俄乌哈三大煤盆地煤层气地质及开发潜力对比研究

俄罗斯、乌克兰和哈萨克斯坦（俄乌哈）三国拥有丰富的煤炭资源和煤层气资源。在美国实现煤层气商业化开发的引导下,这三大独联体国家也逐渐开展本国的煤层气勘探开发。本文在分析俄乌哈三大煤盆地（库兹涅茨克、顿涅茨和卡拉干达）构造、地层及煤层气地质特征的基础上,详细地分析这三大煤盆地煤层气开发潜力,并对其开发潜力进行仔细地对比研究。研究表明：库兹涅茨克煤盆地煤层气发育具有“巨大且巨富”的特征,非常适合煤层气规模化开发;卡拉干达煤盆地煤层气发育具有“小而肥”的特征,同样适合煤层气开发;而顿涅茨煤盆地煤层气发育具有“大而贫”的特征,与前两者比,其煤层气开发潜力明显较差。     

利用测井资料计算煤层含气量及工业组分方法研究

煤层气作为非常规能源,越来越得到重视。煤层气的测井识别和相关参数的计算是个重要而困难的问题,尤其是预测含气量及工业组分,难度较大。在调研相关文献的基础上,结合生产中的实例,利用测井数据、岩心分析数据及生产数据等资料,应用相关数学方法及经验,并采用复合参数来建立煤层含气量及工业组分的测井预测模型,应用效果较好。     

延川南煤层气田氮气扰动增产技术试验及效果分析

延川南煤层气田目前面临的主要问题是存在大量的低产低效井,产能没有得到充分释放。国内专家和学者对低产低效井增产的技术进行了大量研究,尝试了冲击波、氮气泡沫压裂等技术,但是成本高增产效果有限,在这些技术的研究基础上,设计出一种新的增产技术——氮气扰动技术,该技术目前正处于试验阶段。该技术在延川南煤层气田经过20多口井的试验,发现大多数低产低效井经过氮气扰动试验后大幅度增产,但停止试验后又恢复低产或停产,说明氮气扰动是一种增产辅助手段,可根据经济效益反复应用。氮气扰动技术适用于曾经水力压裂、裂缝通道较完整、初期产量较高、抽采周期短、递减率较高的低产低效井或停产井。氮气扰动是煤层气低产低效井增产改造的创新性技术,值得在延川南煤层气田进一步探索和应用推广。     

煤层气井产出水演化路径及产量判识意义——以黔西地区织金区块为例

煤层气井的产出水蕴含着重要的地质与产能信息,揭示产出水的地球化学特征与主控因素,阐明产出水的演化路径及其与产能的内在关系,有助于理解产能的非均质性并为开发方案优化提供依据。近年来,黔西地区织金区块煤层气的勘探开发取得重要突破,这为中国南方多层、薄层状煤层条件下煤层气的开发提供了技术示范,但仍然存在产出水质变化大、产能不确定性高、控产因素不明等问题。通过采集黔西地区织金区块上二叠统长兴组—龙潭组煤层气井的产出水样并开展水文地球化学测试,探讨了水化学特征、演化路径及其产量判识意义。产出水质包括Na-HCO₃型与Na-Cl型,前者的总固溶体(TDS)含量为944～2 681 mg/L,后者的TDS含量为3 603～8 800 mg/L。以TDS含量为刻度,水样的5个聚类(聚类(1)—聚类(5))代表地下水的滞留程度依次增高。脱硫酸作用、阳离子交换吸附作用、浓缩作用是控制产出水化学特征与演化的主要因素。产出水的水质变化先后经历了氧化条件下补给作用主导的低TDS含量(<200 mg/L)Ca-SO₄型水质、还原条件下脱硫酸作用与阳离子交换吸附作用...     

延川南深部煤层气富集规律及开发特征研究

为深入总结延川南深部煤层气的地质特征以及生产规律,研究了其富集规律及产气特征与浅部煤层气存在的差异,结果表明:延川南深部煤层气主要富集高产因素为沉积控煤、构造-水文联合控气及物性控产;从煤层气解吸机理出发,降低排采速率,延长见气周期,提高泄压体积的排采方式能保障深部煤层气井高产稳产;井组试采归一化结果表明,深部煤层气初期解吸效率低,但单井控制储量大,具有"见气晚、上产缓、稳产久、单产高"的特点;延川南深部煤层气的高产稳产效果证明此类气藏具备效益开发可行性,研究结果能为同类气藏的勘探开发提供借鉴。     

