黔北绿塘区块煤系储层特征及煤系气有利开发层段优选

文章通过对研究区参数井龙潭组煤系储层含气性、矿物组合特征、岩石脆性特征及储层非均质性进行分析,探讨该地区煤系气勘探开发的最佳储层选层选段方案。研究表明:煤系储层下段脆性矿物含量较高,岩石脆性明显较好,具备形成复杂缝网的能力,具有良好的可压裂性,且含气性更好,对煤系气的开发有积极作用。

准噶尔盆地侏罗——白垩系煤系与非煤系储层成因模式与孔隙定量预测

根据煤或碳质泥岩发育程度,将准噶尔盆地侏罗—白垩系划分为煤系储层(八道湾组、西山窑组)和非煤系储层(三工河组、头屯河—齐古组、吐谷鲁群)。文章从储层基本特征描述、储层性质的主控因素分析、储层成因模式的建立和储层性质评价与预测等四个方面,对重点地区侏罗—白垩系储层展开研究。认为侏罗—白垩系相对优质储层均为剩余原生粒间孔隙发育型储层,而成岩压实作用强弱是决定粒间孔隙保存的关键因素,由于煤系与非煤系储层物理与化学成岩作用模式与进程有明显差异,其压实作用的表现形式也不同,并导致储层原生孔隙的保存条件有明显差异。同时,煤系储层溶蚀作用主要是对颗粒的溶蚀,并不能有效改善储层的孔隙结构,对渗透率贡献小,甚至在一定条件下起负作用,溶蚀作用产生的副产物对储层的渗透性能也有较大的负影响,从而揭示了非煤系储层三工河组、头屯河组和吐谷鲁群的物性普遍优于煤系储层八道湾组和西山窑组的原因。在明确储层性质控制因素和控制机理的基础上,建立了三大类储层的成因—演化模型,并在此基础上分地区和分层位进行了储层评价和预测,指出了不同渗透率储层的深度界线及相对优质储层的平面分布。

2000m超深煤系储层力学及声发射特征的围压效应

为了研究深部煤系储层物性差异演化,对2 000 m深煤系储层岩体开展单轴、三轴压缩测试及声发射监测,定量分析煤系储层力学参数和声发射特征的围压效应。研究结果表明:尽管煤系储层峰值强度受天然裂缝影响离散性较大,但仍随围压变化表现出很强正向相关性;煤系储层弹性模量随围压的增长程度极为缓慢,当围压从0 MPa升高到50 MPa时,平均弹性模量仅增加2 GPa,且随着围压的升高,模量离散性逐渐降低;煤系储层在高围压下声发射平静期比低围压时的声发射平静期明显增加,说明围压对于煤系储层岩体的裂纹扩展与破坏有抑制作用;随着围压的增加,声发射累计计数与累积释放能量均增加,高振幅事件明显减少,较小振幅事件贯穿于整个岩样的变形破坏过程中;抛物线摩尔库仑强度准则更适用于描述高围压下煤系储层峰值强度变化规律。研究结果可为深部煤系储层煤层气开采和压裂提供理论指导。

煤系储层综合开发中的压裂射孔方案优化研究

针对鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块3种典型的煤系储层岩性组合赋存模式,利用数值模拟方法,分析射孔位置与射孔打开程度对裂缝在层间、层内扩展延伸能力的影响,以裂缝穿层扩展能力和裂缝延伸长度为评价指标,研究了砂岩-煤层接触、砂岩-煤层-泥岩互层和煤层-砂岩-煤层多煤层3种模式下的多储层合层压裂射孔方案,提高煤系储层油气资源综合利用效率。结果表明:层间界面对能量的传播产生明显的负效应;煤层-砂岩-煤层多煤层与砂岩-煤层-泥岩互层式储层的射孔比例以50%~80%为宜;砂岩-煤层接触模式储层适宜采用间接压裂工艺,射孔方案为砂岩的70%~75%+煤层的25%~50%。该研究可为煤系多储层合层压裂射孔优化提供参考。

