论多层叠置独立含煤层气系统—— 以贵州织金—纳雍煤田水公河向斜为例

基于贵州织金—纳雍煤田水公河向斜的实测资料,采用地质分析等方法,探讨了煤层气地质条件在垂向上的非均质分布规律,提出和初步论证了“多层叠置独立含煤层气系统”的学术观点。研究表明,上二叠统龙潭组单一煤层甲烷平均含量及相邻主煤层之间含气量梯度均呈波动式变化,煤层埋深—压力系数关系在垂向上分为截然不同的两套系统,层序地层格架中二级层序与含气量梯度的独立分段高度吻合。由此揭示,含煤地层地下流体在不同主煤层之间总体上缺乏交换,导致不同煤层群之间的煤层气系统相对独立。笔者等认为,龙潭组层序地层格架特点奠定了该类系统形成的物性基础,含煤地层与上覆、下伏含水层之间缺乏水力联系而构成了该类系统产生的水文地质基础,即多层叠置独立含气系统是沉积—水文—构造条件耦合控气作用的产物。笔者等也指出,在以三角洲—潮坪—潟湖沉积体系为主的多煤层含煤地层中,该类含气系统可能具有普遍意义。     

滇东老厂矿区多层叠置独立含煤层气系统

滇东煤田煤炭资源丰富,主要含煤地层为龙潭组,煤层厚度适中,埋藏适宜,煤层气含量高。从沉积、构造、煤层煤质、煤储层特征等方面对滇东煤田煤炭资源较好的老厂煤矿煤层气赋存地质条件进行分析。研究表明:老厂矿区龙潭组第三段是多层叠置含煤层气独立系统,是沉积—水文—构造条件耦合控气作用的产物。含煤地层的层序格架特点奠定了多层叠置独立含煤层气系统的地质基础,每套独立含煤层气系统分别被限定在对应的二级层序格架内;含煤地层与上覆、下伏含水层之间缺乏水力联系,含煤地层内部不同岩层(组合)之间相互封闭,这些条件构成了多层叠置含气系统的水文地质基础。老厂煤矿煤层气由四个含煤层气系统组成,各系统间相互独立,其岩性分段具备完整的生储盖层,形成了一多层叠置独立含煤层气系统。     

盘江矿区月亮田矿煤储层物性差异分布特征及其控制机理

为了综合分析盘江矿区月亮田矿煤层气勘探开发地质条件与潜力,研究采用多种测试手段,系统分析了该矿煤储层在孔隙度及孔隙结构、渗透性和储层压力在垂向分布的特征与差异。结果表明,盘江矿区月亮田矿二叠系龙潭组煤储层孔隙度较低,小孔体积占明显优势并且比例接近,微孔和小孔比表面积占优势但变化较大,主要发育狭缝状孔和细径广体的墨水瓶状孔。该区煤层渗透率在垂向上的变化较大,且并非为应力主控,受多种地质条件的综合影响。龙潭组煤储层压力属于异常低-异常高压范围,随埋藏深度的增加而增大,推测区内龙潭组煤系地层在垂向上至少存在2个独立含煤层气系统。针对龙潭组煤储层物性垂向分布特征的研究,期望可以为月亮田矿煤层气开发提供新的地质参考。     

黔西红梅井田煤层气有序开发的水文地质条件

在多煤层含煤地层中,往往形成垂向上叠置发育的多个独立含煤层气系统,系统之间的相互干扰严重妨碍了煤层气井的有效排水降压。解决这一问题的关键,是查明不同系统之间水文地质条件的差异。基于水文地质勘探成果,分析了黔西织纳煤田红梅井田上二叠统含煤地层不同含煤段的水动力条件和水化学特征,提取视储层压力、压力系数、钻孔单位涌水量、渗透系数、影响半径等与煤层气开发相关的有用信息,发现不同含煤段之间的水文地质条件差异显著,垂向上可能发育与三级地层层序格架相吻合的多层叠置独立含煤层气系统,运用灰色关联分析建立了基于水文地质信息的煤层气开发条件评价因子。在此基础上,评价了不同含煤段的煤层气开发潜力,对煤层气开发顺序进行了概念性设计。研究认为,17~30号煤层段的煤层气开发条件优于其上、下2段,应优先开发,其次是6~16号煤层段;31号煤层至底部开发条件相对较差,应最后开发。     

