“煤层气与非常规天然气勘探开发技术”专题

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“煤层气与非常规天然气勘探开发技术”专题

来源：煤田地质与勘探

专题来自于《煤田地质与勘探》2022年第3期和2022年第9期。徐凤银教授任客座主编。

专题主要涵盖行业技术发展述评、煤系气富集成藏机理、关键开发技术、先导试验及进展、典型区块工程示范效果及行业科技发展方向思考等内容。专题栏目概化为综述与进展、基础理论与评价、关键技术与示范。

行业视野: 煤层气
类别; 187个
关键词; 230位
专家; 40篇
论文; 10097IP
点击量; 4552次
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煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

作者(Author)：桑树勋, 郑司建, 易同生, 赵福平, 韩思杰, 贾金龙, 周效志

摘要：煤系叠合型气藏是含煤地层煤系气特有的关键成藏类型，煤系叠合型气藏的发现、勘探开发实践与研究探索为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新领域和新思路。提出并阐述煤系叠合型气藏的概念、主要类型、发育特征和赋存分布，探讨煤系叠合型气藏的形成条件、成藏过程、成藏模式，揭示其形成机理，重点讨论2种主要类型煤系叠合型气藏的地质适配性勘探开发技术模式，分析前瞻了煤系叠合型气藏在煤系气勘探开发中的应用。研究表明：我国发育(分流)河道砂体与煤层接触型(华北型)、煤层-砂岩–泥岩互层型(华南型)、煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型(东北型)3类煤系叠合型气藏，分布赋存分别以华北地区山西组、华南地区龙潭组和东北地区城子河组为代表；沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素，三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、支流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合；煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征，统一的含气系统和压力梯度一致是其本质特征；含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理，喜马拉雅期是华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期；高分辨率地震岩相解释识别气藏与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征，“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。这些技术模式已得到应用并将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效开发提供重要支持。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

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煤层气井无杆排采工艺应用与改进方向——以鄂尔多斯盆地东缘为例

作者(Author)：马文涛, 刘印华, 吴建军, 王玉斌, 王成旺, 徐万勇

摘要：鄂尔多斯盆地东缘地区煤层气资源量巨大，现已成为我国煤层气主力产区之一。区块自开发以来，针对中浅层煤层大斜度井与水平井开展了液力无杆泵、水力射流泵、电潜泵、隔膜泵排采工艺试验，生产中发现上述4类无杆排采工艺具有能有效避免大斜度井与水平井管杆偏磨的优点，但同时存在防煤粉防砂能力一般、防腐蚀防垢能力一般，存在高压刺漏风险、下泵深度受限、地面设备可靠性不强等缺点。通过分析区块前期中浅层煤层气井无杆排采工艺试验效果，总结了各类无杆排采工艺的优缺点，并指出中浅层煤层气井无杆排采工艺的改进方向。目前，随着煤层气勘探开发领域由中浅层煤层逐步转向深层煤层，原有中浅层煤层气井无杆排采工艺已无法满足深层煤层气井的排水采气需求，针对深层煤层气“原生结构煤发育、地层压力高、高含气、高饱和、游离气与吸附气共存”的地质特征和“见气早、气液比高”的生产特点，认为深层煤层气井无杆排采工艺需跳出中浅层煤层气井无杆排采工艺的思路，可以借鉴区块内致密气和海陆过渡相页岩气先导试验井的采气工艺经验，在生产现场开展“同心管气举”工艺、“小油管+泡排”工艺与“连续油管+柱塞+气举”工艺试验，能在有效避免传统无杆排采工艺缺点的同时实现深层煤层气的高效开发。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

