《煤田地质与勘探》虚拟专题︱深部煤层气最新研究进展

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《煤田地质与勘探》虚拟专题︱深部煤层气最新研究进展

来源：煤田地质与勘探

在能源结构转型和环境保护的大趋势下，深部煤层气的勘探与开发日益成为全球能源领域的热点话题。《煤田地质与勘探》特此聚焦深部煤层气富集成藏机理及勘探开发的最新研究成果与实践进展，精选分享近期刊发的多篇论文，以供行业内的专家学者参考借鉴。

行业视野: 煤层气
类别; 91个
关键词; 140位
专家; 23篇
论文; 3793IP
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大宁-吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

作者(Author)：李曙光, 王红娜, 徐博瑞, 甄怀宾, 王成旺, 袁朴

摘要：大宁-吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集，体积酸压后试采获得突破，但试采井产能差异大，产能主控因素不明确，严重制约煤层气开发进程。针对大宁-吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井，从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标，运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明：酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素；砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素，可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标；提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度；控制排采速度不超过200 m3/d，以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。

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煤田地质与勘探

2022年第03期

373

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大宁–吉县区块深部煤层气多轮次转向压裂技术及应用

作者(Author)：熊先钺, 甄怀宾, 李曙光, 王红娜, 张雷, 宋伟, 林海, 徐凤银, 李忠百, 朱卫平, 王成旺, 陈高杰

摘要：鄂尔多斯盆地东缘大宁−吉县区块深部煤层气资源丰度高，煤储层天然裂缝与煤自身割理裂隙发育、煤体结构好、机械强度高、顶底板封盖能力强，为大规模体积压裂缝网的形成提供了有利条件。超大规模压裂改造工艺使深部煤层气单井产量获得重大突破，但示踪剂监测结果显示，水平井各压裂段产气效果贡献不均一、资源动用存在盲区、综合效益未达预期。指出深部煤储层形成超大规模有效缝网面临两类主要挑战：(1) 深部煤层裂缝扩展规律认识不清；(2) 现有压裂技术存在过度改造及改造不充分区域。基于此问题，提出适合深部煤储层改造的多轮次转向缝网弥合压裂技术。首先，分析深部煤层超大规模缝网形成的可行性；其次结合现场压裂数据与微地震监测结果，分析地层曲率、倾角等对压裂裂缝扩展的影响；最后建立应力场计算方法，以此为依据，进行多轮次转向工艺优化及现场试验。在大宁−吉县区块现场进行试验验证，井周微应力场非均匀区域水力裂缝实现了较为均匀的扩展，增大了裂缝整体改造体积，单井产气效果较周边井有明显提升，其中DJ55井5轮次压裂，储层改造体积达到243.6×104 m3，生产340 d累产气量970.5×104 m3，平均日产气量2.85×104 m3，日产量和压力均保持稳定，改造效果较好，预计采收储量(EUR)大于3 000×104 m3，产气潜力较大；JS8-6P05井第1—7段采用2 ~ 3轮次压裂，压后日产气量8.59×104 m3，相比各段均采用单轮次压裂的JS8-6P04井加砂规模降低41.9%、压裂费用降低21%，但2口井水平段千米日产气量相当。试验效果表明，多轮次压裂工艺在一定程度上解决了水平井两侧应力差异而导致的裂缝单侧扩展问题，促进井筒两侧压裂裂缝趋于均匀扩展，极大程度上保障了深部煤储层资源动用程度和压后产量，是深部煤层气压裂工艺降本增效的主要技术途径。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

296

13
川东南南川区块龙潭组深部煤层气成藏特征及勘探前景

作者(Author)：郭涛, 金晓波, 武迪迪, 解飞, 刘尽贤

摘要：四川盆地东南缘南川区块Y2井直井自喷日产气1.3×104 m3，获四川盆地东南缘深部煤层气勘探战略突破。为了系统揭示南川区块深部煤层气富集高产规律，通过区域地质、测试、化验及生产资料，从煤岩煤质、孔裂隙发育特征、含气性、可压性入手，开展深部煤层气成藏特征及勘探潜力评价。结果表明：研究区深部煤储层全区稳定分布，厚度在1.5~4.2 m，镜质体随机反射率Rran在1.6%~2.2%，为高镜质组含量、低灰分煤层，为煤层气成藏提供了物质基础；煤储层为“微孔−微裂隙”型储层，微孔占比达78.4%，其比表面积贡献达95%，利于煤层气吸附与保存，微裂隙发育，利于压裂改造及气体渗流；煤层具有“高含气量、富含游离气”的特征，总含气量12~37 m3/t，深部煤层气游离气占比一般在24%~36%，吸附临界转换深度在1500 m左右；深部煤层水平应力差异系数小，煤体结构好，顶板为良好的应力隔档，天然裂缝与最大主应力夹角小，具有良好的可压性；丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜是川东南深部煤层气勘探的有利区带。研究成果对川东南深部煤层气勘探具有重要的指导作用，也可为全国类似盆地深部煤层气勘探提供借鉴。

