双碳背景下中国海油三个万亿大气区勘探战略思考

天然气具有清洁低碳等优势,在实现中国碳达峰、碳中和目标过程中将发挥重要作用。中国海油为响应国内不断加大天然气勘探开发力度的号召,提出了三个万亿大气区战略布局,即:南海万亿大气区、渤海万亿大气区和陆上鄂东-沁水万亿大气区,这三个万亿大气区是中国海油国内天然气增储上产的主要区域。本文聚焦资源基础、勘探方向、勘探理论认识与技术攻关方向,明确了中国海油建设三个万亿大气区的时间表和路线图。研究认为:①中国海油在南海北部、渤海海域和陆上探区具备实现三个万亿大气区的现实储量基础和资源潜力;②深水深层、深水超浅层、浅水深层和陆上深煤层,是未来中国海油开展天然气勘探的重要方向;③深部优质储层分布规律和深部油气富集机理等理论认识,深部储层改造、深部地震成像等关键技术,是未来需要重点攻关的理论技术方向。

基于机器学习的煤层含气量测井评价方法--以沁水盆地柿庄南区块为例

由于煤层含气量受控因素多且成因机理复杂,其评价的准确性和泛化性问题一直是研究的热点与难点。为了提高煤层含气量评价的准确性和泛化性,基于沁水盆地柿庄南区块的测井资料、煤心分析资料、排采生产数据等,将地球物理测井数据作为输入,利用BP神经网络、支持向量机及随机森林3种机器学习方法,对训练集数据采用交叉验证与网格寻优方法确定各机器学习模型超参数,得到煤层含气量评价模型。引入盲井验证模型,对比了3种机器学习方法的优缺点和适用条件。结果表明,应用此3种机器学习方法能有效评价煤层含气量,随机森林模型在此区块应用效果最好,该模型能有效评价煤层含气量,为今后此方法的应用提供了选择依据,同时也提高了模型的泛化能力;进一步对沁水盆地柿庄南区块3号煤层开发井进行含气量评价预测,并将预测结果与实际排采生产数据进行对比,发现二者误差较小。研究结果对煤层气勘探开发、“甜点”找寻具有指导意义,实际应用价值突出。

沁水盆地南部高煤级变形煤结构组成特征及其对吸附/解吸的影响

通过显微组分测定、镜质组反射率测试、元素分析和工业分析、液氮吸附、透射电镜观察和等温吸附/解吸实验等,对沁水盆地南部高煤级变形煤的结构组成和吸附/解吸特征进行系统研究.结果表明,1)高煤级煤随变形程度不同,其宏观、微观孔裂隙特征不同;2)高煤级变形煤的化学结构组成差异明显;3)高煤级变形煤吸附/解吸与煤岩物化结构组成的关系密切.

沁水盆地南部变质变形煤储层特征及煤层气富集区划分

沁水盆地南部周缘被挤压性断裂褶皱带所围限,区内缓坡带形成煤层气富集区。受中新生代区域构造—热演化影响,盆地内煤储层在深成变质作用基础上叠加了不同程度的构造动力变质作用和岩浆热变质作用,产生了不同程度的变质和变形,导致其在变质变形程度、含气性及渗透性等煤储层物性方面具有不同的特征,有明显的区域分异,形成展布方向与盆地复向斜主轴方向及燕山期岩浆侵入方向一致的3个北东—北北东向的煤层气富集区块:枣园—潘庄区块(TREND1)、寺底—成庄区块(TREND2)和郑庄区块(TREND3)。其含气量和渗透率具有明显的东西展布、南北分带的特征。从东向西TREND1、TREND2和TREND3富集的高渗条件依次降低。从南向北TREND1又可以细分为潘庄区块(1A)、枣园区块和胡底—蒲池区块(1B)以及樊庄区块(1C)。其中1A富集的高渗条件最好,1B次之,1C再次。

沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响

沁水盆地南部（以下简称沁南）潘河煤层气田是中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发的气田,分析其区域地质与煤储层特征,评价其煤层气可采性和生产潜力,可为选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术,确定适宜的排采制度提供基础和依据。为此,充分利用该区200多口煤层气生产井资料、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料,精细描述了煤层气田区域地质和煤储层特征,分析了影响煤层气产能的地质、储层因素。结果表明：该区地质构造简单,次级褶皱构造发育;煤层发育稳定,厚度大（3#煤层厚度为6.5 m左右）;煤变质程度高,属于无烟煤;含气性良好,含气量较高,但平面上变化较大,气体质量好,甲烷含量超过98%;含气饱和度高,介于95%~100%;渗透率相对较好,储层压力较高。总体上,地质和储层特征参数显示该区具有煤层气富集和高产的有利条件。根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据,以及潘庄一号井田的煤田勘探资料,建立了气田地质模型,以期指导今后的井网设计、工程技术选择,实现气田的高效开发。

