湘中冷水江矿区煤层气地质条件分析

基于勘探资料和实验数据,分析了冷水江矿区煤层含气性和储层特征,估算了煤层气资源量。研究表明：研究区3、5煤层累计厚度3.5 m。3、5煤层含气量一般大于8 m³/t,最高可达20.37 m³/t。3、5煤层煤体结构较破碎,孔隙、裂隙发育,渗透性差,吸附性好,储层压力适中。研究区煤层气地质资源量28.37亿m³,资源丰度0.61亿m³/km²,资源前景较好。     

韦二煤矿煤储层物性特征及煤层气资源前景

依据韦州矿区煤炭勘探煤层资料、煤层气参数井获取的储层资料,通过对煤层气开发地质信息的有效提取,对韦二煤矿煤储层物性进行深入分析、研究,对煤层气资源量进行了计算,并采用数模方法预测了煤层气抽采率,确定了地面煤层气抽采相对有利区。研究认为:区内煤层含气性整体偏低,煤层甲烷含量在0.20～11.73 m³/t,气含量高值区仅出现在部分煤层、局部区域。多期次构造运动致使裂隙发育复杂化,硬度变小,煤体结构多为碎粒—糜棱结构,渗透率降低。主要可采煤层煤层气资源量为5.55×10⁸ m³,资源丰度为1.51×10⁸ m³/km²,属中等丰度、小型煤层气藏。各煤层煤层气采收率较低,约为15%,可采潜力较差。资源量在煤层分布上相对集中,12、14、15煤层气含量4 m³/t以上重叠区域为煤层气地面抽采相对有利区块。     

新安矿区二1煤煤层气分布特征及资源潜力

以新安矿区二₁煤层为研究对象,基于区内煤田地质勘查、煤炭资源开发资料,结合区内煤矿井观察,分析了煤储层和煤层气分布特征,估算煤层气总资源量347.80×10⁸ m³,资源丰度0.614 4×10⁸ m³/km²。选取地质构造、埋深、煤厚、渗透率、储层压力、资源丰度6个要素对该区煤层气资源潜力进行评价,综合评价认为KD₁、KD₃属较有利区,其他属潜力区。     

黔西小屯井田煤层气多层合采产层组合优化

贵州小屯井田龙潭组煤系具有煤层数量多、煤层间距小、煤层厚度薄等特点,煤层气开发需以多层合采为主要方式;与单一厚层状煤层相比,多煤层合采易发生层间干扰,影响合采效果及资源动用程度。基于小屯井田钻孔岩性与含气性分析,识别出有利、较有利与不利3种煤岩层组合类型,考查各煤层厚度、埋深、含气量等特征,对比各煤层的煤层气资源条件,综合考虑储盖组合、含气性、渗透性、储层压力、地应力等因素,划分出Ⅰ(6_上煤+6_中煤+6_下煤)、Ⅱ(7煤)、Ⅲ(33煤+34煤)共3套叠置煤层气系统;在此基础上,优化合采产层组合,并确定有序开发模式为优先开发上部产层组合(6_上煤+6_中煤+6_下煤),其次为下部组合(33煤+34煤),最后考虑经济与时间成本确定是否单独开发7煤;确立了资源条件分析-含气系统划分-产层组合优化的多-薄煤层发育区煤层气合采层位优选思路。     

古交矿区太原组煤层气开发地质特征及产能优化

沁水盆地太原组深部煤层气资源丰富,勘探开发尚未系统开展。通过解剖沁水盆地西北部古交矿区煤层气钻井、压裂、排采资料和测试数据,揭示太原组煤层厚度、含气量、储层物性等地质条件和见气压力、排采规律等开发特征,结合数值模拟提出了开发井型和井网设计。研究区太原组8号和9号主力煤层分布稳定,累计厚度约5 m,埋深在500～900 m,以低灰和低硫煤为主,生气能力强,含气量约11 m³/t。煤层物性中等,含气饱和度高,临储比高,见气时间早,具有较好的开发潜力。影响煤层气开发因素包括构造运动导致地应力集中,工程改造困难;主力煤层见气压力较低,气体解吸困难;开发过程中间歇性排采,裂缝或孔喉堵塞等。基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟,当储量丰度达到0.4×10⁸m³/km²,见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好,模拟预测20 a累计产气量达到957×10⁴ m³。研究区水平井最佳开发指标为水平段长度700 m, 8段压裂、井距300 m。当定向井与水平井距离在...     

