黔西南中营向斜煤层气储层综合评价

综合分析了黔西南地区中营向斜煤层的分布、厚度、埋深煤质、含气性等方面特征,该区主要含煤地层为二叠系龙潭组,含煤40余层,可采15层。煤储层含气量较高,煤层气的保存条件较好,估算区内埋深500~1 500m深度范围内煤层气资源量为93.09亿方,该区煤层气资源具有良好的开发前景。     

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。      

黔北金沙地区二叠系龙潭组取得页岩气、煤层气和致密砂岩气协同发现

正1研究目的(Objective)黔北金沙地区二叠系龙潭组为海陆过渡相沉积地层,2013年以来贵州地方企业在该区实施煤层气钻井并取得工业煤层气流发现,但未针对煤系页岩气和砂岩气开展进一步工作。本次研究目的是通过对二叠系龙潭组储层岩相、厚度分布、岩性组合、源岩地化、储层物性等关键参数分析评价,查明煤系页岩气、煤层气和砂岩气的成藏特征及资源潜力,为煤系页岩气、煤层气和致密砂岩气("三气")兼探合采先导试验提供科学依据。     

典型煤系叠合型气藏生产模拟研究——以黔西地区龙潭组为例

【目的】煤系叠合型储层开发过程中储层组合影响了煤系气井的产气效果。煤系叠合型储层层间岩石力学性质和物性差异大，导致流体运移规律相对于单一储层更加复杂。因此，开展数值模拟研究是一种有效的解决方案。【方法】以黔西地区龙潭组典型煤层—砂岩—泥页岩互层型储层为研究对象，考虑叠合型储层的基质收缩效应、有效应力作用及层间流体流动对储层流体运移规律以及渗透率等储层物性参数的影响，建立煤系叠合型气藏流固耦合数学模型，开展煤系气生产数值模拟，分析不同储层组合排采下储层孔隙压力、基质含气量、渗透率等叠合型储层特征参数的演化规律以及层间流动差异对产气效果的影响。【结果】与单层排采相比，（煤+泥页岩）排采、（煤+砂岩）排采、全层段排采下，累计产气量分别提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍；四种储层组合排采下均存在层间能量与物质传递；煤、砂岩和泥页岩储层在不同储层组合排采下，储层孔隙压力与传导方向、基质含气量以及渗透率比例均存在明显差异。【结论】全层段的储层组合排采下产气效果最好，砂岩层中游离态甲烷更易产出，有效减弱储层间垂向孔隙压差的影响，更有利于叠合型储层孔隙压力径向传导，促进煤与泥页岩基质中甲烷解吸，...     

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。     

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。     

滇黔北探区煤层气储层特征及多层合采有利区优选

滇黔北探区赋煤向斜众多,多薄煤层发育,含气量较高,煤层气资源丰富,是筠连外围重要的拓展区块。基于大量煤田孔及煤层气试验井,分析煤层气地质条件,建立多层合采有利区优选评价方法:多层次模糊数学+关键指标法。首先,基于层次递阶优选构建评价模型并确定关键指标,明确关键指标为合采系数、煤体结构、含气量,其中,合采系数由最优合采跨度及合采累计煤厚构成,并给出关键指标的定量评价表,然后,运用模糊数学计算公式,得到储层评分结果,最终获得多层合采有利区优选结果。结果显示:研究区晚二叠世龙潭组/宣威组煤层最多可达到20层以上,可采煤层一般3层左右,煤层总厚度一般在6 m以上,煤层层数及煤层厚度由东南向西北逐渐减少或减薄。大部分区域主力煤层为C5(M11)煤层,厚度一般在2 m以上,其灰分质量分数平均为27.73%,为中灰煤,煤级主要为贫煤–无烟煤。各向斜主力煤层含气性差异性较大,含气量最大可达到30.53 m3/t。研究区煤体结构以原生结构煤和碎裂结构煤为主。以C5(M11)煤层分别向上或向下合采计算合采系数,由此形成了两个合采层段,多层合采Ⅰ类有利区主要位于研究区可乐向斜中西部,牛场–以古向斜南部,镇雄向斜南部,庙坝向斜东南部,洛旺向斜中西部,石坎向斜中西部。      

