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Unconventional Natural Gas Accumulations in Stacked Deposits:A Discussion of Upper Paleozoic Coal-Bearing Strata in the East Margin of the Ordos Basin, China

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2019年第1期93卷 111-129页

作者： LI Yong YANG Jianghao PAN Zhejun meng shangzhi WANG Kai NIU Xinlei College of Geoscience and Surveying Engineering China University of Mining and Technology Shandong Provincial Key Laboratory of Depositional Mineralization & Sedimentary Minerals Shandong University of Science and Technology CSIRO Energy Private Bag 10 China United Coal Bed Methane Co.Ltd School of Earth and Space Sciences Peking University

The Upper Paleozoic(Carboniferous to Permian) succession in the east margin of the Ordos Basin in the North China Craton has a potential to contain significant hydrocarbon resources, though attention have been mainly attracted for its successful development of coalbed methane(CBM). To improve the previous resource estimates and evaluate the hydrocarbon play possibilities, this study incorporated new discoveries of hydrocarbon units and their stratigraphic relation with source rocks, hydrocarbon migration and trapping configurations. Continuous hydrocarbon accumulation units were identified within the Upper Paleozoic, including the Taiyuan, Shanxi and Xiashihezi formations with great tight gas potential, and the Taiyuan and Shanxi formations also containing shale gas and CBM. Different strata combinations are identified with coal deposition and favour for continuous gas accumulations, including the tidal flat, deltaic and fluvial systems distributed in most of the study areas. Methane was not only generated from the thick coal seams in the Taiyuan and Shanxi formations, but also from shale and dark mudstones. The coal, shale and tight sandstones are proved of remarkable gas content and hydrocarbon indications, and the gas saturation of tight sandstones decreases upward. The stacked deposit combinations vary isochronally in different areas, while the coal seams were developed stably showing good gas sources. Two key stages control the hydrocarbon enrichment, the continuous subsidence from coal forming to Late Triassic and the anomalous paleo-geothermal event happened in Early Cretaceous, as indicated by the fluid inclusions evidence. Extensive areas show good hydrocarbon development potential presently, and more works should be focused on the evaluation and selection of good reservoir combinations.

关键词： coal measure gas transitional shale gas tight sand gas three gases eastern Ordos Basin

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In-situ stress distribution and coalbed methane reservoir permeability in the Linxing area, eastern Ordos Basin, China

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Frontiers of Earth Science 2018年第3期12卷 545-554页

作者： Wei JU Jian SHEN Yong QIN shangzhi meng Chao LI Guozhang LI Guang YANG Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation Process Ministry of Education China University of Mining and Technology Xuzhou 221008 China School of Resources and Geosciences China-University of Mining and Technology Xuzhou 221116 China China United Coalbed Methane Corporation Ltd. Beijing 100011 China

Understanding the distribution of in-situ stresses is extremely important in a wide range of fields such as oil and gas exploration and development, CO2 sequestration, borehole stability, and stress-related geohazards assessment. In the present study, the in-situ stress distribution in the Linxing area of eastern Ordos Basin, China, was analyzed based on well tested parameters. The maximum horizontal principal stress （SHmax）, minimum horizontal principal stress （Shmin）, and vertical stress （Sv） were calculated, and they were linearly correlated with burial depth. In general, two types of in-situ stress fields were determined in the Linxing area：（i） the in-situ stress state followed the relation Sv 〉 Snmax 〉 Shmin in shallow layers with burial depths of less than about 940 m, indicating a normal faulting stress regime; （ii） the Snmax magnitude increased conspicuously and was greater than the Sv magnitude in deep layers with depths more than about 940 m, and the in-situ stress state followed the relation Snmax 〉 Sv 〉 Shmin, demonstrating a strike-slip faulting stress regime. The horizontal differential stress （Snmax-Shmtn） increased with burial depth, indicating that wellbore instability may be a potentially significant problem when drilling deep vertical wells. The lateral stress coefficient ranged from 0.73 to 1.08 with an average of 0.93 in the Linxing area. The coalbed methane （CBM） reservoir permeability was also analyzed. No obvious exponential relationship was found between coal permeability and effective in-situ stress magnitude. Coal permeability was relatively high under a larger effective in-situ stress magnitude. Multiple factors, including fracture development, contribute to the variation of CBM reservoir permeability in the Linxing area of eastern Ordos Basin.

