10-12］。川中地区近期部署的深层煤岩气风险探井NT1井保压取心显示煤岩含气性较好，测试日产气量8.06×104 m3，具有一定的资源潜力，有望成为四川盆地非常规天然气的新接替领域［10］。
煤储层作为煤岩气的烃源层和储集层，其物性、含气性和渗透性等均与孔裂隙的发育程度和结构分布特征密切相关。煤储层的储集空间主要是由孔隙和割理裂隙组成的双重孔隙结构系统，其中裂隙是煤岩气的主要赋存空间，裂隙又分为外生裂隙和内生裂隙，割理是煤岩气运移产出的主要渗流通道［13］。深层煤岩储层孔隙类型多，孔隙结构复杂，非均质性强，深层煤岩储层具有微孔最发育，宏孔和裂隙次之，介孔最不发育的特点［14］。不同变质程度煤的吸附能力大小不同，任少魁等［15］、李天等［16］通过液氮吸脱附和甲烷等温吸附等实验表明高变质程度的无烟煤微孔最为发育，微孔为煤岩孔隙中比表面积和孔容的主要贡献者。符宏斌等［17］通过高压压汞、低温N2吸附和CO2吸附实验对黔西地区高煤级煤样品的纳米级孔隙进行定量表征，证明了高煤级煤的微孔对甲烷的吸附量远远超过介孔和宏孔。
目前针对四川盆地川中地区深层煤岩气储层孔隙结构特征缺少系统研究，严重制约了深层煤岩气的赋存规律认识。笔者基于岩心观察、大面积高分辨率成像（MAPS）的孔隙定量识别与表征、微米CT测试、CO2吸附、N2吸附、高压压汞等实验，首次对四川盆地川中地区深层煤岩气储层的孔隙结构进行系统研究，揭示深层煤岩气储层的孔隙发育特征，为深层煤岩气储层的深入研究奠定基础。

1 地质概况

四川盆地二叠系龙潭组煤层发育，平面上存在2个聚煤中心，分别位于川中地区和长宁地区。其中川中地区构造位置位于四川盆地川中平缓构造带（图1），整体构造平缓，深大断裂不发育，地层倾角为2°~3°，断层发育程度较弱，主要发育少量的三级和四级断层。研究区位于川中地区，目的层为上二叠统龙潭组含煤地层，埋深介于3 000~4 500 m之间，地层厚度为60~160 m，局部可达200 m。川中地区龙潭组主体发育滨岸沼泽相，区域上位于聚煤中心［18-19］，根据测井响应特征，自下而上将龙潭组划分为潭一段、潭二段、潭三段，岩性组合特征主要为煤岩与页岩互层［20］。研究区潭二段煤层发育程度较集中，为主力煤层发育段，潭三段基本不发育煤层，潭一段煤层发育较少。龙潭组整体煤层层数多，共发育7~15层煤，煤层单层厚度薄，分布区间在0.1~4.5 m之间，累计厚度较大，最厚可达16 m。煤岩成熟度较高，实测R O值的范围在2.6%~3.5%之间，处于高阶无烟煤大量生气阶段，煤体结构以原生结构为主；有机质含量较高，显微组分以镜质组为主，无机矿物组分含量较少，主要以黏土矿物为主，整体煤岩煤质条件优，煤岩生气能力强（表1）［21-23］。
图1 四川盆地川中地区位置和NT1井综合柱状图

（a）四川盆地川中地区位置图；（b）NT1井综合柱状图

Fig.1 The location of the the central part of Sichuan Basin and the Well NT1 comprehensive column chart

表1 龙潭组煤岩样品参数

Table 1 Longtan Formation coal-rock sample parameter

煤层号

井深

/m

 垂厚/m 孔隙度/% R O/% 显微组分含量/% 工业分析/%
镜质组 惰质组 其他 固定碳 灰分 挥发分 水分
12# 4 288.9 0.92 / / 63.6 21.6 14.8 78.6 14.6 6.9 1.5
13# 4 292.32 0.45 / / 53.8 22.4 23.8 64.3 29.9 5.8 1.2
16# 4 302.72 1.74 8.23 2.31 60.2 25 14.8 77.3 14.6 8.1 1.5
18-1# 4 316.43 0.70 / / 59.3 22.6 18.1 76.5 16.7 6.8 1.6
18-2# 4 319.13 0.81 8.6 / 52.8 25.7 21.5 68.9 22.1 9.1 1.4
19-1# 4 323.84 1.18 7.32 2.54 67.6 22.4 10 82.1 10.6 7.3 1.0
19-2# 4 326.75 1.12 7.85 2.58 67.9 17.8 14.3 75.6 16.4 7.9 1.2
24# 4 365.79 1.06 4.88 2.72 59.7 29.6 10.7 83.3 10.1 6.6 0.8

注：“/”表示无数据

2 样品与实验方法

2.1　样品选取

实验样品均来自于四川盆地川中地区二叠系龙潭组深层煤岩样品，共选取8层煤，煤层号自上而下依次命名为12#、13#、16#、18#（18-1#、18-2#）、19#（19-1#、19-2#）、24#。从岩心照片可以看出煤岩主要为块状，原生结构，煤体结构好，割理发育，呈网状分布［图2（a）—图2（f）］。煤层层数多，单层厚度薄，单层垂厚最大为2.3 m（19#煤），累厚较大，整体热演化程度较高，镜质体反射率均大于2.0%，煤级主要为高阶无烟煤。物性较好，柱塞样氦气孔隙度为4.88%~8.6%，平均为7.38%，孔隙度测试方法见参考文献［24］。煤岩显微组分［25］是依据国家标准《煤的显微组分组和矿物测定方法》（GB/T 8899—2013）测定，结果表明研究区煤岩的显微组分主要由镜质组和惰质组组成，且镜质组含量高，平均为60.6%。煤岩工业分析的数据是依据国家标准《煤的工业分析方法》（GB/T 212—2008）测定，结果表明煤岩工业组分主要由固定碳、挥发分、灰分和水分组成，其中固定碳含量最高，平均为76.4%，灰分含量较低，平均为16.2%（表1）。扫描电镜观察煤岩样品微米级孔隙和裂缝较发育，孔隙类型主要为有机质孔和有机质溶蚀孔，孔隙和裂缝内部多充填黏土矿物［图2（g）—图2（l）］。光学显微镜下观察煤岩样品主要由有机质组分组成，有机质中多见残余的植物碎片，具有植物胞腔结构，呈网状，且多被硅质及少量黏土矿物充填［图2（m）—图2（r）］。综合表明，19#煤岩品质最好，镜质组含量最高，平均为67.75%，固定碳含量较高，平均为78.89%，生气能力最强，为研究区内的主力煤层。本文主要选取19#主力煤层进行孔隙结构特征的研究。
图2 NT1井二叠系龙潭组煤岩岩心特征及扫描电镜和光学显微镜下照片

