含煤盆地深层“超饱和”煤层气形成条件

中国深层煤层气资源丰富，但总体勘探和认识程度较低，尚未形成较为系统的深层煤层气地质理论。通过解剖分析准噶尔盆地白家海凸起和鄂尔多斯盆地临兴区块深层"超饱和"煤层气井的试气/生产动态，估算原地游离气的含气量，分析了深层"超饱和"煤层气的形成条件。研究表明：①深层"超饱和"煤层气储层中除吸附气外，还含有原地游离气，用常规试气方法可直接获得气流，煤层气的产出不明显依赖于排水降压；②埋藏超过一定深度，在煤阶和温度的综合作用下，煤的吸附能力将随埋深的继续增加而降低，煤层中吸附气的饱和度有增加的趋势，在达到吸附饱和后，出现原地游离气并形成"超饱和"煤层气，盆地深层具有"超饱和"煤层气形成的优势条件；③由于地温梯度和压力梯度的不同，不同盆地"超饱和"煤层气出现的临界深度不同，异常高压和异常高热流可以降低深层"超饱和"煤层气形成的临界深度；④深层"超饱和"煤层气开发具有大大缩短见气时间、充分利用地层能量和累积产水量低等优势，有望成为未来煤层气勘探开发的一个重要领域。     

利用测井参数探讨煤层气含量的方法——以新疆阜康矿区为例

在实测数和实验数据的基础上,采用数理统计、数据分析、线性回归、误差分析等方法,对阜康矿区煤层中的灰分与测井参数相关性进行研究,证明测井资料预测煤层含气量是可行的。以新疆阜康矿区为例,利用测井资料中的自然伽马GR和密度DEN与煤质中灰分Ad进行回归拟合分析,建立了煤层灰分的评价方程,然后根据煤层实测含气量与灰分的负相关关系,从而建立了可靠的煤层含气量与自然伽马、密度的测井评价模型。经过对比,误差在允许的范围内,是适合该矿区的,能够用于预测煤层的含气量,进而可以从平面上预测整个煤田煤层含气性的分布特征。     

韩城煤层气田水文地质旋回对煤层气的影响

通过对韩城煤层气田水文地质旋回划分、构造演化和延续时间系数及含气量的综合分析,探讨了韩城煤层气田水文地质旋回对煤层气的影响。结果表明：研究区自下而上划分为4个水文地质旋回,其中第Ⅰ水文地质旋回（∈-C1）只构成气田的基底,对煤层气的生成和吸附无影响;石炭-二叠系煤系地层在第Ⅱ水文地质旋回（C2-T3）沉积;第Ⅲ水文地质旋回（J1-J3）对煤层热成熟有一定的促进作用;煤系地层在第Ⅳ水文地质旋回（K1-Q）经过了短时间高温条件下的变质作用,是煤层气生成的关键时期,历史最大含气量达到22 m 3/t。通过该区煤层等温吸附曲线的特征判断,第Ⅳ水文地质旋回渗入水文地质阶段约20 MPa煤系地层压力的降低幅度,只造成原始最大含气量18%左右的解吸气量,没有改变研究区煤层气吸附量大和资源丰富的基本特征。水文地质旋回分析方法从成因机制上说明了韩城煤层气田具有较大的资源潜力。     

煤层气井井间干扰研究及应用

井间干扰是实现煤层气稳产高产的有效技术措施。 目前,煤层气井间干扰的理论研究较多,准确量化的现场认识较少。 根据煤层气井排采的特点,提出了一种方便、可靠、高效的用于判断井间干扰现象及定量计算井间干扰程度的新方法,该方法利用现场观察到的煤层气井启抽水位与原始水位存在的明显差异,定量化煤层气排采降压过程中出现的井间干扰现象。 通过在保德区块的实际应用,对比了所提出方法与煤层气理论判断方法的优缺点,并验证了所提出方法的可靠性,得出了该区块井间干扰特征的定量化认识,同时提出了井间干扰规律在合理部署井位、提高产气速度、缩短见气时间及优化排采制度等方面的应用建议。     

不同煤级区煤层气可动性和初始排水速度控制策略

对中国20个区块/煤矿煤层气地质参数进行了系统整理,开展了煤层气吸附时间和渗透率随煤级变化规律分析,并结合不同煤级区煤层气井的产气曲线,揭示了峰值产量出现前后不同煤级区产气动态差异的原因,以期为不同煤级区初始排水速度控制提供依据。研究结果表明：①吸附时间随煤级升高呈"U"型变化规律,中、低煤级区煤岩吸附时间一般低于15 d,高煤级区吸附时间变化大,吸附时间在0.1~85.54 d变化;②区块/煤矿间煤储层渗透率随煤级升高没有明显的规律性变化,同一区块内部,渗透率变化级差达2~3个数量级;③峰值产量出现时间与初始排水速度和煤岩吸附时间有较好的对应关系,而与渗透率的关系不明显;④在不同煤级区,针对不同井层煤储层吸附时间与渗透率的配置关系,应采用针对性初始排水速度控制策略：中、低煤级区煤岩吸附时间短,对低渗透井层应严格控制初始排水速度;高煤级区吸附时间变化区间大,对吸附时间长、渗透率高的井层,可适当加快初始排水速度。     

