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...     

勃利盆地七台河断陷煤层气富集特征及有利区优选

勃利盆地七台河断陷煤层气资源丰富,但勘探程度低,富集成藏规律和成藏机制认识不足,制约了勘探实践。本文基于对七台河断陷区煤层气地质条件的精细解剖,揭示了研究区煤层气富集特征及成藏机制。研究发现七台河断陷煤层气成藏条件良好,其中下白垩统城子河组煤层层数多、总厚度大,发育多个富煤中心,热演化程度较高,煤储层物性较好,煤层含气量总体西高东低,构造、水文、封盖等保存条件较好,具备良好的煤层气成藏基础,存在向斜-水力封堵型、断层封闭-水力封堵型、断层-多煤层自封闭型3种煤层气成藏模式,埋藏适中、缓—滞留水环境下的“逆断层封闭区”、“次级构造高点”和“煤层中部分层”是煤层气富集成藏有利部位。在此基础上,建立了多层次模糊数学煤层气选区评价模型,进行了有利区评价,优选出青龙山—桃山区、马场区等7个煤层气有利区。     

基于多层次模糊分析法的黔北煤田煤层气有利区优选

为了对黔北煤田煤层气矿权空白区块进行有利区优选,以区内8个煤层气矿权空白区块为研究对象,选取构造复杂程度、水文地质条件、埋深、主采煤层厚度、＞2 m煤层数、煤级、地质资源量、地质资源丰度、含气量、渗透率、储层压力梯度、含气饱和度、构造煤发育程度、勘察程度、可采系数等15个评价指标,采用多层次模糊分析法,构建了一个3级评价参数体系及煤层气有利区块多层次模糊数学评价模型。通过层次分析法确定各层次指标的权重和隶属度,最后依据模型计算出各规划区块的综合评价系数值。结果得出:研究区8个煤层气矿权空白区的综合评价系数值介于05690821之间,其中大方县大方背斜南段煤层气区块、黔西县黔西向斜西翼南段煤层气区块2个区块综合评价系数值大于08,为煤层气勘探开发有利区;大方县金龙向斜理化煤层气区块、黔西县黔西向斜钟山—素朴煤层气区块、金沙县黔西向斜禹漠煤层气区块、金沙县官田向斜官田坝煤层气区块、大方县金龙向斜板桥煤层气区块等5个区块的综合评价系数值介于0608之间,为煤层气勘探开发次有利区;大方县大方背斜双山—竹园煤层气区块的综合评价系数值小于06,为煤层气勘探开发备选区。     

滇黔北坳陷及邻区下志留统龙马溪组页岩气储层特征

基于8口钻井、2个剖面点的岩样观察和测试分析,滇黔北坳陷及邻区下志留统龙马溪组下段是富有机质泥页岩发育的层段,有机质演化达到过成熟阶段。X衍射全岩分析表明,龙马溪组泥页岩由黏土矿物、石英、碳酸盐、长石、黄铁矿等矿物组成,黏土矿物则以伊利石为主。泥页岩的平均脆性指数56.11%~73.21%,压裂时易于形成网络裂缝;常规物性测试,孔隙度、渗透率很低,扫描电镜观察,纳米级孔隙和裂缝发育。     

松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示

西南地区晚二叠世龙潭组煤层气勘探开发取得较好的成效,该层位弱含水性制约着煤层气的排采。为揭示多煤层合采条件下煤储层的压降特征,以平面径向渗流理论为指导,利用松藻矿区Q1井地质工程数据,基于井底流压、套压、日产水量、日产气量数据的综合分析,建立了纵向上不同储层的井底流压数学模型,并分析不同储层的压降特征。研究表明：M₆、M₇、M₈煤层的初始产气时间分别为45d、162d、217d;储层压力和渗透率控制储层供液能力,导致压降效果随层位的降低而降低;储层临界解吸压力相差较大（4.07 MPa）和日产水量低（0.23 m³）影响多煤层的合采效果。加强选层综合研究、产水特征分析和注水时机研究,开展递进排采相关工艺设备研发和工程探索是弱含水煤层群合采的重要工作方向。     

织金区块煤层气合采生产特征及开发策略

针对南方煤层层数多、单层薄,煤层气有效开发难度大的问题,以贵州织金区块煤层气井实际生产数据为基础,分析定向井不同煤组合采、薄煤层水平井生产特征及产气影响因素,并提出相应开发建议。分析表明,不同煤组合采产气差异较大,受地层供液能力、解吸液面高度及合采跨度影响,中、下煤组合采效果好于上、中、下煤组合采效果,其中16/17/20/23/27/30号煤层合采是区块最优合采层位;压裂规模显著影响煤层气井产气效果,压裂规模越大产气效果越好,增大压裂规模,提高压裂改造效果是多煤层煤层气有效开发的重要手段之一;水平井产气效果是定向井3~4倍,薄煤层水平井适应性得到证实,根据地质及地表条件采用水平井、定向井组合开发,可提高多煤层煤层气开发效果。综合认为,在地质条件有利的区域优选合采层位,增大压裂规模,优选实施水平井,可提高多薄煤层煤层气开发效果。     