关键词： in-situ stress coalbed methane permeability lateral stress coefficient Linxing area Ordos Basin

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Geological Controls on High Production of Tight Sandstone Gas in Linxing Block, Eastern Ordos Basin, China

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2020年第2期94卷 430-443页

作者： QI Yu JU Yiwen meng shangzhi YU Kun LI Wuyang JIA Tianrang WU Jianguang CHEN Wangang LUO long Key Laboratory of Computational Geodynamics College of Earth and Planetary SciencesUniversity of Chinese Academy of SciencesBeijing 100049China Department of Earth Sciences Durham University.Durham.Dill 3LEUK China United Coalbed Methane Co Ltd Beijing 100011China State Key Laboratory Cultivation Base for Gas Geology and Gas Control Henan Polytechnic UniversityJiaozuoHenan 454000China College of Geosciences China University of PetroleumBeijing 102249China

Tight sandstone gas in the Linxing Block, eastern Ordos Basin, has been successfully exploited. The high performance is mainly a result of the special geological conditions. The key geological controls for high production have been discussed on the basis of seismic data, field observation, sample features, mercury porosimetry, mechanical properties, and basin modeling. Firstly, the coal measures have good gas generation potential, not only because of the existence of coalbeds and organic-rich shales, but also because coal laminae and microbial mats in the shales significantly increase their total organic carbon(TOC) contents. Secondly, except for the uplifted zone of the Zijinshan complex and the eastern fault zone, rare large faults develop in the Carboniferous–Permian sequence, ensuing the sealing capacity of cap rock. Small fractures generally concentrated in the sandstones rather than the mudstones. Thirdly, gas accumulation in the Linxing Block was controlled by the tectonic, burial and thermal histories. Gas accumulation in the Linxing Block started in the Late Triassic, followed by three short pauses of thermal maturation caused by relatively small uplifts;the maximum hydrocarbon generation period is the Early Cetaceous as a combined result of regional and magmatic thermal metamorphisms. Field profiles show abundant fractures in sandstone beds but rare fractures in mudstone beds. Mechanical properties, determined by lithostratigraphy, confine the fractures in the sandstones, increasing the permeability of sandstone reservoirs and retaining the sealing capacity of the mudstone cap rocks. The modern ground stress conditions favor the opening of predominant natural fractures in the NNW-SSE and N-S directions. These conclusions are useful for exploring the potential tight sandstone gas field.

关键词： tight sandstone gas structure fracture basin evolution Ordos Basin

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煤储层含水性及其对煤层气产出的控制机理

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煤炭学报 2023年第S1期48卷 171-184页

作者：张松航唐书恒孟尚志信迪张远远王希栋中国地质大学(北京)能源学院北京100083 非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室北京100083 中联煤层气有限责任公司北京100015

煤储层的含水性不仅决定了煤层气吸附成藏理论的应用,影响储层改造措施的选取,也决定了对煤层气产出过程的认识。针对煤层的含水性,煤层气地质学认为煤储层基本饱和水,而瓦斯地质学在瓦斯含量计算和瓦斯渗流中基本没考虑水的影响,相当... 详细信息

