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刘新社, 黄道军, 虎建玲, 等. 鄂尔多斯盆地中东部地区石炭系本溪组煤岩气储层特征[J]. 天然气工业, 2024, 44(10): 51-62.
LIU Xinshe, HUANG Daojun, HU Jianling, et al. Reservoir characteristics of Carboniferous Benxi Formation coal-rock gas in the central and eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2024, 44(10): 51-62.
作者简介：刘新社，1971 年生，正高级工程师，博士；主要从事石油与天然气地质研究及勘探管理工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区未央路151 号。ORCID: 0000-0002-5291-2058。
E-mail: lxs_cq@petrochina.com.cn
通信作者：黄道军，1979 年生，高级工程师，硕士；主要从事石油与天然气地质研究工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区未央路151 号。ORCID: 0009-0005-1407-3336。
E-mail: hdj_cq@petrochina.com.cn
刘新社1,2 黄道军1,3 虎建玲1,3
周国晓1,3 杜小伟1,3 戴贤铎1,3
1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
2. 中国石油长庆油田公司勘探事业部
3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
摘要:近年来，鄂尔多斯盆地多口风险探井在石炭系本溪组煤岩中获得工业气流，展示出该盆地煤岩气良好的勘探前景，但关于该盆地煤岩气储层特征的研究较少，煤岩气储层分布规律认识不清，制约了下一步勘探部署。为此，以本溪组8 号煤为例，综合岩心、扫描电镜及物性等分析化验资料，对盆地深层煤岩的宏观煤岩类型、显微组分、煤质特征、孔—裂隙发育特征、物性特征和甲烷吸附能力等储层特征开展了系统研究，建立煤岩气储层评价标准，并预测了煤岩气的有利分布区。研究结果表明：① 8 号煤以原生结构的光亮煤、半亮煤为主，显微组分中镜质组含量高，灰分平均值为17.77%，镜质体最大反射率为1.08% ～ 2.23%，以肥煤—贫煤为主。② 8 号煤储集类型以胞腔孔、气孔和裂隙为主，其中裂隙包括宏观割理和微裂隙；孔裂隙体积分布以“U”字形结构为主，微孔贡献最大，其次为微裂隙；比表面积分布呈“L”字形，呈现出微孔单峰。③ 8 号煤氦气法孔隙度平均值为6.25%，渗透率平均值为4.21 mD，煤岩在地层状态下具有良好的渗透性。④ 8 号煤空气干燥基兰氏体积为7.79 ～ 26.08 m3/t，平均值为18.60 m3/t，兰氏压力为2.03 ～ 4.17 MPa，平均值为3.12 MPa，煤岩吸附能力与灰分含量呈负相关性，与成熟度呈正相关性。结论认为，鄂尔多斯盆地本溪组8 号煤发育2 类有利区，其中横山—米脂—绥德一带为Ⅰ类有利区，面积约11 200 km2；乌审旗西和榆林北为Ⅱ类有利区，面积约13 300 km2，2 类有利区资源量超过4.5×1012 m3，可形成煤岩气规模增储上产的现实领域。
关键词:鄂尔多斯盆地；石炭系；本溪组；8号煤；深层煤岩；储层特征；煤岩气；勘探有利区
0 引言
