响水煤矿煤层气储层特征研究

煤层气储层特征研究对煤层气的勘探开发具有重要意义。响水煤矿煤层气资源丰富,本文依据分析测试结果,对响水煤层气储层特征进行了研究,为煤层气的开发提供基础数据支撑。在前期煤田地质研究的基础上,对响水煤矿煤层气参数井进行采样,采用煤储层宏观煤岩分析、显微煤岩分析、孔径分布与覆压孔渗分析等分析测试方法,达到了获取储层裂隙与孔隙特征、渗透率、压力、吸附性等特征参数的目的。研究结果表明:响水煤矿煤层气储层裂隙发育,连通性中等;孔隙结构以形状不规则的铸模孔为主,其次为少量的溶蚀孔,孔间部分被黏土矿物充填,孔隙类型以小孔和中孔为主。3、28号煤层为中等渗透率储层,其他煤层渗透率偏低,煤储层压力梯度正常。响水煤矿煤层对甲烷的吸附量较大,达到20.04～29.35cm~3/g。与国内沁水盆地煤层气储集性能比较,响水煤矿煤层气储层特征良好,总体上优于沁水盆地,具有良好的勘探开发前景。     

火烧铺矿区煤层气地质特征与甜点区优选

煤层气甜点区是对煤层气开发有利区更细化、更深入的分析研究之后,优选出的最有利于煤层气勘探开发的区域,可为煤层勘探开发实施阶段中提供较为有效的资料参考。通过对火烧铺矿区煤层埋深、煤层含气量、煤层累计厚度以及构造复杂程度等4个因素进行分析,研究了该区煤层气赋存的地质特征,并采用分步筛选法,针对每个因素,分析其对煤层气勘探开发的影响程度,进行等级划分,然后对每个等级赋值,最后根据每个单元的综合得分优选出煤层气甜点区。结果表明,研究区煤层埋深1000m以浅,含气量和煤层累计厚度均随埋深的增加而增大,即沿西南—东北向呈逐渐增加的趋势;东北部和东南部构造简单,利于煤层气开发,中部构造复杂不利于煤层气的开发。根据煤层地质特征,在火烧铺矿区内优选出2个Ⅰ级甜点区、1个Ⅱ级甜点区和1个Ⅲ级甜点区。     

地质研究在煤层气U型井中的应用及实例分析

煤层气勘探开发实践表明,与煤层气地质条件、储层特征相适宜的钻井方式是有效提高单井产量的必要步骤。U型井作为煤层气开发的一种新型井型,其优点是能最大限度的沟通渗流通道,增大单井控制储量,依靠重力场作用实现排水采气。U型井在我国的施工井数相对较少,截至2013年底,在我国共施工80多口,分布范围主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘,施工区目的煤层煤阶主要为中低-中高阶煤,单井最高日产气量在12000m3左右,大多数井日产气量在300~3000m3之间,整体产气效果差异较大,主要缘于U型井自身的工艺难度较高和对钻前地质研究程度重视不够。为保证U型井顺利施工,钻前需要对邻井基础资料进行收集、整理,掌握煤层变化规律,确定对比标志层,并预测目的层位垂深,选择最佳中靶位置。以DJ2井为例,重点分析井区构造特征、煤层展布和发育情况,以及煤层结构、煤体结构特征,将石盒子组骆驼脖子砂岩和山西组3号煤层作为标志层,依据生产井目的层的深度和地层倾角变化计算出中靶位置,同时分析了水平段调整点和调整幅度,评价结果有利于DJ2井的顺利施工。     

霍林河盆地煤层气地质特征研究

主要是从霍林河河组的地质条件及其煤层特征双角度出发,详细地阐述了霍林河盆地煤层气的基本地质特征,指出煤的镜质组反射率多在0.5%~0.6%之间,煤质含气量最高为7.7m3?t-1。煤质中煤层气含量以及煤层气中甲烷含量随深度加大而迅速增加。400m以下为甲烷带,400m以上为甲烷——氮气带。同时,预测了有利于煤层气形成和勘探的有利地段,9-73孔、21-11孔附近地区为最有利煤层气勘探区。     

