六盘水煤田煤层气赋存特征及有利区评价

近5年来,六盘水煤田多个区块的煤层气试采开发取得了较大突破,但其煤层气聚集单元多、勘探开发条件差异大,整体评价该区煤层气赋存特征及预测综合有利区对本区煤层气开发决策至关重要。研究区有22个主要含煤向斜,即煤层气聚集单元,不同煤层气聚集单元上二叠统含煤岩系具有单煤层厚度薄、顶底板封盖性好、煤层含气量高、地应力较大、煤体结构偏差、低孔低渗、储层超压频繁的共性特征,但在煤层气资源丰度、资源量、煤层累计厚度、构造、埋深、煤阶、试采效果、勘探程度和地面条件等方面差异较大,根据各煤层单元的共性与差异性确定了煤层气综合开发评价的3个二级指标（资源条件、储集条件和开发基础条件）及对应的9个三级指标,采用多层次模糊数学方法对22个煤层气聚集单元进行了有利区优选排序,优选出5个建议优先开发的煤层气单元、9个适合接替开发的煤层气单元及8个远景煤层气开发单元。      

基于主地质参数的煤层气有利开发区优选及应用

煤层气有利开发区既是煤层气富集区、高渗区,又是煤层气高产区,因此寻找能表征煤层气富集区、高渗区和高产区的主地质参数,是解决煤层气有利区优选问题的关键。基于区块尺度的煤层气有利区优选,建立了一种定量化的综合评价方法：(1)以含气量、储层压力、临界解吸压和试井渗透率为主地质参数并作为评价指标,以煤层气井稳产阶段平均日产气量作为衡量指标,采用灰色关联度分析法定量地确定各评价指标的权重系数以及评价值函数;(2)借助于MapInfo professional软件,计算煤层气区任意位置的综合评价值;(3)用产气量对综合评价值进行标定,确定煤层气开发区类型及分布范围。将该方法应用于沁水盆地南部勘探程度较高的郑庄区块,预测出煤层气有利开发区(产气量＞2 000 m³/d)的分布范围,研究结果对于下一步的煤层气钻井部署具有一定的参考意义。     

基于测井信息的煤层气有利区多层次模糊综合评价模型——以寿阳区块为例

为克服煤层气有利区评价中参数难以取全、取准的问题,综合利用测井信息与测试数据,建立了一个由2个二级评价参数（资源条件和开发条件）、8个三级评价参数和2个四级评价参数构成的多层次模糊评价模型。通过该模型,利用测井信息拟合预测各项评价参数,对山西寿阳地区3号、9号和15号煤层气单采与合采下有利区进行了评价。研究发现单层开发时,3号煤层整体较有利,9号煤层较为不利,15号煤层适中;合层开发时,（3+15）号煤层合采最为有利,而（3+9）号煤层合采最为不利。不论单采还是合采,该区煤层气勘探开发有利区集中在北部,这与目前该区近1年的试采现状吻合。      

贵州省煤层气规划区块煤储层特征与有利区优选

煤层气有利区块的科学评价,是煤层气勘探开发部署和效益最大化.基于贵州省新划定的18个矿权空白的煤层气规划区块,综合区块现有地质与工程数据,系统研究了18个区块煤层气地质背景、资源特征、赋存特征和储层特征,并基于煤阶分类评价原则,运用多层次模糊数学综合评判法对18个区块进行了区块优选.结果表明:(1)18个规划区块龙潭组...     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气有利区块优选

鄂尔多斯盆地东缘经过20 a的勘探开发,煤层气仍然没有实现产业化。随着勘探资料的不断丰富,有必要对该区进行煤层气有利区块的优选和重新认识。在前人研究基础上,首先将鄂尔多斯盆地东缘埋深1 500 m区域分为6个区块,选取煤层厚度、含气量、构造条件、水文条件、煤体结构、含气饱和度、储层压力梯度、渗透率和临界解吸压力与储层压力比9个参数作为区块优选指标,结合国内外及研究区实际情况制定了相应的评价临界值。将上述参数作为评价指标集合,以评价单元作为对象集,以有利、较有利和不利作为评级等级集合,然后运用模糊数学综合评判方法得到各评价单元的不同评价参数对评价等级的隶属度,并运用层次分析法确定了各指标的相对权重,最后得到了评价单元对评价等级的隶属度。根据最大隶属度原则,吴堡-柳林属于有利区,大宁-吉县和韩城属于较有利区,准格尔、府谷、河曲-临县属于不利区,吴堡-柳林的煤层气可采性好于大宁-吉县和韩城。因此,建议将吴堡-柳林、大宁-吉县和韩城定为研究区煤层气优先开发区块。      

