我国煤层气资源勘探开发前景

根据<新一轮全国油气资源评价>成果,我国煤层气资源丰富,42个主要含气盆地埋深2000m以浅煤层气地质资源量36.8×1012m3,埋深1500m以浅煤层气可采资源量10.9×1012m3,地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)有鄂尔多斯、沁水等9个盆地(群).文章通过对中国煤层气资源勘探开发现状和资源潜力的深入剖析,预测了中国煤层气储量和产量未来的增长趋势,我国煤层气产业将在2010年以后进入快速发展阶段,预计2010年累计探明地质储量4000×108m3,瓦斯(煤层气)抽采量达到100×108m3.2020年累计探明地质储量为12000×108m3,产量超过300×108m3.并指出了沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等是煤层气勘探开发的最有利区带.最后,提出了促进中国煤层气产业发展的建议,即重视和加强煤层气资源的勘探开发、加大基础性地质工作投入、加强科技攻关、优先开发利用煤层气资源、加强煤层气资源管理.     

第4轮全国煤层气资源评价方法及结果

随着近10年我国煤层气产业快速发展,为了进一步掌握煤层气资源情况、阐明了我国煤层气资源分布规律,重新对全国30个主要含煤盆地埋深在2 000 m以浅的煤层气资源开展评价工作。第4轮评价继承并更新完善了以往的主要方法和成果,以体积法为主,按照计算单元-区带-盆地的层级顺序开展,将全国煤层气资源按照大区、煤阶、埋深、煤系几方面进行了分类。评价结果表明:全国埋深在2 000 m以浅煤层气地质资源量为29.82×10~(12)m~3,可采资源量为12.51×10~(12)m~3;首次建立了樊庄、三交、保德3个不同煤阶的解剖区,开展类比法评价,进一步落实了含气量、可采系数等关键参数;并且首次评价了埋深在1 500~2 000 m煤层气可采资源量,煤层气资源的最新勘探结果,有助于煤层气勘探开发的快速推进和进一步落实并提高资源等级。     

中国煤层气地质与资源评价

我国地壳运动具有多期叠加性,构造活动具有多样性,成煤和煤化作用地质条件复杂,煤层气富集成藏条件具有诸多特殊性。本文通过系统总结我国煤层气地质背景和成藏富集规律,建立了一套以体积法和区带综合评价方法为主的评价方法体系和相应的参数体系,评价获得全国42个主要含气盆地埋深2000m以浅煤层气地质资源量36．81&#215;10^12m^3,埋深1500m以浅煤层气可采资源量10．87&#215;10^12m^3,集中分布在地质资源量大于10000&#215;10^8m^3的鄂尔多斯、沁水等9个盆地。优选出沁水和鄂尔多斯盆地东缘2个最有利区带,鄂尔多斯盆地南缘、宁武、安阳-鹤壁、松藻4个有利区带,准南、伊犁等11个较有利区带。     

我国重点盆地致密油气资源潜力评价

我国致密油气勘探开发在鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地、准噶尔盆地等盆地取得了一系列新发现和新突破,储量和产量快速增长,是现阶段最现实的非常规油气资源。梳理总结致密油气勘探开发进展,采用三大类七种评价方法,对10个重点含油气盆地致密油气资源进行评价,计算得到致密油地质资源量146.60×10~8 t,可采资源量14.55×10~8 t,致密气地质资源量22.88×10~(12) m~3,可采资源量11.26×10~(12) m~3。综合分析认为,我国致密油气资源丰富、潜力大,尽管面临技术成本等挑战,但是抓住新形势和新机遇,具有良好的勘探开发前景。     

我国煤层气资源丰富发展前景广阔

最新一轮全国油气资源评价结果显示,目前我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量36．8万亿m3,1500m以浅煤层气可采资源量10．9万亿m3。     

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。     

我国含煤层气盆地CO_2地质储存潜力评价

煤层CO2地质储存是CCS中的四种技术方案之一,是减少CO2排放的有效方式。根据最新一轮全国煤层气资源调查的含煤层气盆地煤层气可采储量结果,基于碳封存领导人论坛(CSLF)推荐的计算方法进行我国主要煤田CO2地质储存潜力评价,计算了我国埋深在1000~2000m内煤层的CO2地质储存潜力,计算结果表明全国28个含煤层气盆地煤层储存CO2总潜力为98.81×108t。其中鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、吐哈盆地、海拉尔盆地的储存潜力都超过10×108t,这4个盆地的总储存潜力为68.45×108t,占全国总储存潜力的69.27%,将是我国进行煤田CO2地质储存的主要盆地。     

