鄂尔多斯盆地临兴地区煤系砂岩气与煤层气共采影响因素和参数门限

含煤地层煤层气、致密砂岩气等非常规天然气共探共采是保护天然气资源和提高开发综合效益的重要途径。基于鄂尔多斯盆地临兴地区煤系储层地质条件分析,采用煤系砂岩和煤层层间无窜流双层地质模型,开展了煤系砂岩气与煤层气共采可行性的数值模拟研究,探讨了两气共采效果的影响因素,建立了基于产量贡献率的共采综合评价模型,确定了煤层气与砂岩气共采的参数门限。结果显示,研究区地质构造简单,广覆式生烃的煤系烃源岩与大面积分布的致密砂岩储集层、煤储层及泥岩储层相互叠置,有利于煤系气体成藏;研究区煤系页岩气生产潜力较小,共采以砂岩气和煤层气为主。随着煤系砂岩储层渗透率、压力系数、厚度和孔隙率增加,10年砂岩气产量累计贡献率呈增加趋势;随着砂岩储层含水饱和度升高,10年砂岩气产量贡献率呈下降的趋势;煤层气与砂岩气适合共采综合指数介于8×10~(-7)~4.44之间,高于4.44适合砂岩气单采,低于8×10~(-7)适合煤层气单采。临兴地区L-3井(8+9号煤)、L-10井(4+5号煤)、L-1井、L-4井、L-6井及L-9井的2层主力煤煤层气与致密砂岩气适合共采,而其他井适合致密砂岩气单采。     

中国煤系气共生成藏作用研究进展

煤系气共生共探与共采受到我国天然气行业的高度关注,勘探与开发试验已经取得了一定的成效。在分析煤系气地质条件特殊性的基础上,从煤系砂岩储层致密化机理、煤系气共生组合及成藏要素配置、煤系含气系统叠置性等方面,评述了我国煤系气共生成藏作用的研究进展。研究结果表明:(1)煤系气地质条件的特殊性表现在3个方面——煤系气赋存态和储层岩石类型具有多样性,其成藏效应与常规砂岩气有所不同;煤系沉积序列旋回性极强,气、水分布关系复杂多变;煤系砂岩储集体在广覆式泥质岩中镶嵌展布。(2)煤系富有机质特性以及烃源岩生气过程产生的有机酸,是煤系砂岩储层致密化的重要诱因,煤系砂岩气可能具有部分自生自储及吸附气的成藏特点,并可在一定程度上改善砂岩储层的物性。(3)煤系沉积特点决定了煤系气成藏效应主要取决于生烃强度、运移方式与输导体系、地层流体能量、区域有效盖层等4个方面,特殊的输导体系使得烃源岩生成的天然气在复杂的源储系统中得以重新分配,这是煤系气共生成藏的重要基础。(4)含气系统叠置性是煤系气地质研究的前缘方向之一,近年来发展了测井响应识别技术和含气系统叠置性判识方法,发现煤系存在3种典型流体压力曲线类型,并初步应用于煤系气共采有利层段的优选。     

沁水盆地致密气成藏条件与勘探潜力研究

沁水盆地常规天然气和致密气资源潜力目前仍存在较大争议。为探索沁水盆地致密气勘探潜力,对沁水盆地中南部已钻煤层气参数井重新进行了测井解释,发现了多个致密气可疑层,并重点从烃源岩条件和储集条件对该盆地致密气成藏条件进行了分析,探讨了该盆地致密气勘探潜力。研究表明,沁水盆地具有较好的致密气成藏条件,晚石炭世-早二叠世沁水盆地整体处于海陆过渡相环境,发育了多套煤系烃源岩,具有广布式分布、大面积生烃的特征|上二叠统发育多套三角洲平原分流河道相和河流相砂岩储层,与分流间湾相和湖泊相泥岩形成较好的储盖组合。综合来看,沁水盆地具有较好的致密气烃源条件和储盖条件,可以形成下生上储型致密气藏,具有一定的勘探潜力,应引起重视。       

鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系煤系非常规天然气勘探开发进展与攻关方向

随着非常规天然气甜点评价、水平井分段压裂及多层立体开发等技术的发展,非常规天然气勘探开发对象逐渐由单一型向复合型转变,海-陆过渡相复合型煤系非常规气共探合采有望成为中国页岩油气后的“新非常规革命”。石炭系-二叠系是鄂尔多斯盆地重要的烃源岩层系,非常规天然气资源潜力巨大,但尚处在勘探开发初级阶段。基于“十三五”勘探进展和攻关认识,总结出鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系具有“两源、三高、三气”的非常规天然气地质特征。石炭系-二叠系发育多种岩性/岩性组合类型,其中富煤岩性组合和富有机质页岩岩性组合（“两源”）是勘探潜力比较大的主体类型,烃源岩有机显微组分以镜质组为主,储集空间以有机孔和微裂缝为主,具有高有机碳含量、高热演化程度和高含气量的“三高”特点;气体赋存状态深、浅层分异明显,浅层煤层以吸附气为主,深层煤层存在游离气,形成了煤层气、页岩气、致密砂岩气“三气”共存的多种组合类型。聚焦煤系储层致密、甜点识别难度大、应力大等挑战,初步形成了“长水平段、大排量、大液量、大砂量”钻完井工艺,有效支撑了深层煤系非常规天然气勘探突破。“十四五”期间将进一步加强煤系烃源岩及岩性组合综合研究,建立地质-工程甜点综合评价理论与技术,形成立体勘探开发与工程配套技术,助力鄂尔多斯盆地非常规天然气高质量发展。     

鸡西盆地致密砂岩气存在的可能性

鸡西盆地的油气勘探程度较低,尤其是对致密砂岩气的研究尚处于起步阶段。在总结国内外成功地区致密砂岩气成藏条件的基础上,从构造、烃源岩以及储层条件等方面探讨了鸡西盆地致密砂岩气的成藏条件。依据鸡D8井暗色泥岩样品的地球化学资料,使用化学动力学法计算了研究区致密砂岩气的资源量。研究表明,鸡西盆地属于小型断陷盆地,多期构造演化与储层快速沉积等特点,决定了研究区不具备类似北美阿尔伯达等成功地区的大型致密砂岩气成藏的地质条件。但鸡西盆地城子河组大规模发育的煤系地层长期生气,为致密砂岩气藏的形成提供了充足的气源,烃源岩与储集层紧密叠置接触也有利于致密气的运移和保存。在鸡西盆地的中央凹陷构造稳定区域,寻找致密储层的甜点区,将有机会获得致密砂岩气藏的勘探突破。     

中国陆相烃源岩液态烃产率模拟实验

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自中国10个陆相盆地，包括侏罗系、白垩系和下第三系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质类型包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了上述各类烃源岩的液态烃产率图版。     

川南地区龙潭组煤系气藏特征及地球物理勘探方法

为提高煤系气单井产量，需要探明煤系地层中煤系气、泥页岩气、致密砂岩气等烷烃储层资源条件与开采条件。简要分析了川南地区龙潭组煤系气藏地质特征，发现川南煤系气藏呈现以泥岩-煤层-泥岩地层为主的叠置组合模式，富含Ⅲ型干酪根，具有变质程度高、有机碳含量高、含气量高的特点。煤系上覆长兴灰岩、下伏茅口灰岩地层，存在较大的密度差异，为地震、测井探测提供了良好的地球物理基础。在川南煤系气勘探与开发中，采用地质-物探综合勘探方法，在测井信息约束下，利用相位、振幅、弹性阻抗等地震属性解释煤系气藏的分布特征并预测厚度与含气量，形成了川南地区煤系气藏识别的地震勘探关键技术。上述技术在大村勘探区取得了良好的应用效果，可为川南地区油气产能建设规划提供地质资料支撑。     

准噶尔盆地南缘天然气成因类型与气源

准噶尔盆地南缘地区很多背斜构造均发现了天然气,但对不同背斜构造天然气的地球化学特征缺乏系统对比研究,特别是最近获得高产的高泉背斜高探1井,天然气类型与来源不清楚。系统梳理和对比该区天然气组分与碳氢同位素组成特征,深入分析天然气成因类型,探讨天然气来源。结果表明,南缘地区天然气以湿气为主,少量干气;南缘中西段天然气碳同位素组成较重而氢同位素组成较轻,东段天然气碳氢同位素组成均较轻;南缘地区天然气属于淡水—微咸水沉积有机质热成因天然气,可以分为煤型气、混合气与油型气3类,且以煤型气和混合气为主。侏罗系煤系为南缘地区主要的天然气源岩,二叠系湖相和上三叠统湖相—湖沼相烃源岩也是重要的天然气源岩。南缘西部天然气来源于侏罗系煤系和二叠系湖相烃源岩,中部天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩,部分来源于二叠系/三叠系烃源岩,东部天然气主要来源于二叠系湖相烃源岩。南缘西部高泉背斜高探1井清水河组油气藏天然气是煤型气和油型气的混合气,侏罗系和二叠系烃源岩的贡献约各占一半。图6表1参54     

