Geological Controls on the CBM Productivity of No.15 Coal Seam of Carboniferous–Permian Taiyuan Formation in Southern Qinshui Basin and Prediction for CBM High-yield Potential Regions

Coalbed methane(CBM) resources in No.15 coal seam of Taiyuan Formation account for 55% of the total CBM resources in southern Qinshui Basin(SQB), and have a great production potential. This study aims at investigating the CBM production in No.15 coal seam and its influence factors. Based on a series of laboratory experiments and latest exploration and development data from local coal mines and CBM companies, the spatial characteristics of gas production of No.15 coal seam were analyzed and then the influences of seven factors on the gas productivity of this coal seam were discussed, including coal thickness, burial depth, gas content, ratio of critical desorption pressure to original coal reservoir pressure(RCPOP), porosity, permeability, and hydrogeological condition. The influences of hydrological condition on CBM production were analyzed based on the discussions of four aspects: hydrogeochemistry, roof lithology and its distribution, hydrodynamic field of groundwater, and recharge rate of groundwater. Finally, a three-level analytic hierarchy process(AHP) evaluation model was proposed for predicting the CBM potentials of the No.15 coal seam in the SQB. The best prospective target area for CBM production of the No.15 coal seam is predicted to be in the districts of Panzhuang, Chengzhuang and south of Hudi.

Structure and production fluid flow pattern of post-fracturing high-rank coal reservoir in Southern Qinshui Basin

Field geological work, field engineering monitoring, laboratory experiments and numerical simulation were used to study the development characteristics of pore-fracture system and hydraulic fracture of No.3 coal reservoir in Southern Qinshui Basin. Flow patterns of methane and water in pore-fracture system and hydraulic fracture were discussed by using limit method and average method. Based on the structure model and flow pattern of post-fracturing high-rank coal reservoir, flow patterns of methane and water were established. Results show that seepage pattern of methane in pore-fracture system is linked with pore diameter, fracture width, coal bed pressure and flow velocity. While in hydraulic fracture, it is controlled by fracture height, pressure and flow velocity. Seepage pattern of water in pore-fracture system is linked with pore diameter, fracture width and flow velocity. While in hydraulic fracture, it is controlled by fracture height and flow velocity. Pores and fractures in different sizes are linked up by ultramicroscopic fissures, micro-fissures and hydraulic fracture. In post-fracturing high-rank coal reservoir, methane has level-three flow and gets through triple medium to the wellbore; and water passes mainly through double medium to the wellbore which is level-two flow.

Triple Medium Physical Model of Post Fracturing High-Rank Coal Reservoir in Southern Qinshui Basin

In this paper, influences on the reservoir permeability, the reservoir architecture and the fluid flow pattern caused by hydraulic fracturing are analyzed. Based on the structure and production fluid flow model of post fracturing high-rank coal reservoir, Warren-Root Model is improved. A new physical model that is more suitable for post fracturing high-rank coal reservoir is established. The results show that the width, the flow conductivity and the permeability of hydraulic fractures are much larger than natural fractures in coal bed reservoir. Hydraulic fracture changes the flow pattern of gas and flow channel to wellbore, thus should be treated as an independent medium. Warrant-Root Model has some limitations and can’t give a comprehensive interpretation of seepage mechanism in post fracturing high-rank coal reservoir. Modified Warrant-Root Model simplifies coal bed reservoir to an ideal system with hydraulic fracture, orthogonal macroscopic fracture and cuboid matrix. Hydraulic fracture is double wing, vertical and symmetric to wellbore. Coal bed reservoir is divided into cuboids by hydraulic fracture and further by macroscopic fractures. Flow behaviors in coal bed reservoir are simplified to three step flows of gas and two step flows of water. The swap mode of methane between coal matrix and macroscopic fractures is pseudo steady fluid channeling. The flow behaviors of methane to wellbore no longer follow Darcy’s Law and are mainly affected by inertia force. The flow pattern of water follows Darcy’s Law. The new physical model is more suitable for post fracturing high-rank coal reservoir.

