华北地区煤储层渗透率的外在影响因素分析

通过对华北地区16个目标区60层次的试井渗透率的统计发现，在我国华北地区复杂的地质背景下，原地应力等外在因素对于煤储层渗透率的影响是很显著的。研究表明，煤层渗透率的决定因素是原地应力，煤层埋藏深度对渗透率的影响是第二位的。渗透率随地应力增大而减小；渗透率与埋藏深度之间的关系受原地应力的影响。只有区别不同应力环境，才能分析渗透率随深度变化的趋势。通过分析煤储层渗透率的外在影响因素，对于与预测煤层气的解吸特征，为下一步做好压裂设计，达到增产效果起到了积极的作用。     

不同煤级区煤层气可动性和初始排水速度控制策略

对中国20个区块/煤矿煤层气地质参数进行了系统整理,开展了煤层气吸附时间和渗透率随煤级变化规律分析,并结合不同煤级区煤层气井的产气曲线,揭示了峰值产量出现前后不同煤级区产气动态差异的原因,以期为不同煤级区初始排水速度控制提供依据。研究结果表明：①吸附时间随煤级升高呈"U"型变化规律,中、低煤级区煤岩吸附时间一般低于15 d,高煤级区吸附时间变化大,吸附时间在0.1~85.54 d变化;②区块/煤矿间煤储层渗透率随煤级升高没有明显的规律性变化,同一区块内部,渗透率变化级差达2~3个数量级;③峰值产量出现时间与初始排水速度和煤岩吸附时间有较好的对应关系,而与渗透率的关系不明显;④在不同煤级区,针对不同井层煤储层吸附时间与渗透率的配置关系,应采用针对性初始排水速度控制策略：中、低煤级区煤岩吸附时间短,对低渗透井层应严格控制初始排水速度;高煤级区吸附时间变化区间大,对吸附时间长、渗透率高的井层,可适当加快初始排水速度。     

基于卸压煤层气开发的构造煤储层孔渗特征与类型划分——以淮南矿区为例

在淮南矿区卸压煤层气地面开发取得积极进展的背景下,应用扫描电镜和汞注入法对淮南矿区构造煤样进行孔裂隙测试,结合井下煤层透气性和试井渗透率测试数据,探讨了构造煤储层孔渗特征。对比分析了卸压煤层气开采现场测试渗透率变化差异,揭示了构造煤卸压开采条件下影响煤层渗透率变化的影响因素及煤体结构差异对煤储层改造的控制作用,提出了构造煤储层类型划分方案。研究表明:随着构造变形的增强,煤中外生孔裂隙规模增大,孔容、中值孔径、孔隙度等参数增大,煤储层渗流孔含量与构造变形呈正相关,但地层条件下构造煤储层的渗流性受储层压力、煤体结构、地下水等因素控制。构造煤储层特性决定了当前原位煤层气开发技术的不可行性;而卸压煤层气开采有效解决了构造煤储层渗透率低、压力传递困难以及压裂改造效果差等技术难题,卸压开采对煤储层的改造导致的"卸压增透增流"效应主要受煤体结构控制。煤体变形越强,改造效果越好,基于不同煤体结构构造煤储层中渗流孔的含量与改造效果的一致性,认为糜棱煤是卸压煤层气开发的优质储层,碎粒煤是较优质储层,碎裂煤和鳞片状煤是一般储层,原生结构煤是不利储层。     

煤基质自调节效应实验

煤储层渗透率是决定煤层气开采成败的关键参数之一。以煤基质为研究对象,根据应力来源的不同,提出了煤基质内外应力的概念。分析认为:煤储层渗透率随煤层气开采而动态变化正是煤基质内外应力综合作用的结果。随着煤层气的采动,有效应力(煤基质外力)增大,裂隙宽度减小,煤储层渗透率降低;而流体压力降低,煤层气解吸,煤基质发生收缩,产生煤基质内力,裂隙宽度增大,煤储层渗透率增高。为了探讨煤基质内外应力与煤基质变形特性的关系,开展了三轴力学实验和吸附膨胀实验,根据实验结果的分析和总结,提出了煤基质自调节效应的新观点,构建了煤基质内外应力耦合作用下的自调节模式。研究成果为煤层气的有效开采提供了理论基础。     

