碎软煤储层产气潜力定量评价——以晋城赵庄矿淮北芦岭矿为例

为对碎软低渗透煤储层产气潜力进行有效的定量评价,在等温吸附实验基础的基础上,以临储压差、临废压差、有效解吸量、有效解析效率为指标,对晋城赵庄矿淮北芦岭矿区三口直井煤层气产出潜力进行了定量评价,同时结合煤层气井的排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)赵庄矿区X-163井的临储压差为1.52MPa,有效解吸量为5.35~12.89m^3/t。芦岭矿区WLG-01井的临储压差为4.20MPa,有效解吸量介于8.01~9.43m^3/t。芦岭矿区WLG-03井的临储压差为1.77MPa,有效解吸量介于9.48~11.20m^3/t。说明有效解吸量决定煤层气采收率,临储压差反映见气难易程度,临废压差体现地层能量。临废压差越大,地层能量越强,驱动能力越强,解吸量越大,煤层气井产气潜力越高(2)比较X-163-3井、WLG-01井和WLG-03井煤层气产出潜力及排采历史,验证了芦岭比赵庄研究区的煤储层具有煤层气开发产气潜力和较高产气量的原因,也说明在施工过程中控制较低的井底流压,实现压降漏斗的稳定扩展,压降漏斗完美,并采用二氧化碳伴注压裂工艺,有利于碎软低渗透煤储层煤层气的抽采。     

西南地区煤层气产气潜力评价——以黔北矿区对江南煤矿为例

以贵州黔北矿区对江南煤矿为研究对象,在综合分析煤层气地质条件的基础上,优选了适合该地区煤层气产气潜力的评价指标:临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标。计算结果显示,对江南煤矿M78煤临储压差为1. 77MPa,在废弃压力取值0. 2～1. 0MPa时,临废压差为2. 26～3. 06MPa,对应的有效解吸量为9. 93～16. 97 m3/t,最大解吸效率介于6. 97～11. 11m3/t·MPa;表明M78煤具有较大的产气潜力。采用煤层气抽采数值模拟技术对M78煤层产气潜力进行了模拟,产气量达到了工业性气流,也表明该煤层具有比较理想的产气潜力。论文成果可为我国西南地区煤层气开发提供一定的借鉴意义。     

煤层气井实际解吸阶段影响因素及意义

为了明确煤层气井解吸段数的确定方法及影响因素,基于前人提出的解吸阶段划分方法,提出了实际解吸段数概念和相应的确定方法,基于沁对水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层等温吸附参数和解吸压力数据研究,了解吸段数的影响因素及意义。结果表明,此次所提方法能够有效确定煤层气井解吸段数并估算初始解吸效率,煤层气井实际解吸阶段由兰氏压力、兰氏体积和解吸压力决定。兰氏体积增加,解吸阶段减少,解吸效率增加;兰氏压力增加,解吸段数先减少后增加,初始解吸效率先增加后降低。解吸压力越高,煤层气开发经历的解吸阶段越多,初始解吸效率越低。实际解吸阶段是煤层气储层评价的有效参数,沁水盆地南部煤层气井只有1～2个解吸阶段,大部分处于敏感解吸阶段,总体解吸效率较高。鄂东缘煤层气井一般有3～4个解吸阶段,解吸效率整体较低。     

延川南地区煤层气储层地质特征研究

鄂尔多斯盆地煤层气含量丰富,是我国煤层气勘探开发的重要区块。为搞清该区煤层气的富集规律,通过现场解吸等手段研究了该区煤层气地质特征;通过分析不同煤层气井的含气量、煤岩特征、煤层特征,煤的孔隙特征及渗透性特征,认为本区具有煤层气勘探和开发潜力的煤层2号煤层及10号煤层。并根据其中一口井所获得工业气流的实际情况得出,延川南区块具有良好的煤层气勘探和开发的潜力。     

