山西沁水寿阳ST区块煤储层三维精细地质建模

煤储层三维地质模型的精确性直接影响到后期煤层气开发方案的部署和煤层气井的产量。本文以山西沁水盆地寿阳ST区块为例,基于地质数据、岩心数据、测井数据和地震数据等资料,提出了井震约束条件下煤储层的三维地质建模方法。通过建立构造模型,采用序贯指示模拟方法模拟煤层在三维空间的分布,建立研究区岩相模型。通过序贯高斯模拟方法模拟煤层含气量、孔隙度、渗透率等参数分布规律,建立反映煤层气特征的精细三维属性模型,预测了相关属性参数的空间分布特征。基于地质模型划分了产能潜力区,结合产能数值模拟技术,进行了煤层气井单井产能预测。本文划分的煤层气产能潜力区与产能预测结果,与目前区块内煤层气开发部署和实际产气情况吻合。     

低、中煤阶煤层气地质选区评价体系

地质选区是煤层气勘探与开发的基础工作。我国低、中煤阶煤层气资源丰富,完善煤层气地质选区评价体系十分重要。笔者对影响煤层气勘探开发潜力的各种因素进行了综合分析,确定了主要影响因素,并利用多层次模糊评判法建立了低、中煤阶煤层气地质选区评价体系。研究表明:处在勘探初期的低煤阶煤层气选区的主要影响因素为煤层的生气潜力、储集性能和煤层气的保存条件;进入开发期的中煤阶煤层气选区的主要影响因素为煤层气的资源条件、赋存条件和开发条件。通过实例应用,彬长区块低煤阶煤层气勘探区可分为6类,一类区主要分布在亭南—大佛寺矿区以及雅店矿区北部区域,向周围煤层气勘探潜力降低;柳林区块中煤阶煤层气开发区可分为5类,一类区主要分布在东南部CLY井组和中北部FL-EP1井区的东北侧区域,北部聚财塔断层附近最不利于煤层气开发。     

大宁?吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

大宁?吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集,体积酸压后试采获得突破,但试采井产能差异大,产能主控因素不明确,严重制约煤层气开发进程。针对大宁?吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井,从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标,运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明:酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素;砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素,可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标;提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度;控制排采速度不超过200 m3/d,以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。      

沁水盆地柿庄区块煤层气井压裂增产效果关键影响因素分析与实践

针对沁水盆地柿庄区块煤层气开发过程中低产低效问题,基于大量实际生产资料分析,探讨地质因素和工程因素对煤层气开发效果的影响。结果认为,地应力和煤体结构是影响煤层气井压裂增产效果的关键地质因素。其中,煤层气井压裂过程中,高地应力影响裂缝延伸和支撑,水平主应力差影响裂缝延伸方向和形态;煤体结构较差的煤层在压裂中易形成煤粉,堵塞导流通道,压裂效果变差。影响压裂效果的工程因素主要包括压裂液性能、施工排量、前置液占比和井径扩大率,针对研究区地质概况,提出"2% KCl+清水、阶梯排量注入、前置液量180~240 m3、优化射孔段和水力波及压裂"等系列优化技术,并指出煤层气压裂选井是决定压裂效果和开采经济性的重要环节。将优化技术在柿庄区块北部深部煤层气开发井中加以实践验证,取得很好的增产效果。研究成果及认识对沁水盆地及相同地质条件区域的煤层气开发具有一定的指导意义。      

长治区块煤层气赋存特征及控气因素

沁水盆地长治区块现处于开发初期,煤层气资源条件较好,产能潜力大。依据现有地质资料和测试数据,对该区块煤层气赋存特征及控气因素进行了分析,认为区内煤储层吸附、解吸能力强,吸附时间短,但储层渗透率低。区块内含气量自东北到西南逐渐降低,主要受控于埋深、顶板厚度和地质构造条件,表现为:随埋深和顶板泥岩厚度的增加含气量降低;正断层附近煤层含气量随远离断层面而升高,同一断层上盘较下盘更利于煤层气封存,向斜轴部含气量高于翼部,背斜构造则反之。     