织纳煤田红梅煤矿瓦斯分布特征及其控制因素研究

为了查明煤层瓦斯赋存的地质规律,探讨其控制因素,基于矿区地质资料和瓦斯化验结果,对贵州省织纳煤田织金矿区红梅煤矿可采煤层瓦斯分布特征进行了研究。研究结果表明,矿区可采煤层基本处于沼气带,且属于富甲烷煤层;在垂向上,煤层呈波动式,体现了沉积-水文-构造地质条件耦合作用;在平面上,具有向斜控气特征,正是在埋深背景上构造-水文地质条件耦合作用的结果。     

官寨井田沉积环境与聚煤规律

以井田大量钻孔地质资料为基础,从岩性特征,层理特征、古生物、含煤性、煤质等方面对官寨井田二叠系上统龙潭组含煤地层沉积环境、聚煤作用进行分析,得出本区沉积环境为过渡相,地势北东低南西高,海水由北东向南西推进,根据海水进退规律可分为三个成煤期：早期为泻湖—潮坪环境,总体处在海平面上升期,属退积型。因海水进退频繁,不利于成煤,形成的煤层多为薄层,煤层局部可采;中期为潮控三角洲环境,是海平面下降期,属进积型,此时地壳运动相对稳定,形成了井田中主要可采煤层4号、9号煤,属中厚层,连续性好;晚期为泻湖—潮坪环境,该期总体为海平面上升期,属退积型,海水进退较频繁,在垂向上旋回多而小,完整性差,形成了不可采的1、3号煤层及全区大部分可采的2号煤。在横向上区内北东部较南西部聚煤条件好,从西—东,二叠系沉积厚度增大,煤层含煤系数增大,可采系数变大。     

白坪井田二1煤层煤层气赋存规律及影响因素

研究了豫西白坪井田二1煤层煤层气的成分，含量，储层压力，演化过程及其赋存特征，分析了二1煤层煤层气变化趋势及其影响因素。在此基础上，划分了两个煤层气地质单元，认为地质构造是控制煤层气分布的主要因素，而构造破坏是造成局部煤层气成分异常的主要原因。     

焦作煤田恩村井田煤层气赋存特征与开发利用前景

根据煤田地质勘查和煤层气参数井资料,对焦作煤田恩村井田煤层气赋存的地质条件和煤层气储层特征进行了分析,认为井田内煤层气含量与煤层厚度、煤层埋深、煤层割理发育程度、围岩气密性呈正相关,且明显受构造控制。以F5断层为界将井田分为北块段和南墙向斜主体块段两个富集区。初步预测井田内二1煤层气总资源量160亿m3,有较大开发潜力,由于该区煤层渗透率、储层温度较低,煤破裂压力与闭合压力差值小,不利于通过压裂产生有效延伸长度和导流能力的裂缝,建议设计施工水平井或多分支水平井,以增加煤层气产能。     

芦岭井田煤层气开发地质条件及开发方式选择

我国煤层气地质条件复杂,针对不同地质条件,选择合理的煤层气开发方式,对煤层气抽采非常重要。分析研究芦岭井田煤层气开发地质条件显示:芦岭井田构造及水文地质条件较复杂;目标煤层发育层数多,厚度大,煤层埋藏较深,且分布较稳定;煤层主要为构造软煤,渗透性较差,气含量较高。通过对目前煤层气不同开发方式的适用性分析,结合芦岭井田的煤层气开发地质条件,在目前经济技术条件下,优选出地面垂直井为本区煤层气的首选开发方式。      

演马庄井田煤层气资源开发前景评价

煤层气资源与可采性评价是煤层气开发的基础.运用瓦斯地质理论,分析了井田地质构造、煤层埋藏深度、上覆基岩厚度、煤层厚度等地质因素与煤层含气量的关系.研究结果显示,演马庄井田煤层含气量分布呈西低东高、北低南高的趋势,并划分出4个煤层气开发有利块段及开发顺序.另外,从水文地质条件、顶底板岩性、构造煤发育规律及煤层渗透性等地质因素和重要可采性参数方面,评价了该井田煤层气的可采性,认为演马庄井田具有地面开采煤层气的潜力.     

