深部微构造特征及其对煤层气高产“甜点区”的控制——以鄂尔多斯盆地东缘大吉地区为例

国内埋深大于2 000 m的深层煤层气资源丰富,但整体勘探开发程度低,尚未有明确的开发规律认识和系统的开发地质理论。对比分析了鄂东缘大吉地区埋深大于2 000 m的深部煤层与1 000～1 500 m中深部煤层20项地质参数,对深部煤层单斜构造上的微幅构造区进行了精细刻画和分类,通过深部煤层气井生产特征规律、测井、工程改造参数及压裂曲线特征研究,发现煤层微幅构造差异对深部煤层气井高产控制作用明显,并从现象入手,深入剖析了深部煤层气赋存机理、开发机理及高产主控因素,预测了深部煤层气理想排采曲线,提出了与浅层煤层气排采曲线的异同之处。研究表明:(1)深部煤层整体上展现了"高含气、高饱和"的优势和"煤体结构好、特低渗"的特征,生产井具有"见气时间短、见气时压力高、见气后产液量少"的特点;(2)精细划分出斜坡构造上的5类微构造区,深部煤层气高产井主要分布在顶板封盖较好的正向微幅构造和平缓构造区,该区渗透性相对较好、易于加砂,生产井压裂施工压力相对低、稳产能力好,且稳产气量与施工排量、总加砂量呈现出明显的正相关;在中高加砂规模的前提下,位于正向微构造部位直井平均稳产水平为5 000 m~3/d、平缓构造部位井3 500 m~3/d;位于其他部位井试验了不同的工艺、施工排量、酸量、加砂规模,稳产水平1 500 m~3/d;(3)不同于浅层开发机理"排水诱导解吸",深部煤层气是"产气诱导解吸";在一定深度高温状态对解吸占主导作用时,部分解吸出来的煤层气会以"游离态"赋存于煤层,开发初期表现为以"游离气"为主,生产特征类似页岩气;(4)认为深层煤层的致密性是制约深部资源能否开采出来的最关键因素,深部煤层具有原生结构煤的优势和特低渗的劣势,微幅构造在深部高压状态下对煤层渗透性有"放大"的效果,或者改善、或有较大影响,故除了压裂能改善有限的范围外,寻找渗透性相对较好、天然裂隙更发育的正向或平缓微构造部位,不仅有助于压裂改造效果,还有助于高产;(5)由于背斜构造比例少,建议将深部煤层的精细微幅构造研究,作为突破深部煤层气勘探开发的重要方向,可将正向微构造和平缓构造部位作为优选"地质-工程"双甜点部位;负向微构造和水平向挤压部位的压裂改造技术攻关,将是关系到未来深部煤层气是否能开拓更大战略场面必须要攻克的难题。研究为深部煤层气勘探开发方向、深部煤层甜点评价、针对性地开展工程技术对策攻关及深部煤层气井曲线合理生产制度的制定,提供了借鉴。     

临兴地区深部煤层气及致密砂岩气资源潜力评价

针对鄂尔多斯盆地东缘临兴地区主煤层埋深较深、致密砂岩产气层数较多的特点,分析了区内煤储层特征,评价了深部煤层气及致密砂岩气的资源潜力。研究表明,区内构造简单,以单斜构造为主,东中部局部地区发育断裂,煤储层相对稳定,储层压力呈欠压-常压状态,有利于煤层气的富集;深部5号和9号煤层以半亮型的肥煤到焦煤为主,储层物性较好,且9号煤层资源潜力较大,是深部煤层气勘探的主要煤层;致密砂岩展布主要受控于煤系地层沉积特征,在北部地区相对发育。研究认为,该区有利于深部煤系煤层气与致密砂岩气多层共采,而中南部地区为煤层气单采有利区。     

