基于X射线微米CT扫描技术的煤岩孔裂隙多尺度精细表征——以沁水盆地南部马必东区块为例

深入探究煤层气赋存和运移机理,不仅需要分析煤岩孔裂隙结构的空间分布特征,还需对其进行定量表征。为此,以沁水盆地南部马必东区块3#煤层为研究对象,应用X射线微米CT扫描技术,先构建低精度CT扫描煤岩母样三维数字化模型,再通过高精度CT扫描构建煤岩子样三维数字化模型。在此基础上,利用Avizo图像处理软件,重构煤岩孔裂隙系统,实现煤岩孔裂隙的多尺度定量表征。研究结果表明,沁水盆地南部马必东区块3#煤层发育多尺度孔裂隙结构。煤岩孔裂隙宏观上以C型为主,微观上以E型为主。煤岩发育成孤立片状分布的宏观孔裂隙及连通性较差的孔裂隙。据子样和母样矿物含量的相关性可知,较大规模的孔裂隙多被矿物充填,限制了煤层气的渗流和产出。     

煤层气藏气体产出路径研究 ——以沁水盆地南部马必东区块为例

为明确排采过程中煤层气的产出路径,以沁水盆地南部马必东区块3#煤层样品为研究对象,通过煤岩基质岩心与裂隙岩心的并联和串联实验,分析不同组合模式下气体体积流量、岩心渗透率与驱替压差的关系,探究压差作用下煤层气藏的产出机理。实验结果表明,煤层气在排采过程中存在由煤岩基质孔隙向天然微裂隙进而向人工裂隙运移的串联产出路径以及由煤岩基质孔隙+天然微裂隙+人工裂隙共同产出的并联产出路径。串联产出路径中气体产出主要受煤岩基质渗透率的影响,并联产出路径中气体产出主要受人工裂隙的影响。并联产出路径的等效渗透率远高于串联产出路径的等效渗透率。当岩心两端压差由4.5 MPa降至2 MPa时,并联产出路径的等效渗透率由串联等效渗透率的30倍降至16倍。因此,在煤层气井的排采过程中,需进一步考虑并联产出路径中煤层气的产出。     

沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝有效性及对煤层气开发的影响

沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝普遍发育,天然裂缝有效性是决定煤岩储层渗流能力、影响煤层气井能否高产的重要因素。综合利用野外露头、岩心和扫描电镜等资料,在分析沁水盆地南部上古生界煤岩储层天然裂缝类型和发育特征的基础上,对裂缝有效性及其主控因素开展研究,并结合单井生产动态资料,探讨了裂缝有效性对煤层气开发的影响。结果表明:沁水盆地南部煤岩储层主要发育割理和构造裂缝,其中割理包括面割理和端割理,构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝。受多种地质因素影响,不同类型裂缝的有效性存在明显差异。割理形成于煤化作用阶段,多被方解石和粘土矿物等全充填或半充填,整体上其裂缝有效性较差。构造裂缝多未被矿物充填,其有效性主要受控于裂缝规模、倾角、储层埋深及与现今地应力最大主应力方向夹角。构造裂缝开度大、延伸较远,裂缝有效性好;高角度构造裂缝有效性好于斜交缝;受地应力状态变化影响,随储层埋深的增加,裂缝有效性依次表现为较差、较好、较差;NE-SW向裂缝有效性最好,其次为近EW向和近NS向裂缝,NW-SE向裂缝有效性最差。相比于割理,构造裂缝在规模和裂缝有效性方面均好于前者,可作为煤层主要的渗流和产出通道,对煤层气的开发具...     

如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例

平均单井产量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,以山西省东南部沁水盆地南部煤层气藏为例,总结了中国石油华北油田公司在该区煤层气产业的发展及技术现状,梳理了煤层气开发所存在的关键问题:①煤层气开发工程技术不适应特有的地质特征变化;②煤层气田成熟区块仍存在大量的低效区;③单纯增大压裂规模并未能有效提高单井产量;④多分支水平井单井产量高,但总体产能到位率仍偏低;⑤现场管控总体缺乏科学依据。进而对我国煤层气的后续开发提出了以下建议:①改变产能建设模式、提高产能建设效率;②改进地质研究方法,科学设计井位和井型;③用辩证思维的方式,构建主体技术;④优化水平井的设计,提高技术的适用性;⑤改变压裂改造方式,提高单井产量;⑥改变排采工艺,提高投资效益。通过采取以上措施,将有可能破解我国煤层气开发的技术难题。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层微观裂缝特征及控制因素——以红河油田长8储层为例

