沁水盆地南部煤层气藏水文地质特征

水文地质条件对煤层气的高产富集起到重要的作用。沁水盆地南部有多个水文地质子单元,存在地下分水岭,造成煤层气井气水产能动态复杂化。研究区东部边界晋获断裂褶皱带的北段有明显的横向阻水作用,南段地下水径流条件极差,不导水。南部边界的中段具阻水性质,对晋城一带煤层气的保存与富集起到了重要作用。西部边界以安泽为界,北段阻水,南段由导水断层组成。本区内部存在着4条重要的水文地质边界。其中寺头断裂是一条封闭性的断裂,导水、导气能力极差。在沁水盆地的大宁-潘庄-樊庄地区,地下水以静水压力形式将煤层中的煤层气封闭起来。在寺头断裂西侧的郑庄及其附近地区,地下水径流强度可能较弱,较有利于煤层气保存。大宁-潘庄-樊庄一带为等势面"洼地"滞流型,煤层气富集条件好。      

沁水盆地南部煤层气田煤层气成藏条件分析

煤层气藏具有其自身的形成条件和气藏特征。本文从煤层气藏的形成和保存条件出发,以沁水盆地南部煤层气田为实例,从沉积、构造、煤岩演化程度、顶底板条件、水动力、地应力等方面论述了煤层气成藏特征及高产富集因素,对下一步勘探具有重要指导意义。     

沁水盆地南部长治区块煤层气田的地应力特征

煤层气的生成、运移及富集等都与地应力的特征有直接的关系,掌握煤储层的应力特征对煤层气田的勘探和开发具有重要意义。基于沁水盆地南部长治区块煤层气开发区18口煤层气井的测井数据,利用带有残余构造应力的Anderson模型,分析垂向应力、最小及最大水平地应力的分布规律。结果表明:垂向应力基本上呈东西走向对称分布,东西部的应力大,中部应力小,数值在15.2～16.5 MPa之间;最小水平主应力自西向东呈现高→低→高→低的分布特点,数值在10.2～19.3 MPa之间;最大水平主应力也是自西向东呈现高→低→高→低的分布,数值在13.0～34.2 MPa之间。研究区东部所受埋深影响大于所受构造影响,而西部受到的构造影响大于其所受的埋深影响。研究区地应力分布规律与煤层气井的产气量存在高度相关性,研究成果可以为煤层气的勘探、开发和安全生产等方面提供参考。     

沁水盆地南部煤层气成藏的有效压力系统研究

有效压力系统是宏观动力能共同作用于煤储层而形成的压力体系,是联系煤储层地层能量与煤层气成藏的桥梁和纽带。它的主要影响因素为构造应力、地下水水头高度以及地下水矿化度。通过对沁水盆地南部有效压力系统的研究可以发现,影响煤层气藏形成和破坏的关键时期是晚侏罗世—早白垩世末,本阶段有效压力系统处于开放体系和封闭体系不断转换的状态,并因此造成煤储层孔裂隙大量形成,不仅为有效运移系统的形成奠定了基础,而且也为沁水盆地南部区域高煤级煤层气藏的可采性埋下了伏笔。     

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。

     

山西沁水盆地南部3号煤层储集空间特征与变质程度的关系

煤岩的变质程度影响着煤层的储集空间特征,对煤岩的孔隙度,渗透率以及煤岩微裂缝的发育都有重要影响。为了研究两者的关系,选取山西沁水盆地南部不同矿区有代表性的3号煤层,对不同变质程度煤样的镜质体反射率（R0）、孔隙度、渗透率进行了测试并对煤储集空间类型和结构进行扫描电镜观察。研究结果表明：3号煤层储集空间类型主要为孔隙和微裂缝;当R0小于2.4%,孔隙度、渗透率与R0呈负相关,R0大于2.4%时,孔隙度、渗透率与R0呈正相关,R0为2.4%可能是煤岩变质程度对煤岩孔隙度、渗透率影响的关键期,在高变质程度煤岩中孔隙度与渗透率的升高是由微裂缝的发育引起的,并且随着R0的增加,微裂缝发育程度增大。     

