临兴-神府区块深部煤层气地球化学特征及其影响因素

查明深部煤层气成因和地球化学特征对其勘探开发具有重要意义,以鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块深部煤层参数井解吸气为研究对象,系统测试了二叠系下统太原组8+9号煤层气体成分、含量和碳同位素等,结合热演化程度、含气性、煤层埋深、地质构造和水文地质条件等,分析深部煤层气地球化学特征及影响因素。结果表明,煤层气主要成分包括CH4、CO_(2)、N_(2)、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷和正戊烷,其中CH4含量最高,体积分数在75.98%~96.20%,平均86.49%;其他含量较高的为乙烷(平均5.97%)、CO_(2)(平均5.18%)及丙烷(平均1.24%),气体成分含量与浅部煤层气区块无明显差异。煤层气δ13C1(CH_(4))分布在-51.9‰~-38.2‰,平均-42.84‰;δ13CCO_(2)分布在-8.6‰~-0.63‰,平均-4.66‰;δ13C2分布在-27.36‰~-18.70‰,平均-25.27‰;δ13C3分布在-25.96‰~-14.69‰,平均-22.93‰,且煤层气主要为热成因气体;δ13C1(CH4)较浅部小,δ13CCO_(2)较浅部大。在平面上,从临兴地区东南向西北δ13C1呈增大趋势。从石炭纪起直到三叠纪末,研究区一直处于沉降状态;中侏罗世和早白垩世为主要生烃期,中侏罗世生烃持续时间较长,平均生烃速率较小,生烃产率一般;早白垩世生烃速率较大,生烃产率增加值较高,生气强度达到历史最大,是主要的生烃期。受气体分馏作用、储层孔裂隙发育特征、储层压力以及煤层顶底板密封性的控制,δ13C1随着镜质体最大反射率(Rmax)、含气量和埋深的增加而增加;在向斜核部区、断层应力集中区和褶皱两翼发育区的δ13C1值相对较大;在断层应力释放区和背斜核部δ13C1相对较大,这表明该区域的煤层气封存条件较差,不利于煤层气富集;受地下水溶解的影响,在水动力条件较强的地区δ13C1值较小;在弱流体动力学或滞流区δ13C1没有明显的变轻趋势。综合煤层气地球化学指标认为,临兴和神府地区东南部煤层气富集,且前者更有利,这对后期煤层气选区布井提供参考。

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。

沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1100~1200 m和800~1000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1500 m^(3)以上、排量12~15 m^(3)/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1000 m^(3)以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2000、150 m^(3)以上,排量达到15 m^(3)/min以上开发效果较好,单井产量突破18000 m^(3)。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

鄂尔多斯盆地神木–佳县区块深部煤层气地质特征及勘探开发潜力

我国深部(以下均指埋深大于2000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。与中浅部相比,深部煤层气在富集成藏规律与开发方式方面均具有显著的差异性,急需针对重点区块开展解剖性分析研究。神木–佳县区块位于鄂尔多斯盆地东北部,目前尚处于深部煤层气勘探的起步阶段,深部煤层气富集特征及开发潜力等尚不明确。基于研究区近期实施的地震资料、300余口井的测井资料和4口取心井的参数资料等,系统分析煤储层基础地质特征,总结煤层气富集主控因素与富集规律,类比剖析研究区深部煤层气勘探开发潜力。研究区深8号煤的镜质体反射率介于0.7%~1.8%,大部分区域煤层演化已处于热解生气高峰,区域上煤层净煤厚度高达7~8 m,煤层发育稳定,构造相对简单、水动力封闭性较强、顶底板封盖条件较好,为煤层气大面积连续成藏提供了优越条件,其中佳县南区的煤层气资源条件最好。与鄂尔多斯盆地东部其他区块深部煤层相比,研究区煤层中游离气占比明显更高(15.21%~46.47%),煤层中吸附气主要受吸附压力封存控制,而游离气受毛管力封闭与浮力重力分异双重控制,两种封存机制共同决定了深部煤层含气量的垂向分带与平面分区,以佳县南部为例总结了吸附气吸附压力主控、游离气毛管压力封闭与重力分异耦合控制的典型深部煤层气富集模式。与临兴区块和大宁–吉县区块类比分析结果表明,神木–佳县区块具有较好的煤层气资源基础、储层改造条件和高产潜力,预示了此区块深部煤层气规模化开发的美好前景。此外,大宁–吉县区块深部属典型的高煤阶煤,而神木–佳县深部为中煤阶煤,因此,该研究认识进一步丰富完善了深部煤层气富集理论,对于全国深部煤层气勘探开发实践有重要指示意义。

