黔西发耳煤矿煤层气成藏特征研究 煤层气成藏条件、开采特征及开发适用技术分析
李明1，2 姜波1，2 兰凤娟1，2 张贵山3
(1.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221116 2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 江苏徐州 221008 3.贵州发耳煤业有限公司 贵州六盘水 553017)
摘要:通过发耳煤矿地质背景和含气性数据的分析，对煤层气的赋存特征及其在层序和空间上的分布规律进行了研究。结合等温吸附实验、压汞实验和煤储层变形特征观测，进步探讨了煤储层物性。结果表明，发耳煤矿煤层气具有较高的甲烷浓度、甲烷含气量和含气量梯度。含气量和含气量梯度具有层序上的波动性变化，主要为各煤层吸附性的差异和煤层气储层压力系统的分布所致。受杨梅树向斜和地形发育的影响，现今煤层含气量呈“北高南低，NE向展布”的分布格局。煤层裂隙系统多受到构造改造，其发育和连通程度均有所改善，同时也促进了煤中大孔和中孔的发育。煤储层理论含气饱和度多低于60%，处于欠饱和状态。发耳煤矿具有良好的煤层气开采前景。
关键词:发耳煤矿 煤层气 成藏特征 含气量 储层物性
基金项目: 国家自然科学重点基金项目 ( 40730422) ; 国家自然科学基金项目 ( 40672101) ; 国家科技重大专项项目 ( 2008ZX05034) 。
作者简介: 李明，1987 年生，男，安徽宿州人，博士研究生。Tel: 13151981375，Email: cumtmingli@ hot- mail. com
Characteristics of Coalbed Methane Reservoirs in Faer Coal Mine，Southwest China
LI Ming1，2JIANG Bo1，2LAN Fengjuan1，2ZHANG Guishan3
(1. School of Resource and Earth Science，China University of Mining ＆ Technology， Xuzhou，Jiangsu 221116，China 2. Key Laboratory of CBM Resources and Reservoir-forming Process，China Ministry of Education，Xuzhou 221008，China 3. Guizhou Faer Coal Co. ，LTD，Liupanshui，Guizhou 553017，China)
Abstract: Based on analysis of the geological background and gas content data in Faer coal mine，we dis- cussed the occurrence characteristics of coalbed methane ( CBM) and its distribution along the stratigraphic se- quence and in coal seams. We analyze the methane adsorption isotherm experiments，reservoir deformations and mercury intrusion porosimetry ( MIP) ，and further discuss the reservoir physical properties. The results show that CBM in the Faer coal mine is high in gas content，methane concentration and gas content gradient. Its gas content and gas content gradient fluctuate with the stratigraphic sequence that mainly caused by the difference in absorption capacity of each coal seam and distributions of CBM reservoir pressure systems. The Yangmeishu synclinorium and topography are the main controlling factors that affect the current distribution pattern of CBM，which is higher in the north than in the south and has a northeastern trend. The gas saturation is generally lower than 60% ，mainly undersaturated CBM reservoirs. Combined with well-developed brittle fractures， macropores， and mesopores， which formed by structural modification. The exploration prospect of Faer CBM is good.
Keywords: Faer coal mine; coalbed methane; occurrence characteristics; gas content; reservoir physical properties
黔西煤田煤层层数多、累计厚度大，煤层含气量高，煤层气资源丰度高、资源储量大，其开发利用有利于缓解我国南部能源需求的压力和减少煤矿生产事故的发生(秦勇等，2008;Gaoetal.，2009;姜波等，2009)。
发耳煤矿位于贵州省六盘水市南部，面积约92km2，可采煤层19层。煤层含气量较高，经估算本煤矿埋深1000m以上的煤层气资源总量达43.29×108m3。本文对该区煤层气的赋存、分布及其成藏特征进行了系统研究，为进一步的煤层气开发和矿井瓦斯灾害的防治提供了一定理论依据和指导意义。
1 煤层气赋存地质条件
1.1 地层和含煤地层
井田内出露地层有上二叠统峨眉山玄武岩组(P3β)、龙潭组(P3l)、下三叠统飞仙关组(T1f)、永宁镇组(T1yn)及第四系(Q)。上二叠统龙潭组为矿区主要含煤地层，厚344～487m，含煤47～78层，平均煤层总厚45.28m。其中，可采煤层19层，为1、3、5－2、5－3、7、10、12、13－1、13－2、14、15－2、16、17、21、23－1、23－2、29－1、29－3、33煤层，平均厚度为26.82m。可采煤层的煤岩类型及其煤质特征如表1所示。
表1 发耳煤矿煤层和煤质特征统计表