松藻矿区地下水动力场特征及其对煤层气富集的影响

松藻矿区是我国煤层气资源富集区之一。为揭示松藻矿区地下水对煤层气富集影响,利用煤田勘查获取的水文地质资料,基于含水层结构、水化学特征、抽水资料的系统分析,阐明了含煤地层上覆和下伏含水层地下水的空间展布特征,建立了地下水的分布模式,探讨了地下水动力场对煤层气富集的影响。研究表明:松藻矿区含水层和隔水层相互叠置,随着埋深的增加含水性减弱;含煤岩系与上覆、下伏含水层缺乏水力联系,为相互独立的含水系统;上覆长兴组和下伏茅口组地下水动力场呈南高北低展布;地下水动力场有近河流岩溶裂隙渗入型、断层沟通岩溶裂隙补给型、稳定承压弱含水型三种类型,以稳定承压弱含水型为主;含煤岩系的极弱含水性及其与上覆、下伏含水地层缺乏水力联系构成了区内水文地质控气基础,是研究区煤层含气性高的重要控制因素。      

黔西上二叠统含煤层气系统特征及其沉积控制

基于黔西地区晚二叠世含煤地层钻井岩芯观察及样品分析测试结果,指出沉积环境对“多层叠置独立含煤层气系统”
的发育具显著的控制作用。研究结果表明,含煤岩系中低渗透岩层的分布对“多层叠置独立含煤层气系统”的形成具有分
划性的阻隔作用,这种分划性隔水阻气的发育受控于沉积环境,从三角洲平原相区至三角洲前缘相区含煤地层中具低孔渗
透条件的隔水阻气层渐趋发育,导致垂向含煤层气系统渐趋复杂。三角洲平原相区偏于氧化环境,不利于准同生成岩-早
成岩作用阶段菱铁矿和黄铁矿的形成,层序内最大海侵面附近泥岩的封堵性能相对减弱,使得原本相对孤立的含气组合彼
此连通构成相对统一的含气系统,垂向含煤层气系统相对简单;而三角洲前缘相区含煤地层中具低孔渗透条件的隔水阻气
层相对发育,垂向含煤层气系统较为复杂。     

“多层叠置独立含煤层气系统”形成的沉积控制因素

基于黔西地区晚二叠世含煤地层的实测资料, 初步探讨了"多层叠置独立含煤层气系统"形成的沉积控制因素.研究表明, 含煤地层的沉积条件奠定了"多层叠置独立含煤层气系统"的物质及物性基础, 层序地层格架特点限定了含气单元间含气性的连通性.最大海泛面附近的菱铁质泥岩等低渗透岩层控制了垂向次级含气单元间的含气性相对独立, 且煤层含气量与海平面升降之间存在一定的相关性, 即最大海侵面附近煤层含气量相对较低, 此界面似乎可作为含煤层气系统内独立含气单元的成藏边界; 层序界面沟通了含气单元间的含气联系, 使得靠近层序界面附近的煤层具有相似的含气性特征.      

华蓥山矿区龙滩煤矿开采系统涌水量分析比较

龙滩煤矿位于华蓥山背斜中段,水文地质条件较为复杂,在井巷开拓过程中发生过多起突水事故,严重影响了煤矿生产。在分析矿区水文地质条件及矿井充水因素的基础上,认为长兴组含水层是矿井的间接充水含水层,龙谭组含水层是煤层顶板直接充水含水层,茅口组含水层是煤层的底板直接充水含水层,运用大井法、水平廊道法和比拟法．对矿井开采系统涌水量进行了预算,并对结果进行分析对比,最后建议采用比拟法的计算结果作为矿井涌水量的评价结果．为矿井建设提供了依据。     

彬长矿区水文地质特征及其对煤层气的控制作用

对彬长矿区水文地质特征进行了详细的论述,结合煤层实测含气性特征,探讨了水文地质条件对该区煤层气成藏的控制作用。研究表明:研究区构造简单,延安组煤系含水层与其他含水层不具明显水力联系,有利于煤层气富集成藏,同时使得煤系含水层地下水补给只能来源于区外侧向径流补给;矿区划分为3个水动力强弱不同的区域:侧向径流补给区、弱径流区和相对滞流区,其中位于矿区东南部的相对滞流区,也是水势低洼带煤层气汇集区,有利于煤层的富集成藏。同时,东南部煤层的含气量最高,说明该区水文地质条件确实对煤层气成藏起着关键作用。      

