深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

深部煤层气资源丰富、开发前景广阔,但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发,以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例,总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出,受埋深与演化过程影响,深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上,储层压力最大相差40 MPa左右,导致由浅部向深部,气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存,地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导,煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点,即:在高温高压条件下,以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体,该类煤储层在垂向应力为主导的作用下,孔裂隙空间极度压缩,含水极少且矿化度极高,内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性,指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区,该区内呈现出非典型深部煤层气的特点,或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况,在勘探开发过程中,应具体分析,制定针对性开发方案,以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

深部煤层孔隙结构与流体差异赋存特征研究

【目的】鄂尔多斯盆地东缘已打破深部煤层气勘探禁区,多个区块呈现“单点突破、区域差异开发”特征,深部煤储层孔裂隙结构作为流体赋存与产出的物质空间,对于深部煤层气区块差异开发至关重要。【方法】系统采集鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤样品,基于常规孔渗物性测试、CO_(2)吸附、低温N2吸附、压汞和核磁共振等测试,以神府区块8+9号煤为例,系统总结深煤层孔隙结构及流体赋存模式。【结果和结论】结果表明:(1)深部煤孔隙结构差异较大,神府煤介孔−宏孔均发育,多为墨水瓶型和开放型孔。综合认为中阶煤孔隙结构的跨尺度效应稍有减弱,相对有利扩散、渗流。(2)中阶煤吸附能力降低,等温吸附曲线高压段曲线平缓,初期解吸效率低;含水饱和度增高,其介孔−宏孔的束缚水含量较高导致可动水孔隙率减小,降低了游离气的储集空间。(3)研究区存在“宏孔−微裂缝主控的游离气−自由水赋存”型、“微孔−介孔−宏孔主控的吸附气−束缚水赋存”型两类气水赋存模式,导致煤层气排采差异明显,其中“宏孔−微裂缝主控的游离气−自由水赋存”型是深部煤层气快速高产模式,该模式具有“见气时间短、中高产气、低产水”的生产特征,且由于应力对中大孔−微裂缝的伤害较强,建议该模式下的气井排采需适当控制排采速度以减小储层伤害,防止产量陡降;“微孔−介孔−宏孔主控的吸附气束缚水赋存”型模式具有“短期排水、缓慢见气”生产特征,排采仍需遵循“缓慢、连续”原则保证气井稳产;此外,由于孔隙以微孔、介孔为主,束缚水含量高,气井短期难获高产,需进一步探索加大压裂改造规模提高该类气藏产量。

神府区块深部煤层气高效开发技术研究

【目的】深部煤层气是保障国家油气安全、实现碳达峰碳中和目标的重要接替资源之一,具有广阔的开发前景。但在不同地质条件下,深部煤层气开发技术的通用性较差,在某些区块成功应用的技术不能直接推广到其他区块。目前,新区块前期勘探开发时井型、井网部署还存在一定的盲目性。因此,需要研发针对神府区块深部煤层气高效开发的储层工程改造适配性技术。【方法】首先,以鄂尔多斯盆地神府区块79口生产井实际数据为基础,从产能、经济性2个方面对直井和水平井两种井型的开发效果进行比较;其次,以神府地区深部煤层地质条件为输入参数,对深部煤层水平井的合理井长进行模拟分析;最后,通过地质气藏、钻完井、工程和经济评价等多专业结合,以单位面积经济效益为优化目标,得出神府区块深部煤层气高效开发的储层工程改造具体工艺参数。【结果和结论】结果表明:神府区块深部煤层气高效开发的适合井型为水平井;可实现效益最大化时的水平井长度范围为800~1500 m;开发的最优井距为300 m、簇间距为15~20 m、半缝长为120 m,对应的压裂总液量应为(1.8~2.4)万m^(3),总砂量(0.25~0.35)万m^(3)。在上述研究的基础上,以“段内多簇+缩短簇间距+高排量大规模注入+变黏滑溜水造缝携砂+高强度加砂+全尺度裂缝支撑+等孔径限流射孔+造复杂缝网”为核心,建立了一套适合神府区块深部煤层储层改造工艺,实现了现阶段神府区块深部煤层气的高效开发,为现阶段国内其他盆地深部煤层气资源开发提供借鉴。

