延川南地区煤层气资源潜力分析

延川南地区是鄂尔多斯盆地石炭-二叠系含煤系的主要分布区,本文通过研究延川南地区的主力煤层厚度、埋深、煤岩煤质特征及演化程度、煤层吸附性、煤储层物性及含气性、煤层气保存条件等因素,认为延川南地区煤层层数多、主力煤层厚度大、储层含气量高、顶底板封盖性能好、构造简单等特点,具有很好的煤层气富集成藏条件,是中高煤阶煤层气勘探有利目标区。并通过与已获得较好煤层气勘探开发先导试验效果的大宁-吉县和韩城地区的对比。认为延川南地区具有较高的煤层气勘探开发潜力。     

延川南地区煤层气资源潜力分析

延川南地区是鄂尔多斯盆地石炭—二叠系含煤系的主要分布区,通过研究延川南地区的主力煤层厚度、埋深、煤岩煤质特征及演化程度、煤层吸附性、煤储层物性及含气性、煤层气保存条件等因素,认为延川南地区煤层层数多、主力煤层厚度大、储层含气量高、顶底板封盖性能好、构造简单,具有很好的煤层气富集成藏条件,是中高煤阶煤层气勘探有利目标区。并通过与已获得较好煤层气勘探开发先导试验效果的大宁—吉县和韩城地区的对比,认为延川南地区具有较高的煤层气勘探开发潜力。     

鄂尔多斯盆地侏罗系煤层气富集机制与模式

基于煤层气富集与其形成的地质条件密切相关性,从大地热流与地温场、古构造应力场、地下水动力场等三场,阐述了鄂尔多斯盆地侏罗系煤层气富集的地质机制。研究认为,较低的地温为煤储层吸附甲烷提供了有利条件;古构造应力场与煤层裂隙的有机配置,对煤层气的富集比较有利;侏罗系含水层系统对煤层气的富集起到水动力封闭作用,在某些水动力较弱的近于滞流区,可能是煤层气富集的有利区带。同时认为鄂尔多斯盆地侏罗系煤层气藏属于典型的单斜构造富气模式,该模式下形成的煤层气富集特征受三场在内的各种能量场的相互耦合关系所制约。     

延川南地区煤层气发育特征研究

通过大量收集延川南地区煤层资料及煤层气测试分析数据,野外地质调查及钻井岩心观察描述,在对含煤地层研究的基础上,分析了煤层气的发育特征。     

地震属性在延川南煤层气勘探中的应用

从延川南地区地震资料中提取各种地震振幅、频率、相位等地震属性,比较分析地震属性与反射结构、煤层气储层中的煤层、含水层、含气层的关系,结果表明地震属性分析可以精细地描述煤层气储层的构造、地层和岩性特征,可以判别储层中强含水、含气层。结合钻井地质资料与测井资料,三瞬剖面解释可以进行煤层厚度估计与质量评价,为煤层气钻井设计提供依据。     

鄂尔多斯盆地东南缘煤层瓦斯分布规律

以实际测试资料为基础,论述了鄂尔多斯盆地韩城矿区煤层瓦斯含量、分布及控制因素。     

鄂尔多斯盆地东区煤层气赋存规律分析

针对鄂尔多斯盆地东区煤层气(瓦斯)分布不均衡特点,阐述了目标区中部煤层气含量高而南北两区气体含量偏低的原因,关键是盆地基底持续沉降条件下煤的深成变质作用结果和燕山期岩浆侵入导致的部分区段热量叠加;结合区域煤层气资源分布特征,讨论了煤层气富集的关键是煤层盖层致密、埋深较大、构造简单和水动力封闭作用等因素。     

延川南注二氧化碳置换煤层气技术可行性分析

注二氧化碳置换煤层气技术可以从吸附机理出发,增加煤层中甲烷解吸速度,增加日产量,提高采收率.根据已有探井、排采井数据和煤层气评价参数,延川南区块2号煤属于中等偏低水平储层;五口典型井产能预测及采收率动态预测结果显示,其中三口井的采收率(15年)处于40％以下,分别为13.79％,23.62％,36.18％,严重制约了煤...     

