沁水煤田南部煤层气赋存及开发

通过对沁水煤田南部地质构造的分析，总结了赋气构造类型，同时揭示了沁水煤田南部煤层气的开发前景。     

沁水盆地南部柿庄北地区煤层气勘探潜力研究

本文通过对该地区构造特征和煤储层特征的研究,探讨了柿庄北地区的煤层气勘探潜力。研究认为,柿庄北地区可划分为三个构造区带,即东部缓坡带、中部隆褶带和西部斜坡带。柿庄北地区主要发育3~#煤层和15~#煤层,煤层厚度大、含气量高、临界解吸压力较高是该区有利的煤层气富集因素,而煤层埋深较大、断裂发育、储层物性较差又制约着煤层气的富集。但综合来看,柿庄北地区是一个具有较大煤层气勘探潜力的地区,按照煤层气勘探和开发规范,可进一步划分为4个煤层气勘探区,其中东部缓坡带构造平缓、埋深较浅、含气量高,是最有利的勘探区。     

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。     

沁水盆地南部煤层气储层纳米级孔隙特征研究

纳米级孔隙是煤储层吸附甲烷的主要场所,通过对沁水盆地南部4个矿区12个代表性煤样的液氮吸附实验,详细分析了煤的纳米级孔体积、比表面积、孔径分布及孔形结构等孔隙特征(1.5¹00 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5100 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5⁰.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.1960.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.196².654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(102.654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(10¹00 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5100 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5⁵ nm)控制。实验煤样的吸附回线可以分为4类,根据吸附回线可将实验煤样的孔形结构分为半封闭孔、开放孔、细瓶颈孔。随变质程度增高,孔体积和比表面积均表现出先降低再增加的趋势;比表面积与镜质组含量存在微弱的正相关关系,而与矿物质含量的关系则相反。     

沁水盆地南部斜坡地带煤层气老井挖潜技术实例研究

在分析研究沁水盆地煤层气开发较早低产老井的地质资料、压裂资料及排采资料的基础上,总结老井低产原因及影响因素,采用投资较少的技术手段,充分挖掘低产老井潜力,有效提高采收率。     

沁水盆地南部地应力场特征及其研究意义

采用水压致裂测量地应力方法,测得了沁水盆地南部45口煤层气井主采煤层地应力分布,通过统计分析,建立了主采煤层地应力与煤层埋藏深度之间的相关关系和模型,分析了地应力在煤储层渗透性及压裂研究中的意义。研究结果表明：沁水盆地南部最大水平主应力为642~4186 MPa,平均为1721 MPa;最大水平主应力梯度为117~479 MPa/100 m,平均为264 MPa/100 m;最小水平主应力330~2640 MPa,平均为11391 MPa;最小水平主应力梯度为099~285 MPa/100 m,平均为177 MPa/100 m。主应力均随着煤层埋藏深度的增大而增高,呈线性关系。在650 m以浅煤储层地应力状态主要表现为σv＞σhmax ＞σhmin,最小水平主应力小于12 MPa,现今地应力状态处于伸张带;在650~1 000 m煤储层地应力状态转化为σhmax ≈σv≈σhmin,最小水平主应力为12~20 MPa,现今地应力状态由伸张带转化为压缩带的过渡;在1 000~1 500 m煤储层地应力状态为σhmax ≈σv≈σhmin,最小水平主应力大于20 MPa,现今地应力状态转化为压缩带。在地应力的作用下,裂缝逐渐趋于闭合,煤储层渗透率急剧下降。同时,地应力对煤储层水力压裂裂缝扩展产生重要影响,水力压裂裂缝均沿着最大主应力方向扩展。     

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。     

沁水盆地南部煤层气评价试采井组的标定技术及应用

沁水盆地南部煤层气地质条件好,具备煤层气勘探评价和开发的资源基础.本文在总结沁水盆地南部煤层气地质条件的基础上,重点论述了勘探阶段煤层气试采井组的地质选区和井位标定技术,通过应用实例说明,在评价阶段利用煤炭勘查和煤层气勘探资料标定试采井组可行,并且整体效果较好.     

