鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气成藏演化规律与勘探开发实践

中国深部煤层气(埋深>1 500 m)资源丰富,具有吸附气与游离气共存的赋存特征,其赋存状态、成藏特征和开发规律与中—浅部煤层气存在显著差异,成藏演化规律尚不清晰制约了其高效勘探与开发。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深部8号煤层为例,通过精细刻画深部煤层气的成藏特征,模拟深部煤层的埋藏演化史、热演化史、生烃演化史,完善了深部煤层气的富集成藏规律和成藏模式,并提出了针对性勘探开发对策。研究结果表明,大宁—吉县区块深部8号煤层全区发育、有机质热演化程度高、干酪根类型为Ⅲ型、生烃潜力大,总生烃强度为(20.2～34.7)×10⁸m³/km²;深部煤储层发育割理、裂隙、组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔等储集空间,为深部游离态煤层气提供了良好的储集条件;构造-岩性-水动力耦合封闭利于深部煤层气保存。研究区深部煤层的成藏演化可以划分为初始生烃阶段(阶段Ⅰ,306～251 Ma)、第1次热成因生烃阶段(阶段Ⅱ,251～203 Ma)、有机质热演化作用减缓阶段(阶段Ⅲ,203～145 Ma)、生烃高峰阶段(阶段Ⅳ,145～1...     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区致密储层产出水赋存特征及开发启示

鄂尔多斯盆地东北缘临兴地区致密气储层测试产水问题突出,为了明确该区致密砂岩储层产水主要来源,从区域水文地质条件分析着手,通过地层产出水样分析实验、半渗隔板实验,分析了研究区地层水化学特征和赋存状态。结果表明:1)研究区致密砂岩储层产出水为成藏后地层内滞留水,产出水以地层内自由水和毛管水为主,受压裂沟通及生产压差影响产出;2)Ⅰ类高孔渗储层水以高可动水储层为主,是"避可动"的主要目标;Ⅱ类储层水主要以毛细管水为主,是"控转化"的主要目标;Ⅲ类储层水以毛管水、束缚水为主,是"限压裂"的主要目标。以上成果认识对盆地边缘低压、低饱和度致密气藏开发具有一定指导意义。     

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900～1 600 m。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。     

电成像测井在鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块致密砂岩储层的应用

鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块是典型的低渗透、低产量、低丰度致密岩性圈闭气藏,气藏勘探难度大,主力层位是煤系地层山西、太原、本溪组。以煤系地层致密砂岩储层地质和测井基础理论为指导,综合利用岩心测试、地质和测井等资料,结合电成像测井资料,围绕临兴-神府地区目标储层展开测井资料解释综合评价。研究区岩性共划分出砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩、碳质泥岩、泥岩、碳酸盐岩及煤9种岩性,总结建立7种常见层理构造的成像图像、倾角矢量及地质模型一体化的综合识别模式。结合区域背景认为研究区本溪组、太原组为有障壁滨岸沉积环境,主要包括潮汐水道、泻湖沼泽、混合坪、碳酸盐岩丘等沉积微相;山西组为三角洲前缘沉积环境,主要包括水下分流河道、河道间、河口坝3种微相。该研究对于该地区天然气勘探开发有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气勘探实践及发展方向——以临兴-神府气田为例

鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府气田早期一直以煤层气勘探为主,并且缺乏系统的成藏理论认识和关键的开发技术手段,致密气勘探开发工作几乎停滞。近年来,通过转变区域工作重心(从煤层气走向致密气)、深化成藏理论研究和创新地质工程一体化技术,成功指导了中国海油陆上第一个千亿方大气田的发现。基于期间致密气勘探开发实践,系统总结了区域致密气勘探开发理论进展和技术成果,并提出了未来中国海油陆上非常规天然气发展方向。研究认为:(1)鄂尔多斯盆地东缘非常规油气资源十分丰富,致密砂岩、煤层、铝土岩、碳酸盐岩等多种储层类型发育,具备立体成藏和多气共存条件。(2)创新提出鄂东盆缘“源-储-断”三控影响下的差异成藏富集模式,形成了地质工程“双甜点”定量识别技术,实践了全流程一体化的压裂增产改造技术,建立了沉积-成岩双协同的储层综合评价技术,有力支持了海油陆上非常规天然气产业的快速发展,目前已基本探明致密气地质储量近3 000亿方,建成年产能20亿方。(3)提出了“双碳”目标引领下中国海油陆上超级大气群(万亿级规模)的战略构想,制定了“立足致密气、突破深煤层、兼顾新领域(铝土岩与碳酸盐岩)”的勘探目标,形成“整体部署、分...     

