沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考

经过30余年的探索,沁水盆地煤层气勘探开发已取得重要突破,突破了国外"高阶煤"产气缺陷理论认识,成为我国目前最重要的煤层气生产基地。然而,沁水盆地煤层气开发规模性发展也面临着深化理论认识、突破关键技术、实现效益开发三大关键科学技术问题。面对这些问题,需加强3方面的科技攻关:一是深化基础理论认识,突出高阶煤储层的针对性以及提升单井产量的指导性,突破"甜点区"优选、储层改造地质适应性和高效排采等技术瓶颈;二是强化关键技术攻关,坚持地质-工程一体化,创新和完善测井-地震联合储层和物性预测、高效钻井-完井-储层改造及配套技术以及精细化与智能化排采控制技术;三是提升开发效益,建立钻、采、输一体化管理技术模式。

山地煤层气勘探创新实践及有效开采关键技术--以四川盆地南部筠连煤层气田为例

四川盆地南部筠连山地煤层气田是中国南方首个具有商业开发价值的煤层气田,也是中国除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之外的第三个煤层气产业基地。为了给我国南方其他地区的煤层气勘探开发提供指导和借鉴,总结了该山地煤层气田的勘探历程及有效开采经验,归纳了其创新形成的地质勘探理论和开采关键技术。研究结果表明:①该煤层气田目前投产井已达450余口,已连续5年年产气量超过1×10^(8)m^(3),煤层气产自于上二叠统含煤岩系,证明了川南地区良好的煤层气勘探开发前景;②该区上二叠统发育30多套煤层,目前主力煤层气产层为C_(7)号、C_(8)号煤层,其合计厚度超过6 m;③煤层气储层平均孔隙度为5.33%,平均渗透率为5.057×10^(-3)mD,主要储集空间为微纳米级孔隙;④明确了构造—热演化、构造形迹、沉积环境、水文地质条件“四元控气”的山地煤层气成藏理论和“宽缓向斜富气”的煤层气成藏赋存模式,向斜核部的埋深大与压应力集中使得其煤储层吸附气量较构造两翼要高;⑤针对云贵川乌蒙山构造形态山地条件下的高煤阶、薄煤层、低渗透率煤层气地质特征,探索形成了适用于山地高煤阶煤层气勘探开发的五项综合评价方法与技术系列,包括构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术、地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术、工厂化优快高效钻完井技术、一体化体积压裂设计与工艺技术、数字智能化精细排采技术,并进行了工业化规模应用。结论认为,川南山地煤层气已经成功实现了规模有效开发和绿色清洁生产。

低饱和深层超稠油油藏开发潜力研究

埕南断裂带东邻孤北洼陷,南为渤南洼陷,北以埕南大断层为界与呈子口凸起相接,油气成藏条件优越。该带Ng103层油藏为低饱和深层超稠油油藏,由于油稠、埋深大等不利因素一直未投入开发。随着水平井热采技术的进步,优选该带埕911-平1块实施部署开发,取得了一定的效果。分析埕911-平1块生产效果,发现制约该块整体高效开发的问题。一是该块含油饱和度低,油藏认识不清导致该块出现产能差异。二是超稠油油藏井轨迹对开发效果的影响。针对该带潜力及存在的问题,重新开展系统解剖,重点开展了三个方面的针对性研究。首先针对油层底部含油饱和度好的特点,精细落实油层的底面微构造特征;其次针对该油层与普通油层差异,重新建立该层电性-物性模板,确定当电阻>8.6Ω·m,声波>341μs/m时,含油饱和度>40%,为油层。同时结合试采,按照标准确定高效动用厚度;第三利用建立的油藏体模型,结合已开发区块生产特征,利用物理模型优化水平井轨迹位置。在此研究基础上,对西部埕南12-平11块实施部署开发,实现了埕南12-平11块的高效动用,同时也为下一步继续扩大该带低饱和深层超稠油油藏的开发潜力。

埕南断裂带断块油藏分类评价研究

埕南断裂带具有优越的成藏条件和良好的勘探开发前景,但该带断裂系统破碎复杂,断块成藏规律研究难度大。为此,通过充分运用创新新技术开展低序级断层识别、断块精细解剖以及断块成藏规律分析方面的研究。以基础资料为基础,以该带复杂断块成藏区域为载体,针对低序级断层识别难度大的问题,采用相干属性与倾角属性相融合技术识别低序级断层;针对目前解释精度无法满足勘探开发需要的问题,创新提出运用“四小法”开展断块精细解剖,实现该带构造特征精细刻画;进一步对该带断块组合样式进行分类分析其成藏规律,并对已开发油藏的断块类型梳理对照,总结不同类型断块油气成藏规律。总结了埕南断裂带油气成藏规律,西段在Es易于成藏,中段在Ng和Ed易于成藏,东段在Ed和Es1易于成藏的规律。通过该项研究,实现了该带埕南12-平11块的精细解剖并部署实施产能建设取得良好效果,同时也为研究同类复杂断裂带勘探开发潜力提供了新的研究思路。