煤层气靶区勘查及开发施工若干技术分析与探索

通过煤层勘查开发工作中的靶区选择,井眼工程、煤层气增产改造技术(压裂)、排采等程序进行分别分析与探索,有效提高煤层气资源的开发与利用率。同时,加强地质评价,结合靶区煤层气条件,合理确定煤层气生产潜力,明确井眼施工以及煤层气增产改造技术(压裂)工艺和煤层气排采降压等核心技术要点,为今后煤层气勘查及研究提供有利的技术保障及参考价值。     

津巴布韦Karoo盆地煤系气资源禀赋及开发建议

为研究津巴布韦Karoo盆地煤层气资源禀赋,基于Karoo盆地5口参数井岩心,分析了Karoo盆地的煤组厚度与空间展布;基于密度测井曲线、伽马曲线,以岩心密度2g/cm~3、灰分含量50%为判定依据,分析了煤组内煤层分布及厚度;基于吸附-解吸实验结果,运用统计学方法研究了煤样的甲烷含量,并分析了甲烷含量与灰分含量的关系;基于国内外煤层气高产井的埋深、含气量、渗透率、储层压力、煤阶等指标和煤系气地质赋存的特殊性,评估了Karoo盆地煤系气资源的开发潜力,研究认为Karoo盆地煤系埋藏位于600m以浅,厚度超过100m,分布范围广,煤层数量多,单层厚度小,煤岩层交替分布,煤层累计厚度15～25m,具备良好的生气、储气条件,煤层含气量与煤样灰分含量呈负相关,Karoo盆地煤系地层煤层气含气量、煤层埋深符合高产开发条件。最后,借鉴中国煤层气开发经验,提出初步的开发建议,为开发津巴布韦煤层气资源开发提供了参考。     

比德-三塘盆地珠藏向斜煤储层特征及有利区块划分

珠藏向斜位于比德-三塘盆地东南缘,主要由红梅、肥一、肥二、肥三井田构成,是黔西地区取得煤层气工业性气流突破的少数区块之一,也是织纳煤田煤层气开发热区之一。通过收集煤田地质资料和煤层气勘探开发取得的成果,发现煤层埋深和厚度受构造形态控制,具有中间薄、四周厚的特点;煤岩宏观类型为半亮煤、半暗煤,显微组分以镜质组为主,微孔占优、孔喉半径均一、裂隙发育有利于煤层气的吸附和渗流;平均煤层含气量为9.66m3/t,平均朗格缪尔体积为36.1m3/t,高含气量和强吸附能力使煤层含气潜力较大;正常储层压力和低临界解吸压力有利于煤层气的排采;顶底板的抗压强度和弹性模量远远大于煤层,有利于采用水力压裂对煤储层进行改造。选取煤层厚度、埋深、含气量及构造复杂程度进行有利区块选取,结果显示,向斜中部西北翼的肥一井田西部具有一定有利勘探面积。     

关于煤层气勘探开发思路的探讨

以煤储层地质条件、构造条件为基础,构建煤层气勘探开发体系,选择合适的钻井工艺和井型,是提高煤层气勘探开发效果的有效手段。石嘴山矿区目前地质勘探程度较高,对煤层气地质特征具备一定的认知和掌握,基于前期石嘴山矿区煤层气勘探开发评价体系,采用350 m×300 m井间距+U型井的试验井网是最适宜于石嘴山矿区的煤层气勘探开发模式。石嘴山矿区煤层气勘探开发可以按照“边勘探边开发”的滚动式勘探开发模式,加快勘探开发步伐,尽早实现探采一体化的模式。     