深部煤层气游离气含量预测模型评价与校正——以鄂尔多斯盆地东缘深部煤层为例

鄂尔多斯盆地深部煤层气资源量丰富,实现规模开发有助于油气增储上产,助力双碳目标落实。围绕深部煤层游离气含量预测这一关键问题,以盆地东缘埋深在1 911.60～1 924.84 m煤层的保压取心数据为依托,基于已有游离气含量预测模型的验证与评价,提出了新的游离气含量预测模型。研究结果表明,9件保压密闭取心样品的含气量在4.22～16.35 m³/t,其中游离气含量为1.24～2.56 m³/t,占总含气量的11.00%～36.17%。含气量差异受灰分含量影响明显,高灰分和高密度样品的含气量偏低,在垂向上呈现中间煤层过饱和、上下煤层欠饱和的特点。综合实验和理论计算储层实际温压条件下的甲烷气体密度、含水饱和度和孔隙度等参数,结合吸附态甲烷占据的孔隙空间,构建了基于吸附膨胀效应的深部煤层游离气含量预测模型。采用该模型预测的游离气含量在1.29～2.69 m³/t,占总含气量的10.01%～38.54%,含气比(实际含气量与理论最大吸附气量的比值)在33.86%～148.26%,与保压取心样品实测含气量的吻合程度高。相关模型可应用...     

鄂尔多斯盆地临兴神府区块致密砂岩气低温压裂液优化与应用

针对鄂尔多斯临兴神府区块低温储层开展压裂液优化研究,通过大量岩心实验和测井数据认识区块储层特性,开展破胶剂体系优化实验,利用低温催化剂实现低温下快速破胶,从而实现快速返排,减少压裂液与地层的接触时间。同时,利用30~80 ℃高活性生物酶破胶剂,高效降低破胶液残渣含量,实现残胶的彻底清理,从而保证裂缝的导流能力。各种破胶剂加量的设计考虑压裂液注入对地层温度的影响,进行阶梯化设计,实现较短时间破胶。针对储层物性特征对稠化剂、黏土稳定剂和助排剂等进行优化,得到一套经济有效的压裂液体系。该体系在本区块30多口生产井约100层应用,统计现场测试基液黏度为18~27 mPa · s,交联时间35~55 s。压裂施工结束关井1 h后,开井放喷,返排液黏度均低于5 mPa · s,已完全破胶。初期产量和累计产量均明显好于采用压裂液体系未经过针对性设计的单一氧化性破胶剂,且多口井实现高产,证明优化后的压裂液体系在该区块具有非常好的适用性。     

深部煤储层孔隙结构特征及其勘探意义——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例

深部煤层气是煤层气勘探新领域,资源潜力巨大,2021年,鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块(大吉区块)2 000 m以深的煤层气勘探开发取得重大突破,吉深6-7平01井初期产气量达10×10⁴m³/d,揭开了盆地深部煤层气规模勘探开发的序幕。缺少针对性孔隙特征的系统研究,制约了研究区深部煤层气的高效开发。基于岩心和扫描电镜、全直径CT扫描、储集物性测试、CO₂低压吸附、N₂低压吸附、高压压汞等测试资料,系统分析了大吉区块太原组深部8号煤层的储层特征和孔隙结构,结果表明：(1)深部8号煤储层形成于潟湖相覆水森林沼泽,煤岩类型以光亮煤和半亮煤为主,有机质热演化程度高(R_o平均为2.81%),割理和裂隙较为发育,但多被次生矿物充填,有效裂缝占比低。(2)深部8号煤储层储集物性较差,基质孔隙度在3.60%～6.11%,平均为3.65%,基质渗透率在0.001～0.060 mD,平均为0.016 mD,属于特低孔、特低渗储层;孔隙类型以微孔为主,宏孔次之,介孔欠发育;微孔的比表面积占比达99...     

