新疆准噶尔盆地白家海凸起深部煤层气勘探开发进展及启示

白家海凸起侏罗系煤是国内深部煤层气直井产量很早取得突破的地方,为准噶尔盆地的重要靶区。煤储层为特低灰、低水分、中高挥发性煤,孔渗系统较好。具有“古生新储”和“自生自储”两种成藏模式,煤层含气量高、游离气占比高、含气饱和度高,为优质煤层气储层。历经多年的勘探开发证明:多数直井试采无需排水降压即可快速见气(2~5 d),排采初期日产气量较高(2100~9890 m^(3)),日产水量少甚至不产水(<5 m^(3)),可自喷生产,返排率低,长期试采压力均衡下降,且具有一定的稳产期(25~60 d);煤层射孔层厚度、压裂液体系、压裂加砂比均可影响煤层气试气效果,其中冻胶、胍胶体系优于活性水-清洁压裂液体系。最新施工的彩探1H水平井试采表现出压裂开井后即高产,试采最高日产气量5.7万m^(3),日产水量少(0.5~3.0 m^(3)),表现出常规天然气特征,随后衰减稳定,表现为吸附气与游离气共同产出;与直井对比,水平井产量高、稳产时间长、压降速率小。基于研究区储层特征和含气性特征,及勘探开发历程,得到3方面启示。一是深部多类型气藏富集规律再认识:需重视油气运聚圈闭的成藏演化研究,重视深部位气水空间分配和富集规律的研究。二是深部中低阶煤储层可压性评价:针对凸起高部位孔渗系统好的中低煤阶储层,需形成适合的压裂工艺体系。三是深部多类型气藏开发方式优化:针对游离气占比高的气藏,实现游离气-吸附气的接续产出,保持降压面积稳定扩展,排采控制尤为关键。

新疆准噶尔盆地白家海凸起深部煤层气孔渗系统特征

【目的】新疆深部煤层气资源丰富,其中准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤层是深部煤层气勘探开发的有利目标区。深部煤层气孔渗系统直接决定了深部煤层气的可采性。【方法】以新疆油田2023年最新施工的彩煤2-004H评价井为基础,基于扫描电镜观察,压汞–低温液氮–二氧化碳吸附、低场核磁共振、CT扫描,变温压孔渗实验,结合数学建模,深入研究了本区侏罗系西山窑组煤的孔渗系统。【结果和结论】结果表明:(1)研究区深部煤储层孔隙类型以植物组织孔和气孔为主,孔裂隙发育,形态多为板状和狭缝状,孔裂隙连通性好,多为开放型孔。(2)全孔径表征结果显示,超微孔最为发育,其次为中孔和过渡孔,各类型孔隙发育较为均匀,总孔比表面积和总孔容较大,接近于贫煤和无烟煤,暗示了其吸附性和储集能力较强,其主要地质原因在于其煤层为特低灰分(平均灰分在5%左右)煤、煤岩显微组分中主要为丝质体和结构腐殖体,且处于构造高部位的煤储层断裂发育。(3)考虑温度和有效应力对孔隙率和渗透率的影响,建立了研究区孔隙率和渗透率与埋深的关系式。与鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤相比,不论是常规孔渗结果,还是模拟原位储层条件下的孔渗系统,白家海凸起深部煤储层孔隙率和渗透率均较大,原位储层条件下孔隙率介于8.60%~10.21%,渗透率介于(0.04~0.21)×10^(-3)μm^(2)。即本区深部煤储层孔渗系统,不仅储气能力较强,同时其导流能力也较好。