（a）4 288.38~4 288.54 m，12#煤；（b）4 292.46~42 92.63 m，13#煤；（c）4 316.55~4 316.70 m，18-1#煤；（d）4 319.18~4 319.25 m，18-2#煤；（e）4 323.73~4 323.88 m，19-1#煤；（f） 4325.99~4 326.18 m，19-2#煤；（g）4 288.87~4 289.02 m，12#煤，有机质孔，见少量黏土矿物充填；（h）4 288.87~4 289.02 m，12#煤，微裂缝充填泥质等黏土矿物；（i）4 318.87~4 319.02 m，18-2#煤，有机质孔，表面附着粒表菌藻体；（j）4 318.87~4 319.02 m，18-2#煤，微裂缝中见黏土矿物充填；（k）4 323.19~4 323.35 m，19-1#煤，残余粒间孔，粒间见伊利石、绿泥石等黏土矿物发育；（l）4 323.19~4 323.35 m，19-1#煤，晶粒状黄铁矿及铸模孔；（m） 单偏光、（p）正交偏光，GS133井，3 903.71 m，19#煤，主要由有机质组分组成，有机质中见残余的植物碎片，具胞腔结构，呈网状，且多被硅质组分及少量自生的黏土矿物充填，岩石孔隙发育；（n）单偏光、（q）正交偏光，YJ1井，3 049.33 m，18#煤，主要由有机质组分组成，其中可能混有部分泥质，两者镜下较难区分，有机质中见残余的植物碎片，具胞腔结构，呈网状，且多被硅质组分及少量自生的黏土矿物充填。少量黄铁矿，主要呈集合体团块状分布。岩石孔隙发育，呈网状，孔径在0.01~0.2 mm之间；（o）单偏光、（r）正交偏光，YL31井， 2 730.81 m，19#煤， 主要由有机质组分组成，有机质中见残余的植物碎片，具胞腔结构，呈网状，且多被硅质组分、方解石及少量自生的黏土矿物充填。其中混有部分泥质，主要是泥微晶的黏土矿物集合体。少量黄铁矿，呈细小粒状、集合体团块状分布；岩石孔隙发育，呈网状，孔径在0.01~0.1 mm之间

Fig.2 Characteristics of coal rock cores from the Longtan Formation of the Permian in Well NT1 and photos under scanning electron microscope and optical

2.2　实验方法

本文研究主要利用国际理论与应用化学联合会（IUPAC）的孔径大小分类方法［26-36］，将孔隙分为3类，即微孔（<2 nm）、介孔（2~50 nm）和宏孔（>50 nm），其对于煤岩孔隙结构的描述更为精细。目前，煤岩孔隙结构表征的常用方法主要有两大类，分别是图像分析法和流体注入法［29-33，36］，图像分析法主要是借助数学统计的方法对储层孔隙进行定性—定量表征，包括微米CT扫描、基于大面积高分辨率成像（MAPS）的扫描电子显微镜孔隙定量识别与表征技术等；流体注入法主要是应用CO2吸附、N2吸附和高压压汞等测试方法对储层孔隙特征进行定量表征［26-36］。其中微米CT扫描主要用来表征微米级孔隙的大小和特征以及裂缝的发育程度；扫描电镜主要用来表征孔隙的大小和类型；大面积高分辨率成像的孔隙识别与定量表征技术能够实现多尺度孔缝的识别与表征，分辨率高达4 nm［37-39］。不同流体注入法表征的优势孔径范围不同，CO2吸附实验主要用于表征孔径<2 nm的微孔的孔隙结构［40］；N2吸附实验主要用来表征孔径为2~100 nm的介孔和部分宏孔的孔隙结构［41］；高压压汞实验主要用于表征孔径>50 nm的宏孔的孔隙结构［42-45］。基于此，采用多种实验方法联合的方式对煤储层的多尺度孔隙结构进行定量综合表征［46-51］。

3 实验结果分析

3.1　微米CT

微米CT扫描技术是一项无损实验技术，且测试速度快，借助Avizo三维可视化软件可以对岩心样品的微米级孔隙和裂缝进行提取分析，并能直观地显示出样品的微观三维立体孔隙结构及孔缝相关参数 ［37］。本文实验选择25 mm直径的不规则柱塞煤岩样品，扫描电压为150 kV，电流为150 μA，精度为14.79 μm，得到的图像尺寸为1 300 μm×1 300 μm×1 100 μm，表明19#煤岩裂缝发育，可为后期煤岩气的渗流提供高速运移通道。在微米尺度下，19-1#煤孔隙度为0.92%，裂缝占比27%，19-2#煤孔隙度为0.91%，裂缝占比为60%（图3），与柱塞样氦气孔隙度测试结果对比，微米CT用来表征煤岩的孔隙度存在一定的局限性，仅能表征煤岩微米级的孔隙和裂隙。孔隙半径占比（图3）表明较小的微米级孔隙（1~64 μm）的数量占比较大，但是对于孔隙体积的贡献率较低，而较大的微米级孔隙（160~1 000 μm）的数量虽较少，但是对于孔隙体积的贡献率较大。基于煤岩的双重孔隙结构系统，说明煤岩微米尺度下孔隙发育程度较低，主要发育割理和裂隙。
图3 煤岩样品微米CT扫描切片及不同孔隙半径的数量及贡献率占比

（a）19-1#煤岩样品微米CT扫描切片及不同孔隙半径的数量及贡献率占比；

（b）19-2#煤岩样品微米CT扫描切片及不同孔隙半径的数量及贡献率占比

Fig.3 Micron CT scan slices of coal-rock samples and diagrams of the quantity and contribution rate of pores with different radius

3.2　基于大面积高分辨率成像（MAPS）的孔隙定量识别与表征

大面积高分辨率成像（MAPS）（简称为大拼）实验的步骤：首先是利用氩离子抛光仪器制备出规格为10 mm×10 mm×4 mm的煤岩样品；再使用蔡司ZEISS扫描电镜和ATLAS软件进行成像，扫描电镜设备的成像视域为4 mm×4 mm，分辨率为4 nm；最终依次经过大图拼接、图像的灰度分割和孔缝特征提取等步骤，获取大面积高分辨率图像及样品总面孔率，能够分别识别出有机孔、无机孔、有机缝和无机缝的分布特征及其面孔率大小（图4，表2）。整体上，煤岩有机孔面孔率占比最高，平均为53.06%，其次为有机缝、无机孔，无机缝面孔率占比最低，平均为1.41%（图5）。
图4 煤岩不同孔径面孔率分布

Fig.4 Distribution of pore aspect ratios in coal and rock for different pore sizes

