煤层气与常规油气共采可行性探讨——深部煤储层平衡水条件下的吸附效应

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。

深部煤储层应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响

深部煤储层处于高地应力环境中,其渗透率变化特征与浅部存在较大差异,为研究有效应力对深部煤储层渗透率的差异性影响,以及应力敏感性各向异性特征,以沁水盆地横岭区块15号煤层为研究对象,采样深度1200~1700 m,采用覆压孔渗实验,开展平行层理和垂直层理样品在不同有效应力下的渗透率变化规律研究,探究其应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响。结果表明:渗透率随有效应力的增加呈幂指函数降低,平行层理面渗透率总体高于垂直层理面,且在2个方向上渗透率变化规律呈正相关性。选取储层孔裂隙压缩系数、渗透率损害率和渗透率曲率3个参数作为煤储层应力敏感性评价指标,其中,孔裂隙压缩系数随有效应力增加,以5 MPa为界限先后呈现正相关性和负相关性,渗透率损害率和渗透率曲率分别与有效应力呈指数上升和下降的规律。基于应力敏感性参数,推导出煤层气井产能模型,模型显示,不考虑应力敏感性的气井产量高于考虑应力敏感性,揭示了应力敏感性对煤层气产量的影响程度,即在5 MPa生产压差下,气井的产量降低幅度随应力敏感性系数的增大整体呈增高趋势。针对应力敏感性的阶段划分,研究区目标煤层在煤层气排采过程中应采用小–中–大的排采方案来控制生产流量。

临兴地区深部煤储层地应力场及其对压裂缝形态的控制

地应力是煤储层压裂改造的关键控制因素。基于电成像测井和水力压裂数据,结合Abaqus软件模拟,查明了研究区深部煤储层地应力空间展布规律,探讨了地应力对压裂裂缝延展的影响。结果表明,临兴地区最大水平主应力方向近似呈EW向。地应力的垂向分布具有明显分带性,存在1200 m和2000 m两个临界转换深度。1200 m以浅,地应力以垂直主应力为主;埋深介于1200~2000 m时,水平主应力占据主导;当埋深超过2000 m时,地应力再次转换为以垂直主应力为主。研究区深部煤储层地应力主要表现为最大水平主应力>垂直应力>最小水平主应力(σ_(hmax)>σ_(V)>σ_(hmin))。地应力的平面分布受埋深和构造2方面控制,埋深导致地应力整体呈南高北低、西高东低的特征;褶皱和断层使得研究区北部地应力呈条带状分布,背斜核部水平地应力较大,向斜核部及断层发育区水平地应力较小。研究区地应力组合特征决定了煤储层压裂裂缝以垂直裂缝为主,局部容易形成一些复杂缝。在天然裂隙存在的情况下,水平主应力差小于3 MPa时,压裂裂缝沿天然裂隙扩展;当水平主应力差超过6 MPa时,压裂裂缝沿最大水平主应力方向扩展;当水平主应力差超过10 MPa时,压裂裂缝基本为沿最大主应力方向的单缝。压裂实例分析表明,压裂裂缝的延伸方向和扩展特征受地应力控制明显。该研究成果以期为深部煤储层的压裂改造提供理论指导。

基于NMR的深部煤储层孔裂隙特征

为了研究大宁—吉县地区深部煤储层的孔裂隙特征,采用核磁共振(NMR)对煤样进行了压力条件模拟测试,得到了不同条件下的T2图谱。结果表明:研究区煤储层的中孔、大孔和裂隙峰较发育,微小孔峰较差;随着围压的增加,裂隙峰减小最明显,中孔峰次之、微小孔峰不明显;煤储层总核磁孔隙度随着围压增加呈现负指数函数规律减小。

深部煤储层孔隙结构特征及其分形规律研究

为了研究深部煤储层孔隙结构特征及其分形规律,选取了河北大城地区埋深介于1 000～1 400 m的煤层作为研究对象,通过压汞测试揭示了研究区孔隙结构特征.利用分形维数研究孔隙分形规律,表明深部煤储层孔隙分形维数介于2.241 8～2.424 6,满足分形维数要求,孔隙存在分形特征且为中等复杂结构.