续表
1.2 构造
发耳煤矿地处上扬子地台黔北隆起六盘水断陷普安旋扭构造变形区的北段(王钟堂，1990)，紧邻北部威宁NW向构造变形区。位于NE向延伸的杨梅树复向斜的SE翼(徐彬彬等，2003)。研究区北部NWW向格目底向斜、南部NWW向土城向斜、西部NNE向的宝山向斜以及东部NNE向格所河背斜共同构成了发耳菱形构造(乐光禹等，1991，1994)。其中，NESW向展布的宝山向斜、大寨背斜、杨梅树复向斜和格所河背斜表现为紧闭背斜与宽缓箱状向斜平行发育的隔档式褶皱组合特征。而受边界断裂发育的影响，北部威宁紫云断裂SW盘的格目底向斜与台沙坝背斜、南部照子河断裂NE盘的照子河向斜与土城向斜均表现为较为紧闭的、不对称褶皱，褶皱轴面均指向边界断裂，背斜表现为紧陡、尖顶，甚至被核部发育的逆断层所破坏，也表现为隔档式褶皱组合;中部的杨梅树复向斜和哈箐地背斜则较为平缓宽广，呈不对称箱状，地层倾角一般为10°～20°，跨度17km左右。区内断裂构造以走向NE30°左右的正断层为主，其次为走向NW20°～30°左右的逆断层，其他方向的断层也有所发育。研究区菱形构造边缘带的构造变形要强于内部区域、NW向构造较NE向构造变形强烈，变形较强的构造呈条带状线性产出，而变形较弱的则表现为区块状，整体表现出“带块相间，菱形组合”的构造格局。
杨梅树复向斜为影响井田地层分布的主要褶曲，同时井田内还发育有NW向的马龙向斜和芭蕉塘背斜以及NE向的老发耳背斜(图1)。地层走向总体上呈NESW向展布，倾向NW，倾角一般10°～15°。断层以正断层为主，可分为走向NW和NE方向的两组，前者分布于井田西南部，和周围走向近SN、EW的形成一系列的较为复杂的断层组合模式;后者则稀疏分布于井田东北部，呈较宽缓的地垒和地堑(图2)。矿井构造主要为燕山期构造活动的产物(毛健全等，1999)。
1.3 水文地质
龙潭组(P3l)富水性弱，主要为裂隙水，部分区域具承压性质。上覆地层飞仙关组(T1f)下段几乎不含水，属隔水层;上段含少量的裂隙水，富水性弱。下伏地层峨嵋山玄武岩组(P3β)含裂隙水，其含水性弱，并具一定的承压性。研究区含煤地层及其上覆和下伏地层的弱含水性和一定的承压性整体上有利于该地区煤层气的保存和富集。
图1 发耳煤矿16煤层底板等高线及构造纲要图
图2 AA'构造剖面图(剖面线位置见图1)
研究区属中高山地貌，南部地表呈较开阔的谷地或缓坡地形，北部则为三叠系地层形成的陡峭桌状山，一般相对高差300～400m(图2)。发耳河和北盘江流经井田，复杂的地形分布与地表水系的发育必然造成龙潭组水头分布的复杂化，进而影响到煤层气的分布。
2 煤层含气性
2.1 层序分布特征
研究区共进行了125件煤层含气量和气体组分的测试，对其统计结果显示:煤层含气量为3.94～35.94m3/t，平均13.58m3/t;成分以CH4为主，CH4浓度平均为91.81%(图3)。各煤层的甲烷平均含量均在10m3/t以上且有着随煤层层位的降低而增高的总体趋势(图4)。同时，煤层含气量随层序的降低仍存在一定的波动性变化，其中10、15－2、17、23－2和29－1煤层的平均含气量相对较高，达到了15～19m3/t。这种波动性变化在各煤层甲烷含量梯度的变化曲线中则反应得更为明显，其变化趋势与煤层的含气量变化曲线基本一致(图4)，并在10、17和23－2煤层，甲烷含量梯度达到了相对最高值。煤层的储层压力和煤层自身的吸附性是影响含气量的关键因素，可见煤层含气量随着层位波动性的变化主要是受各个煤层吸附性差异和煤层气储层压力系统分布的影响。
图3 煤层气甲烷含量和浓度与埋深关系图
图4 各煤层含气量、含气梯度统计图
图5 7煤层甲烷含量与煤层埋深关系图
图6 煤层甲烷含量梯度与埋深关系图
2.2 垂向分布特征
随着煤层埋深的增加，煤层气甲烷的含量和浓度总体上均有增大趋势(图3、5)，但其随埋深线性增大的离散性较大;说明了其他地质因素仍有较强的影响作用。在煤层埋深为500～800m阶段的测试数据反映出较大的煤层埋深但含气量却相对较低的现象(图3)，在煤层甲烷含量梯度随煤层埋深的增加而降低的趋势图中，则表现为该段埋深的煤层的含气量梯度低于整体趋势值(图6)。通过原始数据的分析发现，此段异常点集中出现在位于高海拔区的1012、J1106、J1107和J1406钻孔以及J1004和J1403钻孔的33和34煤层(图2)，同时煤层瓦斯压力测试表明:高海拔区的1012钻孔相对于正常区域也有瓦斯压力梯度相对较低的现象(图7)。该段异常点的甲烷浓度却仍然很高，平均值为96.17%(图3)，表明未发生由于煤层导通于外界大气而产生的散失作用。
图7 部分钻孔煤层瓦斯压力测试结果
深部28、29－1、29－3、33和34煤层的含气梯度均相对较低(图4)，虽然这些煤层的变质程度相对较高，在煤化过程中生成了更多的气体，但由于煤层薄、不稳定，煤岩比低，使得所产生的气体发生了较多的运移、散失至煤层的上覆和下伏地层系统中。区内高海拔区的钻孔由于周围地势陡峭，海拔突变，一方面使得地下水位标高据地表标高较远，使得储层压力相对减小，另一方面，煤层气在垂向运移约至地表低处标高时则发生沿着地层的侧向运移散失，使得煤层的有效封盖埋藏深度的降低，进而导致含气梯度的降低。
2.3 平面分布特征
煤层含气量在平面上表现出明显的分区性特征(图8)，发耳河以南地区含气量普遍偏低，含气量等值线稀疏，仅中部区域含气量达到10m3/t，东部和南部被煤层露头所环绕，成为煤层气散失的窗口而导致含气量的较低。含气量等值线在西部和北部的分布则受北盘江和发耳河的控制，流经井田的河流作为地下水的排泄通道造成河流两岸地下水位的降低，从而导致河流两岸煤层气含量相对较低。发耳河以北地区含气量较高，一般均大于15m3/t，井田西北部含气量预计可达到35m3/t左右，含气量等值线较为密集，反应平面上含气量变化梯度较大，东北部1204、J1306和J1405钻孔一带存在含气量相对低值带，主要是受地表山谷、河流发育的影响，南部同样是受煤层露头和发耳河发育的影响而使含气量相对较低。现今煤层含气量这一“北高南低，NE向展布”的分布格局主要受控于杨梅树复向斜和地形的发育。
3 煤储层物性
3.1 储层孔渗性
通过压汞实验对1和3煤层的14件煤样的孔隙度、孔容、孔比表面积和孔径结构进行了测定(表2)，在孔径结构划分上采用霍多特(1966)的标准，以1000nm、100nm和10nm作为分界点，将孔径划分为大孔、中孔、过渡孔和微孔。可见煤中孔隙以微孔为主，占41.29%(图9);大孔次之，占24.86%，过渡孔和中孔则分别占20.98%和12.86%。
图8 发耳煤矿1、3、5－2和7煤层含气量等值线图
表2 压汞实验和等温吸附实验数据统计表
注:3.81～7.01/5.16格式为:最小值－最大值/平均值。
煤层中多发育2～3组裂隙，以构造或构造改造成因的裂隙为主(图10)，以“X”型共轭剪节理、斜交裂隙、顺层裂隙等形态产出;3、5－2、13－1、29－1和29－3煤层内生裂隙较发育，呈一组或两组垂直于层面的裂隙产出。显微裂隙观察发现同组裂隙可呈阶梯状、雁列状或缓波状产出，两组或多组裂隙常呈较大角度相交、汇合，交汇区域多派生不稳定次级小裂隙，裂隙连通性较好。