基于NMR的煤系泥页岩储层渗透率预测及影响因素分析

选取柠条塔煤矿泥页岩作为研究对象,通过核磁共振(NMR)实验,分析讨论了储层孔隙结构及渗透率影响因素,对比了6种核磁渗透率模型,并做出了评价。结果表明:试样的核磁共振T_(2)谱均为单峰模式,其主峰分布在0.1~10 ms内,小孔隙是所有试样的主要孔隙类型。在6种核磁共振渗透率预测模型中,T_(2g)单参数模型的预测效果要优于另外5种模型。孔隙度只是渗透率的控制因素之一,而微观孔隙结构是决定储层渗透率的关键参数。另外,矿物组成对渗透率有一定的影响。

深部煤系储层损伤扩容点的天然裂隙与围压效应及声发射识别

由于天然裂隙的不可重复性,创新采用数理统计方法结合单轴、三轴压缩和声发射试验研究了天然裂隙和围压作用对煤系非常规天然气储层损伤强度的影响及其综合效应特征,并分析了声发射识别对储层损伤扩容点的判别可靠性,结果表明:围压对损伤强度具有线性强化效应,天然裂隙对损伤强度具有先慢后快的非线性弱化效应;获得了体积应变和声发射2种方法下围压和天然裂隙对损伤强度的拟合方程,其中围压起主要作用,天然裂隙起次要作用;受天然裂隙影响,在侧向应变测量点初期激增时,声发射参数法更能反应储层整体情况,所得出的损伤扩容点更具有可靠性.

海陆过渡相煤系页岩气储层微观特征及影响因素——以沁水盆地中东部Y2井为例

为探讨沁水盆地中东部海陆过渡相煤系页岩气储层微观特征及影响因素,采用有机地球化学测试、SEM检测、全岩和黏土矿物X射线衍射分析、高压压汞和低温液氮吸附等试验获取Y2井山西组-太原组泥页岩孔隙微观特征。结果表明:(1)泥页岩中有机质类型为Ⅲ型(腐殖型),总有机碳(TOC)质量分数较高,平均1.79%,经历了较长热演化史;(2)泥页岩中主要发育粒内孔、粒间孔,有机质孔和微裂隙等,黏土矿物和石英中发育大量粒间孔和粒内孔;(3)SEM图像显示,泥页岩孔裂隙形态分形维数为2.34~2.51,非均质性中等;(4)高压压汞和低温液氮吸附试验表明,中孔为研究区泥页岩主要孔隙,对孔体积和孔比表面积影响较大,中孔孔体积、比表面积与TOC、石英体积分数正相关,与镜质组反射率(Ro)成负相关关系;(5)黏土矿物中伊利石对中孔孔体积和比表面积均有积极影响,高岭石则不利于中孔孔体积和比表面积发育。研究结果可为该地区煤系页岩气资源勘探开发提供指导。

陆相煤系页岩气储层孔隙特征及其主控因素

认识储层特殊性并遴选优质层段是进行陆相煤系页岩勘探开发的首要工作。本文运用TOC、Ro、有机岩石热解、XRD、SEM、高压压汞、低温液氮吸附等实验,对大同组陆相页岩储层特征进行定性与定量表征,探讨孔隙结构特殊性及主控因素。结果表明,宁武地区大同组泥页岩厚度大,成熟度中等,具有生烃潜力,按照岩性可划分为4个层段。大同组微纳米孔隙可划分为"双峰型"、"单峰型"和"弱峰型",孔隙比表面积与TOC呈正相关趋势,比表面积与黏土矿物含量正相关,相关性较好,大孔和微孔分别由脆性矿物和黏土矿物提供。陆相页岩孔隙主要受沉积成岩和构造改造影响,分流河道沉积表现为由下至上黏土矿物含量增多,沉积物颗粒变细,泥页岩孔隙度逐渐减小,深湖相沉积表现为由下至上黏土矿物含量降低,碎屑矿物颗粒增多,沉积物颗粒变粗,孔隙度增大,成岩作用对页岩有机质生烃孔隙具有贡献,同时发生压实作用使孔隙率降低,构造改造对页岩气渗流和逸散利弊并存。