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。

煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明:①断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;②断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;③压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K_(7)砂岩。

沁南煤层气井产能影响因素分析及开发建议

通过比较山西沁水盆地南部57口煤层气井在1.5 a时间内的产气产水特征,分析了影响该区煤层气井产能变化的地质及工程特征因素,并提出相应的开发建议。结果显示:煤层埋深及地下水动力条件、含气量以及气井所处的构造部位是影响沁南煤层气井产能的主控地质因素;开发前的煤储层压裂改造规模、井底流压下降速度以及排采速度是重要工程因素。同时,提出了相应的参数指标:500～700 m的埋深,大于15 m3/t的含气量;早期排水期,采取比较大的降压幅度和比较大的排采冲次,分别为0.022 MPa/d和3.0次/min;出现产气高峰后,开始缓慢降压和降低冲次,分别为0.002 MPa/d和0.4次/min。

沁水盆地南部15号煤层顶板灰岩特征对煤层气开采的影响

煤层顶板的含水性对煤层气的开采有重要影响。沁水盆地南部上石炭统太原组15号煤层直接或间接顶板多为灰岩,其中以K2灰岩为主,连续分布。顶板泥岩较少,呈零散分布。灰岩的富水性对煤层气的排水降压有影响。因此,主要从灰岩的厚度展布、裂隙发育、与煤层的接触关系以及区域水文地质条件讨论其含水性对煤层气产能的影响。研究结果表明:(1)灰岩的含水性一般较弱,但当遇到断层或岩溶陷落柱较发育的部位,可能与其他含水层沟通,富水性较强。(2)15号煤层顶板灰岩的厚度与煤层气井的产水量并无直接关系,其裂隙较发育,但大多被方解石充填,导水和储水性能较差。(3)灰岩与15号煤层的接触关系有两种:一种是直接接触型,灰岩直接覆于15号煤层之上;另一种是间接接触型,灰岩与15号煤之间夹有泥岩、砂岩或14号煤层。直接接触型煤层气井的产水量、产气量比间接接触型高。间接接触型15号煤层直接顶板的岩性、厚度对产气、产水都没有太大影响。

山西沁水盆地南部太原组煤储层产出水氢氧同位素特征

为了研究沁水盆地南部太原组15号煤储层及其顶板灰岩的含水特征及水动力条件,从沁水盆地南部柿庄地区采集了煤层气井排出水、矿井下的煤层水与煤层顶板灰岩水、地表水共51个水样进行氢氧同位素及主要离子浓度测定。结果表明:目前排采15号煤的煤层气井排出水是煤层水和煤层顶板灰岩水的混合水。15号煤储层和顶板灰岩裂隙含水层之间存在较强的水力联系,煤层在排水过程中接受灰岩水的大量补给。煤层顶板灰岩裂隙含水层封闭性较差,水在灰岩裂隙中径流速度较快。煤层顶板灰岩水表现出^(18)O漂移的特点,排采15号煤的煤层气井排出水既表现出^(18)O漂移特点,也表现出D漂移特点,而排采3号煤的煤层气井排出水则主要表现出D漂移特点。煤层气并排出水的δD和δ^(18)O值都与矿化度TDS呈现出一定的正相关性,δD和δ^(18)O值也可以作为判断煤层水径流条件的参考因素。

沁水盆地南部煤层气井排采储层应力敏感研究

为分析煤层气排采不同阶段煤储层应力敏感性及渗透率变化的影响因素,采集沁水盆地南部煤样,开展了不同实验条件的应力敏感实验。结果表明:有效应力从0增加到10 MPa时,煤样渗透率减少了50%~70%;有效应力从10 MPa增加到20 MPa时,损失量仅约占初始渗透率的10%;有效应力低于2.5 MPa时,应力敏感性较强;有效应力增加到3.5 MPa的过程中,渗透率损害系数急剧上升,渗透率损耗为20%~30%;有效应力从2.5 MPa增加到9 MPa时,应力敏感性最强,有效应力从3.5 MPa上升至9 MPa时,渗透率损害系数快速下降,渗透率损耗约60%;有效应力自9MPa之后,渗透率损害系数缓慢下降,渗透率损耗约10%;渗透率损害率介于30%~65%,临界应力为7~11 MPa。有效应力较低且不变时,煤样渗透率随孔隙压力增加而增加。围压不变时,随有效应力下降和孔隙压力增加,煤样渗透率下降,这与有效应力和孔隙压力变化引起的煤储层渗透率变化量有关。

沁南盆地樊庄煤层气田早期生产特征及主控因素

在对樊庄区块煤层气井早期产能空间和时间分布特征分析的基础上,重点探讨埋深、煤厚、含气量、孔隙度和渗透率、压裂效果对气井早期产能的影响关系,同时采用灰色关联分析方法,定量确定影响高煤阶煤层气井(田)生产的主控因素。研究表明:压裂效果对煤层气井早期产能的影响最大,并决定气井早期高产的峰值大小,但随着排采时间的推移,其对气井产能的影响程度逐渐降低;而煤层含气量和初始渗透率影响气井整体产能及其变化趋势;含气量越高或初始渗透率越大,气井产能越好,早期高产后其下降速度也越平缓。

沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明:井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压(井底流压)为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。

沁水盆地南部山西组煤储层产出水的化学特征

为研究沁水盆地南部柿庄南煤层气开发区块山西组3号主采煤层的地下水径流与水化学特征,从该区采集了煤层气井排出水样,对主要离子浓度进行测定,并分析离子浓度展布特征。研究结果表明:研究区水质类型以Na-HCO_3-Cl或Na-HCO_3型为主;由东向西呈现出水文径流区(氧化环境)到滞流区(还原环境)的过渡特征,受控于矿物溶解反应,KDS、Na^+、K^+、Cl^-、Ca^(2+)、Mg^(2+)、HCO_3^-等离子浓度由东向西逐渐增加,SO_4^(2-)由于脱硫酸效应呈相反变化趋势,高产井多分布于高矿化度、高离子浓度的区域,离子浓度与矿化度指示了研究区的地下水径流特征,可以作为判断煤储层水动力条件与开发有利区的参考因素。

沁南柿庄地区含煤岩系沉积微相展布特征及演化模式

以柿庄地区的常规测井曲线为基础,结合钻井资料和野外露头,对柿庄地区沉积微相进行了划分,总结出了用于沉积微相识别的测井曲线特征。同时,在高分辨率层序地层格架下,研究了太原组和山西组沉积微相的平面展布特征及沉积演化模式。结果表明:研究区太原组可划分为5个四级层序,发育障壁-泻湖-潮坪沉积体系;山西组可划分为3个四级层序,发育下三角洲平原沉积体系,以分流河道和分流间湾为主体;研究区太原组和山西组经历了3个沉积演化阶段,即大规模海侵阶段、缓慢海退阶段、明显海退阶段。

沁水盆地南部煤层气田产出水地球化学特征及其来源

分析煤层气田产出水的组成和变化,研究煤层气田产出水的水文地球化学特征及其来源,对于认识煤储层中水的解吸与渗流过程以及煤层气的富集机理具有重要意义。通过沁水盆地南部煤储层水化学特征、氢氧同位素和碘同位素特征分析,探讨了煤层气田产出水的来源,研究结果表明:根据采样点数据,沁水盆地南部煤层气田产出水的水质类型多以Na-HCO3型为主,有少量Na-Cl型和Na-SO4-Cl型,煤层气产出水的矿化度大多中等,介于690~2 150 mg/L;沁水盆地南部煤层气田产出水的δD值介于-82‰^-68‰,δ18O值介于-11.5‰^-10.1‰,并且均落在当地大气降水线附近,说明研究区煤层气田产出水主要来源于当地大气降水,并且部分区块煤层气田产出水还与CO2及周围煤岩发生了氢氧同位素的交换反应;ρ(129I)/ρ(127I)校正值介于10.21×10-12~40.59×10-12,通过129I衰变规律计算沁水盆地南部富集区煤层气田产出水年龄为3.3 Ma至今,揭示了沁水盆地南部煤层气田产出水主要来源于古大气降水(上新世和早更新世大气降水)和现代大气降水,并且大气降水对沁水盆地南部煤层气赋存起到保压富集的控制作用。

基于X-CT技术的沁水盆地南部煤储层精细描述

基于X射线层析扫描(X-CT)技术,通过表征不同煤岩类型煤储层的孔-裂隙和矿物的发育特征,分析煤岩组构,建立煤岩体可视化与三维重构,对沁水盆地南部3号和15号煤层储层特征行了精细描述。结果表明:扫描CT数在不同煤岩类型的样品中呈现较大差异,孔裂隙及矿物发育呈现出较好的规律性;切片平均CT孔隙度及矿物含量均与切片平均CT数有良好相关性。对比这2个煤层的X-CT试验结果,发现3号煤层平均CT数小于15号煤层,说明3号煤层中无机组分含量较低,孔裂隙较为发育,而15号煤层中存在相对多的无机矿物质;3号煤层CT数的极差、标准差和变异系数均大于15号煤层,说明3号煤层的层内非均质性较15号煤层强。