表2 煤岩面孔率分布

Table 2 Distribution of coal-rock pore ratio

样品号 有机孔面孔率/% 有机缝面孔率/% 无机孔面孔率/% 无机缝面孔率/% 总面孔率/%
16# 0.39 0.23 0.19 0.02 0.82
18-2# 1.03 0.06 0.15 0.03 1.27
19-1# 0.18 0.22 0.00 0.00 0.40
19-2# 0.37 0.52 0.04 0.01 0.94
图5 不同煤岩样品不同类型孔隙面孔率分布及其占比

Fig.5 Distribution of different types of pore surface area and its proportion in different coal rock samples （a）不同煤岩样品不同类型孔隙面孔率分布；（b）不同煤岩样品不同类型孔隙面孔率占比

3.3　CO2吸附+N2吸附+高压压汞全孔径联测

CO2吸附、N2吸附和高压压汞联合测试是目前较为有效和常用的储层全孔径大小定量表征技术，为深层煤岩微观孔隙结构特征的研究提供方法支撑［52-54］。

3.3.1　N2吸附实验

由于毛细凝聚现象的存在，介孔材料在N2吸附等温线中通常会出现一个滞后环，滞后环的形状随孔的形状而发生变化。对比分析不同样品的N2吸附—脱附曲线发现，曲线形态整体规律性不强，吸附量较低，在0.287~7.858 cm3/g之间，平均为3.048 cm3/g，反映煤岩介孔和部分宏孔的占比低，孔隙结构复杂。吸附曲线整体较完整，不同煤岩样品的吸附曲线形态差异不大，仅是表现为吸附总量的不同。而脱附曲线大致可分为2种类型：第一类曲线为“完整型”，代表性样品为13#煤、18-1#煤和18-2#煤；第二类曲线为“不完整型”，代表性样品为19-1#煤和19-2#煤［图6（a）］。其中，“完整型”脱附曲线在P/P 0=0.5处出现拐点，在P/P 0>0.5初始脱附阶段，脱附曲线斜率较高，脱附速率更高；在P/P 0<0.5相对低压力阶段，脱附曲线变得平缓，表明孔隙结构中存在墨水瓶状孔，孔隙特征表现为一端孔径大一端孔径小，形状不规则。“不完整型”脱附曲线在P/P 0=0.5处时表现为整个脱附过程结束，反映该类型的煤岩孔隙系统主要由一端封闭一端开放的半封闭型孔隙组成。
图6 不同煤岩样品N2吸附特征曲线

（a）不同煤岩样品N2吸附曲线；（b）不同煤岩样品孔直径与孔体积关系；（c）不同煤岩样品孔直径与比表面积关系

Fig.6 N2 adsorption characteristic curves of different coal samples

研究区煤岩基于多点BET孔径分析计算出的比表面积以及基于QSDFT孔径分析计算出的孔体积和比表面积均表现为随孔径变化呈单峰分布的特征［图6（b），图6（c）］。其中，利用多点BET分析得到的比表面积区间为0.481~9.686 m2/g，平均为5.049 m2/g，利用QSDFT分析得到的比表面积区间为0.119~6.381 m2/g，平均为2.206 m2/g，孔体积区间为0.000 2~0.009 cm3/g，平均为0.003 cm3/g（表3）。孔径主体分布区间为1~2 nm，表明煤岩样品微孔的贡献率大，孔体积和比表面积的贡献率还由孔径在2~10 nm之间的介孔提供，但是占比较小，表明介孔相对不发育。
表3 不同煤岩样品CO2吸附和N2吸附孔体积和比表面积对比

Table 3 Comparison of CO2 adsorption and N2 adsorption pore volume and specific surface area of different coal-rock samples

样品号 CO2吸附法 N2吸附法

GCMC比表面积

/（m2/g）

GCMC孔体积

/（cm3/g）

DR比表面积

/（m2/g）

QSDFT比表面积

/（m2/g）

QSDFT孔体积

/（cm3/g）

多点BET比表面积

/（m2/g）
12#煤 231.21 0.072 358.602 0.840 0.000 6 5.420 4
13#煤 183.18 0.062 249.132 6.000 0.009 0 8.611 5
16#煤 202.66 0.071 276.159 0.437 0.001 7 0.481 4
18-1#煤 266.84 0.092 326.094 6.381 0.008 6 9.686 0
18-2#煤 200.12 0.067 273.234 4.037 0.005 5 4.581 7
19-1#煤 267.78 0.094 373.340 0.300 0.000 2 /
19-1#煤 305.47 0.111 360.801 0.231 0.000 3 /
19-2#煤 259.67 0.093 318.125 1.512 0.001 7 1.512 0
19-2#煤 248.10 0.086 306.077 0.119 0.000 3 /

注：“/”表示无数据

3.3.2　CO2吸附实验

对比分析不同煤岩样品的CO2吸附曲线［图7（a）］发现，各样品的吸附曲线形态特征一致，呈上凸形，吸附量呈阶段式变化，当P/P 0值为0~0.005时，曲线斜率较大，吸附量增加较快，当P/P 0值大于0.005之后，曲线形态逐渐平缓，吸附量增加缓慢。从CO2吸附曲线整体来看，煤岩微孔的总吸附量在18.082~28.263 cm3/g之间，平均值为23.189 cm3/g；样品基于DR方程计算的微孔比表面积为249.132~ 373.340 m2/g，平均为315.725 m2/g，基于GCMC方程计算的微孔比表面积为183.18~305.47 m2/g，平均为240.56 m2/g，均远大于N2吸附测量的孔隙比表面积，说明煤层中的微孔为气体吸附的主要空间。CO2吸附法测定的基于GCMC方程计算的微孔体积为0.062~0.111 cm3/g，大于N2吸附测量的总孔体积（表3）。整体上，总吸附量、孔体积和比表面积均表现出随成熟度的增加而增大的趋势，且孔体积和比表面积二者呈现良好的正相关性。由图7（b）—图7（c）可知，研究区深层煤岩的微孔孔径整体呈“三峰型”分布，且孔体积与比表面积的高峰分布具有高度一致性。其中，峰１的孔径分布区间极窄，介于0.4~0.5 nm之间，峰２的孔径分布介于0.5~0.67 nm之间，峰３的孔径介于0.67~0.87 nm之间。三段孔径对比表面积和孔体积的贡献率有所差异，其中，孔径为0.5~0.67 nm的微孔对孔体积贡献最大（排除12#样品），其次为0.4~0.5 nm微孔。峰1和峰2对应孔径分布区间的微孔对比表面积的贡献率相差不大，均表现为主要贡献。整体上，深层煤岩的微孔（孔径<2 nm）极为发育，其中以0.4~0.87 nm孔径段的微孔发育最集中［55］。
图7 不同煤岩样品CO2吸附特征曲线

