中国煤储层渗透率分级方案探讨

统计分析了国内外不同煤阶和地区的煤储层渗透率数据,显示国外相同煤阶煤储层的渗透率要比我国高1~2个数量级,且我国不同煤阶煤储层渗透率整体上差异不大。研究表明,煤储层的渗透性主要受现今地应力强度和构造史及与其伴随的流体活动史决定的煤体结构、割理发育程度和割理充填状况等因素控制,高应力、复杂煤体结构和割理充填,是中国低渗透煤储层的基本成因机理。基于我国煤储层渗透率分布特点和不同渗透率条件下单井产量的分析,将有效煤储层的渗透率下限定为0.01×10-15 m2,按渗透率将有效煤储层划分为低渗(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)、中渗(k=0.1×10-15~0.5×10-15m2)、中高渗(k=0.5×10-15~1×10-15 m2)、高渗(k=1×10-15~5×10-15 m2)和超高渗(k>5×10-15 m2)5个等级,煤层气井的实际产量除受渗透率影响外,还受到煤层厚度、含气量、压裂参数、地质构造、煤系地层含水性和排采工作制度等其他因素的影响,随着我国煤层气开发技术的进步,低渗煤储层(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)经合理配套的压裂技术和排采方案仍可获得理想的产气量。     

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。     

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。     

中煤阶煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式和勘探方向

中国低、中、高煤阶煤层气的资源量各占总资源量的1/3，中煤阶煤层气的勘探开发取得了一定的进展。在解剖分析鄂尔多斯盆地东缘保德区块、临兴区块和准噶尔盆地白杨河矿区、白家海凸起等地区的煤层气分布深度、成因以及高饱和—超饱和带分布特征的基础上，总结出煤层气高饱和—超饱和带的成藏模式。研究表明：①在中国中—西部盆地中，中煤阶煤层存在的深度和深度区间很大，这为中煤阶煤层气的开发提供了巨大的埋深空间，此外，中煤阶煤层气以热成因气为主，个别区块的浅层有一定程度的次生生物气补给；②针对中国煤储层渗透率低的现实，寻找高含气饱和—超含气饱和带是高效开发煤层气的关键，其中，煤层气的高饱和—超饱和带包括次生生物气补充型、二次热生烃补充型和深层型3种；③次生生物气补充型高饱和—超饱和带出现在浅层淡水入渗的影响范围内，二次热生烃补充型高饱和—超饱和带出现的深度与岩浆侵入影响的深度有关，这2种成藏模式出现在局部地区，深层高饱和—超饱和带从机理上来看较普遍，且已得到勘探实践的证实；④在积极探索次生生物气补充型和二次热生烃补充型高饱和—超饱和带的同时，寻找深层超饱和煤层气的"甜点区"，这可能成为中国煤层气未来勘探开发的重要发展方向；5利用常规油气井对深层煤层气进行探索可能是深层高饱和—超饱和带煤层气开发最有效的方式，而对于新钻的穿过深层煤层的常规油气井，应注意煤层取样和煤储层评价工作，以尽快发现更多的深层超饱和煤层气。     

哈萨克斯坦Marsel探区叠复连续气田形成、分布与探测及资源储量评价

Marsel探区位于哈萨克斯坦境内的楚-萨雷苏盆地,面积1.85×10⁴km²,主要发育泥盆系、石炭系、二叠系地层。前苏联时期经35年勘探发现天然气储量137×10⁸m³;加拿大Condor公司开展5年勘探发现天然气储量60×10⁸m³;中科华康石油公司获得探矿权后,委托中国石油大学(北京)和中国地质大学(北京)相关力量进行了为期近3年的研究。应用叠复连续油气藏成因模式,结合对已有资料的重新处理与解释,研究了地层展布特征、构造演化特征、生储盖组合特征和油气运聚特征,预测出探区内存在一个广泛连续分布、面积超过2 500 km²的含气区。通过77口探井的钻探结果分析、相关测井资料中含气层重新解释、地震资料中各目的层含气性特殊处理和追踪、与国内外叠覆连续气藏产状特征比较,检测到Marsel探区内南哈气田的存在并厘定了含气边界、含气范围和含气层有效厚度分布。基于国际PRMS系统评价出南哈气田可采天然气资源储量最佳估值达18 049×10⁸m³,国际评价公司(GCA)审定当前条件下已达到天然气3C级别可采资源储量为5 159×10⁸m³。南哈气田位于中亚腹地的哈萨克斯坦境内,距中国已建成的第3条输气管线不到150 km,其发现将启迪在中亚仍至世界其他地区发现更多类似的非常规叠复连续的油气资源,为建设新丝绸之路经济带作出重要贡献。     