钻井/固井工艺对煤层气直井产能的控制研究

为了优化煤层气井钻井、固井工艺参数,依据沁水盆地南部樊庄区块71口煤层气直井生产数据与钻井、固井资料,探讨了钻井液密度和黏度、固井水泥浆密度和用量、顶替液用量对产能的控制机理。结果表明:煤层气井在钻井液密度小于1.05 g/cm^3、黏度小于30s,固井水泥浆密度小于1.85g/cm^3、用量小于22.5 m^3,顶替液用量小于10.0 m^3时,可获得较高产能;较高的钻井液和固井水泥浆密度、较高的钻井液黏度,以及较大的固井水泥浆与顶替液用量,均易造成煤储层孔、裂隙中固相介质积累,渗透率降低,不利于疏水降压和煤层气产出。综合钻井、固井工艺对煤层气井产能的影响,提出了优化的钻井、固井工艺参数,为钻井、固井工程实施和煤储层保护提供参考。

底板梳状长钻孔替代穿层钻孔瓦斯抽采技术可行性

底板岩巷穿层钻孔抽采技术和本煤层定向长钻孔抽采技术是目前高瓦斯和突出矿井回采工作面最为主要的瓦斯治理措施。晋城矿区赵庄矿煤层具松软低透气性特点,主要采用岩巷穿层钻孔消突为主,本煤层顺层钻孔消突为辅的瓦斯治理方法。但底板岩巷穿层钻孔存在工程量大、施工周期长及成本高等缺点,本煤层钻孔存在钻孔抽采不均匀、钻孔覆盖密度不足等技术缺陷。为对比考察底板梳状长钻孔与底板岩巷穿层钻孔的抽采效果,在赵庄矿1307采面开展了2种瓦斯治理方法。结果表明:抽采条件和抽采范围相同条件下,5个底板梳状长钻孔的瓦斯抽采总量占到底板岩巷穿层钻孔瓦斯抽采总量的75.4%,而底板梳状长钻孔的经济投入仅占底板岩巷穿层钻孔经济投入的29.2%。由此得出,研究区梳状长钻孔替代穿层钻孔的瓦斯抽采技术是可行的。该研究为底板梳状长钻孔替代底板岩巷的技术可行性提供了实践参考,为松软低透的高瓦斯和突出矿井的瓦斯治理提供了更为经济可行的治理方案。

煤层气U型水平连通井绒囊钻井液技术应用实践

为了研究绒囊钻井液对煤层气钻井的失稳控制，以沁水盆地南部区块3口煤层气U型水平井为研究对象，通过在清水中加入囊层剂、绒毛剂、成核剂、成膜剂等多种活性配方，分析了绒囊钻井液在煤层气钻井中对井壁稳定性的影响。现场研究结果表明：绒囊钻井液可实现控制钻井液密度0．96～1．06g/cm3，漏斗黏度30～50s，动塑比0．4～0．9Pa／（mPa·S），利用绒囊钻井液流变性好、体积可伸缩、强力润滑减阻等优点，能较好地保持井壁稳定；控制漏失速度在2m3／h以下，可有效减少储层污染。绒囊钻井液在3组U型水平连通井的应用过程中，三开水平段长平均为803．67m，纯钻时间388h，机械钻速2．5m／h，U型井平均建井周期37d，比设计周期缩短了23d，大幅提高了钻井效率。

国家级煤层气示范工程建设的启示——沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程综述

山西沁水盆地南部(以下简称沁南)煤层气开发利用高技术产业化示范工程是国家发展和改革委员会于2004年12月正式批准实施的第一个国家级煤层气开发示范工程项目。中联煤层气有限责任公司作为项目主管单位和建设单位,积极推进项目建设,2009年10月,示范工程一期150口井气田建设全面竣工投产,达到了1×108m3/a的产能建设规模。这标志着中国煤层气地面开发正式步入快速发展的大规模商业化轨道,为沁南煤层气的商业开发起到了示范和推动作用,加速了中国煤层气产业化的进程。该示范工程采用现代化的项目管理模式,进行了较好的项目组织管理及工程质量控制,形成了"300 m×300 m井网部署"、"空气钻井技术"、"微珠低密度固井技术"、"清水加砂压裂技术"、"氮气泡沫压裂技术"、"分片集输一级增压地面集输技术"、"稳控精细排采技术"、"无烟煤储层生产特征分析"等8项适合于沁南高阶煤的技术系列,并得到了推广应用。另外还对新材料、新装备进行了试验应用,并制订了煤层气两个行业标准和两个企业标准,对国内煤层气田直井开发具有借鉴和示范作用。

沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

"沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目"自2009年10月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m3;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m3。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。

沁水盆地南部煤层气中氢气释放规律研究

研究了沁水盆地南部煤层气样品中氢气的释放规律,发现煤自然释放的氢气和自然释放的氦气与甲烷之间在同一个勘探区范围内存在规律性,表现为煤层瓦斯中氢气含量变化趋势与氦气含量变化趋势呈正相关,与甲烷含量变化趋势呈负相关。结合煤田地质资料分析,还揭示了在同一个勘探区内煤层瓦斯中的氢气含量与含氧量、含水量及煤变质程度的关系。

沁水盆地南部煤层气成藏机理

煤层气成藏机理研究是煤层气勘探开发的前提和基础。为此,以油气、煤田和煤层气各勘探阶段积累的资料为基础,结合前人的研究成果,系统探讨了沁水盆地南部煤层气藏的成藏机理。通过对煤层气藏特征(包括煤层空间几何形态、煤层气成分和含量、储层物性、吸附特征、储层压力及封闭条件)和煤层气成藏过程(包括煤层气形成、运移和聚集)的分析,进而认识到:晚古生代煤层在经历了印支期和燕山期两次煤化作用后大量生气,并在喜山期遭受了强烈的调整与改造作用,最后逐渐形成了现今的沁水盆地南部煤层气藏;直接控制和影响该区煤层气富集的因素除了煤层顶底板的岩性与边界断层外,地下水的补给、运移、滞流和排泄也是关键因素;该区目前的高产煤层气井基本上都位于地下水滞流区。

沁水盆地柿庄南煤层气井产出水的化学特征及意义

以沁水盆地柿庄南部煤层气井产出水的测试数据为依据,采用统计、对比方法,系统研究了3号煤和15号煤煤层气井产出水离子成分、矿化度及pH动态变化规律。结果发现,排采210d内3号煤煤层气井产出水水型基本保持不变,而15号煤煤层气井产出水类型变化较大,由Na·Mg-Cl型逐渐过渡为Na-HCO3·Cl型。通过分析3号煤和15号煤煤层气井产出水的矿化度变化规律及原因,将15号煤煤层气井产出水的矿化度划分为三个阶段,15号煤煤层气井产出水的pH受季节变化的影响较大,表现为夏季煤层气井产出水的pH值较低,说明受大气降水的影响较严重。

沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术

沁水盆地南部潘庄区块位于沁水盆地东南缘,该区总体为单斜构造,倾向西北,煤层稳定、埋藏浅且渗透性较好,大量区域地质调查资料和煤田勘探成果表明,区内断层稀少,以发育次级褶皱为主。该区钻井类型主要为钻井液钻井(煤层段清水钻进)和空气钻井。通过对比分析空气钻井、水钻井井身质量与时效平均值可知:①空气钻井在井身质量方面略优于水钻井,但相差不大,均达到设计及规范要求;②空气钻井在时效方面比水钻井效率高,其机械钻速是水钻井机械钻速的3倍多,因此,空气钻井周期短,综合经济效益较好。而微珠低密度固井技术采用优质微珠为减轻材料,水泥浆密度为1.60 g/cm3,抗压强度在15 MPa以上,满足了在确保固井强度的基础上减轻水泥浆正压差对储层污染的要求。采用上述技术使潘河煤层气田示范工程固井合格率达到100%,其中优良率为84%。