准南煤田呼图壁矿区单斜-承压式煤层气富集规律研究

通过系统收集、分析已有煤田、煤矿及油气勘探资料,对影响呼图壁矿区煤层气富集的煤级、构造、沉积、水文地质等诸多因素进行深入研究。综合各项研究分析得出:煤级较高、单斜构造、地下水矿化度适中及封盖条件较好的区域为煤层气最有利富集区,是呼图壁矿区下一步勘探开发的有利地区。     

鄂尔多斯盆地东缘石楼区煤层气勘探开发前景

本文作者对鄂尔多斯盆地东缘石楼区石炭、二叠系煤层的沉积特征和含气性进行了系统的研究,认为该区内具有生成煤层气的物质基础和赋存地质条件。以影响煤层含气性为重点,详细论述了煤层含气性特征,导致煤层含气性变化较大的主要地质因素是煤的演化变质程度、上覆有效地层厚度和上覆盖层条件。综合本区煤储层特征及煤层气赋存地质条件,煤层气勘探开发前景可划分为有利区、较有利区两类。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块深部关键煤储层参数识别

深部条件下煤储层关键参数的识别是煤层气开发评价的基础。基于鄂尔多斯东缘临兴区块深部煤层气勘探和测试研究结果显示:朗格缪尔体积随镜质组反射率的增大先增加后减小,朗格缪尔压力与镜质组反射率呈"U"型变化,两者均在2.5%Ro,max左右出现转折。采用非线性分析方法,基于实测含气饱和度与煤层埋深的关系,建立了含校正系数的深部煤层含气量计算模型。山西组4+5号煤层预测含气量6.7~22.1 m3/t;本溪组8+9号煤层含气量在12~20 m3/t,在平面上总体均呈东低西高展布。4+5号煤预测临界解吸压力介于1.03~9.40 MPa,临储比介于0.11~0.63,平均为0.33;8+9号煤预测临界解吸压力介于1.27~10.47 MPa,临储比介于0.12~0.64,平均0.334。在平面上,4+5号煤临界解吸压力与临储比均呈西高东低、西北部最高展布,而8+9号煤总体呈北高南低展布。     

沁水盆地深煤层注入CO_2提高煤层气采收率可行性分析

探讨CO2注入深煤层提高煤层气采收率可行性对于解放我国丰富深部煤层气资源具有积极意义。分析了沁水盆地不同深度条件下储层参数的变化规律,开展了CO2注入煤层增产效应的数值模拟研究。结果显示,煤储层参数随埋深呈非线性变化且各参数显著变化深度具有较好的对应性,存在500~600 m,950~1 150 m两个关键转折界限,据此将煤层划分为浅部、过渡、深部三带。随着埋深增加煤储层强非均质向均质转换,即所有参数在浅部较为离散而深部收敛。通过不同深度煤层的CO2注入生产效果模拟显示,注入CO2后煤层气采收率均得到不同幅度提高;注入CO2提高煤层气采收率效果由过渡带、浅部、深部逐步递减;注入时间越早和越长,提高采收率效果越显著;要实现深部煤层气采收率显著增加必须保证一定的CO2注入量;深部CO2封存优势显著。     

论深部煤层气成藏效应

从理论上分析了深部煤层气成藏的特殊性,系统阐述了煤层含气性、渗透性及流体压力系统的特征及其地质控制因素。研究认为:受地应力机制转换,深部煤层天然裂隙的产状和组合模式存在垂向分带性,进而影响到煤层渗透率的发育状况。构建了基于温压条件下吸附收缩膨胀、热膨胀、地应力及地下水化学等效应深部煤层渗透率数学模型,分析了深部煤层渗透率的分布规律。建模分析了地应力场、地温场及煤基质收缩膨胀效应对煤层压力状态的控制作用,发现深部煤层与浅部煤层的成压因素差异显著。在埋深1 200 m以浅,地应力和吸附量增加诱导的流体压力增强效应基本相当,地温效应最弱;埋深继续增大,地温效应变强,地应力次之,吸附膨胀效应最弱。基于较高温压条件下的煤吸附-解吸物理模拟,揭示了深部地层条件下煤吸附行为的特殊性。研究发现:埋深增大,煤级对煤吸附性的影响减小,高煤级煤吸附性对储层压力的敏感性弱于低～中煤级煤。构建了耦合煤级-温度-压力的有效扩散系数模型和深部煤层含气量数学模型,发现深部煤层含气量与埋深之间的临界深度受煤级、地层温度、地层压力的综合控制,临界深度在同煤级条件下随储层压力梯度增大而变浅,在相同煤级和储层压力梯度条件下随地温梯度减小而变深。认为...     