废弃工作面遗留煤层气扰动储层空间划分——以屯兰煤矿12501工作面为例

废弃矿井扰动空间精确划分是遗留煤层气资源评价和开发利用的重要基础,以山西西山矿区屯兰煤矿2号煤12501工作面为例,采用应力场数值模拟、裂隙场数值模拟和物理相似模拟的方法,综合研究了采动过程中及采空区稳定后的应力场、裂隙场的分布规律。研究结果显示:物理相似模拟与数值模拟吻合度高,综合以上3种方法,最终将12501废弃工作面遗留煤层气扰动储层空间划分为底板裂隙区、重新压实区、导气裂隙区和承压区。底板裂隙区位于煤层中工作面的正下方,整体采动裂隙发育区域呈现出靠近开采煤层为底面的倒梯形台,裂隙场数值模拟结果显示其垂向深度为22.3 m,其深度为开采煤厚的5.58倍。承压区位于工作面四周的未开采煤储层,在工作面倾向的边界起分别向外延伸70 m,在工作面走向的边界起分别向外延伸100 m的位置上,数值模拟结果显示承压区煤储层垂向应力峰值为远大于煤层原始状态的应力数值,但小于垂层煤样的平均抗压强度。导气裂隙区主体位于开采煤层工作面边缘区域,底部为高度约为13.2 m的岩层垮落带,紧邻垮落带上部为高约33.6 m的岩层断裂带,断裂带内竖向裂缝不断扩展贯通离层裂缝。导气裂隙区整体形状为梯形台,其高度为开采煤厚的11.7倍。重新压实区主体分布于开采工作面采空区的中间部分,倾向宽度为110 m,走向长度为1 268 m。此区域主要为弯曲垮落的覆岩构成,整体形状为梯形台,位于导气裂隙区内部。导气裂隙区为遗留煤层气资源的开发有利区。

国外煤炭地下气化研究现状

借助Web of Science期刊全文数据库,系统地检索了近五年关于煤炭地下气化的外文文献,共计150余篇。基于这150余篇论文的研究内容及分布特征,归纳了近期国外关于煤炭地下气化的发展现状及研究内容,探讨了煤炭地下气化的不足及理论研究内容。研究结果表明:(1)国外煤炭地下气化论文数量近五年呈现下降趋势,说明煤炭地下气化技术大规模商业化发展仍需要一定时间。其中印度和波兰两个国家的论文数量远超过其他国家,说明这两个国家对煤炭地下气化技术比较关注。(2)近五年国外研究主要倾向于建立气化模型、样品实验研究、气化污染处理、气化工艺改进及地质风险评价等方面。关于实地开展气化项目研究内容较少。(3)煤炭地下气化技术是一种包含物理和化学变化的复杂工艺,现阶段均为单一模块研究,之后随着技术创新并将地面、地下及控制等方面结合,会将煤炭地下气化向商业化发展推进。煤炭地下气化制氢及深部煤层煤炭地下气化是未来的重要发展方向。

从论文发表看国内外AMM开发现状及发展趋势

废弃矿井煤层气(AMM)开发兼具经济及环保效益,具有重要的研究意义。基于中国知网(CNKI)和Web of Science期刊核心合集数据库,系统地检索了关于AMM研究的相关文献,分析了200篇论文的分布特征,归纳了近20年国内外关于AMM的发展现状及研究内容,探讨了AMM的研究不足及发展趋势。研究结果表明:(1)国内外AMM论文数量总体呈现上升趋势,尤其是在中国近5年论文上升趋势明显,说明AMM研究逐渐成为国际研究热点;(2)中国AMM研究较多的科研院校为中国矿业大学,其次为煤炭科学研究总院西安分院,境外研究AMM较多国家为美国、波兰、德国、英国等国,研究机构较多的为波兰的AGH University of Science Technology;(3)20年来国内外主要研究方向为AMM资源潜力评估、AMM扰动储层描述及富集规律研究、开采技术优化、气体泄漏监测、气源成因探究等方面。通过综述国内外研究成果得出采空区煤层气多动态汇集于采空区上部裂隙带;废弃矿井资源量评估方法国外主要采用下降曲线法,国内主要基于物质平衡原理和资源叠加原理形成多种评估方法;国外主要研究方向多集中于甲烷成因来源、资源评估方法的改进以及环境评估监测。最后指出AMM生物成因气贡献的确定、AMM动态富集分布规律的认识、资源量估算模型方法改进,环境风险评估,AMM开发地质—工程—环境一体化评价体系的制定是今后的重要研究趋势。