鄂尔多斯盆地东北缘临兴—神府致密气田成藏地质特征及勘探突破

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带一直以煤层气勘探为主,由于成藏特征认识不清,致密气勘探鲜有重大突破.2013年,中国海油大胆由煤层气勘探转向致密气勘探,通过系统总结晋西挠褶带北段致密气成藏条件及气藏特征,揭示了其选择性差异富集成藏规律,指出了有利区并获得储量发现.研究结果表明:(1)临兴—神府气田产层为石炭系本溪组、二叠系太...     

中低煤阶煤层气储量复算及认识——以鄂尔多斯盆地东缘保德煤层气田为例

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段,属于典型的中低煤阶煤层气田。2011年,该气田探明煤层气地质储量183.63×10⁸ m³,技术可采储量91.82×10⁸ m³,截至目前,气田已规模开发6年。由于储量计算参数发生了明显变化,需要重新评估储量的动用情况和可动用性。2018年9月,按照储量规范,结合煤层气自身的产出机理和开发特点,利用动态资料,采用体积法复算了地质储量,采用产量递减法和类比法重新标定采收率,对2011年提交的探明储量进行了复算。复算增加煤层气探明储量29.86×10⁸ m³;采收率标定结果为52%,较2011年增加2%;标定技术可采储量110.94×10⁸ m³,较2011年增加19.12×10⁸ m³。储量复算工作需重点说明计算参数的变化情况,在技术可采储量计算以及采收率确定过程中,在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算。     

不同煤体结构煤储层与煤层气井产出煤粉特征的关系——以鄂尔多斯盆地东缘柳林区块为例

不同类型煤体结构煤储层对煤层气井产出煤粉的影响不同。以鄂尔多斯盆地东缘柳林区块为研究区,为了查明不同煤体结构煤储层分布及其对煤粉产出的影响,基于测井资料构建了主成分分析-支持向量机(PCA-SVM)煤体结构预测模型,应用PCA-SVM模型预测了柳林区块3+4号煤层不同煤体结构煤的分布。根据煤层气井产出煤粉监测和测试结果,分析了煤层气井产出煤粉特征,探讨了煤储层的煤体结构与煤层气井产出煤粉特征的关系。研究结果表明：研究区3+4号煤层煤体结构类型以Ⅱ类煤为主,Ⅰ类煤次之,Ⅲ类煤最少。垂向上,3+4号煤层不同煤体结构煤分层发育,平面上,3+4号煤层的Ⅰ类煤主要分布在研究区中部和东南部,Ⅱ类煤和Ⅲ类煤主要发育在研究区北部和西南部。研究区内的主要构造控制了3+4号煤层煤体结构的平面分布,Ⅰ类煤主要发育在离断层和褶皱较远的构造简单区,Ⅱ类煤主要发育在背斜轴部及伴生断层附近,研究区北部的Ⅲ类煤主要受聚财塔大断层的控制,南部的Ⅲ类煤主要受褶皱和断层双重构造作用的影响。煤体结构类型决定了产出煤粉特征,构造煤是煤粉产出的主要控制因素。不同类型煤体结构煤储层产出煤粉质量浓度大小为Ⅲ类煤>Ⅱ类煤>...     

鄂尔多斯盆缘致密砂岩气藏勘探开发挑战与技术对策——以临兴——神府气田为例

临兴—神府气田位于鄂尔多斯盆地东北缘,相较于盆内苏里格、大牛地等气田,具有地貌及构造条件复杂,地震影响因素多;低阻气层发育,气层识别难度大;气藏类型多样,开发方式有差异;岩矿组成复杂,不利于增产改造等技术难题。为破解上述技术瓶颈,建立一套适用于鄂尔多斯盆缘致密砂岩气(以下简称致密气)的勘探开发配套技术,结合地质—工程一体化认识,系统开展了盆缘致密气地质主控因素解剖和主体开发技术对策研究。研究结果表明:(1)基于宏观构造明确了成藏差异性,其中低幅构造区气层厚度大、含气饱和度高,是勘探最有利区;(2)明确了"构造控区、微相控储、物性控藏、裂缝控渗"四要素主控的致密气差异富集规律,指导了甜点区优选及井位部署;(3)针对黄土塬地貌,采用"两宽一高"地震采集方法,探索浅部薄气层、含水气层及煤下储层反演方法,提高了有效气层识别率;(4)基于核磁和测井分层段识别岩相、孔隙类型影响的岩电参数,指导了低阻气层有效判识;(5)形成的勘探开发配套技术,应用并验证了地球物理、气层识别和储层改造等技术的适用性,助力致密气立体高效开发。结论认为,该研究成果和形成的技术序列有效支撑了临兴—神府气田的增储上产,为鄂尔...     

