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。

四川盆地上二叠统龙潭组深-超深部煤层气资源开发潜力

准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县和延川南区块1000~2500 m埋深煤层气井实现高产气流突破,昭示了深部煤层气开发的巨大潜能。四川盆地上二叠统龙潭组薄-中厚煤层群(7~15层)主体埋深2000~4500 m,川中一带北倾单斜,局部发育低幅隆起,煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部,具备支持“增储上产”国家天然气发展战略的强大潜力。研究表明:(1)龙潭组煤系煤-泥岩互层频繁,煤层多,累计资源量大,19号煤层侧向发育稳定(平均3.2 m;>4 m有利面积700 km^(2));(2)煤的热演化程度高(2.53%~3.18%),生烃能力强,煤系气测全烃显示良好,2500 m埋深处实测含气量16.64~17.61 m^(3)/t,含气饱和度达138%~151%,游离气含量4.84~5.60 m^(3)/t;(3)川南800 m以深实测储层压力系数>1.1,川中一带预测储层压力系数>1.8,为潜在的异常超高压储层。立足四川盆地煤层深-超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征,借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验,以19号煤层为风险勘探目标,落实资源潜力和气藏特征,探索构建深-超深部薄煤层立体勘探开发技术体系,对煤层气规模化建产意义重大。

沁水盆地深部软煤煤层气开发实践

我国煤层气开发主要集中在煤层深度小于1200 m的区域,埋深大于1500 m的深部煤层气开发未取得实质性突破。针对深部软煤井壁稳定差、压裂改造难的问题,对沁水盆地深部软煤煤层气的开发开展了一系列技术攻关。研究结果表明:钻井过程中使用“氯化钾聚合物+井眼强化剂”钻井液体系,可有效控制煤层相对井径扩大率。使用16~18 m 3/min超大排量、高液量、高砂量光套管压裂工艺,配合降阻剂来降低施工摩擦阻力,细砂、中砂、粗砂占总砂量体积比分别为15%、70%、15%,加砂量占总携砂液体积比自3%开始每次提高1%,可实现对深部软煤的充分改造,裂缝动态半长最大达到322.51 m,大幅提高了单井控制面积,排采产气效果良好。

液化石油气增产技术发展及现状探讨

液化石油气(LPG)增产技术能有效增大油气泄流面积、改善油气流动、提升排液效果、减小储层伤害、降低水资源消耗,但因设备、安全、成本、油价等多因素影响,暂未能全球推广。基于此,简要回顾其技术原理,着重对发展历程、趋势及应用案例进行介绍。

河南省深部煤系气与地热资源协同共采技术思路探讨

河南省深部煤系气资源潜力巨大,但煤系气储层普遍具有低压、低渗、低饱和特性,同时发育煤层普遍具有构造煤特征,深部煤系气勘查开发存在较大不确定性风险。为了降低深部煤系气勘探开发风险,提高资源综合开发利用效益,结合河南省深部煤系气与地热资源赋存特征,对河南省深部煤系气与地热资源协同开采问题进行了一些思考,分析了目前深部煤系气钻井工艺、井身结构以及排采工艺流程,同时结合地热资源开发利用新技术,针对气、热协同共采过程中存在的冲突点提出了技术及工艺流程改进思路,为实现河南省深部煤系气与地热资源协同共采目标进行了有益的探索。

华东地区深部煤层气资源与勘探开发前景

华东地区深部煤层气勘探开发对保障区域能源需求、优化地区能源结构、实现“双碳”目标具有重要意义。基于系统调研和前期研究积累,总结了华东地区煤层气及瓦斯抽采现状,分析了该地区深部煤层含气特征与资源潜力,探讨了已有深部煤层气勘探开发技术在华东地区的适用性,讨论并预测了华东地区深部煤层气勘探开发潜在有利区,最后提出了华东地区开展深部煤层气勘探开发的优势和挑战。已有研究结果表明:华东地区针对煤矿区及构造煤的煤层气勘探开发技术储备良好,形成了煤矿区煤层气开发“淮南模式”与构造煤煤层气顶板水平井分段压裂开发技术。华东地区深部煤层具有含气量高(大于10 cm^(3)/g)和含气饱和度高(大于80%)的特征,两淮矿区深部煤层气预测地质资源量占绝大多数,2000 m以浅高达8984.69×10^(8)m^(3),表明两淮地区深部煤层气具备良好的资源优势。深部煤层气的水平井等开发方式及造洞穴应力释放、水力割缝等增产工艺在华东地区具有较大的应用前景,淮南煤田潘谢矿区可作为华东地区深部煤层气勘探开发先导试验区。华东地区深部煤层气工作程度低,需要开展区域性的深部煤层气资源评价与典型地区成藏规律的深入解剖。