煤层气多层合采开发单元划分及有利区评价

以煤层气井产能方程为基础,考虑煤储集层可改造性对气井生产能力的影响,对产层优化组合"三步法"中的主力产层优选指数进行修正,进而提出煤层气产层潜能指数用于评价多层合采条件下的开发有利区。通过对影响产层潜能指数的煤储集层关键参数的分析,建立了多煤层煤层气开发单元划分方法,提出了定量分级评级指标体系。在此基础上,制定出完整的多煤层煤层气开发有利区的评价流程:采用成熟的三维地质建模技术对多煤层全层位进行储集层物性参数的精细刻画;计算各网格的产层潜能指数,并绘制单层或多层合采条件下的产层潜能指数等值线;根据产层潜能指数等值线的分布情况,采用开发单元划分定量指标划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类煤储集层分布区,进而优选出开发有利区。经多煤层普遍发育的云南老厂雨旺区块的实际应用证实,采用煤层气多层合采开发单元划分方法、定量指标结合有利区评价流程进行开发有利区评价,可以有效克服仅依靠某一主力单煤层的产气潜能评价结果作为开发有利区优选标准的缺陷,提高了评价结果的准确性和精度,可以满足多煤层煤层气合采开发的选区要求。

多煤层条件下煤层气开发产层组合优化方法

以煤层气井产能方程为基础,提出主力产层优选指数、主力产层扩展指数、产能贡献指数3项指标,建立产层组合优化"三步法"。主力产层优选,以耦合煤层厚度、煤层含气量、煤层渗透率、煤层储集层压力及煤体结构为主,评价产层潜能;主力产层扩展组合,在确保主力产层的充分缓慢解吸,且不暴露在液面之上前提下,以耦合临界解吸压力、层间距和储集层压力梯度差为主,综合评价主力、非主力产层间的相互干扰程度;产层组合优化,主要考虑组合产层的经济性,主力产层产能贡献指数大于30%,其他产层贡献指数大于10%,才能确保煤层气井投产后具有经济效益。经贵州松河开发试验井的开发效果对比分析,证实了产层组合优化"三步法"的科学性与实用性,可用于煤层气的多层合采方案设计。

基于排采初期生产特征的煤层气合采地质条件分析

煤层气高效合采的基础是深刻理解合采兼容性,其中的关键在于合采地质条件的量化分析。以滇东-黔西这一典型地区为例,主要基于11口合采试验井前150 d生产历史资料,采用地质统计及因素差异对比法,分析了合采地质条件特点,提出了研究区合采兼容性阈值及工程设计优化的地质建议。研究发现,合采产层组外在地质因素对排采初期效果的影响不一:产层组底界埋深显著影响排采初期生产行为,这是单采及合采的共性特征;产层组存在一个最佳跨度,但跨度阈值因地而异;产层组层数与初期产气量关系存在极大值,与初期产水量关系存在突变点,与压裂增渗倍数呈负相关关系,压裂增渗倍数随产层数增多而降低。产层组内在地质因素并非对排采初期效果都有影响:加权平均含气饱和度及其差异指数阈值因地而异,地层能量越低及储层可改造性越差,含气饱和度差异对初期生产效果的影响越强;原始压力状态差异对见气时间的影响主要存在于不同区块之间,在同一区块内没有实质性意义。发现产层组见气时间随平均压裂渗透率增大呈指数规律缩短,压裂改造效果与煤储层原始渗透率之间不存在必然联系,统一的压裂改造措施可能导致产层组各产层属性差异拉大,抑制了整体产气潜力的充分释放。为此,提出了合采产层组分层均衡压裂改造的设计思想,目的是通过差异性改造来弱化原始储层属性差异。先前采用的储层改造技术不适应于滇东地区800 m以深的煤储层;合理确定产层组的关键在于单井储层压力剖面精细分析;影响研究区储层可压裂改造性的关键地质因素是煤体结构;实现产层组产气潜力释放最大化的工程措施是各产层之间的均衡改造;合采井憋压与否、憋压程度因区块乃至因井而异,放气时机的把握十分重要。在合采井现行排采管控制度不变的前提下,建议控制产层组底界埋深和最大跨度,优选加权含气饱和度高、饱和度差异系数小和压力状态差异系数小的产层组,注重产层组中各产层的均衡改造。

