滇东北地区煤储层现今地应力分布特征及渗透性预测

现今地应力分布与煤储层渗透性特征是影响煤层气勘探与开发效果的关键因素,但对滇东北地区二叠系煤储层而言,区域地应力与渗透性分布样式尚不清晰,影响着该区煤层气的高效开发。为此,本次研究在注入/压降地应力实测的基础上,利用有限元数值模拟分析了滇东北地区二叠系C5煤层现今地应力分布特征,结果显示:地应力分布呈现强非均质性特点,研究区北部和东南部的应力值较高,西部、东部以及构造带内的应力值较低。在地应力与渗透率量化关系构建的基础上,预测了煤储层渗透率,呈现东西高、南北低的格局。研究区内现今地应力对煤储层渗透性具有一定的控制作用,亦受埋藏深度等其他因素影响。研究成果期望能为滇东北地区煤层气勘探开发提供有益地质参考。     

准噶尔和吐哈盆地株罗系煤层气储集特征

西北侏罗纪陆相盆地低煤级煤层气藏勘探开发近年来受到越来越多的关注,煤层气成藏机制是该区煤层气勘探开发的重要基础工作,而煤层气储集是煤层气成藏的关键地质过程。研究表明:准噶尔、土哈两个侏罗纪陆相盆地低煤级煤储层具有高孔容、高孔比表面积、高游离气储集潜力和低原位吸附气体能力的特征,深部煤储层储集气量显著高于浅部煤储层;浅部煤储层中基本上为吸附气,深部煤储层中吸附气、游离气、溶解气共存,游离气的重要性随埋深增加而增大;构造高点和构造圈闭对深部煤层气成藏具有重大影响,煤层气与常规气兼探与共采在理论上可行,深部煤层气藏可能较浅部煤层气藏更具开发价值。     

六盘水煤田土城向斜煤储层现今地应力分布特征及其效应

近期勘探实践显示,六盘水煤田土城向斜内煤层气资源丰富,如何实现高效开发是关键,而现今地应力在煤层气开发过程中具有重要作用。本次研究基于研究区注入/压降地应力实测数据,分析土城向斜煤储层现今地应力分布特征及其效应,结果表明:煤储层现今地应力随埋藏深度的增加而逐渐增大,呈明显的线性关系。水平最大主应力和最小主应力均随着煤储层压力的增大而增大,表明现今地应力对于煤储层能量有所贡献,影响独立叠置含煤层气系统的形成。现今地应力影响煤层渗透性,进而控制煤层气开发。土城向斜内煤储层渗透率随有效地应力增大呈指数减小。本次研究成果期望可以在六盘水煤田土城向斜煤层气开发中提供新的地质参考与科学依据。     

准噶尔和吐哈盆地侏罗系煤层气储集特征

西北侏罗纪陆相盆地低煤级煤层气藏勘探开发近年来受到越来越多的关注,煤层气成藏机制是该区煤层气勘探开发的重要基础工作,而煤层气储集是煤层气成藏的关键地质过程。研究表明：准噶尔、土哈两个侏罗纪陆相盆地低煤级煤储层具有高孔容、高孔比表面积、高游离气储集潜力和低原位吸附气体能力的特征,深部煤储层储集气量显著高于浅部煤储层;浅部煤储层中基本上为吸附气,深部煤储层中吸附气、游离气、溶解气共存,游离气的重要性随埋深增加而增大;构造高点和构造圈闭对深部煤层气成藏具有重大影响,煤层气与常规气兼探与共采在理论上可行。深部煤层气藏可能较浅部煤层气藏更具开发价值。     

中国煤储层渗透率主控因素和煤层气开发对策

我国煤储层渗透率比美国煤储层渗透率低1~2个数量级,低渗透率是制约我国煤层气勘探开发的主要因素之一,本文系统分析了我国煤储层渗透率的主控因素。研究表明,煤储层的渗透率主要受煤体结构、宏观裂隙以及割理/裂隙系统充填状况和现今地应力等因素的控制,适度构造变形产生的碎裂煤中因宏观裂隙发育导致其渗透率高于原生结构煤的渗透率,但强烈构造变形形成的碎粒煤和糜棱煤则使渗透率降低;割理/裂隙系统矿物充填和高应力不利于渗透率保存。在不同地区,控制煤储层渗透率的关键因素不同,针对性对策是煤层气开发的关键:针对复杂煤体结构,在压裂井层优选时要在煤体结构测井解释的基础上考虑避开糜棱煤;针对我国华北地区石炭—二叠系煤层割理/裂隙普遍以方解石充填为主的煤储层低渗透成因,建议探索和开发酸化压裂一体化储层增透技术;针对高应力和地应力类型在垂向上的转换,在压前搞清应力强度和类型的基础上,控制水力压裂隙高度以避免沟通煤层围岩含水层;针对煤储层的应力敏感性和高应力状态,建议采用逐级降压制度,以提高单井的累计产气量。     

