沁水盆地煤层气高渗富区遥感研究

本文针对我国煤层气地质选区中，如何引进新技术、采用综合勘探策略、提高勘探效益、降低勘探成本这一问题，以我国煤层气最具开发潜力的沁水盆地（面积5万km^2）为例，阐述了应用遥感技术研究地质构造特征，寻找地下煤层裂隙发育区，探测煤层气高渗富集区的工作程序、方法和效果。选区结果目前已得到十多个煤层气试验井的证实。     

沁水盆地南端煤层气赋存的构造条件分析

本文通过对沁水盆地区域构造背景分析,沁水盆地南端构造型式分析和赋气构造类型分析,笔者总结出沁水盆地南端煤层气赋存的构造条件为：①位于稳定克拉通之上、后期构造变形较弱的向斜盆地的环状斜坡带,有利于煤层气的生成和聚集;②位于环状斜坡带上,由断裂构造所围限的区块,是煤层气富集的有利地区;③在有利区块内,次级宽缓型向斜是主要的赋气构造,背斜翼部是次要的赋气构造,背斜轴部不利于煤层气赋存,伸展型正断层是导气构造．     

沁水盆地煤与煤层气地质条件

沁水盆地位于山西省东南部,含煤面积29 500km^2,煤炭储量5 100亿t,为特大型含煤盆地。通过分析沁水盆地煤层埋深、厚度、构造特征、顶底板岩性及煤储层特征,认为该区主要煤层含气量高,煤层割理、裂隙发育,煤变质程度高,煤层厚度大、埋深适度,构造简单,煤层气资源量大,产出条件优良,是我国煤层气勘探开发最有利的地区之一。     

沁水盆地煤层气同位素特征及成因类型初探

沁水盆地是我国煤炭的重要基地之一, 也是煤层气勘探开发的重要有利区块。在整合前人研究成果的基础上, 对沁水盆地煤层气成藏史和烃类气体 (主要以甲烷气体)C、H同位素的“指纹”信息进行对比, 初步探讨了煤层气形成的烃源岩性质和热成熟度; 对沁水盆地煤层气是否具有多源复合特征进行了分析, 并在此基础上对该盆地煤层气成因类型提出了新的认识。      

沁水盆地屯留-长子地区煤层气开发前景分析

通过对沁水盆地屯留-长子地区的地质构造、水文地质条件以及煤层的煤质特征进行综合分析,结果表明,该区位于沁水盆地的长治断陷,为一西倾的单斜构造.3号煤层厚度可达6 m左右,分布稳定,以光亮煤和半亮煤为主,镜质组含量高,含气量高,割理发育,开启性好,渗透率一般超过1 md,煤层气资源潜力巨大.15号煤层煤层气开发潜力相对比较小.各含水系统之间,一般发育泥质岩类隔水层,相互之间的水力联系微弱,对煤层气开发有直接影响的含水系统为石炭系太原组灰岩含水层和山西组砂岩含水层,同时,奥陶系灰岩含水层对煤层气的开发也很重要.煤层气地质条件比较好,煤层气开发的地形条件和市场条件好.     

沁水盆地煤层气成藏主控因素与成藏模式分析

沁水盆地石炭-二叠系煤层厚度大、分布稳定、演化程度高,具有良好的煤层气勘探潜力,是目前国内首个成功商业化开发的煤层气盆地。基于研究区已有地质成果,对影响沁水盆地煤层气富集成藏的主控地质因素与成藏模式进行分析,认为构造运动、水动力条件、煤层埋深、煤岩组成及热演化程度是控制沁水盆地煤层气成藏的主要地质因素,高镜质组含量、高热演化程度、弱水动力条件和较大的埋深是煤层气成藏的有利条件,向斜是煤层气富集成藏的有利部位。     