贵州松河井田煤层气地面抽采潜力分析

根据煤炭及煤层气勘查数据,分析了松河井田煤层气开发地质、煤储层渗透性和含气性条件,估算了煤层气资源量,并结合松6井工程开发效果,综合评价了该区煤层气地面抽采潜力。结果表明:松河井田煤层气赋存及保存条件好,薄-中厚煤层群发育,且煤层埋深、煤体结构、渗透性及含气性相对较好,埋深对煤层含气量控制作用明显,300~400 m为含气梯度转折深度,煤层气资源量达66.96×108m3;松6井采用"多段合层压裂、合层排采"工艺,实现单井单压裂段产气量长期超过1 000 m3/d的突破,但产气量波动较大,建议加强合层排采层间矛盾问题研究;鉴于该区地形、交通及地质条件的制约,建议采用"地面丛式井钻井、多段合层压裂"开发方式。     

中美煤层气资源分布特征和开发现状对比及启示

为了对我国煤层气发展前景作出较为客观的评价,在深入对比中美煤层气地质条件和资源分布特征的基础上,对两国煤层气开发现状进行了研究,提出了我国煤层气发展的战略定位。研究结果表明:美国煤层气地质条件整体优于我国,其煤层气储层渗透率一般大于5×10-3μm~2,产层多数常压或超压;我国煤层气储层渗透率普遍小于1×10-3μm2,产层大多低压。美国煤层气可采资源主要富集在前陆盆地中,新生代、中生代、古生代各占1/3,煤阶方面,中、低煤阶各占近1/2,高煤阶资源极少;我国煤层气可采资源主要富集在克拉通盆地中,中、古生代各占近1/2,新生代资源极少,高、中、低煤阶各占1/3。综合分析认为:煤层气是我国天然气生产的重要补充,预测未来煤层气地面开发年产量可望达到(100~200)×10~8m~3。     

巴基斯坦页岩油气资源潜力分析

作为常规油气资源严重短缺的国家,巴基斯坦国内页岩油气资源丰富,具有极大的开采前景。据EIA最新研究报告显示,巴基斯坦Sembar组和Ranikot组页岩气地质资源量为16.59×10~(12)m~3,风险技术可采资源量2.92×10~(12)m~3;页岩油资源量2270×10~8bbl,技术可采资源量91×10~8bbl。Sembar组页岩厚度为50~800m,埋深一般在1000~5000m。页岩有机质含量(TOC)为0.5%~3.5%(平均为1.4%),有机质类型以Ⅱ和Ⅲ型为主,成熟度(Ro)为0.3~1.6,页岩脆性矿物含量较高,利于水平钻井压裂。Ranikot组页岩成熟度相对较低,TOC大于2%的页岩的成熟度仅为0.7%~1%,刚进入生油阶段,尚未进入能形成大气田的生气阶段。虽然,目前尚未对Patala组页岩进行有效的资源评价,但初步估计该组的页岩油气资源具有巨大的潜力。与中美页岩相比,巴基斯坦页岩在资源量和开发成本上都具有独特的优势条件。     

贵州省织金县中寨井田煤层气分布特征及资源潜力

贵州省织金县中寨井田煤炭资源丰富,为进一步分析该井田煤层气分布特征并对资源潜力进行评价,讨论了井田煤层气的分布规律以及赋存特征,并采用体积法估算了煤层气资源量。结果表明：井田东北部露头甲烷含量最低,井田中深部及三塘铺向斜轴部甲烷含量较高;煤层气含量的主要影响因素为煤层厚度、煤层埋藏深度、围岩封闭性、地质构造等;井田内煤层气资源量预测为24.90×10₈ m³;三塘向斜为煤层气勘查的有利靶区,向斜轴部比翼部更有利于煤层气富集。     

