发现千亿方深煤层气田，鄂尔多斯盆地相关研究成果！

新华社北京10月23日电，从中国海油获悉，公司在鄂尔多斯盆地东缘2000米地层发现千亿方深煤层气田——神府深煤层大气田，探明地质储量超1100亿立方米。神府深煤层大气田的发现展示了鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发的广阔前景，对我国类似盆地资源勘探和非常规油气增储上产具有重要指导意义。为促进鄂尔多斯煤层气领域的最新理论与技术成果的展示与交流，《煤炭科学技术》整理了近年来科学家围绕该领域产出的成果。（数据来源：中国知网，2023-10-24）

行业视野: 地质
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煤层气开发井网样式和井距优化研究——以鄂尔多斯盆地大宁区块为例

作者(Author)：黄赞, 周瑞琦, 杨焦生, 王玫珠, 王大猛, 马遵青, 祁灵, 门欣阳, 方立羽

摘要：煤层气井网优化设计与部署作为煤层气开发方案编制的关键部分，合理的井网部署不仅可以优化煤层气产量，还可降低煤层气开发成本，提高经济效益。针对这一问题，以鄂尔多斯盆地大宁区块为研究对象，系统分析了研究区煤层条件及煤储层特征，确定了煤层气开发适用的井型和井网方位。结果显示，大宁区块山西组5#煤层具有厚度大，结构简单，含气量高，渗透率低等特点，煤层顶底板封隔性好，资源潜力巨大。煤层气开发井型应以定向井为主，水平井为辅，配合相应的井网进行规模开发，井网方位为NE66°；利用煤层气产能数值模拟软件COMET3，对大宁区块当前采用的井网样式和井排距进行了产能预测，模拟评价了不同井网样式和不同井排距开放方案下的产能。数值模拟结果表明，当前大宁区块煤层气开发所采用的井网样式和井排距，在排采3086d后，煤层气采收率仅为19.03%，煤层气资源动用程度低。在井排距为300m×80m和400m×100m（即井排距比为4∶1）时五点式井网的单井累计产气量最大，在井排距为300m×100m和360m×120m（即井排距比为3∶1）时矩形井网单井累计产气量最大，据此认为大宁区块在设置4∶1的井排距比时应选用五点式井网，设置3∶1的井排距比时应选用矩形井网，井网样式和井排距经过优选后，煤层气采收率分别达44.18%和36.85%，煤层气资源动用程度大幅度提高。

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临兴地区下二叠统太原组页岩气地质特征及勘探潜力

作者(Author)：陶传奇, 王延斌, 倪小明, 韩杰, 刘盛霖

摘要：为揭示鄂尔多斯盆地东缘临兴地区太原组页岩气地质特征及勘探潜力，以富含有机质泥页岩为研究对象，基于野外钻孔和测井基础地质资料，查明了泥页岩累计厚度和单层最大厚度分布规律；针对泥页岩开展了有机地化、物性特征、X射线衍射和等温吸附等试验测试分析，对页岩气聚集成藏条件及勘探潜力进行了研究。结果表明：临兴地区太原组泥页岩分布稳定，累计厚度为10~50 m，平均为30 m，单层最大厚度为5~25 m。有机质丰度较高，TOC含量介于0.26%~12%，平均为3.81%，有机质类型以II、III型干酪根为主，最高热解峰温介于443~576 ℃，在紫金山岩体附近泥页岩热成熟度明显增大。泥页岩发育纳米级-微米级的孔裂隙，有机质孔多呈圆形、椭圆形和蜂窝状，碎屑矿物溶蚀孔等其它类型孔隙均有发育，矿物颗粒内部、碎屑颗粒边缘和有机质内部的微裂隙较为发育。石英、长石等脆性矿物含量占45%~65%，黏土矿物含量介于28%~62%，多为非膨胀类矿物。泥页岩含气量变化范围大，介于0.08~7.3 m3/t，平均为1.41 m3/t，含气量与TOC呈明显的正相关关系。综合考虑泥页岩厚度、有机质丰度、热演化程度等因素，临兴地区的中北部泥页岩厚度大、TOC含量高，矿物组合有利于储层改造，为页岩气勘探有利区。与四川盆地海相页岩气勘探区相比，临兴地区太原组泥页岩具有埋深浅、含气量偏低的特点，在油气资源勘探开发中宜注意与煤系地层的砂岩气和煤层气的联合勘探开发。