煤系泥岩和煤岩生成原油的地球化学特征

阳霞煤成油系统位于塔里木盆地库车坳陷东部。据碳同位素特征判断，该系统中的提尔根油气田和依奇克里克油气田的原油都是煤系地层的产物。但它们的生物标志物特征有明显差异：提尔根煤成油与煤系泥岩十分相似，依奇克里克煤成油则与煤岩相似。根据对该系统中、下侏罗统煤系地层烃源岩及其原油地球化学特征的研究，首次将源于煤系泥岩的原油与源于煤岩的原油区别开来。肯定了煤系泥岩和煤岩都具有生烃能力，一定类型的煤岩（富氢贫氧煤）能够形成商业性油气藏。图２表１参２（梁大新摘）     

鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤系叠置含气系统发育的沉积控制机理

鄂尔多斯盆地东缘煤层气、致密砂岩气及页岩气"三气"共存,该区上古生界煤系储层垂向上存在着多个独立的含气系统,目前对该类煤系叠置含气系统发育的沉积控制机理尚缺乏系统深入的研究。为此,基于该区临兴区块上石炭统本溪组—下二叠统山西组钻井岩心观察及钻井、测井资料分析结果,探讨了上述问题。研究结果表明:(1)该区煤系叠置含气系统的发育受控于层序格架内具低孔隙度、低渗透率和高突破压力的含菱铁矿层(关键层)的空间展布;(2)关键层的发育受控于区域海侵事件层的空间分布,主要发育于最大海泛面附近并构成叠置含气系统隔水阻气的边界;(3)二级层序内最大海泛面附近广泛发育的关键层,构成了全区稳定发育的含气系统边界,三级层序最大海泛面附近发育的关键层常因后期(水下)分流河道冲刷切割而保存不全,促使相邻层序的煤系储层组合成统一的含气系统,为该区煤层气与致密砂岩气的共采创造了有利的地质条件。     

鄂尔多斯盆地富县探区上古生界气藏形成条件分析

富县探区上古生界主力烃源岩是煤系,该煤系有机质含量和成熟度均较高,是上古生界气藏的基础.工区上古生界储层大部分是低孔低渗的砂岩,无论间接盖层还是区域性盖层都为古生界气藏的保存做出巨大贡献.盆地内圈闭较为简单,主要是披盖圈闭和岩性圈闭.上古生界良好的生储盖组合和多样的成藏模式组成了一个完整的上古生界含气系统.     

吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征

丘东洼陷是吐哈盆地致密砂岩气勘探开发的重点地区。通过致密砂岩气、煤系烃源岩的地球化学实验等分析,研究了丘东洼陷中下侏罗统致密砂岩气地球化学特征、成因类型、主力气源类型与分布等。结果表明：丘东洼陷致密砂岩气以烃类气体为主,含量为56.8%～97.2%,非烃气体主要为N₂;天然气干燥系数（C₁/C_1-5）为0.79～0.89,全部为湿气;天然气均为热成因气,温吉桑地区致密砂岩气为煤型气,照壁山-红旗坎地区为混合成因气,鄯勒地区为混合气和油型气,柯柯亚地区为混合气和煤型气;丘东洼陷北部地区致密砂岩气成烃母质中含有一定量的腐泥组分,南部温吉桑地区生气母质以偏腐殖型有机质为主;依据烃源岩有机质生物来源构成与沉积环境等指标参数,将研究区中下侏罗统泥岩分为A、B、C、D  4种类型。精细气源对比表明,致密砂岩气烃源岩以煤系泥岩为主,煤岩不是主要的气源岩。有效泥质烃源岩发育区是寻找致密砂岩气“甜点”的重要方向。     