和顺区块煤层气井排采影响因素分析

结合和顺区块煤层气投产井地质条件、压裂效果及排采控制等特征,分析了影响该区煤层气排采的因素。结果表明构造复杂易造成压裂裂缝与断层沟通,干扰排采;生产煤层渗透率低、解吸压力低是该区煤层气排采的不利条件;15#煤层埋深较浅,产液量低影响煤层排水降压;压裂施工应控制裂缝形态,提高压裂效果,避开区域灰岩含水层对煤层越流补给;合理控制套压,缓慢控制流压,对扩大煤层气解吸范围,提高产气量十分重要。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气储集与产出条件

对鄂尔多斯盆地东缘58件煤岩样品进行块煤光片法显微裂隙测试、低温氮比表面测试和压汞孔隙结构测试.结果表明,鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔裂隙系统具有以下特点：显微裂隙密度大多数在20～100条/(9 cm²)之间,构造活动强烈地区微裂隙发育增多;煤储层孔隙度相对较小,孔隙结构以小孔和微孔为主,大孔次之,中孔发育最差;BET比表面积总体较高,介于0.092～20.480 m²/g,煤储层吸附能力强.运用Q型聚类分析方法,划分出4类具有不同孔隙系统的储层,结合显微裂隙发育情况得出：Ⅰ类储层显微裂隙较发育,孔隙度大,孔隙结构合理,比表面积较高,为煤层气勘探开发的有利储层;Ⅲ类储层构造微裂隙发育,但渗透性差,孔隙度、比表面积较小,中孔不发育,为煤层气勘探开发的不利储层;Ⅱ类储层介于Ⅰ,Ⅲ类储层之间,为煤层气勘探开发的较有利储层;Ⅳ类储层微裂隙发育,孔隙度中等,大、中孔发育,渗透性能较好,但储层比表面积较低,限制了储层的吸附能力,为煤层气勘探开发的较有利储层.     

黔西滇东上二叠统煤孔隙发育特征及煤级对孔隙的影响

在对黔西滇东地区34个上二叠统龙潭组煤样进行压汞测试分析及扫描电镜观察的基础上,从孔隙度、各孔径段孔隙分布、各孔径段孔隙对孔隙度的贡献以及煤级对孔隙发育的影响4个方面对煤孔隙特征进行系统分析。研究表明：研究区煤孔隙度具有北低南高、东低西高的特征;煤孔隙以小微孔为主,大孔和中孔发育程度相当;随着孔隙度的增加。各孔径段孔隙贡献率的增加速率存在差异,以大孔贡献率的增加最为明显;孔隙度随煤级的增加呈“M”型波状变化．趋势变化的3个拐点分别对应尺．值的0．8％．1．4％．2．6％。     

俄乌哈三大煤盆地煤层气地质及开发潜力对比研究

俄罗斯、乌克兰和哈萨克斯坦(俄乌哈)三国拥有丰富的煤炭资源和煤层气资源。在美国实现煤层气商业化开发的引导下,这三大独联体国家也逐渐开展本国的煤层气勘探开发。本文在分析俄乌哈三大煤盆地(库兹涅茨克、顿涅茨和卡拉干达)构造、地层及煤层气地质特征的基础上,详细地分析这三大煤盆地煤层气开发潜力,并对其开发潜力进行仔细地对比研究。研究表明:库兹涅茨克煤盆地煤层气发育具有巨大且巨富的特征,非常适合煤层气规模化开发;卡拉干达煤盆地煤层气发育具有小而肥的特征,同样适合煤层气开发;而顿涅茨煤盆地煤层气发育具有大而贫的特征,与前两者比,其煤层气开发潜力明显较差。     

延川南地区2号和10号煤层分压合采的可行性研究

鄂尔多斯延川南地区发育低渗、多层煤层气藏,主力煤层为2号和10号煤层,分层压裂合排采气（以下简称分压合采）是制定开发规划时的首选方案之一。基于延川南地区煤层气井的实际生产资料,并结合煤层气井的产气特点,论述了延川南地区2号和10号煤层分压合采的影响因素及可行性,研究认为,煤层压力与压力梯度、解吸能力、层间距、上下围岩岩石性质、水文地质条件、原始渗透率及压裂后渗透率等是分压合采提高煤层气井产能的控制条件。最终,提出了该地区2号和10号煤层分压合采适合基本地质条件,优选了有利区域。