浅水三角洲河道砂体叠置关系的地震识别——以鄂尔多斯盆地东缘临兴S区为例

稀井网、大井距条件下进行地下砂体的刻画与表征是油气田开发初期的难点.以地震资料为主导,通过井震结合,利用波形指示反演技术,对鄂尔多斯盆地东缘临兴S区上石盒子组浅水三角洲分流河道砂体的边界及叠置关系进行识别,明确分流河道的叠置关系及其影响因素.研究表明:分流河道叠置类型受控于A/S值和河道能量,在地震剖面上识别出强能独立...     

埋深对深部煤层气储层物性及开发效果的影响——以鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块为例

基于鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块室内实验数据和开发数据,研究埋深对煤层气储层物性、开发效果及煤层气富集高产的影响,提出了深部煤层气储层富集高产区定量评价指标和计算公式。结果表明：埋深越大,煤层气越富集,研究区最大镜质组反射率随着埋深增加而增大,古地温随埋深增加持续升高,因此生烃能力随着埋深(古地温)增加持续增加,再加上高温热液烘烤,该区古地温明显高于正常值,利于煤层气大量生成,导致研究区CH₄含量随埋深增加而增加。埋深对煤层气井产量具有双重影响,储层渗透率随埋深增加呈负指数降低,当埋深达到1 500 m左右时,渗透率降至约为0.1 mD;但吸附时间随埋深增加而降低,即埋深越大,解吸效率越高,这是深部煤层气开发的有利因素。利用含气量、渗透率和吸附时间3个参数计算的产气指数表明,其与单井产量具有良好的相关性,能够对研究区煤层气富集高产区进行有效预测;研究区产气指数随埋深先增加后降低,在埋深为1 100 m附近达到最高,为最有利开发区。     

低煤阶煤层气成藏机制与勘探突破——以吐哈—三塘湖盆地为例

吐哈—三塘湖盆地煤层气资源丰富,但低煤阶煤层气成藏机制认识不足制约了该区煤层气的勘探开发。为此,在系统分析煤系地层地质特征的基础上,从沉积环境、构造特征、封盖条件和水文地质条件等方面分析和总结了煤层气富集主控因素和成藏模式,并明确了该区煤系气的有利勘探区带。研究结果表明：(1)古地貌和古环境控制煤岩的发育程度,稳定的正向构造是煤层气富集指向区,顶底板稳定的泥岩封盖条件是煤层气富集的必要条件,地表水补给是晚期生物气生成和富集的关键;(2)该区煤层气成藏可划分为缓坡区多气源补给煤层气富集、山前带复杂断块浅层煤层生物气、深层砂煤共储煤系气富集以及南部残余凹陷深部洼槽区煤层气富集4种模式;(3)条湖凹陷—马朗凹陷北部斜坡带、台北凹陷北部山前带西段浅层是煤层气最有利目标区,淖毛湖凹陷东部、沙尔湖凹陷东洼槽是煤层气较有利目标区,台北凹陷核桃沟—柯柯亚、鄯勒、照壁山—红旗坎、鄯善—温吉桑、疙瘩台构造带以及条湖凹陷中部构造带是煤系气富集有利区。结论认为,低煤阶厚煤层煤层气可以获得高产工业气流,吐哈—三塘湖盆地深部煤层气资源具有良好的勘探开发前景。     

