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。

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。

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。

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。

中国煤层气资源控制程度及可靠性分析

煤层气资源可靠性是产业持续发展的重要基础。为了客观认识和评价中国历次煤层气资源评价结果,从勘查控制程度的视角,基于煤炭资源、煤层含气性、煤层气可采性3个方面,研究了中国煤层气资源量控制程度,分析了提高煤层气资源可靠性待解决的关键问题,探讨了提高煤层气资源可靠性的措施与途径。研究结果表明:①当前全国煤层气资源评价结果具有全面性、系统性和客观性,也存在历史局限性,资源控制程度和潜力认识尚有极大提升空间;②基于所建立的勘查控制程度参数体系开展评价,二连盆地浅部煤层气资源可靠性极高,沁水盆地中等偏上,鄂尔多斯盆地和黔西—滇东地区相对较低,北疆地区很低,这些地区深部煤层气资源潜力可观;③已提交的全国2000 m以浅煤层气资源中,可靠的地质资源量介于11×10^(12)~14×10^(12)m^(3)之间,其中可采资源量约为4.5×10^(12)~6.3×10^(12)m^(3);④可采系数及可采资源量的认识具有高度不确定性,低估了全国2000 m以浅煤层气可采资源量;⑤讨论了评价方法现存关键问题,提出了解决问题的4条具体建议。结论认为,煤炭资源量控制程度很大程度上反映煤层气资源量可靠性,煤层气资源可靠性评价理论与方法尚待发展,资源控制程度和潜力认识尚有极大提升空间。

废弃矿井遗留煤层气资源次生富集成藏研究现状及展望

在当前国家大力推进“双碳目标”落实阶段,废弃矿井遗留煤层气资源开发具有重要的现实意义。然而,废弃矿井遗留煤层气资源开发具有其独特性,源于其在原始地质条件下扰动后的二次动态成藏。通过综述近些年国内外研究成果得出:(1)煤层开采覆岩及底板扰动区可以依次分为导气裂隙带、卸压带及不易解吸带,长臂法开采煤层覆岩采动影响范围可达到100 m左右,底板采动影响范围可达到50 m左右。(2)遗留煤层气资源主要以游离态、吸附态及溶解态赋存于开采扰动区内,与原位储层相比游离气占比增大。依据开采扰动应力场–裂隙场–渗流场分布规律,可将遗留煤层气赋存空间分为:三维卸压带、一维卸压带、原始位区,覆岩三维卸压带顶部为潜在煤层气富集区。(3)废弃矿井煤层气资源量评估方法主要有月下降曲线法、分源叠加法及间接扣减法,后2种方法在国内有较高的适用性。最后指出准确圈定遗留煤层气富集空间及其采动裂隙场,揭示遗留煤层气的赋存特征及其动态运聚过程,建立遗留煤层气资源量的动态评价模型是废弃矿井遗留煤层气资源成功开发的地质理论基础,也是今后的重点研究方向。

大宁—吉县地区5号煤层现今地应力预测及其对煤层气开发的影响

现今地应力场对煤储层渗透率具有极其重要的控制作用。中国鄂东大宁—吉县地区煤层气资源丰富,然而该区现今地应力研究程度较低,限制着该区煤层气的高效开发。为查明大宁—吉县地区主采煤层现今地应力场特征,利用三维有限元数值模拟方法对下二叠统山西组5号煤层现今地应力分布进行预测。结果表明,5号煤层现今地应力表现为正断型应力机制。鄂东大宁—吉县5号煤层最大水平主应力在15.4~21.6 MPa,最小水平主应力在9.8~14.4 MPa,构造变形的复杂性影响地应力分布。现今地应力控制压裂裂缝扩展,研究区现今地应力状态下的压裂缝沿NNW-SSE向垂直扩展。研究区5号煤层应力差大部分小于6 MPa,具备形成复杂裂缝网络的地应力基础。煤层渗透率随有效地应力的增大呈指数减小,有效地应力越大,煤储层的渗透性越差。研究区东南部远离断层,地应力值相对较低,有利于形成煤层气富集区。研究成果可为大宁—吉县地区煤层气效益开发提供地质基础与科学指导。