沁南-郑庄区块深部煤层气“临界深度”探讨

基于沁南—郑庄区块35层次煤层气井注入/压降及地应力实测数据,系统分析了郑庄区块地应力垂向变化规律,并在此基础上探讨了煤储层渗透性、含气性、气水产出垂向差异性演化,揭示了郑庄地区深部煤层气界限。郑庄区块地应力状态在垂向上发生转换:575 m以浅,σHσvσh,表现为大地动力场,现今地应力状态为压缩状态;575 m~675 m,水平主应力较浅部有所降低(σH≈σvσh),表现为准静水压力场,现今地应力状态为过渡状态(由压缩状态过渡为拉张状态);675~825 m以深,σvσHσh,表现为大地静力场型,现今地应力状态为拉张状态;825 m以深,σHσvσh,现今地应力状态为压缩状态。煤储层试井渗透率随埋深的变化与地应力场状态的转变基本一致,其实质是地应力作用下煤体孔隙结构的变形与破坏;含气量与埋深之间存在一个"临界深度"范围(800~1 000 m),超过此埋深范围之后煤层含气量随埋深增大而趋于降低。整体来说,825m以深煤层气资源处于地应力转换状态和(或)含气量"临界深度"之下,其赋存和开发地质条件发生转换,气体采收率相对较低,属于深部煤层气范畴。该埋深(825 m)以下煤层气开发将面临"低渗透率、低含气量、高地应力"的挑战。     

临兴区块深部煤层气富集规律与勘探开发前景

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘,横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡,东部断层发育,西部地层平缓,中部紫金山岩体侵入。煤层气富集受到构造、成熟度和水文地质条件的三重控制,较高的成熟度反映煤岩已经大量生烃;后期构造破坏煤层气藏,但地层水滞留,水文条件有利于煤层气保存。含气量呈现东低西高的整体趋势。中部紫金山热液作用和断层破坏作用形成了环形含气量低值区和高值区。区内含气饱和度总体受到成熟度的控制,与含气量总体规律不一致,研究区中部出现含气饱和度高值窗口(1 600~2 000 m)。本区煤岩微孔发育,煤岩孔隙的差异小,结构相对均匀,整体扩散性和渗透性较强。总体评价该区煤层气资源量大、丰度高、含气饱和度高和物性较好。在评价有利区具备进一步开展先导试验的条件。     

地应力地温场中煤层气富集区高精度定量预测的力学方法

针对当前我国煤层气富集区预测中预测位置不准、难以定量化描述、精度不高等不足，提出了地应力地温场中煤层气富集区定量预测的力学方法。建立了应力、温度影响下的煤层气压力预测方程、含气量预测方程，预测方程体现了地应力和地温对煤层气压力、含气量、孔隙率的影响，其中，应力和温度通过影响煤层气压力进而影响吸附量，通过影响煤层气压力和孔隙率进而影响游离量，温度还通过影响吸附常数b影响吸附量。以重庆沥鼻峡盐井矿区为研究区，进行了Kaiser声发射原岩应力测试实验、不同温度下的煤体甲烷等温吸附实验和不同埋深的孔隙率测定实验。实验表明，吸附常数a随温度变化不明显，b随温度升高线性减小。以实验为基础，结合现场实测数据和实际地质资料，定量化预测了矿区煤层气含气量分布。以煤层气含量为判别指标，按照富集程度不同，将研究区划分为两级富集区。预测方法克服了以往煤层气富集区预测定性描述、预测不准和精度不高的不足。     

鄂东石楼北煤层气区块地质环境问题及土地复垦措施

煤层气作为新兴的清洁能源,带来巨大的经济效益同时,可能引起一系列环境地质问题。在充分收集地质环境背景的基础上,开展鄂东石楼北煤层气区块地质环境调查和综合研究。研究发现,主要环境问题为煤层气开采造成局部含水层疏干,未来场站对周边地形地貌影响破坏严重;井场、未来输气管线及进场道路对周边地形地貌影响与土地损毁,煤层气开采对含水层结构影响较严重;划分为1个重点防治区和4个防治亚区;针对不同的土地类型实施合适的工程、生物和化学及监测措施,恢复土地的原有功能,以期为井下煤层气开采提供生产、修复和保护的理论依据。     

深部煤层气勘探开发进展与研究

我国煤层气资源主要分布于深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利,开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田的勘探,尤其是万宝山构造带延3井组的成功开发是我国深部煤层气开发获得突破的1个典型实例。一般来说,影响深部煤层气开发的因素较复杂,是一个系统工程,通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。延川南煤层气田开发的经验表明,影响深部煤层气井产能的主要因素是受地质条件控制的压裂技术与排采技术,提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测,加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。     

基于地质主控因素的沁水盆地煤层气富集划分

在沁水盆地煤层气储层已经总体上具有“先天”优势的情形下,从外在地质因素主控特征的角度,基于控制沁水盆地煤层气富集特征分异的关键地质因素--构造、热力场和水动力等的综合分析,对该盆地煤层气的富集类型划分进行了研究.研究结果表明,以沁水盆地构造区划特征为基础,沁水盆地的煤层气富集主要存在3种模式,可主要划分为6种富集类型,5个煤层气有利富集区域分别显现出不同的地质主控特征.