郑庄区块煤层气赋存特征及控气地质因素

沁水盆地南部郑庄区块煤层气资源条件良好,勘探开发潜力大。通过对郑庄区块煤层气地质条件和储层条件的深入分析,认为本区煤层气赋存条件良好,含气量较高,储层吸附/解吸能力较好,但储层渗透率相对较低;郑庄区块煤层气藏主要受3类地质因素控制:构造对煤层气含量和赋存规律具有明显的控制作用;水文地质条件对煤层气具明显的水力封闭作用,该区地下水径流较弱,为典型的等势面扇状缓流型,有利于区块内煤层气的富集;燕山晚期岩浆活动和高异常地热场对煤层热演化和煤层气生成有显著的控制作用。      

煤矿区地面煤层气抽采效果评价方法探讨——以寺河煤矿某区块为例

评价煤矿区地面煤层气抽采的效果,可为煤层气后续开发和矿井开采设计提供技术依据。通过分析目前地面煤层气抽采效果评价现状,结合煤层气资源开发和煤矿安全生产对煤层气抽采效果评价的需要,提出了以煤层气含量降低率和煤层剩余气含量作为评价指标、以煤储层地质条件相近为评价单元划分原则,并在评价单元内实施一定数量检测井实测煤层剩余气含量的煤矿区地面煤层气抽采效果检测与评价方法。在煤储层地质条件划分的前提下,还提出了以煤层气含量降低率和煤层剩余气含量结果为划分依据的煤矿区地面煤层气抽采效果分级方法供探讨。该方法在晋城寺河矿某区块的应用,一定程度上证明了该套煤矿区地面煤层气抽采效果评价方法的合理性和可操作性。      

煤层气产能潜力模糊数学评价研究——以河东煤田柳林矿区为例

在系统分析影响煤层气产能潜力开发地质因素的基础上,确立了以二级评价指标地质储量参数和开发参数为支撑的煤层气产能潜力模糊评价体系及对应的三级评价指标,采用模糊数学方法对各评价指标进行了权重赋值,建立了用于煤层气产能潜力评价模糊数学评价模型。利用该模型,对河东煤田柳林矿区的煤层气产能潜力进行了评价,认为该矿区3-5#煤层煤层气产能潜力较大,为该矿区煤层气开发的有利层段。     

徐州地区煤层气勘探地质条件及选区评价

根据徐州地区的含煤区地质背景、煤系分布、煤层特征及含气量等煤层气勘探地质条件的综合研究,分析了煤层气的控气地质因素,在此基础上建立了适合本区地质实际的评价标准,并采用模糊综合分析方法,对12个煤层气勘探开发预选区块进行评价。研究表明:徐州地区煤层总厚10~15 m,结构简单至复杂,含煤特征在空间展布上有着很大的差异;从煤层钻孔瓦斯含量来看,本区属于低沼气区,煤层气的赋存与煤阶、埋深、煤层厚度、构造类型、岩浆岩侵入、水文地质条件等因素有关;根据本次煤层气选区评价结果,建议将九里山区的QK7、QK9区块作为下一步煤层气勘探开发的首选区块。     

沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征

以国家科技重大专项《山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程》成果为依据,以以往的地质勘查及研究成果为参考,对沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征进行分析。分析认为南部柿庄南区块构造简单,煤变质程度高、煤层厚度大、埋深适中而且分布稳定,有利于煤层气生成,煤层吸附能力较强,储层渗透率较好,煤层气保存条件好,是沁南煤层气勘探开发最有利区块之一。开发利用该区块煤层气资源,可有效改善地区能源结构、加快区域经济发展,降低后期煤炭开发风险,具有非常可观的社会及经济效益。     

