煤层气合采地质研究进展述评

煤层气合采是提高多煤层区煤层气开发效率的重要途径,但成藏作用的特殊性决定合采方式与产能效果复杂多变,高效开发面临较大挑战。我国煤层气地质工作者围绕多煤层煤层气成藏与合采可行性开展大量基础研究与工程实践,取得丰富的阶段性成果,为深化煤层气开发地质理论、推动产业发展提供有力支撑。从叠置煤层气系统成藏机理、合采地质约束条件、合采可行性判识方法、合采储层伤害4个方面,系统分析评述我国煤层气合采地质领域的最新研究进展,以期为后续研究开展、工程实施与产业建设提供参考。主要认识可概括为:(1)深化了叠置煤层气系统成藏的层序控气机理以及成岩作用与地应力的后期改造效应;构建了煤系地下水环境化学封闭指数,为判识含气系统叠置性及流体动力条件提供了新的参数,结合流体压力剖面识别出3类含气系统叠置地质模式(增长型、衰减型和稳定型);进一步将叠置煤层气系统理念扩展到煤系气范畴,提出煤系复合储层叠置含气系统“共采兼容性”理论与方法体系,并应用于煤系气合采先导示范工程,取得初步应用成效;(2)华北石炭-二叠系(太原-山西组)与黔西-滇东上二叠统(长兴-龙潭组)是煤层气合采研究与工程实践的热点区域(层域),压力系统及渗透性差异是合采中最受关注的地质因素。华北山西组、太原组的水动力系统与供液能力差异是制约合采效果的重要因素,黔西-滇东地区合采煤层的最大层间跨度、累计煤厚、煤体结构受到更多关注,表层水干扰是制约织金区块煤层气合采效率的关键;(3)产能分析、物理模拟、数值模拟、产出水地球化学分析是煤层气合采可行性与干扰判识的重要方法,提出了基于产出水地球化学解析合采井产出水源和判识干扰程度的基本思路、技术图版和评价流程及基于产能曲线分峰剥离的产层贡献分析方法,技术方法的不断成熟、创新为煤层气合采方案、工艺优化与效率提升提供了有力支撑;(4)煤层气合采对地质条件与工程扰动更为敏感,易诱发储层伤害,涉及产层暴露诱发的贾敏效应与气锁伤害,压力系统与渗透性差异诱发的应力与速度敏感伤害。均一化储层改造、分压力系统开采(分时间或分空间)、精细化排采设计与管控是降低储层伤害的有效途径。

多层叠置含气系统煤层气合采储层流体动态响应特征

为研究多层叠置含气系统煤层气合采过程中储层流体动态响应特征,利用具有自主知识产权的多层叠置含气系统煤层气合采物理模拟试验装置,开展层间压差分别0.2、0.4和0.6 MPa的合采试验,分析了合采过程中的储层流体动态响应特征。研究结果表明:储层压力演化具有阶段性变化特征,储层压力变化曲线分为骤降型、屏蔽型和倒灌型。合采初期会发生层间干扰,使得流体运移呈现离心流变化特征,表明煤层气发生反向流动。在进行合采时,井筒连通了不同的能量体,煤储层系统之间能量动态平衡状态遭到破坏,使得流体从高能量含气系统向低能量含气系统转移,使得流体运移被抑制或屏蔽,而随着含气系统间流体能量差异的增大,则高能量系统的流体倒灌进入较低能势系统中。层间压差增大,层间干扰现象显著,合采兼容性变差,储层压力回升幅值增大,储层流场离心流范围增大,储层伤害面积增广。层间压差分别从0.2 MPa增加至0.4 MPa和0.6 MPa时,煤层气倒灌量分别从0.42 L增加至3.73 L和7.97 L,合采累积流量从218.74 L减小至208.61 L和192.21 L。

煤层气多层合采解吸叠加效应分析方法与实践——以黔西小屯井田为例

【目的】煤层气多层合采是提高单井产量的重要手段,但开发实践表明煤层气合采效果与控制因素复杂多变,面临产气贡献判识、产气潜力预测、产层组合优化等技术难点。不同煤储层解吸产气的叠加性决定着煤层气合采能否取得高产。【方法】提出解吸次序判断、解吸区间叠加性与解吸阶段匹配性分析、井控可解吸量预测的煤层气合采解吸叠加效应分析方法,并以黔西小屯井田为例开展应用研究。【结果和结论】结果表明,该区煤储层具有吸附能力强、含气饱和度低、临界解吸压力低的特点。煤层气产层可划分为2套解吸系统,上部解吸系统的解吸次序为6上、7、6中与6下煤,下部解吸系统的解吸次序为34、33煤。以生产过程动液面变化为刻度,分析煤层气合采过程中各煤层的解吸历程,发现6上、7、6中、6下煤在45 m的动液面范围内能够同步解吸,33煤与34煤在92 m的范围内能够同步解吸。基于等温吸附曲线揭示各煤层解吸阶段的匹配性,由于临界解吸压力低,各煤层解吸后直接进入敏感解吸阶段,解吸效率高且匹配性好,有利于高产,但存在压降空间不足,排水周期长等弊端,对煤储层改造和排采提出更高要求。井控可解吸量及其时变曲线预测表明,当解吸系统内部所有产层同步解吸时,将迎来解吸高峰,此阶段上部系统井控可解吸量378.09万m3,日均4.20万m3,下部系统井控可解吸量199.11万m3,日均1.08万m3。上下2套解吸系统均显示了良好的解吸叠加效应,分别构成两套有利合采产层组合。该方法可为煤层气合采产气贡献识别、产气潜力预测与产层组合优化提供参考依据。