基于地质建模的保德Ⅰ单元煤层气井产能响应特征

煤层气资源条件及储层物性特征是煤层气勘探开发的基础,开展煤层气藏地质建模,厘清煤储层在空间上的展布特征,解释单井产能差异,可为煤层气选区、布井提供理论依据。以山西保德Ⅰ单元为研究对象,基于煤心含气量实测数据和试井渗透率测试,采用支持向量机算法（SVM）和变形F-S渗透率计算公式建立研究区含气量和渗透率反演模型,完成162口煤层气井含气量和渗透率测井数据的分析。进一步采用随机建模方法建立研究区含气量和渗透率模型,由模型计算结果表明:4+5号煤层的含气量为2.0~5.2 m3/t,平均3.3 m3/t,8+9号煤层含气量为2.4~9.2 m3/t,平均5.1 m3/t;4+5号煤层渗透率为（0.8~9.8）×10-3 μm2,平均6.1×10-3 μm2,8+9号煤层渗透率为（2.8~11）×10-3 μm2,平均7.3×10-3 μm2;保德Ⅰ单元总体表现为低含气量、高渗透率的煤层气藏开发单元。基于建立的地质模型,进一步分析研究区煤层气储层等效含气量、资源丰度、含气饱和度等平面展布规律,对比分析2口典型井（B1-X1和B1-X2）的地质条件,发现B1-X1井各项参数均优于B1-X2井。从过井剖面和生产曲线可以看出,影响两井产能差异的因素主要包括资源条件和储层物性条件,其中后者起决定性作用,B1-X1井条件明显优于B1-X2井。综合分析可以得出,渗透率差异是影响煤层气开采的关键参数,而煤层气资源丰度和吸附饱和度是评价煤层气井维持高产和长时间稳产的重要因素,煤层气开发前需查明煤储层主要地质条件和物性参数,为煤层气开发工程设计提供依据。      

陕西省吴堡矿区煤层气井产层组合研究

吴堡矿区煤层气资源丰富,为加快吴堡矿区煤层气开发的步伐,分析了吴堡矿区煤层气井的产层组合和排采效果,并从煤层与含水层水力联系角度,探讨了不同产层组合煤层气井排采效果存在差异的原因。结果表明:S1煤层与含水层无水力联系,含水层对S1煤层排采没有影响,故单排S1煤层效果好;T1煤层与其顶板K2灰岩含水层之间没有良好的隔水层,水力压裂时,裂缝扩展到了煤层顶板,沟通了K2灰岩含水层,K2灰岩含水层严重影响了T1煤层的排采,故单排T1煤层或S1、T1煤层合层排采效果都不好。综合考虑上述因素,对今后吴堡矿区煤层气资源开发策略和思路提出了建议。      

彬长大佛寺井田低煤阶煤层气直井产气差异性评价

大佛寺井田内4号煤组属低煤阶煤组,煤储层物性较好,煤层气资源丰富,然而井田内煤层气直井产气效果差异性较大。在研究煤储层参数特征的基础上,结合煤层气直井地面开发的实践,运用模糊数学方法,构建了4口工程参数一致、产气差异较大的煤层气直井储层各参数的评价隶属函数,通过计算评价值对4 上煤和4号煤储层进行了综合评价,评价结果与实际煤层气产能情况一致,即DFS-133和DFS-45井储层有利于地面煤层气开发,DFS-69和DFS-105井储层不利于地面煤层气开发。基于4口直井4号煤组煤层气储层的综合评价,认为在储层强化措施一致的情况下,井田内煤层气直井产气效果主要受储层资源因素、保存因素和开发因素3方面的控制。同时,研究结果对大佛寺井田4 上煤的煤层气勘探开发及选区具有重要的地质意义。      