和顺区块煤层气井产能主控地质因素研究

从煤层气产出机理出发,分析了直接影响煤层气井产能的主要地质因素包括资源条件方面的含气量、厚度和产出条件方面的解吸压力、渗透率。在此基础上分析了影响和顺区块煤层气井产能的主控因素:区块东部X1井组煤层埋藏浅,受断层、陷落柱影响较大,保存条件差造成的储层压力低、含气量低是制约X1井组产能的主要因素。中部X2井组埋藏较深,保存条件较好,含气量高,具备高产的资源条件;低Langmuir压力造成的解吸压力低是井组高产的不利因素,受地应力影响的渗透率差异是X2井组井间产气量差异的主要原因。X2井组各井产气量与闭合压力呈负幂函数关系,产气量超过1 000 m3/d的井均分布在闭合压力小于8 MPa的区域。保存条件较好的深部煤层应力低值区是和顺区块煤层气井高产的有利区域。     

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气开发条件对比

基于沁水盆地寿阳和柿庄区块的地质和排采资料,从主采煤储层的资源性、储层流体可动性、压裂工程条件开展2个区块的对比分析,讨论寿阳区块煤层气开发的关键问题,提出下一步开发对策。结果表明:柿庄区块各煤层的资源性和流体可动性较好,具备单层排采的条件,而寿阳区块主力煤层的累计资源丰度高达1.57×108 m3/km2,解吸潜力大,3套煤层的有效解吸量均为9 m3/t左右,流体可动性强,渗透率平均7.57×10-3 μm2,吸附时间大于15 d,具备多层合采的条件;与柿庄区块相比,寿阳区块煤系中砂体发育广泛,煤系外源水供给能力更强,且实际压裂规模更大,断裂和压裂缝沟通含水层造成煤层气井高产水的风险更大。建议寿阳区块坚持以合层排采为主,在井层优选时,首先应规避断裂,其次应考虑目标煤层顶底板的岩性组合,同时要注意优化和控制压裂规模。      

贵州保田-青山区块煤储层特征及煤层气开发条件研究

根据区块煤田地质及煤层气地质勘查资料,对贵州保田一青山区块煤储层特征及煤层气含量进行研究。区内主要为中灰、相对富氢、低挥发分无烟煤。煤层气含量受埋深、构造、显微煤岩组分等因素影响。区块内地质构造较简单,含煤面积大（1009km^2）,煤层气资源丰度高,含气量较高,煤储层厚度大,可采性好,具备良好的煤层气开发地质条件,煤层气总资源量估算结果为2166．74×10^4m^3。老厂、地瓜坡勘查区煤层气资源量多,地质、交通等条件好,是煤层气开发的首选区。     

乌鲁木齐-大黄山地区八道湾组煤层气有利区块优选

煤层气有利区块优选是煤层气勘探开发的重要研究工作之一。乌鲁木齐-大黄山地区煤层气地质条件复杂,煤层含气量、渗透性等储层条件差异明显。将研究区划分为5个区块,选取构造复杂程度、煤层厚度、含气量、煤层倾角、含气面积、渗透率和含气饱和度等7个指标,运用层次分析法和模糊数学相结合的方法进行区块优选,优选出水磨河-四工河区块、甘河子河-大黄山区块为有利区,四工河-甘河子河区块为较有利区、乌鲁木齐河西区块和乌鲁木齐河-水磨河区块为远景区。      

基于多层次模糊数学法的煤层气井产能综合评价模型

为了更加准确地预测煤层气井产能,采用多层次模糊数学法建立包含3个二级评价参数(资源条件、储层条件及改造工艺)、10个三级评价参数在内的综合评价模型。利用该模型,结合收集到的国内15个煤层气目标区块的储层参数与改造工艺资料,对各区块煤层气井产能进行综合评价。最后利用各区块的实际产量对评价结果进行验证分析并拟合,最终得到了评价结果与产量的对应关系。研究结果表明:大部分区块单井平均日产气量不超过600 m3/d,且评分相对集中在0.64以下,这主要是由于较差的储层条件和不合理的改造工艺所致;单井平均日产气量与综合评价结果相关性良好,二者呈幂函数关系;根据评价结果可知,当综合评分超过0.660 6时,预计平均单井日产气量将超过1 000 m3。研究认为,煤层气开发一方面要加强储层评价,优选有利区;另一方面要优选相适应的储层改造措施,以达到煤层气开发产能最大化。      

