延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1 200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×10⁴ mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1 000 m³;中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×10⁴ mg/L,日产气量500~1 000 m³;而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×10⁴ mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m³。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。     

延川南深部煤层气田地质单元划分及开发对策

我国深部煤层气资源潜力大,占总资源量的62.8%,但实现有效开发面临强非均质性、高地应力、工艺配套难、产能低等诸多挑战。以延川南深部煤层气田为例,依据“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控渗、物性控产”五要素,将关键参数进行叠加,精细划分气田开发地质单元,厘清各开发地质单元关键地质属性、开发制约条件,并制定了差异化的开发对策;形成针对层内阻塞、近井地带结垢、深部煤层难改造、高液量难降压等不同低效主因的治理对策和适用于深部煤层气复杂地质条件下“疏导解堵、扰动增透、有效支撑、提液降压”的增效技术系列。在此基础上,提出了一整套基于“多要素耦合气藏控制单元”的地质工程一体化增效思路和工艺技术：以提高资源动用程度为核心,针对高产区煤粉阻碍渗流通道而造成的气井递减,采取“氮气扰动”形成压力波扰动而解决层内疏通,21口井见气效率90%,单井日增产气量400 m³;深部煤层矿化度高易在近井筒地带结垢是导致低产的重要因素,通过实施可控冲击波破裂增透解除堵塞,单井日增产气量达850 m³;以实现高应力区资源有效动用为目标,通过“长距离有效支撑、大规模体积改造”以达到深部煤储层有效改造,实现难动储量效益开发,实施16口井全部见效,单井日增产气量1 500 m³,产气水平提升5~6倍;同时在高产液低效井中持续挖潜,采取提液降压效果初步显现。一体化增效关键技术体系的研发成功,为国内深部煤层气效益开发起到了带动和示范作用。     

延川南地区煤储层特征及煤层和井区优选评价

以延川南地区煤层气井的实验测试数据为基础,采用地质类比法对煤层的含气性及其他储层物性特征进行了对比分析,然后利用最大值标准化法和灰色关联系数法得出单煤层和井区的综合评价分数,并据此对井区进行了综合评价。结果表明,区内甲烷浓度高、含气量大、孔隙性能好、煤层厚度大,但含气饱和度和渗透率低,需要对储层做进一步的压裂改造;通过灰色关联分析,认为各因素的相关关联序为含气量〉含气饱和度〉渗透率〉储层压力〉煤厚〉埋深〉孔隙度〉甲烷浓度,2号煤的开发条件优于10号煤,各井区中以y-3、y-16及y-6井的综合评价值较高,是下一步井网布局和煤层气开发的首选井区。     

延川南地区水文地质条件及煤层气成藏

水文地质条件是煤层气富集、成藏以及产出过程中的重要控制因素。通过分析延川南地区水化学与水动力条件,结合排采数据,明确了延川南地区煤层的水文地质条件分布特征,研究其对煤层气含气性、成藏等影响,并划分出相应的成藏模式。研究结果表明,延川南地区2号煤层水属于碳酸氢钠型（NaHCO₃）和氯化钙型（CaCl₂）,谭坪构造带以NaHCO₃为主,矿化度较低,为4×10³ mg/L左右,偏酸性,甲烷碳同位素分馏作用强,为-36‰左右,水头高普遍高于700 m;万宝山构造带以CaCl₂型为主,矿化度较高,为4×10⁴ mg/L左右,偏碱性,甲烷碳同位素分馏作用弱,为-32‰左右,水头高一般低于700 m。研究区存在3种水文条件：万宝山为高压封闭滞留区,谭坪为弱径流区,研究区中北部局部断层发育的渗流区。煤层气成藏模式主要为承压水动力和断层封堵复合型煤层气藏。     