神府区块深部煤层气钻完井关键技术及应用

【目的】深部煤层具有高地应力、中高温度、特低渗透、强压缩性、强非均质性等特点,目前尚未形成成熟的开发技术体系,复杂的地质特征为钻井与完井工程带来了新的技术难题与挑战,亟需开展针对深部煤储层地质特征的钻完井理论与技术攻关,助力油气增储上产,保障国家能源战略安全。【方法】基于鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气开发先导性试验,研发了一套高效钻完井关键技术。【结果和结论】(1)针对深部煤层井壁稳定性差、钻速低、钻井周期长,通过优化二开井身结构、优选钻井液体系与“一趟钻”技术,并结合井眼轨迹精细化控制,实现了深部煤层一体化高效钻进,助力“新优快”井台建设落地。(2)针对深部煤层地质特征复杂、采用常规压裂规模产量低,形成了以“定向射孔+前置酸液降破压+段内多簇密切割+高排量大规模+一体化变黏滑溜水+暂堵转向+多粒径组合支撑剂”为核心的复合极限规模化压裂技术体系。(3)基于“一区一策+全局寻优”的工作理念,设计立体井网工厂化钻完井作业模式,最优水平井距为350 m时,“拉链式”压裂模式效果最佳。(4)“深部煤层气+致密气”协同开采,获得了更高的工业气流,多气合采是提升鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气开发效益的重要措施。研究结果有望为鄂尔多斯盆地深部煤层高效钻完井技术提供理论指导与实践经验。

贵州深部煤层气地质特征及其资源潜力

加快深部(1000 m以深)煤层气资源勘探开发是煤层气走向规模化开发的重要途径,是近年来煤层气产业的重要发展方向。贵州省煤层气资源丰富,深部煤层气资源占比大,然而目前尚未开展深部煤层气资源的地质研究和勘探开发。立足于贵州煤层气地质背景,基于大量的煤层气试井资料和测试化验资料,分析了深部煤层气地质特征及其资源潜力。研究结果显示:贵州深部煤层气资源主要分布于六盘水、黔北和织纳煤田的众多向斜单元。沉积分异和构造分区导致深部煤储层地质条件具有区域差异性,六盘水煤田以“超压明显、低温、较高应力”为特征,织纳煤田以“超压、较高温度、较低应力”为特征,黔北煤田以“超压、高温、高应力”为特征。深部煤储层渗透率偏低,1000 m以深渗透率将普遍低于0.1×10^(-15)m^(2)。煤储层含气量较高,在1000 m以浅,以六盘水煤田为代表的中阶煤储层平均含气量为10.03 m^(3)/t,以织纳、黔北煤田为代表的高阶煤储层平均含气量为14.51 m^(3)/t,400 m以深超饱和现象较为明显。优选游离气、吸附气预测模型,考虑煤阶随深度的变化,预测深部整体含气量将进一步增加,超饱和现象更为明显,游离气占比增大,在2000 m左右,游离气占比普遍达到10%~25%,且中阶煤游离气占比要高于高阶煤。在此基础上,计算了包含2000 m以深的贵州省重点向斜的煤层气地质资源量,贵州省煤层气地质资源量为3.85万亿m^(3),其中1000 m以深煤层气地质资源量达到了1.90万亿m^(3),六盘水和黔北煤田深部煤层气资源占比大。综合考虑资源规模和资源丰度,提出了开发次序建议,盘关—土城—照子河—旧普安向斜和格目底向斜为首选开发单元,以上向斜均属于高丰度大型气田。