煤储层的含水性不仅决定了煤层气吸附成藏理论的应用,影响储层改造措施的选取,也决定了对煤层气产出过程的认识。针对煤层的含水性,煤层气地质学认为煤储层基本饱和水,而瓦斯地质学在瓦斯含量计算和瓦斯渗流中基本没考虑水的影响,相当于认为煤储层饱和气。从煤层水来源、煤储层埋藏及热演化史的角度阐述了煤储层含水性的变化,分析现今煤储层可能存在饱和水、超低饱和含水、不饱和含水和不含水4种状态。煤储层热演化生烃及其造成的储层润湿性的改变,先存气体对后期水侵作用的影响是影响储层现今含水性的关键因素。由于我国构造运动复杂,多发生后期水侵,“大孔裂隙饱和水、小微孔饱和气”可能为多数煤储层气、水赋存状态。这种气、水赋存状态,可以有效回应煤层气地质理论中“煤储层饱和水,兰氏吸附理论不适用”的论点,同时也决定了在煤储层含气性分析中应该考虑毛管力的影响。此外,煤储层为低孔、低渗储层,早期的排采阶段一般为单相水流,煤层气的排采过程需要确定并考虑启动压力梯度的影响。综上所述,开展煤-水-甲烷条件下的煤储层润湿性研究,生烃作用及先存气体对储层含水性的影响研究,重新认识煤储层的含水性,并基于此进一步刻画煤层气的赋存和产出过程,可能是解决我国煤层气,特别是中、高煤阶煤层气低产问题的一把钥匙。

关键词：煤层气储层含水性煤润湿性临界解吸压力产出机理

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深煤层含气系统差异及开发对策

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煤炭学报 2023年第2期48卷 900-917页

作者：李勇徐立富张守仁吴见毕建军孟尚志陶传奇中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院北京100083 中联煤层气有限责任公司北京100015 辽宁石油化工大学矿业工程学院辽宁抚顺113001

我国深部煤层气资源丰富且开发潜力巨大,实现规模开发有助于形成煤系气大产业,服务油气增储上产,保障国家能源安全。在系统总结近年深部煤层气勘探开发成果基础上,结合实验测试和理论分析,揭示了深部差异含气系统模式,并针对性提出了开... 详细信息

我国深部煤层气资源丰富且开发潜力巨大,实现规模开发有助于形成煤系气大产业,服务油气增储上产,保障国家能源安全。在系统总结近年深部煤层气勘探开发成果基础上,结合实验测试和理论分析,揭示了深部差异含气系统模式,并针对性提出了开发策略。研究结果表明,受构造演化和保存条件差异影响,煤层气存在过饱和干煤系统、饱和~近饱和湿煤系统和欠饱和湿煤系统。干煤系统游离气含量高,且在深煤层中呈压缩状态,在储层压力>10 MPa条件游离气含量可以达到并超过吸附气,易形成高产。湿煤系统中煤岩裂隙或者大孔隙中饱和地层水,需要排水降压解吸产气。煤层在煤化作用过程中生烃超压,纳米孔隙中饱和游离气且地层水难以侵入。深部吸附气和游离气处于动态转化,受范德华力、毛细管力和浮力作用综合影响,深煤层形成连续型天然气藏,具有“源岩控储”(连续稳定煤层控制储层质量)和“物性控藏”(物性差异影响甜点分布)特征,可在封盖条件良好的稳定高渗煤层寻找甜点区。深煤层压实致密且地应力高,煤岩抗压强度增加,储层改造裂缝有序性增强,可在不同粒径支撑剂下形成立体渗流网络。干煤系统改造以体积改造和“碎裂化”为主要目的,考虑采用水平井大规模分段压裂,扩大渗流面积,提高产气速度;湿煤系统以适度改造和“疏导化”为主要方式,并考虑水平井顶板间接压裂等开发策略。煤成气在地质历史中持续向邻近层系充注运聚,形成全含气系统,应当充分利用成熟探区地质和工程基础,整体部署,分类突破,多气合采,实现深部煤层气规模化开发和多类型天然气总体动用。

关键词：深部煤层气深煤层过饱和气藏体积压裂煤系气煤系游离气

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临兴地区深部煤系天然气井试采过程绒囊流体控水效果室内评价