韦四井田煤层气赋存特征及成藏主控因素分析

我国煤层气资源丰富,开发潜力巨大。韦四井田主要可采煤层煤变质程度较高,镜质组含量高,具有大规模生气的物质条件。井田主要可采煤层储集性能较好,平均含气量14.36 m~3/t,纵向上呈现出向深部含气量增高的趋势。井田煤层埋藏深度、构造发育程度、水文地质条件对煤层气的保存较为有利,煤层气成藏配置条件较好,具有一定的煤层气勘查开发潜力。     

沁水盆地阜生煤矿煤储层物性特征

为了开发利用煤矿区煤层气资源,防治煤与瓦斯突出和矿井瓦斯超限,基于井下煤层裂隙和煤体结构观测,结合压汞实验和含气量测试及煤层底板等高线构造曲率,分析了阜生煤矿15号煤储层的物性特征。研究结果表明:15~#煤过渡孔、微孔发育较好,利于煤层气的吸附,大、中孔基本不发育,不利于煤层气的扩散和渗流;含气量介于5.30~16.36 m~3/t之间,煤层气资源量为36 741.31万m~3;煤体结构为碎裂煤至碎粉煤,煤层底板等高线构造曲率预测其渗透率介于0.004×10~(-3)~0.134×10~(-3)μm~2之间。     

山西省沁水煤田张村一带3号煤层厚度变化特征

山西省沁水煤田张村勘查区位于山西省东南部,区域构造属于太行山断块沁水块坳的南端。采用张村勘查区9个钻孔成果和老龙湾井田16个钻孔成果,参考《山西省沁水煤田老龙湾井田补充勘探地质报告》,对张村一带3号煤层厚度进行统计,3号煤层厚度呈现从东向西由厚变薄,且逐渐尖灭的特征。经过对张村勘查区、老龙湾井田与区域3号煤层特征的对比。张村一带3号煤层厚度变化特征完全吻合了以往在区域分布上煤层厚度东厚西薄的特征,进一步确定了沁水煤田南部3号煤层尖灭的具体位置,为矿权设置和目前煤层气的规划开发具有深远的指导意义。     

库拜煤田东部煤层气资源评价

根据勘查区煤田地质钻孔勘查资料及煤层气参数井获得的详实资料,文章对库拜煤田东区煤层气资源量进行了估算和预测。区内主采煤层主要为低中灰、中高挥发分的煤。区内煤层气总资源量为179.01×10~8m~3,其中下_5号煤层为78.65×10~8m~3,下_(10)号煤层为64.36×10~8m~3;煤层气资源丰度为1.55×10~8m~3,本勘查区属于煤层气资源量规模中等丰度、中深埋深的中型煤层气田。     

西山煤田马兰矿煤层气储层特征与含气性分析

为了研究太原西山煤田马兰矿煤层气储层特征及其控气作用,为预测矿区内煤层气有利开发目标储层和煤层气开发提供理论支持,对井田主采2~#、8~#和9~#煤层进行压汞实验和等温吸附实验。实验结果表明:2~#煤层和8~#煤层孔隙主要以大孔为主,9~#煤层孔隙以小孔为主。其中2~#、8~#和9~#煤层的孔隙度分别为3.21%~7.22%、6.45%~10.75%和8.67%~16.62%;兰氏体积分别为18.51~19.29 m~3/t、19.74~20.61 m~3/t和19.41~21.25m~3/t;兰氏压力分别为1.72~2.01 MPa、1.94~2.02 MPa和1.98~2.08 MPa。8~#煤层相比2~#煤层和9~#煤层,具有厚度大、孔隙率高、渗透性好、兰氏压力大、气含量丰富的优势,更有利于煤层气的运移、成藏和抽采开发。     

库拜煤田中部煤层气资源评价

介绍了勘查区煤田地质钻孔勘查资料及煤层气参数井获得的详实资料,对库拜煤田中区煤层气资源量进行了估算和预测。区内主采煤层主要为低水分、高灰、中-中高挥发分的煤。结果显示,区内煤层气总资源量为266.19×10~8m~3,其中A_3号煤层煤层气资源量79.23×10~8m~3,A_5号煤层煤层气资源量57.66×10~8m~3,A_7号煤层煤层气资源量43.00×10~8m~3,A_(9-10)煤层气资源量33.61×10~8m~3。     