深层煤岩气水平井各段产出贡献及其主控因素——以鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块为例

在“双碳”目标背景下,实现深层煤岩气高效开发、甲烷管控或近零排放具有极其重要的战略意义。但深层煤岩气水平井各段产出贡献不清、主控因素不明,制约了煤层气单井产能提升和降本增效。为此,以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例,通过示踪剂监测技术,获得了深层煤岩气水平井各段差异认识,提出了基于深层煤岩气地质—工程甜点系数的模型构建方法、“黑金”靶体和地质—工程甜点分类评价标准,构建了沿水平井地质—工程甜点模型,提取了11项地质因素和10项工程因素开展“定性+定量”评价,明确了深层煤岩气水平井各段产出贡献的主控因素。研究结果表明:①深层煤岩气水平井各井段的产出差异大,各井段产气量贡献率介于2.2%~25.3%,同一口井各井段产气量差异最高达11.5倍。②明确了影响水平井各井段产出主控因素是钻遇Ⅰ、Ⅱ类地质—工程甜点情况和压裂改造规模;钻遇Ⅰ类和Ⅱ类甜点井段长度占水平井长度的63.7%,其中采用相对更高规模压裂设计的Ⅰ、Ⅱ类甜点段仅占37.5%,却贡献了单井59.2%的累计产气量。③影响高产段的离散型因素,裂缝形态以均匀缝为主;构造曲率以正曲率和零曲率为主;煤岩类型以光亮煤和半亮煤为主。④利用斯皮尔曼相关系数法、层次分析法和梯度提升树法定量确定的主控因素,与基于甜点模型得到的认识一致。结论认为,研究成果为深层煤岩气水平井甜点评价、“黑金”靶体钻遇率提高、压裂段簇差异化设计、施工方案优化等方面提供了新认识、新方法和新思路。

不同压裂规模下煤储层缝网形态对比研究——以延川南煤层气田为例

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积,查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性,分析投产后的产气效果,形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明:①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积,但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响,低效老井经多次中等规模压裂后,形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网;新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型,但单次超大规模的液体使用效率更高,相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加,裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势,且有明显的递减效应,试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性,研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工,电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。

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。

深层煤层气水平井安全钻井技术

针对吐哈盆地深层煤层气的勘探,前期以直井试采为主,水平井的钻井技术仍处于探索阶段。由于该区块属于高陡斜坡区、煤系地层发育,导致直井段井斜易超标、煤系地层的井眼井壁易失稳、水平井井段的轨迹难以控制及固井质量差等问题,文章通过分析高陡斜坡区提速限制因素,引入自动垂钻系统,形成直井段防斜打快技术,解决了高陡斜坡区防斜和大钻压快速钻进的矛盾;分析煤层井壁失稳机理,开展浸泡实验,优选了胺基有机盐钻井液体系,提高抑制性和封堵固结井壁性能,强化了煤系地层井壁稳定;结合深层煤层三压力剖面预测数据优化井身结构及轨迹控制,设计防卡PDC钻头和钻具组合,配套强抑制、强封堵性胺基有机盐钻井液,实现了煤层水平段安全延伸;强化钻井参数,应用岩屑清洁工具和个性化通井钻具组合,提高了井眼清洁效率;优化套管选型、扶正器配置及水泥浆体系,保障了固井质量。该系列技术为实现吐哈盆地深层煤层气水平井安全高效钻探奠定了基础。