沁水盆地南部郑庄区块中北部煤层气直井增产新技术研究与应用

为提高沁水盆地郑庄区块中北部煤层气直井产量,基于研究区评价井地应力测试资料、压裂裂缝监测资料,分析了研究区直井增产效果差的原因,提出了针对性增产技术,开展了现场对比试验,并对结果进行了分析,结果表明郑庄中北部直井产量低、措施增产效果差的主因为:①研究区以垂直裂缝为主、压裂缝长较短,且随着埋深增加,相同压裂规模形成的裂缝尺寸减小;②随着埋深增加,支撑剂嵌入深度增加,裂缝闭合加快,导致稳产时间短,产气曲线主体形态为“单峰型”;③经初次压裂后煤体结构更加破碎,新裂缝容易进入初次压裂裂缝,造新缝难度增加。针对上述原因,创新提出的充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术,“充填预堵”即先采用相对较低的排量、砂比、规模充填初次压裂裂缝,然后再进行大规模重复压裂,实现堵老缝、造新缝。“大规模”压裂即大排量、大液量、高砂比压裂,将压裂液量由600~800 m^(3)提高至1300~2000 m^(3)以上,增加改造体积;将排量由6~8 m^(3)/min提高至10~14 m^(3)/min以上,增加裂缝长度和携砂性能;采用低黏压裂液体系配合低密度支撑剂,将砂比由7%~8%提高至10%~15%以上,提高铺砂强度,降低裂缝闭合程度。“远端支撑”即采用自悬浮支撑剂与大排量相结合,增长支撑剂运移距离,提高支撑裂缝比例。充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术实施后平均单井日产量达到1380 m^(3),比措施前增产1190 m^(3),比邻井稳产气量增加近1000 m^(3),实现了郑庄中北部中深储层连片低产区直井产量突破。现场对比试验表明:实施“充填预堵”后再进行大规模压裂,平均净施工压力比初次压裂增加了3.3 MPa,形成了新裂缝,比直接进行大规模压裂增量提高1000 m^(3)。总体上,充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术关键参数数值越大,增产效果越好。

深部煤层气游离气饱和度计算模型及其应用

近几年全国深部煤层气基于精细地质研究和水平井多段加砂压裂取得重大突破,部分井日产气量高达十万方,给煤层气产业重新树立了信心。但是,由于深部煤储层处于高地应力、高地温、高孔隙压力、低渗透率的复杂地质环境,不同深度煤储层典型参数和煤层气赋存方式的分布特征以及对储量和产量的影响亟需揭示。基于Langmuir等温吸附式、亨利定律及物质平衡原理,考虑吸附层和溶解气的影响,建立了深部煤层气游离气饱和度计算模型;以国内鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤层气藏为例,分析不同深度深部煤层气赋存方式及分布特征,并评价游离气饱和度对深部煤层气储量、产量与合理配产的影响。研究认为:当煤层埋深大于溶解饱和对应的深度,游离气才会出现,且随着埋深的增加,游离气饱和度先快速增加后缓慢增加,目标区块埋深1875 m处才出现游离气,在埋深2800 m处游离气饱和度高达90%,游离气的占比高达17.3%。游离气饱和度对深部煤层气储量计算、产气特征和合理配产影响很大,随着游离气饱和度的增大,煤层气储量线性增大,累产气量持续上升但后期上升幅度逐渐变缓,深部煤层气井最优配产增加,井底流压下降速度加快,压裂改造区的内外压差降低,未改造区动用程度增加。目标区块主力开发煤层埋深位于2100~2300 m,游离气饱和度介于48%~68%,游离气占比介于10%~13%,建议气井合理配产介于(4~10)×10^(4)m^(3)/d。研究结果可为深部煤层气进一步开发提供理论依据和方法支撑。

