湘西北下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及勘探潜力分析

对湘西北地区下志留统龙马溪组进行野外地质勘查和样品采集,并进行相关实验分析。研究认为：龙马溪组黑色页岩厚度大,最厚可达150 m;有机碳含量高,平均1.02%;Ro值处于1.06%-4.28%之间,热演化程度高;页岩中微孔隙和微裂缝较发育,为页岩气提供了足够的储集空间。等温吸附实验也表明,龙马溪组页岩具有较强的气体吸附能力,平均1.58 m3/t。因此,湘西北地区下志留统龙马溪组具有形成页岩气藏的良好潜力。根据研究区页岩厚度、有机碳含量、成熟度分布特征以及储层物性等方面的综合分析,认为桑植东北部、龙山—永顺一带为页岩气勘探有利区。

基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。

涟源凹陷龙潭组页岩气储层特征分析

通过总有机碳、热解分析、镜质体反射率等试验测定,结合岩心观察、镜下观察、扫描电镜、压汞试验及低温氮吸附试验等多种方法,从宏观裂隙、微观裂隙、微观孔隙3种尺度,定性、半定量、定量3种层次研究了涟源凹陷龙潭组泥页岩的孔裂隙发育特征及储集性能。研究结果表明:研究区龙潭组下段有效烃源岩的分布主要集中在涟源-双峰地区,由东向西逐渐减薄;干酪根主要为Ⅱ1型(腐殖-腐泥型);镜质体反射率普遍较高,处于高成熟阶段;泥页岩节理和孔裂隙较为发育,黏土矿物含量较高,吸附能力较强。

鄂尔多斯盆地宜川地区煤储层孔隙特征及其分形规律研究

利用Quadrasorb SI自动低温氮吸附仪测试了宜川地区煤储层孔隙特征。实验表明:该区煤储层孔隙类型以微孔为主,且微孔大多为一端封闭的不透气性II类孔,小孔主要以开放型I类孔和"墨水瓶"型孔为主。同时,根据低温氮吸附实验数据,分析了宜川地区煤储层孔隙的分形维数与吸附参数之间的关系。结果表明:分维数D与VL和PL具有一定的相关性,即分维数D与VL和PL在一定程度上呈现正相关关系。宜川地区是深煤层煤层气的重要勘探区,本次研究将对该区煤层气的勘探开发具有重要意义。

黔西北龙潭组煤系地层层序-沉积特征及聚煤规律研究

基于Vail提出的层序地层学理论,综合利用录井、岩心、测井等资料,并结合小波分析的方法划分了黔西龙潭组含煤地层的三级层序。与传统方法相比,小波变换具有定量划分地层层序的优势,避免了主观人为因素过多的弊端。最终,将黔西北龙潭组划分为4个三级层序、8个体系域。在对层序结构进行划分的基础上,对层序格架内的沉积相类型与特征进行分析,确定研究区主要的沉积相类型为三角洲相和泻湖-潮坪相。进而对层序格架下的煤层发育情况进行分析,三角洲平原最大海泛面附近和潮坪海侵体系域聚煤作用最强。

比德-三塘盆地比德区块煤储层特征及有利勘探区评价

基于比德-三塘盆地比德区块煤炭地质勘查及煤层气井取得的地质成果,对煤储层特征及有利区进行了研究。分析认为:该区块煤层厚度总体呈西北薄、东南厚的特点,且主力煤层厚度较大,平均为7.0m;煤的宏观煤岩类型多为半暗煤,其次为半亮煤,显微组分以镜质组为主,平均为67.11%;煤储层孔喉均一性较好,渗透率较高,有利于煤层气的渗流;主力煤层VL平均为26.4 cm3/t,煤岩的吸附能力较强,煤层含气潜力较大。综合分析并根据煤层厚度和埋深初步圈定了煤层气有利勘探区。

以支塘向斜主采煤层含气量分布特征及其控制机理分析

为了分析以支塘向斜主采煤层含气量的分布特征及其控制机理,对以支塘向斜主采煤层含气量进行了研究。研究表明,在区域上,煤层含气量呈现"轴部高于两翼、中间高于边缘"的变化趋势;在层域上,煤层平均含气量随层位变化显现出以6#、10#、23#煤层为界的3个完整的旋回。研究区煤层含气量在埋深约850 m处出现了异常,埋深约850 m可能为此向斜的"含气性临界深度"。在临界深度以深,地温似乎成为控制含气量富集的主导因素。