乌鲁木齐-大黄山地区八道湾组煤层气有利区块优选

煤层气有利区块优选是煤层气勘探开发的重要研究工作之一。乌鲁木齐-大黄山地区煤层气地质条件复杂,煤层含气量、渗透性等储层条件差异明显。将研究区划分为5个区块,选取构造复杂程度、煤层厚度、含气量、煤层倾角、含气面积、渗透率和含气饱和度等7个指标,运用层次分析法和模糊数学相结合的方法进行区块优选,优选出水磨河-四工河区块、甘河子河-大黄山区块为有利区,四工河-甘河子河区块为较有利区、乌鲁木齐河西区块和乌鲁木齐河-水磨河区块为远景区。      

黔北煤田长岗向斜煤层气富集的构造控制作用

根据黔北煤田长岗向斜的煤田地质钻孔及相关测试资料,分析了构造作用对该区煤层气富集的影响。研究表明,长岗向斜轴部为主要的煤层气富集有利区,煤层甲烷含量在20 m3/t以上,且总体表现为由向斜轴部到平缓翼再到边浅部陡坡带,煤层气含量逐渐降低;同时向斜轴部转折部位构造应力相对复杂,以张性应力为主,导致煤层甲烷含量较低,为20 m3/t以下,此外,该区发育的正断层同样造成煤层甲烷逸散,最低为10 m3/t左右。由断层带至断层两侧,甲烷含量逐渐上升。构造作用对煤层气富集的影响可为长岗向斜煤层气进一步的勘探开发提供基础依据。      

鸡西盆地煤层气控气地质特征及有利区分布

为评价煤层气资源开发潜力,对鸡西盆地煤岩的煤质、显微组分、显微裂隙、等温吸附及压汞孔隙结构进行了分析测试,结合钻井资料、瓦斯解吸、瓦斯涌出量及煤与瓦斯突出的资料,研究了该区的煤储层地质及储层物性特征,并分析了煤层气资源的控气地质控制因素--构造、水文及顶底板封盖性。平麻逆冲断裂带及其附近的挤压揉皱构造有利于煤层气赋存,敦密断裂为导气断裂,不利于煤层气富集。水文控气主要分为3类：水力运移逸散控气作用、水力封闭控气作用及水力封堵控气作用,其对煤层气的富集控制作用迥异。顶盖板封盖性研究表明,穆棱组上部巨厚泥岩对煤层气有着良好的封闭性。基于GIS的多层次模糊数学评价方法计算了鸡西盆地城子河组的煤层气资源量,预测了煤层气有利区分布。结果表明, 鸡西盆地城子河组的煤层气资源总量为1 334.52×10⁸ m³,平均资源丰度为0.42×10⁸ m³/km2。鸡西盆地北部坳陷的麻山矿-鸡西-东海-黑台一线,以及南部坳陷的中心地带,是煤层气勘探开发的最有利区域。     

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。      

韩城WL1井组煤层气地质特征

韩城矿区为我国煤层气勘查的重要区块,WL1井组位于象山煤矿西侧,区内煤层厚度大、发育稳定。根据WL1井组获得的煤储层参数可知,该区的煤层煤化程度R0为1.85%～2.05%,煤储层压力2.39～2.65MPa,渗透率为0.22～3.50mD,3号、5号、11号煤层含气量分别为8.38、8.46和6.63m3/t。区内构造简单,含煤地层富水性弱-中等。综合区内地质条件分析认为,韩城WL1井组是具有煤层气开发、生产潜力的区块之一。     

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。     

新疆后峡盆地中–低阶煤煤层气成藏模式

低阶煤层气在国外有规模开发成功的案例,我国低阶煤层气资源丰富,但其勘探开发进展缓慢。新疆后峡盆地煤层气勘探程度较低,为进一步认识后峡盆地中–低阶煤煤层气成藏条件,指导勘探实践,根据研究区内地震、地质及已钻探井的煤岩分析化验和排采生产资料进行总结分析。结果表明,该区构造较为复杂,煤层厚度较大(4.1~24.3 m),发育较稳定,含气量差异较大(1.16~12.30 m3/t),物性较好,渗透率(1.61~13.30)×10?3 μm2,渗透性较好;并且存在热成因、次生热成因、混合成因及生物成因4种煤层气成因类型,结合构造演化、水文地质及煤层顶底板保存条件,形成了深层热成因、常规圈闭次生热成因及中浅斜坡生物气3种成藏模式,每一种成藏模式代表了不同的煤层气富集过程。认为研究区中–低阶煤煤层气在匹配的构造、水文及顶底板封盖条件下能够形成有利的资源富集区;3种成藏模式中,深层热成因及常规圈闭次生热成因成藏模式更有利于聚集成藏,其对应的区域是今后勘探开发有利区。      