（a）不同煤岩样品CO2吸附曲线；（b）不同煤岩样品孔直径与孔体积关系 ；（c）不同煤岩样品孔直径与比表面积关系

Fig.7 CO2 adsorption characteristic curves of different coal samples

3.3.3　压汞实验

压汞曲线形态主要受孔隙喉道大小和复杂程度的控制，因此其特征可直观表现出孔径大小、孔隙喉道分布及其连通性的特征［14，56-57］。通过对不同煤岩样品进行高压压汞实验测试分析，测得的毛管压力曲线形态主要表现为“直立型”和“近直立型”2种类型，据此将研究区煤样样品的孔隙结构分为2种类型（图8）。2种类型的进汞和退汞曲线都表现为尖而细的形态，进汞和退汞曲线近似平行，曲线曲率大，缺乏平滑段，表明连通孔隙的喉道相对于最大喉道直径的离散程度大，煤岩中孔隙结构差异较大，孔隙类型多以半封闭型为主。
图8 煤岩压汞曲线

（a）16#煤岩进汞及退汞曲线；（b） 18-2#煤岩进汞及退汞曲线；（c） 19-1#煤岩进汞及退汞曲线；（d） 19-2#煤岩进汞及退汞曲线

Fig.8 Mercury intrusion porosimetry （MIP） curve for coal-rock

第一种“直立型”的代表样品为16#煤岩［图8（a）］，样品的孔隙度为11.56%，整体表现为孔隙度相对较高，孔隙结构复杂，非均质性较强。压汞实验结果主要表现为门槛压力相对较低，门槛压力值为0.104，进汞饱和度低，最大进汞饱和度仅为28.64%，退汞效率相对较低，为74.19%。歪度系数高，变异系数高，均值系数低，最大连通孔喉半径较大，孔喉分布不均匀（表4）。
表4 煤岩压汞测试结果

Table 4 Mercury intrusion test results for coal rock

类型 样品号 进汞饱和度/% 退汞效率/% 歪度系数 分选系数 变异系数 均值系数 最大孔喉半径/μm 门槛压力/MPa
直立型 16# 28.64 74.19 2 6.15 1.38 4.46 7.088 0.104
近直立型 18-2# 39.34 83.38 1.68 6.38 0.99 6.44 3.109 0.236
近直立型 19-1# 45.47 91.23 1.54 6.31 0.83 7.65 3.175 0.232
近直立型 19-2# 43.35 84.95 1.6 6.24 0.88 7.07 2.409 0.305
近直立型 平均值 42.72 86.52 1.61 6.31 0.90 7.05 2.898 0.258
第二种“近直立型”的代表样品为18-2#、19-1#、19-2#煤岩［图8（b）—图8（d）］，样品的孔隙度相对较低，平均为8.35%，非均质性较“直立型”弱，孔隙结构较“直立型”优。压汞实验结果主要表现为进汞饱和度高，分布在39.34%~45.47%之间，平均为42.72%，退汞效率高，分布在83.38%~91.23%之间，平均为86.52%。歪度系数低，变异系数低，分选系数高，均值系数高，门槛压力较高，表明样品最大连通孔喉半径较小。实验样品的门槛压力分布在0.232~0.305 MPa之间，平均值为0.258 MPa（表4）。

4 煤储层孔隙结构表征

4.1　孔隙结构综合表征

全尺度孔隙结构综合表征的方法主要是基于高压压汞、N2吸附和CO2吸附联测的实验，能够表征连续的孔径大小分布特征，可对研究区深部煤岩进行全孔径尺度的孔隙结构分析［58-61］。
煤储层孔体积整体呈“哑铃状”，主要由微孔提供，微孔平均孔体积为0.083 3 cm3/g，占总孔体积的87%；其次为宏孔，平均孔体积为0.010 1 cm3/g，占总孔体积的11%［图9（a），图9（b）］。煤储层孔比表面积整体呈“单峰态”，基本全部由微孔提供，微孔孔比表面积平均为241 m2/g，占总孔比表面积的99%［图9（c），图9（d）］。
图9 煤岩全尺度孔径分布特征及不同孔隙孔体积、比表面积占比

（a）不同煤岩样品不同孔径孔体积分布；（b）不同煤岩样品不同孔径孔体积占比；

（c）不同煤岩样品不同孔径孔比表面积分布；（d）不同煤岩样品不同孔径孔比表面积占比

Fig.9 The characteristics of the full-scale pore size distribution of coal rock and the volume and specific surface area of different pore sizes

4.2　深层煤岩孔隙结构特点

四川盆地深层煤储层孔隙类型以有机孔为主，取决于煤岩高有机碳含量；孔径大小分布主要以<2 nm微孔和>100 nm的宏孔为主，与四川盆地志留系龙马溪组自生自储型海相页岩介孔发育的特征具有明显的差异［62］。通过调研鄂尔多斯盆地深层本溪组8#主力煤层［58］、川南长宁地区和筠连地区浅层7#、8#煤，对比本地区深层煤储层，认为四川盆地川中地区龙潭组深层煤累计层数多、厚度大，镜质组含量较高、固定碳含量较高，整体煤岩煤质好，孔隙度较大，总含气量高，游离气占比高，压力系数高，表现为异常高压，开采过程中有利于游离气解析，初期表现为见气快，产量高，具有较大的开发潜力（表5）。
表5 煤岩储层条件对比（鄂尔多斯盆地数据引自文献[58]）

Table 5 Comparison of deep coalbed reservoir conditions (data from the Ordos Basin are cited from Ref.[58])

参数 川中地区 鄂东缘地区 川南长宁地区 川南筠连地区
煤层埋深/m 3000~4500 2000~3500 500~1500 400~800
累计厚度/m 10~11 5~12 4~10 4~10
R O/% 2.6~3.5 2.1~2.7 2.1~3.0 2.6~2.9
镜质组含量/% 52.8~67.9 41.1~84.8 50.0~89.3 27.5~87.4
固定碳含量/% 64.3~83.3 52.7~76.0 46.0~77.6 53.3~75.0
总含气量/（m3/t） 16.4~30.5 17.8~28.5 8.2~19.4 10.9~18.7
游离气占比/% 30 20 / /
孔隙度/% 4.9~12.3 2.0~9.1 3.6~4.8 5.3~5.4
压力系数 2.10~2.20 0.90~0.94 1.18~1.34 0.72~1.19

注：“/”表示无数据

5 孔隙结构对含气性的影响

本文开展了深层煤储层孔隙结构对含气性影响因素的研究，主要探讨了煤岩总含气量、吸附气量和游离气量与储层参数的关系，包括煤岩孔体积和孔比表面积。其中总含气量主要利用保压取心的方法得到，吸附气量主要利用等温吸附实验得到，游离气量为总含气量减去吸附气量。结果表明18#煤的总含气量平均为24.1 m3/t，吸附气量平均为19.3 m3/t，游离气量平均为4.8 m3/t；19-1#煤的总含气量平均为27.2 m3/t，吸附气量平均为19.2 m3/t，游离气量平均为8.0 m3/t；19-2#煤的总含气量平均为27.6 m3/t，吸附气量平均为20.5 m3/t，游离气量平均为7.1 m3/t。研究初步明确孔隙结构对含气性的影响因素为煤岩煤质和孔径分布。