煤系气合采地质技术前缘性探索

煤系气以不同相态赋存在不同岩性储层之中,勘探开发效果取决于吸附气与游离气或有机储层气与无机储层气之间合采兼容性及其地质控因。鉴于此,合采地质技术是煤系气开发技术体系的核心构成之一。通过近年来研究,认识到煤系气合采产层的层间矛盾正是煤系气合采兼容性问题,这一兼容性起源于合采产层能量状态、产层物性之间的差异,可采用生产数据统计分析、数值模拟、物理模拟等方法予以识别,但关于主要影响因素的认识却存在差异。尝试和研发了多种煤系气合采产层贡献判识手段,如井筒分层实时监测装置以及产出水地球化学动态分析、数值模拟与物理模拟、生产曲线分峰剥离等判识方法。这些手段和方法各具特色,其中基于生产曲线分峰剥离的合采产层贡献全过程反演分析值得关注。认识到煤系气合采门限问题无法回避,建立了以产气贡献为目标函数的煤系气合采产层组合优化与甜点区预测方法,并初步应用于工程示范实践。同时,煤系气开发模式与开发方式、合采产层排采地质动态诊断等技术也已提上研发日程。这些进展表明,我国煤系气地质评价技术体系正在形成,技术内涵正在不断丰富和深化,并将在煤系气规模性开发中发挥重要作用。

基于聚类分析的多煤层煤层气产层组合选择

多煤层煤层气产层组合是后期多层合采的关键。以云南老厂雨旺区块煤层气开发井为例,选取多煤层的煤层厚度、埋深、储层压力梯度,渗透率和含气量5个关键参数,运用SPSS软件,采用Q型聚类,输出树状谱图,进行多层次产层组合分析。依据类间距远近,聚类结果可以分为大的4个层次,对应4个组合,级别越高,产层相似度越高,组合越好,一般3级组合或者4级组合是最优组合。分析发现聚类类别界面煤层大部分对应于区域煤系地层分段的关键界面煤层或者是区域盖层附近,其实质反映了地质作用的内在控制。采用Q型聚类对雨旺区块煤层气勘探开发井进行了产层组合划分,结果与其他方法划分的产层组合较为吻合,且对前期煤层气开发井聚类分析发现,多产层相似度越高,类间距越近,产气效果越好。综合说明聚类分析方法是一种间接有效的产层组合判别方法。

贵州松河及织金煤层气产出水的地球化学对比及其地质意义

基于松河和织金区块16口煤层气井产出水样品的常规离子,微量元素,氢氧同位素测试,结合其地质背景、产能特征,对比分析了两区块产出水地球化学特征及其对产能的指示意义。研究表明:松河产出水Cl-,Na+质量浓度高度异常,水质为Na-Cl型,表明地层水受压裂液污染;织金产出水来自煤层,Na+和HCO-3富集,水质为Na-HCO3型,反映出较封闭的地下水环境。松河和织金产出水均表现出明显的D漂移特征,且松河区块煤中氢氧同位素组成较重。除Li元素外,松河产出水中大部分微量元素溶出量均大于织金。提出了更具普适意义的反映地层水环境的封闭性指数。封闭性指数和日产气量、累计产水量相关关系显著,中等封闭指数更有利于实现高产,可提取作为评价产能潜力的地化指标,并初步建立了基于HCO-3和Cl-质量浓度的产出水来源判识模板,划分出两个区域:低产井产出压裂液区和高产井产出煤层水区。

