中小型含煤盆地煤层气勘探取得突破的几点认识

中国中小型含煤盆地种类众多,煤层气资源巨大,中国石油天然气股份有限公司对一些盆地的煤层气勘探已经取得了突破。对高、中、低3种煤阶类型的中小型含煤盆地已取得的成果进行了分析总结,提出了不同类型的中小型含煤盆地所特有的煤层气富集成藏理论,分析了沁水盆地高煤阶煤层气田、宁武盆地中煤阶含气区和沙尔湖盆地低煤阶含气区的煤层气地质特点和成藏条件,并对以上理论进行了验证。最后分析了中小型含煤盆地煤层气今后的勘探方向。     

中国高煤阶煤层气成藏特征

国内学者普遍认为高煤阶煤层由于其演化程度较高、割理不发育、煤层的渗透率极低而低估了勘探前景，以至于形成了煤层气勘探的“禁区”。中国地质条件和含煤盆地的构造活动要比美国复杂得多，煤层气的生成和富集有着自身的特点，而且多数煤层在其沉积后经历了多个期次、多个方向的应力场改造，而且大部分高煤阶形成与岩浆热变质事件有关。这些因素使得高煤阶的气体成因、物性特征、水文地质条件、含气性和成藏过程等都与低煤阶和国外高煤阶明显不同，有可能形成煤层气高产富集区，形成煤层气勘探的有利地区。     

我国高低煤阶煤层气成藏的差异性

从煤层气成藏的气源条件、煤层的储集能力、煤层的物性、煤层的水文地质条件和成藏过程 等方面，分析了高煤阶煤层气和低煤阶煤层气成藏的差异性。在分析过程中考虑了构造热事 件对高煤阶煤层气藏物性的改造作用和生物气、游离气在低煤阶煤层气成藏过程中的作用。 最后,在分析煤层气成藏差异性的基础上,得出了高低煤阶煤层气藏的优点和缺点,指出中 国高煤阶煤层气和低煤阶煤层气均有开采价值。     

高变质煤层气成藏特征

我国含煤盆地的地质条件构造活动要比美国复杂得多，煤层气的生成和富集有着自身的特点，且多数煤层在其沉积后经历了多个期次、多个方向的应力场改造，大部分高煤阶形成与岩浆热变质事件有关，这些因素使高煤阶的气体成因、物性特征、水文地质条件、含气性和成藏过程与低煤阶和国外高煤阶明显不同，有可能形成煤层气高产富集区，形成煤层气勘探的有利地区．     

沁水盆地南部高煤阶煤层气富集高产控制因素

为有效支撑中国石油天然气股份有限公司煤层气业务的发展,持续开展了沁水盆地南部高煤阶煤层气富集及高产控制因素研究,总结了阶段成果和煤层气开发实践经验。结论认为：沁水盆地高煤阶煤层具有低压力、低渗透率、非均质性强的特征;煤层气开采难度大,其富集成藏主要受煤质、煤层埋深、顶底板封盖性、构造、水动力条件等的控制;地下水滞留区构造翼部是富集高产的有利区域;面积降压、合理井型是实现煤层气井高产的必要条件。该成果为规模高效开发该煤层气田打下了坚实基础。     

高煤阶煤的吸附特征分析

利用沁水盆地煤层气相关资料和煤层气等温吸附实验方法，对高煤阶煤吸附特征及其影响因素进行了分析：分析表明：煤吸附能力受温度和压力综合作用影响，煤中水分含量的增加降低了煤岩的吸附性，兰氏压力在一定条件下随镜质体反射率的增大而增大，并认为煤阶和显微组分是影响沁水盆地高煤阶煤吸附特征的主控因素。     

煤层气区评价参数及勘探方向

煤层气勘探选区评价的关键参数是煤层的含气量和渗透率。沉积作用、成岩作用、构造作用和封闭作用地这两个参数有影响。基于对各地持因素的综合分析，认为目前煤敢探重点区域应是华北，其次是华南；重点选区为鄂我斯贫地国中部低煤阶区、鄂尔多斯盆地东部中煤阶区、沁水盆地环斜坡带中一高煤阶区、豫西向斜带高煤阶区、钱西－濮阳斜皮带中煤阶区，冀中－冀东斜坡带中煤阶区、淮南－－淮北复向斜断块区中煤阶区和六盘水梳状褶皱复向斜     

中国高煤阶地区的煤层气勘探理论与实践

通过对中美两国煤层气生成地质条件的对比,认为中国煤层气形成和富集有着不同于美国的特征。我国华南和华北地区广泛分布高煤阶煤层,煤层气资源丰富。在成煤后期多个方向和期次的构造运动改造下,部分高煤阶煤层的渗透性有可能得到改善。通过地质研究,可以在高煤阶地区找到高产富集区。在这种思路指导下,在我国沁水含煤盆地南部无烟煤地区发现了大型高煤阶煤层气田——沁水煤层气田。这不仅丰富了煤层气富集成藏理论,对于拓展煤层气勘探领域也具有重要意义。      