沁水盆地南部储层压力分布规律和控制因素研究

为对煤储层参数有更加全面的认识,采用注入／压降法和水力致裂法对煤层气储层参数进行试验测试,测得沁水盆地南部55口井共83层煤的储层压力和地应力储层参数,研究了沁水盆地南部煤层气储层压力的分布规律和控制因素（构造应力、埋深、地应力等）。结果表明：沁水盆地南部煤层气储层压力以低压储层为主;沁水盆地南部的几个区块中,郑庄区块的储层压力梯度最大,其次是柿庄区块和樊庄区块,储层压力梯度最小的是大宁区块和潘庄区块,构造应力、埋深、地应力及地下水矿化度是控制储层压力的主要因素。     

沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明：井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压（井底流压）为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。     

沁水盆地阳泉地区煤层氮气同位素组成及其成因

煤层气地球化学研究对象以煤层甲烷为主,对非烃组分氮气地球化学特征的研究相对较少。采用气相色谱和同位素质谱方法,分析了沁水盆地北部阳泉-寿阳地区煤层排采气中氮气的地球化学特征。结果表明：采集的排采气样中氮气体积分数平均为1.46%,其中大气源氮气为1.05%,有机成因氮气为0.41%。有机成因氮气的δ15N平均为+1.5‰,属于热氨化和热裂解混合成因。阳泉-寿阳地区排采气中有机成因氮气同位素组成主要受地下水动力条件、人为排采活动以及解吸-扩散-运移效应影响,其中,较强的地下水动力条件导致其同位素组成偏轻;产气量越高,氮气同位素组成越重;煤层埋深越深,氮气同位素组成越重。依据多元线性回归分析的结果,各影响因素对有机成因氮气同位素组成影响的程度由高到低依次为：地下水动力条件>排采>解吸-扩散-运移。     

沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考

经过30余年的探索,沁水盆地煤层气勘探开发已取得重要突破,突破了国外“高阶煤”产气缺陷理论认识,成为我国目前最重要的煤层气生产基地。然而,沁水盆地煤层气开发规模性发展也面临着深化理论认识、突破关键技术、实现效益开发三大关键科学技术问题。面对这些问题,需加强3方面的科技攻关：一是深化基础理论认识,突出高阶煤储层的针对性以及提升单井产量的指导性,突破“甜点区”优选、储层改造地质适应性和高效排采等技术瓶颈;二是强化关键技术攻关,坚持地质-工程一体化,创新和完善测井-地震联合储层和物性预测、高效钻井-完井-储层改造及配套技术以及精细化与智能化排采控制技术;三是提升开发效益,建立钻、采、输一体化管理技术模式。     

沁南盆地樊庄煤层气田早期生产特征及主控因素

在对樊庄区块煤层气井早期产能空间和时间分布特征分析的基础上,重点探讨埋深、煤厚、含气量、孔隙度和渗透率、压裂效果对气井早期产能的影响关系,同时采用灰色关联分析方法,定量确定影响高煤阶煤层气井（田）生产的主控因素。研究表明：压裂效果对煤层气井早期产能的影响最大,并决定气井早期高产的峰值大小,但随着排采时间的推移,其对气井产能的影响程度逐渐降低;而煤层含气量和初始渗透率影响气井整体产能及其变化趋势;含气量越高或初始渗透率越大,气井产能越好,早期高产后其下降速度也越平缓。     

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。     

沁水盆地储层特征及潜在损害因素分析

针对页岩气开发生产过程中遇到的储层损害问题,笔者从构造特征、孔渗结构、温度压力、地层水组分、层系特征等方面详细描述了沁水盆地页岩气储层特征。通过对岩样进行的TOC测试、Ro测试、扫描电镜分析、薄片鉴定、全岩分析及含气量分析,得到了储层存在潜在的水敏、速敏和酸敏损害,考虑到页岩储层渗透率低、层理和微裂缝发育丰富等特点,储层也会存在一定的固相损害和应力敏感特性,钻井过程中应注意预防这些伤害。     

沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素

查明煤层气井气、水产出差异主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部某高煤阶煤层气井区144口井勘探与开发动态资料,分析了其气、水产出特征的差异,探讨了其形成的地质控制机制。结果表明:井区煤层气井各类产水、产气在平面上成带分布,总体上呈现高产水量-低产气特征。煤层气井产气量主要受地下水和构造样式控制,体现为:(1)煤层气井的产出水源主要来自压裂水、煤层水和围岩补给水,以邻近砂岩层补给水为主;(2)高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部,中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部,低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区东部的构造高点区。建议高产水井区应控制压裂规模,保证泵长期有效工作;低产水井区要加大压裂规模,特别注意早期地下水的排采控制。     

沁水盆地煤系非常规天然气共生聚集机制

沁水盆地煤系非常规天然气(煤系"三气")资源丰富,研究煤系非常规天然气的共生聚集机制有助于天然气资源的综合利用。依托煤系有机地化与储层物性相关测试数据,分析了煤系非常规天然气的生烃物质基础与储层特征;基于典型钻孔的沉积序列、岩性组合和气测资料,建立了三类煤系非常规天然气共生模式并探讨了其在层序格架内的分布特征;通过成藏过程和成藏动力分析,评估了盆地内煤系非常规天然气的共采前景。研究认为:沁水盆地煤系非常规天然气生烃物质基础雄厚,天然气生成、运聚的宏观动力条件和储层条件时空配置得当,共生成藏条件良好;石炭-二叠系山西组与太原组发育"三气"共生和两种"二元"气藏共生组合,联合勘探开发前景较好,页岩气和致密砂岩气单独开发风险较大。     

沁水盆地南部煤层气井产出水源解析及合层排采可行性判识

长期以来,沁水盆地南部丰富的太原组煤层气资源无法规模性动用,煤层气单井产量难以进一步提高,合层排采产出水来源得不到有效判识,合排难易程度无法客观评价。面对这些生产技术难题,基于28口单层及合层排采井产出水样品的微量元素测试分析,建立了产出水来源判识及合层排采可行性评价方法,进而以7口合层排采井为例进行了初步判识。分析表明,煤层气井产出水微量元素中蕴含着丰富的产出水来源信息,基于水岩作用原理可合理提取产出水源解析的特征微量元素。在甄别煤储层返排清污程度基础上,初步建立了由提取产出水特征微量元素、建立单煤层产出水特征微量元素标准模板、产出水来源与合排可行性判识3个步骤构成的评价流程。应用这一方法,在7口合层排采井中识别出产出水来源和层间干扰程度的3种情况。     

沁水盆地南部致密砂岩和页岩的气测显示与气藏类型

煤系本身及其上覆地层能够形成具有工业开发价值的致密砂岩和页岩气藏,综合勘探这些非常规天然气资源将有助于提高煤层气开发效益。依托17口井的气测录井资料,分析了沁水盆地南部石炭二叠纪煤系及其上覆地层致密砂岩和页岩的气测显示规律,讨论了致密砂岩气与页岩气的赋存方式和勘探前景。结果显示:区内砂岩和页岩的气测显示十分普遍,区域和层位显示差异较大;砂岩气发现几率相对较高,页岩气品位相对较好;下石盒子组具有砂岩气和页岩气的勘探潜力,太原组具有页岩储层厚度品位,山西组具有砂岩储层厚度品位。研究认为,页岩气最有利勘探层位为太原组,砂岩气最有利层位是下石盒子组,山西组也有一定的砂岩气和页岩气勘探潜力。以此为基础,初步划分出独立砂岩气、独立页岩气、煤-页岩-砂岩互层气组合3种气藏类型,认为砂岩气和页岩气有利区主要位于盆地中央地带,总体上沿复向斜轴部呈NNE向展布。其中,沁源区块中—南部、郑庄区块-马必区块-沁南区块结合部、柿庄北区块西北部3个核心区值得关注。