煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

煤系叠合型气藏是含煤地层煤系气特有的关键成藏类型,煤系叠合型气藏的发现、勘探开发实践与研究探索为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新领域和新思路。提出并阐述煤系叠合型气藏的概念、主要类型、发育特征和赋存分布,探讨煤系叠合型气藏的形成条件、成藏过程、成藏模式,揭示其形成机理,重点讨论2种主要类型煤系叠合型气藏的地质适配性勘探开发技术模式,分析前瞻了煤系叠合型气藏在煤系气勘探开发中的应用。研究表明:我国发育(分流)河道砂体与煤层接触型(华北型)、煤层?砂岩–泥岩互层型(华南型)、煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型(东北型)3类煤系叠合型气藏,分布赋存分别以华北地区山西组、华南地区龙潭组和东北地区城子河组为代表;沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素,三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、支流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合;煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征,统一的含气系统和压力梯度一致是其本质特征;含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理,喜马拉雅期是华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期;高分辨率地震岩相解释识别气藏与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征,“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。这些技术模式已得到应用并将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效开发提供重要支持。      

山西省临汾-洪洞区块煤系非常规天然气成藏特征

临汾-洪洞区块位于山西省霍西煤田南部,石炭二叠系煤系总体上埋深在2 000m以深,非常具有煤系非常规天然气成藏的可能性。通过对研究区最新勘查成果的分析,依据泥页岩、煤层、致密砂岩层地球化学、储层物性、含气性等数据分析了研究区煤系非常规天然气的赋存特征。研究表明煤及富有机质泥页岩为非常规天然气系统的烃源岩,二者有机质处于高-过成熟度阶段;致密砂岩的孔隙度最大,煤层其次,页岩孔隙度最小;在含气性方面,泥页岩含气量平均为1. 17m~3/t,煤层含气量为8. 50m~3/t,上石盒子组底部近200m砂岩层均显示出了较好的气测值,表明该地区煤系非常规天然气有较大的成藏潜力。     

黔北煤田林华矿煤系气成藏特征及开发方式

基于煤系气共采试验,分析了林华矿龙潭组煤系气储层沉积组合、含气性、有机质类型及矿物组分等赋存特征。研究表明:煤系气赋存于多个沉积单元体中,除煤层及直接顶底板外,还存在多个独立的泥(页)岩、砂岩含气层段;研究区泥(页)岩、致密砂岩含气层沉积厚度大,占煤系总厚60%以上;含气量高,平均2.76m~3/t以上,最高达4.46m~3/t;有机成熟度高,镜质体反射率(Ro)平均2.46%,近90%泥页岩大于2%,处于过成熟早期生干气阶段;有机质含量高,TOC含量平均3.97%,68%样品大于2%,有机质类型均属于Ⅲ型;脆性指数较高,平均56%;研究区煤系气储层基本类型可划分为2类7型,煤系至少含有两套独立含气系统,即4#-10#煤层、11#-15#煤层段分别为同一含气系统;基于多煤层煤系储层组合类型和含煤系气系统探讨并划分了煤系气合层共采开发方式。     

淮南煤田煤系砂岩含气性分析

为查明淮南煤田煤系致密砂岩气赋存,通过测井解释成果分析,深入剖析了淮南煤田煤系砂岩气的含气性分布特征。研究结果表明:淮南煤田砂岩气主要赋存于二叠系煤系地层的粉砂岩中,不同钻孔显示砂岩气储层层数不等,潘三矿没有砂岩气储层,丁集矿致密砂岩气储层从含气层-气水同层-低产气层-气层的层数从4层到至9层,含气层数及富气差异程度明显,石炭系没有明显含气储层,没有砂岩气赋存;研究区二叠系砂岩气与煤系其它类型成因气存在5种共生组合关系:顶部页岩气向下运移形成砂岩气、底部煤层气向上运移形成砂岩气、顶底部页岩气向中间砂体运移形成砂岩气、顶部煤层气和底部页岩气向中间砂体运移形成砂岩气、底部页岩气向上运移形成砂岩气。     

木里煤田煤系泥页岩储层特征研究

为深入研究青海省木里煤田聚乎更矿区三露天井田煤系泥页岩储层孔渗特征并评价其优级,通过孔径、X射线衍射、扫描电镜、孔渗等实验和测试分析,针对含煤岩系中泥页岩储层层位、储集层性质方面,对三露天井田中侏罗系煤系泥页岩储层孔隙类型及其特征做出定量分析。研究表明,研究区泥页岩储层存在粒间孔、粒内孔、溶蚀孔及微裂缝等4种微观孔隙类型。以黏土矿物聚合体粒间孔和层间粒内孔最为发育;Ⅳ型等温线和滞后回线表明泥页岩储层主体孔隙大小为2~50nm,孔隙类型以狭窄型为主,属中孔级别。样品主要组成矿物为石英和黏土矿物,其中黏土矿物以蒙脱石和伊利石为主;泥页岩储层更容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝。储层的矿物组成和物性特征均表明木里组更有利于煤系页岩气的富集;所研究的三露天井田泥页岩储层的评价为后续的勘探开发提供了基础。     

