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。     

鄂尔多斯盆地延川南区块深部地应力状态及其对煤层气开发效果的影响

延川南区块煤储层埋深在700～1500 m,多数深于900 m.基于该区块压裂施工压降数据,计算最大、最小水平主应力和垂向应力,划分储层地应力类型,分析了地应力及其类型对渗透率和压裂效果的影响.结果表明,研究区整体处于拉张状态,最大、最小水平主应力和垂向应力与埋深呈正相关线性关系.地应力类型以Ia类为主,III类其次,...     

黔西地区煤层埋深与地应力对其渗透性控制机制

基于黔西六盘水煤田和织纳煤田16口井36层次的试井资料, 采用地质统计分析等方法, 探讨了黔西地区煤储层渗透性的展布规律与地应力特征, 论证了煤层埋深与地应力对其渗透性的控制机制.研究表明, 研究区煤储层以特低渗-低渗透率储层(＜0.1×10-9m2)为主, 中渗透率储层(0.1×10-9~1.0×10-9m2)也占有相当大比例; 应力场类型在浅部表现为大地动力场型, 一定深度可能转化为准静水压力状态.煤储层渗透率及其埋深的负幂指数关系较为离散, 但在不同深度渗透率转折点与地应力场类型转变一致; 单井煤储层试井渗透率差异较大, 随地应力增大和埋深增加而降低, 平面展布受地应力强度控制由SW-NE具"低-高-低"发育规律.埋深对渗透率的控制实质是地应力的控制, 区域构造位置及其所处高应力场作用下的煤体形变与破碎致使孔裂隙压缩或闭合是该区渗透性差异的主要控制机制.      

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。     

中国煤储层渗透率主控因素和煤层气开发对策

我国煤储层渗透率比美国煤储层渗透率低1~2个数量级,低渗透率是制约我国煤层气勘探开发的主要因素之一,本文系统分析了我国煤储层渗透率的主控因素。研究表明,煤储层的渗透率主要受煤体结构、宏观裂隙以及割理/裂隙系统充填状况和现今地应力等因素的控制,适度构造变形产生的碎裂煤中因宏观裂隙发育导致其渗透率高于原生结构煤的渗透率,但强烈构造变形形成的碎粒煤和糜棱煤则使渗透率降低;割理/裂隙系统矿物充填和高应力不利于渗透率保存。在不同地区,控制煤储层渗透率的关键因素不同,针对性对策是煤层气开发的关键:针对复杂煤体结构,在压裂井层优选时要在煤体结构测井解释的基础上考虑避开糜棱煤;针对我国华北地区石炭—二叠系煤层割理/裂隙普遍以方解石充填为主的煤储层低渗透成因,建议探索和开发酸化压裂一体化储层增透技术;针对高应力和地应力类型在垂向上的转换,在压前搞清应力强度和类型的基础上,控制水力压裂隙高度以避免沟通煤层围岩含水层;针对煤储层的应力敏感性和高应力状态,建议采用逐级降压制度,以提高单井的累计产气量。     

山西沁水盆地中、南部煤储层渗透率影响因素

通过对山西沁水盆地中、南部井下煤层宏观裂隙的观测和统计,将其按大小和形态特征划分为4级,并在扫描电镜下对显微裂隙进行了系统描述和测量。在分析渗透率与地应力、埋深、裂隙、储层压力和水文地质条件等相互关系的基础上,指出影响本区煤储层渗透率的主控因素是地应力和埋深,在埋深相似的条件下,其他因素对渗透率起着更重要的作用。      

新疆库拜煤田铁列克矿区地应力分布及其对煤层气开发的影响

地应力、煤储层渗透率和煤储层压力等是影响煤层气开发的重要因素。通过分析新疆库拜煤田铁列克矿区注入/压降试井及原地应力测试数据,结合铁列克矿区煤层气井日产气量分析,研究了新疆库拜煤田铁列克矿区地应力变化规律及其对煤层气开发的影响,分析了铁西矿区和铁东矿区煤储层地应力特征及其对煤储层物性的影响。结果表明:(1)地应力状态在垂向上发生变化,埋深处于550~650 m、650~850 m和850~1 200 m时,地应力状态类型依次为σ_H>σ_v>σ_h、σ_H≈σ_v>σ_h和σ_v>σ_H>σ_h;(2)埋深850 m处既是垂直主应力和最大水平主应力的转换点也是渗透率趋势变化点,指示了地应力对渗透率的控制作用;(3)渗透率和煤储层压力与地应力分别呈负相关和正相关关系;(4)地应力对产能的负效应大于地应力对产能的正效应,使典型日产气量随着地应力的增大而减小;(5)铁西矿区和铁东矿区中部煤储层碎粒煤较发育、吸附孔体积和含气量均较大,是煤层气开发的有利区带。研究成果可为库拜煤田下一步煤层气开发提供理论指导。     

沁水盆地中—南部煤储层渗透率主控因素分析

通过对沁水盆地中-南部井下煤层宏观裂隙的观测和统计, 将其按大小和形态特征划分为四级, 并在扫描电镜下对显微裂隙进行了系统描述和测量。在分析渗透率与地应力 (埋深) 、裂隙、储层压力和水文地质条件等相互关系的基础上, 指出影响本区煤储层渗透率的主控因素是地应力 (埋深), 在埋深相似的条件下, 其他因素对参透率起着更重要的作用。      

高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素

为揭示高阶煤煤层气井产量递减规律，基于沁水盆地南部樊庄区块10余年的开发数据，通过数值模拟、统计分析等方法，对现有开发技术条件下高阶煤煤层气井产量递减点（即煤层气井产量开始递减时的煤层气采出程度）、递减类型及影响因素进行分析。结果表明:樊庄区块煤层气井产量递减点平均为25%，单井平均递减点为21%，大部分井在排采4 a后开始递减；煤层气井递减点由基质渗透率和裂缝半长决定，基质渗透率和裂缝半长越大，单井有效控制半径越大、有效控制储量越多，递减点越大；基质渗透率越高，裂缝半长增加引起的递减点增幅越大。由此可知，渗透率是煤层气井递减类型的主控因素，渗透率越高，递减指数越小，递减速度越慢。随着渗透率增加，递减类型依次为线性递减、指数递减和双曲递减。综合分析认为，储层平均孔隙半径越大，煤的应力敏感性越弱，煤基质收缩对渗透率的改善程度越大，导致储层动态渗透率越高，递减速度越慢。该研究为合理控制高阶煤煤层气井产量递减具有指导意义。移动阅读      

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。