以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8致密砂岩储层为例,根据铸体薄片、扫描电镜分析,结合岩心和测井资料,采用地质学统计的方法,对微观裂缝的发育特征及控制因素进行系统分析,在此基础上,分析典型区块Q1井区的微观裂缝分布特征。结果表明:从地质成因上,该区致密砂岩储层的微观裂缝可以分为构造、成岩、构造-成岩和异常高压成因4种类型,其中以构造成因的微裂缝和构造-成岩成因的微裂缝为主,该区微观裂缝大部分为有效裂缝,少量无效裂缝被方解石、石英及炭质等充填。该区微观裂缝的发育程度受沉积作用、成岩作用、构造作用及异常高压作用控制。云母、岩屑等塑性成分含量越高,杂基含量越多,岩石颗粒越细,微裂缝发育程度越差;压实作用越强,越有利于构造-成岩成因的粒内缝、粒缘缝发育;随着胶结强度增强,粒内缝和粒缘缝发育程度降低,利于发育构造成因的微裂缝。典型区块Q1井区,在细砂岩强压实方解石强胶结相中,微观裂缝发育程度最强;其次为细砂岩强压实相和中-细砂岩方解石中胶结相;在细砂岩高岭石胶结相和绿泥石胶结中溶解相中,微观裂缝发育程度较弱;在泥岩中微观裂缝发育程度最弱。     

高阶煤层气储层非均质性及其定量评价——以沁水盆地南部郑庄区块为例

煤储层非均质性影响煤层气开采。以沁水盆地南部郑庄区块3#煤层为例,开展高阶煤层气储层非均质性研究。采用变异系数定量评价了煤储层物性参数（含气量、吸附时间、宏观和显微裂隙密度）和煤岩学参数（显微组分和最大镜质体反射率）在储层纵向上的非均质发育特征。结果表明：煤储层参数层内非均质程度由强至弱依次为吸附时间（平均变异系数0.5246）、矿物质含量（0.4665）、总显微裂隙密度（0.4381）、总宏观裂隙密度（0.3143）、惰质组含量（0.2473）、镜质组含量（0.1125）、含气量（0.0877）和最大镜质组反射率（0.0135）。其中,吸附时间、矿物质含量和裂隙密度层内非均质性较强,是需要重点评价的储层参数。研究成果为煤层气储层非均质性的精细刻画以及定量评价提供了新的思路。     

基于机器学习的煤层含气量测井评价方法——以沁水盆地柿庄南区块为例

由于煤层含气量受控因素多且成因机理复杂,其评价的准确性和泛化性问题一直是研究的热点与难点。为了提高煤层含气量评价的准确性和泛化性,基于沁水盆地柿庄南区块的测井资料、煤心分析资料、排采生产数据等,将地球物理测井数据作为输入,利用BP神经网络、支持向量机及随机森林3种机器学习方法,对训练集数据采用交叉验证与网格寻优方法确定各机器学习模型超参数,得到煤层含气量评价模型。引入盲井验证模型,对比了3种机器学习方法的优缺点和适用条件。结果表明,应用此3种机器学习方法能有效评价煤层含气量,随机森林模型在此区块应用效果最好,该模型能有效评价煤层含气量,为今后此方法的应用提供了选择依据,同时也提高了模型的泛化能力;进一步对沁水盆地柿庄南区块3号煤层开发井进行含气量评价预测,并将预测结果与实际排采生产数据进行对比,发现二者误差较小。研究结果对煤层气勘探开发、“甜点”找寻具有指导意义,实际应用价值突出。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气评价工作及其成效——以郑庄-樊庄区块为例

为指导煤层气的有效评价和高效开发,以中国第一个整装、高丰度、高煤阶大型煤层气田--山西沁水盆地南部煤层气田郑庄-樊庄区块为例,系统总结了该区煤层气田评价工作的重点、经验与成效。勘探开发实践中形成的“少数资料井钻探井组试采提交探明储量先导试验区规模开发”工作程序,各环节互相补充,实现了资源的有效评价和开发;通过对煤储层资源参数、地质参数、物性参数的评价和分类,形成了一套适合该地区的煤储层评价技术体系,并划分出3个Ⅰ类建产区、4个Ⅱ类建产区、4个Ⅲ类建产区;评价成果为煤层气合理开发、技术、政策的制订和开发部署方案的调整提供了重要依据;认识到埋深大于1 000 m的区域不是开采禁区,仍具有较好的产气能力,甚至可以实现高产。     

