沁水盆地南部煤层气解吸影响因素及数值模拟

以沁水盆地南部晚古生界山西组3#煤层、石炭系太原组9#煤层和15#煤层为主要目的煤层,在总结煤层气解吸影响因素条件的基础上,从地质和工程2方面出发,结合数值软件模拟计算,研究了煤厚、有效埋深、孔隙度、渗透率、含气量、含气饱和度、煤储层温度、压裂以及井距对煤层气解吸的影响,探讨了沁水盆地南部煤层气解吸影响因素特征及其对煤层气井产能的控制作用。     

沁水盆地南部煤层气丛式井产能主控因素分析

根据对沁水盆地南部煤层气丛式井产能情况以及对研究区生产井地质、工程条件的研究,确定了影响该地区煤层气井产出的主要地质、工程影响因素,指出煤层气的产量主要受煤层埋深、煤厚、含气量、渗透率、压裂液量以及砂比的影响。利用灰色关联分析方法确定了不同因素与产气量的相关性,分析认为砂比对丛式井产能的影响远大于其他影响因素,是影响煤层气产能的最关键因素。     

沁水煤田玉溪井田煤层气赋存特征及地面抽采潜力

沁水煤田是我国规模最大的煤层气资源开发利用区块,已进行了大量的煤层气勘探及开发工作,但是其中玉溪井田地面煤层气开发的相关研究较少。基于沁水煤田玉溪井田3号煤的储层地质特征,分析3号煤的含气性及煤层气赋存规律,研究其含气量与煤变质程度、煤厚、埋深、煤层顶底板、构造之间的关系,并采用数值模拟方法预测了地面压裂直井的产气量和采收率,评价了3号煤煤层气的地面抽采潜力。结果表明：玉溪井田构造简单,断层较少,煤层厚度较大,埋深适中,含气量较高,渗透性较好,吸附性强,储层地质条件较好;井田构造为一单斜,3号煤的顶底板岩性致密,有利于煤层气的富集储存;3号煤含气量随厚度、埋深和煤变质程度的增加而增大;预测垂直压裂井15年累计产气量为410.53×10^4 m^3,采收率达60%,且能将工作面含气量降至8 m^3/t以下,煤层气地面抽采潜力较大。研究成果可为玉溪井田的煤层气开发和瓦斯治理提供参考和借鉴。      

煤储层开发动态地质评价理论与技术进展

项目组以沁水盆地、鄂尔多斯盆地等为研究对象,取得了煤层气高产井区地质控制模式、煤储层物性动态规律与数学模型、多层叠置含煤层气系统、煤层气开发解吸阶段数值描述等4项理论认识;形成了煤层水及孔隙低场核磁共振表征、煤层气有利建产区地质综合评价、多层叠置含气系统煤层气递进排采地质设计、煤储层开发地质动态评价等4项评价技术;研发了多煤层多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统、煤层气直井流体参数探测仪、煤层含气量天然源超低频电磁探测仪等3套装备,初步形成了适合于研究区地质条件的煤层气开发地质保障技术体系框架,为满足煤层气大规模开发需求提供了参考。     

沁水盆地南部含气饱和度特征

以沁水盆地南部3#煤层和15#煤层为对象,采用类比法、内插法等方法对该区含气饱和度的空间分布规律及其控制因素进行了研究。结果表明,含气饱和度值由东向西、由南向北递增;含气饱和度与煤储层埋深具有良好的负相关性,即含气饱和度随煤层埋深的增加而降低。3#煤层含气饱和度总体上高于15#煤层。通过对含气饱和度影响因素分析,得出含气量和埋深对含气饱和度影响最大,煤厚影响显著。并根据含气饱和度特征,将沁水盆地南部划分为三个区,其中,Ⅰ区为煤层气开发前景最好的区块,Ⅱ区块次之,Ⅲ区块最差。     

郑庄区块非自然下降井原因分析及对策研究

沁水盆地南部郑庄区块是我国煤层气开发利用最为成功的地区之一,但随着多年的开发,部分单井暴露出含气量高、采出程度低、产气衰减快等问题,本文针对性地开展非自然下降井的地质、压裂、排采资料的理论研究,提出稳产增产措施,研究成果可有效指导其它类似区块煤层气开发。     

潘庄区块煤层含气性分布规律及地质控制因素分析

基于沁水盆地南部潘庄区块主煤层的含气性特征,从煤阶、显微煤岩组分、构造、水文地质条件等4个方面探讨了影响该区块主煤层含气性的地质控制因素。结果表明:区块煤层含气性具有2个典型特征,太原组15号煤层含气性好于山西组3号煤层,与水力逸散作用对太原组煤层气保存条件破坏相对微弱的特点相关;含气饱和度随埋深加大呈现先减后增的变化,转折点埋深约500 m。同时发现,该区块随煤阶增高,含气量、孔隙度、吸附性均呈先升后降的变化,认为这是第4次煤化作用跃变对煤层气地质条件控制效应的具体体现;煤层含气量显现为次级向斜控气的典型特征。     