三塘湖盆地条湖-马朗凹陷煤层气甜点预测

三塘湖盆地煤层气勘探开发工作仍处于初期阶段,通过建立煤层气资源地质工程一体化评价方法,预测煤层气开发甜点区。结果表明,条湖-马朗凹陷煤层气赋存条件优越,9^#煤层主体埋深600～2 600 m,含气量1.3～4.5 m³/t,煤层厚度5.0～60.9 m,构造较为简单,顶底板岩性均以泥岩为主。优选煤层厚度、埋藏深度、顶底板岩性、构造、沉积相带、孔隙度、渗透率、脆性指数、破裂压力、泥质含量10个参数作为评价指标,预测煤层气甜点区(Ⅰ类区)主要分布于条湖凹陷东北部和马朗凹陷西部。     

山西保德中低阶煤层气地质特征

通过对钻井岩心及地化进行分析,揭示了山西保德地区煤层气地质特征。山西保德煤层厚度较大（5～10 m）,埋藏较浅（450～700 m）,为高发热量低阶煤层（30.98 MJ/kg）。其分布稳定,有机质成分高（60.2%～92.7%）,变质程度低（Ro为0.55%～0.88%）,硫含量较低0.24%～1.73%,应用安全性较高,抗碎强度大（80.1%～86.0%）,不易破碎,便于压裂开采。煤层孔隙度大、渗透率高,易形成游离气的运移和聚集。煤层地处地下水径流区,地下水渗流具有侧向封堵性能,封闭性的逆断层对煤层气也具有良好的封堵作用。其构造简单,顶底板均为砂质泥岩与泥岩,封堵条件好。实验室测试,煤层吸附能力很强（3.79～14.27 m³/t）,并随埋深增强。其含气饱和度较大（10.67%～85.94%）,具有随埋深增强的趋势。储层压力较大（2.09～2.96 MPa）,具有富集成藏的良好条件。实践开采显示,8煤层含气量为0.48～7.856 m³/t,自上而下逐步增大,且甲烷含量高（18.29%～95.47%）;11煤层含气量为0.44～4.67 m³/t,自上而下逐步增加,甲烷含量高（1.24%～93.29%）。目前2层合并开采后稳定日产3 000 m³,具有工业开采价值,可在该区加大勘探开发力度。     

基于地应力场分析提高产气量的测井评价技术——以樊庄煤层气区块为例

针对樊庄地区高阶煤含气量高、产气量低的特点,煤层压裂改造可有效的将井孔与煤层天然裂隙连通起来,从而加快气体解吸速率,地应力场是影响该区煤层气开发效果的重要因素。本文利用地球物理测井技术,总结出一套适用樊庄地质条件和煤层气勘探开发特点的地应力场评价方法,优选煤层气有利开发部署区,为煤层气有利开发区水力压裂施工提供依据,取得了较好的生产效果。     

煤层气开发地质信息在完善矿井地质保障中的应用

通过提炼煤层气开发地质信息,开展煤与煤层气地质研究,对研究区见煤点坐标校正,绘制煤层底板等高线图,修正了前期地质勘探中的构造纲要图;查明煤层厚度变化特征并划分薄煤区范围;阐明煤层含气量在平面与垂向上的分布规律;研究该区水动力特征。     

贵州中岭-坪山区块多煤层煤层气可采性评价

煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础,是各种地质因素有效配置的结果。多煤层发育的黔西地区具有丰富的煤层气资源,其可采性值得关注,为了评价黔西地区煤层气资源的开发潜力,以中岭-坪山为研究区块,在分析构造特征、多煤层发育基本特征、煤层含气量、煤层吸附性的基础上,采用水头高度等效煤储层压力-等温吸附法,评价了等效储层压力、临界解吸压力、含气饱和度及采收率。研究表明,区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层发育,煤层数量多达50余层,可采煤层10～12层;煤层含气量较高,为8.25～15.44 m~3/t,平均11. 71 m~3/t;等效储层压力梯度较低,为0.59～0.95 MPa/hm,平均为0.80 MPa/hm;临界解吸压力分布在1.07～1.87 MPa,平均为1.56 MPa;含气饱和度较高为62%～82%,平均为72%;计算得出煤层气理论采收率分布在27.54%～48.66%,平均40.4%,高于全国平均水平,表现出较好的煤层气可采性特点,资源开发潜力大。含气量、储层压力等值线图及计算结果显示,含气量、储层压力、临界解吸压力、含气饱和度在平面上分布具有一致性,即高含气量区,等效储层压力高,临界解吸压力高,含气饱和度也高。煤层气富集区是未来开发的首选区域,由于区内煤层发育具有多且薄的特点,多煤层合采是大幅提高气井产量及资源采收率的有效途径,可作为贵州省煤层气开发的首选开发方式。     

煤炭安全开采最高允许含气量求算模型

以国家《煤矿安全规程》中的相关规定为切入点,考虑煤层气地质条件、矿井瓦斯状况、煤炭开采强度、煤矿通风安全措施等4方面主要影响因素,建立了求算最高允许含气量的数学模型,提出了最高允许解吸量等新的概念,并据此模型对我国6个矿区34个单元进行了测算.测算结果显示,最高允许解吸量平均为2.24 m³/t,最高允许含气量平均为7.51 m³/t,即只要煤层气平均预抽采率达到25.32%,6个矿区在总体上就能达到防止矿井瓦斯爆炸的安全规定上限要求.不存在全国统一的煤炭安全生产最高允许含气量标准,而最高允许解吸量和最低预抽采率可能是建立矿井瓦斯保安标准的核心.     