煤岩类型对煤储层吸附/解吸特征影响及实践意义

宏观煤岩类型差异是影响煤层气吸附/解吸特征及煤层气井产能的重要因素之一。针对保德区块BX-2井8+9号煤4种不同宏观煤岩类型样品,开展工业分析、显微组分、润湿性及等温吸附/解吸实验研究,探讨了煤岩类型对煤层气吸附/解吸特征的影响及其机制。结果表明:暗淡煤、半暗煤、半亮煤和光亮煤的镜质组含量逐渐增大,水分和灰分含量逐渐降低,亲水性逐渐减弱,Langmuir体积逐渐增大;光亮煤和半亮煤具有更强的吸附能力,同时具有更高的启动压力、转折压力和敏感压力,解吸过程中对应的有效阶段区间宽度更大,更有利于煤层气开发。宏观煤岩类型对吸附/解吸特征的影响机制主要体现在不同煤岩类型煤组分和润湿性的差异。基于宏观煤岩类型分层厚度占比参数,对BX-2井解吸特征参数进行了加权平均计算,并将该井煤层气解吸阶段划分为缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸3个阶段,将排采阶段划分为排水降压、不稳定产气、稳定产气和产气衰减4个阶段。排水降压阶段应控制排水速度,减少应力敏感效应对渗透性的伤害;不稳定产气阶段应适当控制套压,尽量扩大解吸半径;稳定产气和产气衰减阶段应适当增大生产压差,利用解吸效率高的优势延长产气高峰期和稳产期。      

黔西县官寨井田煤层气地质特征及开发地质评价

官寨井田位于贵州省黔西县南部,含丰富的煤炭资源。为查明井田内煤层气分布特征和开发潜力,从构造、围岩、煤层埋深、水文地质等方面分析了煤层气赋存地质条件及煤赋层特征,认为井田内主要煤层4、9号煤均为无烟三号煤,煤层厚度大（主要煤层总厚度为13.20～21.30m）,煤层气含量大,4号煤为9.08～24.30m^3/t,9号煤为14.95～24.90m^3/t,煤层顶底板岩性渗透率低,透气性弱,有利于煤层气富集。井的中北部煤层气赋存条件好,含气量在13m^3/t以上,最高可达24.9m/t,是今后煤层气开发的首选地段。区内煤层气总资源量丰富,煤层埋藏适中,地理位置有一定区位优势,交通便利,煤层气的开发利用将会取得较好的社会和经济效益。     

我国煤层气高效开发关键技术研究进展与发展方向

吸附/解吸参数是煤层气储量及产能潜力评估的核心,而解吸过程规律与煤层气井产能动态密切相关。为研究不同煤阶煤储层吸附/解吸特征及其对产能的影响,基于沁水盆地南部樊庄、安泽区块和鄂尔多斯盆地东缘保德、柳林区块的49件煤心样品的煤岩煤质、含气量及等温吸附测试数据,结合试井及排采资料,揭示了煤岩煤质特征对等温吸附特征的影响,划分并对比了煤层气解吸阶段特征差异,建立了煤吸附/解吸特征参数与煤阶之间的数学关系,基于20口典型煤层气井探讨了解吸特征参数对气井产能的影响,并对不同煤阶煤储层煤层气勘探开发策略给出针对性建议。结果表明：(1) 从山西保德到晋城樊庄区块,随着煤阶的增高,煤储层解吸过程中的转折压力、启动压力和敏感压力均逐渐增大,低效、缓慢、快速和敏感解吸阶段范围逐渐向高压区间方向偏移;高阶煤对应的有效解吸阶段区间宽度明显要大于低阶煤,对煤层气开发更有利。(2) 高阶煤与中低阶煤相比,煤层气井的解吸指数更高,达到稳产的时间更短且产气潜力更高,但较低的渗透率是制约其产能的关键。(3) 综合考虑资源丰度、解吸能力和渗透率,高阶煤优势在于解吸指数较高,而中低阶煤优势在于渗透性较好;高阶煤煤层气高产的关键在于大规模高效压裂技术,中低阶煤则在于煤层气资源富集甜点区的精准优选技术。

     

潘庄地区煤层气U型水平井技术工艺研究

我国已在多个地区进行了20余口煤层气U型水平井施工,但总体尚处于勘探实验阶段。为了研究潘庄地区煤层气U型水平井施工技术工艺,以寺河井田西区煤层气U型水平井为例,分析了实验区地质条件的可行性,重点研究了钻井技术工艺并初步考察了产气效果。结果表明：潘庄地区3#煤层含气量大、构造及水文地质条件简单,煤层产状稳定且厚度较大,原生结构煤体发育,比较适合U型水平井的施工。煤层气U型水平井具有技术工艺复杂、增产效果明显的特点,先进的工具仪器和技术工艺为煤层气U型水平井施工成功提供了技术保障,其最高产气量达到22 000m^3/d,相当于5-6口普通高产垂直井的产气效果,可为煤矿区煤层气抽采利用提供关键技术支撑。     