3.2 煤层吸附性
发耳煤矿煤层等温吸附实验(干燥基煤样)表明，1、3和5－2煤层的兰氏体积VL为23.55～27.18m3/t，兰氏压力PL为0.82～0.95MPa(表2，图11)，结合含气量测试数据可推算出1煤层的理论含气饱和度S理平均为48.92%;3煤层理论含气饱和度S理平均为45.62%;5－2煤层理论含气饱和度S理平均为52.36%。煤储层理论含气饱和度多低于60%，处于欠饱和状态。
图9 1和3煤层各阶段孔容分布图
图10 煤体宏观及显微变形特征
图11 发耳煤矿1、3和5－2煤层等温吸附曲线图
4 结论
(1)发耳煤矿煤层气资源丰富，煤层气具有较高的甲烷浓度、甲烷含气量和含气量梯度，其含气量和含气量梯度具有层序上的波动性变化，主要为各煤层吸附性的差异和煤层气储层压力系统的分布所致。
(2)垂向上500～800m埋深阶段的煤层低含气量梯度的现象主要为底部28～34煤层的厚度薄、不稳定、煤岩比低和位于高海拔区煤层气发生侧向运移所致。受杨梅树向斜和地形发育的影响，现今煤层气含气量在平面上呈“北高南低，NE向展布”的分布格局。
(3)煤层裂隙系统多受到构造改造，其发育和连通程度均有所改善，同时也促进了煤中大孔和中孔的发育。煤储层理论含气饱和度多低于60%，处于欠饱和状态。发耳煤矿具有良好的煤层气开采前景。
参考文献
霍多特.1966.宋世钊，王佑安译.煤与瓦斯突出.北京:中国工业出版社
乐光禹，张时俊，杨武年.1994.贵州中西部的构造格局与构造应力场，地质科学，29(1)，10～18
乐光禹.1991.六盘水地区构造格局的新探讨，贵州地质，8(4)，289～301
毛健全，顾尚义，张启厚.1999.右江—南盘江裂谷构造格局，贵州地质，16(3)，188～194
秦勇，熊孟辉，易同生等.2008.论多层叠置独立含煤层气系统———以贵州织金—纳雍煤田水公河向斜为例，地质论评，54(1)，65～70
姜波，秦勇，琚宜文等.2009.构造煤化学结构演化与瓦斯特性耦合机理，地学前缘，16(2)，262～271
王钟堂.1990.黔西煤田构造及其演化，中国煤田地质，2(3)，13～17
徐彬彬，何明德.2003.贵州煤田地质，徐州:中国矿业大学出版社
Gao，D. ，Qin，Y. ， Yi， T. S. ，2009. CBM geology and exploring-developing stratagem in Guizhou province， China， Procedia Earth and Planetary Science，1 ( 1) ，882 ～ 887
煤层气成藏条件、开采特征及开发适用技术分析~
赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙斌 王勃 孙钦平 陈刚 孔祥文
作者简介:赵庆波,1950年生,教授级高级工程师,中国石油天然气集团公司高级技术专家,中国地质大学(武汉)兼职教授;中国石油学会煤层气学组副组长;主要从事煤层气勘探开发工作,编写专著17部,发表学术论文50余篇。地址:河北省廊坊市万庄44号信箱煤层气所。电话:(010)69213108。E-mail:zhqib@petrochi-na.com.cn
(中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)
摘要:煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型;煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏,特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回,细划分出优质煤层富含气段;进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用;阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征:指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段,并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段;由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U型井、V型井钻井技术的适用性及国内应用效果。
关键词:煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征 适用技术
Coalbed Methane Accumulation Conditions, Production Characteristics and Applicable Technology Analysis
ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen
(Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang Branch, Langfang 065007 China)
Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas, authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation,late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified, and further more, coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked,unblocked and unsaturated production stages are indicated, and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting, exporting and importing types. According to geological setting,the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO (Amplitude versus Offset), pinnate horizontal multilateral well, ultrashort radius hyraulic jet- ting, U and V type well drilling technique is analyzed.
Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology
1 煤层气成藏条件分析
1.1 煤层气成藏模式和成藏期
1.1.1 煤层气成藏模式划分为三类
自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中,构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m,日产气2000m3。
自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的,多为同源共生互动,煤层气一部分以游离态存在于煤层中,有的局部构造高点占主体,早期煤层埋藏深、生气量高,后期抬升煤层变浅压实弱,次生割理发育渗透性好,两翼又是烃类供给指向,在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井,构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好,游离气与吸附气同源共储,煤层深2575m,日产气6500m3。
内生外储型:煤层作为烃源岩,生成的气体向上部或围岩运移,在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏,使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性,可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2~015井山西组煤层顶板砂岩厚14.1m,压裂后井口压力为2.32MPa,日产气2400m3。
图1 煤层气成藏模式图
1.1.2 煤层气成藏期划分为三类
早期成藏:随着沉积作用的进行,煤层埋深逐渐增加,大量气体持续生成。充分的生气环境,良好的运聚势能,足够的吸附作用,有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件,为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1),表现为原生气藏特征。
构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破,即煤层气藏将被水打开,煤层割理被方解石脉充填,则能量将再调整、烃类再分配,古煤层气藏遭受破坏,新的高产富集区块开始形成(图2)。
受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造,抬升使煤层压力降低,气体发生解吸,构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体,使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时,压力逐渐增大,再次生气,背斜翼部气体再吸附聚集,这类气藏多为次生型,δ13C1相对轻(表1)。
表1 不同类型气藏CH4含量及δ13C1分布表
图2 煤层气运聚成藏过程
开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态,开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态,气水将重新分配,解吸气窜层或窜位,从而形成煤层气开采中的二次成藏,这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。
(1)煤层气二次成藏中的窜位
窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移,水向低部位运移,形成煤粉、气、水三相流,再开发几年进入残余态,微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中,在同一地区,有些井高产,有些井低产,这与他们所处的构造部位有关,解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”,煤层气发生窜位,使得高点气大水少,甚至后期自喷,向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3,表2)。
该地区早期整体排水降压单相流,中期气、水、煤粉三相流,后期低部位降压,高部位自喷高产气井单相流,4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多,目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%,产水不产气分别为12%、19%。
(2)煤层气二次成藏中的窜层
窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:(1)原断层早期是封闭的,压力下降到临界点后是开启的;(2)水平井穿透顶底板和断层;(3)压裂压开顶底板;(4)开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;(5)煤层采空后顶板坍塌应力释放,底部出现裂隙带。
典型实例分析:
(1)阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏
采动、采空区:阜新钻井7口,采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气1.5万~2.15万m3,CH4含量大于50%。生产1年,单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气7.16亿m3,90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。
图3 蒲池背斜煤层气开发特征图
表2 蒲池背斜开发井开采情况
注:日产气及日产水两栏中分子为四年前产量,分母为目前产量。
图4 采动、采空区煤层气开采示意图
(2)直井压裂窜层
蒲南3~8井压裂显示超低破裂压力,为9.6MPa,低于邻井10MPa以上,初期日产水62m3,4年后目前为54.8m3,累计产气仅有3.8万m3。
(3)水平井窜层
FZP03~1井煤层进尺4084m,钻遇率81%,主、分支共钻遇断层4条,明显钻入下部水层,开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3,累计产气29万m3,累计产水4.3万m3,目前日产气392m3,日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3,日产水5m3。
在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气,二次开发井网找生产中由于开采中压力下降,烃类由吸附态变游离态使气水重新分配,打破原始平衡状态,解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。
1.2 有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段
以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征,通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征,特别是全煤层取心观察,以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的,层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境,并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。
平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高,河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。
图5 FZP03-1、FZP03-3水平井轨迹示意图
表3 鄂东气田C—P不同煤岩相带煤质与产量数据表
纵向上:受沉积环境影响,厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回,亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
武试1井9#煤可划分为4个层内微旋回(图6)。灰分含量:暗煤14%~15%,亮煤3.7%~5.1%;镜质组含量:暗煤23%~49%,亮煤66%~79%。
1.3 构造应力场对煤层气成藏的控制作用
古应力场高值区断裂发育,水动力活跃,煤层矿化严重,含气量低;低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区,并且煤层渗透率高、单井产量高,煤层气保存条件好,煤层没被水洗刷,含气量高。
1.4 热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用
高煤阶以小于0.01μm的微孔和0.01~1μm中孔为主,一般在80%以上,中、微孔是煤层气主要吸附空间,靠次生割理、裂隙疏通运移;
图6 武试1井9#煤沉积旋回图
图7 高、低煤阶孔隙结构特征
低煤阶以>1μm大孔和中孔为主,演化程度低,裂隙不发育,大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;
中煤阶以中、大孔为主,中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。
核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱,为特征的双峰结构,与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照,煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔,这说明对于煤层气储层,束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同,这源于不同的孔隙结构(图7、图8),低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主,高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低,峰值中间零值,低煤阶相反,左峰为不可流动孔隙,右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育),气井产量越高(图9)。
1.5 水动力场对煤层气藏的控制作用
局部构造高点滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃,符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量3/t、含气饱和度55%,见气慢,单井产量200~500m3/d(图10)。
2 煤层气开采特征
对于中国中低渗透性煤层,煤层气井一般为300m×300m井距,单井产量稳产期4~6年,水平井更短,开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段,递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。
2.1 构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征
自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位,层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段,这类井多低产(图11)。
图8 不同煤阶孔隙分布特征图
图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱
图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图
图11 煤层气单井开采特征图
外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出,而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减,这类井多低产,并且产量递减快。
蒲池背斜的P1-11、PN1-1、PN2-5、HP1-10、HP2-11-3井位于背斜的翼部,属于构造的相对低部位,基本上没有气产出,而产水量较大,分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出,具有输出型的开采特征。
输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出,后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点,这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。
蒲池背斜中位于构造高点的PN1-4、P1-3、PN2-7、P1-5井产气量高而产水量低,这与低部位气体的扩散输入有关,具有典型的输入型开采特征。
