沁水盆地典型煤矿区煤的流速敏感性实验及控制机理

采用沁水盆地3个典型煤矿中、高煤阶煤样,开展了实验室煤样流速敏感性实验,分析了不同流速条件下煤样渗透率的变化规律,建立了煤储层渗透性与流速之间的关系和模型,揭示了中、高煤阶煤储层流速敏感性的控制机理。研究结果表明,煤样渗透率随流速发生变化,且存在一个临界流速。在临界流速之前随着注入流量(或流速)的增加煤样渗透率增加,当流速超过临界流速后,煤样的渗透率随着流体流速的增加反而减少。煤储层流速敏感性主要受控于煤储层物性和煤中速敏矿物。随着煤储层孔隙度、渗透率和流体流量的增高,煤储层速敏损害率按对数函数关系增高。实验煤样黏土矿物占矿物质含量为66.63%~99.89%,主要以高岭石、伊利石为主,存在潜在的速敏伤害,速敏实验结果表明,本区实验煤样存在不同程度的速敏损害,煤样速敏损害程度由弱至中等偏强,临界流速低。随着煤中黏土矿物含量的增加,煤储层速敏损害率也增高。在煤层气井排采过程中,寺河煤矿和西山煤矿煤层气井排采降速应为赵庄煤矿的6倍左右。     

安泽区块煤储层孔裂隙特征及水敏效应损害机理

针对水敏效应会引起煤储层渗透率伤害,造成储层渗透率降低,从而影响煤层气井产量的问题,研究了沁水盆地南部安泽区块煤储层物性特征、水敏感性损害程度以及该区煤储层水敏损害机理,对安泽区块山西组3号煤层煤样进行了扫描电镜观察、显微组分和矿物测定以及水敏感性试验。试验结果显示:安泽区块3号煤样品水敏损害率为29.92%~54.03%,平均43.53%,水敏损害程度介于弱敏感到中等偏强之间;水敏损害率与黏土矿物含量、液体流速呈正相关关系,与煤岩渗透率呈负相关关系;煤储层水敏效应存在2种损害机制,一是黏土矿物水化膨胀而引起的静态渗透率降低机制,二是由黏土矿物颗粒分散运移而造成的动态渗透率降低机制。     

沁水盆地南部高煤阶煤储层敏感性

为实现沁水盆地南部煤层气的高效开采,对该区主力煤储层3号煤进行了流速敏感性、水敏感性、碱敏感性和应力敏感性实验分析。实验结果表明:3号煤速敏损害程度为中等偏弱,在实际煤层气开发过程中要重视含砂压裂液对煤层冲刷产生的煤粉运移造成的速敏损害;3号煤为中等偏弱水敏储层,向工作液中添加少量KCl可以起到降低水敏的效果;3号煤为弱碱敏储层,但高pH值工作液会使压裂用的石英砂受碱液溶解而降低支撑效果;3号煤为强应力敏储层,根据升压和降压阶段渗透率变化对比,不可逆损害率达55.88%。在煤层气藏的开发过程中,通过加强储层保护理论上可以提升煤层气产量。     

渤海油田储层特征及敏感性评价

针对渤海油田某区块注水开发过程中出现的储层损害问题,笔者根据渤海油田的岩性、物性资料进行储层特征综合分析。从储层孔渗特征、油藏特征、原油性质、地层温度与压力、地层水组分、黏土矿物分析等方面对油田储层主要损害因素进行初步的诊断,然后通过室内敏感性试验评价其损害程度。试验结果表明,储层敏感性的损害程度为中等偏强水敏、弱酸敏、弱应力敏感、弱碱敏、无速敏。为该地区调整方案和高效开发提供依据。     

大港油田储层特征及敏感性评价

在综合分析研究大港油田两口预探井储层岩心资料的基础上,采用压汞分析、X射线衍射、滴定等方法,详细介绍了储层物性特征、孔隙结构特征、黏土矿物类型和含量及地层水组分,通过敏感性试验,主要包括速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏等,揭示储层特征与地层损害因素的内在联系,系统评价了储层潜在损害因素类型和敏感性程度,结果表明:储层临界流速为0.1 mL/min,为中等速敏;临界矿化度为18 000 mg/L,具有中等程度的水敏效应;pH值为11时,储层具有强碱敏;储层岩心对盐酸和土酸均无敏感性,为可酸化处理储层。     