四川盆地上二叠统龙潭组深-超深部煤层气资源开发潜力

准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县和延川南区块1000~2500 m埋深煤层气井实现高产气流突破,昭示了深部煤层气开发的巨大潜能。四川盆地上二叠统龙潭组薄-中厚煤层群(7~15层)主体埋深2000~4500 m,川中一带北倾单斜,局部发育低幅隆起,煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部,具备支持“增储上产”国家天然气发展战略的强大潜力。研究表明:(1)龙潭组煤系煤-泥岩互层频繁,煤层多,累计资源量大,19号煤层侧向发育稳定(平均3.2 m;>4 m有利面积700 km^(2));(2)煤的热演化程度高(2.53%~3.18%),生烃能力强,煤系气测全烃显示良好,2500 m埋深处实测含气量16.64~17.61 m^(3)/t,含气饱和度达138%~151%,游离气含量4.84~5.60 m^(3)/t;(3)川南800 m以深实测储层压力系数>1.1,川中一带预测储层压力系数>1.8,为潜在的异常超高压储层。立足四川盆地煤层深-超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征,借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验,以19号煤层为风险勘探目标,落实资源潜力和气藏特征,探索构建深-超深部薄煤层立体勘探开发技术体系,对煤层气规模化建产意义重大。

沁水盆地深部软煤煤层气开发实践

我国煤层气开发主要集中在煤层深度小于1200 m的区域,埋深大于1500 m的深部煤层气开发未取得实质性突破。针对深部软煤井壁稳定差、压裂改造难的问题,对沁水盆地深部软煤煤层气的开发开展了一系列技术攻关。研究结果表明:钻井过程中使用“氯化钾聚合物+井眼强化剂”钻井液体系,可有效控制煤层相对井径扩大率。使用16~18 m 3/min超大排量、高液量、高砂量光套管压裂工艺,配合降阻剂来降低施工摩擦阻力,细砂、中砂、粗砂占总砂量体积比分别为15%、70%、15%,加砂量占总携砂液体积比自3%开始每次提高1%,可实现对深部软煤的充分改造,裂缝动态半长最大达到322.51 m,大幅提高了单井控制面积,排采产气效果良好。

神府深部煤层气大气田的发现与启示

【背景】鄂尔多斯盆地东缘神府区块历经近20年非常规天然气勘探,于2023年发现了千亿立方米深部煤层气储量。深部煤层气勘探初期,面临地质规律认识不足、压裂技术不成熟、排采工艺经验欠缺等难题。【方法和结果】通过管理和技术创新,双轮驱动,取得了良好的勘探成效。管理上,开创性施行了深部煤层气、致密砂岩气“互补式”和“立体式”勘探,打破专业壁垒、组织壁垒和业务壁垒,坚持“一井一策”,高效推进“钻−压−排”一体化。技术上,提出“微相控煤、源热控烃、温压控态”的深部煤层气成藏模式,建立选区标准并落实富集区,形成了地质−工程“甜点”评价技术,并探索应用复合立体缝网改造技术实现煤储层的改造体积最大化和渗流能力最优化,因地制宜地提出“快速返排−多级控压−阶梯稳步提产”的排采思路,形成欠饱和井、饱和井两大类排采制度,明确不同排采阶段的目标原则,建立3类井底流压下降模式,支撑探井达产稳产。【意义】通过一系列的管理和技术创新,神府大气田成功发现,展示了鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发的广阔前景,对我国类似盆地资源勘探和非常规油气增储上产具有重要指导意义。

液化石油气增产技术发展及现状探讨

液化石油气(LPG)增产技术能有效增大油气泄流面积、改善油气流动、提升排液效果、减小储层伤害、降低水资源消耗,但因设备、安全、成本、油价等多因素影响,暂未能全球推广。基于此,简要回顾其技术原理,着重对发展历程、趋势及应用案例进行介绍。