贵州省煤层气开发进展、潜力及前景

贵州省西部晚二叠世龙潭组煤层气资源丰富,约占全国煤层气地质资源量的10%。在国家能源战略规划中,该区是继已成功开发的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地外的重要后备基地。提炼了贵州省特殊的煤层气地质资源特征,评述了30余年的开发历程,总结贵州省煤层气的开发进展,理论技术突破,并对未来的开发潜力和前景作出展望。贵州煤层气地质资源特征具有“煤层层数多而薄,煤层含气量高、煤体结构复杂、大型气田为主、深部资源占比大”的五大特征。开发历程可划分为煤层气资源调查与开发技术借鉴阶段(1989—2010年)、自主技术探索阶段(2011—2015年)和自主技术突破阶段(2016—现今)3个阶段。当前的快速发展得益于多煤层煤层气地质理论和开发技术的突破,地质理论突破包括:叠置煤层气系统理论、产层优化组合理论和合采开发单元优选理论。开发技术突破主要包括:丛式井、U型井和L型井的普及应用;压裂规模的提高及压裂效果的提升。展望未来,开发潜力巨大,规模化开发前景可期,需重点在全省范围内推广小而肥区块“文家坝”和“杨梅树”高产地质-工程模式;从单井单层组开发走向层组接序开发,提高单井纵向全层位产能动用能力并延长煤层气井寿命;加快深部煤系气的勘探开发,是走向规模化开发的重要途径;重视新层系、新领域上石炭统祥摆海相煤系气的开发潜力。

黔西滇东区块储层物性制约下煤层气开发潜力评价

为研究煤储层物性对煤层气的可采性及开发潜力的影响,通过对黔西滇东的土城、恩洪、老厂3个区块煤储层物性的研究,阐明了这些区块煤储层物性方面的差异,并运用层次分析-模糊数学综合评判法划分了开发潜力评价等级。研究结果表明:该3个区块的可采煤层数及可采煤厚较为接近,煤层含气量层域分布规律较为复杂,煤储层渗透率普遍较低,属于特低渗~中渗储层。土城区块煤层处于超压状态,煤体结构最为完整;恩洪区块普遍欠压,煤体结构较完整,老厂区块属欠压~超压状态,煤体结构相对较为破碎。煤层气开发潜力评价等级为土城区块最有利,恩洪区块为较有利,老厂区块一般。

煤层气井产出水溶解无机碳特征及其地质意义

对贵州西部20口煤层气井产出水溶解无机碳(DIC)稳定碳同位素(δ13CDIC)进行了长期动态跟踪,重点分析了多层合采煤层气GP井组δ13CDIC的时空动态,探讨了δ13CDIC值与煤层气产能的关系;选取典型井产出水进行了微生物16S rDNA扩增测序分析,提出了煤层气多层合采产出水δ13CDIC地质响应模式。研究表明:中煤阶煤层气井产出水δ13CDIC正异常普遍,产出水中包含15种以上的甲烷菌属,Methanobacterium为优势属;产出水中优势甲烷菌属序列数目与δ13CDIC值显著正相关,δ13CDIC值正异常由产甲烷菌还原作用造成,且主要为氢营养型甲烷菌还原作用;多煤层煤系沉积相及岩性的分段性会造成渗透性和富水性的分段性,从而控制产出水δ13CDIC值和古菌群落的分段性,渗透性和富水性较好的层段,产出水δ13CDIC值正异常显著,古菌属主要为Methanobacterium;渗透性和富水性较弱的层段,产出水δ13CDIC值较小,微生物作用较弱;接近煤层露头的较浅部位,容易受到大气降水的补给,产出水δ13CDIC值较小;中煤阶多煤层煤层气井产出水δ13CDIC地质响应模式揭示了多层合采煤层气井产出水中δ13CDIC差异的地质机理和微生物作用机理,为沉积相控制的叠置流体系统提供了有效的地球化学证据,也可用于多层合采煤层气井产层气、水贡献分析。