黔北凤冈二区块下志留统石牛栏组储层特征研究

黔北凤冈二区块石牛栏组广泛发育台地边缘浅滩相沉积,生物礁灰岩、生物碎屑灰岩为储层发育的有利层段。文章通过扫描电镜、薄片观察、孔渗和压汞实验,发现研究区内储层虽然有孔隙不发育,孔隙度和渗透率较低,孔隙的分选性较差,孔喉较粗等特点,但其构造裂缝较为发育,裂缝孔隙度较高,使其具备有形成裂缝型油气藏的条件;对储层的影响因素和勘探前景进行的分析表明：在黔北地区的石牛栏组裂缝较为发育,构造保存条件和烃源岩层发育较好的地段具备形成天然气藏的条件,且以凤冈残留向斜为石牛栏组储层勘探的有利部位。     

韩城地区煤层气多层合采开发效果评价

单一煤层的煤层气资源丰度通常都比较低,且各向异性特征显著,为了提高单井产能,常把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以合采的方式进行开发。通过理论分析层间差异下的多层合采煤层气井开发动态,并基于韩城地区3号、5号和11号煤储层特征,经过分析该地区煤层气多层合采井的排采实例,对多层合采井的开发效果进行了评价。结果表明：低丰度煤层气藏的开发宜采用多层合采方式进行,但需注意多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出问题,应在生产过程中调整措施。     

平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测

通过对平顶山煤田采集煤样的煤质、煤岩显微组分、煤相、煤岩显微裂隙分析, 低温氮比表面及孔隙结构和压汞孔隙结构测试, 研究了该区的煤层气赋存地质条件、煤层气生气地质条件和煤储层物性特征.并采用基于GIS的多层次模糊数学评价方法计算了该区的煤层气资源量, 预测了煤层气资源分布的有利区.研究结果表明, 该区煤层气总资源量为786.8×108m3, 煤层气资源丰度平均为1.05×108m3/km2, 具有很好的煤层气资源开发潜力.其中, 位于煤田中部的八矿深部预测区和十矿深部预测区周边地区, 煤层累计有效厚度大, 煤层气资源丰度高, 煤层埋深适中, 同时由于该受挤压构造应力影响, 煤储层孔裂隙系统发育、渗透性高, 是该区煤层气勘探、开发的最有利目标区.      

黔北复杂构造区页岩储层特征及吸附能力演化

近年,四川盆地周缘复杂构造区已成为我国页岩气勘探开发的重要目标,本文以黔北牛蹄塘组富有机质页岩为研究对象,系统研究了储层特征和吸附能力演化。结果显示,黔北牛蹄塘组页岩TOC含量介于0.38%～9.62%,成熟度介于3.66%～3.75%,干酪根以I类腐泥型为主;物质组成以石英、长石、方解石、黄铁矿和黏土矿物为主。牛蹄塘组页岩的“过剩”吸附量随着压力的增大迅速增加,但随着压力的进一步增大,吸附量的增加速率减小。拟合的Langmuir体积(GL)在3.18～3.79cm³/g之间变化,而P_L值介于1.83～2.85MPa。     

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。     

贵州紫云地区打屋坝组成藏条件研究及有利区优选

贵州南部是我国南方上古生界石炭系页岩集中发育的部位,经历了复杂的构造演化及岩相古地理变化,发育了非均质性较强的打屋坝组页岩层系。紫云地区作为贵州南部的典型代表,不同部位打屋坝组页岩的发育情况都不尽相同。通过对紫云地区长页1井、代页1井及周边罗岗、蛮场、四大寨、格凸河等典型露头开展测试分析,从区域构造发育、地层岩性组合、地层厚度与埋深、有机地球化学特征、页岩储层物性及含气性等角度对区内打屋坝组的分布情况及成藏条件进行了分析。研究认为: 紫云地区在石炭纪早期属台地边缘斜坡-台盆相沉积,水体由北向南逐渐变深,富有机质页岩集中在打屋坝组一段和三段,且各层的各项静态指标有利,区内钻井页岩气含气显示良好。通过综合对比评价,在紫云地区优选了宗地、上院2个页岩气有利区,为下一步页岩气勘探指明了方向。     