鄂尔多斯盆地东缘临兴−神府区块深部煤层气富集规律与勘探对策

【目的】鄂尔多斯盆地东缘以大宁−吉县区块为代表的高煤阶深部煤层气富集成藏规律已取得一定认识,但位于东缘北段的临兴−神府区块中煤阶深部煤层气勘探才刚起步,富集成藏规律认识还不够准确清晰,需要总结其富集成藏规律有效指导深部煤层气勘探开发。【方法】以临兴−神府区块太原组8+9号煤为研究对象,依据煤的烃源岩−储集层双重属性,开展了源储、生烃、富集和保存控制因素及其耦合关系研究。【结果和结论】结果表明:(1)研究区具有东西分带性,分为东部断阶带和西部平缓带,主体埋深超过1500 m。太原组8+9号煤层厚度大,微孔和宏孔发育,热演化程度中等、含气量整体较高,深部煤层气成藏条件优越,具备较大的资源勘探潜力。(2)研究区泥坪与分流间湾沉积微相煤层厚度大、镜质组含量高、煤层结构简单,随着热演化程度的增高,煤层含气量变大、气体中甲烷含量的占比显著增加,8+9号煤层温−压条件耦合控制的临界吸附带在1750 m左右,泥岩良好的封盖性、稳定的构造环境和封闭的水动力条件是煤层气富集的重要保障。(3)针对研究区地质条件的差异性,平缓带的煤层气富集区应加快勘探节奏,围绕探明储量区扩大勘探,同时加强该区深部煤层可压性研究,推动规模建产;断阶带的煤层气富集区应开展试采评价,加强离石走滑断裂带的压扭、张扭过渡区研究,以期获得储量发现。研究成果系统总结了临兴−神府区块中煤阶深部煤层气富集成藏规律,指导了富集区的优选,对推动该区效益勘探与规模开发具有积极意义。

沁水盆地南部深层高阶煤层气成藏特征

沁水盆地南部中浅层已经建成年产能力达26×10^(8)m^(3)的煤层气田,但深层煤层气勘探程度较低,地质认识不足。为了深化区域深层煤层气成藏特征研究,根据研究区探井钻探、分析化验及试采资料,从煤储层特征、热演化及含气特征、保存条件、温压特征等4个方面开展了深层煤层气成藏特征研究。结果表明:(1)3号煤沉积稳定,总厚度为4.0~7.3m,具有镜质组含量高、灰分低、裂隙发育的有利条件;(2)3号煤R_(o)为2.41%~3.03%,为高煤阶,吸附能力强,吸附含气量大于20m^(3)/t;(3)3号煤排采水矿化度大于4000mg/L,水型为NaHCO_(3),处于弱径流环境。煤层气藏具有偏低温低压的特征,表明深层煤层气藏遭受一定的破坏,未明显影响深层吸附气,但是对游离气成藏不利。研究区深层煤层气相对于已评价建产的斜坡带中浅层煤层气成藏条件更加有利,深层3号煤资源量估算1200×10^(8)m^(3),勘探开发潜力好。

基于资源性与可压性的深部煤层气“甜点”预测

【目的】我国在鄂尔多斯盆地东缘获得多个大型深部煤层气藏的勘探突破,然而如何有效地将储量转化为产量并实现高效开发尚不明确。【方法】以神府南区为例,综合应用地质、测试、压裂及生产动态资料,围绕深部煤层气藏资源性和可压性,开展地质−工程“双甜点”评价研究。【结果和结论】结果表明:(1)研究区成煤相带适宜,以三角洲沉积为主,8+9号煤层厚度大、分布稳定,热演化程度介于0.7%~1.5%,生烃条件较好;孔−裂隙系统发育,储集空间优越,为煤层气的赋存提供了储集空间;煤层顶板以封盖能力较强的泥岩为主,位于地下水滞流区,使得区内煤层气具备良好的保存条件,煤层含气性好,具有游离气与吸附气共存的特征。(2)利用井震结合的地球物理技术刻画了煤层脆性、水平主应力差和煤层裂缝的分布特征,建立了深部煤层气地质−工程“双甜点”识别指标体系,划分了3类地质−工程“甜点”区:Ⅰ类“甜点”区位于东部,Ⅱ类“甜点”区位于中西部,Ⅲ类“甜点”区位于西北部。(3)针对区内煤层埋藏深、孔渗性差、割理裂隙发育等特征,提出以“高排量大规模注入+变黏滑溜水造缝携砂+高强度加砂+全尺度裂缝支撑”为核心的体积压裂技术。压后试采评价显示Ⅰ类“甜点”区投产井上产快,峰值产量8000 m^(3)/d左右,生产稳定在7000~8000 m^(3)/d。研究成果有效指导并推动了神府区块深部煤层气勘探开发有利区优选与先导试验区方案实施,对该区深部煤层气的规模建产具有积极意义。