鄂尔多斯盆地上古生界石炭系本溪组是一套以海陆交替相为主的碎屑岩含煤地层[1-2]，发育煤系烃源岩主控的致密砂岩气[3-4]、海陆过渡相页岩气[5-7]、铝土岩天然气[8-10] 和煤层（岩）气[11-15] 等。早期针对本溪组的勘探主要聚焦于盆地中东部的致密砂岩气，对于煤层气的勘探仅是集中于埋深小于1 500 m 的中—浅层煤岩[16-20]。深层煤岩气（以下简称煤岩气） 由于与中—浅层煤层气在储层特征、赋存状态、富集规律等方面存在较大差异[21-23]，沿用中—浅层煤层气系列技术难以有效勘探开发。
近年来，为了寻找新的规模储量、产量增长点， 中国石油长庆油田公司在借鉴盆地东缘中—浅层煤层气成功勘探经验基础之上，依托钻井、压裂等施工工艺技术的革新，加强了对盆地中东部本溪组煤岩气的探索力度，并于2022—2023 年先后在盆地中部、东部部署了NL1H 和Mi172H 等多口探井，其中NL1H 井在本溪组8 号煤获得日产气量为5.4×104 m3， Mi172H 井在本溪组8 号煤获得日产气量为13.6×104 m3， 展示出盆地中东部本溪组煤岩气良好的勘探前景。
以往针对煤层（岩）气的研究主要聚焦于盆地东缘埋深1 500 m 以浅的中—浅层[24-26]，针对盆地中东部煤岩气仅重点开展了烃源岩生烃条件研究[27-30]， 对煤岩气储层研究[31-33] 较少，目前尚处于起步阶段， 煤岩气储层特征及其分布规律不清制约了下一步煤岩气的勘探部署。为此，笔者以盆地中东部本溪组8 号煤为例，依据岩心及系统化验分析资料，对煤岩气储层的宏观煤岩类型、显微组分、煤质特征、孔— 裂隙发育特征、物性特征和甲烷吸附能力开展了系统研究，初步建立了有利煤岩气储层评价标准，并预测了有利储层分布区，以期为盆地中东部煤层（岩） 气下一步勘探部署提供技术支撑。
1 区域地质背景
鄂尔多斯盆地是在太古宙—古元古代结晶基底之上发育起来的一个多旋回的克拉通盆地，总体具有“东部宽缓、西部陡窄、南北向不对称”的平面展布特征。根据现今构造特征将其划分为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起6 个构造单元（图1），其中盆地中东部伊陕斜坡是油气聚集的主要构造单元[34]。
晚古生代晚石炭世本溪期，鄂尔多斯盆地为海陆过渡环境，沉积了一套由石英砂岩、泥岩、石灰岩和煤岩组成的煤系地层，由下至上依次划分为湖田段、畔沟段、晋祠段[35]。湖田段平行不整合于下伏奥陶系马家沟组之上，厚度为0 ～ 8.0 m，岩性为一套灰色、灰白色铝土岩、铝土质泥岩、泥岩，底部常见厚度约1.0 m 的褐红色—紫红色褐铁矿[36]。畔沟段厚度为0 ～ 20.0 m，岩性为灰黑色泥岩、深灰色粉砂岩夹灰色—灰白色细粒—粗粒石英砂岩、石灰岩透镜体及煤线。晋祠段厚度一般为10.0 ～ 40.0 m，最大厚度可超过50.0 m，岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂岩、细粒—粗粒石英砂岩和煤层，局部夹薄层状石灰岩。晋祠段上部8 号煤和9 号煤之间的屯兰砂岩段不发育，同时9 号煤厚度较薄，钻孔中通常将这2 套煤统称为8 号煤（组）。8 号煤形成于近滨海平原环境， 高位沼泽发育，植物繁茂，煤岩厚度稳定，一般厚度为6.0 ～ 16.0 m，平均值为7.8 m，具有北厚南薄、东厚西薄的特点。盆地中东部8 号煤现今平均埋藏深度主要在2 000 ～ 3 500 m，构造稳定，断裂不发育， 具有西深东浅的埋藏特征。
2 煤岩气储层特征
2.1 宏观煤岩类型
煤岩的煤体结构分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤4 种结构。从目前中东部的钻井取心观察来看，8 号煤基本都是原生结构煤，出筒呈短柱状，为完整的平行层面的块状构造，上下层整合接触， 煤体较坚硬，有利于煤层压裂改造和天然气的产出。宏观煤岩成分主要以亮煤和暗煤为主，镜煤次之。煤岩宏观类型主要以光亮煤（图2-a、b）和半亮煤为主（图2-c、d），其次为半暗煤（图2-e）和暗淡煤（图2-f）。光亮煤割理发育，多被方解石充填 （图2-a、b）。平面上自北向南、自西向东，亮煤、镜煤含量逐渐增高，光亮煤占比增加；纵向上自下而上亮煤、镜煤含量有逐渐增大的趋势，光亮煤主要分布在8 号煤的中上部，其镜质组含量高、中—低灰分、水分较小、割理裂缝发育、孔隙度和渗透率较高， 是优质的煤岩气储层段。