沁南西—马必东区块煤层气高效建产区优选技术

沁水盆地南部是我国目前规模最大的煤层气生产基地,浅部开发工程布置的逐渐完成,必然要将眼光转向深部,开采难度增大。为此,准确圈定高效建产区尤为重要,沁南西—马必东区块正是如此。面对这一新的技术挑战,分析深部煤储层特点,结合沁水盆地南部前期煤层气井生产实践,首先划分出资源基础、产气条件、储层可改造性3个优选层次,进而从含气性、渗透性、疏导性、可采性四个方面提出了高效建产区优选标准和流程,形成了"三层四性"高效建产区优选技术。研究认为,建产区开发潜力体现为关键地质条件指标的组合,包括高于经济极限的煤储层含气量,单位长度微裂隙总宽度≥50μm,可疏导指数≥30 nm,地应力状态处于垂直应力≥最大水平主应力≥最小水平主应力或最大水平主应力≥垂直应力≥最小水平主应力状态,以原生—碎裂结构煤为主,局部构造相对简单,可动用面积≥30%等。基于这一标准,在沁南西—马必东区块优选出3个高效建产区,部署了5口试采井,获得单井日产气量2 000 m~3以上的实施效果,验证了优选技术方法的可靠性,为沁水盆地深部煤层气区块高效建产区优选提供了技术示范。     

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例

我国埋深在1 000~2 000 m的深部煤层气地质资源量为22.5×1012m3,占总资源量的61.2%,如何提高深部煤层气单井产量,形成针对性的开发对策是研究和攻关的热点。通过统计分析大宁—吉县区块地质参数和试采井生产数据,表明深部煤储层具有渗透率低、微孔发育、可采系数低的特点,丛式井具有长期低产、上产缓慢和排采期长的生产特征,L型水平井具有上产期短,产气量高的生产特征。以此为基础建立了深部煤层气产能评价指标体系,影响深部煤层气产气效果的因素主要包括地质条件、工程技术及质量与管理三大类。因此,提高深部煤层气单井产量要做好以可采性为重点的高产区评价及预测,开展压裂施工参数优化和井型井网井距互相匹配的地质工程一体化设计,加强工程质量管理,降低储层伤害、实现长期持续排采。     

沁水盆地煤层气资源潜力及开发利用前景

尽管沁水盆地已进入煤层气规模开发利用阶段,成为我国两大煤层气产业化基地之一,但其储量产量增速放缓,距离规划目标仍有较大差距。本文梳理总结勘探进展,开展沁水盆地煤层气资源评价。评价结果表明:沁水盆地煤层气地质资源量4.00万亿m3,可采资源量1.53万亿m3,资源潜力巨大。盆地北部太原组15#煤层和南部山西组3#煤层是当前及今后勘探开发的重点,盆地南部夏店-沁南区块是未来储量增长的重要潜力区。面对地质、技术、效益、管理等多方面条件的制约和挑战,要坚定发展信心,抓住发展机遇,实现沁水盆地煤层气产业的进一步发展,为保障国家能源安全作出贡献。     

高煤阶煤层气富集机理的深化研究

高煤阶煤层气资源相对丰富是中国煤层气资源的重要禀赋之一,实现高煤阶煤层气大规模商业化开发突破是中国煤层气产业的世界贡献.以沁水盆地为代表的高煤阶煤层气生产基地是目前中国煤层气产量的主体来源,基于沁水盆地等高煤阶煤层气勘探开发工程实践数据和大量研究工作积累,开展了高煤阶煤层气富集机理的系统深化研究.研究工作表明:区域岩浆...     

黔西都格井田煤层气储层特征及可采性

为预测评价黔西都格井田煤层气资源的可采潜力,推进黔西地区薄至中厚煤层群发育条件下的煤层气勘探开发工作,基于在该井田内实施的煤层气井所获得的地质资料,分析了可采煤层和顶底板发育条件、储层压力、含气性和孔渗性等重要储层地质特征,利用等温吸附曲线、相似地区储层类比和实际排采结果拟合等方法预测了煤层气可采性。结果表明:都格井田可采煤层含气量为3.94~29.95 m3/t,平均12.48 m3/t,含气饱和度平均为60%,煤储层以常压为主,含气饱和度较高,并有含气量高、孔渗性好的特点。通过等温吸附曲线法、类比法、排采试验数据拟合等3种不同方法预测都格井田可采系数分别为:0.49~0.68,0.40~0.53和0.41,综合评价可采系数为0.41~0.68,说明了井田具有较好的煤层气开发条件和可采性。     

沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化

煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分,合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量,降低开发成本。针对这一问题,以沁水盆地沁南东区块为依托,系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态,提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法。研究结果表明,研究区山西组3号煤层厚度4～6 m,平均5. 61 m,煤层埋藏深度在417. 93～1 527. 49 m。煤层含气量2. 87～24. 63 m3/t,平均为13. 78 m3/t,且随着煤层埋藏深度的增加,煤层含气量按对数函数规律增高。煤层渗透率较低,试井渗透率为0. 01×10-15～0. 2×10-15m2,平均为0. 06×10-15m2,且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低。根据研究区煤储层条件,对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算,并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数,确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距,500 m以浅的区域为350 m×300 m,在500～1 000 m的区域为300 m×250 m,在1 000 m以深的区域为250 m×250 m,实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整,这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考。     

我国重点盆地致密油气资源潜力

我国致密油气勘探开发在鄂尔多斯、四川、松辽、准噶尔等盆地取得了一系列新发现和新突破,储量和产量快速增长,是现阶段最现实的非常规油气资源。梳理总结致密油气勘探开发进展,采用三大类七种评价方法,对10个重点含油气盆地致密油气资源进行评价,计算得到致密油地质资源量146.60亿吨,可采资源量14.55亿吨,致密气地质资源量22.88万亿方,可采资源量11.26万亿方。综合分析认为,我国致密油气资源丰富、潜力大,具有良好的勘探开发前景,预计到2020年致密油产量可达300万吨,致密气产量可达550亿方。面对挑战,抓住机遇,要从理论研究、技术攻关等多个方面共同努力,推动致密油气的勘探开发。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气水平井地质适应性探讨

沁水盆地南部煤层气水平井开发10 a实践表明,相同地质条件下不同类型水平井开发效果存在较大差异,亟需就水平井开发地质适应性进行深入研究。基于樊庄一郑庄区块水平井开发现状,通过生产数据统计分析,结合煤矿井下观察和室内实验,研究了水平井完井方式、储层改造方式的地质适应性。结果表明,地应力大小、方向和煤体结构决定水平井完井方式。水平井完井方式主要包括裸眼完井、套管或筛管完井等,在保证水平井井眼稳定的前提下采用裸眼完井经济效益最好。但埋深超过600 m时,煤岩承受的垂向应力大于抗压强度,裸眼水平井易垮塌,应使用筛管、套管完井;当埋深为600～700 m时,筛管水平井产量可达3 000 m~3/d以上,可用筛管完井;当埋深大于700 m,需要进行压裂,用套管完井。水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向之间夹角越小,井眼受到的有效应力越大,裸眼井眼越容易变形垮塌,应采用筛管、套管完井,当水平井井眼走向垂直于煤层最大水平主应力方向时,裸眼水平井产量最高,可以采用裸眼水平井完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区,裸眼井眼易垮塌,裸眼水平井平均单井产气量仅1 000 m~3/d左右,而筛管水平井可以达到4 500 m~3/d左右,应采用筛管完井。煤层微观裂缝发育程度和垂向非均质性决定水平井是否需要压裂,微观裂缝发育程度可以用裂缝指数定量表征。当裂缝指数高于100时,筛管水平井产量一般高于3 000 m~3/d,开发效果较好;当裂缝指数低于100时,储层渗透性差,单井控制面积小,筛管水平井产量低于1 000 m~3/d,分段压裂后储层渗透率提高,产量达到7 000 m~3/d以上。煤层垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时,气体垂向渗流阻力大,筛管井产气效果差,需进行分段压裂,分段压裂水平井产量可达到8 000 m~3/d以上。     

鄂尔多斯盆地低变质煤的煤层气抽采潜力-以彬长大佛寺矿为例

鄂尔多斯盆地低变质煤的煤层气资源量丰富,部分地区的煤层气勘探已显示出较大潜力。彬长矿区大佛寺矿属于高瓦斯矿井,矿井瓦斯涌出量高达155.49m3/min。大佛寺矿主要为低变质的长焰煤,煤层发育,目标煤层稳定,厚度大、埋藏浅,气含量相对较高,煤层气资源量丰富,地面煤层气抽采潜力大;主要目标煤层透气性系数高,属于可以抽采煤层,井下采煤工作面瓦斯抽采率超过73.2%,地面煤层气抽采气井产气量达到工业气流,均显示出较好的抽采潜力。