准噶尔盆地莫北油田侏罗系三工河组储层敏感性特征研究

针对准噶尔盆地莫北油田侏罗系三工河组低孔低渗透储层开采困难的问题,采用研究储层敏感性特征对其进行储层改造来获得工业油流。采用岩样的流动实验方法,研究了三工河组储层速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏等敏感性的相应特征,并结合储层薄片分析、X衍射黏土矿物分析结果,综合判断储层敏感性影响因素。研究结果表明:储层具有弱—中等偏弱速敏、中等偏弱水敏—中等偏强水敏、弱—中等偏强盐敏、碱敏性波动范围大、酸敏程度低的特点,且水敏与黏土矿物和砂岩物性有关,物性越好,孔隙连通性越好,水敏程度越高。根据储层敏感性特征,对油藏后续开发提出在开采作业中应防止发生水敏遇水膨化问题;提高盐度至8 010 mg/L以上;控制施工液的流速低于24.97 m/d;将流体的pH值控制在7～9;酸化时,应加入适量防止酸化产生沉淀而堵塞孔喉的添加剂。     

寺河井田煤储层潜在敏感性伤害识别

为了研究寺河井田煤储层潜在的敏感性伤害,分析了煤储层孔渗性特征、敏感性矿物以及储层流体特征。结果表明:寺河井田3号煤的孔隙度和渗透率非常小,煤中孔隙以微孔为主,而且大多被黏土矿物充填,很容易造成贾敏效应和水锁伤害;煤中的矿物主要是伊利石、伊/蒙混层,存在潜在的速敏性和水敏性伤害。     

吐哈盆地煤储层物性特征研究及煤层气资源前景

在详细研究吐哈盆地煤储层物性的基础上，对该盆地煤层气前景进行了初步评价。根据煤储层的孔隙分布特征、渗透性及对甲烷的吸附能力，吐哈盆地可分为：①盆地南部沙尔湖预测区及大南湖预测区的贫气区；②北部坳陷及哈密坳陷的低中煤层气富集的中渗区；③盆地西部的艾维尔沟矿区、托克逊坳陷及东部的野马泉勘探区为中等煤层气富集的低渗区。认为今后煤层气研究工作重点区域应放在有利煤层气储存的地区。     

彬长矿区延安组煤层气富集主控地质因素分析

为了揭示鄂尔多斯盆地南缘彬长矿区4号煤中的煤层气特征,从构造、烃源岩、储层物性及保存条件等三方面来研究富集规律。利用扫描电镜、注入/压降法等方法对4号煤储层从岩石矿物学、储集空间、储层物性等方面进行评价研究。研究表明:该区镜质组和惰性组则属于腐殖型(Ⅲ型)有机质含量较高,达到60%以上,易生成气态烃;孔隙度平均为14.4%,相对较高;大部分区域渗透率大于2mD,为渗透性中等偏良好储集层;该区具备煤层气的良好富集条件。     

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。     

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。     

煤层气储层阳离子交换容量及其对煤岩物性的影响

采用氯化铵-酒精分光光度法测定煤岩中的粘土矿物阳离子交换容量,以了解煤岩的物性,并通过水敏实验进行了验证。研究结果表明阳离子交换量与水敏伤害紧密相关。阳离子交换容量越大,储层潜在水敏性亦强,煤层气储层损害的可能性就越大;衡量煤岩粘土阳离子交换容量的大小区别于常规的油藏,即使阳离子交换容量小于9mmol／100g,也不能忽视煤岩粘土的水化膨胀,需要与水敏实验相结合来判断水化作用对储层造成的伤害。     

淮南煤系地层非常规天然气岩石物理敏感参数研究

为探究地震叠前反演预测淮南煤系地层非常规天然气储层中过程,非常规天然气储层弹性、物性等之间的规律,基于现有的淮南实际矿区测井资料,通过建立岩石物理模型来校正、优化密度、纵波阻抗、横波阻抗等测井曲线,并对优化后的测井曲线进行统计分析,分析了非常规天然气储层的岩石物理敏感参数,揭示了储层弹性与岩性、物性之间的关系,为淮南地区非常规天然气储层评价、预测以及高效开采提供保障。     