贵州合层开发煤层气井产层孔渗特征研究

贵州省煤层发育,煤层气资源富集,对其合层开发煤层气产层孔渗特征进行研究能够为煤层气高产、稳产提供依据。基于贵州合层排采煤层气井产层特征统计,综合现有地质及工程数据,系统研究产层孔渗特征。研究结果表明：贵州境内受煤变质程度高的影响,煤层气产层孔隙度较低,主要在2% ～ 6%之间;煤储层大多发育两组相互近正交的内生裂隙,外生裂隙则与区内深大断裂活动以及煤层厚度有关;产层渗透率均低于0.35 mD,属于中低渗透率产层,且以小于0.1 mD的低渗产层为主。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气储层物性特征规律研究

鄂尔多斯盆地东缘是煤层气开发的重要区块,资源量丰富,但东缘煤层气南北向发育范围广泛,不同目标区地质及赋存条件不同,导致煤层气的富集规律不一致,对东缘的煤层气控藏因素缺乏整体研究.本文针对东缘煤层气控藏因素,研究不同煤储层的孔隙特征,结合煤变质程度寻找煤储层吸附能力的影响及控制因素,总结储层物性的影响因素,通过物性分析发...     

赵庄区块煤层气井测井解释含气量模型应用研究

确定煤层煤质和含气量是煤层气测井评价的重要内容.从煤层体积模型出发,通过对沁水盆地赵庄区块煤芯实验数据进行统计,结合测井响应特征,提取了与煤质以及含气量相关的测井信息,利用统计回归的方法,建立赵庄区块煤层气井测井解释含气量模型,并通过计算结果验证了模型的合理性,在此基础上,对煤层气储层的煤质及含气量等储层参数进行了实测...     

煤层气勘探开发中常用试井测试技术探讨

试井测试是目前能够准确获取煤层参数的有效方法。从实际应用的角度,重点介绍煤层气井常用试井方法,并时各种试井测试方法的优缺点、适用范围进行研究评价。结合煤层渗透率及储层压力的特征,探计试井测试方法在煤层气勘探开发中的应用。     

地质导向技术在煤层气开发中的应用

传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。采用水平井开发煤层气能够增加区块煤层控制面积,提高单井产能。目前沁水盆地北部煤层气开发已布置多口U型开发井。为了实现低成本高效开发,随钻测井参数仅有方位伽马。通过采用地质导向技术,保证水平井水平段轨迹钻入目标煤层内,提高煤层钻遇率。     

“U”型井开发煤层气适应性研究

国内外煤层气研究成果和生产实践证明,需要不同类型的钻井开发煤阶、含气量、含水量等关键参数相异的煤层,以实现煤层气产能最大化。作为一个新的钻井类型,研究"U"型井适合钻探的煤层类型对于提高其产能,实现中国煤层气产业化至关重要。为此,选取沁水、鄂尔多斯盆地等中、高煤阶盆地,根据其地质资料及煤层气生产资料,从煤阶、煤层厚度、煤割理与钻进方向关系、含水量、煤层倾角等方面阐述了"U"型井钻井适应性,认为低煤阶煤层因硬度、密度低,采用"U"型井钻探容易引起坍塌;"U"型井采用两井连通、地质导向、远距离穿针等新技术,而厚煤层在有效使用这些技术的同时,更容易实现在煤层中钻进;"U"型井具有水平井和直井两个井口,可以更有效排出高含水煤层中的承压水,同时也可利用煤层坡度,将直井设置在煤层下倾方向,利用重力排水采气;"U"型井中的水平井具有方向性,垂直于面割理方向钻进可以获得较大产能。以上研究成果表明:"U"型井可以有效开发割理发育、具一定倾角、高含水的中高煤阶厚储层。该研究成果为"U"型井高效开采煤层气指明了方向。     

灰色关联分析在阜康西区煤层气产能地质影响因素评价中的应用

阜康西区构造上位于准噶尔盆地东南缘博格达山山前断褶带,阜康向斜的仰起端。依据区块内40口煤层气探井的测井、录井、分析化验和地震等资料,在单因素否决评价的基础上,利用灰色关联分析法,对影响煤层气井产能的各个地质因素进行分析,并与专家打分评价结果做了对比。结果表明:各地质影响因素与日均产气量的关联度为0.4125~0.8247,即各地质因素对日均产气量均有影响,其中煤层渗透率、煤层埋深以及水动力条件是影响矿区内煤层气井产能最为显著的三个因素;煤体结构、煤层厚度的影响程度中等;解析压力梯度、煤层含气量以及储层压力梯度的影响程度最弱,可忽略不计。通过对比灰色关联分析法评价结果与专家打分评价结果可知,二者差异率为34.4%,通过实例对评价结果可靠性进行验证,结果表明灰色关联分析法的评价结果更加准确可靠。     