中国煤层气井产出水地球化学研究进展

针对煤层气井产出水地球化学研究对判识排采水来源、揭示其地质意义的重要作用,系统总结了煤层气产出水在常规离子、微量元素和氢氧同位素方面的化学特征及其地球化学响应作用,并探讨了现今产出水研究中存在的问题和未来发展趋势。研究表明:世界各地煤层气产出水具有相似的离子特征,不同排采阶段特征不同。随排采进行,特征微量元素含量呈先上升后下降的趋势。产出水氢、氧同位素组成多分布在区域大气降水线附近,属大气降水来源,具有明显的D漂移特征。Na+、K+、HCO-3、CO2-3、Cl-、微量元素浓度较高和氢氧同位素偏重暗示封闭型水文环境,有利于煤层气富集保存。建立了多种反映煤层气富集高产的综合地化指标和产出水来源判识模板。最后指出,煤层气井产出水来源准确判识、煤层气高产的地球化学预测模型建立、排采过程中气水联动关系深入探讨和压裂液影响的定量表述和消除等方面值得更多关注。

滇黔北探区煤层气储层特征及多层合采有利区优选

滇黔北探区赋煤向斜众多,多薄煤层发育,含气量较高,煤层气资源丰富,是筠连外围重要的拓展区块。基于大量煤田孔及煤层气试验井,分析煤层气地质条件,建立多层合采有利区优选评价方法:多层次模糊数学+关键指标法。首先,基于层次递阶优选构建评价模型并确定关键指标,明确关键指标为合采系数、煤体结构、含气量,其中,合采系数由最优合采跨度及合采累计煤厚构成,并给出关键指标的定量评价表,然后,运用模糊数学计算公式,得到储层评分结果,最终获得多层合采有利区优选结果。结果显示:研究区晚二叠世龙潭组/宣威组煤层最多可达到20层以上,可采煤层一般3层左右,煤层总厚度一般在6 m以上,煤层层数及煤层厚度由东南向西北逐渐减少或减薄。大部分区域主力煤层为C5(M11)煤层,厚度一般在2 m以上,其灰分质量分数平均为27.73%,为中灰煤,煤级主要为贫煤–无烟煤。各向斜主力煤层含气性差异性较大,含气量最大可达到30.53 m^(3)/t。研究区煤体结构以原生结构煤和碎裂结构煤为主。以C5(M11)煤层分别向上或向下合采计算合采系数,由此形成了两个合采层段,多层合采Ⅰ类有利区主要位于研究区可乐向斜中西部,牛场–以古向斜南部,镇雄向斜南部,庙坝向斜东南部,洛旺向斜中西部,石坎向斜中西部。

山西省典型煤炭国家规划矿区煤层气储层物性对比

基于晋城、阳泉、西山、离柳四大国家煤炭规划矿区煤田基础数据、试井数据等对比,评价了煤层气的主要储层物性。研究结果显示:晋城和离柳矿区煤层气较为富集,渗透性较好,阳泉矿区和西山矿区煤层含气量较低,渗透性较差。储层压力统计结果显示,晋城、阳泉、西山矿区储层一般欠压,离柳矿区储层压力状态为正常,同时各矿区多煤层流体系统具有差异性。煤系地层地下水封闭指数计算结果显示:离柳矿区封闭指数最高,西山矿区封闭指数最低,显示出较为开放的流体系统,不利于煤层气的富集保存。各矿区储层物性差异性,决定了煤与煤层气协调开发"三区联动"的时间参数和空间参数需要作适当调整。

滇东北地区煤储层现今地应力分布特征及渗透性预测

现今地应力分布与煤储层渗透性特征是影响煤层气勘探与开发效果的关键因素,但对滇东北地区二叠系煤储层而言,区域地应力与渗透性分布样式尚不清晰,影响着该区煤层气的高效开发。为此,本次研究在注入/压降地应力实测的基础上,利用有限元数值模拟分析了滇东北地区二叠系C5煤层现今地应力分布特征,结果显示:地应力分布呈现强非均质性特点,研究区北部和东南部的应力值较高,西部、东部以及构造带内的应力值较低。在地应力与渗透率量化关系构建的基础上,预测了煤储层渗透率,呈现东西高、南北低的格局。研究区内现今地应力对煤储层渗透性具有一定的控制作用,亦受埋藏深度等其他因素影响。研究成果期望能为滇东北地区煤层气勘探开发提供有益地质参考。