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石油钻采工艺 2021年第5期43卷 658-662页

作者：孟尚志中联煤层气有限责任公司

临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m^(3)/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止。堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8%,日产气量由300 m^(3)/d增至394 m^(3)/d,增幅31.3%,现场评价绒囊流体堵... 详细信息

临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m^(3)/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止。堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8%,日产气量由300 m^(3)/d增至394 m^(3)/d,增幅31.3%,现场评价绒囊流体堵水效果出现了分歧。为了解决这一争议,室内分别以临兴盒2储层基质岩心和含人工裂缝岩心模拟层间水和人工裂缝及边底水窜产水通道,以地层水和氮气为两相流动介质,利用渗透率仪测定绒囊流体封堵后气、水两相的突破压力,模拟分析绒囊的堵水效果和稳气控水能力。绒囊流体封堵岩心基质后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.200~0.210 MPa/cm和0.015~0.025 MPa/cm;封堵人造缝岩心后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.035~0.040 MPa/cm和0.015~0.020 MPa/cm。结果表明,绒囊流体增加了水和气的流动阻力,但水的阻力增加更大,能够实现控水。堵水后气井产量不理想可能是地层产气能力不足、绒囊流体用量不合理等原因造成。因此,应合理调整绒囊流体体系性能和堵剂用量,增加地层水的突破压力,实现稳气控水。

关键词：临兴地区深部煤系地层天然气井绒囊流体堵水稳气控水突破压力

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通信延迟下自适应容错控制及其在航天器编队中的应用

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重庆大学学报 2024年第4期47卷 104-113页

作者：李刚周尚波郭尚志孟菲重庆大学计算机学院重庆400044

为解决编队系统存在的参数模型变动范围不可预测、执行器部分失效等问题,设计提出了一种自适应鲁棒容错编队控制方法。给出航天器相对位置非线性动力学模型,设计了自适应鲁棒容错控制器,并且分别设计自适应律估计故障大小、质量和外界... 详细信息

为解决编队系统存在的参数模型变动范围不可预测、执行器部分失效等问题,设计提出了一种自适应鲁棒容错编队控制方法。给出航天器相对位置非线性动力学模型,设计了自适应鲁棒容错控制器,并且分别设计自适应律估计故障大小、质量和外界扰动上界,同时分析了闭环系统的Lyapunov稳定性,给出系统稳定所需要的条件。数值仿真结果表明,提出的控制方法能实现编队跟踪控制的目标,位置跟踪稳态误差小于1.5×10-3m,速度跟踪稳态误差小于1.8×10-5m,验证了所提出方法的有效性。

关键词：编队系统容错控制通信延迟稳定性

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煤层气成藏机理及气藏类型划分——以鄂尔多斯盆地东缘为例

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天然气工业 2017年第8期37卷 22-30页

作者：李勇孟尚志吴鹏牛鑫磊中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院中联煤层气有限责任公司

随着我国煤层气勘探开发工作的不断深入,定义和归纳赋存状态多样化的煤层气藏,并据此指导煤层气有利勘探目标优选就显得愈发重要。为此,在系统梳理国内外煤层气富集成藏理论的基础上,结合鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发的地质规律,借... 详细信息

随着我国煤层气勘探开发工作的不断深入,定义和归纳赋存状态多样化的煤层气藏,并据此指导煤层气有利勘探目标优选就显得愈发重要。为此,在系统梳理国内外煤层气富集成藏理论的基础上,结合鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发的地质规律,借鉴常规油气藏按照圈闭成因进行分类的方法,提出了煤层气圈闭的概念和煤层气藏类型的划分方案。研究成果包括:①结合煤层、砂岩、泥岩和石灰岩在垂向上的组合关系,刻画了"泥裹藏、砂通煤、水包气"的气体封闭样式,"泥裹藏"即以泥岩等致密岩层封闭煤储层而成藏,"砂通煤"即上覆砂岩与煤层连通而与煤层统一形成气藏,"水包气"即在水力封闭和水力封堵作用下,气体在煤层中富集而成藏;②阐释了物性封闭、气压封闭、水压封闭和吸附封闭在煤层气藏形成过程中的作用,指出气藏开发的上、下限分别为风氧化带和地应力转折带;③提出了以构造、岩性、水动力和复合型圈闭为主导的气藏类型划分方案,并分别解剖了背斜、断层、向斜、地层—岩性、水力封堵和水力辅助型煤层气藏。