2.2 降压速率不同形成三类开采效果
2.2.1 畅通型解吸
抽排液面控制合理,降压速率接近解吸速率,有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应,渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定,气泡带出部分束缚水,产量理想(图12-Ⅰ)。以固X-1井为例,该井排采制度合理,经半年的排水降压后液面基本保持稳定,日产气稳定在4320m3/d以上,目前还保持稳产高产。
图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线
2.2.2 超临界型解吸
解吸速率小于降压速率,降压液面下降速度太快,煤层裂缝、割理产生应力闭合,日产气急剧上升—急剧下降,渗透率下降—稳定,产气效果差(图12-Ⅱ)。以固Y-2井为例,该井经30余天的排水降压,液面降至煤层以下,由于抽排速度过快,前期产气效果差,2010年7月二次压裂及排采制度调整后,气体日产气量最高达4000m3/d,后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63~87m,造成该井初期是全国单井产量最高(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。
2.2.3 阻碍型解吸
降液速率过慢,解吸速率大于降压速率,有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应,气泡变形解吸困难,降压早期受煤粉堵塞,液面阻力作用解吸不畅通,日产气不稳定,开发效果差(图12-Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上,开发效果很差。
2.3 煤层水类型及其开采特征
煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水,有外源水区为低产气区。
(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小,开采中后期高部位几乎不产,低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(-5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。
(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减,可控制。
有层间水的气井连续降压可控制水产量,提高开发效果。沁水樊庄FzP11-1井煤层总进尺4710m。2009年4月投产,最高日产水175m3,目前日产气21436m3,日产水20.7m3,套压0.15MPa,液面4m,累计产水3.7万m3,累计采气814万m3。可以看出,对有层间水进入煤层气井的情况,短期加大排水量,后期日产气持续上升,开发效果较好。
(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大,难控制。
3 煤层气勘探开发适用技术分析
3.1 地震AVO技术预测高产富集区
煤层与围岩波阻抗差大,煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点),这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同,具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水),煤层段为大截距、大梯度异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。
煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t,日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3,日产气64m3,产水90m3。据此理论,可用地震AVO技术预测高产富集区。
图13 吉试1井5#煤AVO特征图
3.2 定向羽状水平井钻井适用地质条件
全国已钻定向羽状水平井160余口,单井最高日产气10.5万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体,能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统,使同一个地区单井产量可提高5~10倍,适用地质条件有以下10点:
(1)构造稳定无较大断层:FzP03-1钻遇4条断层,日产气最高1366m3,目前687m3,日产水32~75m3;韩城04、07、09井日产水20~48m3,日产气小于60m3。
(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚3,19个月产水4.6万m3,不产气。
(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。
(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800~1000m的武m1-1、Fz15-1井日产气3。
(5)煤厚>5m:柳林CL-3井煤层厚4m,最高日产气0.95万m3,稳产160天递减,日产气2807m3,累计121万m3。
(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2~5m),北部15~22m3/t(盖层厚>10m),尽管东部比北部浅100~200m,而北部6口井单井平均日产气3.0万m3,东部7口为1869m3,最高3697m3,相距6km单井产量差20倍。
(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析,水平井轨迹:平行煤层产状最好,其次上倾,下倾差;“凸”“凹”型最差。
(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺3,阶段累计采气3。
(9)分支展布合理:主支长1000m左右,分支间距200~300m,夹角10°~20°。
(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率3,最高3,阶段平均累计采气27万m3。
3.3 超短半径水力喷射钻井适用条件
我国利用该技术已钻煤层气井23口以上,效果均不理想。主要原因为低渗透,喷孔直径小、弯曲大,前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm,孔径小,排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。
3.4 “山”型井、U型井、V型井钻井适用条件
由于中国煤层气藏具有低渗透的特点,且多属断块气藏,U型水平井沟通煤层面积小,应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上,增产效果不明显。
SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3,累计产气19.1万m3,开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功,低渗透气藏效果差。较高渗透区[(1.0~3.6)×10-3μm2]效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万~1.4万m3。
今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验,目前国外利用该技术开发盐岩已成功。
4 结论
(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时,认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类,开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。
(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回,成煤母质控制煤岩组分和单井产量,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高,是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
(3)古应力场低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高;滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。
(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征,由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。
(5)高产井强AVO异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常,为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差,高渗透区效果好。
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曾家瑶1,2 吴财芳1,2
国家科技重大专项项目(2011ZX05034)、国家973煤层气项目(2009CB219605)、国家自然科学基金重点项目(40730422)及青年科学基金项目(40802032)资助。
作者简介:曾家瑶(1987-),女,贵州省大方县人,就读于中国矿业大学(徐州)资源与地球科学学院,硕士,研究方向为煤层气勘探与开发。通讯地址:江苏省徐州市中国矿业大学南湖校区研一楼5单元302.Tel:18952246792,E-mail:jiayaohhaha@126.com
(1.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 2210082.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 江苏徐州 221008)
摘要:煤储层渗透性是制约煤层气开发的重要因素之一。本文通过对黔西-滇东地区煤储层渗透性特征的深入研究,结合大量煤田地质勘探资料,阐明了研究区控制渗透率的主要地质因素。研究表明:整个研究区自东向西渗透率具有逐渐降低的趋势,黔西织纳煤田渗透率远高于其他区域。在影响渗透率的多个因素中,区域构造应力、煤层裂隙发育状况、煤层埋深、煤层厚度等对煤层渗透性有着重要的控制作用。
关键词:煤层 渗透率 构造应力 煤层埋深 煤层厚度
Study on Characteristics of coal reservoir Permeability and Factors of Geological Controlling in Western Guizhou-Eastern Yunnan Area
ZENG Jiayao1,2 WU Caifang1,2
(1. School of Resource and Earth sciences, China University of Mining and Technology, Xuzhou Jiangsu 221008, china 2. Key laboratory of CBM Resource and Reservoir Formation Process, Xuzhou Jiangsu 221008 china)
Abstract: Coal seam permeability is one of the key factors that restrict the development of coalbed methane (CBM) . This paper clarifies the main geological factors which influence the coal seam permeability of Western Guizhou Province-Eastern Yunnan Province by analyzing the characteristics of coal seam permeability and referring to geological exploration data of coal field. According to the research results, the permeability of the whole area has a declining tendency from East to West and the permeability of Zhina Coal Mine in Western Guizhou is dramatically higher than other areas. Among all factors affecting permeability, regional tectonic stress, coal seam fractures, coal seam buried depth and coal seam thickness are of significant controlling effects.
