呼和湖凹陷煤层气储量及有利勘探区预测

针对海拉尔盆地呼和湖凹陷勘探程度较低的特点,利用钻井和地震资料的解释与反演,评价和预测了呼和湖凹陷煤层的空间分布规律、煤层厚度及煤的地质储量,结合煤层含气量参数,预测了凹陷内的煤层气资源量约为7.43×1011m3,占整个海拉尔盆地煤层气资源量的68.83%.呼和湖凹陷大二段煤层埋深适中,预测煤层气资源量较大,是煤层气勘探开发有利层段;南二段煤层埋深多在2000m左右,但预测煤层气资源量最大,值得开展研究工作.     

吐哈盆地沙尔湖凹陷侏罗系煤层气勘探新认识

为了探讨吐哈盆地沙尔湖凹陷侏罗系煤层气的勘探潜力,应用大量最新分析化验数据和钻井资料,分析了煤层发育特征、煤岩热演化规律和显微组分、煤储层物性、煤层气成因类型、煤岩吸附特征、含气性、构造运动、水动力条件、煤岩直接顶板的岩性等保存条件及前期煤层气井勘探失利原因等。结果表明,沙尔湖凹陷煤岩热演化程度低,具典型的煤层原生生物气特征,均质性差;但煤层厚度大,煤层裂隙及大孔发育,原煤含气量高,煤层气保存条件较好,煤层气总资源量较大。总之,沙尔湖凹陷侏罗系煤层气成藏条件优越,资源丰度高,采用合适的钻井、完井、储层改造措施及排采制度,将会取得一定的勘探成效。     

蜀南地区龙潭组煤层气储层特征及资源潜力

据中国多次开展的煤层气资源评价结果,蜀南地区煤炭以无烟煤为主,与沁水盆地类似,其煤层变质程度高,吸附能力强,含气量高,蕴藏了大量的煤层气资源。为了进一步查明蜀南地区煤层气储层特征及其资源潜力,根据该区测井资料、录井资料、煤层气参数井资料,从煤层分布特征、煤质特征、孔-裂隙发育特征、含气性特征及等温吸附特征等方面,分析了该区煤储层特征,对储层质量进行综合评价,并在此基础上评价其资源潜力。结果表明,蜀南地区龙潭组煤变质程度高,属于无烟煤;兰氏体积大,含气量高,气体质量好,含气饱和度高,兰氏压力小,临界解吸压力小、地解比偏低。综合评价显示该区煤层气储层质量较好,资源潜力大,但开发难度较大,尚需适宜的开采技术。建议选择长宁-叙永区块开展煤层气勘探开发试验,探索煤层气勘探评价方法及有效的开采技术。     

古交地区煤层气地质条件及资源潜力分析

基于煤层气井实测含气量测试、镜下观察、等温吸附实验等手段,对古交地区煤储层煤岩煤质、显微裂隙、渗透率、含气性等进行了分析。结合煤层气资源丰度平面分布特征,探讨了该区煤层气基础地质条件及其资源潜力。研究表明:古交地区煤层经深成变质和岩浆热源叠加变质作用演变为现今的中高煤级焦煤、廋煤和贫煤,煤储层显微裂隙较为发育,渗透率在(0.01~0.15)×10-3μm2之间;储层压力梯度处于0.38~0.65 MPa/100 m,含气饱和度介于53.1%96.5%之间,属于欠压欠饱和煤层气藏;煤层周围致密的泥质岩层使得煤层气具有良好的保存条件,后期受东南部祁县隐伏侵入岩体以及西部狐偃山岩浆岩体的影响,二次生烃作用使得煤层含气量普遍较高,煤层平均含气量在9.8 m3/t;该区煤层气资源丰度分布在狮子沟#马兰向斜中南段和杜尔坪断裂带周围存在两个资源丰度富集区,具有较好的勘探开发前景。     