河南省深部煤系气与地热资源协同共采技术思路探讨

河南省深部煤系气资源潜力巨大,但煤系气储层普遍具有低压、低渗、低饱和特性,同时发育煤层普遍具有构造煤特征,深部煤系气勘查开发存在较大不确定性风险。为了降低深部煤系气勘探开发风险,提高资源综合开发利用效益,结合河南省深部煤系气与地热资源赋存特征,对河南省深部煤系气与地热资源协同开采问题进行了一些思考,分析了目前深部煤系气钻井工艺、井身结构以及排采工艺流程,同时结合地热资源开发利用新技术,针对气、热协同共采过程中存在的冲突点提出了技术及工艺流程改进思路,为实现河南省深部煤系气与地热资源协同共采目标进行了有益的探索。

郑庄北中深部煤层气水平井产能影响因素及开发技术优化

【目的】沁水盆地郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发,整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后,单井产量达到直井的10~50倍,目前已成为主体开发井型,但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素,改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践,结合地质特征与工程参数,分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素,并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明:单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下,中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层,整体资源富集;高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内;原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系;研究区水平主应力差介于8~16 MPa,且随埋深增加而增大,无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上,当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好,井平均稳产气量可达到9 700 m^(3)/d;水平段越长,煤层稳产气量越高;采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式,稳产气量随压裂规模增加而显著提高,压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著,当排量<7 m^(3)/min时,水平井稳产气量整体小于2 000m^(3)/d;当排量增大到8~10 m^(3)/min时,稳产气量逐渐增高;当排量保持在10~12 m^(3)/min,稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m^(3)/d;当排量提高到16~18 m^(3)/min时,稳产气量突破18 000 m^(3)/d。最后,优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数,通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

准噶尔盆地深部与浅部煤层气储层物性特征对比分析

为了探讨深部与浅部煤层气赋存的差异,采集准噶尔盆地煤矿1500 m以浅煤样和煤矿钻孔1500 m以深煤样,通过资料搜集和室内测试分析了研究区深部与浅部煤储层物性特征的差异,最终得到以下结论:深部镜质组含量比浅部高,煤体结构更完整,储层改造性更强;深部比浅部含气量大,煤层气赋存状态由欠饱和状态逐步转变为超饱和状态,煤层气成因多样;浅部煤岩的渗流孔比深部发育,深部煤岩的吸附孔比浅部发育。浅部煤岩以外生裂隙为主,孔裂隙间连通性好;深部煤岩以内生裂隙为主,有矿物质充填裂隙,且深部孔隙度和裂隙密度比浅部小,渗透性较差。对比分析表明,准噶尔盆地深部煤层气比浅部富集性更优,具有较大开发潜力。但渗透性远不如浅部,且开发难度大,因此建议通过压裂改造与排水采气工艺技术相结合的方式促进深部煤层气开发。

鄂尔多斯盆地东部深层煤层气成藏地质条件分析

鄂尔多斯盆地东部目前的煤层气开发深度浅于1200m,丰富的深部煤层气资源有待勘探开发。鉴于此,本文分析了区内深部煤层赋存特征、热演化程度、煤层含气量及其分布规律。认为上古生界埋深的总体分布格局与两个向西凸出浅埋带的叠加,可能导致煤层含气性和渗透性区域分布格局的进一步复杂化。发现上古生界煤阶区域分布格局与煤层埋深类似,指示深成变质作用对区域煤阶分布起着主要控制作用。预测了深部煤层含气量的分布格局,认为煤层埋藏一旦超过临界深度时煤层含气量随深度的加大反而有所降低。建立了自生自储、内生外储两类煤成气藏模式,认为吸附型煤层气藏与游离型煤成气藏的共生为合采提供了丰厚的资源条件。