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2023年第05期

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古交矿区太原组煤层气开发地质特征及产能优化

作者(Author)：刘一楠, 吴翔, 李勇, 徐立富

摘要：沁水盆地太原组深部煤层气资源丰富，勘探开发尚未系统开展。通过解剖沁水盆地西北部古交矿区煤层气钻井、压裂、排采资料和测试数据，揭示太原组煤层厚度、含气量、储层物性等地质条件和见气压力、排采规律等开发特征，结合数值模拟提出了开发井型和井网设计。研究区太原组8号和9号主力煤层分布稳定，累计厚度约5 m，埋深在500～900 m，以低灰和低硫煤为主，生气能力强，含气量约11m3/t。煤层物性中等，含气饱和度高，临储比高，见气时间早，具有较好的开发潜力。影响煤层气开发因素包括构造运动导致地应力集中，工程改造困难；主力煤层见气压力较低，气体解吸困难；开发过程中间歇性排采，裂缝或孔喉堵塞等。基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟，当储量丰度达到0.4×108 m3/km2，见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好，模拟预测20 a累计产气量达到957×104 m3。研究区水平井最佳开发指标为水平段长度700 m,8段压裂、井距300 m。当定向井与水平井距离在350 m时，布井开发效率最优。在定向井菱形井网中，短轴距离为200 m、长轴距离为300 m，开发效果最佳。综合上述煤层气开发地质条件分析，结合地质—工程一体化设计，明确了后续开发有利区和工艺选择，为研究区和类似地区煤层气高效开发提供地质支撑。

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煤炭科学技术

2022年第08期

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临兴地区深部煤储层地应力场及其对压裂缝形态的控制

作者(Author)：高向东, 孙昊, 王延斌, 倪小明, 邓泽

摘要：地应力是煤储层压裂改造的关键控制因素。基于电成像测井和水力压裂数据，结合Abaqus软件模拟，查明了研究区深部煤储层地应力空间展布规律，探讨了地应力对压裂裂缝延展的影响。结果表明，临兴地区最大水平主应力方向近似呈EW向。地应力的垂向分布具有明显分带性，存在1 200 m 和2 000 m两个临界转换深度。1 200 m以浅，地应力以垂直主应力为主；埋深介于1 200～2 000 m 时，水平主应力占据主导；当埋深超过2 000 m时，地应力再次转换为以垂直主应力为主。研究区深部煤储层地应力主要表现为最大水平主应力＞垂直应力＞最小水平主应(σhmax>σV>σhmin)。地应力的平面分布受埋深和构造2方面控制，埋深导致地应力整体呈南高北低、西高东低的特征；褶皱和断层使得研究区北部地应力呈条带状分布，背斜核部水平地应力较大，向斜核部及断层发育区水平地应力较小。研究区地应力组合特征决定了煤储层压裂裂缝以垂直裂缝为主，局部容易形成一些复杂缝。在天然裂隙存在的情况下，水平主应力差小于3 MPa时，压裂裂缝沿天然裂隙扩展；当水平主应力差超过6 MPa时，压裂裂缝沿最大水平主应力方向扩展；当水平主应力差超过10 MPa时，压裂裂缝基本为沿最大主应力方向的单缝。压裂实例分析表明，压裂裂缝的延伸方向和扩展特征受地应力控制明显。该研究成果以期为深部煤储层的压裂改造提供理论指导。

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煤炭科学技术

2022年第08期

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中国煤层气储层地质与表征技术研究进展

作者(Author)：刘大锰, 贾奇锋, 蔡益栋

摘要：我国煤层气资源丰富，发展煤层气储层地质学理论与技术有助于我国煤层气勘探开发的进一步突破。基于对文献调研与分析，阐述了煤层气储层地质与表征技术的研究内容及进展，分析了前缘发展方向。研究认为，煤层气储层地质学研究正在从宏观向微观、从定性向定量、从单学科到多学科协同发展，研究内容涉及煤储层成因类型、沉积环境、构造作用、应力特征、物性特征、几何形态、井网布置方式、储层改造及保护、井网调整及优化等产业全过程；煤层气运聚动力分为2类，一类是在气体浓度差作用下的扩散-渗流机制，另一类是压差或势差作用下的水动力-浮力机制；构造挤压应力主要通过骨架岩石的变形改变含水层与隔水层，并影响到流体渗流网络的疏导能力；沉积压实主要影响孔-裂隙空间及喉道，沉积物沉降速度过快容易形成异常高压带，不利于储层流体流动；流体在三维空间中所处的温度不同，温差效应常会引起流体发生瑞利和非瑞利对流驱动，一般浅部低温、密度较大的流体会向下运动，而深部高温、密度较小的流体会向上运动；渗透率研究经历了4个阶段，包括表观现象与经验推测定性分析、多种理化效应与细化各因素作用影响机制、数学模型与数值分析等多种模拟手段定量表征以及精细完善储层微米尺度传输介质渗透率动态变化。研究指出，未来需要精细研究深部构造煤和热改造煤储层纳米级孔隙气体的赋存状态与扩散运移机理，建立健全煤系非常规天然气合采技术制度，根据纳米孔隙超量吸附的聚散过程厘定不同温压条件下煤储层微纳米孔隙中气体凝聚与游离空间变化。