基于Ono-Kondo格子模型的深部煤储层CH4吸附特征研究

为更准确研究深部煤储层煤层气的吸附特征,了解温度、压力、水等因素对煤层吸附CH4的影响,基于等温吸附实验,采用简化的Ono-Kondo格子模型的拟合方法,精确描述了4种煤级煤在不同温压条件下与不同流体作用前后的CH4等温吸附曲线。结果表明:压力会对CH4的吸附产生正效应,温度会对CH4的吸附产生负效应;压力越大,吸附量受温度影响程度越大;水分会降低煤对CH4的最大吸附容量,不利于CH4吸附;超临界CO2萃取作用,能够增大煤的微孔比表面积和孔体积,从而提高煤层CH4的最大吸附量;CH4的最大吸附量随煤级的变化呈现出"U"型关系。

晋城矿区郑庄井田深部煤储层压裂效果研究

利用Nolte-Smith净压力-时间双对数曲线,结合现场压裂施工曲线变化规律,归纳建立了8种类型的水力压裂加砂曲线。并依据曲线类型特征,对晋城矿区郑庄井田120口井230层压裂曲线进行分类和对比分析,研究深部煤储层压裂效果,以期为以后合理进行压裂设计、调整施工参数提供参考。研究表明,NSIII-3类型(层间端部脱砂及停止输砂-返排过程)和NS-IV-3类型(目的层次分层压窜过程)是郑庄井田深部低渗煤储层最优的压裂曲线类型,压裂净压力作用在煤体原生裂隙上,裂缝张开并与煤层次分层接触面连通,压裂砂和压裂液沿煤体原生裂隙、煤储层次分层接触面输砂输水。郑庄井田深部煤储层存在中低渗透率的"甜点"区域,可作为补充井考虑区域。

晋城矿区深部煤储层分段压裂水平井技术研究

深部煤储层采用地面煤层气垂直压裂井开发工艺,单井采气量低、抽采时间长,导致设计生产周期结束后仍然无法达到煤矿开拓指标。为评估深部煤储层潜在经济价值,开展煤储层抽采效果和解吸半径的研究,形成了目前抽采效果最佳的分段压裂水平井工艺解决方案;并采用财务净现值、盈亏平衡等财务方法对项目方案进行经济评价。分析评价结果表明,在同等大小、地质类似区域用7口分段压裂水平井组替代40口垂直井后,垂直井原产量2×104 m3/d,水平井组可增加至5.32×104 m3/d,项目开始盈利,同时可有效加速煤层气(煤矿瓦斯)抽采速率,提升煤矿安全和经济效益。

临兴地区深部煤储层煤体结构定量表征及影响因素分析

煤体结构的定量表征是煤储层研究的热点问题之一。为精细刻画煤体结构的空间分布,查明其差异分布的主控因素,通过煤岩取心观测,借助地质强度因子对煤体结构进行定量表征,结合不同煤体结构的测井响应,构建了基于测井曲线的煤体结构量化表征模型,预测了煤体结构的空间分布,探讨了沉积、构造、地应力、微观力学性能对煤体结构的影响特征。研究结果表明:密度、伽马、声波、井径测井对煤体结构响应灵敏,利用测井多元回归法可以显著提高煤体结构的判识精度。研究区煤体结构以原生-碎裂结构为主,其次为碎裂结构,发育少量的原生结构和碎裂-碎粒结构。整个研究区的煤体结构分布可以归纳为四大类七个小分区。发育在潮道、砂坪、泥坪、三角洲平原、潟湖环境中的煤层,其厚度逐渐变大,但煤体结构与煤层厚度没有明显的关系。然而,灰分含量与煤体结构的完整性呈正相关,研究不同沉积环境中灰分的变化规律是揭示沉积环境对煤体结构控制特征的关键。煤储层变形程度越大,煤体结构越破碎。原生结构煤、原生-碎裂结构煤、碎裂结构煤的平均构造曲率分别为8.4×10^(-6)、18.7×10^(-6)、25.7×10^(-6)m^(-1)。断层发育区,煤体结构以碎裂结构为主。随着埋深增大,原位地应力增大,煤体结构完整性增强,地应力状态在此基础上进一步分化煤体结构。在浅部伸张-压缩过渡带以碎裂-碎粒结构为主;在深部压缩状态以原生-碎裂结构为主;在深部压缩-伸张过渡带碎裂结构的比例有所增加。煤岩微观力学性能受控于煤基质组分和显微孔隙结构。煤岩无机组分力学强度高于有机组分,且无机组分孔隙孔径比有机组分孔隙孔径小,则无机组分含量越高,煤岩力学强度越高,煤体结构越完整。该研究成果为煤层钻井施工、压裂改造、储层评价提供参考。