湖南邵阳短陂桥矿区龙潭组沉积环境及聚煤特征

从聚煤环境特征研究着手,总结出本区龙潭组是在总体海侵条件下形成的陆相至过渡相-河控三角洲沉积,其可采煤层1煤和3煤均发育在废弃的三角洲朵叶上,可采煤层的厚度与其底板砂岩的厚度及环境类型关系密切。在砂岩厚度中等地带,煤层发育较好。研究成果对本区龙潭煤系的资源勘探及开采具有相当重要的指导意义。     

东海西湖凹陷西斜坡和西次凹近致密-致密砂岩气藏的地质特征及发育前景

基于沉积构造背景和大量钻测资料,利用气样地球化学测试、铸体薄片、扫描电镜、激光扫描共聚焦显微镜和阴极发光等手段,揭示了东海西湖凹陷西斜坡和西次凹近致密-致密砂岩气藏的地质特征,并分析了发育前景。研究结果表明:2个靶区近致密-致密砂岩气藏均分布在中深层,且位于常规气藏之下,但发育层位不同,西斜坡在平湖组中下段,西次凹在花港组下段。2个靶区的近致密-致密砂岩气均为煤型气,来源于平湖组煤系源岩,西次凹致密气藏属于"下生上储"型,西斜坡属于"自生自储"型。西次凹属于典型的致密砂岩储层,西斜坡属于近致密砂岩储层。强压实作用和硅质、自生伊利石及碳酸盐胶结是储层致密化的重要因素。溶孔和原生粒间孔是致密砂岩储层主要储集空间;2个靶区的近致密-致密储层不同深度段发育"孔隙型"甜点,为酸性溶蚀成因,但西斜坡的溶蚀强度大于西次凹。另外,西次凹深层发育部分裂缝,形成该区"裂缝型"甜点。西次凹致密气藏具有弱超压特征,西斜坡具有超压-强超压特征。平湖组广覆式分布高有机质丰度的煤系源岩全天候持续供气是靶区发育大规模近致密-致密砂岩气藏的物质基础,大面积近致密-致密储层提供了良好的储集体,因此发育前景好,勘探潜力大。     

青海聚乎更矿区煤层气富集条件

青海聚乎更矿区是世界上首次在中低纬度冻土区发现天然气水合物的地区,并且天然气水合物的气源是该矿区的煤层气。矿区主要含煤地层为中侏罗统的木里组,煤层厚度大、变质程度一般在气煤~焦煤,镜质组质量分数普遍较高（60%~80%）,煤层结构简单-较复杂,煤储层微观结构以小孔和微孔为主,割理裂隙发育。等温吸附实验结果表明,该区兰氏体积偏低,而压力偏高,储层吸附特性为中-好级别,顶底板封闭性好,地下水活动弱,有利于煤层气的形成与赋存。区内煤层下1煤含气量在0.05~5.52m3/t,下2煤在0.05~11.14m3/t,含气量普遍偏低可能与后期构造使得煤层埋深变浅导致储层压力降低、煤层甲烷大量解吸有关,此外,向斜两翼地层倾角大,也是造成矿区煤层气逸散的主要因素之一,但是在向斜转折部位及矿区深部,煤层气相对富集,是今后勘探开发重点研究区域。     

Coupled accumulation characteristics of Carboniferous-Permian coal measure gases in the Northern Ordos Basin,China