煤层含气量预测中的机器学习算法优选

准确预测煤层气含量对煤层气开发具有重要指导意义。机器学习方法对提高煤层含气量预测精度有良好的效果。因此,筛选出一套可以准确且高效预测煤层含气量的机器学习算法就显得尤为重要。基于文献调研结果,选取了深度神经网络(DNN)、卷积神经网络(CNN)、深度信念网络(DBN)、深度交叉网络(DCN)、传统梯度提升树(GBT)、分类梯度提升树(CatBoost)和随机森林(RF)7种机器学习算法开展煤层含气量的预测;选取了测井响应特征、煤质参数和煤层储层特征作为机器学习模型的输入变量。采用DBSCAN聚类算法进行离群值的鉴别与剔除工作。基于统计学显著性检验结果,DCN模型是煤层气含量预测的最佳模型,其平均绝对百分比误差为3.7826%。本研究为煤层气勘探及储层评价提供了新的思路与方法,研究中涉及到的建模策略及思想可用于解决地球物理、石油工业中的其他问题。

沁水盆地榆社武乡区块深部煤层气地质特征研究及可改造性评价

位于沁水盆地中东部的榆社武乡区块,煤层气资源储量丰富,煤层埋深大于1000m的区域占整个区块的三分之二,高温、高压及低渗的储层特征对煤储层的孔渗性、吸附性以及含气性等地质条件具有极大影响,从而影响到煤层气的后期开发。以榆社武乡区块为研究对象,在对其深部煤储层物性及含气性等地质特征进行深入研究的基础上,划分了研究区深部煤层气可改造性等级;同时,基于研究区改造性等级划分结果,认为优等可改造区采用小井网的定向井组即可实现扩产目的,良好可改造区采用水平井和直井耦合模式可实现扩产目的,而差等可改造区要可实现扩产需采用水平井为主的开发方式,为研究区深部煤层气下一步规模开发提供了地质支撑。

鄂尔多斯盆地东部深层煤层气成藏地质条件分析

鄂尔多斯盆地东部目前的煤层气开发深度浅于1200m,丰富的深部煤层气资源有待勘探开发。鉴于此,本文分析了区内深部煤层赋存特征、热演化程度、煤层含气量及其分布规律。认为上古生界埋深的总体分布格局与两个向西凸出浅埋带的叠加,可能导致煤层含气性和渗透性区域分布格局的进一步复杂化。发现上古生界煤阶区域分布格局与煤层埋深类似,指示深成变质作用对区域煤阶分布起着主要控制作用。预测了深部煤层含气量的分布格局,认为煤层埋藏一旦超过临界深度时煤层含气量随深度的加大反而有所降低。建立了自生自储、内生外储两类煤成气藏模式,认为吸附型煤层气藏与游离型煤成气藏的共生为合采提供了丰厚的资源条件。

鄂尔多斯盆地深部煤层气吸附能力的影响因素及规律

煤层气等温吸附实验结果表明,煤层对甲烷的吸附能力主要受储层压力、温度的双重影响,过去的研究主要关注煤层气吸附量随埋深(压力)的增大而增大的变化趋势,而对深埋带来的温度升高导致煤层气吸附量减少则关注不够。为此,以鄂尔多斯盆地某深部煤层为例,进行煤层气高温、高压吸附实验,以研究其吸附量随埋深的变化趋势,从而指导煤层气资源评价与目标优选。结果表明:①等压条件下,煤层的甲烷吸附量随温度增高呈线性降低,高温、高压阶段温度增加引起的吸附量降低更为显著;②受温度和压力的综合作用,在较低温度、压力条件下压力对煤层吸附能力的影响大于温度的影响,在较高温度、压力条件下温度对煤吸附能力的影响大于压力的影响;③深部煤层气的吸附量随埋深增加呈快速增大、缓慢增大、逐步减小的变化趋势,最大吸附量深度为900～1 600m。该认识有别于过去认为随深度增大煤层吸附量持续升高的传统观点。