正断层发育特征对煤层气直井开发的影响——以沁水盆地南部柿庄南区块为例

为了深入挖掘断层发育特征对煤层气开发的影响机理,揭示其控产方式,以沁水盆地南部柿庄地区3号煤层为研究对象,分析了不同规模及组合形式的正断层对煤储层物性、工程效果和排采工作的影响;选取正断层控制下的含气量、煤体结构、渗透率、井径扩大率、破裂压力以及日产水量6个因素,采用灰色关联法分析了不同因素对产气量影响的主次关系,进而揭示了正断层对产气的主要控制方式。结果表明:正断层对产气的影响存在一定距离范围,该范围受控于断层的规模和上下盘位置,寺头断层上盘控制范围约为300 m,下盘约为250 m,F11断层上盘控制范围约为250 m,下盘约为200 m,由于正断层上盘为断层形成过程中的主动盘,沿断层面的剪应力大于下盘,造成上盘的影响范围大于下盘。随着距断层距离的减小,正断层所产生影响不断增大,影响特征为含气量和破裂压力逐渐减小,孔裂隙发育程度和井径扩大率逐渐增大,煤体结构更加破碎,压裂曲线形态更加复杂断层控制范围内煤层气井产水量普遍高于平均值。分析认为,正断层是在构造应力的作用下形成的,在断层面附近存在应力集中带,位于该区域的煤层受应力集中作用的影响,发生明显的变形破裂,力学强度大幅度降低,随着距断层距离的增大,应力作用强度也逐渐降低,其变形破裂也逐渐减弱;同时,正断层周围一般发育张性裂缝,随着距离的增加进而转变为压扭、张扭性裂隙,其张开度较低,到达一定的距离后,裂缝转为张性。故造成距离正断层越近,地质条件更加复杂,工程实施难度越大,产气效果一般。并且正断层主要通过控制渗透率、含气量以及沟通含水层来影响煤层气井日产气量,若要实现断层附近煤层气的高效开采,应优先关注这些参数是否异常。

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用"分片集输一级增压"的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。

沁水盆地南部含气饱和度特征

以沁水盆地南部3#煤层和15#煤层为对象,采用类比法、内插法等方法对该区含气饱和度的空间分布规律及其控制因素进行了研究。结果表明,含气饱和度值由东向西、由南向北递增;含气饱和度与煤储层埋深具有良好的负相关性,即含气饱和度随煤层埋深的增加而降低。3#煤层含气饱和度总体上高于15#煤层。通过对含气饱和度影响因素分析,得出含气量和埋深对含气饱和度影响最大,煤厚影响显著。并根据含气饱和度特征,将沁水盆地南部划分为三个区,其中,Ⅰ区为煤层气开发前景最好的区块,Ⅱ区块次之,Ⅲ区块最差。

沁南盆地3^(#)煤层压裂实践认知及压后产量影响因素分析

对沁南盆地3^(#)煤层大量压裂施工数据及压后产量进行统计分析,探讨了影响一次压裂施工成功率和压后产量的压裂工程因素。结果表明:压裂曲线可归纳为"破压下降型、压力平稳型、破压升高型、压不开型"4类形态,其一次压裂施工成功率依次快速递减,一次压裂施工成功率与施工排量呈正比关系,且"阶梯升排量+多段塞"工艺可显著提高一次压裂施工成功率;压后产量与加砂量、排量、砂比和入井液量的分布密切相关。并根据分析结果对压裂施工关键参数优化提出了建议。

沁水盆地煤层气勘探及地质分析

沁水盆地是我国重要的煤层气勘探地区 ,盆地内蕴藏着丰富的煤炭资源和煤层气资源。该盆地面积约 2 .4× 1 0 4 km2 ,预计煤层气资源量约 6.85× 1 0 1 2 m3。到目前为止 ,整个沁水盆地共有煤层气井 48口。经过原煤炭部、中联煤层气有限责任公司、CNPC等单位近年的勘探 ,相继在该盆地南部获得高产煤层气流。初步查明沁水盆地南部为一个煤成气高渗富集区 ,具有良好的勘探开发前景。分析了该盆地南部聚煤条件与生气潜力 ,研究了煤储层特征及含气性 ,结果发现自盆地中部向南具有煤层气勘探井成功率增高的趋势。因此 ,该区勘探的战略方向应尽量向南。

沁水盆地南部煤层气勘探成果与地质分析

沁水盆地南部地区已累计投入 40口井的勘探工作量 ,并取得了重大的勘探成果 ,证实该区为煤层气高渗富集区。从含煤性、含气性、可采性等方面对该区进行了全面分析 ,得出以下认识 :煤层厚度较大 ,分布稳定 ;煤变质程度高 ,煤的吸附能力强 ,含气量高 ,含气饱和度也较高 ;煤体结构、煤岩类型和煤质好 ,煤层割理较发育 ,渗透性较好 ,适合于压裂改造 ;区域构造稳定 ,煤系及上覆连续地层保存较好 ,后期改造、断裂不严重 ,构造较简单 ,煤层气赋存和保存条件好 ;煤层埋藏较浅 ;水文地质条件比较有利。综合评价该区煤层气具有良好的可采性 ,可以作为我国第一个煤层气滚动勘探开发区块。