关键词：鄂尔多斯盆地东缘煤层气成藏机理气藏类型圈闭气体封闭风氧化带地应力转折带

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煤层气和致密气合采产能方程及影响因素

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煤炭学报 2018年第6期43卷 1709-1715页

作者：孟尚志李勇吴翔郭晖徐延勇中联煤层气有限责任公司北京100011 中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院北京100083

煤系煤层气、致密气、页岩气("三气")资源量丰富,实现同井筒合采将极大提高资源动用率和开发经济效益,但是当前多层合采条件下气、水的流动状态并不清楚。运用等值渗流理论,建立两层气藏压裂直井模型,推导了煤层气和致密气合采产能方程... 详细信息

煤系煤层气、致密气、页岩气("三气")资源量丰富,实现同井筒合采将极大提高资源动用率和开发经济效益,但是当前多层合采条件下气、水的流动状态并不清楚。运用等值渗流理论,建立两层气藏压裂直井模型,推导了煤层气和致密气合采产能方程,分析了排水期和气水同产期的影响因素。结果表明:借鉴电路并联原理,可以建立多层合采渗流方程,求取排水期和气水同产期的合理生产压差;在排水期,岩石压缩系数越小,排水量越大,合理的排采压差也越高,泄流半径和初始渗透率等对排水量有影响,但对排采合理压差没有影响;在气水同产期,初始渗透率和岩石压缩系数对排采合理压差有一定影响,但兰氏应变常数、裂缝导流能力和弹性模量等对排采合理压差基本没有影响。相关成果对认识多层合采条件下气、水流动过程,开展产能分析,建立合理的排采制度具有重要的指示意义。

关键词：煤系“三气” 同井筒合采产能方程合理压差江河支流

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煤系气合采产出数值模拟研究

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煤炭学报 2018年第6期43卷 1728-1737页

作者：李勇孟尚志吴鹏王壮森于兆林中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院北京100083 中联煤层气有限责任公司北京100011

实现煤系煤层气、致密气和页岩气("三气")同井筒合采,是提高单井产能和地下资源可动用率的有效手段,但是合采条件下的气、水产出过程,特别是不同层位的气水贡献率、产气压力和含气饱和度变化均不清晰。建立煤层气和致密气协同产出的数... 详细信息

实现煤系煤层气、致密气和页岩气("三气")同井筒合采,是提高单井产能和地下资源可动用率的有效手段,但是合采条件下的气、水产出过程,特别是不同层位的气水贡献率、产气压力和含气饱和度变化均不清晰。建立煤层气和致密气协同产出的数值模型,结合现场试验井地质参数和气水产出曲线,查明了煤层气和致密气产出过程,分析了其影响因素。结果表明:合采模型可与单采模型对比验证,具有很好的适用性;可实现气井产能劈分,明确不同层位的气、水产出贡献;排采过程中压降速度降低,产气高峰推迟,但后期产气量变化不大;煤层与砂岩之间压力系统越相近,合采效果越好;改善压裂效果可短期提高产气能力,但对总产气量影响不大;煤层的基质收缩和应力敏感会影响产气效果,但深部地质条件下的变化特征有待进一步探讨。相关结果可对煤系气协同开发方案的制定和完善提供指导,并进一步推动煤系"三气"的同井筒合采。

关键词：煤系气同井筒合采数值模拟分层贡献

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