南黄海盆地二叠系至三叠系沉积体系特征及其沉积演化

南黄海是下扬子板块主体,经过多年的油气勘探,从浅层陆相至深层海相地层仍未取得油气突破,总体勘探和认识程度都较低。根据南黄海地震和钻井资料,充分结合下扬子陆区成果认识,将南黄海二叠系龙潭组、大隆组和三叠系青龙组划分为6大沉积体系：河流沉积体系、三角洲沉积体系、潮坪沉积体系、开阔台地沉积体系、局限台地沉积体系、陆棚沉积体系,并分析了各沉积体系特征。根据二叠系龙潭组、大隆组和三叠系青龙组地震反射特征,可将其划分为4大地震相类型,分析了各地震相的沉积意义。钻井沉积相和地震相相结合,分析了沉积体系的分布特征,龙潭组、大隆组和青龙组沉积体系具有水体西北深、东南浅的分布特征。龙潭组至青龙组沉积时期,经历了两次大规模海侵和两次大规模海退,形成了海平面的上升-下降的旋回式变化,岩性组合上构成了潮坪砂泥岩-潮坪煤层-潮坪砂泥岩-陆棚页岩-开阔台地碳酸盐岩-局限台地碳酸盐岩的沉积演化序列。     

珲春盆地古近纪含煤地层层序–古地理与聚煤规律

珲春盆地是吉林省重要聚煤盆地,分析古近纪珲春组的沉积古地理,总结其层序格架下聚煤规律,可以为研究区煤炭和煤层气资源的勘探规划提供理论依据。基于区域地质、钻孔岩心和测井资料,对珲春组岩相类型、沉积体系、层序–古地理和聚煤特征进行分析。结果表明,珲春组共发育砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩和可燃有机岩5类岩石类型和12种岩相类型。根据区域不整合面、河流下切谷冲刷面和沉积体系转换面等3类层序界面,将珲春组划分为3个三级层序,建立了珲春组等时地层格架。基于各三级层序内的地层厚度、砂岩厚度、砂泥比和煤层厚度分布,恢复了各层序岩相古地理,认为珲春组共发育冲积扇、辫状河、辫状河三角洲和湖泊4类沉积体系,具体包括12类沉积亚相和13类沉积微相,物源主要位于研究区的南北两侧。在各层序地层格架内,珲春盆地煤层展布具有明显规律性。层序Ⅰ—Ⅲ,聚煤作用先增强后减弱,厚煤层主要发育在湖侵体系域和高位体系域等碎屑沉积体系明显减弱时期。珲春组主要有3个聚煤中心,分别位于研究区西部八连城地区、南部板石地区和东部的54-9钻孔附近。聚煤中心和地层沉积中心有较好的对应关系,且两者从层序Ⅰ—Ⅲ呈现出由盆地西部向东部再向西部迁移的趋势,成煤古地理单元主要为扇端漫流沉积、辫状河河漫滩、辫状河三角洲平原分流间湾及湖泊滨湖亚相。      

阜新盆地白垩系沙海组煤层气系统

煤层气系统研究能有效地指导煤层气勘探和开发。运用非常规含油气系统的理论和方法,研究了阜新盆地沙海组煤层气地质特征。沙海组三段煤层是研究区煤层气的生储层;沙海组四段泥岩、泥质粉砂岩作为沙海组三段煤层气的盖层,是良好的区域性盖层;上覆岩层是沙四段泥岩和阜新组地层;由于喜山期辉绿岩的侵入,沙海组煤层在古近纪末出现生气高峰,另外,后期盆地抬升,地下水作用带入细菌导致煤层产生大量次生生物气;此后,煤层气进入保存阶段,煤层气系统的关键时刻是古近纪末。以上表明,盆地东梁区白垩系沙海组煤层适合进行煤层气勘探和开发,有望成为煤层气勘探开发的接续区域。     

四川古蔺石宝矿段煤层气富集特征及影响因素

四川古蔺县石宝矿段位于古蔺复式背斜南翼的次级褶皱一石宝向斜东段,含煤地层为二叠系龙潭组。煤层气富集特征为张性断裂发育带附近含气量低,压性断裂附近含气量明显增大;影响煤层气富集因素有构造、储层（煤层）、围岩封盖性能和水文地质条件。全区较稳定可采的主要煤层C17、C25煤层厚度均较大;煤层在纵向上分布具规律性;区内长兴组灰岩与含煤岩系水力联系小,对煤层气影响不大;茅口组灰岩岩溶发育,地下水活动强烈,对C25煤层有较大影响。     

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。