祁东井田71煤层煤层气开发潜力评价

针对煤层气开发潜力评价过程中的常规参数难以定量描述气体解吸完整过程的缺点,以祁东井田为例,在对该区地质特点和储层特征进行分析的基础上,结合等温吸附曲线提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,分析了研究区煤层气的解吸过程并建立了煤层气开发潜力的定量评价方法。结果表明:祁东井田71煤层为碎粒结构煤,塑性大,渗透率低,需要通过水平井分段压裂的方式进行开发;该储层产气过程中只经历敏感解吸阶段,最大解吸效率为8.23 m³/（t·MPa）,见气后短时间内可获得较高产量的工业性气流,解吸量最高可达7.5 m³/t,具有较高的产气潜力;该煤层临储压差高达4.83 MPa,表示井底见气前要经历长时间的降压过程,随后产气量快速上升,应该采用平稳缓慢的排采方式,避免压力波动和煤粉产出。     

注水压裂技术在焦作大水矿区煤层气开发中的应用

河南焦作矿区是我国著名的大水矿区,主采的二₁煤层含气量较高,一般在10~ 20 m³/t,是开发煤层气的理想区块。但煤岩本身渗透率普遍较低并且具有很强的压缩性,进而导致难以自然开采。为了探索矿区压裂抽采试验成功与失败的原因,通过对二₁煤层与底板的力学特征、构造特征、水文地质特征以及抽采试验的工艺数据的实例分析,阐明了水文地质作用对煤层气赋存及压裂抽采井产能的影响机理,即强烈的地下水径流作用,使原先游离于储层空隙中的煤层气逸散殆尽,孔隙水压也使得大量吸附于裂隙中的煤层气难以解吸,因而无法形成长期稳定的单井规模产量。     

煤层气/页岩气开发地质条件及其对比分析

从煤层气、页岩气基本概念入手,系统分析了煤层气/页岩气开发地质条件,主要包括成藏地质条件、赋存环境条件和开发工程力学条件3个方面,进一步对煤层气/页岩气开发地质条件进行了对比分析,揭示了煤层气/页岩气开发地质条件的共性和差异性。煤层气/页岩气赋存于煤层/页岩中的一种自生自储式非常规天然气,其富集成藏主要取决于“生、储、保”基本地质条件是否存在、质量好坏以及相互之间的配合关系。在一定埋藏深度范围内煤层气/页岩气都发生过解吸-扩散-运移,并普遍存在“垂向分带”现象,有机质演化程度越高解吸带深度越小,风化带越深解吸带深度越大,解吸带内煤层气/页岩气富集在一定程度上服从于常规天然气的构造控气规律;原生带内煤层气/页岩气富集却可能更多地受控于煤储层/页岩层的吸附特性。不同赋存环境条件下所形成的煤/页岩储层差异性大,使煤/页岩储层中吸附气和游离气相互转化,导致煤层气/页岩气成藏类型、规模和质量等方面的差异性。影响煤层气开发的主要地质因素有：煤层厚度及其稳定性、含气量大小或煤层气资源丰度、构造及裂隙发育与渗透性和煤层气保存条件等方面;影响页岩气开发的主要地质因素包括页岩厚度、有机质含量、热成熟度、含气量、天然裂缝发育程度和脆性矿物含量等。     

煤层气富集成藏地质特征与潜力研究

为了揭示煤层气富集成藏的地质特征,采用理论分析方法从煤层气富集成藏的规律、富集程度判别指标、富集成藏形成三个方面,分析了煤层气的富集成藏的地质特征。通过对煤层地质形成及特征和评价指标的研究,选取煤层厚度、煤层孔隙度、煤层渗透率、煤级、煤层含气量等作为煤层气主要参数对煤层气富集成藏进行潜力评价。经研究资料表明:煤层厚度单井煤层气总厚度均大于10m,单层厚度大于0.6m;煤层孔隙度半径约为4~8nm之间;煤层渗透率大于2×10-3μm2;煤级为中煤级裂缝发育;煤层含气量约为4.25m3/t,可定义为煤层气潜力评价标准。     