深部煤层气“有效支撑”理念及创新实践--以鄂尔多斯盆地延川南煤层气田为例

中国先后在鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、滇东黔西等地区进行了深部煤层气的开发试验,虽然在提高单井产量和提升现有低产低效井产能方面取得了新进展、新突破,但尚未形成系统的、能够有效指导深层煤层气勘探开发实践的理论和技术。为此,基于鄂尔多斯盆地延川南深部煤层气田多年来的勘探开发实践,针对提高煤层气单井产量和提升现有低产低效井产能的难题,通过强化煤岩特性、裂缝延伸、气体解吸—渗流机理等基础研究的再认识,开展了大量现场储层改造攻关试验。研究结果表明:①该区煤岩天然割理裂隙发育、水平应力差异系数小,缝网足够复杂,造成强滤失,导致支撑短,井下揭示支撑主缝不足30 m,常规压裂方式难以形成长距离有效支撑裂缝是导致该区深部煤层低产、低效的根本原因;②创新提出“有效支撑”理念,即极大限度地延长高效导流通道沟通煤岩裂缝,实现主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填达到“远支撑”目的;③开展了“远距离运移、高效率推进、大规模铺砂”等先导工艺试验,优化形成了以“大排量、大液量、大砂量”为关键参数的有效支撑压裂技术,并在该区实现规模化应用,实施开发井33口,建成产能1.44×10^(8)m^(3),其中定向井单井稳定日产气量超过1×10^(4) m^(3),水平井单井稳定日产气量(2.5~6.0)×10^(4) m^(3),实现了深部煤层气高效开发重大突破。结论认为,“有效支撑”理念及压裂技术的工业化应用,将充分释放我国深部煤层气30×10^(12) m^(3)的煤层气资源,进一步推动天然气结构优化调整,助力我国能源结构改善。

论深部煤层气基本地质问题

深部煤层气资源是中国煤层气产业规模性发展的重要基础,但目前关于"深部"的含义、定义、特殊性等基本地质问题尚无明确表述。前期探索成果显示,深部煤储层地质条件的特殊性起源于较高的地应力和地层温度,由此导致深部煤层可压缩性高、渗透性低和弹性低。研究认为:在科学层面,煤层气领域的"深部"不仅是一种深度,更重要的是一种状态,这种状态取决于地应力、温度及煤(有机)储层三重地层状态;在操作层面,定义深部与浅部之间的临界深度,需要考虑地应力状态转换、煤吸附性(含气量)和煤岩力学性质三重地质因素。近期研究进展为解决本领域基本地质问题提供了新的启示,阐释游离气量在深部低阶煤储层含气量中的重要性,探讨深部煤层气可解吸性与产出阶段敏感性之间关系,分析变孔隙压缩系数对深部低阶煤储层渗透率的深刻影响,建立基于成藏效应的深部煤层气有利区优选方法。今后几年期间,深部煤层气勘探开发仍需解决4方面地质问题:1深部煤层气资源潜力深化评价与再认识;2深部煤储层可改造性及其与深部基本地质特点的耦合效应;3深部应力场、温度场、化学场作用下煤层气高效开采技术原理的地质控制;4深部煤系"三气"共生特性、共探方法与共采有效性地质评价。问题的实质,在于发展出一套适应于深部地层条件的煤层气勘探与开发地质技术方法。