DST试井技术在煤系非常规天然气储层应用研究

在分析探讨DST试井测试技术难点基础上,对DST试井封隔器坐封、井下开关井控制等关键技术难题提出了解决方案,对封隔器循环阀等井下工具进行了技术革新,并在煤系非常规天然气共探共采参数井含气储层进行了应用,结果表明:DST试井工具、设备性能稳定,操作方便,试井关键技术环节易于控制,测试成果可靠,其成果对煤系"三气"共探共采区块优选,压裂排采方案设计具有一定的指导意义。

鸡西盆地梨树井田煤系气储层特征及改造工艺探索

煤系中煤层气、致密砂岩气和页岩气叠置组合极具开发潜力,但具有赋存类型多样、成藏组合类型复杂、储层力学性质和工程响应差异大等特点,探索煤系“三气”共探共采技术是实现煤系气经济高效开发的必然要求。研究煤系气储层特征,合理选择目标层位,确定射孔位置,优化压裂施工工艺和参数,实现多类型产气层均衡改造,可最大限度降低层间干扰,充分释放多产气层组的整体产气潜力。本文以鸡西盆地梨树井田HJD1井下白垩统城子河组煤层、煤系泥质岩和煤系致密砂岩互层发育段为研究对象,系统研究了煤系非常规天然气储层特征,优选了煤系气开发有利层段,优化组合了合采产层,探索了与煤系多类型储层特征相匹配的分段射孔、水力压裂工艺,优化了压裂施工流程与工艺参数。结果表明:城子河组煤层与煤系暗色泥岩和砂岩薄互层段含气量高、生烃潜力好,煤系气资源条件优越;优选了煤层与煤层、煤系泥页岩和煤系致密砂岩与煤层、煤系泥页岩-煤系致密砂岩等岩性组合的合采目标层段;优化施工方案为增加射孔段长度(煤层厚度的1.8~6.3倍、砂泥岩含气层厚度的1.2~3.0倍)、提高前置液比例(45%~55%),采用“大液量(1200~1800 m^(3))、大砂量(5.7~10.4 m^(3)/m)、大排量(9.33~10.28 m^(3)/min)、高砂比(7.9%~9.4%)、高注入压力(45.0~46.7 MPa)、多级阶梯式加砂”和投球分压施工工艺,通过煤系多类型储层差异性压裂实现储层均衡改造,达到了较好的体积压裂改造效果。研究工作对煤层群发育区煤系气高效勘探开发具有借鉴意义。

煤系页岩储层多气共采水力裂缝扩展规律试验研究

多岩性组合煤系页岩储层在纵向上交替发育页岩、煤岩及灰岩等多类含气层,压裂后储层间的连通程度与裂缝复杂程度是决定多气共采成败的关键。通过制作模拟煤系页岩储层的多岩性组合层状岩石试样,开展真三轴压裂物理模拟试验,分析了水力裂缝纵向扩展形态及多因素影响规律。试验结果表明:岩性界面、页岩层理及煤岩割理等非连续结构面对水力裂缝垂向扩展具有显著抑制作用,水力裂缝缝高扩展往往呈非对称扩展模式;值为0.1的低垂向应力差系数更易被弱结构面捕获,高垂向应力差系数、高压裂液注入速率有利于裂缝垂向穿层扩展,水力裂缝穿透至煤岩中可激活割理系统形成复杂裂缝网络。试验结果证实了多岩性煤系页岩储层多气共采的可行性,研究结果亦可为认识煤系地层水力裂缝形态及指导现场压裂施工提供参考。