中国煤层气成藏作用研究进展与述评

中国以成藏作用为核心的煤层气基础地质研究近些年取得显著进展。本源菌条件下褐煤生物气模拟、矿物/元素催化生气作用、无烟煤层重烃极度异常原因、煤层次生生物气等的研究成果,深化了对煤层气多元化成因的学术认识。在更为广泛的盆地和更加深入的层次上探讨了煤层气成藏作用的宏观地质过程及其控制因素,经典煤层气成藏作用理论得到发展。提出了原创性的煤层气成藏效应研究思路,从地层能量角度探讨了煤层气成藏作用的实质,提出了某些新的学术观点,初步探讨了深部煤层气成藏作用的特殊性。我国煤层气地质条件复杂多变,诸多基础地质问题尚待解决,近期探讨的重点在于宏观动力学方面的地应力场效应和深度效应,以及微观动力条件方面的煤级效应和粒度效应,涉及到深部、构造煤、低煤级煤等资源量巨大的煤层气成藏领域。同时,含煤地层非常规气(煤系气)的共生成藏关系以及共采中的基础地质问题,也将是今后的一个重点研究方向。

雨汪区块煤层气气体同位素变化特征及成因判识

研究煤层气地球化学特征及其成因,对煤层气成藏及资源勘查开发具有重要意义。为探究滇东雨汪区块煤层气成因及其地球化学特征,采集该区6口典型煤层气井的产出气气样,开展了组分测定、碳同位素和稀有气体同位素测试,系统分析了煤层CH_(4)、N_(2)等气体的成因,并结合水文地质环境,探讨了雨汪区块煤层气排采过程中气体的同位素变化及其控制因素。结果表明:雨汪区块煤层气井产出气中CH_(4)体积分数平均为73.95%~92.90%,乙烷、CO_(2)、N_(2)体积分数分别为0.20%~0.40%、0.05%~1.05%、6.15%~25.32%。此外,He仅在产气第1天检测到,而碳原子数大于2的烃类未检测到;煤层气干燥系数(C_(1)/C_(1~5))为0.9995~0.9997,属于高成熟干气;CH_(4)的δ^(13)C值为-36.7‰~-27.6‰,为有机质热成因气;CO_(2)的δ^(13)C值介于-19.1‰~-6.6‰,主体分布在-18.0‰~-14.3‰,为有机成因;氮气体积分数平均为12.63%,含量相对较高,其φ(N_(2))/φ(Ar)远大于84,以有机成因为主;氩气体积分数平均为0.06%,远大于0.017%,以大气成因为主;氦气体积分数平均为0.02%,φ(^(3)He)/φ(^(4)He)为0.29×10^(-8)~19.6×10^(-8),主体范围为2.00×10^(-8)~9.38×10^(-8),φ(^(3)He)/φ(^(4)He)与大气氦的比值介于0.01~0.09,属于典型的壳源氦气,且φ(^(4)He)、φ(^(20)Ne)的变化趋势与φ(^(4)He)/φ(^(20)Ne)具有一致性;随着排采时间增加,气体纯度增高,产出气的烷烃同位素值呈现逐渐变轻的趋势。研究认为,雨汪区块煤层气“变干、变轻”是气体解吸、扩散和水溶解作用综合影响的结果。