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气井压裂工艺及实践

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气(埋深大于1 200m)资源丰富,是下步煤层气勘探、开发的重点。与浅部煤层压裂相比,深部煤层压裂存在诸多挑战(地应力、闭合应力、破裂压力高,岩石力学参数复杂等)。通过对比现有煤层压裂工艺,以鄂尔多斯盆地东部深部煤层(埋深约2 000 m)为例,探索了采用油管+循环滑套+封隔器+喇叭口施工管柱和低浓度线性胶压裂液体系对深部煤层进行压裂作业,施工比较顺利,见气快,产气效果比较理想(产气量大于800 m3/d)。通过2口井的现场作业实践,证明了该工艺技术简单、易行、有效,为后续深部煤层气的勘探开发提供可借鉴的工艺技术。

延川南深部煤层气勘探开发面临的挑战和对策

深部煤层气资源潜力大,是我国煤层气勘探开发的一个重要领域。历经十多年的攻关探索,中国石化华东油气分公司在深部煤层气地质理论研究以及低成本勘探开发产能实践方面取得了积极进展,建成了国内首个投入商业开发的延川南深部煤层气田,建立了深部煤层气富集高产的“五要素”协同控制地质理论,制定了深部煤层气精细化的排采制度,集成了深部煤层气低成本工程工艺技术,建立了深部煤层气气藏动态评价分区管理技术等多项煤层气低成本勘探开发技术,基本形成了深部煤层气开发技术策略,探索出了一条经济有效的勘探开发模式,实现了深部煤层气的效益开发。但我国深部煤层气勘探开发尚处于起步和探索阶段,延川南深部煤层气勘探开发实践中仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战:①深部煤层气地质非均质性强、开发工程技术不完全适应于特有的地质特征变化;②部分气井稳产期较短、递减较快,长期低效生产;③纵向资源有待进一步评价,气田储量动用程度不充分。针对以上难题提出了3点对策:①创新适用于深部煤层高应力低渗地质条件下的有效规模压裂改造工艺技术研究,实现增产、降本、增效;②深化低效主因分析,以解堵、疏导为治理方向;③加强深部煤层气资源潜力评价以及适用性的开发工艺技术,提高储量动用保持气田活力。

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m^(3)/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。

延川南深部煤层气地质工程一体化压裂增产实践

深部煤层气作为非常规天然气勘探开发的一个新领域,资源潜力巨大,但效益开发面临极大挑战,如何进行高效开发是当前亟待解决的难题。针对深部煤层气储层改造困难、支撑裂缝短的问题,基于储层压裂改造适用性分析优化压裂体系,延川南煤层气田开展了地质工程一体化储层改造关键技术攻关,取得了较好效果。研究表明:①深部煤层气资源潜力大,含气量较高,介于13~20 m^(3)/t,但开发难度较大,单井日产气量较低,介于0~500 m^(3),储层改造困难;②根据井下观测,现有活性水压裂工艺技术有效支撑裂缝主要集中于井筒8 m范围以内,主缝延伸一般不到30 m;③深部煤层压裂应以形成有效长距离支撑、高导流能力的规模人工裂缝作为主攻目标,提高加砂强度配合大排量,同时研发“低密度、长运移”支撑剂,平均单井日增产气1800 m^(3),为解决深部煤层气开发提供了新的思路。

中国深层煤层气勘探开发进展、关键评价参数与前景展望

中国煤层气产业经历了近30年发展,已初步实现了由中高煤阶向低煤阶、浅层向中深层煤层气的勘探开发突破。中国深层煤层气资源量丰富,是下一步天然气增储上产的重要接替领域。为了实现深层煤层气资源规模有效动用,在总结近年来深层煤层气勘探开发成果的基础上,分析了深层煤层气地质、工程与管理等关键评价参数,指出了中国现阶段深层煤层气勘探开发在资源、技术、成本、管理和理念等方面面临的问题,提出了深层煤层气效益开发的关键对策。研究结果表明:①中国近年来在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地取得了深层煤层气勘探突破,深层煤层气将成为中国天然气增储上产的战略接替资源;②不同煤阶煤层吸附气量存在最大临界深度带,超过临界深度带后煤层处于饱和吸附状态,游离气比例逐渐增加,深层煤层气吸附饱和度达到100%;③不同煤阶煤岩随深度增加应力敏感性增强,900 m以深煤岩渗透率小于0.1 mD;④煤层厚度、煤岩热演化程度、煤体结构、保存条件、煤岩力学特性、应力场、压裂规模、动液面、临储比等是深层煤层气地质、工程与管理制度等评价的关键参数;⑤中国深层煤层气勘探开发面临着资源家底、适配性技术、效益开发、矿权新政、管理理念等问题。结论认为,中国深层煤层气要实现规模化商业开发,需加大资源评价力度,攻关效益开发技术,践行一体化全生命周期管理理念,寻求政府财税扶持政策等一系列革新措施,积极推动深层煤层气实现规模效益开发。