5.1　煤岩煤质

利用NT1井含气量数据结合煤岩煤质分析测试的结果，认为煤岩孔隙结构对含气性的影响因素为煤岩煤质，其中煤岩吸附气量与灰分有较好的负相关性，与固定碳有较好的正相关性（图10）。同时，固定碳含量越高，灰分含量越低，表明煤岩品质越优，含气性越好。
图10 煤岩兰氏体积与固定碳和灰分关系

Fig.10 Relationship of langmuir volume with fixed carbon and ash content in coal-rock

5.2　孔径分布

利用NT1井18#和19#煤岩的全尺度孔径联测及含气量测试的结果，认为煤岩的孔体积和孔比表面积与微孔具有较好的相关性，其中19#煤岩微孔的孔体积和孔比表面积最高（图11），且微孔的孔体积和孔比表面积与总含气量和游离气量的相关性最高，与吸附气量的相关性较低，整体上反映微孔发育控制总含气量。
图11 煤岩不同类型孔隙结构参数与含气性关系

（a）不同类型孔隙的孔体积与总含气量关系；（b）不同类型孔隙的比表面积与总含气量关系；（c）不同类型孔隙的孔体积与吸附气量关系；（d）不同类型孔隙的比表面积与吸附气量关系；（e）不同类型孔隙的孔体积与游离气量关系；（f） 不同类型孔隙的比表面积与游离气量关系

Fig.11 Relationship between gas content in coal and rock and pore structure parameters of different pore types

6 结论

（1）四川盆地二叠系龙潭组深层煤储层孔隙结构复杂，采用微米CT、扫描电镜、气体吸附法和高压压汞法等综合对深层煤储层孔隙结构进行多尺度定量表征。其中微米CT表明裂缝发育，主力煤层裂缝占比约为27%~60%；扫描电镜识别出煤岩有机孔面孔率占比最高，平均为33.26%，其次为有机缝、无机孔，无机缝面孔率占比最低，平均为1.41%；N2吸附实验表明孔隙结构中存在墨水瓶状孔和半封闭型孔隙，主要为半封闭型孔隙，形状不规则，类型复杂，孔径主体分布区间为1~2 nm，整体微孔的贡献率大，2~10 nm之间的介孔占比较小，介孔相对不发育；CO2吸附实验表明深层煤岩的微孔（孔径<2 nm）极为发育，其中以0.4~0.87 nm孔径段的微孔发育最集中。根据高压压汞实验结果将孔隙结构分为“直立型”和“近直立型”两种类型，“近直立型”孔隙非均质性较“直立型”弱，孔隙结构更优。
（2）综合CO2吸附、N2吸附和高压压汞实验结果，对煤储层孔隙结构开展了全尺度精细定量表征，结果表明煤储层孔体积分布形态整体呈“哑铃状”，主要由微孔提供，占比约为87%，其次为宏孔，占比约为11%；煤储层孔比表面积分布形态整体呈“单峰态”，基本全部由微孔提供，微孔比表面积占总孔比表面积的99%。与四川盆地志留系龙马溪组海相页岩介孔发育的特征具有明显的差异。
（3）深层煤储层孔隙结构对含气性具有一定的影响，初步明确影响因素为煤岩煤质和孔径分布。煤岩煤质的影响主要体现在固定碳含量越高，灰分含量越低，煤岩品质越优，含气性越好；孔径的影响主要体现在微孔发育控制总含气量。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
罗平亚，朱苏阳.中国建立千亿立方米级煤层气大产业的理论与技术基础［J］.石油学报，2023，44（11）：1755-1763.

LUO P Y， ZHU S Y. Theoretical and technical fundamentals of a 100 billion-cubic-meter-scale large industry of coalbed methane in China［J］. Acta Petrolei Sinica， 2023， 44（11）：1755-1763.

[2]
徐凤银，侯伟，熊先钺，等.中国煤层气产业现状与发展战略［J］.石油勘探与开发，2023，50（4）：669-682.

XU F Y， HOU W， XIONG X Y， et al. The status and development strategy of coalbed methane industry in China［J］. Petroleum Exploration and Development. 2023，50（4）：669-682.

[3]
赵喆，杨威，赵振宇，等.中国煤成气地质理论研究进展与重点勘探领域［J］.石油勘探与开发，2024，51（6）：1240-1253.

ZHAO Z， YANG W， ZHAO Z Y， et al. Research progresses in geological theory and key exploration areas of coal-formed gas in China［J］.Petroleum Exploration and Development，2024，51（6）：1240-1253.

[4]
刘翰林，邹才能，尹帅，等.中国煤系气形成分布、甜点评价与展望［J］.天然气工业，2024，44（10）：1-21.

LIU H L， ZOU C N， YIN S， et al. Formation， distribution， sweet spot evaluation and development prospect of coal-measure gas in China［J］.Natural Gas Industry，2024，44（10）：1-21.

[5]
徐凤银，王成旺，熊先钺，等.深部（层）煤层气成藏模式与关键技术对策——以鄂尔多斯盆地东缘为例［J］.中国海上油气，2022，34（4）：30-42，262.

XU F Y，WANG C W，XIONG X Y，et al.Deep（layer）coalbed methane reservoir forming modes and key technical countermeasures：Taking the eastern margin of Ordos Basin as an exa-mple［J］.China Offshore Oil and Gas，2022，34（4）：30-42，262.

[6]
赵喆，徐旺林，赵振宇，等.鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩气地质特征与勘探突破［J］.石油勘探与开发，2024，51（2）：234-247，259.

ZHAO Z， XU W L， ZHAO Z Y， et al. Geological characteristics and exploration breakthroughs of coal rock gas in Carboniferous Benxi Formation，Ordos Basin，NW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2024，51（2）：234-247，259.

[7]
尹中山，邓轲，刘虎，等.四川煤层气开发模式研究［J］.中国煤炭地质，2023，35（1）：32-38.

YIN Z S， DNEG K， LIU H， et al. Study on coalbed mathane development model in Sichuan Province［J］. Coal Geology of China， 2023，35（1）：32-38.

[8]
梁兴，单长安，李兆丰，等.山地煤层气勘探创新实践及有效开采关键技术——以四川盆地南部筠连煤层气田为例［J］.天然气工业，2022，42（6）：107-129.

LING X， SHAN C A， LI Z F， et al. Exploration innovation practice and effective exploitation key technology of mountain coalbed methane：Taking the Junlian coalbed methane field in southern Sichuan Basin as an example［J］. Natural Gas Industry， 2022，42（6）：107-129.

[9]
毕彩芹，单衍胜，朱韩友，等.四川南部地区川高参1井获煤层气高产工业气流［J］.中国地质，2018，45（5）：1076-1077.