不同煤阶煤层气吸附、解吸特征差异对比

研究煤层气吸附、解吸特征差异，是揭示煤层气成藏机理及高效开发煤层气的基础。高、低煤阶煤层气藏吸附、解吸特征受煤储层物性差异的控制，呈现出显著差别，目前这方面的研究还基本上处于空白。利用煤层气成藏物理模拟及热变模拟实验等手段，研究了高、低煤阶煤层气吸附、解吸特征的根本性差异，并深入剖析了该差异的形成机制。结果显示：高煤阶煤层气藏吸附平衡时间长且较分散，初期相对解吸百分率与相对解吸速率低；低煤阶煤层气藏吸附平衡时间短而集中，初期相对解吸百分率与相对解吸速率高；其化学分子结构、物理结构及显微组分的差异是导致该差异的主要原因。因此，高煤阶煤层气藏解吸效率较低，开发难度较大，低煤阶煤层气藏开发较容易。同时，构造热事件对高煤阶煤储层的改造作用很显著，有助于高煤阶煤层气藏的开发生产。     

鄂尔多斯盆地彬县—长武地区低煤阶煤层气成藏特点

鄂尔多斯盆地彬县—长武地区(以下称"彬长地区")的低煤阶煤层气资源量丰富,勘查程度较高。与高煤阶煤层气成藏特征相比,低煤阶由于热演化程度较低,生气量受到构造演化史、沉积相的限制,同时保存条件影响了煤层气成藏。阐述了彬长地区低煤阶煤层气基本地质条件,并且从构造、沉积和水动力条件三个方面分析了低煤阶煤层气成藏特点。通过研究认为侏罗系延安组8号煤是彬长区块的主要目标层位,而且厚度较大,渗透性较好,尤其是研究区中南部的8号煤层又具有有利的盖层条件,是煤层气的富集区。     

沁南煤层气藏高渗区预测

煤层气高渗储层预测是勘探开发的前提和基础。根据沁南煤层气藏煤层气开发区块内的钻井资料，以岩体力学理论为指导，提出了利用对煤岩体变形起主导控制作用的岩体强度因子来预测高渗储层的新方法。通过分析强度因子、构造和储层渗透性的关系发现，沁南煤层气开发区块山西组3号煤的高渗区往往位于岩体强度因子较低的、岩体变形较强烈的褶皱轴部，特别是多期褶皱轴部叠加部位，强烈的变形使得这些部位的煤体裂隙较为发育。煤层气井产能分析结果也表明，目前的高产井大多数位于这一区域。     

煤层气多分支水平井钻井关键技术研究

在分析中国煤层气藏具有低压、低渗、低饱和、构造煤发育以及非均质性强烈等地质特征的基础上，认为在我国用常规垂直井开发煤层气具有很大的地质局限性，进而提出用多分支水平井来提高煤层气单井产量和采出程度。结合沁水盆地6口成功井的实践，剖析了多分支水平井钻井的地质工作重点以及两井连通、井眼轨迹控制、井壁稳定控制技术等关键环节，指出采用多分支水平井开发煤层气是适合中国煤层气藏地质特点的最佳技术选择。     

无烟煤煤层气成藏与产气机理研究——以沁水盆地无烟煤为例

煤层气成藏和产气必须具备6个方面的必要条件:①生气母质;②储气空间;③吸附动力;④导流通道;⑤驱动能量;⑥煤体结构.当前的气藏潜力判定条件主要包括等温吸附性质、导流性质、含气性质和吸附与驱动能量,吸附常数、渗透率、含气量以及储层压力是4个重要的代表性参数.在以4项参数为表征时,常规无烟煤作为煤层气储层存在着很大的地质缺陷,因而无法成藏和产气.而沁水无烟煤则具备良好的沉积、构造和地热作用历史配置,用当前较为成熟的中阶煤产气理论来判定,由其4项参数所定性的气藏是典型的优质商业气藏.研究结果表明,地壳抬升造成的浅埋、莫霍面上拱造成的快速热变、区域拉张应力以及特殊的汇水构造是沁水无烟煤煤层气成藏和产气的根本原因.     