基于多层次模糊分析法的黔北煤田煤层气有利区优选

为了对黔北煤田煤层气矿权空白区块进行有利区优选,以区内8个煤层气矿权空白区块为研究对象,选取构造复杂程度、水文地质条件、埋深、主采煤层厚度、＞2 m煤层数、煤级、地质资源量、地质资源丰度、含气量、渗透率、储层压力梯度、含气饱和度、构造煤发育程度、勘察程度、可采系数等15个评价指标,采用多层次模糊分析法,构建了一个3级评价参数体系及煤层气有利区块多层次模糊数学评价模型。通过层次分析法确定各层次指标的权重和隶属度,最后依据模型计算出各规划区块的综合评价系数值。结果得出:研究区8个煤层气矿权空白区的综合评价系数值介于05690821之间,其中大方县大方背斜南段煤层气区块、黔西县黔西向斜西翼南段煤层气区块2个区块综合评价系数值大于08,为煤层气勘探开发有利区;大方县金龙向斜理化煤层气区块、黔西县黔西向斜钟山—素朴煤层气区块、金沙县黔西向斜禹漠煤层气区块、金沙县官田向斜官田坝煤层气区块、大方县金龙向斜板桥煤层气区块等5个区块的综合评价系数值介于0608之间,为煤层气勘探开发次有利区;大方县大方背斜双山—竹园煤层气区块的综合评价系数值小于06,为煤层气勘探开发备选区。     

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1 200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1 000 m3;中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×104 mg/L,日产气量500~1 000 m3;而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m3。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。      

煤层气井排采动态主控地质因素分析

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气(CBM)井的排采动态在整体上表现出明显差异,而单一区块内部煤层气井的排采动态也存在较大差异。本文就两个区块的煤系地层沉积相、煤层渗透率、断裂构造、地应力类型和构造应力强度以及顶底板岩性组合类型等因素对排采动态的影响开展对比分析。基于静态地质条件和排采动态资料的综合研究表明:煤系地层沉积相、煤层渗透率、地应力类型和构造应力强度的差异是两个区块煤层气井排采动态差异的主要原因;单一区块内煤层气井的排采动态差异受控于局部断裂构造、地应力类型以及煤层顶底板岩性组合类型等局部因素;在煤层气开发选区和开发井位部署时,应综合考虑资源量、渗透率和多种局部地质因素的共同影响。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井高产水影响因素

为揭示沁水盆地寿阳区块煤层气井产水异常高的主控因素,对该区的区域水文地质条件、煤层与顶底板及其含水层岩性组合关系以及不同压裂工艺对煤层气井产水特征的影响进行了系统分析,指出了导致寿阳区块煤层气井高产水的地质风险和工程风险,并提出了相应的规避措施。研究结果表明:压裂施工排量过大(7 m3/min)形成的压裂缝高过大,沟通了煤层附近的含水层,这是导致煤层气井高产水的直接原因;煤系地层中发育的高角度裂缝性含水砂岩层以及断层是导致煤层气井高产水的关键地质风险。此外,顶底板岩性厚度以及区域水文地质条件也是造成该区煤层气井高产水的重要因素。因此,降低压裂施工排量、规避围岩中的高角度裂缝性含水层、远离断层、选择厚层的顶底板泥岩发育区是降低煤层气井高产水的重要手段。     

沁水盆地煤层气富集单元划分

通过分析研究影响沁水盆地煤层气富集的构造动力条件、热动力条件和水动力条件,进而以沁水盆地形成的构造动力条件为基础,结合热动力条件和水动力条件,对沁水盆地煤层气富集单元进行划分。研究结果表明:沁水盆地可以划分为4个地质构造单元、9个煤层气富集区,并通过可采性评价,确定了2个煤层气开发有利区和3个较有利区;煤层气富集是构造动力条件、热动力条件和水动力条件综合作用以及时空匹配的结果,这3个条件的合理配置才能形成煤层气开发的有利区块。