The northern Ordos Basin provides a favorable geological environment for the accumulation and development of coal measure gases (CMG). The hydrocarbon generation potential and reservoir systems of the coal measures have been studied based on data from experimental tests and production and exploration wells, respectively. Further, the coupled accumulation characteristics were determined. The results show that the source rocks are characterized by favorable hydrocarbon generation potential, high thermal evolution (Ro%?=?1.3–2.3%), and mainly type III kerogen. Coals, typically aggregated organic matter, with a huge hydrocarbon generation potential (avg. 89.11 mg/g) and total organic content (TOC) (avg. 65.52%), are predominantly involved in gaseous hydrocarbon generation. Shales with good TOC contents (avg. 2.36%) and large cumulative thicknesses have an important role in gaseous hydrocarbon generation. Coal seams, shale layers, and sandstone layers occur as variably interbedded deposits, which form a favorable environment for CMG coupled accumulation. The porosity and permeability are ranked as follows: sandstone?>?coal?>?shale, with significant stress sensitivity and anisotropy. Two continuous gas generation peaks occurred in the Late Jurassic and Late Cretaceous, with an abundant amount of coal-derived and thermogenic gas generation, respectively. Potential gas-bearing sandstone layers can be formed by gas migration via short distances from nearby coal seams and shale layers. Coupled accumulation of CMG occurred in three stages: (1) stacked and interbedded reservoirs formation stage; (2) gas generating and charging stage; and (3) coupled accumulation adjustment stage. Coalbed methane (CBM)–tight sandstone gas (TSG) assemblage is a favorable target for CMG accumulation and development.     

海拉尔盆地呼和湖凹陷致密砂岩气成藏特征

海拉尔盆地呼和湖凹陷具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件,其断陷期地形比较宽缓,后期改造弱,主要发育低幅度的断背斜或宽缓的向斜,在局部具备稳定的构造条件。南二段煤系源岩广泛发育,丰度均达到中等--好烃源岩级别,为致密砂岩气藏的形成提供了充足的物质基础。洼槽区南二段储层属低孔--特低渗型储集层。南二段致密储层与煤、泥岩呈频繁互层状分布,形成致密砂岩气有利的的生储盖组合。构造高部位在一定程度上控制油气丰度,稳定的负向构造区有利于寻找储层富集区。呼和湖凹陷致密砂岩气主要表现为两种成藏组合,自生自储型和内生外储型,油气呈南北向条带状分布。     

滇东威信地区龙潭组致密砂岩矿物组成特征及其油气地质意义

致密气是发育于低孔、特低渗透砂岩中的一种非常规资源,具有丰富的潜在油气储量,但由于其致密低渗透性,压裂改造是致密气高效开发的必须手段,而砂岩储集特征及物质组成对初步评价致密砂岩储层的资源潜力和生产能力有重要意义.运用X射线衍射、显微镜及扫描电镜等技术手段,对滇东威信地区二叠系龙潭组10个致密砂岩露头样品进行定性和定量分...     

黔西盘县地区煤层气成藏的构造控制

针对盘县地区复杂的煤层气地质条件,以构造演化为主线,结合野外地质观测和室内测试分析,探讨了构造对煤层 气成藏的控制作用。结果表明,盘县地区晚古生代以来经历了陆内裂陷（D-P）、稳定台地（T1-T2）、陆相坳陷（T3-J2）、 断褶隆升（J3-Q）四个构造演化阶段,煤层主要赋存于向斜构造,向斜控气特征明显;上二叠统含煤地层经历了两期沉降 埋藏、两期抬升剥蚀和三期煤化作用,燕山中期是煤层气成藏的关键时期,在深成变质作用基础上叠加了区域岩浆热变质 作用,奠定了煤级的现代分布格局;区内发育的压性- 压剪性构造是造成现今煤层高含气量的重要因素,近EW 向的水平挤 压现代构造应力场可能使得土城向斜和照子河向斜煤层渗透率高于向盘关向斜和旧普安向斜。     