煤成气多层系富集机制与全含气系统模式——以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例

鄂尔多斯盆地发育以煤成气为主要气源的多层系常规和非常规含气系统,不断在新区、新层系、新类型和新领域中取得勘探突破。为了进一步提升盆地油气勘探效率,重新认识油气地质理论,在系统剖析盆地东缘临兴区块下古生界、上古生界和中生界含气层系分布规律基础上,探讨奥陶系—三叠系的含气序列,刻画了多层含气系统形成条件及富集特征,揭示了煤成气在源岩层系滞留、源外层系富集的成藏过程,并建立了全含气系统模式。研究结果表明：(1)研究区发育煤系烃源岩主控的石炭系—二叠系连续型煤层气、页岩气、铝土岩天然气和准连续型致密砂岩气,圈闭条件主控的不连续型三叠系岩性—构造气藏,输导条件主控的奥陶系马家沟组碳酸盐岩气藏;(2)多层系气藏垂向叠置分布,形成煤系及其上覆下伏层系全含气系统,该系统受沉积、储层和输导体系等综合控制,发育连续型、堆叠型、侧叠型、孤立型等含气层;(3)全含气系统形成的基础是煤系生烃持续充注,核心是天然气“生—运—聚—散”动态变化,体现为常规构造—岩性气藏和非常规连续型气藏有序共生、垂向叠置,需要立体勘探开发。结论认为：(1)盆地天然气勘探应从源储耦合、有序聚集的视角寻找煤系及其上覆下伏地层的滞留气、近...     

煤层气含量的主控因素——以卡拉哈里盆地XX区块为例

煤层气含量是煤层气资源评价、开发部署和经济评价的重要指标,通过大量实验分析,对卡拉哈里盆地XX区块煤层气含量主控因素进行研究。结果表明,煤岩有机质显微组成中镜质组经历凝胶化作用、惰质组经历丝煤化作用,富含镜质组的煤岩具有较高生气量及较强吸附能力,富含惰质组煤岩的生气能力和吸附能力较差。煤阶控制煤层气生成、煤岩储层孔隙及割理发育,当镜质组反射率小于0.5%时,为生物气形成阶段,生气量小,煤岩原生孔隙发育,吸附能力差,煤层气含量低。当镜质组反射率为0.5%~4.0%时,煤岩有机质经历热降解和热裂解作用,生气量大;随着镜质组反射率的增大,煤岩微孔隙和割理增多、比表面积显著增加,含气量逐渐增大。当镜质组反射率大于4.0%时,煤岩微孔隙和割理减少、比表面积显著减小,煤层含气量减少。煤岩灰分含量与吸附能力呈负相关,煤岩灰分含量越少,吸附能力越强,煤层气含量越高。另外,煤层顶板岩性致密、渗透性差,煤层气含量相对较高;远离断层的煤层气保存条件相对较好,煤层气含量相对较高。     

核磁及密度测井耦合的致密砂岩低阻气层饱和度评价方法——以鄂尔多斯盆地临兴神府致密砂岩储层为例

饱和度评价是油气藏储层评价的核心,直接影响油气储量评价及开发决策。鄂尔多斯盆地临兴神府区块致密砂岩储层低阻气层较发育,依靠电阻率曲线难以准确评价低阻气层饱和度。本文利用储层含气对核磁测井孔隙度和密度孔隙度的影响,通过理论推导,明确了含气饱和度和密度孔隙度与核磁孔隙度之差呈正相关关系,基于密闭取心分析饱和度数据,建立基于核磁及密度测井耦合的致密砂岩低阻气层饱和度模型。含气饱和度计算结果与岩心分析数据吻合较好,使得低阻气层含气饱和度提高16%,为致密气藏储量评估和高效建产奠定基础。     

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 ...}     

煤层气排采局部水动力场模式及其意义——以鄂尔多斯盆地东南缘为例

煤层气排采形成的局部水动力场是对原始水动力场扰动的结果,开展局部水动力场模式及其对排采效果影响的研究对于指导煤层气排采井层的优选具有重要意义。鄂尔多斯盆地东南缘某煤层气田煤层气井排采动态表现差异很大,考虑不同排采井所处构造位置和原始水动力场背景,识别出了煤层气排采引起的3种局部水动力场模式,即有效扰动型局部水动力场、含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场。在有效扰动型局部水动力场中,排出水为煤层水,煤层气井表现出见气快、产气量高等特点;在含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场中,排出水有部分甚至大部分来自于邻近含水层或近地表的淡水,属无效排水,煤层气井表现出见气晚、产气量低等特点。在局部水动力场模式的指导下,对断层附近的排采井要避免射开邻近强含水层的煤层,同时,排采井的井位应避开近地表淡水补给区。