200

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北美Eagle Ford深层页岩气藏开发特征及启示

作者(Author)：于荣泽, 王成浩, 张晓伟, 胡志明, 孙玉平, 郭为, 端祥刚, 王玫珠

摘要：我国四川盆地埋深3 500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发，目前正在探索埋深3 500～4 500 m深层页岩气有效开发技术。Eagle Ford为北美新兴深层页岩油气藏，与国内中深层开发区和深层探索区具备一定对比性，其开发技术政策及学习曲线可供参考借鉴。依托页岩气云数据智慧平台对2009—2019年Eagle Ford页岩油气藏干气产区6 223口水平井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统分析。研究显示，Eagle Ford干气产区中深层开发效果大幅优于深层。目前中深层气井平均测深6 013 m，水平段长2 558 m，钻井周期25.3 d，平均段间距50.0 m，加砂强度3.81 t/m，用液强度24.2 m~3/m，百米段长最终可采储量(EUR)为677×10~4 m~3，单井钻压成本617万美元，百米水平段长压裂成本13.4万美元；深层气井平均测深6 394 m，水平段长2 423 m，钻井周期33.3 d，平均段间距50.0 m，加砂强度4.03 t/m，用液强度26.9 m~3/m，百米段长EUR为520×10~4 m~3，单井钻压成本697万美元，百米水平段长压裂成本16.1万美元。Eagle Ford干气产区工程组织施工效率高，水平井建井周期主要为100～150 d，目前建井周期100 d；不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布，中深层气井合理水平段长2 300 m，深层气井合理水平段长1 600 m。我国中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化，深层探索区初期应适当控制水平段长。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

128

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区域构造与演化控制下煤层气富集高产典型模式

作者(Author)：琚宜文, 乔鹏, 卫明明, 李鑫, 徐凤银, 冯国瑞, 李勇, 吴财芳, 曹运兴, 李国富, 韩玉明, 李振, 芦志刚, 姜磊

摘要：煤层气勘探开发对改善我国能源结构、解决煤矿灾害与生态环境问题意义重大。结合我国区域构造与演化过程及煤层气地质条件，将煤层气富集产气模式划分为4种主要类型：构造简单裂隙系统、褶皱系统(较浅向斜轴部、褶皱翼部、次级构造高部位)、冲断构造系统(褶皱冲断带、高陡冲断构造)和构造叠加系统模式。其中，(1)构造简单裂隙系统模式发育在构造相对稳定的地区，煤层气以深成热成因为主，也可受岩浆热接触作用影响，在裂隙中等发育区形成高产富集区。(2)褶皱系统模式中，较浅向斜轴部挤压应力利于煤层气保存从而富集产气；褶皱翼部压力分布均匀，封闭性较好，其含气量与渗透率匹配适中形成富集高产带；次级构造高部位模式主要是在构造作用下形成的伴生构造(背斜、鼻隆构造、断块等)高部位形成构造圈闭，生成“气顶”。(3)冲断构造系统模式中，褶皱冲断带模式中逆冲断层阻止了煤层气的逸散，在靠近逆冲断层的相对构造高点富集产气；高陡冲断构造模式发育在复杂断裂区，深部煤层气在一定温压作用下，解吸游离至上部地层，重新被吸附或部分仍呈游离状态而富集产气。(4)构造叠加系统模式形成于受多期构造活动共同作用的煤储层中，不同的应力方向和机制引起的构造叠加使含气量和渗透率相匹配，煤层气富集且有一定产量。因此，区域构造特征控制着煤层气富集产气的每个模式，构造演化过程决定了富集产气的不同模式。这些富集产气模式对系统认识中国煤层气富集规律，指导“十四五”煤层气勘探开发具有重要意义。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

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大宁-吉县区块深层煤层气生产特征与开发技术对策

作者(Author)：聂志宏, 时小松, 孙伟, 闫霞, 黄红星, 刘莹, 冯延青

摘要：鄂尔多斯盆地埋深超过2 000 m的深层煤层气资源丰富，是煤层气勘探开发重要领域，鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块开展了一批深层煤层气工艺试验，初步取得一定效果，但规模效益开发主体技术亟待攻关。基于实验分析、生产数据和裂缝监测等资料，通过对大宁-吉县区块深层煤层气储层特征、生产动态和压裂改造效果开展评价，分析了深层煤层气生产特征并提出开发技术对策。研究认为：（1）深层煤储层具有“低渗、高含气、高含气饱和度、富含游离气”的特征；（2）深层煤层气产能主要受资源富集、微构造和有效改造规模控制，在正向微构造发育区，资源越富集、加液强度越大、加砂强度越大，越有利于扩大供气能力和提高单井产量；（3）深层煤层气生产井呈现出以游离气产出为主的高产期、游离气和吸附气共同产出的稳产及递减期和以吸附气产出为主的低产期三段式产出特征。基于上述认识，提出了深层煤层气开发技术对策，实施的D6-7P1井取得较好生产效果，证实在有利区实施超大规模加砂压裂可有效提高深层煤层气产能。