延川南区块深部煤层气U型分段压裂水平井地质适用性研究

深部煤层渗透性普遍较差,直井压裂开发单井产量低效果不甚理想,而U型水平井分段压裂开发煤层气技术已取得很好的效果。该项技术试验前必须进行适合该井型的地质评价。以鄂尔多斯盆地东缘延川南区块为例,首先分析影响水平井压裂产能的地质因素,主要为单井控制资源量、储层渗透性和煤层气解吸难易程度,其中单井控制资源量受含气量和煤层厚度影响,渗透性与煤层埋深、构造及煤体结构等有关,碎裂煤发育区渗透性相对好。而后假定吸附性能不变的前提下,利用数值模拟方法分别模拟了不同渗透率、含气量和煤层厚度条件下水平井压裂的产气情况,模拟结果表明水平井压裂后累计产气量与渗透率、含气量、煤层厚度正相关。最后在经济效益评价的基础上,查明适合水平井压裂的地质条件：渗透率>0.25×10^–3μm²,含气量>12.3m³/t,煤层厚度>2.9m。该地质适用性评价标准在现场得到广泛应用,并收到了良好的开发效益。     

煤层气解吸特征的实验研究

利用液固吸附的一般实验发现煤的孔隙分布不均,中高阶煤以0.8～15 nm孔径为主要优势。小孔表面曲率变化较大,孔径变化可用Weibull不对称函数表示,进而推导气固吸附方程。通过对山西晋城寺河3#煤、陕西韩城象山3#煤、新疆六道湾43#煤的等温吸附解吸实验并利用SPSS软件进行数据拟合,发现其r2皆大于Langmuir方程的拟合效果,所以利用Weibull函数来表征煤层气的解吸过程有利于指导煤层气排采实践。     

延川南区块深层煤层气井产能主控因素

深层煤层气井产能高低及影响因素认识不清,制约了其商业化开发进程。对延川南万宝山构造带煤层气生产特征及产能情况进行了总结,从煤层气资源条件、煤层气解吸难易程度和渗流条件3个方面对产能影响因素进行了研究。结果表明,渗透率与含气量是影响产能的主要因素：渗透率大于0.3×10^-3μm²和含气量高于15 m³/t是稳定产气量大于1 000 m³/d的前提条件。含气量主要受埋深和水动力条件影响,埋深越大,水动力条件越弱,含气量越高;渗透率主要受地应力、形变和裂缝发育情况控制,低地应力区和局部构造高点附近渗透率较高。根据渗透率与含气量将构造带划分为高渗高含气、高渗低含气、低渗高含气、低渗低含气4个区。其中,高渗高含气区产液量中等,产气能力高;高渗低含气区以异常高产液、低产气井为主;其他两区产液量和产气能力较低。     

紫金山地区煤系致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东北缘紫金山地区上古生界煤系致密砂岩气资源潜力大,是我国当前非常规天然气勘探的重要地区之一。通过铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试和压汞实验等分析测试,结合钻井和测井资料,分析了致密储层的岩石学、孔隙、物性和含气性特征。结果表明：紫金山地区煤系砂岩储层以岩屑砂岩为主,石英和岩屑体积分数高,长石体积分数低,成分成熟度和结构成熟度中等;孔隙类型以溶蚀孔为主,孔隙结构以中孔细喉和小孔细喉为主;孔隙度主要分布在2.00%~12.00%之间,平均6.96%;渗透率主要为0.01×10^-3~1.00×10^-3 μm²,平均为0.36×10^-3 μm²,孔渗相关性较好,与后期溶蚀作用有关;含气储层平均厚度为10.3 m,占砂岩储层总厚度的29%,含气饱和度为40.4%。储层发育主要受沉积作用、压实作用和溶蚀作用控制,沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布,不同环境下沉积的岩石成分直接影响了压实作用的强弱,砂岩、泥岩、煤层叠置发育的特征为溶蚀作用奠定了基础;压实作用是造成储层致密的最主要因素;溶蚀作用是区内储层物性改善的决定性因素;紫金山岩浆热作用和喷发作用进一步加强了溶蚀作用。     

影响煤层气解吸扩散运移的地质因素

基于大量基础研究，从不同角度探讨影响煤层气解吸扩散运移因素。分析解吸扩散运移过程中气体组分、储层介质、温度、压力、地应力等内、外因素对煤层气扩散运移的制约关系及程度，获得规律性的认识。     