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在大量构造煤分析和鉴定的基础上，探讨了变形环境及不同性质应力作用对构造煤结构的影响。根据构造煤结构特征及其形成的环境条件，将构造煤分为碎裂煤和糜棱煤两大系列及初碎裂煤、碎裂煤、碎斑煤、碎粒煤、鳞片煤、揉皱煤和糜棱煤七种类型。指出碎裂煤系列是脆性变形环境中的产物，以裂隙发育和颗粒的破碎为主要特征；而糜棱煤系列则是以塑性变形为主，可以出现似变形纹、眼球构造和似“碎斑系”等特征构造，并具有脆性变形的叠加。对各类型构造煤的储层物性进行了初步探讨，初碎裂煤和碎裂煤裂隙发育、连通性好、渗透率较高，是较好的储层类型；糜棱煤系列构造煤结构极为破碎、裂隙连通性差、渗透率低，不利于煤层气的开采；碎斑煤及碎粒煤则介于前二者之间。     

构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响

构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响具有显著差异。低煤阶煤层主要为基质型孔隙，高煤阶煤层主要为裂隙型孔隙。煤岩储集层原地受力分析表明，构造抬升使得基质承受的压力降低。构造抬升模拟实验及煤基质、裂隙渗透率应力敏感性实验表明，构造抬升后煤层压力传导加速，割理开启，渗透率变大；基质渗透率比裂隙渗透率的应力敏感性弱。分析认为：构造抬升对高煤阶煤储集层物性影响明显，地层压力降低，割理、裂缝开启，裂隙渗透率显著增强；高煤阶煤层强烈抬升会使其渗透率增大，造成气体大量散失，对煤层气聚集不利；低煤阶煤层储集层物性受构造抬升影响较弱，由于构造抬升，压力降低，煤层气运移速率增大，对煤层气开采有利。图4参19     

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煤中孔隙的形态和结构特征强烈影响着煤储层的吸附、解吸、扩散及渗透性。为查明影响沁水盆地高煤级煤储层孔隙系统差异发育的主控因素，对采自该盆地北、中及南部6个市县13个矿区的40余件样品进行了详细解剖研究。应用对应分析方法发现煤相是该盆地煤储层孔隙系统在高煤层级阶段差异发育的主导控制因素，而高煤级造就了该盆地煤储层孔隙系统总体上不利于煤层气产出的共同特征。煤相通过对该盆地高煤级煤储层孔隙系统差异发育的直接控制而间接控制了储层吸附、解吸及渗流物性的优劣。在沁水盆地，活水泥炭沼泽相以及森林泥炭沼泽相是形成有利储层的沉积环境，而干燥泥炭沼泽相一般难以形成有利的储层。由于沉积环境（煤相）的剧烈频繁变迁导致了煤储层孔隙系统及相应的储层物性在纵向及横向上强烈的非均质性，给该盆地煤层气的开发带来严重不利影响。     

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采用三轴岩石力学测试系统来测试煤岩的力学性质，通过保持有效应力不变的方法来消除有效应力的影响，进而测试煤基质自身的调节作用。实验结果表明，煤岩力学性质与其基质调节能力之间呈现出良好的负指数关系。在吸附阶段，力学性能较强的煤样，其基质膨胀效应较小，而力学性能较弱的煤样，其基质膨胀效应就会较明显；解吸阶段也具有类似的情形，这种正反效应的叠加，使得强者更强，弱者更弱，导致力学性能较高的煤岩，其基质自调节能力较差，即在煤层气开发过程中，力学性质较强的煤岩其基质自调节能力较差，基质收缩变形量较小，对煤储层渗透性的改善能力较差，这是高煤级煤不同于低煤级煤的典型特征，同时也从一个方面说明了高煤级煤层气井气产量衰减较快的原因。     