低煤阶煤层气成藏机制与勘探突破——以吐哈—三塘湖盆地为例

吐哈—三塘湖盆地煤层气资源丰富,但低煤阶煤层气成藏机制认识不足制约了该区煤层气的勘探开发。为此,在系统分析煤系地层地质特征的基础上,从沉积环境、构造特征、封盖条件和水文地质条件等方面分析和总结了煤层气富集主控因素和成藏模式,并明确了该区煤系气的有利勘探区带。研究结果表明：(1)古地貌和古环境控制煤岩的发育程度,稳定的正向构造是煤层气富集指向区,顶底板稳定的泥岩封盖条件是煤层气富集的必要条件,地表水补给是晚期生物气生成和富集的关键;(2)该区煤层气成藏可划分为缓坡区多气源补给煤层气富集、山前带复杂断块浅层煤层生物气、深层砂煤共储煤系气富集以及南部残余凹陷深部洼槽区煤层气富集4种模式;(3)条湖凹陷—马朗凹陷北部斜坡带、台北凹陷北部山前带西段浅层是煤层气最有利目标区,淖毛湖凹陷东部、沙尔湖凹陷东洼槽是煤层气较有利目标区,台北凹陷核桃沟—柯柯亚、鄯勒、照壁山—红旗坎、鄯善—温吉桑、疙瘩台构造带以及条湖凹陷中部构造带是煤系气富集有利区。结论认为,低煤阶厚煤层煤层气可以获得高产工业气流,吐哈—三塘湖盆地深部煤层气资源具有良好的勘探开发前景。     

中国煤储层渗透率分级方案探讨

统计分析了国内外不同煤阶和地区的煤储层渗透率数据,显示国外相同煤阶煤储层的渗透率要比我国高1~2个数量级,且我国不同煤阶煤储层渗透率整体上差异不大。研究表明,煤储层的渗透性主要受现今地应力强度和构造史及与其伴随的流体活动史决定的煤体结构、割理发育程度和割理充填状况等因素控制,高应力、复杂煤体结构和割理充填,是中国低渗透煤储层的基本成因机理。基于我国煤储层渗透率分布特点和不同渗透率条件下单井产量的分析,将有效煤储层的渗透率下限定为0.01×10-15 m2,按渗透率将有效煤储层划分为低渗(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)、中渗(k=0.1×10-15~0.5×10-15m2)、中高渗(k=0.5×10-15~1×10-15 m2)、高渗(k=1×10-15~5×10-15 m2)和超高渗(k>5×10-15 m2)5个等级,煤层气井的实际产量除受渗透率影响外,还受到煤层厚度、含气量、压裂参数、地质构造、煤系地层含水性和排采工作制度等其他因素的影响,随着我国煤层气开发技术的进步,低渗煤储层(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)经合理配套的压裂技术和排采方案仍可获得理想的产气量。     

煤层气排采局部水动力场模式及其意义——以鄂尔多斯盆地东南缘为例

煤层气排采形成的局部水动力场是对原始水动力场扰动的结果,开展局部水动力场模式及其对排采效果影响的研究对于指导煤层气排采井层的优选具有重要意义。鄂尔多斯盆地东南缘某煤层气田煤层气井排采动态表现差异很大,考虑不同排采井所处构造位置和原始水动力场背景,识别出了煤层气排采引起的3种局部水动力场模式,即有效扰动型局部水动力场、含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场。在有效扰动型局部水动力场中,排出水为煤层水,煤层气井表现出见气快、产气量高等特点;在含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场中,排出水有部分甚至大部分来自于邻近含水层或近地表的淡水,属无效排水,煤层气井表现出见气晚、产气量低等特点。在局部水动力场模式的指导下,对断层附近的排采井要避免射开邻近强含水层的煤层,同时,排采井的井位应避开近地表淡水补给区。     

韩城煤层气田煤层气井排采精细控制模式研究

为了完善煤层气井排采模式,通过在韩城煤层气田长期的现场排采实践,在现有"两期、五阶段"煤层气井阶段排采模式的基础上,从煤储层解吸-扩散-渗流的角度分析,认为憋压排水-产能释放阶段出现套压和动液面快速波动的现象,是由于现行排采制度与高煤阶、低渗透煤储层的供流能力不完全匹配引起的。依据稳定控制井底流压压降和排采工作制度与地层供流能力相适应的基本思想,将现场采用的模式进行了修正和完善,提出了"两期、六阶段"煤层气井排采精细控制模式,现场试验表明,按照这一精细控制模式,可避免出现套压和动液面快速波动的现象,降低出砂事故率。     

中煤阶煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式和勘探方向

中国低、中、高煤阶煤层气的资源量各占总资源量的1/3，中煤阶煤层气的勘探开发取得了一定的进展。在解剖分析鄂尔多斯盆地东缘保德区块、临兴区块和准噶尔盆地白杨河矿区、白家海凸起等地区的煤层气分布深度、成因以及高饱和—超饱和带分布特征的基础上，总结出煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式。研究表明：①在中国中—西部盆地中，中煤阶煤层存在的深度和深度区间很大，这为中煤阶煤层气的开发提供了巨大的埋深空间，此外，中煤阶煤层气以热成因气为主，个别区块的浅层有一定程度的次生生物气补给；②针对中国煤储层渗透率低的现实，寻找高含气饱和—超含气饱和带是高效开发煤层气的关键，其中，煤层气的高饱和—超饱和带包括次生生物气补充型、二次热生烃补充型和深层型3种；③次生生物气补充型高饱和—超饱和带出现在浅层淡水入渗的影响范围内，二次热生烃补充型高饱和—超饱和带出现的深度与岩浆侵入影响的深度有关，这2种成藏模式出现在局部地区，深层高饱和—超饱和带从机理上来看较普遍，且已得到勘探实践的证实；④在积极探索次生生物气补充型和二次热生烃补充型高饱和—超饱和带的同时，寻找深层超饱和煤层气的"甜点区"，这可能成为中国煤层气未来勘探开发的重要发展方向；5利用常规油气井对深层煤层气进行探索可能是深层高饱和—超饱和带煤层气开发最有效的方式，而对于新钻的穿过深层煤层的常规油气井，应注意煤层取样和煤储层评价工作，以尽快发现更多的深层超饱和煤层气。