中国煤层气勘探开发进展综述

综述了中国煤层气勘探开发利用现状,尤其是"十五"期间中国煤层气取得的进展.总结了中国煤层气资源勘探开发成果:基础研究和应用研究齐头并进;勘探方向更加明确;煤层气勘探开发关键技术类型多样,试验推广应用范围扩大;十大重要勘探成果初露煤层气产业化曙光.国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目、阜新煤层气开发试验项目的建成和投产,标志着中国开始进入煤层气商业化开发阶段.     

中国煤层气勘探开发进展综述

综述了中国煤层气勘探开发利用现状,尤其是“十五”期间中国煤层气取得的进展。总结了中国煤层气资源勘探开发成果:基础研究和应用研究齐头并进;勘探方向更加明确;煤层气勘探开发关键技术类型多样,试验推广应用范围扩大;十大重要勘探成果初露煤层气产业化曙光。国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目、阜新煤层气开发试验项目的建成和投产,标志着中国开始进入煤层气商业化开发阶段。     

鄂尔多斯盆地东缘二叠系煤层气开发“甜点”地区基本地质特征分析

鄂尔多斯盆地东缘煤田勘探程度较高,煤层气地面钻井勘探历史比较长,勘探程度较高,煤层气开发试验取得了明显成果.美国圣胡安盆地FAIRWAY地区是煤层气产量最高的区域,称之为“甜点”.鄂尔多斯盆地东缘的不同区域二叠系煤层气产能不同,与多种因素有关,对该地区的“甜点”区的煤层特征、储层特征、圈闭特征等进行了详细分析,有利于指...     

沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征

煤层气排采技术和排采工作制度的正确与否对煤层气井的产气量和服务年限有很大影响。通过对“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目”36口井排采过程的分析和跟踪研究,认为煤层气井的排采过程分为几个不同阶段,且不同阶段间的转化主要受控于含水饱和度和气-水相对渗透率的变化;煤层气井通常会有3个产气高峰,并探索了一套适合示范区煤层气井3号煤排采的工作制度。这些成果对今后示范区煤层气井以及其他同类型盆地中煤层气井的排采生产,都具有重要的示范意义。      

鄂尔多斯盆地煤层气资源及开发潜力分析

鄂尔多斯盆地含石炭—二叠纪和侏罗纪两套含煤岩系,煤层发育,厚度大。石炭—二叠纪煤层煤级高,为气煤—无烟煤,含气量高,为2.46～23.25m3/t;侏罗纪煤层煤级低,以长焰煤为主,含气量低,为0.01～6.29m3/t。全盆地煤层气总资源量为107235.7×108m3,占全国煤层气总资源量的1/3,煤层气勘探开发潜力巨大。煤层气开发最有利区块包括鄂尔多斯东缘的河东煤田和陕北石炭—二叠纪煤田、鄂尔多斯南缘的渭北煤田,有利区块包括鄂尔多斯南部黄陇煤田、鄂尔多斯西部庆阳含煤区和灵武-盐池-韦州含煤区。可见煤层气最有利和有利区块主要沿盆缘分布。鄂尔多斯盆地东缘、渭北煤田、黄陇煤田是目前煤层气勘探的热点地区,勘探成果预示出良好的开发前景。     

沁水盆地原始水动力场类型及其对煤层气排采的影响

水动力场研究在煤层气勘探开发中具有重要作用。本文首先讨论了基于煤层气井排采资料的水动力场研究方法,在分析沁水盆地柿庄区块原始水动力场特点的基础上,结合前人在盆地其他区块水动力场的研究成果,分析了沁水盆地原始水动力场的类型,进而探讨了水动力场类型对煤层气排采的控制作用。研究表明:沁水盆地自边缘向腹部依次存在重力驱动型、滞流型和压实驱动型三种类型的区域原始水动力场;重力驱动型和滞流型水动力场具备煤层气保存条件,含气量高,煤层气排采效果相对较好,而压实驱动型水动力场虽具备一定的保存条件,但因地层压力较高,煤层气井排水降压困难,产气效果较差;无论是在重力驱动型还是滞流型的区域水动力场中,局部的低势汇聚区具备煤层气保存和排采的有利条件,煤层气开发效果一般较好。在未来煤层气勘探开发过程中,应将重力流驱型或滞流型水动力场所在区域中的局部低势汇聚区作为煤层气开发的甜点区。     

沁水盆地煤层气富集单元划分

通过分析研究影响沁水盆地煤层气富集的构造动力条件、热动力条件和水动力条件,进而以沁水盆地形成的构造动力条件为基础,结合热动力条件和水动力条件,对沁水盆地煤层气富集单元进行划分。研究结果表明:沁水盆地可以划分为4个地质构造单元、9个煤层气富集区,并通过可采性评价,确定了2个煤层气开发有利区和3个较有利区;煤层气富集是构造动力条件、热动力条件和水动力条件综合作用以及时空匹配的结果,这3个条件的合理配置才能形成煤层气开发的有利区块。      

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深变化较大,不同埋深的煤层气成藏特征及储层改造方式差别较大.目前煤层气勘探开发深度逐渐从1000 m以浅延伸到2000 m以深,为了研究不同埋深条件下煤层气资源高效勘探开发理论技术,系统梳理回顾了鄂尔多斯盆地东缘近30年的勘探开发实践,按照地质认识转变、技术发展、勘探工作量、勘探成果和产气量变化,...     