沁水盆地古县区块煤系“三气”储层覆压孔渗实验对比研究

为了揭示煤系中煤层、泥页岩、致密砂岩覆压下的孔隙度和渗透率差异变化特征,采集山西沁水盆地古县区块2块煤样、2块泥页岩和4块砂岩样品,开展了覆压孔渗对比实验研究。结果表明煤系“三气”储层覆压下孔隙度与渗透率随有效应力增加呈负指数形式减少,煤储层、泥页岩储层、致密砂岩储层孔隙度压缩系数比值为1∶1∶0.58,渗透率衰减系数比值为1∶0.73∶0.78。“三气”储层孔隙度、渗透率应力损害率随有效应力增加呈两段式增加,有效应力<4MPa,“三气”储层孔隙度和渗透率损害率均随有效应力的增大呈快速增大的趋势,有效应力>4MPa,随有效应力的增大增幅逐渐平稳,煤储层、泥页岩储层、致密砂岩储层应力敏感性依次降低。研究成果对煤系“三气”的共探共采具有理论意义和实际意义。     

吐哈盆地台北凹陷吉7H井侏罗系致密砂岩油气藏勘探发现与启示

吐哈盆地致密砂岩气资源丰富,前期勘探仅在台北凹陷周缘正向构造带发现巴喀、温吉桑和米登等小型油气藏.在对烃源岩、沉积体系、储层条件及源储盖组合特征综合分析基础上,构建了台北凹陷源内致密砂岩油气成藏模式.研究认为,台北凹陷水西沟群纵向发育八道湾组煤岩、三工河组泥岩及西山窑组二段煤岩3套两类优质烃源岩,有机质丰度高、类型好,...     

鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界烃源岩特征与勘探方向

为了搞清煤系暗色泥岩在鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界本溪组—山西组分布特征及生烃潜力,对延长探区636口探井、评价井煤系暗色泥岩、煤岩厚度进行了大量统计及分布预测,提出了延长探区东北部为煤系暗色泥岩和煤岩主要富集区。同时对探区均匀分布的20余口探井、评价井进行系统取样、室内化验分析及烃源岩评价工作,分析认为本溪组、山西组山2段煤系暗色泥岩有机质丰度较高,有机质类型以腐殖型(Ⅲ型)为主,有机质处于高—过成熟阶段。最后依据烃源岩的评价成果,在计算延长探区上古生界煤系暗色泥岩生烃强度的基础上,综合储层及钻探成果的综合分析,提出了近期勘探方向,对下步天然气勘探开发部署具有重要的指导意义。     

沁水盆地南部煤系地层吸附气与游离气共生成藏研究

沁水盆地煤系地层天然气资源丰富,具有形成大中型气藏的物质基础。大量钻探成果表明,3#煤层与15#煤层是主要的吸附气含气层,而游离气一般赋存在煤层裂隙、煤层顶底板的围岩中,区内煤系地层吸附气和游离气之间普遍存在同源共生的特点,具有相近的温压条件,形成统一的吸附气—游离气共存系统;在系统内部,煤层吸附气与煤层游离气、煤层游离气与围岩中游离气之间发生动态交换作用,形成一个动态平衡体系。随着构造演化和温压条件的变化,会引起吸附气和游离气之间的不对称迁移。根据煤层与其他岩层接触关系,可将煤层吸附气—游离气共存系统划分为3类:煤岩—顶板型、煤岩—底板型、煤岩围限型。可根据围岩岩性进一步划分为煤岩—砂岩型、煤岩—泥岩型和煤岩—石灰岩型,不同的煤岩—岩性组合具有不同的煤层吸附气、游离气含气特征。沁水盆地南部煤系地层吸附气与游离气同源共生规律的发现,为实现煤层吸附气与游离气合理共采奠定了理论基础。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与分布预测

在分析大量实验及统计资料的基础上,根据源岩、储层及构造条件,利用地质信息叠合法,预测吐哈盆地致密砂岩气的有利分布区。研究表明,吐哈盆地中、下侏罗统煤系烃源岩的母质类型主要为Ⅲ型,有利于大量生气,其中煤岩分布更为广泛,热演化程度中等—较高,供气能力更强。由于快速堆积和微弱的溶蚀作用,吐哈盆地水西沟群储层自侏罗纪末以来普遍致密化,裂缝和孔隙是影响储层含气的主要因素,三角洲相和冲积扇相为有利的"低熟"储层发育区。根据致密砂岩气的成藏特征,采用配置系数P,将有利区的定性预测进行定量化。结合源储配制地质评价,认为在吐哈盆地山前带地区水西沟群西山窑组地层中,煤系地层和炭质泥岩与储层叠置发育,有利于致密砂岩气的成藏。     