贵州普安地区龙潭组煤系“三气”储层孔隙特征对比:以黔普地1井为例

储层的孔隙发育对煤系"三气"的赋存和运移有重要的影响,本文利用压汞实验、氮气等温吸附等方法对研究区黔普地1井龙潭组的煤、泥页岩、砂岩系统开展孔隙对比研究。结果表明,煤、泥页岩、砂岩平均孔隙度之比为1∶0.176∶0.249,具有典型的低孔低渗特征。压汞研究发现,煤岩的孔径要大于泥页岩和致密砂岩,渗透性能也更好。液氮等温吸附分析也显示煤岩的孔径明显大于泥岩和致密砂岩,且具有更大的孔隙体积。氮气吸附曲线总体呈现反S型,样品在吸附氮气的过程中发生了毛细孔凝聚现象,样品孔隙呈开放状态,孔隙结构具有一定的无规则孔特征,以两端开口的圆筒孔及四周开放的平行板孔为主,微孔隙内各个孔径阶段的孔隙均比较发育,连通性好,有利于天然气运移。     

川南上二叠统煤系泥页岩气与煤层气合采前景探讨

四川上二叠统龙潭组煤层及其顶底板泥页岩含气性及其合采对煤系气勘探开发意义重大。为改变煤层气产业低产低效长周期的现状,达到提升煤层气井产量、稳定产能的目的,实现综合效益的目标,将龙潭组当成一个整体研究对象;重点对煤系泥页岩气的储层组合类型进行分析,并初步探讨了含气煤层及其顶底板含气泥页岩合探合采的前景,该地区煤系气合采的必要性、条件等,提出未来开展综合勘探开采的几点原则建议。     

川南上二叠统煤系泥页岩气与煤层气合采前景探讨

四川上二叠统龙潭组煤层及其顶底板泥页岩含气性及其合采对煤系气勘探开发意义重大。为改变煤层气产业低产低效长周期的现状,达到提升煤层气井产量、稳定产能的目的,实现综合效益的目标,将龙潭组当成一个整体研究对象;重点对煤系泥页岩气的储层组合类型进行分析,并初步探讨了含气煤层及其顶底板含气泥页岩合探合采的前景,该地区煤系气合采的必要性、条件等,提出未来开展综合勘探开采的几点原则建议。     

煤层群煤系多套含气系统特征及其合采效果

煤系含气系统特征影响了煤层气井多产层合采的工程效果。基于铁法盆地阜新组层序地层、含气单元及其分隔层特征,划分了叠置的多套含气系统,分析了发育煤层群煤系多套含气系统的含气性、渗流条件和流体压力特征,探讨了其对上、下含煤段分采及合采工程效果的影响。研究认为,白垩系阜新组上含煤段5个含气单元为一套统一的含气系统,下含煤段7个含气单元可划分为三套含气系统。湖进体系域下,三角洲前缘沉积环境形成的含气单元资源丰度较大,滨浅湖沉积环境形成的（泥质）粉砂岩厚度大且构成稳定的隔水阻气层,是研究区含气系统划分的关键层。随埋深的增加,各含气系统储层孔隙度、平均渗流孔容、裂隙发育情况、储层渗流能力降低趋势明显。上下含煤段分属明显不同的含气系统,其储层压力、解吸压力差异较大,煤层气合采时上下含煤段储层产出气液具不同步性,气水产出层间干扰大。阜新组煤层气合采效果由好到差的相对顺序是上含煤段合采、上下含煤段合采、下含煤段合采。阜新组上含煤段独立开发的效果最好,是由于各个含气单元形成了一套兼容性含气系统,储层具有明显地富气高渗优势。     