清镇市新店西二勘查区煤层气资源评价

根据勘查区煤田地质钻孔勘查资料及煤层气参数井获得的详实资料,对新店西二勘查区煤层气资源量进行了估算和预测。区内主采煤层主要为中灰~中高灰、中高硫~高硫、中发热量~高发热量、特低挥发分煤。区内煤层气总资源量7.24×10~8m~3,其中9号煤层为4.81×10~8m~3,13煤层为2.43×10~8m~3;煤层气资源丰度为0.19×10~8m~3/km~2,本勘查区内煤层气储量规模为小型,其煤层气资源储量丰度特低。     

近年国内煤层气产业发展现状

研究认为,我国出现了高阶煤煤层气、中低阶煤煤层气、低阶煤煤层气、深部煤层气、高应力多煤层煤层气、煤系气等多种领域的勘探开发态势,形成了与之相配套的适用技术,新技术带动了新领域的诞生。低阶煤煤层气的勘探突破和开发利用成为亮点,煤系气综合勘探开发成为热点和发展趋势,贵州高应力多煤层煤层气勘探成果显著,深部煤层气勘探也取得可喜成果。沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘低产井的提产、增产成为重要的课题。     

煤系气聚集系统与开发地质研究战略思考

我国煤系天然气(简称"煤系气")"增储上产"空间巨大,国家能源安全战略价值显著,然而目前资源探明率及动用率极低,反差极大。鉴于此,分析了煤系气地质内涵和基本特点,论述了近年来生产实践揭示的重大研究需求,思考了新一轮地质科技攻关战略方向,提出了亟待突破的关键科学技术问题。我国煤系气成藏与开发地质研究近期核心进展体现在3个方面:揭示了煤系气六大基本地质特点,发现了煤系气成藏作用"深度效应",初步建立了煤系气勘查-开发工程一体化地质技术系列。同时,近年来勘探开发实践展示出正反2方面典型实例:煤系气合采井产气量并非随产(储)层组的层数增多、累计厚度增大而增高,"1+n"n乃至1的产气效果较为普遍;某些深部煤层气井长期稳定在较高产气水平,颠覆了深部煤储层产能低、产气量衰减快的传统认知;薄互层煤系具有更高的产气潜力,而我国业界长期对此关注甚少。分析认为,我国煤系气目前开发效果不理想的地质原因在于4个方面:(1)煤系气地质条件特殊性认识尚待深化;(2)业界多年来陷入煤系气的非常规属性思维定势,忽略了其常规地质属性,导致新领域新层系探索力度不足;(3)可形成超大型聚集及大规模生产的薄互层煤系气总体上属于常规天然气,开发潜力巨大;(4)对非常规煤系气地质属性了解相对较多,但对常规煤系气地质条件特殊性仍知之甚少。建议围绕"煤系天然气共生聚集系统与有序开发地质原理"这一主题开展研究:(1)揭示深煤层天然气赋存态与解吸机制,形成深部煤层气优质储层预测理论与技术体系;(2)阐明煤系气聚集过程与成藏效应,形成煤系气开发地质条件预测理论体系,完善煤系气甜点区段优选方法;(3)研究薄互层煤系气成藏特点与优质开发层段地质控制,建立薄互层煤系气聚集与配分理论体系,发展薄互层煤系气甜点区段预测方法;(4)探索煤系气有序开发地质原理与技术基础,形成煤系气高效有序合采技术基础。     