基于微地震向量扫描的煤层气井天然裂缝监测

天然裂缝发育程度是影响煤层气产能的主要因素,为了准确获取沁水盆地南部A煤层气田井组的天然裂缝发育程度和分布位置,采用地面微地震向量扫描技术对区域内7口二次压裂井进行天然裂缝发育情况监测。在压裂井周围部署一定量的三分量检波器,采集压裂过程中周边储层的微地震事件,进行Semblance叠加后得到监测区内不同时刻的破裂能量切片,解释出监测区内天然裂缝发育情况。对比井组单井产能,与监测到的天然裂缝表现出良好的相关性,揭示了天然裂缝是影响煤层气单井产能的主控因素,同时表明煤层气储层非均质性强,天然裂缝呈现局部发育特征,且比较分散、面积小,常规的三维地震预测方法难以有效的识别。应用该技术能够准确地识别出煤层气储层的天然裂缝发育情况,为调整井位的部署及优选层位提供可靠的指导。     

沁水盆地南部高煤级煤储层孔隙分形特征

以沁水盆地南部的20个高煤级煤样品的压汞实验和煤岩煤质分析的结果为依据,探讨了孔隙分形维数的计算方法,分析了盆地南部地区高煤级煤孔隙分形特征。研究表明,高煤级煤孔隙分形无标度区为50nm~100μm,孔隙分维数在2.94~3.21,孔隙分维数与煤变质程度、孔隙度、大孔含量、体积中值孔径呈负相关关系,与中孔含量、吸附孔含量、退汞效率、灰分产率呈正相关关系,而固定碳含量、镜质组质量分数、挥发份产率、兰氏体积则以孔隙分维数3.05为拐点呈双U形或倒双U形变化。孔隙分维数可以作为反映高煤级煤储层吸附能力和解吸能力的一个重要参数,并依据孔隙分维数划分出该区富气易解吸区、富气难解吸区及含气解吸区。     

沁水盆地南部潘庄区块废弃矿井煤层气地球化学特征及成因

为了研究废弃矿井中煤层气成因,以沁水盆地南部潘庄区块废弃矿井为例,抽采废弃矿井中煤层气并进行化学组分和同位素测试,并采集部分废弃矿井水样品测试水中离子浓度、pH值等进行研究。结果表明：潘庄区块废弃矿井中煤层气CH₄体积分数平均值为91.99%,CO₂为1.26%,N₂为6.73%;甲烷碳同位素（δ¹³C₁）值为-31.36‰~-33.53‰,平均-32.25‰,氢同位素（δD）值为-182.76‰~-193.20‰,平均-187.538‰。废弃矿井排采水中阴阳离子主要为Mg²⁺、K⁺、HCO₃^-、Cl^-、Na⁺、SO₄^2-和NO₃^-等,产出水型为Mg-（HCO₃）₂型,表明矿井水受到地表水的强烈影响。废弃矿井中煤层气主要以热成因气为主,少量次生生物气。与附近未开采煤储层相比,研究区废弃矿井中的环境更有利于次生生物气的生成。     

物理模拟技术在沁水煤层气藏水动力研究中的应用

通过煤层气成藏模拟实验,研究了水动力条件对煤层气成藏的控制作用。实验结果表明：在强烈的水动力交替作用下,煤层气藏中的甲烷碳同位素由-29.50‰变为-36.60‰,且变轻过程中具有阶段性特征;甲烷体积分数由96.35%减小为12.42%;二氧化碳由0.75%变为0.68%,随后增大到1.13%;氮气体积分数由2.9%变为86.45%。这些变化一方面说明煤层气成藏过程的复杂性,另一方面表明强烈的水动力作用对煤层气成藏会造成不利影响。通过对以高煤阶为典型特点的沁水盆地南部水动力条件的分析,认为径流强度与煤层含气量之间呈负相关性,弱径流区有可能成为高煤阶煤层气富集的高产区。     

沁水盆地煤层气钻井工艺方法

针对沁水盆地煤层气概况,地层情况及开采条件,介绍了参数井、生产井、多分支地面煤层气水平开发井、丛式井等钻井工艺、钻具组合、井身结构及井身质量要求.     