芦岭煤矿煤层气井伴注液态CO_2辅助水力压裂技术研究

我国淮北矿区芦岭煤矿是典型的碎软低渗煤层,煤层气抽采面临很大的技术难题。分析了CO_2驱替煤层CH_4机理,开展了地面煤层气井伴注液态CO_2辅助水力压裂工程试验。结果表明:CO_2所具有的强吸附性能够与处于吸附状态下的煤层甲烷发生置换作用,促使煤层甲烷更快的由吸附态转变为游离态,达到煤层甲烷大量解吸的效果; CO_2在等压状态下能够降低游离甲烷分压,试验井理论临界解吸压力为1. 84MPa,而实际产气时的临界解吸压力为6. 06MPa,显著提高了该井的临界解吸压力,达到提前产气的效果;日产气量增长明显,由10. 00 m3/d增至产气峰值3 351. 89 m3/d仅用了124d。     

演马庄井田煤层气资源开发前景评价

煤层气资源与可采性评价是煤层气开发的基础.运用瓦斯地质理论,分析了井田地质构造、煤层埋藏深度、上覆基岩厚度、煤层厚度等地质因素与煤层含气量的关系.研究结果显示,演马庄井田煤层含气量分布呈西低东高、北低南高的趋势,并划分出4个煤层气开发有利块段及开发顺序.另外,从水文地质条件、顶底板岩性、构造煤发育规律及煤层渗透性等地质因素和重要可采性参数方面,评价了该井田煤层气的可采性,认为演马庄井田具有地面开采煤层气的潜力.     

贵州六枝特区郎岱区块煤层气开发潜力评价

郎岱向斜上分布有黑拉嘎井田、归宗井田、郎岱井田、上纳井田、苦竹林井田,通过对各井田煤层的最新钻井、露头地质调查资料及样品分析结果进行研究,对煤层厚度、含气量、渗透性、煤体结构、吸附性、构造条件、水文条件、地应力等参数进行系统分析,采用体积法估算郎岱向斜煤层气资源量,初步评价煤层气可采性和资源潜力。结果表明:郎岱区块煤层气资源量较大、资源丰度较高,含气量较高、煤层渗透较高,地应力低,但由于各煤层的煤体主要为糜棱煤,对地面煤层气开发增加了难度。     

高位定向钻孔在上隅角瓦斯治理的研究应用

为了有效解决上隅角瓦斯治理难题,以王家岭矿12318综放工作面为研究对象,基于关键层和"O"型圈理论,确定高位定向钻孔的合理层位。通过对比高位定向钻孔与穿层钻孔的抽采效果,试验表明:相较于普通穿层钻孔,高位定向钻孔有效孔段高达90%,辅助时间降低80%,抽采浓度提高50%,抽采纯量为穿层钻孔的4倍,上隅角瓦斯浓度降至0.31%～0.48%,降本增效显著,证明了高位定向钻孔替代普通穿层钻孔治理上隅角瓦斯的可行性和优越性。     

巷-孔瞬变电磁法在探测含导水构造中的应用

掘进迎头超前探水钻要探清楚含导水构造的空间位置比较困难。常规矿井瞬变电磁在含导水构造探测方面得到了广泛应用,但其存在巷道干扰因素较多等问题。巷-孔瞬变电磁三分量探测技术在钻孔中使接收位置更靠近异常区,降低了巷道内的电磁干扰对测量结果的影响,可针对性地对钻孔附近异常进行三维探查,具有探测精度高、对含导水构造反映敏感等优点。以某煤矿6煤西翼辅运大巷为例,利用掘进工作面超前探放水钻孔,使用巷-孔三分量瞬变电磁超前探测技术探测掘进工作面迎头前方含导水构造的范围及位置。结果表明:巷-孔瞬变电磁探测法可以探测钻孔径向30m以内的含导水地质构造的空间位置与异常大小,效果良好。     

神府煤田张家峁煤矿烧变岩与水库水力联系研究

为了张家峁煤矿5-2煤工作面安全回采和常家沟水库水资源保护,根据水文地质调查结果,采用水位流量响应法确定了水库水是陈家塔沟泉水的来源;按照水库、烧变岩、泉点的地质关系分析了水库补给泉水的通道,认为4-2煤烧变岩与水库存在水力联系,为开采煤层上覆烧变岩帷幕截流工程提供了重要的依据。烧变岩帷幕截流工程及相应水文地质工作证明了研究成果。     