煤系页岩储层水力裂缝穿层扩展规律

深部煤系页岩储层纵向上连续发育多套产层,由于对裂缝扩展形态认识不清,缝高延伸距离短,一体化水力压裂作业无法沟通不同产层。为了提升水力裂缝纵向延伸能力,基于有限元计算平台,采用最大主应力起裂准则,考虑压裂液沿裂缝面横向和纵向流动规律,建立了煤系页岩层状储层水力裂缝三维穿层扩展模型,并研究了层间渗透率差异、主应力条件及岩性界面等多因素对裂缝穿层规律的影响。研究结果表明:根据与岩性界面作用方式的不同,水力裂缝呈现出T形缝、穿层缝、钝化缝和十字缝等4种典型形态;随着层间渗透率差异系数的增大,水力裂缝穿层能力不断降低;层间应力差越小,裂缝穿透岩性界面进入相邻层位的概率越大;当高渗透率隔层和低渗透率储层的渗透率差异系数高于5,或者层间最小水平主应力差高于4 MPa时,缝高延伸至岩性界面,停止扩展。

煤系砂岩储层粒度定量评价图版建立及油气富集区预测——以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡Aih12井区八道湾组为例

为明确煤系薄层砂岩储层油气富集区展布,利用"地质主因分析—测井图版界定—地震定量预测"研究思路,以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡Aih12井区八道湾组为例,分析研究区16口井183个岩心样品的粒度刻度(岩心—铸体薄片交互验证)—测井归位,比较不同粒度储层塑性岩屑体积分数及压实减孔效应,建立基于自然伽玛曲线的煤系砂岩储层定量评价图版并预测油气富集区。结果表明:粒度为煤系砂岩储层质量的关键控制因素,物性、含油性较优的高效储层主要为粒度较粗的(含砾)粗砂岩和(粗)中砂岩;根据砂岩界定标准(38<GR≤80API)、高效储层界定标准(38<GR≤51API),通过自然伽玛曲线反演实现砂地比、高效储层平面展布预测,综合适中砂地比、高效储层和良好烃源岩—储层沟通条件等油气富集要素,优选A-F共6块油气富集区,累计面积为44.8km2,为准噶尔盆地及其他盆地煤系砂岩高效储层定量评价及预测提供借鉴。

考虑动力学扩散作用的煤系气储层渗透率模型

为了预测煤系气开采过程中储层渗透率的演化规律,考虑气体在基质中的动力学扩散作用,基于储层的应力-应变本构关系和渗透率-孔隙率的立方关系,提出了储层的有效应力-渗透率模型,分别建立了储层在常体积和单轴应变条件下的渗透率解析模型。利用现场和实验室测试的渗透率数据,探讨了两种模型的有效性。结果表明,与常体积条件下的渗透率模型和C-M模型相比,单轴应变条件下的渗透率模型能够较好地拟合现场和实验室的渗透率数据,建立渗透率模型须考虑气体在基质中的动力学扩散作用。研究了模型参数对渗透率的影响,结果表明模型参数对渗透率的演化规律以及反弹压力有显著的影响。

煤系地层地震储层预测技术研究和应用:以鄂尔多斯盆地临兴气田太2段为例

临兴气田位于鄂尔多斯盆地东部,已钻井揭示太2段具有良好的勘探开发前景。受沉积相控制,太原组为一套煤系地层,由于煤层与围岩阻抗差异大,会产生低频、连续、强振幅的反射,屏蔽砂岩的有效信号,严重干扰储层预测,同时本区砂岩与泥岩纵波阻抗叠置,利用常规波阻抗反演方法和地震属性难以预测。针对上述难点,首先通过正演模拟方法确定煤层影响范围,然后利用子波分解重构技术去除煤层影响,最后通过构建目标曲线,采用分频反演技术,完成了储层预测,优选了有利钻探目标,L-103井在太2段钻遇15.2m厚的气层,试气获得15.1×104 m3/d的无阻工业气流,取得了新突破,证实煤系地层储层预测技术准确,具有一定的借鉴和推广价值,对开辟鄂尔多斯盆地东部地区天然气勘探新局面具有重要的指导意义。