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜力更大、煤层气开发效果会更好。基于水平井应力释放技术,围绕扩大应力释放范围、提高煤层气开发效果以及实现煤与煤层气共采3个方面,对碎软低渗煤储层强化及煤层气地面开发技术的发展趋势进行了展望,以期为改善我国碎软低渗煤储层增产改造效果以及提高煤层气单井产量提供参考。

倾斜碎软煤层群煤层气协调开发关键技术-以艾维尔沟矿区为例

为了明确与倾斜碎软煤层开采条件相适配的煤与煤层气协调开发关键技术,基于倾斜碎软煤层群瓦斯难抽采与煤层群非对称采动特征,形成了与之匹配的非对称卸压时空协同“三孔四区五量”煤与煤层气协调开发模式,明确了非对称采动下煤与煤层气协调开发策略,阐明了井上下联合煤与煤层气协调开发时空协同机制。针对倾斜碎软突出首采煤层消突困难的问题,优化了倾斜碎软煤层下向长钻孔施工工艺,研制了钻头电磁波无线随钻测量系统,实现了更高精度的钻孔轨迹防偏。针对非对称采动区地面井防护缺乏针对性的难题,阐明了非对称采动覆岩卸压破坏时空演化特征,获得了非对称采动下覆岩采动裂隙演化特征,确定了倾斜煤层地面井井位安全位置,研发了能够兼顾地面井稳定性和抽采效率双因素的采动区地面三开套管结构。应用结果表明:时空协同的“三孔四区五量”模式能够实现煤层气高效抽采,保障倾斜煤层群的抽掘采接替平衡;倾斜煤层下向钻孔递进式抽采方式拓展了递进式抽采的应用范围,破解了倾斜煤层煤层气抽采过程中的时间不协调问题;优化后的采动地面井维稳结构能够适应非对称采动作用,实现了采动区地面井煤层气高效抽采。上述成果在新疆焦煤集团艾维尔沟矿区得到推广应用,初步形成符合艾维尔沟矿区主要高瓦斯矿区倾斜煤层特点的煤层气抽采关键技术和典型模式。

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。

基于层次分析灰色定权聚类的煤层气开发甜点预测方法——以柿庄北区块为例

随着煤层气产业的发展以及非常规油气勘探开发一体化的要求,当前煤层气的勘查评价工作逐渐由勘探选区向开发甜点选区推进。然而,受限于勘探开发阶段或资料占有程度,当前多数的选区评价体系对煤储层的可改性和煤层气的可采性考虑不足,在指导开发区井位优选或加密井方面效果不佳。基于沁水盆地柿庄北区块100余口煤层气参数井和开发井资料,分析区内3号煤层煤层气开发的资源条件、储层可改造性和煤层气可采性,采用层次分析和灰色定权聚类方法构建评价模型,评价了煤层气开发甜点区,为区内新井和加密井的部署提供依据。评价模型以煤层含气量、煤厚反映煤层气资源条件;综合考虑地应力环境和岩石力学性质,构建储层综合可改造性参数,评价储层可改造性;使用原始结构煤和碎裂煤占比、临储比和储层原始渗透率反映煤层气的可采性。每个参数采用word聚类方法分级,每个点位(每口井)计算出综合优度并排序,最终划分出煤层气开发甜点区。评价结果表明,研究区中部综合优度大于65的地区为进一步开展开发工作的甜点区。