高阶煤的孔隙结构特征及其对煤层气解吸的影响

以沁水盆地高阶煤3^#煤层为研究对象,借助高压压汞实验对高阶煤的孔隙参数进行测试,研究了高阶煤的孔隙结构特征,采用解吸速率实验对高阶煤的解吸速率和解吸量进行分析,并探讨了孔隙结构对煤层气解吸产出的控制规律。结果表明:3^#煤层的孔隙半径较小,煤层孔隙结构复杂;煤层主要以气体吸附孔和气体扩散孔为主,气体渗流孔占比很少,煤层的吸附气体体积大、吸附性能强、气体的扩散、渗流条件差。3^#煤层孔隙结构分形特征曲线呈"两段型",孔径大于940.7 nm时,不具有分形特征;孔径小于940.7 nm时,分形维数介于2.67~2.76之间,具有很好的分形特征。高阶煤的煤层气解吸特征具有快速解吸和慢速解吸2个阶段,快速解吸时间短,解吸量占比低;慢速解吸时间长,解吸量占比高,煤层气解吸困难。煤层的孔隙结构对煤层气的解吸具有重要影响,高阶煤较差的孔隙结构控制着煤层气解吸速率慢、解吸量低、产出程度低,煤层气井生产实践中表现为开始阶段产气量增长快,产气高峰时间短,稳产气量低、生产时间长,煤层气开发难度大。研究结果为高阶煤的煤层气抽采效果评价提供参考依据。     

沁水煤层气田开发技术及应用效果

沁水煤层气田是我国发现的第一个高煤阶煤层气田，开发试验证实煤层产气稳定，开发前景好，目前规模开发已全面铺开，实践证实影响气田开发效果的关键因素在于开发技术的选择。现主要采用直井/丛式井压裂排采和多分支水平井开发技术，在对上述两种技术的应用现状和开采效果进行分析的基础上，认为多分支水平井技术更有利于提高气井产量、加快采气速度、提高煤层气采收率，并且可以克服直井/丛式井压裂施工对煤层顶底板造成破坏以及地层应力变化对煤炭开采带来的不利影响。     

大宁地区煤层气成藏控气因素分析

大宁地区是鄂尔多斯盆地东部石炭-二叠含煤层系的主要分布区，煤层气资源量约为1.8×10¹²m³。通过研究该区上石炭统太原组和下二叠统山西组主力煤层厚度、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、煤层气保存条件和资源分布等因素，得出了以下结论：大宁地区煤层气成藏控气条件有利，具有煤层厚度大、分布面积广、煤储层孔裂隙发育、含气量高，煤层吸附饱和度高、顶底板封盖性能好、水动力条件优越等特点，是中煤阶煤层气勘探的有利目标区。     

煤层气藏成藏过程研究

煤层气藏成藏过程是反映煤层气富集成藏的演化史，研究高、低煤阶煤层气成藏过程及其差异性是研究煤层气富集成藏的重要组成部分。为此，以我国沁水、阜新盆地和美国粉河盆地为例，探讨了高、低煤阶煤层气的成藏过程，分析了现今地下水的补给、运移、排泄和滞流等格局对煤层气藏后期调整和改造所起的不同作用。研究表明，高煤阶气藏成藏过程复杂，且具有明显的阶段性，现今地下水格局对气藏的形成具有一定的影响；低煤阶气藏具有持续性的特征，地下水格局对气藏的调整和改造起到了决定性的影响。     

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

我国煤层气富集规律及资源潜力新认识

阐述了不同煤阶煤层气富集规律,总结了中高煤阶沉积控藏、水动力控气、断裂控制的特征,并指出是否具有充足的气源补给和良好的封盖条件是低煤阶富集的关键。在煤层气地质资源量计算上虽然仍利用体积法,但随着煤层气勘探开发工作的进一步开展,详实的资源评价参数大大增加了计算结果的准确性,同时丰富可采资源量的研究方法,进一步提高了其结果的可靠性。结合我国煤层气资源分类分布结果,总结了我国煤层气资源整体上“南北分区、东西分带”的特征,即由东向西从相对富气带转变为相对贫气带,由北向南从压力类型区渐变为应力类型区,处于中间地带的华北、鄂尔多斯等盆地容易形成富集高产区。     

沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响

沁水盆地南部（以下简称沁南）潘河煤层气田是中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发的气田,分析其区域地质与煤储层特征,评价其煤层气可采性和生产潜力,可为选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术,确定适宜的排采制度提供基础和依据。为此,充分利用该区200多口煤层气生产井资料、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料,精细描述了煤层气田区域地质和煤储层特征,分析了影响煤层气产能的地质、储层因素。结果表明：该区地质构造简单,次级褶皱构造发育;煤层发育稳定,厚度大（3^#煤层厚度为6.5 m左右）;煤变质程度高,属于无烟煤;含气性良好,含气量较高,但平面上变化较大,气体质量好,甲烷含量超过98%;含气饱和度高,介于95%~100%;渗透率相对较好,储层压力较高。总体上,地质和储层特征参数显示该区具有煤层气富集和高产的有利条件。根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据,以及潘庄一号井田的煤田勘探资料,建立了气田地质模型,以期指导今后的井网设计、工程技术选择,实现气田的高效开发。