沁水盆地中东部地区煤系页岩储层测井预测模型研究

本文基于对页岩气储层测井精细解释技术现状的分析研究,以沁水煤田中东部榆社-武乡地区为研究对象,通过对地质资料、测井资料及岩芯测试分析资料的综合分析研究,开展了煤系页岩储层测井响应特征研究,进行了页岩储层测井评价系列优选,其中自然伽马井、自然电位和井径测井参数,可以较好地识别基本岩性,补偿中子、补偿密度和补偿声波测井参数有利于泥页岩孔隙性、渗透性预测。通过测井资料与岩芯测试数据的相关性分析,建立了基于多信息的泥页岩储层矿物含量、地化参数、孔隙度及渗透率预测模型。

大牛地气田D区块山1段三维地震储层预测

大牛地气田D区块山1段储层为煤系储层,煤层产生的强反射掩盖了储层的反射特征。通过地震反射特征和钻井统计分析,认为:煤系储层与煤层的发育在空间上存在一定的互补关系,并且山1段储层发育时地震剖面表现为波形加宽或同轴相增多。以此为基础,通过预测煤层寻找有利储层靶区,再利用针对性的地震储层预测方法技术定性定量地预测山1段储层展布和储层的含气性。预测出3个山1段有利储层分布带,综合储层预测成果与钻井符合率达90%以上。

河南义马地区页岩气储层孔隙非均质性

运用高压压汞、液氮吸附及渗透率测试等实验,利用极差、突进系数、变异系数等参数,表征煤系页岩孔渗特征及孔隙层间非均质性,分析孔隙层间非均质性主控因素。结果表明:河南义马地区上、下石盒子组泥页岩微孔与小孔较为发育,山西组大孔较为发育,分别提供了气体吸附附着面积和储存运移空间;上石盒子组孔容与孔径相对偏差最小,孔隙分布均匀,山西组比表面积相对偏差最小,表面积分布均匀;随围压增大,渗透率不断降低,且满足负指数相关关系;渗透率级差、突进系数和变异系数显示下石盒子组渗透率非均质性较弱,山西组渗透率非均质性很弱,更易于压裂开发。非均质性宏观上主要受沉积物质组成和构造改造作用影响,微观上受成岩演化影响。

霍西煤田义棠矿太原组灰岩储层宏观孔隙度研究

为了评价霍西煤田义棠矿9~#、8~#、7~#煤层上覆K_2、K_3、K_43层灰岩中瓦斯资源,解释灰岩瓦斯大量涌出的现象,并保障后续瓦斯资源的开采,通过野外地质环境调查及矿井井下观测,并结合本区灰岩岩心采取率和钻井漏失量资料分析,最终采用以3层灰岩钻井漏失量的比值关系约束由岩心采取率所得各层灰岩孔隙度的方法,估算得K_2、K_3、K_43层灰岩宏观孔隙度分别为20.10%、14.81%、10.58%。研究成果解释了义棠矿煤系灰岩储层中瓦斯大量涌出的现象。

考虑注液参数影响的水力裂缝穿层扩展判别模型

为准确判别煤系复合储层合层压裂过程中,水力裂缝遇到层间界面时的扩展路径,基于流体流动和固体弹性变形理论及水力裂缝遇到天然裂缝时扩展路径的判别准则,建立了复合储层水力合层压裂裂缝穿层扩展的判别模型;模型重点考虑了压裂液注液速率和黏度对水力裂缝穿层扩展的影响,给出了水力裂缝穿层扩展与沿界面扩展的临界缝压,通过比较井筒水压与2个临界缝压的大小,判断裂缝的扩展行为;通过比较模型的预测结果、压裂试验数据及现场压裂结果的差异,验证了模型的准确性。以临兴区块石盒子组砂-泥岩复合储层为地质背景,研究了注液参数对水力裂缝穿层扩展的影响。结果表明:注液速率及压裂液黏度能够直接影响井筒内的水压,进而改变裂缝扩展路径;注液速率与压裂液黏度越大,越有助于水力裂缝穿层,其中注液速率的影响程度更大;现场压裂施工过程中,主要通过提高压裂液注液速率达到穿层压裂的目的。