库车前陆盆地含油气系统的地质特征

论述了库车含油气系统的地质特征:1具有一个生烃灶,发育有三叠系和侏罗系烃源岩,岩性为湖相泥岩、沼泽相煤系和高碳泥岩,干酪根为 ～ 1型;2具有低温度场、高压力场和强应力场,这种能量场导致了晚期运聚和事件成藏;3成藏组合包括三叠系-侏罗系烃源岩,侏罗系红色泥岩和下第三系-上第三系膏泥岩两套区域盖层和其它局部盖层,和三叠系-上第三系的砾岩、砂岩、粉砂岩和白云岩储层;4圈闭主要为坳陷区中新世以来形成的成排成带的断层相关褶皱和前缘隆起正断层下盘的断块;5由于强烈的构造运动,有早白垩世成油期和中新世末两个成气期,最重要的成藏期为中新世末(1.8Ma前);6有3种成藏模式,油藏、凝析气藏和气藏分布于三叠系-侏罗系的砂岩和砾岩储层、白垩系和下第三系的砂岩和粉砂岩以及白云岩储层。认为形成大油气田的关键因素有区域盖层、有效烃源岩的范围、疏导体系的连通性和圈闭的规模等。     

临兴地区上古生界煤系烃源岩评价及排烃特征

临兴地区处于开发初期,上古生界煤系烃源岩特征及排烃规律不清,制约了下一步的勘探开发。综合运用测井及分析化验资料,对该区煤系烃源岩的分布、地球化学特征、排烃规律及控藏作用进行了深入研究。结果认为:临兴地区烃源岩为太原组—山西组煤岩、暗色泥岩及炭质泥岩,有机质丰度为中等—好,受沉积环境影响,有机质类型以Ⅲ型为主,含部分Ⅱ1型和Ⅱ2型,Ⅱ1型仅发育于太原组,且从太原组到山西组,Ⅲ型所占比例增大,Ⅱ型所占比例减小;受紫金山碱性杂岩体影响,有机质为高成熟—过成熟,生气强度大于20×108m3/km2,呈西高东低、北高南低、大面积广覆式生烃特点;排烃强度控制气藏范围,太原组排烃效率及总排烃量优于山西组,对上古生界气藏形成贡献较大。该研究深化了临兴地区上古生界煤系烃源岩的系统认识,为该区煤系致密砂岩气运聚成藏特征及勘探开发提供了重要的参考依据。     

薄—中厚煤层群煤层气井高产的地质与工程协同控制技术——以贵州织纳煤田文家坝区块为例

中国西南地区煤层气资源量十分丰富，且主要赋存于上二叠统煤系薄—中厚煤层群中，贵州地区虽然有近10年的煤层气规模化试采与探采工程实践，但仍存在低产井、低效井比例偏高的问题。为了推进贵州地区薄—中厚煤层群煤层气高效探采工作，在系统梳理织纳煤田文家坝区块地质条件、煤储层特征、开发工艺与开发效果基础上，分析了煤层气井高产及井间产气差异的地质控制因素，探讨了地质适配性分层压裂与合层排采技术。研究结果表明：(1)薄—中厚煤层群具有埋藏浅、含气性好、渗透率较高、储层压力欠压—正常的特征；(2)煤层气井高产既受阿弓向斜轴部构造应力集中、水力封堵作用下煤层气富集影响，同时也与浅埋藏条件下煤储层原始渗透性较高有密切关系，区内断裂构造与水文地质条件共同导致了丛式井组内井间产气效果差异；(3)应根据丛式井压裂煤层靶点间距及导水断层距离合理控制水力压裂施工规模，注前置液造缝阶段快速提升注入排量并非连续段塞增大裂缝延伸长度，注携砂液支撑阶段阶梯式连续加砂有效支撑裂缝；(4)长期维持小于0.5 MPa的低套压合层排采条件，缩短憋压持续时间，延长提产持续时间以提高稳产前的压裂液返排率，保证排采过程连续性以避免储层伤害...