煤层甲烷成藏的地质条件及评价预测——以华北石炭纪—二叠纪煤区为例

尽管煤层气藏与常规天然气藏存在诸多重要差异 ,特别是在煤储层的吸附性能及其不均一性等方面 ,但煤层气成藏同样需要良好的封闭保存条件、相对稳定而简单的构造条件、较高的煤层气资源丰度、较高的含气饱和度、十分有利的煤层气藏围岩封闭与合适的水文条件、较高的煤储层渗透率。煤层气藏评价的主要方面包括 :煤层气藏的资源条件、封闭保存条件、煤储层的渗透性。运用煤层气藏的概念与评价方法体系有助于推动煤层气勘探选区的技术进步 ,也有利于在靶区内优化井网的部署     

沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制研究

应用油气成藏动力学方法,研究沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制。通过热力场、应力场、地下水动力场的分析,认为本区具有良好的生烃条件和储集条件,晋城矿区南部,地下水流场为一种汇流区,这种地下水流场特征,导致煤层气在汇流区域得到富集,形成地下水和煤储层中流体的能量的积聚,这种能量的聚集是形成高压储层的基础和保证。同时,南部还是低地应力分布区,渗透率相对地高,因此南部煤层气富集,煤层气产能大,是煤层气勘探开发最有利地区。晋城矿区北部为单向流动的地下水动力场,使得在相同地质背景下的同一地区出现不同的煤层气成藏特征。     

顾桥井田煤层气井多煤层合采产量影响因素分析

通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。      

沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制的研究

应用油气成藏动力学方法，研究沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制。通过热力场、应力场、地下水动力场的分析，认为本区具有良好的生烃条件和储集条件，晋城矿区南部，地下水流为一种汇流区，这种地下水流场特征，导致煤层气在汇流区域得到富集，形成地下水和煤储层中流体的能量的积聚，这种能量的聚集是形成高压储层的基础和保证。同时，南部还是低地应力分布区，渗透率相对地高，因此南部煤层气富集，煤层气产能大，是煤层气勘探开发最有利地区。晋城矿区北部为单向流动的地下水动力场，使得在相同地质背景下的同一地区出现不同的煤层气成藏特征。     

太原西山区块煤储层地应力分布特征及评价

地应力是影响煤层气开发的关键参数,为了分析太原西山区块煤储层地应力条件,为煤层气勘探开发提供理论依据,采用水力压裂法测量地应力,统计了太原西山区块35口井煤储层地应力资料,获取二叠系山西组2号煤储层地应力与煤层埋深之间的相关关系,阐明了现今地应力分布特征。结果表明,研究区山西组2号煤层破裂压力梯度、闭合压力梯度和煤储层压力梯度的平均值分别为4.77 MPa/hm、2.82 MPa/hm和0.6 MPa/hm;2号煤层最小水平主应力梯度、最大水平主应力梯度和垂直主应力梯度的平均值分别为2.82 MPa/hm、3.24 MPa/hm和2.7 MPa/hm。主应力均随煤层埋深增加呈线性规律增高。根据最小水平主应力的大小,将研究区划分为低应力区、中应力区、高应力区3个区。      

鄂尔多斯盆地东缘桑峨区煤层气分压合采可行性分析

在煤层层数较多的地区进行煤层气开采时,如果实施分层压裂、合层排采的技术,可以有效的降低煤层气的勘探开发成本,还可以提高单井产气量。研究分析此项技术的使用条件可以有效的提高多煤层合采的成功率。桑峨区内煤层层多,煤层结构较简单,厚度变化较小,是煤层气开发的较有利区块,在对直井产气特征研究的基础上,系统分析了主要煤层储层压力、压力梯度、临界解吸压力、储层渗透率、上下围岩特征等因素对合采的影响,认为研究区三套主力煤层基本符合分压合采的要求,可以考虑采用合层排采的方法来降低煤层气开采成本。     

焦作煤田恩村井田煤层气赋存特征与开发利用前景

根据煤田地质勘查和煤层气参数井资料,对焦作煤田恩村井田煤层气赋存的地质条件和煤层气储层特征进行了分析,认为井田内煤层气含量与煤层厚度、煤层埋深、煤层割理发育程度、围岩气密性呈正相关,且明显受构造控制。以F5断层为界将井田分为北块段和南墙向斜主体块段两个富集区。初步预测井田内二1煤层气总资源量160亿m3,有较大开发潜力,由于该区煤层渗透率、储层温度较低,煤破裂压力与闭合压力差值小,不利于通过压裂产生有效延伸长度和导流能力的裂缝,建议设计施工水平井或多分支水平井,以增加煤层气产能。     

延川南地区煤储层特征及煤层和井区优选评价

以延川南地区煤层气井的实验测试数据为基础,采用地质类比法对煤层的含气性及其他储层物性特征进行了对比分析,然后利用最大值标准化法和灰色关联系数法得出单煤层和井区的综合评价分数,并据此对井区进行了综合评价。结果表明,区内甲烷浓度高、含气量大、孔隙性能好、煤层厚度大,但含气饱和度和渗透率低,需要对储层做进一步的压裂改造;通过灰色关联分析,认为各因素的相关关联序为含气量〉含气饱和度〉渗透率〉储层压力〉煤厚〉埋深〉孔隙度〉甲烷浓度,2号煤的开发条件优于10号煤,各井区中以y-3、y-16及y-6井的综合评价值较高,是下一步井网布局和煤层气开发的首选井区。     