BI C Q， SHAN Y S， ZHU H Y， et al. Industrial gas production of CBM obtained by Well CGC1 in southern Sichuan［J］. Geology in China， 2018，45（5）：1076-1077.

[10]
文龙，罗冰，孙豪飞，等.四川盆地上二叠统龙潭组深层煤岩气成藏地质特征及资源潜力［J］.天然气工业，2024，44（10）：22-32.

WEN L， LUO B， SUN H F， et al. Geological characteristics and resources potential of deep coal-rock gas reservoir in the Upper Permian Longtan Formation of the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry， 2024，44（10）：22-32.

[11]
薛冈，郭涛，张烨，等.渝南地区二叠系龙潭组C25煤层煤层气基础地质条件分析［J］.油气藏评价与开发，2024，14（3）：492-503.

XUE G，GUO T，ZHANG Y，et al.Analysis of general geological conditions of coalbed methane in coal seam C25 of Permian Longtan Formation，south Chongqing［J］.Reservoir Evaluation and Development， 2024，14（3）：492-503.

[12]
郭涛，金晓波，武迪迪，等.川东南南川区块龙潭组深部煤层气成藏特征及勘探前景［J］.煤田地质与勘探，2024，52（4）：60-67.

GUO T，JIN X B，WU D D，et al.Accumulation characteristics and exploration prospects of deep coalbed methane in the Longtan Formation of the Nanchuan block on the southeastern ma-rgin of the Sichuan Basin［J］.Coal Geology and Exploration， 2024，52（4）：60-67.

[13]
CLOSE J C. Natural fractures in coal：Chapter 5［J］. AAPG Datapages，1993，180：119-132.

[14]
唐淑玲，汤达祯，杨焦生，等.鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深部煤储层孔隙结构特征及储气潜力［J］.石油学报，2023，44（11）：1854-1866，1902.

TANG S L， TANG D Z， YANG J S， et al. Pore structure characteristics and gas storage potential of deep coal reservoirs in Daning-Jixian block of Ordos Basin［J］.Acta Petrolei Sinica， 2023，44（11）：1854-1866，1902.

[15]
任少魁，秦玉金，贾宗凯，等.不同煤阶煤孔隙结构分形表征及其对甲烷吸附特性的影响［J］.煤矿安全，2023，54（5）：175-181.

REN S K， QIN Y J， JIA Z K， et al. Fractal characterization of pore structure of coal with different ranks and its effect on methane adsorption characteristics［J］. Safety in Coal Mines， 2023，54（5）：175-181.

[16]
李天，任大忠，甯波，等.煤层孔隙结构多尺度联合表征及其对可动流体的影响［J］.矿业科学学报，2023，8（4）：569-582.

LI T， REN D Z， NING B， et al. Multi-scale joint characterization of coal seam pore structure and its influence on movable fluid［J］. Journal of Mining Science and Technology， 2023，8（4）：569-582.

[17]
符宏斌，苑坤，卢树藩，等.黔西上二叠统龙潭组高煤级煤微观孔隙结构特征及其对含气性的影响［J］.天然气地球科学，2020，31（12）：1814-1825.

FU H B， YUAN K， LU S F， et al. Microscopic pore structure characteristics and its effect on gas-bearing property of high-rank coal in Upper Permian Longtan Formation in western Guizhou［J］. Natural Gas Geoscience， 2020，31（12）：1814-1825.

[18]
吴百一，林小兵，明盈，等.川中—蜀南地区上二叠统龙潭组煤层赋存特征及沉积环境［J］.煤炭技术，2022，41（6）：75-78.

WU B Y， LIN X B， MING Y， et al. Occurrence characteristics and sedimentary environment of coal strata in Upper Permian Longtan Formation in central-southern Sichuan Basin［J］. Coal Technology， 2022，41（6）：75-78.

[19]
蒋裕强，罗明生，张虎，等.蜀南地区龙潭组煤层气储层特征及资源潜力［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（1）：43-52.

JIANG Y Q， LUO M S， ZHANG H， et al. Characteristics of CBM reservoirs and their resource potential in the Southern Sichuan Basin［J］. Journal of Southwest Petroleum University （Science and Technology Edition）， 2017，39（1）：43-52.

[20]
李德旗，陈钊，邹清腾，等.四川盆地渝西大安区块龙潭组深层煤岩气压裂技术探索［J］.天然气工业，2024，44（10）：150-158.

LI D Q，CHEN Z，ZOU Q T，et al. Fracturing technologies for Longtan Formation deep coal-rock gas in Da'an block of western Chongqing，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2024，44（10）：150-158.

[21]
明盈，孙豪飞，汤达祯，等.四川盆地上二叠统龙潭组深—超深部煤层气资源开发潜力［J］.煤田地质与勘探，2024，52（2）：102-112.

MING Y，SUN H F，TANG D Z，et al.Potential for the production of deep to ultradeep coalbed methane resources in the Upper Permian Longtan Formation，Sichuan Basin［J］.Coal Geo-logy & Exploration， 2024，52（2）：102-112.

[22]
黄士鹏，赵振宇，艾悦，等.四川盆地开江—梁平海槽周缘长兴组—飞仙关组气源差异及龙潭组煤成气有利勘探方向［J］.天然气地球科学，2024，35（5）：799-809.

HUANG S P，ZHAO Z Y，AI Y，et al.Differences in gas sources of the Changxing-Feixianguan formations around the Kaijiang-Liangping trough and favorable exploration directions for coal-formed gas generated by the Upper Permian Longtan Formation，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2024，35（5）：799-809.

[23]
张心罡，庞宏，庞雄奇，等.四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩生、排烃特征及资源潜力［J］.石油与天然气地质，2022，43（3）：621-632.

ZHANG X G， PANG H， PANG X Q， et al. Hydrocarbon generation and expulsion characteristics and resource potential of source rocks in the Longtan Formation of Upper Permian， Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology， 2022，43（3）：621-632.

[24]
田冲， 李怡， 黎丁源，等. 页岩储层孔隙度测定方法优选与推荐［J］. 天然气工业， 2023， 43（6）： 57-65.

TIAN C， LI Y， LI D Y， et al. Selection and recommendation of shale reservoir porosity measurement methods［J］. Natural Gas Industry， 2023， 43（6）： 57-65.

[25]
郭泽清，王斌，董才源，等.塔里木盆地库车坳陷北部构造带侏罗系煤岩气地质特征及有利区带评价［J］.天然气地球科学，2025，36（5）：953-972.

GUO Z Q，WANG B，DONG C Y，et al. Geological characteristics of Jurassic coal rock gas and evaluation of favorable zones in the northern structural belt of the Kuqa Depression， Tarim Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2025，36（5）：953-972.

[26]
刘姝宁，李传明，吴勇，等.基于气体吸附和大视域扫描电镜定量表征的海相页岩孔隙结构［J/OL］.天然气地球科学，1-15［2025-08-25］.https：//link.cnki.net/urlid/62.1177.TE.20250822.1548.004.