贵州西部地区煤层气井产出气地球化学特征

基于贵州西部17口煤层气井不同排采时间的产出气,通过对气体组分、甲烷碳氢同位素测试以及产能数据的收集,结合研究区水动力条件以及地质特征,研究了该区域煤层气地球化学特征、地质控制因素及与煤层气产能的关系。结果显示:研究区煤层气组分以甲烷为主,属于干气~特别干的气体,甲烷组分体积分数介于91.504%~99.508%,其次为N2和CO2,不同地方煤层气井重烃含量变化大。甲烷稳定碳同位素δ13C1值介于-44.1‰^-27.8‰,δD值介于-196.5‰^-120.8‰,属于热成因气,松河GP井组和大河边Z-1井接近于原生煤层气的特征,研究区东北部织金ZJ井组及其余各井明显受到运移-扩散次生作用的影响。贵州西部煤层气井产出气的甲烷碳氢同位素值呈现东北高西南低的分布趋势,煤变质程度对产出气的地球化学特征具有主要的控制作用,其中甲烷氢同位素值的分布亦受到沉积环境的变化控制。在同一煤层气井组内部,甲烷的碳氢同位素值大小受井组内水动力条件的变化以及开发煤层埋深的影响较大。甲烷碳氢同位素值与日产气量呈现负相关关系,其本质在于甲烷的碳氢同位素受控于埋深及埋深主导的水动力条件的变化,而埋深的差异性很好的控制了产气能力。煤层气井产出气随着排采时间的变化,煤层气气体组分和甲烷碳氢同位素值呈现一定规律的变化,其中碳氢同位素值随着排采时间变化总体有波动性增大变重趋势,这与组分分馏和同位素分馏有关。

多煤层区煤体结构测井解释模型构建

煤体结构是多煤层煤层气勘探开发中主力产层优选及产层优化组合的关键约束条件,精确识别煤体结构显得尤为重要。大多数测井解释模型为针对单一厚煤层的解释,对于煤层层数多而薄的多煤层地区的研究较少。以云南雨旺区块多煤层区为例,提出了多煤层区煤体结构测井解释模型构建方法。①煤层煤体结构GSI赋值。首先通过实地取芯分析,将多煤层样品煤体结构具体分类,并分别进行地质强度因子GSI赋值,量化取芯煤体结构;②皮尔逊相关性分析。采用多条测井曲线进行纵向和横向相关性矩阵分析,筛选出相关度最高的自然伽马(GR)、补偿密度(DEN)、井径(CAL)和深侧向电阻率(RD)等曲线;③聚类验证。进一步采用嵌套K-means算法的K均值聚类方法对提取出的敏感测井曲线进行煤体结构验证并寻找相关规律;④煤体结构测井解释模型构建。完成有效性验证后,构建多煤层煤体结构识别的测井解释模型,根据模型计算获得的煤体结构指数大小进行煤体结构的精确识别。采用该计算模型对雨旺区块中北部多煤层进行了垂向和平面的煤体结构识别,垂向上,多煤层煤体结构自上而下由简单变复杂,Ⅲ类煤逐渐增多。平面上,上部主力煤层7+8号煤层煤体结构以Ⅱ类煤为主,YW-05井附近煤体结构较好,以Ⅰ类煤为主,其次为东南部,东北部煤体结构较差,接近于Ⅲ类煤;下部主力煤层19号煤层以Ⅱ类煤为主,但在西南部有少部分Ⅲ类煤,Ⅰ类煤主要集中在YW-05井附近,其余部分以Ⅱ类煤为主。识别结果准确性较高,且模型需要的测井曲线容易获得,模型简单易于计算,可满足多煤层煤层气勘探开发的实际需求。