沁水盆地煤层气同位素特征及成因类型初探

沁水盆地是我国煤炭的重要基地之一, 也是煤层气勘探开发的重要有利区块。在整合前人研究成果的基础上, 对沁水盆地煤层气成藏史和烃类气体 (主要以甲烷气体)C、H同位素的“指纹”信息进行对比, 初步探讨了煤层气形成的烃源岩性质和热成熟度; 对沁水盆地煤层气是否具有多源复合特征进行了分析, 并在此基础上对该盆地煤层气成因类型提出了新的认识。      

沁水盆地煤层气成藏主控因素与成藏模式分析

沁水盆地石炭-二叠系煤层厚度大、分布稳定、演化程度高,具有良好的煤层气勘探潜力,是目前国内首个成功商业化开发的煤层气盆地。基于研究区已有地质成果,对影响沁水盆地煤层气富集成藏的主控地质因素与成藏模式进行分析,认为构造运动、水动力条件、煤层埋深、煤岩组成及热演化程度是控制沁水盆地煤层气成藏的主要地质因素,高镜质组含量、高热演化程度、弱水动力条件和较大的埋深是煤层气成藏的有利条件,向斜是煤层气富集成藏的有利部位。     

恩洪煤田南部煤层气勘探项目总结

恩洪煤田南部煤层气勘探是云南省煤田地质局与中联煤层气有限公司合作项目,本文总结项目勘探成果。通过项目实施的初步勘探,明确了恩洪煤田煤层气资源勘探开发地位。     

阜新盆地白垩系沙海组煤层气系统

煤层气系统研究能有效地指导煤层气勘探和开发。运用非常规含油气系统的理论和方法,研究了阜新盆地沙海组煤层气地质特征。沙海组三段煤层是研究区煤层气的生储层;沙海组四段泥岩、泥质粉砂岩作为沙海组三段煤层气的盖层,是良好的区域性盖层;上覆岩层是沙四段泥岩和阜新组地层;由于喜山期辉绿岩的侵入,沙海组煤层在古近纪末出现生气高峰,另外,后期盆地抬升,地下水作用带入细菌导致煤层产生大量次生生物气;此后,煤层气进入保存阶段,煤层气系统的关键时刻是古近纪末。以上表明,盆地东梁区白垩系沙海组煤层适合进行煤层气勘探和开发,有望成为煤层气勘探开发的接续区域。     

沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征

以国家科技重大专项《山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程》成果为依据,以以往的地质勘查及研究成果为参考,对沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征进行分析。分析认为南部柿庄南区块构造简单,煤变质程度高、煤层厚度大、埋深适中而且分布稳定,有利于煤层气生成,煤层吸附能力较强,储层渗透率较好,煤层气保存条件好,是沁南煤层气勘探开发最有利区块之一。开发利用该区块煤层气资源,可有效改善地区能源结构、加快区域经济发展,降低后期煤炭开发风险,具有非常可观的社会及经济效益。     

鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104 m3,水平井日产气量突破10×104 m3,这一标志性成果既突破传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区,使得煤层气总资源量有望在30.05×1012 m3基础上大幅度增加,又将成为“十四五”乃至长远煤层气产业实现规模发展的重点勘探开发方向。面对以地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术及开发方式的迫切需求,鄂东缘深部(层)煤层气面临许多基础理论和技术难点,包括:成藏机理和赋存规律,有利区优选方法;高产主控因素及控制机理,解吸–渗流机理与开发规律,“地质–工程一体化”开发甜点分类评价标准,关键开发指标确定方法和依据;低成本优快高效钻完井技术,水平井水泥环高效密封控制技术;煤岩缝网形成机理,低成本、高效、环保压裂入井材料,改造后缝网孔渗特征、流动规律;高盐、高水气比、出砂等工况下排采及举升控制技术;高效节能集输、规模开发所需复杂集输管网稳定运行理论与实践体系;数智气田建设和人工智能应用研究。在系统梳理上述难点基础上,针对性地提出勘探地质、开发地质、钻完井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输与数智化等理论与技术的研究方向和具体对策,这一成果不仅对加快鄂东缘深部(层)煤层气规模上产具有重要的指导意义,而且对国内外深部(层)煤层气规模开发具有很强的引领和示范作用,也可有力推动煤层气产业高质量发展、支撑实现国家碳达峰碳中和目标与保障清洁能源安全。      