沁南地区煤层气生产潜力研究

本文以沁水盆地南部地区煤层气生产试验井的徘采资料为基础，结合煤田地质勘探和中联公司煤层气勘探所获得的地质、生产资料，阐述了煤层气井的排采机理。并以TL—003井排采试验为例进行详细剖析，运用储层模拟技术，研究、分析影响煤层气产出的主要参数，初步预测了该区煤层气井的生产潜力。     

川南丹凤—塘河地区嘉陵江组储层特征及储层主控因素

四川盆地泸州古隆起是重要的油气勘探领域,其嘉陵江组为该区主力产层。本文以碳酸盐岩储层地质学理论与方法为指导,以钻井岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜和岩心物性、孔隙结构等资料分析为基础,结合最新资料和新认识,对丹凤—塘河地区嘉陵江组嘉嘉一—二1和嘉二3亚段储层的岩石学特征、储集空间类型、孔隙结构特征、物性特征及电性特征进行了更深入研究。研究表明,研究区嘉一—嘉二1和嘉二3亚段储集岩以粉细晶白云岩和颗粒云岩为主,储层空间以次生孔隙(粒间溶孔、白云岩晶间孔)为特征,储层总体上为孔隙型和裂缝-孔隙型储层。研究认为:①频繁的海平面升降和台内滩相带控制了优质储层分布范围和规模;②成岩期埋藏白云岩化作用是储层形成的基础;③岩溶作用扩大了储层发育范围,改善了储层物性。     

深部煤层气储层地质研究进展

深部煤层气资源潜力巨大,将是非常规天然气勘探开发的一个新领域。美国和加拿大部分地区已经成功实现了深部煤层气开发的商业化水平,而中国由于受当前开发技术和经济条件的限制,至今尚未形成规模性的开采。基于对近年来有代表性的学术论著的研究分析,从煤岩孔裂隙结构、吸附解吸性质、气体在煤层中的扩散渗流过程、煤储层的可改造特征等4个方面总结了深部煤层气储层物性的理论研究进展。研究指出深部煤储层处在高温、高压和高地应力的复杂地质环境中,煤储层储渗演化、煤层气吸附解吸扩散渗流平衡关系、煤岩应力应变行为等趋于复杂,开展特殊地质条件下的深部煤储层物性演化机理的研究,对我国深部煤层气资源的勘探开发具有重要的理论和现实意义。     

深部煤层气“有效支撑”理念及创新实践: 以鄂尔多斯盆地延川南煤层气田为例

四川盆地东南缘南川区块Y2井直井自喷日产气1.3×10⁴ m³,获四川盆地东南缘深部煤层气勘探战略突破。为了系统揭示南川区块深部煤层气富集高产规律,通过区域地质、测试、化验及生产资料,从煤岩煤质、孔裂隙发育特征、含气性、可压性入手,开展深部煤层气成藏特征及勘探潜力评价。结果表明：研究区深部煤储层全区稳定分布,厚度在1.5~4.2 m,镜质体随机反射率R_ran在1.6%~2.2%,为高镜质组含量、低灰分煤层,为煤层气成藏提供了物质基础;煤储层为“微孔−微裂隙”型储层,微孔占比达78.4%,其比表面积贡献达95%,利于煤层气吸附与保存,微裂隙发育,利于压裂改造及气体渗流;煤层具有“高含气量、富含游离气”的特征,总含气量12~37 m³/t,深部煤层气游离气占比一般在24%~36%,吸附临界转换深度在1500 m左右;深部煤层水平应力差异系数小,煤体结构好,顶板为良好的应力隔档,天然裂缝与最大主应力夹角小,具有良好的可压性;丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜是川东南深部煤层气勘探的有利区带。研究成果对川东南深部煤层气勘探具有重要的指导作用,也可为全国类似盆地深部煤层气勘探提供借鉴。

     

韩城示范区煤层气解吸规律及其地质影响因素

煤层气解吸特征是影响煤层气采收率及排采效果的关键要素之一。基于对韩城煤层气示范区62 件煤芯的解吸实验和 相关测试,分析了煤层气解吸特征及规律,探讨了解吸特征与煤级、煤质、煤岩显微组成等的相互关系。结果表明,研究 区煤层气解吸率多在90%~95% 之间;吸附时间为0.03~10 d,82% 的煤样小于6 d。煤芯气体解吸具有阶段性,气体解吸速 率的降低主要由煤芯平均含气量的变化引起,初始解吸速率及其衰减特征与煤岩孔隙结构及其连通性有关。解吸率与煤级 相关性不明显,但随灰分产率增加而显著降低。镜质组含量的增加提高了煤层气解吸率,惰质组则相反。吸附时间随固定 碳含量、水分含量的增加而缩短,但有一定离散性,与灰分产率、显微组分含量之间关系则不明显。     