2.2 显微组分
通过对26 口井116 个8 号煤样品的煤岩显微组分和矿物测定，整体表现为镜质组含量高，其次为惰质组和矿物组分。镜质组含量为40.50% ～ 93.78%， 平均值为71.57%，显微亚组分以基质镜质体为主，其次为均质镜质体和团块镜质体，基质镜质体、均质镜质体内生裂隙发育（图3-a）；壳质组含量为0.60% ～ 18.50%， 平均值为3.13%， 主要为树脂体、渗出沥青体和孢粉体，多被基质镜质体胶结 （图3-a ～ c）；惰质组含量为0.02% ～ 37.50%，平均值为14.71%，以丝质体为主，少量半丝质体和惰屑体， 丝质体胞腔呈椭圆—圆状，保存程度较好，充填渗出沥青体和黏土矿物（图3-d ～ f）；矿物组分含量为1.33% ～ 23.65%，平均为10.59%，主要为黏土矿物（高岭石）和硫化物矿物（草莓状黄铁矿）。平面上乌审旗—神木以北镜质组含量普遍小于65.00%， 矿物组分达20.00% 以上；向南镜质组含量逐渐增大， 普遍大于70.00%，局部小于60.00%，表现出较强的非均质性。垂向上镜质组、惰质组含量变化较大， 呈现此消彼长的关系，但矿物组分自下而上含量明显降低。
镜质体随机反射率（Ro） 为1.01% ～ 2.10%， 平均值为1.71% ；镜质体最大反射率（Ro,max） 为1.08% ～ 2.23%，平均值为1.80%，煤阶为肥煤—贫煤，热演化程度高，生烃能力强。镜质体反射率由东北向西南逐渐增大，主要原因是西南部中生界巨厚沉积叠加了区域热异常。受中生代晚期早白垩世构造热事件及深部热岩石圈减薄的动力学过程影响， 盆地南部岩石圈厚度薄，热流值及地温梯度高[37]。
2.3 煤质
17 口井105 个样品工业分析表明，8 号煤灰分含量为3.63% ～ 39.20%，平均值为17.77% ；水分为0.24% ～ 1.73%，平均值为0.72% ；挥发分为5.80% ～ 27.60%，平均值为11.27% ；固定碳含量为39.49% ～ 86.93%，平均值为70.24%。按照煤炭质量分级标准，8 号煤以低灰煤为主，占比40.0%，其次为特低灰煤和中灰煤，分别占比25.7%、21.0%。米脂— 绥德一带灰分产率低，以低灰—特低灰煤为主，向北、向西灰分含量逐渐增加，到乌审旗以西、神木以北以中灰煤为主。纵向上表现出自下而上灰分含量总体降低的趋势。8 号煤视密度为1.25 ～ 1.96 g/cm3，平均值为1.42 g/cm3 ；真密度为1.36 ～ 2.08 g/cm3，平均值为1.52 g/cm3 ；密度和灰分呈正相关关系。
盆地中东部宏观煤岩类型、显微组分和煤质的变化规律具有很好的一致性，平面上自西向东、自北向南煤质逐渐变好，纵向上自下而上有逐渐变好的趋势。平面上主要是因为本溪期盆地北部、西部地势较高，水体偏氧化，同时陆源物质输入较多；纵向上8 号煤成煤期水体逐渐变深，中后期沉积环境稳定， 水动力变弱，水体还原性变强[38-39]。
3 煤岩气储层孔—裂隙发育特征
3.1 孔隙类型
8 号煤孔隙类型以胞腔孔（植物组织孔）、气孔、割理和微裂隙为主（图4）。胞腔孔是煤沉积时已有的孔隙，是成煤植物本身所具有的细胞结构孔，多见于结构镜质体和丝质体中，其孔径为几至几十微米， 胞腔孔的空间连通性差，尤其是纤维状丝质体的胞腔孔，大部分被高岭石充填（图4-a、b）。气孔是煤变质过程中天然气生成、聚集与气体逸散后留下的孔隙，属次生孔隙，基质镜质体、团块镜质体中较为多见，孔径以纳米级为主，形状多为圆形，疏密不等，分布很不均匀，扫描电镜可见气孔成群分布， 直径几十至几百纳米，部分达500 nm 以上，气孔占比一般超过50%（图4-c、d）。
3.2 裂隙特征