鄂尔多斯盆地上古生界煤层气与致密气联合优选区评价

鄂尔多斯盆地上古生界具有煤层气和致密砂岩气成藏的有利条件。上古生界煤层气与致密砂岩气具有相同的烃源岩,且煤层与致密储层垂向上相互叠置,为二者联合勘探开发奠定了地质基础。在综合考虑煤层气与致密砂岩气成藏地质条件的基础上,建立了鄂尔多斯盆地煤层气与致密砂岩气共同勘探选区的评价指标体系,包括煤层厚度、烃源岩热演化程度、生气强度以及致密储层厚度4个指标。依据建立的评价指标体系,对鄂尔多斯盆地内5个区块进行煤层气与致密砂岩气共同选区评价,评价结果为区块Ⅱ、Ⅲ和Ⅴ为勘探目标区,主要分布在盆地的东西缘,煤层厚度大、烃源岩生气强度大,勘探前景好;区块Ⅰ和Ⅳ为勘探有利区,呈条带状分布在盆地的东北部和西北部,煤层气与致密砂岩气协同勘探潜力较大。     

巨厚低阶煤煤层气储层关键成藏地质要素及评价方法——以二连盆地巴彦花凹陷为例

为了建立巨厚低阶煤煤层气资源评价方法,以二连盆地巴彦花凹陷为研究对象,通过研究煤层气成因、煤层埋深、煤层厚度、煤储层物性、含气性、水文地质和盖层等,总结了巨厚低阶煤煤储层的关键成藏地质要素,并进一步建立了新的低阶煤煤层气资源潜力评价方法,圈定了巴彦花凹陷煤层气勘探开发有利区和目标区。结果表明:巴彦花凹陷主要含煤地层为下白垩统腾格尔组（K₁t）,以褐煤和长焰煤为主,显微组分以镜质组为主,煤层气的形成是生物成因为主、混合成因为辅的成烃模式,生物成因气占主导地位;研究区共发育3个煤组,煤储层厚度大,发育面积广,埋深适中,保存条件好,含气量较高,空气干燥基含气量最高可达4.45 m3/t,1、2煤组有利于形成煤层气藏,3煤组有利于形成煤系砂岩气藏。根据建立的资源潜力评价方法,煤层气勘探开发的最优目标区位于巴彦花凹陷北部。      

云南文山丘北地区上二叠统含煤地层特征

在分析以往地质资料的基础上,通过煤田地质填图、实测剖面测量、槽探等勘查手段,对文山丘北地区地层及构造特征进行分析。区内构造从属于文山巨型旋钮构造,主要发育庄科一密纳复式背斜及尼尼白一笼陶向斜,上二叠统为主要含煤地层,由于沉积环境的差异,在调查区西南部发育龙潭组,其他大部分地区为吴家坪组,龙潭组为主要含煤地层,煤层厚度较小,厚度变化较大,为高灰、高硫、低热值的贫煤。     

非常规源岩层系油气形成分布与前景展望

经过十余年理论技术持续攻关,中国陆上实现了致密砂岩气规模发展、页岩气快速发展、煤层气持续发展、致密油稳步发展和页岩油加快探索,源岩层系油气已成为中国非常规油气增储上产的主要组成部分.源岩层系油气包括源岩油气和致密油气2种资源类型,普遍具备有效配置的烃源岩、储集层和聚集保存3个方面基础地质形成条件,展现出源内或近源大面积连续分布标志特征,海相页岩气主要分布于深水陆棚区,致密砂岩气和煤层气一般分布于主要聚煤期煤系,页岩层系石油一般主要发育于长期持续沉降的富油湖盆.源岩层系油气开发追求“平面甜点区”“纵向甜点段”较好经济资源条件,页岩气需含气量高、孔隙度高、TOC含量高、热演化程度适中、气层埋藏适中、保存条件好、储层可压性好、储量规模大,致密砂岩气需全天候气源、中粗粒砂岩、含气层系多、大面积聚集、稳定斜坡区、中浅层埋藏,致密油甜点区段一般具有烃源性、储集性、含油性、流动性、成缝性和经济性“六特性”经济资源条件.中国非常规源岩层系油气资源丰富,源岩层系天然气是天然气上产的“主力”,源岩层系石油是石油稳产的“砝码”,实现地下原位“煤岩燃烧气化、页岩熟化气化”“2个革命性领域”突破是推进源岩层系油气领域“跨越式”发展的关键路径.