超饱和煤层气藏成藏机理

超饱和煤层气藏主要指煤层的含气量超过煤层的吸附能力的煤层气藏。根据大量的试验研究，并结合对具体煤层气成藏条件及成藏模式的分析，探讨了影响超饱和煤层气藏形成的条件（气源、盖层、水文地质条件），提出了四种超饱和煤层气藏的成藏模式：构造抬升压力自解吸型超饱和煤层气藏、构造下降温度自解吸型超饱和煤层气藏、它生气源补给型超饱煤层气藏、岩浆岩烘烤温度自解吸型超饱和煤层气藏；进而提出，中国煤层气勘探开发不应受风氧化带的控制，而应在煤层上覆封盖条件较好的浅层寻找超饱和煤层气藏，对浅层超饱和煤层气首先进行开发有望获得突破。     

准噶尔盆地北三台西南斜坡带油气成藏分析

在吸收前人研究成果的基础上,通过原油族群的划分和流体包裹体均一化温度的测定和分析,认为在准噶尔盆地三台-北三台-北三台西南斜坡带存在早燕山期、晚燕山期和喜马拉雅期3个成藏期,构成了该地区的成藏过程。早燕山期以博格达山前二叠系为烃源灶,油气自山前凹陷由南向北沿三台-北三台构造梁运移最远至北三台南坡。晚燕山期以阜康凹陷二叠系和侏罗系为烃源灶,油气自凹陷向北东、东和南东方向运移,喜马拉雅期油气运移的总格局与晚燕山期一致,在三台-北三台凸起高部位油气以垂向运移再分配为主。     

东西伯利亚盆地油砂成矿模式及资源潜力分析

东西伯利亚盆地是一个古老的地台型含油气盆地,经历了4个沉积构造演化阶段,其中基底形成阶段和同生裂谷早期阶段为盆地的孕育期,同生裂谷晚期阶段和被动边缘早期阶段为盆地烃源岩的沉积期,被动边缘阶段为盆地内储层和盖层的发育期,碰撞挤压阶段为盆地内部构造格局变化以及油砂成矿的关键期.丰富的油源、良好的储集条件、充足的油气远距离运移动力、畅通的疏导体系及烃类降解稠化等多种因素综合作用,促使东西伯利亚盆地形成规模化油砂资源.根据油砂的成矿机理,该盆地分为斜坡降解型和古油藏破坏型2种成矿模式,初步预测油砂资源为23 380亿桶.     

东委内瑞拉盆地油砂成矿条件和成矿模式研究

东委内瑞拉盆地是一个沉积构造复杂的前陆盆地,盆地南缘的奥里诺科重油带为世界上最大的重油和油砂聚集区。盆地内丰富的油砂资源是被动边缘阶段广泛发育的上白垩统烃源岩、前陆盆地阶段发育的多套优质储盖组合、大范围连通砂体、足够的油气远距离运移动力和相对开放的氧化环境综合作用的结果。在分析油砂成矿条件的基础上,针对盆地内不同的构造性质和构造位置,提出斜坡降解型和构造抬升型2种成矿模式,为今后油砂资源的研究奠定基础。     

含煤盆地深层“超饱和”煤层气形成条件

中国深层煤层气资源丰富,但总体勘探和认识程度较低,尚未形成较为系统的深层煤层气地质理论。通过解剖分析准噶尔盆地白家海凸起和鄂尔多斯盆地临兴区块深层"超饱和"煤层气井的试气/生产动态,估算原地游离气的含气量,分析了深层"超饱和"煤层气的形成条件。研究表明：①深层"超饱和"煤层气储层中除吸附气外,还含有原地游离气,用常规试气方法可直接获得气流,煤层气的产出不明显依赖于排水降压;②埋藏超过一定深度,在煤阶和温度的综合作用下,煤的吸附能力将随埋深的继续增加而降低,煤层中吸附气的饱和度有增加的趋势,在达到吸附饱和后,出现原地游离气并形成"超饱和"煤层气,盆地深层具有"超饱和"煤层气形成的优势条件;③由于地温梯度和压力梯度的不同,不同盆地"超饱和"煤层气出现的临界深度不同,异常高压和异常高热流可以降低深层"超饱和"煤层气形成的临界深度;④深层"超饱和"煤层气开发具有大大缩短见气时间、充分利用地层能量和累积产水量低等优势,有望成为未来煤层气勘探开发的一个重要领域。