煤岩发育宏观割理及微裂隙。割理是煤中2 组互相垂直、同时又垂直于煤层面的天然开放式破裂系统， 其中延伸较长的一组叫面割理，与之垂直并支撑面割理的一组称作端割理，面割理与端割理是在垂向应力与煤体积收缩共同作用下同时形成的。从17 口井岩心统计发现煤岩割理发育，一般3 ～ 33 条/5 cm，平均7 ～ 8 条/5 cm。未充填—全充填不等，充填物以方解石为主，见泥质和硅质。微裂隙主要利用光学显微镜和扫描电镜进行观察。光学显微镜下微裂隙主要发育在均质镜质体中，其次为基质镜质体，多为内生的张性裂隙；电镜下观察的微裂隙主要为静压裂隙、层间裂隙，少量斜交层理裂隙（图4-e ～ i）。
从分煤岩类型的显微裂隙密度统计来看，光亮煤最高，平均面密度为12 ～ 13 条/cm2；其次为半亮煤， 平均面密度为9 ～ 10 条/cm2。主要是由于光亮煤中镜质组含量高，镜质组（尤其是均质镜质体）致密、均匀、块体大，有利于裂隙延伸和发展，惰质组是纤维状和多孔状的，有释放应力、阻挡和减弱裂隙的作用，不利于裂隙的发育。
3.3 孔隙结构
煤岩孔隙在大小上跨越多个尺度，从微孔到大孔、裂隙均有分布。联合低温CO2 吸附法、低温氮气吸附法、高压压汞法和微米CT 共4 种方法，选取Sh295、ZT2H 和Qi35 共3 口井8 个全直径岩心样品， 利用各方法的优势孔径段，对不同尺度的孔隙结构进行表征。以低温CO2 吸附法表征2 nm 以下的微孔， 用低温氮气吸附法表征2 ～ 50 nm 的介孔，用高压压汞法表征50 nm ～ 100 μm 的宏孔，微米CT 表征100 μm 以上的微裂隙，将上述测试方法的数据分别在2 nm、50 nm、100 μm 处进行衔接（图5）。
鄂尔多斯盆地中东部本溪组8号煤孔径—孔裂隙体积联合表征结果显示，孔体积分布以“U”字形结构为主，微孔与微裂隙占主导，主要集中在0.3 ～ 1.5 nm 和大于1 000 μm 的范围内（图5-a、b）。孔裂隙体积介于0.047 ～ 0.083 cm3/g，其中，孔体积以微孔贡献最大，为0.030 ～ 0.067 cm3/g，占比为76.59% ；其次为微裂隙，体积为0.006 ～ 0.011 cm3/g，占比为11.16% ；介孔和宏孔体积最小，占比分别为3.98% 和8.27%。分煤岩类型来看，光亮煤孔裂隙体积平均为0.078 cm3/g，其中微孔体积平均为0.062 cm3/g， 占比为79.91%，宏孔体积平均为0.005 cm3/g，占比为6.00% ；半亮煤—半暗煤孔裂隙体积平均为0.061 cm3/g，其中微孔体积平均为0.044 cm3/g，占比为71.07%，宏孔体积平均为0.007 cm3/g，占比为12.03%。光亮煤孔裂隙体积明显高于半亮煤—半暗煤，其差别主要来自微孔体积，介孔和微裂隙整体差别不大，可能是其镜质组含量较高造成的。
煤岩孔径—比表面积联合表征结果显示，比表面积分布类型主要呈“L”字形，呈现出微孔单峰，峰值主要集中在0.3 ～ 1.5 nm 范围内（图5-c、d）。孔裂隙比表面积为98.61 ～ 221.04 m2/g，其中，比表面积以微孔贡献最大，比表面积为97.33 ～ 220.14 m2/g， 占比为99.33% ；其次为介孔，比表面积为0. 80 ～ 1.38 m2/g，宏孔和微裂隙最小，提供的比表面积可以忽略不计。不同煤岩类型均表现为上述特征。
4 煤岩气储层物性
4.1 煤岩的孔隙度
选取11 口井55 块样品，采用线切割的方式制成直径为2.5 cm 的标准柱塞样，采用氦气法和核磁法进行孔隙度测试（表1）。氦气法测得的孔隙度为3.24% ～ 9.90%，平均值为6.25% ；核磁法测得的孔隙度为1.29% ～ 4.34%，平均值为2.40% ；氦气法孔隙度普遍大于核磁法孔隙度，主要是因为煤岩孔隙以微孔为主，水不能完全进入到微孔中，核磁法缺失了大量的微孔信号。分煤岩类型来看，光亮煤、半亮煤孔隙度明显高于半暗煤。光亮煤、半亮煤氦气法孔隙度为5.55% ～ 9.43%，平均值为7.04% ；核磁法测得的孔隙度为1.69% ～ 4.34%，平均值为3.19%； 半暗煤氦气法孔隙度为3.24% ～ 9.90%，平均值为5.64% ；核磁法孔隙度为1.29% ～ 3.42%，平均值为2.02%。从平面上看，煤岩孔隙度从西北向东南逐渐增大，横山—米脂一带氦气孔隙度超过6.00%，靖边— 乌审旗一线以西整体小于5.00%。纵向上，煤层中上部的孔隙度要大于下部的孔隙度。