基于热-流-固耦合效应的地质构造控气特征研究

地质构造控气特征是煤层气开发潜力评价的基础科学问题。为了揭示不同构造类型模式下煤层气分布特征,以郭家河井田一盘区地质构造精细勘查为研究背景,采用三维地震勘查及多属性融合技术方法,获得郭家河井田一盘区地质构造展布特征,并以一盘区1302回采工作面构造形态为案例,建立考虑热-流-固耦合效应的地质构造控气数值计算模型,分析背斜、断层和向斜的轴部/翼部位置附近煤层气密度、压力、温度和渗透率的变化规律,揭示不同构造部位附近煤层气分布特征。研究结果表明:通过建立考虑煤层热-流-固耦合效应的地质构造控气数值模型,得出厚煤层向斜构造轴部位置是煤层气富集区和抽采有利区,构造轴部位置附近煤层气密度、压力、温度和渗透率参量均较高且出现明显的抬升增长趋势;原始地应力对煤层构造挤压应力集中(无逸散通道)位置附近具有煤层气保压优势、无逸散条件下煤层气压力大于106Pa,原始地应力对断层带张拉作用不利于煤层气保压,而断层带为主要的煤层气逸散通道,断层上下盘位置附近煤层气压力变化有明显波动特征;郭家河井田三维地震勘查厚煤层向斜构造共10条,综合考虑井田煤层气含量和构造控气分布特征,得出一盘区1310工作面东部Xn1向斜轴部和1309工作面中部B6背斜翼部为煤层气抽采有利区。     

测井曲线在河北省大城县煤系综合气勘查评价中的应用

煤系综合气主要包括煤系地层中的煤层气、页岩气和致密砂岩气。利用测井数据,对含气层进行识别,并建立煤层体积、煤层气含量、页岩气饱和吸附气含量、页岩气游离气含量数据模型,结合河北省大城县煤系综合气勘查工作实例,划分含气层段并对其进行测井评价。     

临兴深部煤层气含气性及开发地质模式分析

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带临兴中部地区煤层埋深大于1 000 m,达到了深部煤层气的研究范畴。基于实际生产资料,探讨区内深部煤层含气性,提炼了深煤层开发地质模式。研究认为:以含气量转折为深煤层临界深度的划分依据,则工区内深部煤层的临界深度在2 000 m左右;且深部中煤阶储层的吸附性对温度的敏感性要小于压力,中煤阶煤层的临界深度相对深于高煤阶;深部煤层气仍以吸附气为主,现有的等温吸附测试方法易造成深部煤层气含游离气比例换算较大的误区;深部煤层受温度影响,煤层临储比较高,受应力影响,储层物性较差,气井总体具有"见气快、排水降压难、产气量上升缓慢"的特点;研究区深部煤层气潜力巨大,现有气井经验显示,合理优化开发单元为深煤层单井突破的关键,A型"源-储"相通的富集开发地质模式是深煤层突破重点考虑的开发模式。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区煤系气共生成藏特征

随开采技术的不断进步,煤系气共采成为可能,而煤系气共采的前提便是煤系气的共生,所以探讨煤系气共生的问题对共采具有重要意义。通过对鄂尔多斯盆地东缘临兴地区煤系气生储盖特征研究的基础之上,结合岩芯观察及野外地质考察,总结了煤系气的共生组合模式,综合沉积、构造和成岩作用,初步探讨了煤系气共生的成因机制。结果显示:本溪组8+9号和山西组4+5号煤层为主要的烃源岩,暗色泥岩也具有一定的生烃能力;砂岩类型以岩屑砂岩为主,孔隙度平均值6.2%,渗透率平均值0.14×10~(-15)m~2,属于致密砂岩范畴;致密砂岩层、泥页岩层和煤层可以互为盖层;致密砂岩、泥页岩和煤层两两之间的组合模式具有14种,煤系气的共生组合模式具有4种。其中的两种或多种组合,构成了致密砂岩气、页岩气和煤层气的混合共生;沉积作用对煤系气共生的形成具有决定性作用,成岩作用对煤系气的共生具有改造作用。     

新安煤田新义井田深部勘查区二1煤煤层气地质特征

基于新义井田深部勘查区煤田地质勘查成果,分析了该区构造和二₁煤层展布特征,研究了二₁煤储层特征、煤层气含量及其分布规律、煤层气赋存条件。研究认为,勘查区二₁煤变质程度高,有利于煤层气的生成;煤储层孔隙度较高、围岩封闭性好,有利于煤层气赋存;煤体结构遭到严重破坏不利于煤层气运移;属正常压力、低渗煤储层。煤层气含量与埋深呈正相关趋势,DF₁断层为煤层气逸散通道。     