贵州下石炭统旧司组页岩气地质特征及有利区优选

贵州下石炭统旧司组作为页岩气新区新层系勘探重点,近年来虽开展了大量的页岩气地质调查工作,但勘探效果甚微。本文在大量露头、钻井和测试分析资料的基础上,对其页岩空间展布特征、地球化学特征、页岩气储集特征和含气性特征进行详细分析,发现旧司组主要沉积于台盆和泻湖环境,黔西南地区干酪根类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型,在黔南地区主要为Ⅰ型,TOC主要分布于1%～2%。Ro值主要分布于1%～2.5%,区内热液矿物或温泉的影响不具区域性。页岩中石英含量多＞40%。旧司组下段页岩孔隙以宏孔为主,上段页岩孔隙呈中、宏孔并存。孔隙度主要分布2.0%～10.0%,储集性能中等。黔南地区目标层含气性良好,以吸附气为主。黔西南地区目标层以游离气为主,其含气性受断裂和目标层所处应力状态控制。在此分析基础上,结合勘探实践经验,采用综合信息叠合法初步优选出：望谟-紫云-罗甸、罗甸-克度和蟠龙-勺米3个有利勘探区,有利区面积约为1 448 km²。     

煤层气分压合排技术适应条件分析——以陕西吴堡矿区为例

在多煤层发育的地区,实施分层压裂、合层排采工艺技术是一项降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措。吴堡矿区煤层气资源丰富,其主力煤层为S1、T1煤层。为探讨分压合排技术在吴堡矿区煤层气勘探开发中的适用性,通过分析吴堡矿区主力煤层(S1、T1)的煤层气分压合排影响因素,研究了煤层气分压合排技术适应条件和本区S1、T1煤层分压合排的可行性。结果表明：虽然吴堡矿区S1、T1煤层的压力梯度和渗透率差别不大,但其煤层顶底板岩石特征和水文地质条件有差异,分压合排过程中存在层间干扰。因此,在现有技术条件下,不适合对本区S1、T1煤层采用分压合排技术。现场勘探试验井的排采效果也验证了理论分析的可靠性。     

六盘水地区煤层气井合层排采实践与认识

为了提高煤层气井合层排采效果,需要合理划分排采阶段并制定与之对应的管控措施。基于贵州六盘水地区以往煤层气勘查与试采工作,分析该区二叠系龙潭组煤层气地质条件和煤储层特征,对比分析两口煤层气井合层排采管控制度及其效果。结果表明：研究区具有煤层层数多、单层厚度薄、含气量高、储层压力大、煤层渗透率低、局部构造煤发育等煤层气地质特点,使煤层气井排采过程中压敏效应和贾敏效应较明显,储层伤害较严重,煤层气井高产时间较短,产气量较低。应该优选厚度较大、含气性好的原生结构煤层或煤组进行射孔压裂。在合层排采过程中,对排采阶段进行合理划分,并根据排采阶段控制流压、套压、流压降幅、套压降幅和液面高度等参数,可有效减小压敏效应、贾敏效应、速敏效应等储层伤害。合理的合层排采管控有助于实现控制产气量稳定平稳上升、煤层气井长期稳产与高产的目标。     

黔西滇东典型矿区含煤地层热演化史分析

在系统研究黔西滇东地区构造特征、含煤地层发育及受热背景等基础上,运用BasinMod盆地模拟技术,探讨了格目底向斜及恩洪盆地含煤地层的埋藏史、热演化史,揭示出含煤地层成熟演化的阶段性。研究表明：黔西滇东地区煤变质作用主要受该区的沉积埋藏、岩浆热液和构造运动等多种因素控制,煤变质作用很不均匀;含煤地层被分割于众多独立次级向斜单元,总体上具有向斜控气的构造特征;格目底向斜晚二叠世煤现今处于焦煤—瘦煤阶段,镜质体反射率达1.7%左右,恩洪盆地则为气煤—肥煤阶段,镜质体反射率约1.0%。     

鄂尔多斯盆地西部侏罗系煤储层特征及有利区预测

在系统采集样品的基础上,通过对煤样的煤质、煤岩显微组分、煤相、煤岩显微裂隙分析及孔隙度和压汞孔隙结构测试,研究了鄂尔多斯盆地西部的煤层气储层物性特征,并采用多层次模糊数学评价方法,预测了煤层气资源分布的有利区。结果表明,该区侏罗系煤储层具有较强的生气潜力和储气能力,孔隙系统具双峰分布特点,以微孔-小孔和大孔为主,其中二道岭-汝箕沟地区具备\     

重庆地区下古生界页岩气聚集条件及有利区预测*

重庆地区是中国页岩气勘探开发取得突破的地区,页岩气赋存层位主要为下古生界上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组有机质泥页岩。依据露头、钻井岩心及测井资料,利用沉积学、有机地球化学等方法,分析研究区泥页岩沉积学特征与岩石学特征、页岩气聚集条件,并预测区内页岩气有利区。结果表明,区内暗色泥页岩厚度大,分布广,总有机碳含量大于2%,有机质类型以Ⅰ型为主,热演化程度处于高成熟—过成熟阶段,说明该区泥页岩具有很好的生烃潜力;区内页岩气层上覆厚层泥页岩与下伏岩层灰岩对页岩气具有较好的保存效果;泥页岩含气量较高,平均为1.39,cm³/t。采用综合信息叠合法,可预测研究区页岩气发育有利区位于城口—巫溪一带与石柱—涪陵—武隆—彭水—南川—綦江一带。