LIU S N， LI C M， WU Y， et al. Quantitative characterization of marine shale pore structure based on gas adsorption and large field scanning electron microscopy［J/OL］. Natural Gas Industry， 1-15［2025-08-25］.https：//link.cnki.net/urlid/62.1177.TE.20250822.1548.004.

[27]
陈煜朋，姜文忠，秦玉金，等.煤的孔隙分布特征研究理论与方法综述［J］.煤矿安全，2021，52（3）：190-196.

CHEN Y P， JIANG W Z， QIN Y J， et al. Review on research theory and methods of pore distribution characteristics of coal［J］. Safety in Coal Mines， 2021，52（3）：190-196.

[28]
张孟江，杨兆彪，高为，等.黔西龙潭组煤与页岩孔隙结构差异及其控制因素［J］.天然气地球科学，2025，36（5）：973-984.

ZHANG M J，YANG Z B，GAO W，et al. Differences and controlling factors of pores structure between coal and shale in Longtan Formation from western Guizhou［J］.Natural Gas Geo-science，2025，36（5）：973-984.

[29]
陈尚斌，夏筱红，秦勇，等.川南富集区龙马溪组页岩气储层孔隙结构分类［J］.煤炭学报，2013，38（5）：760-765.

CHEN S B， XIA X H， QIN Y， et al. Classification of pore structures in shale gas reservoir at the Longmaxi Formation in the south of Sichuan Basin［J］.Journal of China Coal Society， 2013，38（5）：760-765.

[30]
ZHAO J L， SUN M D， PAN Z J， et al. Effects of pore connectivity and water saturation on matrix permeability of deep gas shale［J］.Advances in Geo-Energy Research，2022，6（1）： 54-68.

[31]
陈尚斌，秦勇，王阳，等.中上扬子区海相页岩气储层孔隙结构非均质性特征［J］.天然气地球科学，2015，26（8）：1455-1463.

CHENG S B， QIN Y， WANG Y， et al. Pore tructure and heterogeneity of marine shales in the Middle-Upper Yangtze［J］.Natural Gas Geoscience，2015，26（8）：1455-1463.

[32]
LI K J，KONG S Q，XIA P，et al. Microstructural characterisation of organic matter pores in coal-measure shale［J］.Advances in Geo-Energy Research， 2020， 4（4）： 372-391.

[33]
胡永忠，徐再刚，邓恩德.黔西南盘江矿区中煤阶煤孔隙结构综合表征及多尺度分形特征［J］.特种油气藏，2025，32（2）：33-41.

HU Y Z， XU Z G， DENG E D. Comprehensive characterization of pore structure and multi-scale fractal characteristics of medium-rank coal in Panjiang mining area，Southwest Guizhou［J］.Special Oil & Gas Reservoirs，2025，32（3）：33-41.

[34]
胡鑫，姚卫江，胡正舟，等.准噶尔盆地白家海地区西山窑组深部煤岩储层孔隙结构表征及发育主控因素［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2024，48（4）：12-23.

HU X， YAO W J， HU Z Z， et al. Pore structure characterization and main control factors of deep coal reservoir of Xishanyao Formation in Baijiahai area， Junggar Basin［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2024，48（4）：12-23.

[35]
赵凌云，吴章利，钟毅，等.黔西六盘水煤田大河边向斜龙潭组煤系页岩微观孔隙特征及其影响因素［J］.天然气地球科学，2024，35（7）：1236-1248.

ZHAO L Y， WU Z L， ZHONG Y， et al. Pore characteristic and its influencing factors of Longtan shale in Dahebian syncline，Liupanshui coalfield，western Guizhou Province［J］.Natural Gas Geoscience，2024，35（7）：1236-1248.

[36]
申艳军，王旭，赵春虎，等.榆神府矿区富油煤多尺度孔隙结构特征［J］.煤田地质与勘探，2021，49（3）：33-41.

SHENG Y J， WANG X， ZHAO C H， et al. Experimental study on multi-scale pore structure characteristics of tar-rich coal in Yushenfu mining area［J］.Coal Geology & Exploration， 2021， 49（3）： 33-41.

[37]
邢敏，吴金随，张辞源，等.基于CT扫描技术对煤岩的孔隙结构的提取和研究［J］.华北科技学院学报，2021，18（3）：32-38.

XING M， WU J S， ZHANG C Y， et al. Extraction and research on the pore structure of coal and rock based on CT scanning technology［J］. Journal of North China Institute of Science and Technology， 2021，18（3）：32-38.

[38]
朱文涛，李小刚，任勇，等.基于CT扫描的煤岩孔隙结构全孔径表征［J］.特种油气藏，2024，31（4）：71-80.

ZHU W T， LI X G， REN Y， et al. Full pore size characterization of coal pore structure based on CT scanning［J］. Special Oil & Gas Reservoirs， 2024，31（4）：71-80.

[39]
王相龙，潘结南，王凯，等.微米CT扫描尺度下构造煤微裂隙结构特征及其对渗透性的控制［J］.煤炭学报，2023，48（3）：1325-1334.

WANG X L，PAN J N，WANG K， et al.Characteristics of micro-CT scale pore-fracture of tectonically deformed coal and their controlling effect on permeability［J］.Journal of China Coal Society， 2023，48（3）：1325-1334.

[40]
ZHANG L，XIONG Y Q，LI Y，et al. DFT modeling of CO2 and Ar low-pressure adsorption for accurate nanopore structure characterization in organic-rich shales［J］.Fuel，2017，204：1-11.

[41]
SHU Y，XU Y R，JIANG S，et al.Effect of particle size on pore characteristics of organic-rich shales： Investigations from small-angle neutron scattering（SANS） and fluid intrusion techniques［J］.Energies，2020，13（22）：6049.

[42]
DAVUDOV D，MOGHANLOO R G，LAN Y Z，et al. Evaluation of accessible porosity using mercury injection capillary pressure data in shale samples［J］. Energy & Fuels， 2018， 32（4）： 4682-4694.

[43]
龙鹏宇 ， 张金川 ， 姜文利 ， 等 . 渝页1井储层孔隙发育特征及其影响因素分析［J］.中南大学学报（自然科学版），2012， 43（10）： 3954-3963.

LONG P Y， ZHANG J C， JIANG W L， et al. Analysis on pores forming features and its influence factors of reservoir well Yuye-1［J］. Journal of Central South University： Science and Technology， 2012， 43（10）： 3954-3963.

[44]
YU Y X， LUO X R， WANG Z X， et al. A new correction method for mercury injection capillary pressure （MICP） to characterize the pore structure of shale［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2019， 68： 102896.

[45]
RADLINSKI A P， BLACH T， VU P， et al. Pore accessibility and trapping of methane in Marcellus shale［J］. International Journal of Coal Geology， 2021， 248： 103850.