辽河坳陷东部凸起古生界煤层气成藏地质条件

为研究辽河坳陷东部凸起古生界煤层气勘探开发潜力,以优选有利区为目标,利用钻井、地震、录井、测井、煤岩心化验分析及动态测试资料,通过对煤层沉积条件、生气条件、储集条件、构造条件、岩性组合条件以及水文地质条件的研究,探讨了辽河坳陷东部凸起古生界煤层气成藏地质条件,描述了煤层气藏特征,并对有利区进行评价。结果表明:研究区古生界煤系地层沉积环境为潮坪、泻湖亚相,煤层发育、分布稳定;煤岩经历两期变质作用,变质程度高、产气量大;储集层裂缝发育,有利于煤层气储集;后期构造活动较弱,煤层封闭性好;水文地质条件有利,保存条件好;煤层气为热解成因,成藏主要受构造因素控制;资源勘探潜力大.     

澳大利亚H区块中煤阶煤层气储层评价

澳大利亚煤层气资源丰富,尤其是中煤阶的煤层气具有埋藏深度浅、含气量高、渗透率高等易于商业开发的特点。以澳大利亚H区块中煤阶的煤层气为研究对象,在测井识别煤层的基础上,利用测井、录井、岩心分析等数据开展了煤层气储层分布、煤质、物性以及含气性研究,利用取心分析数据获得的动态兰氏体积构建煤层含气量及含气饱和度模型,实现H区块煤层气储层表征。研究结果表明,澳大利亚H区块煤层气储层具有高含气量、低灰分、低挥发分、低湿度、高固定碳、高渗透率的特点,具有较高开发潜力。煤层气储层特征评价将为后续煤层气开发奠定基础,同时为同类型煤层气储层评价提供借鉴。     

云南老厂矿区煤层气地质条件

在分析矿区地质条件、煤岩及煤储层特征的基础上,探讨研究区煤层气地质条件.结果表明:老厂矿区龙潭组和长兴组含煤性好,煤层厚度大并且分布稳定,煤质以无烟煤为主,生烃量大,生烃能力强;煤岩组分稳定,镜质组含量高,对甲烷吸附性强;煤层孔隙度较低,渗透率中等;解吸率和储层压力偏高,中等含气性,含气量在6.02 ～ 18.95 m3/t.研究区构造类型和水文地质条件相对简单,围岩封盖及地下水封堵作用强,利于煤层气的富集成藏.综合分析认为,老厂矿区属中型富甲烷煤层气目标区,煤层气成藏地质条件优越,煤层气资源丰富,开采条件优越.     

峰峰煤田磁西一号勘查区煤层气赋存特征与开发建议

为了明确磁西一号勘查区煤层气赋存的特征与开发的可行性,在矿区煤田地质特征研究的基础上,分析了影响煤层气聚集的各地质因素,通过施工煤层气参数孔,获取2,4煤层的孔隙度、渗透率等储层参数。根据等温吸附实验与含气性测试可知,研究区CH4含量为8.98~12.01 m3/t,煤层含气饱和度在50%左右;勘查区内断层发育,破坏了煤层的完整性而难于形成较大的降压漏斗;尤其是在煤层顶底板附近出现断层时,2,4煤层与奥灰含水层形成水力联系,储层压力难于降到煤层气临界解吸压力以下,难于形成工业气流。从现阶段的工艺技术条件和经济性考虑,研究区近期不适宜进行煤层气的地面开发,而应做好煤层气的井下抽排工作,做到煤与煤层气资源的综合开发利用。     

黑龙江省煤层气勘探前景分析—以鸡西、勃利盆地为例

随着我国天然气需求日益增大和国内外煤层气勘探开发技术的成熟,煤层气已经成为常规天然气现实的补充和接替目标。黑龙江省煤炭资源丰富,含煤盆地众多,煤层气资源潜力大,具有较好的勘探前景。本文通过对鸡西、勃利盆地钻井资料分析,评价了煤层特征并预测了城子河组煤层的厚度和空间分布。通过对煤层厚度、埋深和变质程度等因素综合分析认为鸡西盆地含煤层性好,含气量高,是黑龙江省煤层气勘探开发的重点探区。勃利盆地煤层分布广,含气量达到开发标准,但煤层薄,间距大,埋深较大,可做为煤层气勘探的远景探区。     