煤变质作用对煤层气赋存和富集的控制--以沁水盆地为例

通过对国内外有关煤变质作用与煤层气形成、赋存和富集关系研究成果的系统总结，阐述了煤变质作用类型及煤变质作用程度与煤层气的生成、吸附量、煤储层孔隙—裂隙系统形成发育及煤层特性的相互关系，认为煤变质作用对煤层气赋存富集的影响集中体现在它对煤储层孔隙一裂隙系统形成发育过程的控制上。并以沁水盆地为例，探讨了高阶煤煤变质作用对煤层气赋存富集的控制作用，提出了对沁水盆地高阶煤煤层气勘探开发研究的几点思考和建议。     

山西沁水盆地煤层气成藏的微观动力能条件研究

煤层气成藏的微观动力能条件主要包括煤储层的孔隙—裂隙系统、煤储层的生气作用和储气作用两个方面。以山西沁水盆地为例,深入剖析了煤储层的孔隙—裂隙系统及其发育历程、煤储层的生气作用与能量聚散,阐明了煤层气成藏的微观动力能对成藏效应的控制作用。结果表明:构造作用对储层渗透率具有明显的控制作用,成烃增压致使能量聚集,成为盖层突破作用的主要驱动力,而能量放散则主要是通过煤储层孔隙—裂隙系统的产生、发展。根据上述研究成果,沁水盆地煤层气成藏的地质区划结果为:盆地南部的有利区带为阳城和晋城的北部地区,包括潘庄、樊庄、郑庄等地区;盆地中部的有利区带为安泽—沁源地区,位于盆地西斜坡的中南部;盆地北部的可能有利区带为寿阳东南部地区,位于榆次东北部和阳泉西南部之间。     

OVT域处理技术在沁水盆地深部煤层气勘探中的应用

沁水盆地中东部煤层埋深大（大于1 000 m）、煤储层薄且煤层各向异性强,构造褶皱强烈、小构造及裂隙发育,煤体结构破碎等,为提高本区薄煤储层、小断裂、裂缝成像精度及满足岩性解释的需求,开展了宽方位三维地震勘探。为了充分发挥宽方位地震数据的优势,在处理中引入先进的OVT域处理技术,通过道集分选、OVT域五维插值、OVT域叠前时间偏移、方位各向异性校正等关键技术,获得了高分辨率、高保真度的地震数据;在解释中充分利用OVT处理形成的全方位和分方位地震数据。实现了深部含煤地层及其断层、陷落柱、挠曲等微小构造的精细刻画,提高了构造解释的精度及准确性,同时为叠前反演和各向异性研究提供了基础资料,为后期煤层气勘探开发部署提供了技术保障。     

沁水盆地煤层气参数井钻井工艺

结合具体工程实例，介绍了煤层气参数井目的、技术要求、设备机具配套及施工工艺，总结了钻井工艺及技术经济效果。     

沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨

以沁水盆地南部区块煤层气生产井的工程、测试、监测数据为依据,对影响煤层气井产能的储层生产控制因素进行了分析,探讨了优化储层生产控制、提高煤层气井产能的工程措施,重点研究了水力压裂工艺施工参数与煤层气井产能的关系,提出了有利于提高煤层气井产能的水力压裂工艺施工参数。结果表明：合理控制钻井液的密度与粘度,可提高煤层气井的产能;煤层气井的产能与固井工艺中的水泥浆密度与用量呈现负相关关系;水力压裂采用变砂比、控制压裂液、变排量等施工工艺和优化的工艺参数值可有效提高煤层气井气产量。     

沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用

煤层气采用L型水平井开发,可使单井稳产气量达到8 000 m³/d以上,但由于L型水平井无沉砂口袋,无法靠重力实现气、水自然分离,易发生油管窜气,导致泵效大幅下降,制约进一步排水降压。前期通过优化排采举升工艺,油管窜气现象得到了一定缓解,但对低流压产气井和高流压产气井的治理效果仍然不理想。以沁水盆地樊庄−郑庄区块L型水平井为例,通过研究分析56口发生油管窜气井的气、水变化规律,建立了窜气严重程度评价指标,利用灰色关联度法找出影响油管窜气的主控因素,明确产生油管窜气的原因,并在优化排采制度方面提出了2种防治油管窜气的方法。结果表明：井筒环空的液柱高度是引发油管窜气的先决条件,油管窜气随液柱高度降低突然发生,当液柱高度大于75 m时,出水口不窜气或以轻、中度窜气为主;当液柱高度小于75 m时,以重度窜气为主,且发生窜气后其窜气程度随液柱高度的降低呈指数增大。气液比是影响窜气程度大小的关键因素,且窜气程度随气液比的增大呈对数增大,当气液比小于30时,以轻度和中度窜气为主,当气液比大于30时,以重度窜气为主。通过控制恒定高套压,采取“控压排水”法,可有效提高泵吸入口附近两相流的持液率;通过控制日产气量,采取“控产排水”法,将泵吸入口附近的气液比降低至30以下,可有效降低油管窜气程度。在此基础上,结合防窜气排采举升工艺,最终实现油管窜气的标本兼治。

     

沁水盆地胡底井田地质特征及煤层气赋存规律

沁水盆地由于其良好的储气条件,多年来一直是国内外煤层气学者的研究对象。胡底井田位于樊庄区块的中西部,通过对其地质特征和煤储层的各项特征研究,探讨了区内煤层气的赋存规律及影响因素,得到以下认识：本区构造简单,煤层较厚且变质程度高,吸附能力强,含气量大,封存条件好,煤层气资源蕴藏丰富;受褶曲构造影响,在井田中部含气量较低,由中部向西含气量逐渐增高,向东含气量先增大后减小,南北方向也呈现起伏性变化;煤层气含量与煤层埋深基本呈正相关变化;煤层埋藏史、水文地质及煤层封盖等条件使本区形成了良好的煤层气富集区。     

煤层气定向井的施工工艺

沁煤盆地郑庄区煤层气井设计为丛式定向井，井身结构设计为直井段、造斜段、稳斜段。其中丛式井直井段设计为二开结构。在不同井段采用不同钻具组合，钻进参数及成井工艺也各不相同。在钻进过程中，为最大限度地发挥煤层气的开采效果，全孔采用清水作为钻井液，并使用了有线随钻测量系统和大功率钻探设备，钻进效果明显，全孔满足设计要求。     

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m³/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的 40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。     

欠平衡钻进技术在煤层气水平井施工中的应用

为防止对煤层储层的伤害与污染,欠平衡钻进技术目前被广泛应用于煤层气水平井施工中。本次施工是在水平井与直井,在煤层中连通以后,通过直井注气,降低水平井与竖直井筒中环空内多相流体静液柱压力,达到欠平衡钻进的目的。总结了煤层气欠平衡钻进施工工艺方面存在的问题及解决方法：一是由于在钻进过程中需要停泵加尺造成循环系统的不稳定性（压力波动）,造成井壁的不稳定易坍塌,现场施工时主要通过直井持续注气但适当调整注气量来解决;二是在空压机排气量无法调节的情况下,注气量主要通过旁通阀开通的大小来调节。为该地区以后的煤层气欠平衡钻进技术积累了宝贵的经验。     

沁水地区煤层气水平对接多分支井钻井工艺研究

针对沁水地区煤层气储层的地质特点及水平对接多分支井的施工技术难点,结合2012ZX-SP-01井组的钻井方案,介绍了排采井和工程井的井身结构、井眼轨迹优化、悬空侧钻,以及运用方位伽马判断钻头与煤层相对位置等关键技术。实钻井眼轨迹及后期排采效果表明,采用这一系列技术,能够保证水平对接多分支井的顺利实施,形成了较为成熟的煤层气水平对接多分支井钻井工艺,并取得了良好的排采效果。     

煤层气井绳索取心钻进技术的改进

通过大口径绳索取心技术在某煤层气参数井＋生产井施工过程中的应用，介绍了在应用该技术的过程中所遇到的技术难题及解决方案，同时介绍了煤层气参数井绳索取心过程中钻井冲洗液的选用及钻进参数的优选方法。