新疆煤层气大规模高效勘探开发关键技术领域研究进展与突破方向

新疆煤层气资源量7.5万亿m^(3)(2000 m以浅),已施工煤层气井450口,年产气量达到0.8亿m^(3),新疆维吾尔自治区提出了2025年实现煤层气产量25亿m^(3)的目标,煤层气大规模高效开发成为紧迫的重大需求。从煤层气富集模式与选区技术、“甜点”预测探测技术、加速滚动开发与快速增储上产策略、地质适配性开发技术、煤层气与煤炭、油气协同开发技术5个关键技术领域,系统梳理了新疆煤层气勘探开发已取得的主要研究进展,分析提出了可能突破方向。研究表明:新疆煤储层具有多-厚煤层普遍、低阶煤发育、急倾斜煤层多见、煤体变形与构造控制显著、水文条件和露头条件复杂,和三“低”(含气量低、甲烷体积分数低、含气饱和度低)五“高”(高含气强度、高孔隙度、高地应力变化、高储层压力变化、高渗透率变化)的含气性及物性等煤层气地质独特性;煤层气成因与富集模式具有多样性,包括生物成因气、热成因气或生物-热复合成因及其相应富集模式,生物成因气藏或生物成因气贡献普遍;煤层气分布赋存规律呈现前陆盆地、山间盆地显著差异性;创新形成基于“两”分开(浅部与深部,低阶煤与中高阶煤)“两”结合(地质评价与工程评价,多元数据)的科学评价与基于“机器学习+三维地质建模”的精准选区技术是第1个突破方向。深部煤层气/煤系气“甜点”发育区域主要为盆内坳陷的凸起、盆内隆起的凹陷、盆缘斜坡,高产井位多为构造高点,发育层位为割理裂隙发育的原生结构煤层或孔裂隙发育的煤系砂砾岩储层;基于“地球物理+岩石物理+岩石力学地层新方法”和“地质甜点+工程甜点新理念”的深部煤层气/煤系气“甜点”预测探测技术是第2个突破方向。低风险、短周期、高效率、多批次工程部署是加速滚动开发的基本原则;中浅部煤层气快速增储上产技术策略是在优选新区块布井建井、对老区块煤层气井进行增产改造;深部煤层气快速增储上产技术策略是在大型盆地缓坡深部和盆内凸起“甜点”区优先部署开发;科学加速滚动开发与高效快速增储上产的工程部署方法与技术策略是第3个突破方向。在井网井型差异性优化部署、低储层伤害钻井固井、高可靠性录井测井试井、多井型高效分段压裂、低套压-控压排采管控等工程技术取得重要进展;发展构建新疆煤层气大规模高效勘探开发地质适配性技术体系是第4个突破方向。开展先采气后采煤、煤层气与煤共采、煤层气与原位富油煤共采,推动中浅部煤层气与煤炭协同勘探开发;开展煤系叠合型气藏开发、煤层气与煤系气共探共采、煤系全油气系统勘探开发,推动深部煤层气与油气协同勘探开发,已有关注和探索;煤层气与煤、油气共探共采是第5个突破方向。成果试图为新疆煤层气大规模高效勘探开发提供技术支持和工程决策参考。

煤层气系统的定义、内涵、形成及应用——以鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤层为例

煤层气在温度、压力和应力等敏感地质要素的作用控制下形成煤—气—水强耦合系统,深刻理解该系统对加快发展煤层气赋存地质理论、高效推进煤层气勘探开发具有重要意义。为此,提出了煤层气系统的基本概念,并在明确煤层气系统的基本要素基础上,研究了煤层气系统形成过程及基本特点,总结分析了煤层气系统储层压力、地层温度、地下水化学特征和煤层气的赋存状态、构成、含气饱和度以及生产特征,最后以鄂尔多斯盆地煤层气为例,分析了煤层气系统在空间上的展布规律。研究结果表明:①煤层气系统应考虑的基本要素包括煤层及其与之相关联的地层压力系数相近的煤系其他岩层、盖层系统以及相近地层压力系数下的煤层气/水流体系统。②储层—盖层—流体3大要素与系统环境演化的耦合决定了不同深度煤层气系统的煤—气—水的赋存状态。③以煤层气赋存状态等为主要依据将煤层气系统划分为“两带”,两带为改造带和原生带,其中改造带对应于通常意义上的浅层煤层气,原生带对应于深层煤层气;原生带进一步划分为吸附气为主带(原生A带)、游离气—吸附气带(原生B带)、吸附气—游离气带(原生C带)。结论认为:①改造带煤层气主要以向斜控气模式为主,原生带煤层气特别是原生B带、原生C带应重视圈闭区的勘探;②鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤层气系统自东西两翼至中部由改造带—原生A带—原生B带—原生C带依次转变,盆地中部主要为原生B带及原生C带煤层气。