宁夏汝箕沟矿区煤层气地质学特征

根据煤田勘探、煤矿开采阶段的资料,结合室内外观测测试,探讨了二号煤的煤层气地质学特征: a. 汝箕沟矿区二号煤厚度巨大、连续性强、含气量高,为煤层气开发奠定了物质基础; b. 煤阶高,但基质孔隙、割理、外生裂隙发育,储层渗透性好; c. 区域上异常高压的分布范围可能比较广泛,且吸附等温线反映出利于降压排采的特征。这些都充分说明该区煤层气的勘探开发可与沁水盆地相媲美,且在煤厚、渗透性、异常压力、吸附等方面优于沁水盆地。      

沁水盆地煤层气高渗富区遥感研究

本文针对我国煤层气地质选区中，如何引进新技术、采用综合勘探策略、提高勘探效益、降低勘探成本这一问题，以我国煤层气最具开发潜力的沁水盆地（面积5万km^2）为例，阐述了应用遥感技术研究地质构造特征，寻找地下煤层裂隙发育区，探测煤层气高渗富集区的工作程序、方法和效果。选区结果目前已得到十多个煤层气试验井的证实。     

沁水盆地东北部地区15号煤储层物性特征分析

对沁水盆地东北部地区上石炭统太原组15号煤储层宏观、薄片、电镜、压汞、力学等方面进行了综合分析.结果表明,其煤类指示的煤相可形成良好煤储层,V/I（镜质体/惰质体）值高,在深度、厚度、有效孔隙度、构造特征等方面均达到了Ⅰ类煤储层的评价标准,利于煤层气开发.但割理多被脉状方解石充填,孔喉配置为微孔-微喉型,这些因素不利于煤层气开发.孔径（半径）分形下限为36 nm,D在2.9~3之间,煤层气相对易解吸.三次拟合后以0.57 μm为拐点,随孔径减小,拐点左侧分形特征有变差的趋势,拐点右侧有变好的趋势,在纳微孔级别,变化趋势加大.在实验室模拟地层条件下煤样各力学参数与顶底板和沁南进行了对比,表明煤储层力学性能与顶底板差异明显,压裂裂缝会延入顶底板,但压裂裂缝宽度要比沁南煤层的小,压裂裂缝高度也比沁南煤层略小,因此压裂裂缝相对较容易控制在煤层中.     

延川南地区煤层气储层地质特征研究

鄂尔多斯盆地煤层气含量丰富,是我国煤层气勘探开发的重要区块。为搞清该区煤层气的富集规律,通过现场解吸等手段研究了该区煤层气地质特征;通过分析不同煤层气井的含气量、煤岩特征、煤层特征,煤的孔隙特征及渗透性特征,认为本区具有煤层气勘探和开发潜力的煤层2号煤层及10号煤层。并根据其中一口井所获得工业气流的实际情况得出,延川南区块具有良好的煤层气勘探和开发的潜力。     

"典型煤矿区(屯留-安泽)煤层气地面开发前期评价及开发技术研究"获煤炭科技进步三等奖

该项目是煤科总院西安分院承担的原煤炭部重点项目 ,其针对煤层气领域的技术发展需要 ,优选出具有一定研究基础和正在进行大规模开发试验的屯留—安泽地区作为研究试验区 ,结合我国地质条件和储层特征 ,重点就煤层气资源评价、煤层气高渗富集区块预测、储层模拟、产能预测、经济评价、钻井及完井技术、压裂排采技术及优化等关键技术进行了勘探开发试验和理论研究 ,摸索出一套实用的前期评价理论和勘探开发工艺技术。研究成果已被中国煤田地质总局所属北京大地技术开发公司、山西晋丹能源研究开发有限公司、中联煤层气有限责任公司、阳煤集团…     

“十三五”期间我国煤层气勘探开发进展及下一步勘探方向

基于我国煤层气勘探开发项目、煤层气田生产现状以及科研技术成果的调研资料,分析了煤层气田稳产、提产综合治理技术措施,深层煤层气取得勘探突破的地质条件和潜力,支撑上述两方面进展的煤层气水平井技术以及相配套的井网优化、排采技术。结果认为,我国煤层气田稳产、低产井提产综合治理最有效的技术措施有四类,包括增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术。提出了“煤层气水平井+技术体系”概念,即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术组合体系,强调在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的相互匹配。界定了深层煤层气涵义,深层煤储层一般存在游离气,临界深度受地层温度梯度和压力影响。指出深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气勘探重点领域和方向。