沁水盆地榆社-武乡区块深部煤层气赋存条件及开发甜点预测

沁水盆地榆社-武乡区块深部煤层气富集成藏受多因素耦合作用,深部条件的特殊性使其选区不能完全参照浅部地质评价技术,亟需从地质-工程角度对区块进行开发甜点区优选,满足实际生产需要。以3#煤层为目的层,从构造与水动力、地应力、煤储层含气性、孔渗性、煤体结构及力学性质等条件出发,剖析深部煤层气富集特点,运用多层次模糊数学评价法对区块进行甜点优选。结果表明:3#煤层煤体结构以Ⅰ类原生结构煤为主,具有泊松比小、弹性模量大、脆度指数高、含气性良好的特点,煤层厚度0.25~5.19 m,平均1.59 m,含气量16.5~25.5 m^(3)/t,平均19.84 m^(3)/t;研究区褶皱与断层较为发育,煤层顶板岩性以泥岩为主,地下水径流条件差;深部地应力状态表现为σV(垂直压力)>σH(最大水平压力)>σh(最小水平压力);3#煤层属低孔、低渗储层,微小孔发育,渗透率平均为0.183×10^(-3)μm^(2);根据综合评价得分划分4类甜点区,其中区块中西部和L1302井附近为开发甜点区。研究成果对榆社-武乡区块深部煤层气下一步勘探开发具有指导意义。

煤层气异常成分的界定、分布及其成因研究进展

前期对不同煤层气组分异常的成因进行了大量研究,但对不同组分异常浓度的界定尚无统一标准。为了阐明我国煤层气成分的分布特征及煤层气异常成分的浓度界限,基于实测和收集各煤阶储层煤层气成分(含气量达到煤层气储量评估规范DZ/T 0216—2020下限要求的煤层气井与煤田勘探钻孔)测试数据4 654个。统计表明我国煤层气中CH4、重烃气(C_(2+))、CO_(2)、N2平均浓度分别为91.82%、0.85%、2.04%、5.19%,其中CH4浓度≥90%占77.44%。将煤层气中重烃气浓度大于5%、氮气/二氧化碳浓度大于10%、有害气体浓度超过《煤矿安全规程》规定的上限标准和稀有气体超过空气组成时划分为异常气体成分。基于此划分标准,统计表明我国煤层气中重烃气浓度>5%占5.16%、CO_(2)浓度>10%占4.00%、N2浓度>10%占13.26%,准噶尔盆地南缘煤层气中氦气最高浓度达到0.97%。在上述研究的基础上,归纳总结了煤层气中异常成分/浓度的成因主要有煤化作用的阶段性、煤岩组分的差异性、硫酸盐还原作用、古风化壳及煤系外源气体迁入等。建议在今后的煤层气勘探中测全气体成分,开展CO_(2)、N2异常煤层的气体解吸研究,确定煤系氦源岩,探讨烃-氦同源同储规律,分析煤系有机气与无机气的相互作用,综合研究地质构造、地下水流动、微生物及岩浆活动对气组分的改造作用,揭示不同气组分在不同地区运移、富集及保存的演化机制。研究成果对煤层气的开采工艺、煤矿安全生产和煤层气的利用均具有指导意义。

废弃工作面遗留煤层气扰动储层空间划分——以屯兰煤矿12501工作面为例

废弃矿井扰动空间精确划分是遗留煤层气资源评价和开发利用的重要基础,以山西西山矿区屯兰煤矿2号煤12501工作面为例,采用应力场数值模拟、裂隙场数值模拟和物理相似模拟的方法,综合研究了采动过程中及采空区稳定后的应力场、裂隙场的分布规律。研究结果显示:物理相似模拟与数值模拟吻合度高,综合以上3种方法,最终将12501废弃工作面遗留煤层气扰动储层空间划分为底板裂隙区、重新压实区、导气裂隙区和承压区。底板裂隙区位于煤层中工作面的正下方,整体采动裂隙发育区域呈现出靠近开采煤层为底面的倒梯形台,裂隙场数值模拟结果显示其垂向深度为22.3 m,其深度为开采煤厚的5.58倍。承压区位于工作面四周的未开采煤储层,在工作面倾向的边界起分别向外延伸70 m,在工作面走向的边界起分别向外延伸100 m的位置上,数值模拟结果显示承压区煤储层垂向应力峰值为远大于煤层原始状态的应力数值,但小于垂层煤样的平均抗压强度。导气裂隙区主体位于开采煤层工作面边缘区域,底部为高度约为13.2 m的岩层垮落带,紧邻垮落带上部为高约33.6 m的岩层断裂带,断裂带内竖向裂缝不断扩展贯通离层裂缝。导气裂隙区整体形状为梯形台,其高度为开采煤厚的11.7倍。重新压实区主体分布于开采工作面采空区的中间部分,倾向宽度为110 m,走向长度为1 268 m。此区域主要为弯曲垮落的覆岩构成,整体形状为梯形台,位于导气裂隙区内部。导气裂隙区为遗留煤层气资源的开发有利区。