陕晋交界大宁地区煤层气的赋存条件的研究

大宁地区是鄂尔多斯盆地东部石炭-二叠含煤层系的主要分布区,煤层气资源量约为1．8×1012m^3。本区煤层气成藏控气条件有利,具有煤层厚度大,分布面积广、含气量高、煤层吸附饱和度高,顶底板封盖性能好等特点,是煤层气勘探的有利目标区。本文主要论述了保存条件对于煤层气藏的作用及其重要意义,保存条件主要指封盖能力,构造．厚度,煤级等因素。     

煤层气聚集理论研究进展综述

煤层气是一种非常规天然气,其"自生自储"的特点与常规天然气的生、储、盖、运、聚、保等基本成藏地质条件不同,煤层气成藏富集的基本条件主要包括生成条件、储集条件和保存条件。通过对国内外大量文献的调研,分析了煤层厚度、煤变质程度、煤岩组分、煤岩孔隙-裂隙结构、封盖条件、水文地质条件、构造条件等7个因素对煤层气富集成藏的控制作用。对煤层气聚集成藏领域的新进展进行了综述,并指出了其未来的发展方向。     

渭北盆地韩城开发区煤层气储层特征分析

以韩城开发区高煤级煤储层为例,分析了该区煤储层生气地质条件、煤储层物性特征。研究结果表明,本区煤层气赋存条件良好,煤级高,生气能力大,勘探开发潜力大;煤储层物性条件良好,储集性能好;煤层内生裂隙发育,连通性较好,孔隙以微孔占据主导地位,孔径介于1～100nm的占总孔容71.44%～88.15%,孔隙度普遍小于7%;煤比表面积、孔容等孔隙参数表现出强烈的不均匀性;煤储层压力以欠压为主,局部存在高压储层,渗透率分布具有典型的非均质性;煤层吸附能力大,含气量较高。总体上,该区地质和储层特征参数有利于煤层气富集和高产。     

寺河井田下组煤煤层气开发有利区优选及穿煤柱水平井井位部署

寺河井田在煤炭开采前需要通过地面预抽方式降低瓦斯含量以解决煤炭开采过程中的瓦斯突出等问题。煤矿区地面煤层气开发工程要做到与煤炭的协调开发,煤层气抽采区块的优选及井位的合理部署至关重要。本文利用FLAC3D软件模拟,建立煤层底板采动效应地质模型,开展针对性的研究上组煤采动后下伏岩层应力变化;结合煤矿采掘部署,选取下组煤煤层气开发的主控因素为指标,建立采动区下组煤煤层气开发潜力评价指标体系,采用层次分析法和模糊综合评价相结合的方法,评价煤层气开发的有利区块;以煤层气与煤炭协调开发为前提,确定穿煤柱水平井煤层气开发井位部署的原则,研究水平井设计的关键要素及内容,优化设计15口井位。研究表明：9号煤层和15号煤层都处在3号煤层开采卸压范围内;东五盘区是寺河井田部署下组煤煤层气水平井的优选区,开展的1口煤层气井最高日产气量达到了9 522 m3。     