4.2 煤岩的渗透率
利用稳态法对8 口井46 块线切割的标准柱塞样进行渗透率测试，其中31 个测试样肉眼可见裂隙（宽度一般大于50 μm）。测试结果（表1）显示，煤岩渗透率为0.17 ～ 25.07 mD，平均值为4.21 mD ；其中见裂隙的样品渗透率为0.21 ～ 25.07 mD，平均值为5.53 mD ；未见裂隙的样品渗透率为0.17 ～ 9.43 mD，平均值为1.48 mD。煤岩渗透率和孔隙度关系不明显， 煤岩裂隙发育程度对渗透率影响很大，裂隙越发育渗透率越大。同时未见裂隙的样品也具有较高的渗透率，表明宽度小于50 μm 的显微裂隙也能为煤岩提供良好的渗透性。分煤岩类型来看，光亮煤、半亮煤渗透率为0.49 ～ 16.54 mD，平均值为7.36 mD ；半暗煤渗透率为0.17 ～ 25.07 mD，平均值为3.65 mD。光亮煤、半亮煤渗透率整体高于半暗煤，主要是由于光亮成分中裂隙更为发育。
4.3 煤岩的覆压渗透率
选取地表渗透率值分别为1.36 mD、10.60 mD、26.53 mD 的3 个8 号煤样品，分别代表不同的裂隙发育程度。按照《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》（SY/T 6385—2016）开展覆压渗透率测试（图6）。开始加围压时煤岩渗透率迅速减小，在围压为10 MPa 时渗透率分别降至0.07 mD、2.57 mD、7.81 mD ；当围压增至15 MPa 左右时， 分别降为 0.01 mD、1.79 mD、1.87 mD，裂隙相对发育的2 个样品的渗透率值下降幅度明显变小并趋于一致，继续加压至25 MPa，分别下降为0.42 mD、0.46 mD。表明煤岩在浅埋藏、低覆压阶段随围压增大渗透率急剧下降，而在15 MPa 之后的深埋藏阶段，渗透性对围压的敏感性降低，特别是微裂隙发育的煤岩，仍能保持较好的渗透性。
注入/ 压降测试能较好地反映煤岩在地层状态下的原始渗透性[40-42]。鄂尔多斯盆地中东部3 口水平井注入/ 压降测试闭合后分析显示，G 函数叠加曲线在压降过程波动较大，闭合时间短，显示天然裂缝发育。根据压降回归分析，近井区域地层渗透率3.95 ～ 5.75 mD，表明本溪组8 号煤在地层状态下也具有良好的渗透性。
煤岩割理（裂隙）与煤岩组分和煤化程度密切相关。割理一般只发育在镜煤和亮煤分层中，显微镜观测下多具有张性特征，中变质阶段的煤中割理最发育[43] ；煤岩孔隙度随煤阶升高而降低，焦煤降至最低，之后随煤阶升高有所回升[44]。盆地中东部8 号煤镜质组含量高，煤阶以廋煤为主，有利于气孔以及张性内生裂隙的形成；同时中东部8 号煤埋深大于2 000 m，以垂向应力为主，张性微裂隙渗透性好。
5 煤岩甲烷吸附能力
参考《煤的高压等温吸附试验方法》（GB/T 19560—2008），取最高试验平衡压力28.50 MPa，系统温度70 ℃，根据各井储层情况适当调节。测试结果表明，鄂尔多斯中东部本溪组8 号煤空气干燥基兰氏体积为7.79 ～ 26.08 m3/t，平均值为18.60 m3/t， 兰氏压力为2.03 ～ 4.17 MPa，平均值为3.12 MPa （表2）。分煤岩类型来看，光亮煤、半亮煤兰氏体积为7.79 ～ 26.08 m3/t，平均值为19.29 m3/t，兰氏压力为2.85 ～ 4.00 MPa，平均值为3.35 MPa ；半暗煤兰氏体积为12.18 ～ 22.76 m3/t，平均值为16.50 m3/t， 兰氏压力为2.03 ～ 4.17 MPa，平均值为3.08 MPa。光亮煤、半亮煤兰氏体积和兰氏压力均大于半暗煤，具有更好的甲烷吸附能力。煤岩吸附能力与灰分含量呈明显负相关性，与成熟度呈正相关性。横山—米脂一带煤岩吸附能力强，兰氏体积平均值达20.00 m3/t 以上。兰氏压力整体较低，煤岩吸附气的解吸产出需要更低的井底压力。