基于煤层气井排采数据的储层含气量动态反演研究

煤储层含气量是煤层气开发的核心参数,但实测煤储层含气量与煤储层的真实含气量之间往往存在误差。基于窑街矿区海石湾井田煤层气井不同时段的产气量,以煤储层含气量“定体积”降低为基础,反演煤储层实时含气量,研究煤层气井排采过程煤储层实时含气量的变化规律。结果表明:煤储层含气量随排采时间呈线性下降趋势,不同步长煤层气井产气量与煤储层含气量降低幅度一致,遵循“定体积”产气特征,即煤层气单井产气量是煤基质“定体积”产出;煤层气井的产气量与含气量降低速率有关,而与煤储层原始含气量无关。煤储层为隔水层,水力压裂难以改变煤基微孔隙通道的结合水状态,CH₄产出过程受水–煤界面作用控制,煤层气产出是“CH₄·煤·水”三相界面传质作用的结果,水–煤界面作用中水的湍动提供并传递能量,激励块煤中CH₄解吸与产出。      

中国致密砂岩储层流体可动性及其影响因素

致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T₂谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10^-3 μm²）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10^-3 μm²）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。     

沿抽采井筒的煤储层渗透率模型研究

渗透率是表征瓦斯流动的重要参数,为保证煤矿瓦斯安全高效抽采,有必要探究距抽采井筒不同位置处煤层瓦斯渗流演化特征。然而,瓦斯抽采过程中伴随有效应力、煤基质对瓦斯的吸附/解吸能力以及煤储层温度的不断变化,甚至出现抽采损伤,使得煤层瓦斯运移行为异常复杂。为探究抽采过程的煤层瓦斯渗流特性,在圆柱坐标系下,考虑压力场与温度场变化对煤储层渗透率的影响,构建温度影响的孔隙压力时空演化函数,据此建立应力与温度作用下的煤储层渗透率模型。结果表明:建立的模型能合理描述沿抽采井筒孔隙压力的演化规律以及瓦斯的运移特性,即在恒定外应力的条件下,随抽采时间增加,不同位置处孔隙压力先降低后变化平缓,煤储层渗透率先降低后升高;此外,同一煤储层位置处,考虑温度比不考虑温度的渗透率计算值更低;通过讨论发现,随抽采时间增加,根据裂隙压缩与基质收缩对渗透率演化的不同效应,设置合理的负压抽采方式可提高瓦斯抽采量。      

高煤级煤基质力学效应与煤储层渗透率耦合关系分析

基于吸附膨胀物理模拟实验，揭示了瘦煤至无烟煤阶段煤基质的自调节特征，分别探讨了煤层气排采过程煤基质收缩和有效应力变化对煤储层渗透率的影响，构建了有效应力、煤基质收缩与煤储层渗透率之间耦合的数学模型，揭示出高煤级煤储层渗透率在煤层气排采过程中的递减变化规律，并讨论了这一发现的地质意义。     

六盘水地区煤层气井合层排采实践与认识

为了提高煤层气井合层排采效果，需要合理划分排采阶段并制定与之对应的管控措施。基于贵州六盘水地区以往煤层气勘查与试采工作，分析该区二叠系龙潭组煤层气地质条件和煤储层特征，对比分析两口煤层气井合层排采管控制度及其效果。结果表明:研究区具有煤层层数多、单层厚度薄、含气量高、储层压力大、煤层渗透率低、局部构造煤发育等煤层气地质特点，使煤层气井排采过程中压敏效应和贾敏效应较明显，储层伤害较严重，煤层气井高产时间较短，产气量较低。应该优选厚度较大、含气性好的原生结构煤层或煤组进行射孔压裂。在合层排采过程中，对排采阶段进行合理划分，并根据排采阶段控制流压、套压、流压降幅、套压降幅和液面高度等参数，可有效减小压敏效应、贾敏效应、速敏效应等储层伤害。合理的合层排采管控有助于实现控制产气量稳定平稳上升、煤层气井长期稳产与高产的目标。      

川西坳陷须五段陆相页岩层系储层特征及对含气性的控制作用

四川盆地陆相领域页岩层序发育,但其内部发育复杂的岩性及组合关系、非均质性强、储层特征不明,制约了油气勘探开发的进程。本文研究通过大量的全岩X衍射、场发射扫描电镜、高压压汞、等温吸附等实验方法,从岩石学特征、微观孔隙结构特征及物性特征等方面,对川西坳陷上三叠统须五段陆相页岩须五段储层地质特征进行研究,并分析影响储层发育的主要地质因素,同时阐明储层地质特征对天然气赋存状态和含气量大小的影响。研究结果表明：须五段储层在垂向上形成富砂型、互层型和富泥型3种叠覆式储层结构;储层均致密化严重,但泥页岩储集物性优于粉砂岩和细砂岩;水动力条件较弱的三角洲远端到滨浅湖的沉积环境和强烈的成岩作用导致须五段储层原生孔隙及粒间溶孔基本不发育,对储集性能起主要贡献的为泥页岩中发育大量片状晶间孔、有机质孔及微裂缝,因此泥页岩是须五段的最有利储层。须五段天然气为吸附气与游离气的混合气体,但以吸附气为主,吸附气含量占总含气量的84.9%。天然气赋存状态和含气量大小受控于储层的岩性、微观孔隙结构和储层的物性。     