煤层气吸附解吸规律研究进展

调研了煤层气吸附理论与实验、水对煤层气吸附解吸过程的影响与煤层气液固吸附理论体系等3方面的研究进展,总结了气相吸附理论在煤层气吸附研究中取得的成果以及水对煤层气吸附的影响作用,分析了气相吸附理论在解释煤层气吸附状态时存在的问题,介绍了最新的液相吸附理论及在此基础上的煤层气复合解吸理论。不同相态的水对煤层气的吸附作用不同,煤样含水饱和度较低时,气相的平衡水可以显著降低煤层气的吸附量;当含水饱和度达到一定临界值时,含水量对煤层气吸附量变化的影响不大;而煤样中含水进一步增大时,注水煤样中液相水可以增加煤层气的吸附量。煤层气的赋存状态与气相吸附规律并不相符,而煤层气的液相吸附理论可以同时解决煤岩在水环境下生烃的条件及气相吸附没有临界解吸压力的问题;在液相吸附的条件下,煤层气的解吸过程是由气相及液相解吸共同控制的复合解吸过程。     

褐煤储层含气量计算

因我国褐煤中煤层气赋存特征认知程度较低,影响了较低煤级煤层气的开发,褐煤中含气量的研究显得尤为关键。基于此,文中对采自内蒙古海拉尔盆地4个褐煤H1,H2,H3,H4样品进行煤岩煤质分析,25℃平衡水等温吸附实验。计算埋深在400～2 000 m吸附气含量;模拟在储层温度、压力、矿化度、密度条件进行甲烷溶解度的测定结果表明甲烷溶解度随压力、温度的同时增加而增大(低于80℃),基于实验结果,计算了不同埋深(温度、压力)下褐煤储层的水溶气含量;测定4个褐煤样品孔隙度,根据马略特定律计算游离气含量。由吸附气、水溶气及游离气含量计算褐煤含气量。结果表明,埋深小于1 000 m的褐煤含气量随埋深增加而增大;埋深大于1 000m随埋深增加而减少。H1含气量较低,H2,H3,H4含气量较高,400～2 000 m埋深的褐煤含气量介于2.57～6.99 m3/t之间,且均随埋深增加而增大。含气量中吸附气、水溶气、游离气含量比例分别为78.7%,9.3%,12.0%.     

沁水盆地煤系天然气系统富集成藏的主控因素分析

沁水盆地是我国最大的构造聚煤盆地,也是国内首个实现煤系天然气商业化开采的区块。盆地内石炭-二叠系煤层厚度大、分布稳定、吸附能力强、含气量大,目前产能已超过20×108m3,具有良好的勘探开发潜力。以煤田、煤系天然气勘探阶段积累的资料为基础,系统探讨了沁水盆地煤系天然气富集成藏的主控因素,分析认为构造演化、埋藏史和热演化、沉积体系和水文地质条件是控制沁水盆地煤系天然气富集成藏的主要地质因素。沁水盆地两期生气都是在构造运动的影响下发生,煤系赋存状态为印支、燕山和喜山期构造运动叠加的结果,断裂及陷落柱发育区含气量低;区内煤层埋深呈现北部深南部浅,中部深东西部浅的特点,南部热演化程度高,煤系天然气含量大;沉积体系影响煤层的空间展布;水文地质条件关系着煤系天然气的形成和保存,弱水动力区为煤系天然气的有利区。     

珲春盆地煤层气富集控制因素及有利勘探方向

东北中低煤阶老工业区是中国煤层气勘探开发重点接替区之一,珲春盆地作为东北新生代古近系含煤盆地,煤层气地质资源总量为29.12×10~8m~3。对该盆地煤层气成藏特征及勘探方向的研究将有力促进我国东北古近系煤盆地煤层气勘探开发。基于煤储层低温氮比表面积和等温吸附实验,认为珲春盆地煤储层孔隙度变化与岩浆热变质作用密切相关,煤储层的微孔隙非常发育,具有较高的比表面积和孔体积,促进了煤层气的吸附和储集作用。结合区域构造、煤层分布、煤储层特征及含气性评价、煤层气保存条件和外部开发条件等方面的分析,指出整体上珲春盆地具有较好的煤层气富集成藏条件,尤以盆地西部八连城、板石和城西地区煤层气成藏条件最好,是今后煤层气勘探开发的目标区。