千米深井区域压裂增透技术应用与研究

针对矿井开采垂深下延,煤层透气性低,造成矿井采掘接替紧张现状。以平煤股份十二矿己₁₅-31040进风巷低位瓦斯治理巷为工程背景,对比采取水力压裂增透技术前后,煤层区域瓦斯含量的卸压效果。现场实测,己₁₅、己_16-17煤层绝对瓦斯压力分别为0.83～1.30、0.86～1.06 MPa,原始瓦斯含量分别为5.41～12.86、9.63～13.84 m³/t。水力压裂后分别沿压裂孔走向、倾向方向、不同步距点进行卸压效果考察:己₁₅煤层瓦斯含量较原始平均值降低5.41 m³/t左右,己_16-17煤层瓦斯含量较原始平均值降低2.91 m³/t左右。研究得出,沿走向方向外段瓦斯含量降幅大于里段,沿倾向方向巷道下帮方向瓦斯含量降幅大于上帮方向。研究分析煤层抽采效果考察等工作,为大垂深、低透气性,高应力矿井煤层增透促抽提供指导。     

焦作矿区煤层气运移分馏特征

通过对焦作矿区二1煤层自上而下连续取样,做含气量、气体成分、甲烷碳同位素、显微煤岩组分和等温吸附等一系列实验,引用吸附势理论计算煤层气含量演化史,并结合煤层的埋藏史和热史进行分析,认为该区存在煤层气的运移和再聚集。揭示出该区存在3种煤层气分馏机理:热解分馏、解吸/吸附—扩散分馏和水溶解分馏。三者共同作用造成煤层底部的构造煤分层δ13C值高于其上部的原生结构煤分层,形成甲烷碳同位素的分馏。解吸/吸附—扩散分馏和水溶解分馏分别造成煤层底部的构造煤分层N2和CO2组分值低于其上部的原生结构煤分层,形成煤层气组分分馏。煤层气的运移、再聚集和多种分馏机理造成该区煤层气较为富集,成为煤层气开发的有利区。     

鄂西松滋地区牛蹄塘组页岩气储层特征及选区评价

为研究松滋地区牛蹄塘组页岩气成藏条件,从岩石组合特征、有机地化特征、储层特征、含气性等方面对研究区牛蹄塘组页岩进行了分析。结果表明,研究区松地2井富有机质泥页岩位于牛蹄塘组一段,岩性为灰黑色含碳钙质泥岩,厚度124.3 m;干酪根以腐泥型为主,TOC值为0.5%～10%,平均值为1.6%;牛蹄塘组普遍发育裂缝,以高角度斜交裂缝最为发育,近垂直裂缝次之,少见顺层裂缝;松地1井牛蹄塘组现场解析含气量为0～0.2 m³/t,平均含气量为0.1 m³/t;松地2井牛蹄塘组现场解析含气量为0～0.7 m³/t,平均含气量为0.3 m³/t。通过综合上述分析结果,与鄂西地区牛蹄塘组各类参数进行类比,在松滋刘家场地区共优选出1个三类有利区。     

永陇矿区影响煤层气含量的地质因素分析

为了研究影响永陇矿区煤层气含量的地质因素,分析了永陇矿区 LYL 勘查区大量的钻孔勘探数据,从煤层气的生气、储集及保存条件入手,开展了煤的物质组成及煤的变质程度、煤层埋藏深度、水文地质条件及煤层顶底板岩性特征等方面综合研究。 结果显示研究区的煤的微观组分以惰质组为主,煤的镜质体最大反射率为 0.50%～0.55%,空气干燥基兰氏体积为 11.54～12.86 m³/t,煤层厚度 0.30～15.04 m, 单位涌水量为 0.000 008 95～0.000 195 L/(s·m), 渗透系数为 0.000 049～0.000 357 m/d,主采煤层底板多为泥岩或含炭泥岩,泥岩厚度一般能达到 2～3 m。 结合相关参数,分析了各种地质因素对研究区煤层气含量的影响,认为在其他地质因素基本相同的情况下,影响永陇矿区煤层气含量最主要的因素为煤层厚度及煤层埋藏深度。     

鄂尔多斯盆地东南缘延川南深层煤层气富集高产模式探讨

鄂东南延川南区块以上二叠统山西组2号煤层作为主力煤层建成并投入商业开发的深层煤层气田,产气效果好于预期,显示了该区深层煤层气具有较好的勘探开发潜力。通过系统分析区内主力煤层构造特征、煤储层特征及煤层气富集高产控制作用,结合气田动态生产数据,认为延川南深层煤层气为含气量-渗透率耦合控制的富集高产模式,其中埋深小于1 000 m的原生裂隙发育区为自生自储型富集高产模式,埋深大于1 000 m的次生裂隙发育区为内生外储型富集高产模式,并建立了该区深层煤层气富集高产选区评价指标体系,优选出4个富集高产有利区,为气田精细排采和上产稳产提供支持,并为其他深层煤层气区块勘探开发提供借鉴。