微波强化煤层气井压裂开采的物性规律

为探究微波加热对煤岩性能的影响,通过室内实验及数值模拟方法对微波作用下煤岩的升温及致裂规律进行研究。研究表明:煤岩含水率对微波加热效果有直接影响,且岩体内温度的升高速度具有各向异性,导致煤岩各部位受热不均,从而产生热应力;微波功率越大,煤岩破碎越严重,微波作用于压裂后的煤岩,可使人工裂缝进一步扩展;压裂液中的添加剂也具有改善煤岩介电性能的功效,滑溜水压裂液增产效果显著,有望代替KCl活性水对煤层进行高效增产技术改造。在施工初期采用水力压裂技术,使压裂液尽可能充填到裂缝深处,可增强煤层介电性能;在施工后期选用微波加热技术,可强化煤层气开采效果。该研究对煤层气的重复压裂工艺具有重要的参考价值。

深部煤储层孔裂隙结构对煤层气赋存的影响-以鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块为例

深部煤储层孔隙–裂缝结构对深部煤层气资源潜力评价和勘探开发具有重要意义。选取鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块DJ57井本溪组5个煤岩样品为研究对象,在煤岩煤质参数测试的基础上,采用气体吸附法、高压压汞法和微米CT扫描等测试手段,对深部煤储层中的纳米级孔隙-微米级裂缝进行多尺度定量表征,综合评价不同尺度的孔裂隙结构特征。再结合渗透率和甲烷等温吸附试验,探讨了微观孔裂隙对深部煤储层中煤层气的赋存和渗流的影响。研究结果表明:基于多种孔隙表征方法对深部煤储层孔裂隙进行多尺度定量表征,其孔裂隙体积分布类型主要以“U”型为主,呈现出微孔与微裂缝并存双峰态,主要集中在0.3~1.5 nm和>100μm的范围内。其中,微孔(<2 nm)、介孔(2~50 nm)、宏孔(50 nm~10μm)和微裂缝(>10μm)体积平均分别占总孔裂隙体积的80.18%,6.70%,1.65%和11.47%。随着微孔发育而吸附气量呈增大的趋势,微孔可以提供大量吸附点位,为深部煤层气的吸附和赋存提供场所。随着微裂缝发育而游离气量呈增大的趋势,微裂缝可以提供大量储集空间,为深部煤层气的富集提供空间条件。此外,微裂缝在三维空间中相互连通,形成网状结构,连通性强。随着微裂缝越发育,煤储层渗透率越大,微裂缝增强了煤层气的渗流能力。纳米级孔隙和微米级裂隙发育特征分别控制着深部煤层气吸附能力和开发潜力。

深部煤层气水赋存机制、环境及动态演化

准确认识深部条件下气体和水分的赋存状态、相对含量及分布特征,对煤层气高效勘探开发具有重要指导意义。基于理论模型、分子模拟和气水演变分析,明确了煤层中气、水的赋存状态,揭示了气、水动态运聚界限和动态演化过程。考虑煤-水界面作用、水的可动性及赋存状态,煤中水可分为可动水(重力水和毛细水)、束缚水(吸附水、沸石水、结晶水和层间水)、结构水,其中毛细水、重力水和吸附水由孔隙主导,沸石水、结构水、结晶水和层间水由矿物主导。分子模拟结果显示,水分子在0.7 nm孔隙中可以饱和充填,吸附和解吸路径一致,在更大孔隙中出现弱吸附层和自由态。水分子吸附过程表现为单分子含氧基团吸附、单层强吸附、多层弱吸附、水团簇形成和充填孔隙等阶段。甲烷分子在1.5 nm孔隙可存在3层稳定充填吸附,在较大孔隙中(>1.5 nm)即以单层吸附和游离态共存,游离态在介孔及更大孔隙中普遍存在。结合上述吸附-游离气存在界限,改进了游离气和吸附气理论计算公式,为含气量计算提供新思路。深部热成因煤层气是煤大规模生排烃之后的残余气,在排烃过程中发生气驱水和水分蒸发扩散,残余水分为束缚水和结构水,后期无法改变。假定静水压力20 MPa,在0、5、10、15和20 MPa储层压力下,外来水分可入侵最大孔径为7、9、13、27 nm和不侵入。受差异保存条件控制,煤成气除了形成超压和欠压等差异含气系统外,还可能在煤系形成多类型含气模式。上述研究明确了煤层气、水微观赋存机制及形成演化模式,对深部煤层气富集特征及高效开发设计具有指导意义。