叠置煤层气系统合采渗透率动态演化特征及其影响因素

针对“叠置煤层气系统”这一煤层群地层中普遍发育的煤层气成藏模式,借助重庆大学自主研制的“叠置煤层气系统合采物理模拟实验装置”,设计Ⅰ号、Ⅱ号、Ⅲ号、Ⅳ号模拟煤层的初始气体压力分别为1.0,1.4,1.8,2.2 MPa,通过叠置含气系统煤层气合采物理模拟实验,分析了合采过程中煤层渗透率动态演化特点及其影响因素。结果表明:①合采过程中模拟煤层渗透率变化曲线可分为两类,一类以渗透率先上升后下降再上升为特征,以Ⅰ号和Ⅱ号煤层为代表;另外一类以先下降后上升为特征,以Ⅲ号和Ⅳ号煤层为代表;②合采初期,渗透率差异系数变化显著,中、后期变化不明显,模拟开采结束时Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ号煤层相对于Ⅳ号煤层的渗透率差异系数分别为37.5%,26.5%和13.6%,表明合采过程中高储层压力煤层的气体倒灌进入了低储层压力煤层,产生了层间干扰,初期干扰显著,中、后期不明显,煤层受干扰程度随初始气体压力差的加大而增大;③煤层有效应力、煤体温度和煤体变形相互耦合,共同影响着模拟煤层渗透率演化规律,使得4个煤层的渗透率演化呈阶段性变化,其中Ⅳ号煤层渗透率变化影响因素在开采初期以效应力占主导地位,煤体温度和煤体应变分别在渗透率比下降至0.87和0.75时才开始对渗透率演化产生作用。

煤层气井产出水演化路径及产量判识意义——以黔西地区织金区块为例

煤层气井的产出水蕴含着重要的地质与产能信息,揭示产出水的地球化学特征与主控因素,阐明产出水的演化路径及其与产能的内在关系,有助于理解产能的非均质性并为开发方案优化提供依据。近年来,黔西地区织金区块煤层气的勘探开发取得重要突破,这为中国南方多层、薄层状煤层条件下煤层气的开发提供了技术示范,但仍然存在产出水质变化大、产能不确定性高、控产因素不明等问题。通过采集黔西地区织金区块上二叠统长兴组—龙潭组煤层气井的产出水样并开展水文地球化学测试,探讨了水化学特征、演化路径及其产量判识意义。产出水质包括Na-HCO_(3)型与Na-Cl型,前者的总固溶体(TDS)含量为944~2681 mg/L,后者的TDS含量为3603~8800 mg/L。以TDS含量为刻度,水样的5个聚类(聚类①—聚类⑤)代表地下水的滞留程度依次增高。脱硫酸作用、阳离子交换吸附作用、浓缩作用是控制产出水化学特征与演化的主要因素。产出水的水质变化先后经历了氧化条件下补给作用主导的低TDS含量(<200 mg/L)Ca-SO_(4)型水质、还原条件下脱硫酸作用与阳离子交换吸附作用主导的中等TDS含量(900~3000 mg/L)Na-HCO_(3)型水质、高度滞留条件下浓缩作用主导的高TDS含量(3500~9000 mg/L)Na-Cl型水质。产出水的演化可分为还原阶段和封闭阶段,处于封闭阶段的产出水(TDS>3000 mg/L)对应高产井。提取煤层气产量判识的关键水化学指标及其临界值,通过分析TDS含量和Cl^(-)、Na^(+)、Sr^(2+)等特征离子浓度可更有效地判识高产井;借助脱硫系数可更有效地判识低产井。黔西地区织金区块煤层气井的选址应避开地下水径流强烈地带,布设在具有高TDS含量、高Cl^(-)含量、低SO_(4)^(2-)含量的滞留区,珠藏次向斜轴部为布设煤层气井的有利区。水动力干扰及其诱发的低效降压仍是制约直井/定向井多层合采产能效率的重要因素。研究成果可为织金区块煤层气的高效开发与产出水的处理提供依据。