深部煤层气成藏效应及其耦合关系

深部煤层气是中国非常规天然气勘探的一个新领域。从深部地应力状态转换、深部煤层吸附能力地温场负效应、深部温压下煤岩物理性质特殊性3个方面,分析了深部煤层气成藏的地质条件及其基本原理,论证了深部煤层气成藏效应的特殊性。结果显示:深部地应力状态发生转换的临界深度与水平最大主应力有关,对转换临界深度以深的煤储层渗透率造成不利影响;深部地温场对煤层吸附能力影响的负效应大于地层压力的正效应,造成深部煤层含气量同样存在一个临界深度,不能简单采用浅部梯度予以推测;围压是影响深部煤岩力学性质的主要因素,温度和流体压力对煤岩力学性质的影响更为复杂,它们不同程度地影响到煤储层的孔隙性、渗透性和吸附性。由于煤层围岩渗流能力的差异,深部煤层流体压力系统明显受含煤地层沉积格架的控制,可能导致同一套含煤地层中煤层与非煤储层分属于不同的含气系统。在此基础上,进一步提出了"四步递阶"的深部煤层气成藏效应耦合分析思路,为建立深部煤层气有利区带优选方法提供了基础。

中国煤层气地面井中长期生产规模的情景预测

采用情景分析这一基本方法分析了影响煤层气产业发展的情景因素,认为中国煤层气产业发展规模呈国家需求与技术进步双要素单向增长趋势,存在较低规模、基准规模、跨越规模3类可能的基本情景。根据中国煤层气产业发展现状并参考美国煤层气产业发展历史,进一步筛选出单井产量、钻井总数、投产井比例3个关键要素,对今后20年期间中国煤层气地面井产量进行了情景设计和模拟分析。研究认为,在技术较大进步情景下,未来4个五年计划末期的全国地面井产量规模可能分别为113×108 m3、252×108 m3、452×108 m3和624×108 m3。这种情景的实现,需要在现有基础上进一步强化国家产业政策的扶持,提高煤层气井增产技术进步的速度,加大煤层气基地产能建设的力度。

韩城矿区煤层气成藏条件及类型划分

韩城矿区是我国最早实现煤层气商业开发的区块之一,分析前期煤层气勘探开发试验成果,有助于进一步认识煤层气成藏机理,提升开发效率。从含气性和渗透性两个关键储层参数、以及构造变形和水文地质条件两大宏观地质因素出发,揭示了煤层气成藏地质条件及其耦合作用,并划分了成藏类型:韩城矿区基本构造形态为一走向NE,倾向NW的单斜构造,地下水在东南边浅部接受补给并向西北流动,流动过程中径流强度逐渐减弱,在中深部形成水力封堵造成煤层气富集。煤层含气量总体沿地层倾向增大,边浅部在活跃地下水补给条件下生成次生生物气,造成含气量局部增高。构造曲率显示边浅部构造带和东泽村构造带是煤层变形最强的两个区域,受其控制,边浅部煤级局部可达贫煤,且分布范围与高变形区域基本吻合,揭示存在动力变质作用。400 m和800 m两个深度界限划分了含气量和渗透率的垂向分异格局,在此基础上区分出3种煤层气成藏类型,分别为边浅部隆起断裂带逸散型,深部斜坡带富集型以及中部过渡型,中部过渡型含气量与渗透率可实现优势叠合,煤层气开发条件最好,实际产能情况与之相符。