[46]
李阳，张玉贵，张浪，等.基于压汞、低温N2吸附和CO2吸附的构造煤孔隙结构表征［J］.煤炭学报，2019，44（4）：1188-1196.

LI Y， ZHANG Y G， ZHANG L， et al. Characterization on pore structure of tectonic coals based on the method of mercury intrusion， carbon dioxide adsorption and nitrogen adsorption［J］. Journal of China Coal Society， 2019，44（4）：1188-1196.

[47]
朱炎铭，王阳，陈尚斌，等.页岩储层孔隙结构多尺度定性—定量综合表征——以上扬子海相龙马溪组为例［J］.地学前缘，2016，23（1）：154-163.

ZHU Y M，WANG Y，CHEN S B，et al. Qualitative-quantitative multiscale characterization of pore structures in shale reservoirs：A case study of Longmaxi Formation in the Upper Yangtze area［J］.Earth Science Frontiers，2016，23（1）：154-163.

[48]
朱如凯，吴松涛，苏玲，等.中国致密储层孔隙结构表征需注意的问题及未来发展方向［J］.石油学报，2016，37（11）：1323-1336.

ZHU R K， WU S T， SU L， et al. Problems and future works of porous texture characterization of tight reservoirs in China［J］. Acta Petrolei Sinica， 2016， 37（11）：1323-1336.

[49]
潘结南，张召召，李猛，等.煤的多尺度孔隙结构特征及其对渗透率的影响［J］.天然气工业，2019，39（1）：64-73.

PAN J N， ZHANG S S， LI M， et al. Characteristics of multi-scale pore structure of coal and its influence on permeability［J］. Natural Gas Industry， 2019，39（1）：64-73.

[50]
刘成，丁万贵，张健，等.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［J］.煤田地质与勘探，2021，49（6）：46-57.

LIU C， DING W G， ZHANG J， et al. Qualitative-quantitative multi scale characteristics of shale pore structure from Upper Paleozoic coal-measures in Linxing area［J］. Coal Geology & Exploration， 2021， 49（6）： 46-57.

[51]
张雷，边利恒，侯伟，等.深部煤储层孔隙结构特征及其勘探意义——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例［J］.石油学报，2023，44（11）：1867-1878.

ZHANG L，BIAN L H， HOU W， et al. Pore structure characteristics and exploration significance of deep coal reservoirs： A case study of Daning-Jixian block in the eastern margin of Ordos Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2023，44（11）：1867-1878.

[52]
霍中刚，席志哲，郭建行，等.基于氮气吸附—扫描电镜的构造煤孔隙特征研究［J］.煤炭工程，2024，56（3）：149-156.

HUO Z G， XI Z Z， GUO J H， et al. Pore characteristics of tectonic coal based on nitrogen adsorption and SEM［J］. Coal Engineering， 2024，56（3）：149-156.

[53]
王睿，冯宏飞，柳长峰.压汞法和液氮吸附法在高阶煤孔隙结构表征中的适用性［J］.石油钻采工艺，2024，46（1）：112-118.

WANG R， FENG H F， LIU C F. Applicability of mercury intrusion method and nitrogen adsorption method in characterizing pore structure of high-rank coal［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2024，46（1）：112-118.

[54]
李娜娜，刘会虎，桑树勋.基于压汞—低温液氮联孔与核磁共振分析的煤中孔径分布对比研究［J］.煤矿安全，2024，55（2）：1-9.

LI N N， LIU H H， SANG S X. Comparative study on pore size distribution in coal based on mercury intrusion-low temperature liquid nitrogen combined pore and nuclear magnetic resonance analysis［J］. Safety in Coal Mines， 2024，55（2）：1-9.

[55]
邓泽，王红岩，姜振学，等.页岩和煤岩的孔隙结构差异及其天然气运移机理［J］.天然气工业，2022，42（11）：37-49.

DENG Z， WANG H Y， JIANG Z X， et al. Pore structure differences between shale and coal and their gas migration mechanisms［J］. Natural Gas Industry， 2022，42（11）：37-49.

[56]
许耀波，朱玉双.高阶煤的孔隙结构特征及其对煤层气解吸的影响［J］.天然气地球科学，2020，31（1）：84-92.

XU Y B， ZHU Y S. Pore structure characteristics of high rank coal and its effect on CBM desorption［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（1）： 84-92.

[57]
贾雪梅，蔺亚兵，陈龙，等.基于压汞法的宏观煤岩组分孔隙结构差异性研究［J］.煤矿安全，2022，53（6）：19-25.

JIA X M， LIN Y B， CHEN L， et al. Study on difference of pore structure in macroscopic coal rock composition based on mercury intrusion method［J］. Safety in Coal Mines， 2022，53（6）：19-25.

[58]
邓泽，王红岩，姜振学，等.深部煤储层孔裂隙结构对煤层气赋存的影响——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例［J］.煤炭科学技术，2024，52（8）：106-123.

DENG Z， WANG H Y， JIANG Z X， et al. Influence of deep coal pore and fracture structure on occurrence of coalbed methane：A case study of Daning-Jixian block in eastern margin of Ordos Basin［J］. Coal Science and Technology， 2024，52（8）：106-123.

[59]
李史珂，刘景，朱炎铭，等.渤海湾盆地临清坳陷西北巨鹿区块非常规天然气储层特征［J］.天然气地球科学，2025，36（2）：221-239.

LI S K， LIU J， ZHU Y M， et al. A study on the characteristics of unconventional natural gas reservoirs in the Julu block of northwestern Linqing Depression， Bohai Bay Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2025， 36（2）：221-239.

[60]
万永平，王振川，韩双彪，等.鄂尔多斯盆地东南缘延安气田深部煤层气成藏地质特征及资源潜力［J］.天然气地球科学，2024，35（10）：1724-1739.

WAN Y P， WANG Z C， HAN S B， et al. Geological characteristics and resource potential of deep coalbed methane accumulation in Yan'an Gas Field， southeastern margin of Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2024， 35（10）： 1724-1739.

[61]
赵伟波，刘洪林，王怀厂，等.鄂尔多斯盆地深部本溪组煤孔隙特征及成因探讨——以榆林M172井8#煤为例［J］.天然气地球科学，2024，35（2）：202-216.

ZHAO W B，LIU H L，WANG H C，et al. Discussion on pore characteristics and forming mechanism of coal in the deep area， Ordos Basin：Case study of No.8 coal seam in Well M172 of Yulin area［J］. Natural Gas Geoscience， 2024，35（2）：202-216.

[62]
石学文，吴伟，胡海燕，等.泸州地区深层五峰-龙马溪组页岩气储层全孔径表征及其主控因素［J］.地球科学，2023，48（1）：158-172.

SHI X W， WU W， HU H Y， et al. The Whole apertures of deeply buried Wufeng-Longmaxi Formation shale and their controlling factors in Luzhou district，Sichuan Basin［J］.Earth Science， 2023，48（1）：158-172.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司