Keywords: coal seam; permeability; tectonic stress; coal seam buried depth; coal seam thickness
引言
黔西地区煤层气资源丰富,主要赋存于六盘水煤田和织纳煤田的向斜构造,其中甲烷含量超过8m3/t的“富甲烷”区资源量占贵州省资源总量的90%以上。滇东地区煤层气资源量为4500亿m3,占云南省煤层气资源总量的90%。
煤储层的渗透率是衡量煤层气可开采性最重要的指标之一(秦勇等,2000),在煤层气气源已查明的前提条件下,煤储层渗透率又是制约煤层气资源开发成败的关键因素之一。煤储层在排水降压过程中,随着煤层气的解吸、扩散和排出,有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应使煤储层渗透性呈现动态变化。深入分析渗透率分布特征及其地质控制因素,对于煤层气有利区带优选及煤层气开发措施优化具有重要的理论意义和现实意义。
1 煤层渗透率特征
1.1 煤层试井渗透率
据统计,贵州省境内目前有9口煤层气井19层次的试井数据(表1)。织纳煤田两口煤层气参数井位于比德向斜化乐勘探区,测试煤层埋深浅于600m,试井渗透率较高,在0.1074~0.5002mD之间,平均0.2797mD,属于中渗透率煤层,具有商业性开发的有利条件。六盘水煤田7口煤层气探井,全部分布在东南部的盘关向斜和青山向斜,煤层试井渗透率0.0004~0.4800mD,多低于0.02mD,平均0.0741mD,远远低于织纳煤田,属于特低渗透率煤层。
表1 黔西地区煤层气井试井成果
续表
1.2 煤层渗透率分布特征
根据表1统计结果,取埋深浅于650m的测试煤层为基准,黔西(乃至滇东)地区上二叠统煤层渗透率区域分布规律十分明显,总体上由东向西趋于降低。例如,织纳煤田比德向斜煤层试井渗透率平均为0.2797mD,六盘水煤田盘关向斜金竹坪勘探区和青山向斜马依东勘探区煤层渗透率在0.15mD左右,进一步向西至滇东恩洪、老厂、宣威等向斜或煤田渗透率平均值只有0.0904mD。这一区域分布规律,一方面是聚煤期后构造变动对煤层破坏程度的强弱不同的结果,另一方面与区域现代构造应力场对煤层裂隙的挤压封闭程度有关。
由于煤储层埋藏深度与相应地层有效应力存在相关性,埋藏越深,有效应力越大,渗透率越低(傅雪海等,2003;周维垣,1990),在层位上,煤层渗透率似乎没有明显的分布趋势(表1)。例如,对于化乐勘探区1602井、亮山勘探区QH1井、金竹坪勘探区Gm2井和马依东勘探区MY01井,渗透率具有随煤层埋深的增大而减小的趋势。而在马依东勘探区MY03井、亮山勘探区QH3井和化乐勘探区3603井,煤层层位降低,试井渗透率趋于增高。
2 影响煤层渗透率的地质因素
煤层渗透率的影响因素有许多,如构造应力场、煤层埋深、煤储层厚度,煤储层压力,煤体结构、煤岩煤质特征、煤级及天然裂隙都不同程度地影响煤层渗透率,可以是有多因素综合作用的结果,也可以是某一因素起主要作用。
2.1 构造应力场对煤层渗透率的影响
黔西-滇东地区基底交叉断裂控制盖层中方向各异的褶皱断裂带,组合为弧形、菱形和三角形等各种构造型式,构成统一的区域构造格局(图1)。其中,织纳煤田位于百兴三角形构造,六盘水煤田的构造主体是发耳菱形构造和盘县三角形构造,构造应力场极其复杂(图1)。对于三角形构造,差应力值在3个顶角处最大,边部次之,向三角形内部递减,构造变形在角顶和边部强、中部弱,这与织纳煤田煤体结构区域分布规律一致。由此推测,六盘水煤田中—南部可能发育两个煤体结构相对完整的中心地带,分别是中部发耳菱形构造区和南部盘县三角形构造区的中央地带。其中,发耳菱形构造区构造隆升相对强烈,含煤地层保存条件较差,只有零星分布。因此,黔西地区煤层渗透性较好的地带可能位于两个地带:一是织纳煤田中部,如水公河向斜、珠藏向斜、牛场向斜等区域;二是六盘水煤田南部的盘关向斜中央地带,大致位于盘县县城以北。
黔西—滇东地区煤层物性与地应力状况关系密切,尤其是煤体结构、煤层渗透率和煤储层压力,地应力场则受控于区域构造背景。这种控制作用,具体表现在地应力梯度的高低,这是造成煤层渗透率区域分布差异的重要地质原因。
图1 贵州西部构造格架示意图
Enever等(1997)通过对澳大利亚煤层渗透率与有效应力的相关研究发现,煤层渗透率变化值与地应力的变化呈指数关系(周维垣,1990):
K/K0=e3C△δ
式中:K/K0为指定应力条件下的渗透率与初始渗透率的比值;C为煤的孔隙压缩系数;△δ为从初始到某一应力状态下有效应力。