西山煤田煤层气井水力压裂效果剖析及启示

水力压裂是改善煤层渗透率的常用方法,其改造效果直接影响煤层气井的产能。详细观测了西山煤田屯兰区块5口煤层气井的井下揭露煤层及裂隙展布情况,并联合体视镜、扫描电镜和显微CT等研究煤体结构、微裂隙、石英砂和煤粉的分布特征,结合区域地应力和水力压裂施工参数,剖析煤层气井的压裂效果。研究结果表明:水力压裂产生的宏观裂隙形态复杂多样,包含水平型、垂直型、X型和T型。距离煤层气井筒越近,煤体越破碎,以碎裂煤和碎粒煤为主,水力压裂裂隙发育,远离煤层气井筒的煤体主要是原生结构煤,以原生裂隙为主。石英砂主要铺置在水平裂隙内,仅有少量分布在T型裂隙内。石英砂与煤的裂隙面强烈摩擦、碰撞和嵌入,与压裂液破裂煤体叠加形成大量煤粉,造成煤粉裹挟石英砂堵塞裂隙。宏观裂隙内的煤粉主要受水力压裂时煤体破裂、压裂液冲刷煤体及石英砂与裂隙面摩擦而产生,微观裂隙内的煤粉在煤体破断时产生。煤粉与石英砂混合堆积在裂隙内,对携砂液产生巨大阻力,造成石英砂无法向煤层气井的远端运移。地应力的大小和方向、煤层及顶底板的强度是影响水力压裂裂隙张开与延展方向的重要因素,携砂液黏度低无法悬浮石英砂,容易造成石英砂与煤粉聚集堵塞裂隙。

原位储层生物地球化学评价及其对煤层气开采的指示意义——以沁水盆地南部柿庄南区块为例

煤储层是微生物生存代谢的良好场所,其中与碳循环相关的微生物群落普遍存在,但微生物的地理分布与代谢表达尚未与储层建立有效联系。通过微生物代谢难以在自然条件形成有效气藏,但微生物群落受有机物供给、环境条件等影响,对储层原位环境与煤层气保存条件形成良好响应。沁水盆地南部煤层气资源丰富,是我国最早实现煤层气商业开发的区域之一。以沁水盆地南部柿庄南区块为例,通过研究区储层水的生物地球化学特征与生物基因测序,分析离子质量浓度、溶解无机碳同位素、硫酸盐同位素和微生物丰度与多样性,以产甲烷菌、硫酸盐还原菌等微生物为依据评价储层环境条件。研究表明,储层地球化学受水岩作用、离子交换和微生物代谢等因素影响。较高的钠离子和碳酸氢根离子质量浓度说明储层为相对还原环境或滞留条件。硫酸盐还原菌和产甲烷菌在降解煤过程中发挥协同作用,但硫酸盐还原菌在硫酸盐满足代谢需求时与产甲烷菌竞争可用底物占优而抑制产甲烷菌代谢。硫酸盐同位素、溶解无机碳同位素以及微生物丰度和多样性等可表征上述微生物间的共生关系与储层环境条件。硫酸盐还原作用活跃而产甲烷作用不明显的区域不具备有效保存煤层气的条件。相对还原或滞留的储层环境适宜产甲烷菌代谢,也是煤层气保存的有利区。研究认识丰富了储层生物地球化学评价方法,指导了煤层气勘探开发有利区优选,为我国煤层气生物工程的现场实施提供理论基础与方案指导。

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。

云南省煤层气产业发展现状及路径研究

开发利用好煤层气是实现资源清洁高效利用、保障煤矿安全生产的重要路径,云南省煤层气研究起步早但进展缓慢,目前总体处于开发试验阶段。立足国家高度重视能源资源安全、鼓励煤炭清洁高效利用、支持煤层气产业发展的总体背景,根据云南省煤层气资源禀赋及政策支持力度的实际,综合阐述煤层气产业发展对云南省的重要意义,总结梳理了云南省煤层气产业发展的现状及发展前景,归纳分析了存在的主要问题,提出了下一步发展的路径,为行政规划决策以及技术业务发展提供基础依据。

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。