六盘水煤田上二叠统煤系气成藏特征及共探共采方向

六盘水煤田上二叠统含煤地层中煤层、页岩、砂岩叠置频繁,统筹勘探不同储层中的天然气有助于减少资源浪费,提高开发效益。通过对煤系气储层岩相、厚度、源岩地化、储层物性及空间赋存规律的研究,分析了六盘水煤田煤层气、煤系页岩气和煤系致密气成藏潜力,讨论了煤系气的空间叠置关系和勘探前景。结果显示:区内晚二叠世煤层煤种齐全,厚度较大,变质程度普遍偏高,含气显示优越;页岩和砂岩累计厚度大,有机地球化学和储集物性参数良好;不同岩性的区域和层位分布差异较大,组合类型多样,空间配置关系有利于发育垂向多套天然气藏。煤系页岩气最有利勘探层位为龙潭组下段,煤层气和煤系致密气最有利层位为汪家寨组和龙潭组上段;以此为基础,总结提炼出"源储一体型"独立煤系页岩气藏、"源储紧邻型"煤系"三气"组合气藏、"下生上储型"煤系"两气"组合气藏共3种气藏类型。初步认为晴隆向斜深部为煤系页岩气优先勘探区,青山向斜深部适合煤层气和煤系页岩气共探共采,盘关向斜和格目底向斜深部适合煤层气和煤系致密砂岩气共探共采。     

湘中邵阳凹陷煤系气成藏基础及其共生组合特征

在系统收集整理邵阳凹陷煤系矿产勘查与评价资料及样品分析测试结果的基础上,将研究区煤系地层中的非常规天然气作为一个整体进行研究,查明了测水组煤层-煤系页岩-煤系砂岩的展布特征,分析了研究区测水组煤系气成藏的可能性,总结了测水组地层垂向发育的岩相组合特征及其对应的煤系气组合模式,通过典型钻孔分析,确定了煤系气发育的有利层段及其气藏类型。结果显示,研究区测水组主要发育以泥页岩为主的岩相组合和以页岩气-煤层气为主的煤系气藏,泥页岩对邵阳凹陷煤系气成藏起关键作用;但在聚煤中心附近的局部区域内,煤储层是煤系气成藏的关键因素。     

基于地质分析和数值模拟的煤矿区煤层气规模开发可行性研究——以官寨井田为例

为了研究煤矿区煤层气规模开发的可行性,指导该技术在煤矿区煤层气资源开发以及瓦斯治理方面的应用,文章首先以地质条件分析为基础,对官寨矿区的煤层气资源进行了评价,结果显示井田内煤层气地质条件和储层条件均相对优越,不仅煤层气储量丰富,而且气成分以CH-4为主。然后利用储层模拟软件对单井产气量进行预测,结果显示气井产量较高,连续排采15年单井平均气产量为932.00 m3/d,4号和9号煤层瓦斯含量下降33.93%和33.33%。综合分析认为官寨井田煤层气规模开发具有较好的开发潜力和安全效益。所以将地质条件分析、资源潜力评价与产能预测相结合,是一套实用性较强的煤矿区煤层气规模开发可行性研究方法。     

深部煤甲烷吸附性能及含气量预测分析

煤的甲烷吸附能力是含气量估算和煤层气开发潜力分析的重要参数之一。根据深部13-1煤等温吸附实验结果,分析了煤的甲烷吸附性能。同时,基于Langmuir方程,探讨了煤层含气量特征。结果表明:13-1煤的吸附体积12.98～23.44 m~3/t,平均16.34 m~3/t;兰氏压力1.60～4.83 MPa,平均3.22 MPa。含气饱和度均处于近饱和状态,对于煤层气的开采有利。因此,以上结果可为深部煤层气的研究和勘探提供了理论依据。