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沁水盆地煤岩样品高温高压变形实验结果表明,不同煤级的煤岩,在其相同的实验条件下,煤岩强度即表现出一致性又显现出差异性。而在不同的实验条件下，对于煤岩强度的影响，温度效应要高于压力效应。在一定的温压条件下（300 ℃/300 MPa），中煤级煤应力强度低于高煤级煤的应力强度；高煤级煤惰质组含量低的煤岩应力强度最小。煤岩的脆—韧性转变发育于200 ℃/200 MPa和300 ℃/300 MPa之间，此时煤储层的孔隙率在减小，同时产生了一些裂隙，增加了煤储层的渗透性。文章试图结合煤岩显微组分、渗透率和比表面积等测试结果，探讨煤岩变形与储集性能的关系。     

低渗煤储层背景下高渗带主控地质因素及模式

沁水盆地南部郑庄区块相邻煤层气井地质条件和开发工艺基本相同,但产气量却有巨大差异。针对这一现象,利用构造裂隙填图、煤体结构测井解释、裂隙特征压裂曲线反演、构造曲率分析等技术,分析了煤储层裂隙系统的发育特征;从古地应力场演化、原地应力测试入手,讨论了煤储层裂隙优势方向上有效应力对渗透率的控制作用。研究认为,煤储层裂隙系统的发育特征和优势裂隙方向的有效应力,是低渗背景下高渗带的主控地质因素。建立了3种渗透率发育地质模式：一是裂隙系统发育适中与有效应力匹配型,煤储层渗透率高,煤层气井产量高;二是煤储层裂隙系统过度发育型,无论有效应力适中或者过高,两者条件均不匹配,储层渗透率较低,产气量低;三是有效应力过高型,无论裂隙发育程度如何,均会导致煤储层渗透率较低,产气量低。研究成果对于相似地质条件的煤层气区块内高渗带预测具有借鉴意义。     

应力条件制约下不同埋深煤储层物性差异演化

以鄂尔多斯盆地东缘煤储层为研究对象,采用水力致裂法获取地应力参数,同时利用实验室模拟技术,结合现场测试数据,从煤储层储集性和渗透性两方面开展应力条件下煤储层物性演化机理研究。随着煤层埋深的增大,地应力增高,煤岩孔隙受压闭合,煤储层孔隙度在应力作用下呈指数规律降低;不同煤阶煤岩各级孔径的孔隙在应力作用下的变形特征存在较大差异,随着应力增大,低煤阶煤岩大中孔体积下降明显,而中、高煤阶煤岩微小孔体积的下降幅度要高于大中孔。不同埋深和应力作用下的煤体变形和渗透率变化可分为3个阶段:埋深在600 m以内,地应力较低,煤岩裂隙发育较好,煤储层渗透率变化范围较宽;埋深在600~900 m,煤层处于三向受压状态,裂隙易受压闭合,渗透率普遍小于0.5 mD;埋深在900 m以下,地应力变强,且煤层受力不均,垂直主应力大于水平主应力,易产生新裂隙,煤储层渗透率出现高值。     

高阶煤储层固-流耦合控产机理与产量模式

高煤阶煤层气资源占中国煤层气资源总量的21.2%,是中国目前产量规模最大的煤层气资源。开展高煤阶煤储层控产机理和控产模式研究,有利于提高煤层气有利建产区优选成功率。研究认为,构造和水动力条件是高煤阶煤层气富集的两大主控因素,煤储层微裂隙发育程度、地应力、储层流体可疏导性是控产的3个关键要素。基于这些认识,定义了微裂隙发育指数、地应力控产指数和储层流体可疏导指数,建立了控产效应量化评价方法及三大类12种产量模式,讨论了各种模式的主要控产因素。采用储层流体可疏导指数,量化表征了固态储层、地层流体之间的相互作用效应。提出了三向主应力综合控产的认识,突破了传统上以单一方向应力大小(深度效应)评价控产效应的局限。对比分析开发资料,应用该套评价体系建立的产量模式与实际生产情况高度吻合,验证了控产机理、效应评价方法和控产模式的可靠性。     