开平煤田煤层气富集成藏及其控制因素

基于开平煤田构造演化背景和煤层气勘探研究结果,研究了煤层气从生成、储集、运移到聚集的演化过程。结果表明:在开平煤田的不同构造部位,由于煤系埋藏条件和后期构造运动改造影响,煤层气富集成藏模式不同,主要分为3个类型:唐山矿W字型、吕家坨矿阶梯型与东欢坨矿V字型。受不同成藏模式的控制,煤层气含量、压力分布明显不同,大致呈"西高东低"的趋势。开平向斜的南东翼瓦斯压力普遍较低,全为低瓦斯矿井;北西翼瓦斯压力普遍较高,分布有2个高突矿井和1个高瓦斯矿井。

开平煤田煤层气成藏类型研究

开平煤田是我国典型的向斜控气发育区,基于煤田的构造发育特征,分析了煤田煤层煤质特征,探讨了煤田的含气性,模拟了主采煤层的埋藏—生气史。结果表明,在开平煤田的不同构造部位,由于煤系埋藏条件和后期构造运动影响,煤层气地质演化史不同,主要分为三个类型:唐山矿型、吕家坨矿型和东欢坨矿型。其中,唐山矿型和吕家坨矿型均经历了两次煤层生气过程,由于逆冲推覆构造的影响,唐山矿型煤层气保存条件较好,现今煤层气最富集;东欢坨矿型经历了一次煤层生气过程,由于构造简单,除开平向斜NW翼的中部构造煤发育导致煤层气较富集以外,其他地区煤层甲烷逸散作用强烈,现今煤层气含量最低;吕家坨矿型受燕山晚期岩浆侵入的影响,煤变质程度较大,现今煤层气含量介于两者之间。

中国煤层气井产出水地球化学研究进展

针对煤层气井产出水地球化学研究对判识排采水来源、揭示其地质意义的重要作用,系统总结了煤层气产出水在常规离子、微量元素和氢氧同位素方面的化学特征及其地球化学响应作用,并探讨了现今产出水研究中存在的问题和未来发展趋势。研究表明:世界各地煤层气产出水具有相似的离子特征,不同排采阶段特征不同。随排采进行,特征微量元素含量呈先上升后下降的趋势。产出水氢、氧同位素组成多分布在区域大气降水线附近,属大气降水来源,具有明显的D漂移特征。Na+、K+、HCO-3、CO2-3、Cl-、微量元素浓度较高和氢氧同位素偏重暗示封闭型水文环境,有利于煤层气富集保存。建立了多种反映煤层气富集高产的综合地化指标和产出水来源判识模板。最后指出,煤层气井产出水来源准确判识、煤层气高产的地球化学预测模型建立、排采过程中气水联动关系深入探讨和压裂液影响的定量表述和消除等方面值得更多关注。