6 有利区带预测
为了确立合理的目标区，采用模糊评价方法， 选取煤层厚度、Ro、孔隙度、兰氏体积、埋藏深度等参数建立有利区评价标准（表3）。评价结果（图7） 表明，横山—米脂—绥德一带为Ⅰ类有利区，煤层厚度为6 ～ 9 m，埋深2 000 ～ 3 200 m，以光亮煤为主， Ro=1.6% ～ 2.2%，孔隙度大于6.00%，兰氏体积超过20 m3/t ；面积约为11 200 km2，资源量约2.3×1012 m3。乌审旗西和榆林北为Ⅱ类有利区，其中乌审旗西有利区煤层厚度为4 ～ 6 m，埋深3 200 ～ 3 500 m， 以半亮煤为主，Ro 为1.6% ～ 2.0%， 孔隙度为4.00% ～ 6.00%，兰氏体积为16 ～ 20 m3/t ；面积约为7 300 km2，资源量约1.2×1012 m3。榆林北有利区煤层厚度为6 ～ 10 m， 埋深2 000 ～ 3 200 m ；以半亮煤、光亮煤为主，孔隙度为4.00% ～ 6.00%，Ro 为1.2% ～ 1.6%，兰氏体积为16 ～ 20 m3/t ；面积约为6 000 km2，资源量约1.0×1012 m3。
7 结论
1）鄂尔多斯盆地中东部本溪组8 号煤以原生结构的光亮煤、半亮煤为主，显微组分中镜质组含量高，平均值为71.57%，内生裂隙发育；矿物组分含量平均值为10.59%，主要为黏土矿物（高岭石）和硫化物矿物（草莓状黄铁矿）。8 号煤固定碳平均含量为70.24%，灰分平均含量为17.77%，以低灰煤为主。受本溪期盆地古地形及水体逐渐变深的影响，煤质自北向南、从西向东逐渐变好，纵向上也有自下而上逐渐变好的趋势。镜质体最大反射率为1.08% ～ 2.23%， 煤阶为肥煤—贫煤，热演化程度高，生烃能力强。
2）8 号煤储集空间类型以胞腔孔、气孔、裂隙为主。裂缝包括宏观割理和微裂隙，割理密度平均值为7 ～ 8 条/5 cm，微裂隙主要发育在均质镜质体和基质镜质体中，多为内生的张性裂隙。8 号煤孔体积分布以“U”字形结构为主，孔裂隙体积以微孔贡献最大，占比为76.59% ；其次为微裂隙，占比为11.16%；比表面积分布呈“L”字形，呈现出微孔单峰， 占比为99.33%。
3）8 号煤氦气法孔隙度平均值为6.25%，从西北向东南逐渐增大，横山—米脂一带氦气孔隙度超过6.00%。煤岩渗透率平均值为4.21 mD，其中见裂隙的样品平均渗透率为5.53 mD，未见裂隙的样品平均渗透率为1.48 mD ；在地层状态下也具有良好的渗透性。
4） 8 号煤空气干燥基兰氏体积为7.79 ～ 26.08 m3/t， 平均值为18.60 m3/t，兰氏压力为2.03 ～ 4.17 MPa， 平均值为3.12 MPa。煤岩吸附能力与灰分含量呈明显负相关性，与成熟度呈正相关性。横山—米脂一带煤岩吸附能力强，兰氏体积平均值达20 m3/t 以上。
5）初步建立有利储层评价标准，优选横山—米脂—绥德一带为Ⅰ类有利区，面积约为11 200 km2， 乌审旗西、榆林北为Ⅱ类有利区，面积约为13 300 km2， Ⅰ＋Ⅱ类区资源量超过4.5×1012 m3。
编 辑 陈古明
论文原载于《天然气工业》2024年第10期
基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技项目“深地煤岩气成藏理论与效益开发技术研究”（编号：2023ZZ18YJ02）、中国石油长庆油田公司“揭榜挂帅”科技项目“鄂尔多斯盆地中东部上古生界煤岩气甜点评价及增产机理研究”（编号：2022D-JB01）、中国石油长庆油田公司关键核心技术攻关项目“鄂尔多斯盆地深层煤岩气赋存机理、富集规律及有效提产关键技术攻关”（编号：2023DZZ01）。
排版、校对：张 敏
审核：罗 强 黄 东
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