山西沁水盆地南部太原组煤储层产出水氢氧同位素特征

为了研究沁水盆地南部太原组15号煤储层及其顶板灰岩的含水特征及水动力条件,从沁水盆地南部柿庄地区采集了煤层气井排出水、矿井下的煤层水与煤层顶板灰岩水、地表水共51个水样进行氢氧同位素及主要离子浓度测定。结果表明：目前排采15号煤的煤层气井排出水是煤层水和煤层顶板灰岩水的混合水。15号煤储层和顶板灰岩裂隙含水层之间存在较强的水力联系,煤层在排水过程中接受灰岩水的大量补给。煤层顶板灰岩裂隙含水层封闭性较差,水在灰岩裂隙中径流速度较快。煤层顶板灰岩水表现出 18O漂移的特点,排采15号煤的煤层气井排出水既表现出 18O漂移特点,也表现出D漂移特点,而排采3号煤的煤层气井排出水则主要表现出D漂移特点。煤层气井排出水的δD和δ18O值都与矿化度TDS呈现出一定的正相关性,δD和δ18O值也可以作为判断煤层水径流条件的参考因素。     

沁水煤田南部煤层气赋存及开发

通过对沁水煤田南部地质构造的分析，总结了赋气构造类型，同时揭示了沁水煤田南部煤层气的开发前景。     

沁水盆地南部柿庄北地区煤层气勘探潜力研究

本文通过对该地区构造特征和煤储层特征的研究,探讨了柿庄北地区的煤层气勘探潜力。研究认为,柿庄北地区可划分为三个构造区带,即东部缓坡带、中部隆褶带和西部斜坡带。柿庄北地区主要发育3~#煤层和15~#煤层,煤层厚度大、含气量高、临界解吸压力较高是该区有利的煤层气富集因素,而煤层埋深较大、断裂发育、储层物性较差又制约着煤层气的富集。但综合来看,柿庄北地区是一个具有较大煤层气勘探潜力的地区,按照煤层气勘探和开发规范,可进一步划分为4个煤层气勘探区,其中东部缓坡带构造平缓、埋深较浅、含气量高,是最有利的勘探区。     

沁水盆地南部煤层气储层纳米级孔隙特征研究

纳米级孔隙是煤储层吸附甲烷的主要场所,通过对沁水盆地南部4个矿区12个代表性煤样的液氮吸附实验,详细分析了煤的纳米级孔体积、比表面积、孔径分布及孔形结构等孔隙特征(1.5¹00 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5100 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5⁰.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.1960.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.196².654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(102.654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(10¹00 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5100 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5⁵ nm)控制。实验煤样的吸附回线可以分为4类,根据吸附回线可将实验煤样的孔形结构分为半封闭孔、开放孔、细瓶颈孔。随变质程度增高,孔体积和比表面积均表现出先降低再增加的趋势;比表面积与镜质组含量存在微弱的正相关关系,而与矿物质含量的关系则相反。     

沁水盆地南部斜坡地带煤层气老井挖潜技术实例研究

在分析研究沁水盆地煤层气开发较早低产老井的地质资料、压裂资料及排采资料的基础上,总结老井低产原因及影响因素,采用投资较少的技术手段,充分挖掘低产老井潜力,有效提高采收率。     

沁水盆地南部煤层气田产出水地球化学特征及其来源研究

分析煤层气田产出水的组成和变化,研究煤层气田产出水的水文地球化学特征及其来源,对于认识煤储层中水的解吸与渗流过程以及煤层气的富集机理具有重要意义。通过沁水盆地南部煤储层水化学特征、氢氧同位素和碘同位素特征分析,探讨了煤层气田产出水的来源,研究结果表明：根据采样点数据,沁水盆地南部煤层气田产出水的水质类型多以Na-HCO3型为主,有少量Na-Cl型和Na-SO4-Cl型,煤层气产出水的矿化度大多中等,介于690~2 150 mg/L;沁水盆地南部煤层气田产出水的δD值介于-82‰~-68‰,δ18O值介于-11.5‰~-10.1‰,并且均落在当地大气降水线附近,说明研究区煤层气田产出水主要来源于当地大气降水,并且部分区块煤层气田产出水还与CO2及周围煤岩发生了氢氧同位素的交换反应;ρ(129I)/ρ(127I)校正值介于10.21×10-12~40.59×10-12,通过129I衰变规律计算沁水盆地南部富集区煤层气田产出水年龄为3.3 Ma至今,揭示了沁水盆地南部煤层气田产出水主要来源于古大气降水（上新世和早更新世大气降水）和现代大气降水,并且大气降水对沁水盆地南部煤层气赋存起到保压富集的控制作用。     