临兴地区深部煤岩力学性质及其对煤储层压裂的影响

煤、岩力学性质是影响煤储层压裂改造效果的关键因素。基于煤的原位条件的全应力-应变试验、煤和顶底板围岩的单轴和三轴力学参数统计,结合FracproPT压裂模拟软件,揭示了深部煤储层原位力学性质,查明了研究区煤、岩组合特征及力学性质差异,探讨了煤、岩力学性质对深部煤储层压裂的影响。研究结果表明:随着温度的增加,煤的弹性减弱,塑性增强,力学强度呈减弱趋势。温度对煤力学性质的影响很小,对于煤整体的力学强度而言,这种影响可以忽略不计。应力增强了煤岩弹性性能和力学强度,且影响显著,在不同的应力范围内其影响特征不同。在弹性变形阶段,随着有效围压的增大,煤的弹性模量增大,泊松比减小,但是在不同围压条件下,弹性模量和泊松比随应力的变化显示出不同的特征。当有效围压为20 MPa时,随着轴向应力的增大,煤的弹性模量和泊松比先快速增大后逐渐恒定。当有效围压为10 MPa时,弹性模量和泊松比在轴向应力加载初期也呈快速增大趋势,但泊松比在轴向应力为10 MPa附近经历短暂的稳定后继续增大。当有效围压为30 MPa时,弹性模量和泊松比开始就是一个相对恒定的值,缺少弹性模量和泊松比的上升段。在塑性变形阶段,随着有效围压的增大,塑性变形发生时对应的应力和应变值增大,且屈服点更加显现,表明随着有效围压的增大,煤的塑性变形延迟出现。在残余强度阶段,随着有效围压的增大,煤的残余强度也有所提高。研究区煤层与顶底板存在7种组合类型,以泥岩-煤-泥岩为主,细砂岩-煤-细砂岩次之,力学性能按照煤、炭质泥岩、泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩的顺序增强。煤岩弹性模量越大,压裂容易形成高、窄、短缝;煤、岩弹性模量差越大,压裂容易形成矮、长、宽缝。

深部煤层气异常地质特征及开发技术探讨

针对沁水盆地深部煤层气地质与储层认识不足、开发措施还在探索阶段等现状,以寿阳区块15煤为研究对象,探讨了深部煤层气地质特殊性及开发对策。研究区15煤层发育稳定,煤层厚度基本在3m左右;煤层含气量大部分在10~12m^(3)/t,纵向上受煤层埋深和变质程度的双重影响,含气量在埋深大约1200~1500m出现临界点后随深度增加逐渐降低。与其他深部地区“三高”特征不同,15煤深部储层表现为低压、高应力、中等地温的特征,属比较严重的低压力梯度和低地温梯度范畴。煤储层渗透性为高孔低渗分类,渗透率一般0.01~0.1mD,渗透性主要受煤层埋深、地应力、煤体结构和孔隙特征影响。根据15煤低水分含量、高孔隙度以及生产井产气特征,认为游离气含量可能具有较大的占比。最后提出,单独开发15煤层时可采用顶板岩层水平井分段压裂方式或围岩多分支水平井方式,该技术已在盆地南部15煤取得了产气突破;15煤层及9、3煤层多煤层开发时可采用围岩与煤层合压的垂直井方式,并对开发工程中的增产和排采工艺提出了相应的建议。

沁南西—马必东区块煤层气高效建产区优选技术

沁水盆地南部是我国目前规模最大的煤层气生产基地,浅部开发工程布置的逐渐完成,必然要将眼光转向深部,开采难度增大。为此,准确圈定高效建产区尤为重要,沁南西—马必东区块正是如此。面对这一新的技术挑战,分析深部煤储层特点,结合沁水盆地南部前期煤层气井生产实践,首先划分出资源基础、产气条件、储层可改造性3个优选层次,进而从含气性、渗透性、疏导性、可采性四个方面提出了高效建产区优选标准和流程,形成了"三层四性"高效建产区优选技术。研究认为,建产区开发潜力体现为关键地质条件指标的组合,包括高于经济极限的煤储层含气量,单位长度微裂隙总宽度≥50μm,可疏导指数≥30 nm,地应力状态处于垂直应力≥最大水平主应力≥最小水平主应力或最大水平主应力≥垂直应力≥最小水平主应力状态,以原生—碎裂结构煤为主,局部构造相对简单,可动用面积≥30%等。基于这一标准,在沁南西—马必东区块优选出3个高效建产区,部署了5口试采井,获得单井日产气量2 000 m^3以上的实施效果,验证了优选技术方法的可靠性,为沁水盆地深部煤层气区块高效建产区优选提供了技术示范。