樊庄区块开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

为了查明煤层气开发过程中煤储层渗透率动态变化特征及其与产能的耦合关系,在揭示开发过程中煤储层渗透率动态变化机理,推导渗透率计算方法基础上,结合沁水盆地南部樊庄区块煤层气井开发实际,反演了不同开发井区、不同产能类型井开发过程中煤储层渗透率的动态变化特征。研究表明:建立的孔隙度-渗透率模型可以有效反演煤层气开发过程中的渗透率动态变化。开发过程中煤储层动态渗透率伤害率受应力敏感和基质收缩效应共同制约,与储层压力、含气量和原始渗透率关系密切。煤储层渗透性和产气能力的协同良性发展是实现高产稳产的关键,缓慢连续的排采、适中的高储层压力、高含气量和较高的原始渗透率是保证储层后期渗透率出现反弹现象的重要因素。     

沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义

以沁水南部开发区块高煤级煤储层为例,结合统计图和等值线图分析了高煤级煤储层非均质性的特点,探讨了高煤级煤储层含气性、渗透率及流体压力非均质性产生的地质机理,研究了高煤级煤储层非均质性对煤层气开发的影响,提出了开发建议。分析指出高煤级煤热演化仅为煤层含气性、渗透性及流体压力的基础,后期构造改造才为导致沁水南部高煤级煤储层非均质性的根本原因。     

煤层气地质演化史数值模拟

建立了定量表述煤层气地质演化过程的动态平衡动力学模型，研究了沁水盆地南部边缘已知区山西组主煤层煤层气地质演化史特征，并用拟合方法获得部分模拟参数、对盆地深部未知区进行模拟计算，查明了未知区山西组主煤层煤层气地质演化史特征．利用模拟结果，定量预测了未知区山西组主煤层含气性和储层压力等参数的数值范围和空间变化特征．进一步通过最佳组合分析，预测未知区内山西组主煤层煤层气有利开发区分别位于沁水、郑庄东北部和沁源西南部一带、     

柿庄北深煤层含气量变化特征

以沁水盆地南部为研究背景,采集浅部与深部煤样,进行含气量测试,并利用压力-吸附曲线法预测了柿庄北深部煤层含气量。结果表明:沁水盆地南部煤层实测含气量随埋深的加大呈现先增大后减小的趋势,且15号煤层含气量高于3号煤层。对柿庄北深煤层含气量进行预测发现,含气量的峰值为900~1100m,预测含气量与实测含气量较为吻合。深部煤层在600~1100m存在一个过渡带,含气量发生变化。这与深部地层压力、温度及其所导致的煤储层物性的变化有重要关系。     

沁南煤层气井产能影响因素分析及开发建议

通过比较山西沁水盆地南部57口煤层气井在1.5 a时间内的产气产水特征,分析了影响该区煤层气井产能变化的地质及工程特征因素,并提出相应的开发建议。结果显示:煤层埋深及地下水动力条件、含气量以及气井所处的构造部位是影响沁南煤层气井产能的主控地质因素;开发前的煤储层压裂改造规模、井底流压下降速度以及排采速度是重要工程因素。同时,提出了相应的参数指标:500~700 m的埋深,大于15 m3/t的含气量;早期排水期,采取比较大的降压幅度和比较大的排采冲次,分别为0.022 MPa/d和3.0次/min;出现产气高峰后,开始缓慢降压和降低冲次,分别为0.002 MPa/d和0.4次/min。     

深部煤层气异常地质特征及开发技术探讨

针对沁水盆地深部煤层气地质与储层认识不足、开发措施还在探索阶段等现状，以寿阳区块15煤为研究对象，探讨了深部煤层气地质特殊性及开发对策。研究区15煤层发育稳定，煤层厚度基本在3m左右|煤层含气量大部分在10～12m3/t，纵向上受煤层埋深和变质程度的双重影响，含气量在埋深大约1200～1500m出现临界点后随深度增加逐渐降低。与其他深部地区“三高”特征不同，15煤深部储层表现为低压、高应力、中等地温的特征，属比较严重的低压力梯度和低地温梯度范畴。煤储层渗透性为高孔低渗分类，渗透率一般0.01～0.1mD，渗透性主要受煤层埋深、地应力、煤体结构和孔隙特征影响。根据15煤低水分含量、高孔隙度以及生产井产气特征，认为游离气含量可能具有较大的占比。最后提出，单独开发15煤层时可采用顶板岩层水平井分段压裂方式或围岩多分支水平井方式，该技术已在盆地南部15煤取得了产气突破|15煤层及9、3煤层多煤层开发时可采用围岩与煤层合压的垂直井方式，并对开发工程中的增产和排采工艺提出了相应的建议。     