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。     

煤层气储层测井评价有关问题的讨论

煤层气的形成和储层的特性决定了煤层气储层评价的一系列关键参数,这些参数可用常规测井方法直接或间接获得。目前常规测井方法包括自然电位、双侧向（或感应）、微电极、补偿密度、自然伽马、声波时差、声波全波列、中子孔隙率以及井径测井等。选用不同测井方法采用线性回归或体积模型等方法,可以获得煤层气储层评价参数。     

大佛寺井田构造对煤层气井产能的控制机理

以大佛寺井田构造和演化特征为基础,结合地面煤层气开发实际情况,分析了构造与煤层气井产能的关系,探讨了构造演化和构造对煤层气井产能的控制机理。研究表明:大佛寺井田煤层气井产能与构造部位密切相关。产气好的直井基本位于主体构造背斜的轴部附近和次级构造向斜的轴部附近;产气差的直井位于主体构造向斜的轴部附近和次级构造背斜的轴部附近。井田主体构造祁家背斜轴部附近煤储层较好的渗透性和次级构造向斜轴部附近煤储层较好的含气性共同控制了井田煤层气井的高产区。建议后期井位部署首选次级构造向斜轴部和主体构造背斜轴部相互重叠的区域。     

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。     

Numerical Simulation Study on the Effect of Horizontal Well Reservoir Stimulation for Gas Hydrate Production

A new gas hydrate reservoir stimulation method of in-situ fracturing with transient heating is proposed, in line with analysis of the technological bottlenecks faced by marine gas hydrate production. This method injects the developed chemical reagents into a hydrate reservoir through hydraulic fracturing, releasing heat during the chemical reaction to increase the hydrate decomposition rate. The chemical reaction product furthermore has a honeycomb structure to support fractures and increase reservoir permeability. Based on the geological model of natural gas hydrate in the South China Sea, three development methods are simulated to evaluate hydrate production capacity, consisting of horizontal well, fractured horizontal well and in-situ fracturing with transient heating well. Compared with the horizontal well, the simulation results show that the cumulative gas production of the fractured horizontal well in one year is 7 times that of the horizontal well, while the cumulative gas production of in-situ fracturing with transient heating well is 12 times that of the horizontal well, which significantly improves daily efficiency and cumulative gas production. In addition, the variation patterns of hydrate saturation and temperature-pressure fields with production time for the three exploitation plans are presented, it being found that three sensitive parameters of fracture conductivity, fracture half-length and fracture number are positively correlated with hydrate production enhancement. Through the simulations, basic data and theoretical support for the optimization of gas hydrate reservoir stimulation scheme has been provided.     

潘河地区煤层气井排采制度优化

基于沁水盆地南部潘河地区煤层气地质特征以及PH01井和PH02井排采资料,结合COMET3储层模拟软件,对两口井进行历史拟合和制度优化。结果表明,当PH01井初始最大产水量为3m^3/d时,最大累计产气量能达800.4×10^4m^3;PH02井初始最大产水量为5m3/d时,最大累计产气量达700.1×10^4m^3。在基础地质条件相近的前提下,两口井最大累计产气量相差100.3×10^4m^3,其原因为PH02井前期产水量比PH01井多,裂隙闭合较快,渗透率降低幅度较大,对储层伤害较大,出气较PH01井困难,产气时间较短,加之含气量不如PH01井,故最大累计产气量较低。