试论东营盆地高压油气藏的特征、成因及找油意义

本文在研究东营盆地已知高压油气藏特征的基础上,对油藏增压原因作了分析,初步认为:位于沙三、沙四段生油岩中的高压油气藏,除了欠压实作用是增压的主要原因外,温度也是一个重要原因。根据压力系数随深度增加而增大和压力系数随温度增高而增大的关系式和曲线图,为高压油气藏勘探找到了一个新的预测方法。     

火成岩发育区碳酸盐岩储层地震地质模型及其地震响应特征——以商河地区沙一段为例

结合地震、测井和钻井等资料建立火成岩发育区碳酸盐岩地震地质模型,基于波动方程正演模拟方法,应用常规地震资料处理流程获得叠偏剖面,分析不同形态、不同沉积相和不同储层组合的生物灰岩地震响应特征,如振幅、频率、相位等,为火成岩发育区碳酸盐岩储层的地震资料解释和储层预测提供理论指导。     

沁水盆地南部煤储层裂缝测井响应与参数重构

煤层气开发效果很大程度上受控于煤层裂缝发育特征,沁水盆地南部同样如此。根据相似露头区野外地质调查、岩心观测以及成像测井、常规测井等资料,对比分析该区煤储层裂缝发育特征及其常规测井裂缝响应,建立了煤储层裂缝的常规测井识别方法,分析了该方法的应用效果。结果表明,研究区煤储层裂缝以构造剪切缝为主,发育北东—南西向、北西—南东向、近东—西向和近南—北向4组;裂缝多为有效裂缝,以高角度和倾斜裂缝为主,规模较小,密度变化大。常规测井裂缝的响应特征主要表现为低电阻、深浅侧向电阻率呈现正幅度差,三孔隙度测井向孔隙度变大偏转但不明显,高伽马值、扩径现象明显,测井曲线会出现波动。在此基础上,重构了异常变化指数,对常规测井曲线进行处理,经过加权合成裂缝预测指数对煤储层裂缝发育情况进行预测,预测结果得到了岩心及成像测井资料的验证。     

沁水盆地煤岩储层特征及有利区预测

沁水盆地是世界上储量较大的高煤阶煤层气田之一，由于该区煤岩储层的研究仍相对薄弱，煤层气的商业性开发至今未取得实质性的突破。重点描述了该区煤岩储层的宏观煤岩类型、显微组分含量、割理发育特征、孔隙结构类型、物性特征、吸附与解吸性能等，分析了对煤层气井产能的主要影响因素。采用模糊物元分析方法，对沁水盆地煤层气高产富集区进行了预测，优选出阳泉-寿阳、长子-屯留、沁水北-安泽和阳城北4个最具潜力的高产有利区，为沁水盆地煤层气后续大规模的开发指明了方向。     

潞安矿区山西组3#煤储层低压特征及控制因素研究

煤储层压力是影响煤层气开发地质条件评价和钻完井、增产改造技术工艺设计以及排采制度制定的重要参数,获得可靠的煤储层压力参数并认识其区域分布规律,对于指导煤层气高效开发至关重要。以沁水盆地中南段潞安矿区山西组3#煤层为对象,分析发现前期煤储层压力数值可靠性不足,改进并应用大时长关井注入压降套管试井方法,完成了潞安矿区34口煤层气井的储层参数测试和压力特征的系统研究。结果表明：(1)大时长关井压降套管试井是潞安低渗透低压储层矿区获得可靠储层压力参数的先进技术和方法;(2)山西组3^#煤层为低压和超低压储层,在800m埋深以浅,平均储层压力梯度为4.2kPa/m,这远低于本世纪初期关于潞安矿区储层压力(6~7kPa/m)的水平;(3)3^#煤层的低压特征与煤层埋深和底板高程线性相关,其区域性分布规律的控制性地质因素是地下水流场和辛安泉域的地面排泄;(4)潞安矿区3^#煤层的低压和超低压储层的保护性增产改造技术工艺亟待开发,这包括压裂液体系,压裂泵注程序、压裂后返排,及时排采施工,以及排采制度的设计和实施;(5)潞安矿区山西组3#煤层低压_超低压现象的发现对重新认识沁水盆地煤储层压力规律具有重要启发和借鉴。     