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煤田地质与勘探

2022年第03期

1493

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煤层顶板分段压裂水平井地质适应性分析与施工参数优化

作者(Author)：姜在炳, 李浩哲, 许耀波, 张群, 李贵红, 范耀, 降文萍, 舒建生, 庞涛, 程斌

摘要：煤层顶板分段压裂水平井是实现碎软低渗煤层煤层气高效抽采的有效技术。依托“十三五”国家科技重大专项课题，围绕煤层顶板分段压裂水平井煤层气高效抽采技术，采用理论分析、数值模拟等手段，对比不同地应力状态下裂缝的穿层扩展形态，研究水平井布井方位与最小水平主应力方向夹角对裂缝转向扩展的影响，分析多簇射孔条件下裂缝的竞争扩展现象。结果表明：（1）煤层顶板分段压裂水平井技术应用于碎软低渗煤层煤层气开发具有避免钻井液污染储层、提高水平井钻井施工安全性、提高固井质量、提高压裂改造效果、控制煤粉产出等优势。（2）地应力是裂缝穿层扩展的关键控制因素。为保证裂缝穿层扩展，垂向应力需大于最小水平主应力，顶板最小水平主应力需大于煤层，并且层间应力差为1～3 MPa时，既能够保证裂缝的穿层扩展效果，也能避免裂缝的起裂和延伸压力过高；“上覆岩层–顶板–煤层”应力剖面为“低–高–中”型时，水平井与煤层顶面的距离对于裂缝的穿层扩展效果影响较大；推荐水平井水平段与煤层顶面距离小于2.0 m。（3）水平井布井方位与最小水平主应力方向夹角越大，裂缝转向半径和转向距离越大，在压裂段间距相同的条件下，夹角为45°时缝间干扰程度比夹角为0°时强，不利于后续压裂段裂缝扩展，建议水平井布井方位与最小水平主应力方向夹角±15°以内。（4）对于分段多簇压裂，缝间应力干扰、压裂液流动摩阻、射孔孔眼摩阻共同导致各射孔簇裂缝非均匀扩展，可通过限流压裂、裂缝暂堵等手段促进裂缝均匀扩展。（5）工程试验取得了良好的产气效果，裂缝延伸特征与理论研究吻合度高。研究成果可为煤层顶板水平井的施工参数优化设计和推广应用提供借鉴。

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煤田地质与勘探

2022年第03期

182

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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

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鄂尔多斯盆地东缘MG区块煤层裂缝发育多尺度预测

作者(Author)：朱光辉, 李忠城, 师素珍, 史浩, 林利明, 刘彦成, 张鑫

摘要：查明煤层裂缝的发育特征，对于煤层气开采及井下煤矿安全生产都具有重要意义。测井及地震是煤层裂缝的地球物理识别的有效手段，针对鄂尔多斯盆地东缘MG区块，利用电成像、电阻率、密度、声波时差、自然伽马、中子孔隙度和阵列声波等测井曲线对8+9号的煤层小尺度裂缝的地球物理响应进行了描述；利用OVT（Offset Vector Tile）域叠前方位AVO（Amplitude Variation with Offset）反演对8+9号煤层中等尺度的裂缝发育形态进行了预测；利用叠后本征相干属性、相干增强属性及裂缝模拟属性，对研究区8+9号煤层的大尺度裂缝展布形态进行了精细刻画。经测井、叠后地震数据及叠前反演分析可知，该区8+9号煤层主要发育北北东向和北西向裂缝。该工作的开展，建立了从微观测井到宏观地震的多尺度煤层裂缝地球物理预测手段，将为研究区煤层气勘探选区及煤层安全开采提供重要地质依据。

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煤田地质与勘探

2022年第03期

178

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