深部低阶煤三相态含气量建模及勘探启示——以准噶尔盆地侏罗纪煤层为例

准噶尔盆地低阶煤煤层气资源量巨大,其勘探开发突破是提高我国煤层气产量的重要途径之一。针对该区低阶煤浅部含气性差、深部含气量测试数据匮乏且现有技术手段难以准确测试的状况,从煤层气三相态含气量基本构成出发,开展了低阶煤较高温度和压力条件下甲烷的等温吸附、溶解度、密度和孔隙率等一系列实验,分析了影响甲烷吸附气量、溶解气量和游离气量的相关因素,构建了深部低阶煤吸附气、溶解气和游离气三相态含气量的计算模型。以准噶尔盆地低阶煤储层为例,利用该模型计算的结果显示:三相态含气量构成以吸附气量和游离气量为主,溶解气量所占比例较少;随埋深增加和含水饱和度降低,含气量构成序列由吸附气量高于游离气量转换为游离气量高于吸附气量;含水饱和度越低,其相对含气量转换深度越浅。综合分析后认为,该区深部低阶煤气体构成以游离气为主,煤层气勘探的思路则要以寻找圈闭和局部构造高点为主。

大宁–吉县区块深层煤层气成藏特征及有利区评价

鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块下二叠统太原组埋深大于2000 m的8号煤是国内首个千亿方级别的深层煤层气田,但是深层煤层气成藏特征尚不明确。综合应用地质、测试、生产资料,开展深层煤层气成藏特征及有利区评价2方面研究。结果表明:研究区深层煤储层全区发育、厚度大、热演化程度高、两期成藏及古热流体侵入,使其具备大量生烃的条件;深层煤储层裂隙、微孔广泛发育,储层具备吸附气和游离气共同赋存的条件;顶底板以灰岩及泥岩为主,封盖能力强,具备游离气保存条件;深层煤层气具有“广覆式生烃、高含气、高饱和、高压束缚游离气与吸附气共存”的赋存特征。建立了深层煤层气“地质–工程”双甜点识别指标体系12项,划分了3类工程–地质甜点区,其中,地质–工程Ⅰ类甜点区位于研究区的西北部,地质–工程Ⅱ类甜点区位于研究的中部,地质Ⅱ类–工程Ⅰ类甜点区位于研究东北部和南部;在地质–工程Ⅰ类甜点区内实施的JS-01井自喷生产,最高日产气9.4~9.7万m^(3),展现了良好的上产潜力。研究成果有效指导了深层煤层气先导试验区的优选及国内首个千亿方级别的深层煤层气田探明。

深部煤层气储层地质研究进展

深部煤层气资源潜力巨大,将是非常规天然气勘探开发的一个新领域。美国和加拿大部分地区已经成功实现了深部煤层气开发的商业化水平,而中国由于受当前开发技术和经济条件的限制,至今尚未形成规模性的开采。基于对近年来有代表性的学术论著的研究分析,从煤岩孔裂隙结构、吸附解吸性质、气体在煤层中的扩散渗流过程、煤储层的可改造特征等4个方面总结了深部煤层气储层物性的理论研究进展。研究指出深部煤储层处在高温、高压和高地应力的复杂地质环境中,煤储层储渗演化、煤层气吸附-解吸-扩散-渗流平衡关系、煤岩应力应变行为等趋于复杂,开展特殊地质条件下的深部煤储层物性演化机理的研究,对我国深部煤层气资源的勘探开发具有重要的理论和现实意义。