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煤田地质与勘探

2024年第04期

263

1
鄂尔多斯盆地神木–佳县区块深部煤层气地质特征及勘探开发潜力

作者(Author)：李国永, 姚艳斌, 王辉, 孟令箭, 李珮杰, 张永超, 王建伟, 马立民

摘要：我国深部(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。与中浅部相比，深部煤层气在富集成藏规律与开发方式方面均具有显著的差异性，急需针对重点区块开展解剖性分析研究。神木–佳县区块位于鄂尔多斯盆地东北部，目前尚处于深部煤层气勘探的起步阶段，深部煤层气富集特征及开发潜力等尚不明确。基于研究区近期实施的地震资料、300余口井的测井资料和4口取心井的参数资料等，系统分析煤储层基础地质特征，总结煤层气富集主控因素与富集规律，类比剖析研究区深部煤层气勘探开发潜力。研究区深8号煤的镜质体反射率介于0.7%~1.8%，大部分区域煤层演化已处于热解生气高峰，区域上煤层净煤厚度高达7~8 m，煤层发育稳定，构造相对简单、水动力封闭性较强、顶底板封盖条件较好，为煤层气大面积连续成藏提供了优越条件，其中佳县南区的煤层气资源条件最好。与鄂尔多斯盆地东部其他区块深部煤层相比，研究区煤层中游离气占比明显更高(15.21%~46.47%)，煤层中吸附气主要受吸附压力封存控制，而游离气受毛管力封闭与浮力重力分异双重控制，两种封存机制共同决定了深部煤层含气量的垂向分带与平面分区，以佳县南部为例总结了吸附气吸附压力主控、游离气毛管压力封闭与重力分异耦合控制的典型深部煤层气富集模式。与临兴区块和大宁–吉县区块类比分析结果表明，神木–佳县区块具有较好的煤层气资源基础、储层改造条件和高产潜力，预示了此区块深部煤层气规模化开发的美好前景。此外，大宁–吉县区块深部属典型的高煤阶煤，而神木–佳县深部为中煤阶煤，因此，该研究认识进一步丰富完善了深部煤层气富集理论，对于全国深部煤层气勘探开发实践有重要指示意义。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

166

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基于资源性与可压性的深部煤层气甜点预测

作者(Author)：赵志刚, 朱学申, 王存武, 祝彦贺, 吕玉民, 陈思路, 齐宇, 田永净

摘要：目的我国在鄂尔多斯盆地东缘获得多个大型深部煤层气藏的勘探突破，然而如何有效地将储量转化为产量并实现高效开发尚不明确。方法以神府南区为例，综合应用地质、测试、压裂及生产动态资料，围绕深部煤层气藏资源性和可压性，开展地质−工程双甜点评价研究。结果与结论结果表明：(1) 研究区成煤相带适宜，以三角洲沉积为主，8+9号煤层厚度大、分布稳定，热演化程度介于0.7%~1.5%，生烃条件较好；孔−裂隙系统发育，储集空间优越，为煤层气的赋存提供储了集空间；煤层顶板以封盖能力较强的泥岩为主，位于地下水滞流区，使得区内煤层气具备良好的保存条件，煤层含气性好，具有游离气与吸附气共存的特征。(2) 利用井震结合的地球物理技术刻画了煤层脆性、水平主应力差和煤层裂缝的分布特征，建立了深部煤层气地质−工程双甜点识别指标体系，划分了3类地质−工程甜点区，Ⅰ类甜点区位于东部，Ⅱ类甜点区位于中西部，Ⅲ类甜点区位于西北部。(3) 针对区内煤层埋藏深、孔渗性差、割理裂隙发育等特征，提出以“高排量大规模注入+变黏滑溜水造缝携砂+高强度加砂+全尺度裂缝支撑”为核心的体积压裂技术。压后试采评价显示Ⅰ类甜点区投产井上产快，峰值产量8 000 m3/d左右，生产稳定在7 000~8 000 m3/d。研究成果有效指导并推动了神府区块深部煤层气勘探开发有利区优选与先导试验区方案实施，对该区深部煤层气的规模建产具有积极意义。