潞安矿区煤层气生产井井网布置方法的探讨

潞安矿区煤层气井井网布置采用350m-250m,根据区内两口试验井LA-016、LA-019裂缝实时监测技术取得的压裂裂缝半径、裂缝方位、裂缝影响高度,验证了井网布置的科学性和合理性,结合煤储层特征、区内构造、水文地质条件、煤层气后期开发与利用等因素,确定了在潞安矿区进行井网布置方法和原则,并结合实际情况来逐步完善,使其更具实用性。     

基于煤储层水力压裂动态渗透率变化的压裂效果评价方法及其应用

压裂施工曲线是反映压裂效果的重要依据,而压裂阶段储层渗透率的动态变化能够更直观地反映造缝效果。借鉴试井渗透率测试原理,建立一种压裂阶段储层动态渗透率定量评价方法,并将该方法应用到准南某区块2口煤层气井水力压裂效果评价中,获得压裂阶段储层动态渗透率曲线;同时采用G函数对压裂效果进一步评价。结果表明:动态渗透率曲线所反映压裂效果与G函数分析和基于排量、井底流压关系的评价结果吻合较好,能够反映储层内裂缝开启、延伸效果;其中,CMG-01井通过实施煤储层与围岩大规模缝网改造,压裂阶段储层渗透率最高达到2.5 μm2,造缝效果良好;而CBM-02井实施煤储层常规水力压裂,储层渗透率保持在1.8 μm2之下,显示出煤储层常规水力压裂与煤储层?围岩大规模缝网改造的差异性。动态渗透率定量评价方法弥补前期压裂改造效果缺乏量化评价的不足,为煤层气/煤系气储层水力压裂工艺的优化提供依据。      

煤田地质常规勘查中的DST测试应用研究

针对当前我国煤田地质勘查常规口径钻探中煤层气测试标准缺失和方法不统一问题,根据煤层气勘查评价规程要求,结合勘查施工条件,对常规煤田地质勘探条件下煤层气开发利用的测试进行了方法选择和成果评价。结果表明,常规口径下应用钻杆测试（DST）方法进行负压检测煤层气储层压力和渗透率,可以达到煤层气试井测试的预期效果,也是现今条件下煤田地质勘查中煤层气储层特征检测的合理选择,同时提出了钻杆测试（DST）应用中存在的问题和具体的改进建议,对于制定煤层气检测标准、统一测试方法、完善勘查规程具有一定的参照意义。     

论贵州煤层气地质特点与勘探开发战略

贵州煤层气地质条件具有“一弱、两多、三高、四大”的特点,即龙潭组富水性弱,控气构造类型多和煤层层数多,煤层含气量高、资源丰度高、储层压力及地应力高,以及煤层气资源量大、煤级变化大、煤层渗透性变化大和地质条件垂向变化大。贵州煤层气的赋存特点,一方面体现出其煤层气资源富集程度高、储层能量大、开发潜力巨大的优势;另一方面存在影响煤层渗透性及储层改造的不利因素,因此煤层气勘探开发需要寻找新的思路与方法。针对贵州省目前煤层气地质研究程度,提出近期应加大对煤层气勘探开发投入,准确摸清全省煤层气资源潜力状况,在此基础上分析各类煤层气开发技术对煤层气地质条件的适应性,进而合理制定煤层气资源勘探开发利用战略与规划。根据贵州省煤层气的开发现状建议将织纳煤田作为现阶段煤层气地面勘探开发的主攻区域,借鉴煤层气开发晋城模式,尽快在未采动区实施以地面直井和丛式井组为主的上部煤层群煤层气开发先导性示范工程;对六盘水及其他煤田则可借鉴淮南模式,通过远距离保护层大面积采动卸压,综合利用采前、采中、采后矿井和地面煤层气抽采技术,实施采动区煤层气开采,继而建设与之配套的分布式煤层气小型化利用、储运技术与装置。     

陕西黄陇煤田侏罗系煤层气开发关键技术

黄陵煤田侏罗纪煤层裂隙发育,渗透率高,煤层气开发的地质条件优越,即将成为我国煤层气开发一个重要的潜在接替领域,根据焦坪矿区和彬长矿区煤层气开发取得的成果,详细探讨了煤层气开发方式、井位部署、钻完井工艺、压裂工艺和排采工艺等关键技术,指出欠平衡钻进、基于储层保护的洞穴完井和分层控压联合排采将是该区煤层气开发技术发展的方向。     

多层叠置含煤层气系统成藏模拟技术及实例研究

在前人研究成果基础上．开发了多层叠置含煤层气系统成藏演化史数值模拟软件,并利用该软件对贵州织纳煤田水公河向斜多层叠置含煤层气系统进行了试算。研究结果表明,软件计算结果能够较好的反映煤层气成藏演化历程。通过研究获得的计算机软件和多层叠置含煤层气系统成藏模拟技术方法有助于复杂条件下煤层气成藏过程的研究,并为其勘探开发提供科学依据。