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。     

准噶尔盆地南缘硫磺沟煤层气富集主控地质因素及有利区优选

为评价煤层气资源勘探开发潜力和指导矿井安全生产,对准噶尔盆地南缘硫磺沟煤矿主煤层(4-5、7、9-15号煤)的储层物性特征(显微组分、裂隙及含气性等)进行了测试分析,结合现场钻井资料、瓦斯解吸及瓦斯涌出量等资料,从构造、沉积、煤层埋深、水动力条件等方面分析了该区煤层气的控气地质因素。结果表明：煤储层物性较好,孔裂隙较为发育,微裂隙高达3 935条/9 cm²;煤层含气性(瓦斯含量)较好,4-5号煤层为4.88~10.81 m³/t,平均6.56 m³/t。控气地质因素分析表明,准南硫磺沟煤层气的控气模式以构造-水动力耦合控气为主。同时,利用多层次模糊数学综合评价模型,预测的硫磺沟煤矿(4-5号煤)煤层气赋存有利区为钻孔29-3和28-3周边区域。     

云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨

云南恩洪区块属于多薄煤层发育区,煤层气资源丰富,但勘探开发程度较低。以恩洪区块煤层气井资料为基础,分析了前期单井产气量低的原因,探讨了多煤层合采的必要性及开发层系划分方式和单井开发潜力,进而结合流体可动性和国外煤层气开发经验,提出适合恩洪区块的煤层气开发方式。研究表明:恩洪区块单煤层资源丰度较低,前期煤层气井动用的资源不足是产气量低的重要原因;恩洪区块单井多煤层合采动用储量多,单井合采尽可能多的厚度大于0.5 m的原生-碎裂结构煤层是提高单井产气量的有效方式;恩洪区块煤层气吸附时间短,扩散能力强,但受地应力强度大、非均质性强和煤体结构复杂影响,渗透率较低且空间变化剧烈;分段压裂适合恩洪区块多薄煤层和弱含水的煤系地层特点,多煤层合采可依据煤层垂向上分布特点合理划分开发层系进行分段压裂合层排采,进行排水阶段缓降液面-见套压后憋压-稳产期稳压,之后缓慢降压的排采措施,最后形成各组整体降压提高产量。      

沁水煤层气田高阶煤解吸气碳同位素分馏特征及其意义

沁水盆地是我国煤层气勘探开发的重要有利区,沁水煤层气田位于盆地东南部。对采自沁水煤层气田两口井的煤开展了罐解吸实验。结果表明,该地区煤层气解吸速率很快,96 h后解吸气量都达到了总解吸气量的60%~85%,720 h后解吸过程基本结束;解吸气量大,平均在18 m3/t以上。煤层气解吸过程中甲烷发生碳同位素分馏,δ13C1值变化与解吸率呈良好的线性关系,参考这种正相关关系曲线,定期监视煤层气降压排采过程中甲烷δ13C1值的变化情况,可以大致推测出该地区煤层气解吸率,从而预测煤层气的采出程度。跟踪测试沁水煤层气田A1和A1-3井在试采过程的甲烷δ13C1变化情况,推测现在采出的煤层气可能主要是煤层裂隙中以游离形式存在的煤层气,表明该区煤层气稳产性较好,资源前景广阔。     

基于三维地质建模技术的煤层气抽采效果评价

三维地质建模可直观、可视化评价煤层气动态抽采效果,为后续开发方案调整提供指导。借助三维地质建模软件,以晋城寺河煤矿西二盘区3号煤层为研究对象,基于寺河煤矿地质、产能数据分析和数值模拟,建立能反映煤层空间几何形态变化、构造特征及煤储层属性参数动态变化的地质模型,实现研究区煤层气抽采效果动态评价。利用构建的三维地质模型开展产气量、储层压力分布、剩余含气量等重要参数的预测,结果表明:寺河煤矿煤层气井不同排采周期预测的平均日产气量逐渐降低,影响范围逐渐扩大;研究区平均储层压力从2010年的1.31 MPa降至2022年的0.60 MPa,较2010年下降54%;研究区平均剩余含气量从2010年的15.70 m3/t降至2022年5.65 m3/t。研究结果可真实、客观地为三维地质模型在煤层气抽采效果评价中的应用提供科学依据。