古交矿区太原组煤层气开发地质特征及产能优化

沁水盆地太原组深部煤层气资源丰富,勘探开发尚未系统开展。通过解剖沁水盆地西北部古交矿区煤层气钻井、压裂、排采资料和测试数据,揭示太原组煤层厚度、含气量、储层物性等地质条件和见气压力、排采规律等开发特征,结合数值模拟提出了开发井型和井网设计。研究区太原组8号和9号主力煤层分布稳定,累计厚度约5 m,埋深在500～900 m,以低灰和低硫煤为主,生气能力强,含气量约11 m³/t。煤层物性中等,含气饱和度高,临储比高,见气时间早,具有较好的开发潜力。影响煤层气开发因素包括构造运动导致地应力集中,工程改造困难;主力煤层见气压力较低,气体解吸困难;开发过程中间歇性排采,裂缝或孔喉堵塞等。基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟,当储量丰度达到0.4×10⁸m³/km²,见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好,模拟预测20 a累计产气量达到957×10⁴ m³。研究区水平井最佳开发指标为水平段长度700 m, 8段压裂、井距300 m。当定向井与水平井距离在...     

阜康矿区煤层气成因探讨

以准噶尔盆地南缘阜康矿区为研究区,对研究区内10口煤层气井的排采气进行了气体组分、甲烷碳同位素、乙烷碳同位素及二氧化碳碳同位素测试,并结合研究区特殊的地质环境特征对煤层气的成因进行了判别。研究发现:阜康矿区煤层气组分包括CH_4(81.79%)、CO_2(14.36%)、N_2(2.28%)和C_(2+)(0.99%),煤层气甲烷碳同位素值δ~(13)C_1分布范围为-58‰～-49‰,平均值为-53‰,乙烷碳同位素值δ~(13)C_2分布范围为-32.2‰～-23.1‰,平均值为-28.1‰,二氧化碳的碳同位素值δ~(13)C(CO_2)分布范围为+8.5‰～+14.2‰,平均值为+12.9‰;研究区煤层气为热成因和次生生物成因的混合成因气,其中的热成因气为热降解成因,次生生物气主要是醋酸发酵形成的产物;急倾斜煤层和火烧区为微生物进入煤层提供了通道;温度适宜、偏酸性且矿化度较低的地下水环境为微生物提供了生存环境;地下水渗流方向与煤层气运移方向相反,具有水力封堵控气作用;火烧区滞水层与煤层顶底板一同对煤层气藏进行有效圈闭,保证了混合成因气的储存。     

郑庄-胡底煤层气地球化学特征及成因探讨

结合沁水盆地南部地质构造史和热演化过程,从甲烷碳同位素与煤岩镜质组反射率、甲烷碳与氢同位素、甲烷与水的氢同位素值定量关系3方面探讨了郑庄和胡底区块煤层气成因,结果表明:煤层气组分中,甲烷体积分数占绝对优势,为96.83%~98.55%,为极干燥气体;甲烷δ13C1和δD分别为-33.1‰~-30.8‰和-179.32‰~-160.53‰;煤层气主要为经次生改造的热解成因煤层气。煤层气δ13C1实测值与推测值-27.89‰相比明显偏轻,其原因是燕山期异常古地温阶段,横向地下水循环和竖向热液循环过程中流体优先溶解13CH4产生的甲烷碳同位素分馏作用的结果。15号煤抽采煤层气甲烷氢同位素值与伴生水氢同位素值定量关系表明,由于CO2还原次生生物作用造成3号煤和15号煤抽采煤层气甲烷δD的差异。     

鄂尔多斯盆地东南缘临汾区块煤层气成因及其影响

为研究临汾地区煤层气成因类型,在综合前人研究成果的基础上,研究分析了煤芯解吸气成分、井口气成分、碳同位素特征、煤层水地球化学特征及水动力等条件,认为研究区煤层气保存条件整体良好,但甲烷碳同位素偏轻、重烃组分偏少,表明受到了一定因素或次生作用的影响。对比分析导致甲烷碳同位素偏轻、重烃组分偏少的次生改造作用,认为扩散-运移的影响作用最大,还认为临汾区块东缘和薛关一带具备形成次生生物成因气的条件。结合Whiticar图版,认为临汾区块煤层气主要为受到运移-扩散次生作用影响的热成因气,J81井5号和8号煤、J25井8号煤层气为次生生物成因气,J25井5号煤和J60,J62,J11,J80井煤层气为热成因气和次生生物气的混合气。薛关一带和东缘刁口—蒲县东一带虽有次生生物气的补充,但后期保存条件较差,含气量普遍偏低。薛关断裂以西的构造斜坡带,热成因气保存条件良好,含气量高。     

低温改造技术在沁水盆地南部煤层气井试验应用

通过深入低温改造技术机理研究和沁水盆地南部现场试验效果分析,总结出低温改造技术适用条件及未来改进方向.研究表明,低温改造技术通过利用液态CO2、 N2等的低温、冷冲击及竞争吸附的特性,改变煤岩物理性质和促进煤层CH4解吸,达到增渗增产的效果;分析认为浅部原生煤、碎裂煤发育区适合低温改造技术的使用.     