基于小波变换的黔西北地区龙潭组煤系地层层序划分

黔西北晚二叠世聚煤区是华南地区重要的成煤区域,加强地质研究、明确其层序地层格架十分必要。与利用岩心和测井等资料划分层序的传统方法相比,小波变换具有定量划分层序地层的优势。分析黔西北地区层序结构与时频能谱图、小波曲线之间的对应关系,建立研究区海侵体系域和高位体系域的小波变换模型。海侵体系域能量团由深到浅逐渐增强,并由小尺度向大尺度方向移动;高位体系域能量团由深到浅逐渐减弱,并由大尺度向小尺度方向移动。根据层序界面识别结果,结合小波曲线和时频能谱的能量变化特征对三级层序进行划分,将研究区龙潭组煤系地层划分为4个三级层序、8个体系域,即每个层序由海侵体系域和高位体系域组成,低位体系域发育不明显。结果表明,利用小波变换方法所划分的层序界面与传统方法所划定的界面位置具有一致性。

黔北煤田长岗向斜煤储层特征与压裂可改造性研究

为指导黔北煤田长岗向斜煤层气的勘探开发和选区,基于钻探、试井资料及煤样测试数据,分析研究了黔北煤田长岗向斜煤储层特征,结合煤层气井试采效果,从煤体结构和煤层及其围岩特征研究了煤储层压裂可改造性。研究结果表明:长岗向斜煤层多而薄,主要为低灰~中灰、高硫分的贫煤~无烟煤,煤层埋深适中;煤的比表面积大,吸附性强,含气量高,资源储量较好。而煤层气解吸难度大,孔隙度低,孔裂隙系统不发育,为低孔、低渗、欠压储层,给开发造成一定困难;向斜北部受断层破坏,煤体结构破碎,以碎粒煤和粉煤为主,不利于压裂;向斜南部煤体结构较完整,各煤层岩石力学性质强,顶底板以较薄的泥岩为主,与煤岩力学性质差异较明显。仅采煤层气,优先压裂3号和7号煤层;若实施煤系气共采,则多数煤层都是合适的压裂选层。

大斜度井/水平井排液技术研究

大斜度井/水平井井筒积液将增加气层回压,限制气井的产能。因此须采用排液技术将井底积液及时排出。通过广泛调研国内外大斜度气井的常用排液技术。总结出判断大斜度井/水平井是否积液的方法及各种排液采气技术适用的条件;提出了井深结构、产液特征、油套压特征、产气特征、气液比、井筒自身条件等对大斜度井/水平井排液工艺优选方法。

基于最大主曲率的煤储层裂缝孔隙度预测方法

阐述了利用最大主曲率法计算煤层储层裂缝孔隙度的原理,在此基础上,对沁水盆地郑庄区块山西组3~#煤储层的裂缝孔隙度发育情况进行了系统研究。该模型在该区裂缝孔隙度预测结果与利用测井双侧向迭代法分析结果吻合较好,表明了基于最大主曲率的煤储层裂缝孔隙度预测方法的可行性和合理性。

贵州煤层气储层特征及勘探开发技术对策——以比德—三塘盆地为例

合理的储层改造和排采工艺技术是煤层气勘探开发的关键环节。在剖析比德—三塘地区煤层气地质与储层特征基础上,总结贵州省煤层气地质特征为:煤层多、累计厚度大(20 m以上)、含气量高(一般大于15 m^3/t)、资源丰度高(一般大于2亿m^3/km^2)、临储比高(一般0.8以上);但断层多、煤层跨度大(300 m左右)、地应力高、渗透性低、含水性差。提出可捞式桥塞分段压裂、连续油管水力喷射射孔分段压裂、电缆射孔桥塞联作分段压裂、复配低伤害压裂液等工艺技术。采用递进排采技术,优化管柱结构,实施动态分析的精细化排采。

黔西北可乐向斜中段煤层气与致密砂岩气共探潜力评价

针对黔西北(贵州毕节)可乐向斜中段晚二叠世含煤地层具有含煤层数多、主力煤层埋藏较深的特点,结合该区探井钻遇致密砂岩气层的实际情况,从沉积环境、储层厚度、源储配置及含气性等方面评价了该区煤层气与致密砂岩气"两气"共探的勘探潜力。研究表明:可乐向斜下煤组和中煤组分别沉积于龙潭早期和晚期,这两个时期地层主要处于曲流河、河控三角洲平原等沉积相带,有利于煤岩与致密砂岩储层的形成;龙潭组中煤组煤层和致密砂岩层分布较稳定,累积厚度分别在16 m和20 m以上;煤系中煤岩、泥岩、砂岩互层叠置出现,具备良好的源储配置关系,可形成多套"生储盖组合";根据X1井气测录井和测井结果,在煤层和致密砂岩层均显示全烃值异常,煤层段异常值最大可达78.35%,钻遇的两层致密砂岩层含气饱和度分别为39.97%和12.79%,说明煤系中有"两气"共存的情况。