无烟煤储层煤层水的相变传质过程及其煤层气开发的工程启示

科学认识煤层孔裂隙中流体流动与传质机理是实现煤层气高效产出的治本之策。煤层气开发过程中,煤层水的赋存和运移产出特征不仅决定了煤层气井疏水降压效果,同时显著影响了CH4解吸、运移、产出过程,对煤层气井高效排采管控至关重要。以沁水盆地南部樊庄区块为例,基于煤层水赋存形式、产出过程和流动形态的认识,开展了煤层水相变传质机制的研究,并量化了工程背景下无烟煤储层煤层水相变传质的阈值孔径,探讨了其对煤层气开发的工程启示。结果表明:煤层水的赋存状态可动态转变,流体压差是发生动态转变的主要机制。水的单相流动阶段,可动水的运移主要受表面张力作用;工程背景下,大孔(孔径>50 nm)尺度孔裂隙中可动水的运移产出是煤层压力整体释放的前提,并奠定了煤层气井高产稳产的基础。气水两相流条件下,束缚水(毛管水)向可动水的转变受煤岩润湿性以及气水之间的界面性质与相互作用的重要影响,并因毛管效应发生而压力条件要求增加。其中,泡状流和气团流为主的阶段,CH4的解吸产出促进了部分介孔(2~50 nm)尺度孔裂隙中束缚水(毛管水)向可动水的转变,并决定了煤层压力的整体释放效果;指示了见套压后,煤层压力的整体释放是气水两相共同作用的结果,排水阶段向降压采气阶段缓慢过渡对煤层气井高产是必需,持续憋压可能造成介孔尺度孔裂隙中过早形成段塞流,不利于煤层气井高产稳产。随煤层压力降低,等效孔径>40 nm的孔裂隙中的液态水可汽化脱离形成气态水自由水,与吸附态CH4形成竞争吸附/解吸,而等效孔径<40 nm的孔裂隙中的煤层水则以液态形式保存或进行润湿迁移,对气水两相流阶段束缚水(毛管水)向可动水的转变影响较小。

论深部煤层气成藏效应

从理论上分析了深部煤层气成藏的特殊性,系统阐述了煤层含气性、渗透性及流体压力系统的特征及其地质控制因素。研究认为:受地应力机制转换,深部煤层天然裂隙的产状和组合模式存在垂向分带性,进而影响到煤层渗透率的发育状况。构建了基于温压条件下吸附收缩膨胀、热膨胀、地应力及地下水化学等效应深部煤层渗透率数学模型,分析了深部煤层渗透率的分布规律。建模分析了地应力场、地温场及煤基质收缩膨胀效应对煤层压力状态的控制作用,发现深部煤层与浅部煤层的成压因素差异显著。在埋深1 200 m以浅,地应力和吸附量增加诱导的流体压力增强效应基本相当,地温效应最弱;埋深继续增大,地温效应变强,地应力次之,吸附膨胀效应最弱。基于较高温压条件下的煤吸附-解吸物理模拟,揭示了深部地层条件下煤吸附行为的特殊性。研究发现:埋深增大,煤级对煤吸附性的影响减小,高煤级煤吸附性对储层压力的敏感性弱于低～中煤级煤。构建了耦合煤级-温度-压力的有效扩散系数模型和深部煤层含气量数学模型,发现深部煤层含气量与埋深之间的"临界深度"受煤级、地层温度、地层压力的综合控制,临界深度在同煤级条件下随储层压力梯度增大而变浅,在相同煤级和储层压力梯度条件下随地温梯度减小而变深。认为临界深度以浅的地层压力对煤层含气量影响更为显著,临界深度以深则温度起着更为重要的控制作用。基于温压条件下的流固耦合实验,初步揭示了深部煤层力学性质和渗透性的特殊性及其地质影响因素。研究发现:无论煤级如何,围压均是影响煤岩力学性质最显著的因素;流体压力对较低煤级煤力学性质的影响相对较大,温度对较高煤级煤力学性质的影响似乎更为显著。以此为基础,进一步构建了深部煤岩力学性质预测模型。发现煤岩渗透率与有效应力、弹性模量、泊松比均呈负指数关系,温度对煤岩渗流能力的影响受控于煤级且极为复杂。通过三步加载地质因素,导出了吸附-温度-应力-流体压力效应耦合的深部煤层渗透率数学模型。研究提出了深部煤储层流体压力预测的"压力梯度校正系数法",构建了深部煤层气成藏效应预测的三元指标体系和模型。应用该套方法体系,对鄂尔多斯盆地东部的深部煤层气成藏效应进行分析,发现存在3种有利成藏组合方式和18种较有利组合,并预测了其区域分布规律。