沁水盆地南部地区山西组煤系地层裂缝发育特征及其与含气性关系

沁水盆地南部地区上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩中气测异常现象极为普遍,具有较好含气显示的致密砂岩及泥岩段与裂缝发育程度密切相关,该类含气储层应定义为裂缝性致密碎屑岩储层。受特殊构造演化及复杂成岩作用的综合影响,该区煤系碎屑岩中裂缝发育特征具有一定特殊性和复杂性,且研究程度较浅。基于该现状,综合利用钻井、岩心、测井、压裂、薄片及力学测试等资料,对该地区山西组碎屑岩地层裂缝发育特征进行了综合研究。结果表明,所研究碎屑岩地层普遍经历了强压实及强胶结作用,孔隙度普遍低于5%。裂缝的存在能显著提高不同类型孔隙间的连通性,显著改善储层物性,提高渗流能力。砂岩中以发育构造缝为主,包括张性缝、剪切缝及少量挤压缝,非构造裂缝主要包括溶蚀缝;泥岩中构造缝和非构造缝均较为发育,构造缝包括剪切缝及少量张性缝及滑脱缝,非构造缝包括层理缝、溶蚀缝及成岩收缩缝。砂岩中裂缝要比泥岩中裂缝更为发育。目的层碎屑岩中以中_低角度缝为主,裂缝充填类型以未充填及半充填裂缝为主,均为有效裂缝。较好的裂缝有效性与该地区特殊的构造演化特征密切相关,喜马拉雅运动期强烈的隆升剥蚀对煤系进行了强烈的改造,主要体现在应力大幅度卸载、地层温度的强烈降低及张性应变量的产生3个方面。该改造作用一方面可使煤系原本紧闭的裂缝重新张开成为有效缝;另一方面可产生一些新的张性裂缝,这是研究区煤系碎屑岩中张性裂缝较为发育的重要原因。这些张性缝的形成时期较晚,多未充填,有效性好。基于以上认识,加强裂缝发育层段的精细解释及裂缝发育“甜点区”的准确预测对实现裂缝性致密碎屑岩储层天然气突破具有现实意义。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×10⁸ m³,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法（排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力）;研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸ m³煤层气产能建设提供了技术支撑。     

塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩储层天然裂缝实验评价及油气意义

塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩走滑断控油气藏储量丰富,大型走滑断裂和天然裂缝是油气主要储存空间和流动通道,研究此类储层的天然裂缝发育特征具有重要的意义。以顺北地区5口钻井储层段39块灰岩样品和7块白云岩样品为研究对象,通过对实钻取心样品开展岩相薄片分析、天然裂缝精细描述和脆性实验评价,研究顺北储层天然裂缝发育主控因素和影响规律。顺北地区中、下奥陶统鹰山组和一间房组储层岩性为白云岩和灰岩,岩相包括颗粒灰岩、粒泥灰岩、泥粒灰岩、粘结岩、泥灰岩、硅化灰岩和粉细晶白云岩、中粗晶白云岩;在灰岩样品中,泥灰岩脆性指数和天然裂缝发育密度最高,粘结岩脆性指数和天然裂缝发育密度最低;在白云岩样品中,中粗晶白云岩的脆性指数高于粉细晶白云岩,且样品晶粒越粗,天然裂缝越发育。天然裂缝发育密度与岩石样品脆性指数之间存在明显正相关关系;白云岩的孔渗物性和脆性指数高于灰岩,在相同脆性指数条件下,灰岩的裂缝发育能力更强。因此,灰岩地层中的高脆性段更有可能成为顺北地区的地质甜点区。     

储层特征及其主控因素分析——以鄂北十里加汗地区下二叠统山西组为例

鄂尔多斯盆地十里加汗地区处于准连续成藏区,是上古界天然气有利的勘查地区。文中对十里加汗地区下二叠统山西组储集砂体的岩石学、孔隙结构及物性特征进行了研究。研究表明,山西组储集砂体物性较差,属于低孔、低渗储集层。孔隙类型多样,发育有残余粒间孔、次生粒间孔、粒内溶孔、铸膜孔、晶间孔、微裂缝等,具有储集意义的主要有残余粒间孔和次生粒间孔。另外,储层发育主要受到沉积作用及后期成岩演化作用的控制,沉积作用奠定了储层的物质基础,成岩演化改善了储集砂体物性。