据黔西—滇东18口煤层气井36层次试井资料,地应力场中的最小主应力(闭合压力)梯度降低,煤层渗透率随之增高,两者之间呈相关性良好的负幂指数关系。另外,渗透率随着地应力和煤层原生结构的破坏程度的增大而降低。区内最小主应力梯度从东往西增大,在织纳煤田比德向斜为17~21kPa/m,六盘水煤田青山向斜为12~27kPa/m,六盘水煤田盘关向斜为21~33kPa/m,滇东老厂矿区为17~25kPa/m,滇东恩洪向斜为20~34kPa/m。越靠近康滇古陆方向,最小主应力越高。
2.2 煤层埋藏深度对渗透率的影响
岩层的密度远大于孔隙中流体的密度,致使垂直应力的增加幅度较大,傅雪海等(2001)研究认为煤储层渗透率具有随埋深加大呈指数减小的趋势。这也从另一方面反映了地应力对煤储层渗透率的影响,即随着埋藏深度的增加上覆地层的重力对裂隙的压迫作用增强,使有效应力增加,反而不利于煤储层的裂隙发育,从而渗透性降低。
黔西-滇东地区煤层渗透率与埋藏深度之间关系尽管较为离散,但负幂指数趋势十分明显;同时,在测试煤层相似埋深(500~700m)的情况下,渗透率同样具有由东往西降低的趋势(图2)。渗透率与煤层埋深之间负幂指数关系的转折深度在600m左右,对应的渗透率约0.05mD。煤层渗透率一旦低于0.05mD,则渗透率与埋藏深度之间就没有确定的关系,指示着渗透率极低不仅是与煤层的埋深有关,也与其他因素有关,而且其他因素对煤层渗透性的影响很大。导致煤层气地面开发难度大,如盘关向斜和滇东恩洪向斜。青山向斜则呈现相反的趋势,随着埋深的增加,煤层渗透率却呈增大的趋势,矿区煤层甲烷含量在平面上有一定的分布规律,表现出“北高南低、东高西低、深高浅低”的总体趋势(彭伦等,2010)。这一点,是由于青山向斜地区与外界水力联系弱,因受水力封闭和水力封堵,煤层含气量高,加之煤体结构较完整,渗透性较好,具有良好的煤层气开发潜力。
图2 黔西—滇东地区煤层渗透率与埋藏深度之间关系
2.3 煤层渗透率与储层压力的关系
煤层埋深增大的情况下,垂向地应力导致储层压力增大,有效应力随之显著减小,煤体发生弹性膨胀而致使裂缝宽度减小,渗透性同时降低。研究区煤储层压力与煤层渗透率呈负对数关系,这与储层压力受控于煤层埋深有着必然的联系。比如,在储层压力为5~7MPa之间,煤层渗透率的分布比较离散,没有特定的趋势(图3)。
图3 黔西—滇东地区煤层渗透率与煤储层压力关系
图4 黔西地区煤层渗透率与煤层厚度的关系
2.4 煤层厚度对渗透率的影响
秦勇等(2000)发现,华北石炭二叠系煤层以渗透率0.5mD为界,煤层厚度与渗透率之间表现为两段趋势相反的分布规律。当渗透率小于0.5mD时,煤层厚度增大,渗透率总体上增高。当渗透率大于0.5mD时,渗透率随煤厚的增大反而降低。
就黔西地区渗透率大于0.03mD的煤层来说,渗透率随煤层增厚呈现出减小的趋势(图4),这与煤厚和裂隙发育密度之间的负相关性有关,泥炭聚集期各种地质因素的综合作用起着重要控制作用。然而,渗透率小于0.03mD时的煤层厚度与渗透率之间成正相关关系,用上述原理显然无法解释其原因,表明其他因素起着更为重要的控制作用,如煤体结构、裂隙开合度以及煤级和煤岩组成控制之下的裂隙发育密度等。
2.5 其他因素对渗透率的影响
渗透率比较小时,煤层埋深、煤储层压力和煤层厚度与渗透率的关系都不是简单的线性关系,这表明煤储层渗透率还受其他因素的控制,比如煤层的孔、裂隙结构和煤体结构等。
研究区内平面上自东北向西南方向孔隙度呈现出先增加后减少而后再增加的双峰型特征,煤储层孔隙度发育偏低,渗透率随孔隙度的增加而增加,孔隙度受区域变质影响显著,随最大镜质组反射率的增大先增长后缓慢下降。盘关向斜煤储层孔隙发育较好,有利于煤层气的储集和渗流,其次为织纳煤田部分储层发育较好,大部分煤储层微小孔极为发育非常有利于煤层气的储集,但孔隙连通性较差不利于煤层气的渗流运移;格目底向斜及滇东地区煤储层孔隙发育相似,区域内孔隙类型多、差异大、非均质性强,储集性相对较好,但整体不利于煤层气渗流运移。
贵州省境内不同煤田的煤体结构差别极大。总体来看,六盘水煤田煤体结构破碎,如盘关向斜以构造煤为主;织纳煤田煤体结构相对完整,如水公河向斜多数煤层原生结构完好。整体结构的差异是织纳煤田煤层渗透率远高于六盘水煤田的重要原因。
3 结论
综上所述,黔西-滇东地区煤层渗透率的大小受到构造应力、煤层埋深、煤储层压力和煤层厚度等多个因素的影响,其中构造应力是影响煤层渗透率的最主要因素。
(1)煤层渗透率随地应力场中的最小主应力梯度的减小而增大。
(2)黔西-滇东地区煤层渗透率随煤层埋藏深度的增加而呈指数降低。受此影响,煤储层压力与煤层渗透率呈负对数关系。
(3)在构造应力对煤储层渗透率总体控制之下,存在着裂隙、储层压力、煤层厚度、水文地质条件等多种因素的叠加,在构造应力相似的条件下,其他因素起着更重要的作用。
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相关要点总结：