沁水盆地南部3号煤层含气量主控地质因素分析

以沁水盆地南部四个矿区不同深度的3号煤岩样品为研究对象,采用压汞、低温液氮吸附、显微镜和扫描电镜等试验方法对煤样的孔径、裂缝和孔隙连通性、渗透性以及吸附性进行表征,结合研究区的构造特征、储层特征以及水动力特征,研究该地区3号煤层含气量的主控地质因素。研究区处于一个大型复式向斜构造上,3号煤层煤样总比表面积和总比孔容积与煤层埋深呈负向关系。煤岩类型以半亮煤为主,镜质组含量较高,生气能力较强,顶底板密封性较好。盆地接受大气降水,从向斜翼部流向轴部,有效阻止了煤层气的逸散。研究结果表明,该区3号煤层含气量主控地质因素包括:煤岩类型、孔裂隙结构、水动力特征以及顶底板封闭性,煤层气的富集是上述几项地质因素耦合作用的结果。

沁水盆地南部15号煤层和顶板K2灰岩水文地球化学演化特征

针对煤层气井产水量大、降压困难、产气效果不佳等问题,基于沁水盆地南部煤矿15号煤层顶板K2灰岩水以及15号煤层气井水矿化度和离子数据,利用统计、对比方法,系统研究两者的水化学成分特征、类型、成因机理,建立了地层水演化模型,系统阐述灰岩和煤层水在补给区、径流区、滞流区发生的各种反应和作用。研究结果表明:K2灰岩水和15号煤层水会发生离子交换、混合作用及CO2作用,在补给区和强径流区,K2灰岩水水型以Ca-Mg-HCO3-SO4型为主,煤层水水型以Na-HCO3-SO4型为主;缓径流区K2灰岩水一般为Na-Ca-Cl-HCO3型,而煤层水以Na-Cl-HCO3或Na-HCO3型为主;滞流区K2灰岩水和煤层水水型相同,为Na-HCO3或Na-Cl-HCO3水型。研究结果为15号煤的煤层气开发提供可靠的水文地质依据。

沁水盆地南部含气饱和度特征及控制因素分析

为了查明沁水盆地南部地区含气饱和度的空间分布规律及其控制因素,采用类比法、内插法和综合分析等方法对该地区3煤层和15煤层进行了研究。结果表明:3煤层含气饱和度一般为20.60%～128.01%,平均70.53%,变化范围较大;15煤层含气饱和度一般为11.09%～132.42%,平均59.47%,分布较为集中;3煤层含气饱和度总体上高于15煤层;以此将沁水盆地南部划分为3个区,其中,位于研究区尉迟以北的Ⅰ区含气饱和度最高,位于寺头断层以东、樊庄以西和Ⅰ区以北的Ⅱ区块次之,而位于研究区东部和南部的Ⅲ区块最差。指出含气饱和度与煤层气含量呈正相关关系,与煤储层埋深具有良好的负相关关系,煤厚、煤阶及煤储层所处的水文地质条件亦对含气饱和度有一定的影响。

沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究

以煤储层地质特征和煤层气井生产数据为依据,以沁水盆地南部3口典型压裂直井为例,利用COMET3数值模拟软件对3口煤层气井排采数据进行了反演,确定了煤层气储层的渗透率与含气量等重要的储层参数和工程参数,探讨了煤层气井产能影响因素的敏感性,提供了研究区单井低产能部位煤层气井网部署及优化方案。研究表明:绝对渗透率变化对煤层气单井产能的影响最为显著,相对渗透率曲线形态、含气饱和度与Langumir常数对单井产能的影响依次减弱;井网井距的合理布置可以有效形成区域压降、提高单井产能;研究区低产井周围宜采用煤储层裂隙发育方向控制的矩形井网方式排采,最佳井控面积以0.011 km2为宜,优化井网为150 m×75 m,预测20年后优化井网排采煤层气采收率达75.36%。

沁水盆地南部中高阶煤高压甲烷吸附行为

煤层气吸附作用是发生在煤基质内表面的物理过程,而煤岩复杂孔裂隙网络为高压甲烷吸附提供了丰富的空间。开展沁水盆地南部高阶煤30℃高压甲烷等温吸附实验,结合煤岩煤质参数与孔隙特征参数,通过改进的D-R模型分析了煤岩性质、孔隙特征与吸附参数的相关性。煤岩性质对最大吸附能力和吸附热参数的影响是多因素叠加的综合效应,而最大吸附能力与微孔体积,吸附体积校正参数与大中孔比表面积呈较好的正相关性,表明甲烷分子在煤基质内表面会根据孔径尺度大小呈现不同的吸附方式。据此提出高压甲烷在煤基质微孔中呈紧密堆积状态而在大中孔中呈多层分子堆叠状态的新认识,为进一步研究煤层气吸附机理提供了新的思路。