基于光学显微观测的煤层裂隙发育特征、成因及其意义——以沁水盆地南部3~#煤层为例

基于光学显微观测,分析了沁水盆地南部3#煤层煤岩显微组分与内生裂隙的关系,并对外生裂隙的继承改造进行分类研究。结果表明:内生裂隙成因主要体现在显微组分的力学强度和煤化作用过程中的内张力,均质镜质体由于结构和成分均一,微孔隙发育,显微脆度高,内生裂隙最为发育;根据继承改造的方向差异,将外生裂隙继承改造类型划分为延伸型、剪切型和拓张型,外生裂隙中,张裂隙和剪裂隙发育规模大,裂隙网络发育,对储层渗透率贡献大。裂隙发育特征、类型及其成因研究,有助于认识煤储层裂隙在煤层气富集成藏和勘探开发中的作用。     

沁水盆地南部山西组3号煤层顶板砂体发育特征对煤层含气量的影响

总结分析工区内砂体的空间组合模式和时空演化关系,从而探讨3#煤层顶板砂体发育特征与煤层含气量之间的关系。结果表明,平面上砂体厚度越大其对应的煤层含量气越低,且平面砂体被泥岩包围型和砂体连片型对应的煤层含气量变化不同。同一厚度砂体连片型对应的煤层含气越低,而被泥岩包围的孤立型对应的煤层含气量越高。     

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。     

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。     

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...     

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。     

沁水盆地南部煤层气藏的地球化学特征

指出沁水盆地南部煤层气的地球化学特征是甲烷含量超过95%,δ\+\{13\}C\-1值变化于-61.7‰～-28.7‰之间,而大部分甲烷的δ\+\{13\}C\-1值偏轻,为-40‰～-30‰之间,太原组甲烷的δ\+\{13\}C\-1则更轻。认为这主要是由于构造热事件及水动力条件综合作用的结果,构造热事件不仅促成二次生气,而且改善了煤储层物性,大大增强了CH\-4与CO\-2交换作用及甲烷的解吸-扩散-吸附的动态平衡过程,强烈的水动力条件也是导致煤层甲烷碳同位素变轻的重要原因,太原组甲烷碳同位素更轻主要是由于流动的地下水的溶解作用造成的。     

沁水盆地南部高阶煤层多分支水平井钻井工艺

沁水盆地南部高阶煤层多分支水平井钻井施工中遇到了以下难题:①井壁稳定性差,容易发生井下复杂事故;②煤层易受污染,储层保护难度大;③岩屑携带不畅,井壁严重失稳;④缺乏先进适用的钻井工具及仪器.为解决上述问题,分析了多分支水平井井眼轨迹及分支结构优化设计、复合造穴、水平井与洞穴井连通、井眼轨迹控制、充气欠平衡钻井等关键技术...     

沁水盆地南部煤层气富集高产主控地质因素

沁水盆地南部以高阶煤储层为主,煤层气勘探与开发资料丰富。利用这些数据资料,采用层次分析、构造解析及盆地分析等方法,分层次探讨了高阶煤层气富集、高产的主控因素及其控气作用机理。研究表明,构造调整、水动力分区及顶、底板岩性分布等控制着煤层气的富集。顶、底板泥岩发育区、水动力滞流区、弱径流区以及构造调整弱或未调整区控制煤层气富集,预测了沁源-安泽、沁南-夏店、马必-郑庄以及柿庄-潘庄4个煤层气富集区。渗透率、构造部位控制煤层气高产,富集区的局部构造高部位埋深较浅的原生高渗带、深部裂隙发育带煤层气易高产,预测了安泽、夏店南部、马必南部、郑庄南部、樊庄中北部和樊庄南部-潘庄6个煤层气高产区。     

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。     

煤层气羽状分支井定向钻进煤层预测、轨迹控制与完井技术

沁水盆地煤岩具有特殊的双重孔隙结构,其孔隙系统复杂,呈现多裂缝特征,同时具有低压、低孔、低渗、低强度的特点。通过对泌水盆地煤层物理特征及其羽状分支井井身结构分析,介绍了煤层气羽状分支井轨迹类型以及煤层预测井眼轨迹控制方法,指出沁水盆地煤层气羽状分支井主要是双主水平井眼结构,通过实时跟踪不同钻进煤层状态下随钻录井的显示情况,可以帮助识别煤层、预测井眼轨迹的方向。该煤层气羽状分支井通常采用裸眼完井,应采取多种方法减少钻井、完井对煤层的伤害。     

沁水盆地南部煤系地层层序及聚煤控制因素

在分析前人对华北地台石炭-二叠系层序地层研究成果的基础上,利用钻井、地震、岩心、露头、测井等资料,对沁水盆地南部区块的煤系地层进行高分辨率层序地层划分,研究了层序和体系域识别划分标志,建立了沁水盆地南部煤系层序地层格架。对层序内含煤岩系的发育特点进行分析,主力煤层发育在海侵体系域中,研究区内海侵时期为有利的聚煤时期,聚煤作用主要受物源供给和沉积环境等因素的控制,泥炭堆积速率与较高的可容空间的增长速率相平衡及其维持时间是区域厚煤层形成的控制因素。     

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。     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

规模自动化技术在煤层气田开发中的应用——以沁水盆地南部樊庄区块为例

沁水盆地南部煤层气田具有复杂山地地貌、低压生产和低成本开发等特点,在生产中存在数据获取、设备控制和安全保障等一系列问题。为此,①通过自主研发井场无线采集技术,在国内煤层气生产中率先实现了全井场生产数据的无线采集、传输,实现了橇装施工和快速链接,解决了山区复杂地貌生产数据采集及传输的布线难题,减少了现场维护工作量;②打破煤层气田生产与监控管理站点间的地域界限,应用基于ArchestrA Framework 架构的网络化监控技术进行二次开发,通过模板化开发、网络化实施、多用户协作、集中化存储,实现了煤层气自动化系统“两级三地”的远程部署、分布式监控模式;③按照“缓慢、长期、持续、稳定”的抽排基本原则,建立起了煤层气智能排采控制模型,以排采过程中液面高度、液面下降速度、井底流压、套压等为主要控制参数,采用智能排采技术,实现了排采设备的生产参数自动调整,改变了煤层气井固定的生产制度,降低了对煤层的伤害。运用以上技术,建成了管理控制521口排采井、6座集气站和1座处理中心的自动化系统,达到了平稳运行、安全生产、降低劳动强度、提高生产管理水平、实现规模效益的目的。     

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。