沁水盆地南部水动力强度判断方法研究与应用

煤层水动力条件对煤层气开发和煤矿开采均具有重要意义。为更加准确的预测煤层水动力条件,文章基于沁水盆地南部煤层气井水文地质资料,研究了煤层原始水头高度、煤层水类型、矿化度及煤层甲烷碳同位素等参数与煤层水动力条件的关系,结果表明利用煤层原始水头高度可以划分煤层水动力分区,并且划分结果与煤层含气量具有良好的匹配关系。     

赵庄井田3~#煤层含气量的地质控制因素分析

基于沁水盆地南部赵庄井田3号煤层的含气特征,从煤岩煤质、煤阶、有效地层厚度、地质构造、水文地质条件等方面探讨了影响该区煤层含气量的地质控制因素。结果表明:井田内煤层含气量具有由西北向东南逐渐降低的趋势,甲烷浓度变化较大、含气饱和度偏低的特点。宏观上,煤层含气量与有效地层厚度、上覆岩层泥岩比例呈明显的正相关性,局部地区含气量受次级构造影响,具有典型的构造控气特征,地下水对煤层气具有封堵作用,有利于煤层气的保存,只有在局部构造带水力逸散作用使煤层含气量降低。微观上,煤层含气量随挥发分产率、水分+灰分含量的增加具有先增大后减小的趋势,煤层含气量与氮气含量具有此消彼长的关系,在重烃含量高的地区煤层含气量也普遍较低。     

寺河矿瓦斯富集区内井间含气量差异研究

以沁水盆地南部寺河矿区3#煤层为研究对象,对研究工区内的井间瓦斯含气量差异及影响因素进行了分析。结果表明,造成井间含气量差异的主要因素有构造发育、煤层厚度、埋深及煤岩结构。埋深与煤岩结构是造成单井含气量差异的最直接影响因素,共同决定了煤层的含气性。地层压力越大,煤层密度越低,煤层气含量越高。     

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。     

柿庄北区块深部煤层气产能特征及影响因素分析

为了解决沁水盆地南部1 000 m以深的煤层气产量普遍较低的问题,以柿庄北区块为研究重点,采用对生产数据综合分析的方法,对深部煤层产气特征、排采变化规律、不同产量的典型井生产动态进行了研究,提出了深部煤层气产能的关键影响因素。研究结果表明:深部煤层气日产气量多小于500 m3,见气时间为16~178 d,单排3号煤层的井动液面较低,合排3号煤和15号煤的动液面较高,井底流压1.70~2.59 MPa;影响产能的因素包括地质、工程技术以及排采3个方面,地质因素主要为煤储层渗透率较低、3号煤与15号煤合采或部分井距断层较近导致产水量较大,工程因素主要是部分井压裂未形成有效通道导致甲烷气体无法渗流,排采因素主要是指排采过程中停机频繁等导致排采不连续影响产气量。     

基于地质分析与数值模拟的煤层气开发潜力探讨：以富煤二矿为例

分析研究了云南富源富煤二矿的煤层特征、含气特征、吸附特征、煤层气资源特征,并采用数值模拟手段、COMET2模拟软件,对主要可采煤层的产气情况进行了预测。综合分析认为,富煤二矿具有较好的煤层气成藏条件和开发地质条件,煤层气井具有较好的产气效果,开发前景较好。研究成果可为今后富煤二矿的地面煤层气开发,以及煤矿瓦斯治理提供一定的技术支撑和参考价值,同时也表明地质分析与数值模拟相结合是煤层气开发潜力评价的重要手段。     

沁水盆地南部15号煤储层物性特征分析

为了探讨沁水盆地南部研究程度尚低的15号煤储层在煤岩煤质、孔-裂隙、渗透性、吸附性等方面的特征,运用矿物测试、宏观微观观察、压汞、低温液氮等温吸附测试等方法并结合煤层气井数据分析,对15号煤与3号煤进行对比研究。结果表明:15号煤显微组分特征有利于孔-裂隙发育和产气率,吸附性较好、含气量较高,裂隙较为发育;矿物种类多、含量高,矿物充填了孔-裂隙,严重降低了孔隙结构优度和渗透率。因此矿物充填,低渗透率和孔隙结构差是制约15号煤煤层气开发的主要因素。