黄陇煤田煤层气储层特征

基于煤层气解吸和煤层试井等大量的实测数据,对黄陇煤田煤层的气含量、渗透率、储层压力和最小主应力等储层参数进行了研究。结果表明:黄陇煤田煤层气含量、渗透率较高;地应力较低;气含量、储层压力、最小主应力与煤层埋深呈正相关性;渗透率与最小主应力呈负相关性;渗透率与煤层埋深的关系不明显;最小主应力对储层压力影响明显。综合分析认为,煤层气含量和渗透率较高的彬长、焦坪矿区是煤层气开采最具有价值的区块。     

我国煤储层煤层气解吸特征

通过大量煤层气勘探井试验测试,对我国各时代不同煤级煤在储层温度和常压条件下气体解吸试验结果进行了系统研究,分析了解吸过程中气体析出的变化规律及煤层气解吸参数的变化态势,探讨了我国煤层气解吸特征的变化,为煤层气采收率研究提供理论依据。     

阳泉矿区寺家庄井田太原组煤层气地球化学特征及成因

为了研究阳泉矿区寺家庄井田煤层气地球化学特征及成因问题,系统开展了石炭-二叠系太原组主力产气煤层（8、9和15煤）煤心样品的现场解吸实验,并收集气样进行组分和碳同位素分析。结果表明：8煤含气量高于9煤,平面上15煤含气量不均匀,部分地区几乎不含气;整个解吸过程中,8煤和9煤气体组分含量及变化规律相近,CH₄含量呈先增加后降低、N₂含量呈先降低后升高的趋势,而15煤CH₄含量呈近线性降低、N₂含量呈线性增加趋势;其中,9_上煤CH₄体积分数为27.82%~76.12%,N₂体积分数为21.49%~72.20%,15煤CH₄体积分数38.15%~89.41%、N₂体积分数为6.55%~61.82%;随着解吸的进行,8煤和9煤中的煤层气碳同位素δ¹³C₁值总体呈增加的趋势,15煤中的煤层气δ¹³C₁值总体呈现为3个逐渐增加序列,δ¹³C（CH₄）与δ¹³C（CO₂）变化无相关关系。研究区煤层气主要为热成因气,生物作用不明显。另外,关于煤层气组分中CH₄含量低异常和N₂含量高异常的原因有待进一步研究。     

黔西地区构造变形特征及其煤层气地质意义

黔西地区处于特提斯与滨太平洋两个构造域的交接地带,多期性质不同的构造作用形成了现今错综复杂的构造变形特征。根据构造变形的差异,可划分为织金-纳雍NE向构造变形区、水城-紫云NW向构造变形区和黔西南复杂构造变形区。在野外地质的基础上,结合微观变形特征和矿物流体包裹体测试分析,认为黔西地区构造变形属于上地壳低温-中低温环境下的脆性-脆韧性变形;由于黔西地区基底构造相对稳定,成煤期后断块内部变形较弱,煤储层形成了一定程度的构造裂隙,有助于渗透率的提高,煤层气勘探开发前景良好。     

延川南区块山西组2号煤层煤岩煤质特征及含气性测井响应分析

延川南区块2号煤层以半亮型煤为主,平均镜质组含量61.6％,平均灰份含量18.04％,煤体结构以块状碎裂煤为主,测井电阻率值较高,总体煤质特征较好,实测含气量较高.研究发现:2号煤层含气量与煤岩煤质特征有较强的相关性,随着灰份含量的增加而降低;深浅侧向电阻率分离程度越大,煤体受破坏程度越高,当深浅电阻率分离程度小于20％时,煤体结构为原生一碎裂结构煤;2号煤层深侧向电阻率(LLD)＞1 000Ω.m,自然伽马(GR)＜50API时,含气性较好.