煤层气U型井煤粉产出机理及影响因素研究

煤粉产出的控制直接决定煤层气的开采成本与经济效益。针对沁水盆地寿阳区块煤层气U型水平井作业特点,从岩石力学与煤层气地质学角度出发,分析了煤粉来源与产出机理,总结出煤层地质与开采工程扰动对煤粉产出的影响。研究表明:煤粉主要来源于煤层裂缝中游离态的煤粉和因煤体骨架结构破坏产生的煤粉,而引起煤体骨架结构破坏的机理可分为剪切破坏与压实滑移破坏两种;煤粉的产出是多种因素共同作用的结果 ,煤层的地质条件是煤粉产出的内部因素,工程扰动是外部因素。同时提出了适合U型煤层气井的科学的煤粉防控措施:加强煤储层在平面上与垂向的特征研究,采用欠平衡或近平衡钻井工艺尽量避开在易产粉的软煤层进行施工作业;在完井过程中采用玻璃钢管或PE管完井;在排采过程中要保证连续、平稳和合理的降压。     

我国煤层气勘探开发现状与发展建议

我国煤层气资源量为30×10^12～35x10^12m^3,居世界第3位。介绍了煤层气储层特点,指出我国煤层气储层多为低压、低渗透、低产能的。煤层气抽排方式中,地面钻孔预抽排最有工业利用价值。分析了国内外煤层气勘探开发技术现状,指出我国煤层气地面开发仍处于生产试验阶段。介绍了中联煤层气、中国石油、中国石化以及外国公司与国内公司合作开发利用我国煤层气的现状。最后对我国煤层气的商业化开发利用提出了建议。     

煤层气的“技术性”恶循环

在山西柳林县的西南方向,伫立着一些井架。这是1991年华北石油地质局在这里打下的煤层气气井。然而,这个开发最早的中国煤层气井网区域、同时也是中国煤层气储层渗透率最高的地区至今还尚未能实现大规模的商业化开发。     

浅析注CO_2提高煤层气采收率技术

煤层是一种具有复杂双孔隙的储集层,既是煤层气储存的主要空间,也为煤层气运移提供了通道。我国煤层气主要的排采方式为排水降压,在排采过程中,储层压力降低使储层中的流体丧失了流到井筒的能力,而且当储层水饱和时,水的大量产出使甲烷产出时间严重滞后,可向煤层中注入CO_2以提高煤层气的采收率(CO_2-ECBM)。CO_2-ECBM技术主要是通过提高甲烷解吸和扩散速度来实现的。大量研究证实,注入的CO_2大部分可被煤层吸附,从而显著提高煤层气的采收率,但目前该技术尚不成熟,且成本较高,只进行了先导性试验,还未得到商业化应用。对待开采煤层,必须通过大量的试验,研究煤层气采收率与注气成分、注入量、注气压力之间的关系,并进行数值模拟,以确定生产井煤层气采收速率与注气工艺参数和储气参数等因素之间的关系,寻找提高煤层气采收率的最佳注气方案。     

我国煤层气的开发与利用

煤层气是成煤过程中生成并储集于煤层中的非常规天然气,是一种优质的化工和能源原料,热值几乎与天然气相同.我国目前利用率较低,开采条件差,开发技术落后.煤层气勘探开发方面近年来取得很大进展,但也面临挑战.文章分析了我国内外煤层气现状,资源量和特征,选区评价技术.细致分析了勘探开采过程中存在的主要问题,提出了我国煤层气勘探开发的可能方向,并预测了我国煤层气资源的开发前景.