低煤阶煤层气井排采初期压降幅度研究

排采制度是影响煤层气井产能的关键因素,尤其对于含气量较低的低煤阶煤层气井。为了确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,通过分析影响黄陇煤田煤储层渗透率变化的基质自调节作用和速敏效应,认为速敏效应是造成该区低煤阶煤储层在排采过程中渗透率变小的主要原因,提出以实验室煤岩心速敏实验数据和实验井生产统计数据为依据确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,得出了研究区煤层气井排采初期的临界压降幅度。     

基于分形理论的致密砂岩渗透率预测模型

渗透率是决定致密砂岩储层渗流能力并最终决定产能的关键因素。【目的】由于致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强，其渗透率变化范围大，预测困难，亟需开发适用于致密砂岩的渗透率预测模型。【方法】以塔里木盆地库车坳陷KS2气藏白垩系巴什基奇克组致密砂岩为研究对象，综合物性测试、薄片鉴定、扫描电镜成像分析、高压压汞技术、核磁共振技术及分形理论，对致密砂岩孔隙结构进行定性、定量表征。【结果】基于分形理论，充分考虑孔隙结构非均质性对渗透率的影响，提出了两个新的、基于分形理论的致密砂岩渗透率预测模型。【结论】与r_apex渗透率预测模型相比，r₂₀分形模型、SDR₍(>40))分形模型的渗透率预测精度分别提升了42%与20%。     

鄂尔多斯盆地南缘铜川地区三叠系页岩气形成条件

参照北美海相页岩气和延长陆相页岩气生产实践,对鄂尔多斯盆地南缘铜川地区三叠系延长组长7段页岩气形成条件进行了较为系统的研究。研究认为,铜川地区延长组长7段富有机质泥页岩,分布范围广,单层厚度大(20～25m),有机质碳(TOC)含量较高,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主,有机质热演化程度为低熟-成熟阶段,具备形成页岩气的地质条件;页岩储层孔隙以中小孔为主,溶蚀孔、黄铁矿粒间孔发育,有机质孔较少,以管状孔和平行壁的狭缝状孔为主;页岩储层脆性矿物含量高,有利于微裂缝的形成和后期压裂改造;运用含气页岩测录井、现场含气量解析、等温吸附实验及压裂排采试验分析了页岩含气特征,显示出研究区具有较好的页岩气形成条件,勘探开发潜力较大。     

川南煤田龙潭组煤系泥页岩气与煤层气组合模式及合采前景分析

文中研究的上二叠统龙潭组煤层及其顶底板泥页岩含气性特征、组合模式及合采对煤系气勘探开发意义重大。为改变煤层气产业低产低效长周期的现状,实现综合效益的目标,将龙潭组作为目标层进行研究;简述了川南煤田龙潭组含气泥页岩与煤层的组合模式,并初步探讨了上述组合模式合探合采的必要性、条件和前景,并提出了开展综合勘探开采的建议。     

煤系页岩气储层研究进展

煤系页岩气是煤系非常规天然气的重要类型。储层研究可为煤系页岩气开发提供理论基础。基于国内外文献调研分析,从煤系页岩分布与地化特征、储层特征与含气性、煤系页岩气赋存状态、富集影响因素、有利储层优选方面,阐述了煤系页岩气储层研究进展。研究表明:煤系页岩单层厚度薄,累计厚度大,有机质类型以Ⅲ型为主,储层矿物中黏土矿物含量相对较高,含气量具备商业开发所需条件。煤系页岩气赋存状态本质上取决于储层孔隙结构,页岩气在微孔中主要以吸附态的形式存在,而在中孔和宏孔中游离态是其主要存在形式。煤系页岩气富集主要受到有机质特征、储层矿物组成、储层结构特征、岩性组合的影响。有机质含量高有利于页岩气赋存;黏土矿物具有较强的吸附能力,多发育微孔和中孔,有利于页岩气富集;储层孔隙度的增加有利于页岩气富集;煤系页岩与煤层互层时,存在压力封闭和煤层气充注,利于富集。煤系页岩气有利储层优选为:TOC含量>2%,R o>0.7%,孔隙度>2%,脆性矿物含量>30%,黏土矿物含量<50%,含气量>1 m 3/t,煤系页岩有效厚度定为>30m、埋深>1000m,同时应考虑气藏封闭性及构造稳定性。