保德煤矿瓦斯储层特征及主控因素研究

保德煤矿位于鄂尔多斯盆地东缘,煤层气资源较为丰富。在矿区深部区域存在高瓦斯风险,目前煤矿井下治理瓦斯方法不能很好适应生产需要,对安全生产造成一定影响。为了解决高瓦斯风险,需要进一步探索新的高效快速治理办法,地面治理瓦斯是其中一种方法。为了验证该方法的有效性,对该区进行了瓦斯地质勘查和地质分析研究;通过获取的现场和试验数据,结合煤矿已有资料,对矿区主力煤层8号和11号煤的储层特征展开研究,分析控制瓦斯富集的主要因素,认为该区煤层分布稳定,构造简单,封盖条件较好,瓦斯含量高于煤矿安全指标,煤层渗透率较高,属于低压储层,在深部形成瓦斯富集区,具备开展地面瓦斯治理的条件。     

吐哈盆地中侏罗统西山窑组页岩气勘探远景

为了探索吐哈盆地中侏罗统西山窑组煤系页岩气的富集特征,充分利用钻井资料、野外露头资料、分析测试资料等数据,对泥页岩平面分布特征、烃源岩有机地化特征以及页岩储集层特征展开分析。吐哈盆地泥页岩发育情况良好,泥岩累计厚度最大值达到600 m,泥岩总有机碳含量均值达到了2.06%,干酪根类型以Ⅲ型为主,镜质体反射率普遍高于0.5%,达到了成熟阶段,具备产气的能力。由于强烈的构造作用,泥页岩的物性特征变化范围很大,脆性矿物含量通常大于60%。岩石的硬度较大、脆性高,总体评价为较好—好等级页岩储集层。利用泥岩累计厚度、泥岩总有机碳含量和镜质体反射率等条件的约束,圈定了台北凹陷和哈密坳陷的部分区域是该区煤系页岩气勘探优选区。     

海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明：海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高（TOC含量为0.85%～35.70%,平均6.73%）,有机质类型以腐殖型为主（干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰～-23.5‰）,有机质成熟度达高-过成熟阶段（Ro为1.95%～2.40%,平均2.22%）;页岩中黏土矿物较为发育（20.3%～92.3%,平均61.9%）,脆性矿物含量较低（6.3%～65.7%,平均27.7%）,页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔（含量占29.08%）和溶蚀孔（占30.18%）,其次是有机质孔（占16.74%）和粒内孔（占10.56%）,还有晶间孔（占4.94%）和微裂缝（占8.5%）,为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0～3.0 m3/t。     

煤系“三气”共采产层组压裂裂缝扩展物模试验研究

硬脆性砂岩、页岩储层与塑性的煤层组合开发时,层间应力差、岩性差异、界面性质等因素会对水力裂缝扩展产生较大影响,复合储层人工裂缝扩展规律存在认识不清的难点,给储层改造方案的合理设计带来了难度。基于此,选取鄂尔多斯盆地东缘临兴地区天然露头岩石进行不同岩性组合,开展室内大尺寸真三轴水力压裂物理模拟试验,研究不同地应力差、弹性模量差异、煤岩割理等参数对水力裂缝起裂及扩展的影响。结果表明:水力裂缝起裂方向受地应力条件及近井筒天然弱面共同控制;当应力差在4~6 MPa时,既能保证裂缝穿透界面,又能保证高效沟通煤岩中天然弱面形成网络裂缝;层间弹性模量差异越大,缝内流体压力越高,穿透界面时释放的压力脉冲有助于激活煤岩中的微裂缝形成复杂的裂缝网络。水力裂缝在煤岩中的扩展路径受割理影响较大,易发生转向或者分叉扩展;水力裂缝穿透界面时压裂曲线存在明显的2次憋压,沟通煤岩割理过程中压裂曲线上下波动明显。研究复合储层水力裂缝起裂及扩展规律可为油田现场预测裂缝形态以及优化泵注程序提供参考。