Les différences dans la structure des pores et des fissures des réservoirs de charbon en zones profondes et peu profondes influencent fortement l'exploitation du gaz de charbon. Les études axées sur ces différences structurales peuvent fournir une base théorique pour explorer les caractéristiques physiques et identifier les zones favorables à l'exploration et au développement du gaz de charbon. Des échantillons de roches de charbon des réservoirs profonds et peu profonds du bassin du Junggar ont été étudiés à l'aide de microscopie électronique à balayage, adsorption d'azote à basse température, intrusion de mercure sous haute pression et tomodensitométrie (CT). Les résultats montrent une diminution progressive de la perméabilité, du volume total des pores et de la fréquence de distribution des micropores et macropores des couches peu profondes aux couches profondes. Les échantillons de la couche peu profonde présentent un bon développement des pores et fissures, des dimensions fractales faibles pour les pores moyens et grands, une forte homogénéité dans le développement des pores, une interconnexion des grands pores et des microfissures; les échantillons profonds présentent un développement relativement isolé des pores et fissures, avec une complexité dans les pores moyens et grands, et la plupart des pores et fissures sont remplis de minéraux. Grâce à l’algorithme de la plus grande sphère, un modèle de réseau poreux a été construit, mettant en lumière les régularités, formes et structures du développement des pores et fissures interconnectés dans l’espace tridimensionnel. Une analyse statistique des paramètres structurels tels que les pores équivalents, les collets des pores et la connectivité a été réalisée. Il a été constaté que les échantillons peu profonds présentent une porosité effective et totale meilleure que les échantillons profonds, avec un plus grand nombre de pores et fissures, un avantage aux échelles de microfissures, de courts passages avec un grand rayon de col, un développement dense, un nombre de coordination élevé et une bonne connectivité, favorisant le flux de gaz dans le réservoir. Les résultats fournissent des données expérimentales soutenant l’utilisation de technologies adaptées à l’exploitation du gaz de charbon profond et peu profond du bassin du Junggar, avec une certaine orientation pour l’exploitation sur le terrain.

Bassin du Junggar; gaz de charbon profond; caractéristiques des pores; caractéristiques physiques; tomodensitométrie (CT)