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2022年第01期

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叠置含气系统煤层气开采物理模拟试验方法研究

作者(Author)：许江, 李奇贤, 彭守建, 闫发志, 张超林, 韩恩德

摘要：为了研究滇东-黔西地区的多层叠置含气系统煤层气开采过程中储层参数和产量的时空动态演化特征，在多层叠置含气系统的特殊煤层气成藏模式和已有试验设备的基础上，对煤层气开采系统进行了改造和升级，煤层气开采系统由开采管、开采管路和气水分离器以及其他附件组成。建立一套集合材料选取、试件制备和煤层气开采的煤层气开采物理模拟试验方法，最后对试验系统和方法的优势、今后改进方向和适用条件进行了汇总。为了对开采物理模拟试验方法进行效果验证，以直井为例开展了叠置含气系统煤层气开采试验，研究了4个煤层在煤层气开采过程中的瓦斯压力、煤层温度、煤层变形、产量等参数动态演化规律。结果表明：瓦斯压力以井筒为中心近似呈现椭圆状，越靠近井筒区域瓦斯压力越小，反之越大，气体运移速度由近井段向远井段逐渐降低；煤层温度下降量在煤层内以井筒中轴线为起点呈圆弧状向边界递减，越靠近井筒区域温度下降量越大，反之越小；1—4号煤层在第360分钟的最终体积应变分别为0.067%、0.109%、0.117%和0.154%，初始瓦斯压力越大的煤层，其最终的变形量也越大，且初始瓦斯压力越小的煤层，体积应变增长速率变缓的时刻越早；瞬时产量曲线呈现在开采初期迅速达到峰值并急剧下降的单峰曲线类型。研究结果验证了叠置含气煤层气开采物理模拟试验方法的可靠性，能够为现场煤层气开采提供参考。

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煤炭科学技术

2021年第01期

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煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

作者(Author)：李勇, 王延斌, 倪小明, 张松航, 吴翔, 韩文龙, 刘度

摘要：大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高，亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明：基于不同排采阶段，以产气量为主要参数，结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井；钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响；基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类（Ⅰ～Ⅳ)可改造地质单元，产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力；通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系，划分了3大类13小类低效井形成类型；提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系，保证资源和储层的有效性，促进缝网井筒的高效连通，做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。

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煤炭科学技术

2020年第02期

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延川南煤层气田深部煤层气成藏规律与开发技术

作者(Author)：陈贞龙, 郭涛, 李鑫, 肖翠, 金晓波

摘要：位于鄂尔多斯盆地东南缘的延川南煤层气田从勘探发现到效益开发经历了近10年，其产能建设和开发上产的整个历程，在我国深部煤层气领域的勘探开发探索中具有很强的代表性和示范作用，气田突破了800 m以浅的经济开发极限深度，实现了规模效益开发。基于对延川南煤层气田的地质特征、成藏规律以及开发生产动态的综合分析，研究了其富集高产要素以及勘探开发技术。大量实践证实了研究区煤层气藏具有三大地质特征：①埋深大、煤阶高、含气量高，资源条件较为有利；②孔隙度低、渗透率低、微孔发育有利于吸附，但孔隙连通性较差不利于产出；③储层压力系数低，开发难度较大。在深入分析深部煤层气地质成果的基础上，总结提出了“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”的延川南深部煤层气田成藏富集高产的五要素协同控制理论，形成了适用于深部煤层气勘探开发的四大关键技术体系：①构建了以“串枝化”、“井工厂”为特色的集约化大平台钻完井技术；②形成了适用于深煤层开发的有效增产改造技术；③制定了基于解吸理论的智能化精细排采控制技术；④集成了适宜于复杂地貌的地面集输以及气田数字化技术，为同类型的深部煤层气的产能建设和经济有效开发提供了技术支撑。

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煤炭科学技术

2019年第09期

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