鄂尔多斯盆地南部侏罗系煤层气成因探究

鄂尔多斯盆地南部侏罗系具有较好的煤层气勘探潜力,但煤层气成因有待深入研究,弄清楚其成因类型能够有效指导该区下一步勘探开发方向。基于区域地质条件、煤层气样品组分、稳定同位素等分析,对其成因进行了探讨。结果表明,研究区浅部的彬县、焦坪、黄陵地区煤层气δ13 CCH4一般介于-81‰~-57‰,煤层气干燥系数一般大于100,δDCH4一般介于-236‰~-234‰,煤层气为晚期生物成因,同时,地层水矿化度低,煤岩孔隙度较高,渗透性较好,具备生物气生成的地质条件;深部合水-宁县地区煤层气δ13 CCH4一般介于-49‰~-35‰,煤层气干燥系数一般小于100,是典型的热成因气,地层水矿化度高,呈酸性,不利于生物气的生成。     

沁水盆地阳泉地区煤层氮气同位素组成及其成因

煤层气地球化学研究对象以煤层甲烷为主,对非烃组分氮气地球化学特征的研究相对较少。采用气相色谱和同位素质谱方法,分析了沁水盆地北部阳泉-寿阳地区煤层排采气中氮气的地球化学特征。结果表明：采集的排采气样中氮气体积分数平均为1.46%,其中大气源氮气为1.05%,有机成因氮气为0.41%。有机成因氮气的δ15N平均为+1.5‰,属于热氨化和热裂解混合成因。阳泉-寿阳地区排采气中有机成因氮气同位素组成主要受地下水动力条件、人为排采活动以及解吸-扩散-运移效应影响,其中,较强的地下水动力条件导致其同位素组成偏轻;产气量越高,氮气同位素组成越重;煤层埋深越深,氮气同位素组成越重。依据多元线性回归分析的结果,各影响因素对有机成因氮气同位素组成影响的程度由高到低依次为：地下水动力条件>排采>解吸-扩散-运移。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化

为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数。表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差。要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m~3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性。     

沁水盆地南部煤层气评价试采井组的标定技术及应用

沁水盆地南部煤层气地质条件好,具备煤层气勘探评价和开发的资源基础.本文在总结沁水盆地南部煤层气地质条件的基础上,重点论述了勘探阶段煤层气试采井组的地质选区和井位标定技术,通过应用实例说明,在评价阶段利用煤炭勘查和煤层气勘探资料标定试采井组可行,并且整体效果较好.     

煤层气的微生物分馏效应

本文借鉴生物气成因等理论,从分馏的角度探讨微生物作用对煤层气造成的效应,对生物成因的煤层甲烷碳同位素值进行定性描述,并给出了煤层CH4和CO2之间碳同位素值之间的关系。在此基础上以淮南新集矿区煤层气为例,分析得出煤层气的微生物分馏效应对煤层气组分和同位素组成造成的影响,并得出结论,在煤层气的微生物分馏效应中,大部分煤层甲烷来自CO2的还原。     

沁水煤层气田樊庄区块直井产出特征及排采控制方法

沁水盆地樊庄区块煤层气开采已初具规模,目前最早投产的煤层气井生产时间已接近4年.通过生产动态数据的跟踪分析,结合本区煤层储层特征,对该区煤层气井的排采特点有了一定的认识,并将煤层气井的生产过程划分为五个阶段,制定了相应的排采控制方法,为樊庄区块生产井管理提供了理论依据.     

沁水盆地南部煤层气储层敏感性评价与保护技术研究

钻井过程中对储层原始平衡状态的改变是造成储层伤害的根本原因,进而影响到煤层气产能。通过分析钻井过程中储层伤害原理,结合研究区储层物性及岩石学特征,对研究区储层敏感性进行评价,认为研究区储层整体敏感性较强,其主要的潜在伤害因素有:应力敏感、速敏、酸敏和水敏,并提出相应的保护建议。