我国关闭/废弃矿井资源综合利用形势分析与对策研究

长期的矿产资源开采形成了数量众多的关闭/废弃矿井(山),包括煤矿、金属和非金属矿等。矿井关闭废弃后仍赋存着方方面面的可利用资源,除了伴生的各种矿产资源外,还拥有巨大的地下空间资源(采空区和巷道),特别是部分井下仍然有多种废弃物(设备、材料等)和空间设施可再利用。通过总结一些关闭/废弃矿井资源综合利用状况,研究其功能定位和综合利用战略,并提出将关闭/废弃矿井资源综合开发利用与国家和区域经济、社会发展统筹部署的思考与建议。     

地震超前探测技术在老窑采空区探测中的模拟与应用

巷道前方的地质异常与巷道内地震测线存在角度关系,依据地震超前探测原理,其反射波时距曲线为一直线且呈现负视速度特征。据此建立一采空区地震超前探测模型,以研究采空区条件下检波器后置观测系统的地震波场传播特征。通过对全空间地震波场的分析发现,距离震源越远的检波器越先接收到迎头前方异常界面的PP波与S-S波,为此采用τ-p域滤波或F-K域滤波对地震波场进行分离解释。以山西临汾某矿井2号煤层老窑采空区超前探测为例,通过反射波提取、绕射扫描及叠加偏移对巷道前方进行成像,解释迎头前方35m处存在异常,经钻探验证其为老窑采空区,取得了较好的应用效果。     

青藏高原煤炭资源潜力综合评价研究

西藏和青海地区开展了多次煤炭资源潜力调查工作,但由于煤炭地质工作程度低,极大的制约了青藏高原煤炭资源潜力的评价工作。以整个青藏高原为单元,在系统梳理煤炭资源预测区煤炭资源条件、开采技术条件、开发条件、生态环境条件的基础上,选用层次分析法,将四个评价条件量化为8个评价指标、20个评价参数,建立了青藏高原煤炭资源潜力评价体系,对青藏高原61个煤炭资源预测区垂深600m以浅的煤炭资源量进行了综合评价。划分出有利区18个、中等区23个和较差区20个,并提出了青藏高原地区下一步煤炭地质工作的方向。     

天山造山带东段构造变形对增生造山末期的响应

天山造山带位于中亚造山带最南端,是研究和认识中亚造山带晚古生代增生造山过程的关键地区。本文聚焦于天山造山带东段发育的最晚一期脆韧性构造变形,通过对阿其克库都克断裂带、康古尔断裂带和哈尔里克构造带等变形带内的构造几何学和运动学特征解析,认为阿其克库都克断裂带表现为由南向北逆冲兼右行剪切变形特征,康古尔断裂带表现为南北向挤压兼右行剪切变形特征,哈尔里克构造带表现为由北向南的逆冲叠加稍晚期的左行走滑剪切变形特征。结合大量已有的构造热年代学数据分析,指出各构造单元内最晚一期脆韧性变形时间为二叠纪晚期-中三叠世,指示该时间段内近东西走向的天山造山带东段和北西-南东走向的东准噶尔造山带与西侧哈萨克斯坦弧形造山系呈现为三向汇聚的动力学特征,代表中亚造山带增生造山末期的演化特征。     

姬塬北地区延长组长7-长8油层组泥岩地球化学特征与地质意义

基于对鄂尔多斯盆地姬塬北地区上三叠统延长组长7、长8油层组泥岩样品微量元素和稀土元素的测试分析发现,长7、长8油层组泥岩REE富集,Eu总体上呈明显的负异常;REE分布模式图显示轻、重稀土元素分异明显,曲线在La-Eu段表现为斜率较大的"右倾型",在Gd-Lu段表现为斜率较小的"平缓型"。结合Sr/Cu、Sr/Ba、V/(V+Ni)、Ceanom等特征参数的分析发现,长7、长8油层组泥岩形成于温湿、微咸水、还原水体的沉积环境。泥岩(La/Yb)N地化指标显示悬浮物颗粒总体表现为沉降缓慢,沉积速率低,由下至上泥岩悬浮物沉积速率表现为由高到低的变化趋势。同时,δCe、δEu及La/Lb-∑REE判别图解,指示长7、长8油层组泥岩母岩以花岗岩为主,同时有少量碱性玄武岩的混入,源区构造背景为大陆边缘环境。