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煤田地质与勘探

2024年第08期

119

0
郑庄北中深部煤层气水平井产能影响因素及开发技术优化

作者(Author)：张聪, 李可心, 贾慧敏, 张武昌, 杨瑞强, 李俊, 王琪, 侯伟明

摘要：【目的】郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发，整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后，单井产量达到直井的10~50倍，目前已成为主体开发井型，但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素，改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践，结合地质特征与工程参数，分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素，并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明: 单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下，中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层，整体资源富集；高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内；原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系；研究区水平主应力差介于8~16 MPa，且随埋深增加而增大，无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上，当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好，井平均稳产气量可达到9 700 m3/d；水平段越长，煤层稳产气量越高；采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式，稳产气量随压裂规模增加而显著提高，压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著，当排量<7 m3/min时，水平井稳产气量整体小于2 000 m3/d；当排量增大到8~10 m3/min时，稳产气量逐渐增高；当排量保持在10~12 m3/min，稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m3/d；当排量提高到16~18 m3/min时，稳产气量突破18 000 m3/d。最后，优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数，通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

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煤田地质与勘探

2024年第06期

98

9
宁武盆地深部煤储层地温场特征及其对含气性的影响

作者(Author)：郗兆栋, 唐书恒, 刘忠, 屈晓荣, 张鹏豹, 苏育飞, 张迁

摘要：温度是影响深部煤储层含气性的重要因素，继而影响深部煤层气的开发效果。因此，明确煤储层地温条件及其对深部煤储层含气性的影响是系统认识深部煤层气富集特征及生产规律的关键。宁武盆地太原组9号煤层埋深大于1 000 m的面积占比超过90%，盆地腹部煤层埋深基本大于1 500 m，最大埋深超过2 500 m，属于典型的深部煤层气。以宁武南区块为例，基于井温测井数据、实验测试数据、录井资料及试井资料，确定宁武南煤储层地温场特征及其对含气性的影响效应。结果显示，宁武南区块9号煤储层温度为15.5~40.1℃，与煤层埋深具有显著的正相关性，地温梯度为1.27~1.95℃/hm，平均为1.52℃/hm，显示出低地温场特征。研究区煤储层含气饱和度为40.1%~93.7%，平均为71.7%，显示出深部煤储层低含气饱和度的特征。随着埋藏深度的增加，较低的地温梯度使得研究区煤储层温度增加缓慢，导致在相似埋深下，温度对研究区深部煤储层吸附能力的负效应显著低于大宁−吉县、临兴等深部煤层气区块，使得研究区煤储层吸附气向游离气的转换深度加深且转换比例降低。低地温条件是影响研究区深部煤层含气性的重要因素之一，继而影响其可开采程度。在深部煤层气的勘探开发中应重视煤储层地温条件的研究。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

135

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神府区块深部煤储层力学特性及裂缝扩展机制

作者(Author)：米洪刚, 吴见, 彭文春, 徐立富, 李勇

摘要：目的明确煤力学性质和地应力的分布特征及其对人工裂缝形态和扩展行为的控制机制，对深部煤层压裂设计、井网部署和煤层气资源开发至关重要。方法以鄂尔多斯盆地东缘北部神府区块太原组8+9号煤为研究对象，基于声波测井、密度测井、注入压降试井和排采资料，系统分析煤层及其顶底板岩层的力学性质和地应力分布特征，揭示力学性质和地应力对水力裂缝的控制机理。结果和结论结果表明：(1) 8+9号煤层与顶底板形成了泥岩−煤-泥岩(占77.4%)、砂岩−煤-泥岩(15.5%)等6种组合；(2) 基于声波和密度测井计算的力学参数显示，煤弹性模量在4.83~13.69 GPa(平均6.28 GPa)，泊松比0.31~0.41(平均0.37)，区域上以南北脆性高，中部塑性高；(3) 注入压降试井计算结果显示，研究区最大水平主应力介于31.11~39.11 MPa，最小水平主应力变化范围为25.78~29.94 MPa；声波测井计算结果显示，垂向应力(平均49.12 MPa)>最大水平主应力(平均39.50 MPa)>最小水平主应力(平均33.80 MPa)，煤层与顶底板最小水平主应力差在0~12.75 MPa；(4) Abaqus和Fracpro PT模拟结果显示，煤弹性模量越大，裂缝高度相对越大，当顶板与煤层的力学强度差较小时防止穿层；煤层水平主应力差增大，容易沿最大水平主应力形成单一裂缝；煤层水平主应力较顶底板水平主应力越小，易在煤层内形成较长、较低、较宽的裂缝，且不易穿层。研究认为实施较大的压裂规模、缝内暂堵技术和控制裂缝净压力等手段是提高神府区块8+9号煤水力压裂效果的主要途径。

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煤田地质与勘探

2024年第08期

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