华北地区各类煤储层孔隙、吸附特征及试井成果分析

为系统总结华北地区各煤类的主要物性特征,指导煤层气的勘探开发,对该区各种煤类共205件煤样进行了压汞实验,分析了各煤类孔径结构的比孔容、比表面积特征。基于180件煤样的高压等温吸附实验,探讨了朗格缪尔体积（V_L,daf）、朗格缪尔压力与煤级的关系,发现朗格缪尔体积与煤级的关系呈现出两段式变化模式,即煤化程度在R_o,max＜4%之前,V_L,daf随R_o,max的增加而增大,当R_o,max＞4%后,V_L,daf随R_o,max的增加而减少,而朗格缪尔压力与煤级的关系复杂,数据十分离散。基于该区煤层气试井成果（170层次试井储层压力、204层次试井渗透率）,划分了煤储层试井储层压力、试井渗透率类型：该区以欠压储层为主,占69.4%左右,正常压力储层占27.1%,超压储层仅占3.5%,储层压力梯度总体随埋深的增加呈现出增大的趋势;超低渗透储层占26.0%,低渗透储层占36.8%,中渗透储层占18.1%,高渗透储层占19.1%,试井渗透率总体随埋深的增加而减少。     

二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素

我国越来越重视对低煤阶煤层气的勘探,但已有的资料表明,目前对低煤阶煤层气藏的认识还不够深入。为此,以我国典型的低煤阶煤层气区——二连盆地霍林河地区为例,对该区煤层气地质特征和煤岩煤质及煤岩演化程度、煤储层渗透性、煤层含气性等煤储层特征进行了分析,从构造条件、封盖条件及水文地质条件3个方面研究了煤层气藏主控因素及保存条件。结论认为:霍林河地区煤层气成藏条件有利,具有煤层厚度大、煤层埋深较浅、煤储层渗透性好、含气量较高、封闭保存条件好等特点;保存条件是该区煤层气成藏的主控因素,且封闭条件好的浅部是煤层气富集的有利区。     

煤层气与常规油气共采可行性探讨――深部煤储层平衡水条件下的吸附效应

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。     

库车坳陷北部阿合组致密砂岩储层特征及主控因素

为揭示库车坳陷下侏罗统致密砂岩储层微孔隙的成因和分布规律,通过薄片分析、扫描电镜、X射线衍射、微米CT扫描、激光共聚焦显微观察等观测手段研究北部构造带内阿合组储层特征。结果表明：微孔隙赋存于塑性矿物,其在平面和垂向上的发育明显受层段压实效应制约,构造应力、埋藏深度均是影响平面压实效应的主要因素,泥质含量是影响垂向压实效应的主要因素。阿合组致密砂岩的微孔隙由黏土矿物晶间微孔隙和杂基微弱溶蚀形成的微孔隙组成。受泥质含量、埋藏深度和构造应力的控制,微孔隙主要发育在泥质含量较低的阿合组二段,分布在埋深浅、构造应力较小的依南4井区。这对形成深部致密气藏具有重要意义。     

沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响

采用水力压裂测试地应力方法,对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试,并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型,分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明:沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2.39~4.49 MPa/hm,平均为3.49 MPa/hm;最小水平主应力梯度为1.48~2.45 MPa/hm,平均为1.99 MPa/hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态,煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律,煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600 m以内,现今最小水平主应力小于12 MPa,煤储层渗透性相对较好,试井渗透率大于0.25 mD;埋深600~950 m,现今最小水平主应力为12~20 MPa,煤储层渗透性变差,试井渗透率平均为0.05~0.25 mD;埋深大于950 m,煤储层最小水平主应力大于20 MPa,试井渗透率平均小于0.05 mD。     

沁水盆地南部地应力特征及高产区带预测

地应力是渗透率的重要控制因素,高产井主要分布在最小主应力相对较小的区域,因此地应力特征对高产区带的预测具有重要意义。分析了泌水盆地南部地区现代构造应力场对煤储层物性的控制机理,指出主应力差增大,渗透率呈指数形式急剧增高,而储层压力呈对数形式上升;试井地应力梯度尽管与渗透率、储层压力之间存在相关关系,但离散性较大。预测了3种有利的煤层气成藏类型,即大宁-潘庄-樊庄区带高主应力差-滞流封闭-浅埋型煤层气藏、沁水-郑庄-樊庄北和沁源-安泽区带中主应力差-缓流封闭-中埋型煤层气藏、郑庄北和沁源东-安泽东区带中主应力差-缓流封闭-深埋型煤层气藏。