Evaluation methods and application of coal-rock gas reservoirs in the Longtan Formation of central Sichuan Basin
Received date: 2025-04-01
Revised date: 2025-06-25
Online published: 2027-07-04
Supported by
The National Natural Science Foundation of China(41872150)
In recent years， deep coal-rock gas has become a research hotspot. The coal-measure strata of the Longtan Formation in the central Sichuan Basin possess favorable potential for coal-rock gas exploration and development； however， relevant research on the evaluation methods and distribution laws of coal-rock gas reservoirs in the Longtan Formation of this area remains relatively insufficient. Taking the NT1H pilot well and horizontal well in central Sichuan as the research objects， this study comprehensively evaluates the coal-rock gas reservoir performance using geological， seismic， logging， and other data， combined with methods such as scanning electron microscopy and mineral composition analysis. Meanwhile， technologies including pre-stack AVO inversion and variance-ant body attributes of near-incidence angle stack data are adopted for the fine characterization of coal seams. The research results indicate that： （1） The coal seams of Well NT1H exhibit strong gas-storing capacity and high thermal evolution degree， with well-developed high-density reticular cleat systems featuring good connectivity. The pore types include mineral pores， epigenetic pores， and primary pores， with overall good connectivity， endowing the coal seams with high-quality gas-generating potential， gas-storing potential， and a solid foundation for exploitation. （2） The low acoustic impedance zones identified by pre-stack AVO inversion can effectively indicate the distribution of thick coal seams or thin interbedded layer groups. Vertically， the coal seams in central Sichuan are mainly characterized by thin interbedding： Seams 12#-17# are relatively thin， while Seams 18#-19# are thicker， with an average thickness of 1.51-3.2 m. Planarly， controlled by micro-palaeogeomorphology， the thickness of Seams 12#-19# ranges from 0.5 to 6.37 m. This study clarifies the evaluation methods and distribution laws of coalbed methane reservoirs in the Longtan Formation of the study area， providing reliable practical experience and technical support for subsequent horizontal well trajectory optimization in complex areas， multi-well joint evaluation， and deep coalbed methane exploration and development.
Key words： Sichuan Basin; Longtan Formation; Coal-rock gas; Reservoir evaluation
Juzheng LI , Yan DENG , Xin WEN , Siying WEN , Jingzhe ZHANG , Wenhao LI , Hongyi AN , Chenyang LI , Zhihan LIU , Zhaoyi ZHANG , Xue LEI , Jinmin SONG . Evaluation methods and application of coal-rock gas reservoirs in the Longtan Formation of central Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(1) : 93 -109 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.017
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