17240334166：黔西发耳煤矿煤层气成藏特征研究
劳刚答：摘要:通过发耳煤矿地质背景和含气性数据的分析,对煤层气的赋存特征及其在层序和空间上的分布规律进行了研究。结合等温吸附实验、压汞实验和煤储层变形特征观测,进步探讨了煤储层物性。结果表明,发耳煤矿煤层气具有较高的甲烷浓度、甲烷含气量和含气量梯度。含气量和含气量梯度具有层序上的波动性变化,主要为各煤层吸...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：含气量是煤层气选区评价的一项重要参数,因此加强含气量分布特征的研究对滇东黔西地区煤层气勘探具有重要的指导意义。滇东黔西地区二叠系上统煤层含气量平均为11.3m3/t,与全国相比处于中等偏上。共收集含气量数据311个,在各向斜中分布如表6-35所示,本次研究主要以这些数据为基础,根据这些数据计算的滇东黔西地区煤层平...
17240334166：煤层气成藏特征及高产富集条件
劳刚答：构造圈闭的煤层气藏在目前的煤层气勘探开发中越来越受到重视,此类气藏一般位于构造的相对高部位,煤层气井高产,而且具有水小气大的特征,对于低煤阶而言,构造圈闭尤为重要,由于低煤阶煤层吸附能力差,游离气占比较大,构造圈闭有利于游离气的保存。 (5)矿化作用封闭气藏。成岩作用可使煤层顶、底板原为渗透层(砂岩),...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：依据钻井、物探和沉积相等资料分析,伊犁含气区带的伊宁含气区块,可采煤层厚度在10～40m之间,一般可采煤层厚度在25～35m之间;昭苏含气区块,可采煤层厚度一般在10m左右;尼勒克含气区块,可采煤层厚度一般在10～20m之间;巩留新源含气区块,可采煤层厚度一般在20m左右;可拉克含气区块,可采煤层厚度一般在35m 左右。尤尔...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：（一）煤层气地质特征 1.含煤地层及煤层 盆地的沉积盖层从下往上依次为：下侏罗统的布达特群、东宫组；上侏罗统的兴安岭群；下白垩统的铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组和伊敏组；上白垩统的青元岗组及上新统的呼查山组。沉积主体是下白垩统。其中，煤层主要发育在南屯组上段、大磨拐河组上段和伊敏...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：(一)煤层气地质特征 1.含煤地层及煤层 本区主要含煤地层为中下侏罗统八道湾组、西山窑组。 (1)下侏罗统八道湾组 八道湾组为主要含煤地层组之一,岩性以碎屑岩含煤为特征,厚度、岩性在横向上变化较大。八道湾组总体含煤较多,但受古地理、沉积相、物源等因素的共同制约,煤层连续性差,只有中上部存在1～2...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：当构造、水文地质等破坏较大时,其一部分或全部则发生侧向、垂向运移,形成煤层上下的(次生)天然气藏;或者全部逸散,无法聚集成藏。 (2)低煤级煤储层具有高孔容、高孔比表面积、高游离气储集潜力的特征。 准噶尔盆地低煤级煤储层具有如下主要特征:第一,高孔容,高孔比表面积,高游离气储集潜力,但原位吸附气体...
17240334166：黔西-滇东地区煤储层渗透性特征及其地质控制因素研究
劳刚答：摘要:煤储层渗透性是制约煤层气开发的重要因素之一。本文通过对黔西-滇东地区煤储层渗透性特征的深入研究,结合大量煤田地质勘探资料,阐明了研究区控制渗透率的主要地质因素。研究表明:整个研究区自东向西渗透率具有逐渐降低的趋势,黔西织纳煤田渗透率远高于其他区域。在影响渗透率的多个因素中,区域构造应力、煤层裂隙发育...
17240334166：煤层气地质特征及成藏条件
劳刚答：（二）煤层气成藏条件 （1）煤的热演化程度低、产气率小，但煤层厚度较大、分布广泛，盆地总生气量大。二连盆地群煤类大多为褐煤，热演化程度低，产气率小，主要为褐煤阶段的原生生物甲烷气和部分热成因甲烷气。但中下侏罗统阿拉坦合力组和下白垩统巴彦花群两套含煤地层分布广泛，煤层厚度较大，...
17240334166：滇东黔西盆地群
劳刚答：（一）概况 滇东黔西地区位于贵州省西部，包括六盘水市、普安、晴隆、关岭和赫章、威宁的一部分，地理坐标：东经104°19′～105°57′，东纬25°13′5″～27°07′，面积约3万km2。该地区煤层气的研究相对较晚，贵州省地质局地科所（1995）对滇东黔西地区煤层气分布特征、控制因素及目标评价进行了研究...