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深部煤层气多要素耦合控制机理、解吸规律与开发效果剖析

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石油学报 2023年第11期44卷 1812-1826,1853页

作者：熊先钺闫霞徐凤银李曙光聂志宏冯延青刘莹陈明孙俊义周科李春虎中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中石油煤层气有限责任公司北京100028 中国石油学会北京100724

深部煤层气(埋深大于2000 m)是煤层气勘探开发的重要领域,不同于以吸附气为主的中—浅部煤层气,其赋存状态以游离气与吸附气共存为特征。目前,深部煤层气的解吸规律尚不明确,游离气与解吸气的转换时机、开发效果差异的原因尚不清楚。以... 详细信息

深部煤层气(埋深大于2000 m)是煤层气勘探开发的重要领域,不同于以吸附气为主的中—浅部煤层气,其赋存状态以游离气与吸附气共存为特征。目前,深部煤层气的解吸规律尚不明确,游离气与解吸气的转换时机、开发效果差异的原因尚不清楚。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例,由于其关键地质参数的分布规律与构造趋势具有一致性,根据微构造形态可将该区块划分为负向微构造区、构造平缓区、正向微构造区和构造抬升区4个开发单元,并明确其地质特征。提出决定深部煤层气开发效果的关键要素可归纳为“五大必要条件”和“一个程度”,并对这些关键要素在深部煤层气开发中的耦合控制机理进行了剖析。“五大必要条件”包括保存条件、资源条件、解吸条件、渗流条件、可改造条件,是地质基础;“一个程度”指压裂改造程度,在开发过程中需要根据“五大必要条件”对其进行差异化调整。基于“五大必要条件”(25项地质参数),系统归纳了4个开发单元的煤层气开发评价结果、综合生产特征和典型生产曲线,并给出了相应的工程技术对策建议。以煤层气评价中一直被忽视的解吸条件为研究内容,通过等温吸附实验,明确了影响深部煤层气等温吸附特征的主控因素。深部煤岩的吸附能力随着温度、灰分含量和水分含量的升高而减弱,随着有机质热演化程度的升高而增加,同时,Langmuir压力会随着水分含量的升高而增加;当煤岩中灰分含量变化较大时,煤岩的吸附能力与煤岩热演化程度的相关性不明显,灰分含量成为影响解吸的主控因素;从构造平缓区至正向微构造区,煤岩的等温吸附曲线形态由陡变缓,Langmuir体积下降10.7%,但Langmuir压力增高36.8%。结合实验结果与基础理论方法进一步明确了深部煤层气在不同构造开发单元的解吸规律,对比分析了解吸特征的差异。深部煤层气的生产过程可划分为4个阶段:①低效解吸阶段+游离气主导阶段(阶段Ⅰ)、②缓慢解吸阶段(阶段Ⅱ)、③高效解吸阶段(阶段Ⅲ)、④敏感解吸阶段(阶段Ⅳ)。大宁—吉县区块深部煤层气的解吸启动压力为9.05~9.30 MPa、解吸转折压力约为6.00 MPa、解吸敏感压力为2.30~2.70 MPa,在深部煤层气井的生产中,从以游离气产出为主到以吸附气产出为主的转换是一个过程,主要取决于缓慢解吸阶段时间的长短及解吸关键压力点(解吸启动压力、转折压力)的大小、压力降幅和解吸曲线特征。最后,结合地质规律和认识,具体剖析了构造平缓区和正向微构造区煤层气井开发效果差异的原因,以期为推动深部煤层气高效开发所面临的地质精细评价与单元划分、开发规律预测、采气设备优选及排采制度制定等提供科学指导。

关键词：深部煤层气耦合控制等温吸附微构造开发单元鄂尔多斯盆地解吸阶段

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深部煤层气地质条件特殊性与储层工程响应

石油学报 2023年第11期44卷 1993-2006页

作者：陈世达汤达祯侯伟李永洲陶树许浩李松唐淑玲蒲一帆张彬中国地质大学(北京)能源学院北京100083 国家煤层气工程中心煤储层物性实验室北京100083 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中石油煤层气有限责任公司北京100028

鄂尔多斯盆地东缘、新疆等地区中深部/深部煤层气的试采成功大大推进了中国深部煤层气的开发进程。为进一步推动深部煤层气的规模性高产,有必要依托当前钻探成果和开发实践动态,系统梳理深部地质条件的特殊性及其储层工程响应。研究结... 详细信息

鄂尔多斯盆地东缘、新疆等地区中深部/深部煤层气的试采成功大大推进了中国深部煤层气的开发进程。为进一步推动深部煤层气的规模性高产,有必要依托当前钻探成果和开发实践动态,系统梳理深部地质条件的特殊性及其储层工程响应。研究结果表明,煤层气成藏关键参数的深度效应主要在于3方面:①埋深增大,温度场、压力场和应力场等地层环境参数的大小趋于增高、梯度趋于收敛,深部应力场类型发生转换、水平应力的各向异性减弱;②深部多为高饱和或超饱和气藏,游离气的工业开发价值大幅提升,但当前开采深度的高阶煤储层仍以吸附气为主;③深部高应力环境下煤岩自身组构因素被弱化,原位渗透率及力学性质趋于均质收敛,流体产出严重依赖于人工渗流通道。地层环境下,深部煤层水力裂缝扩展的水平定向性弱,变形破坏韧性增强,易形成由高而短的裂缝构成的复杂缝网,低排量施工面临裂缝生长受限、支撑性差等问题,压裂应保证在近井地带最大化地实现全方位体积改造,由"压得开"转向"压得碎、撑得住";深部高饱和—超饱和的含气特点可保证投产初期的强地层能量和高渗透率优势得以充分利用,但只有降至一定压力节点后吸附气方可形成产能接替效应。研究认为,深部地质—工程一体化攻关研究应聚焦煤层气成藏运聚过程和不同相态气体富集的地质配置,探索地层环境下储渗系统优化改造技术和优化原理,明确排采诱导的煤储层相态再平衡过程、物性变化模式和产气规律,谋求地质条件、增产措施、排采管控和储量动用的最佳耦合。

关键词：深部煤层气地层环境储层物性可改造性进展趋势

大宁—吉县区块深部煤层气高效开发理论技术体系

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煤炭学报 2023年

作者：徐凤银聂志宏孙伟熊先钺徐博瑞张雷时小松刘莹刘世瑞赵增平王渊黄红星林海鲲中国石油学会中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司中石油煤层气有限责任公司

针对深部煤储层埋藏深、渗透率低、应力环境复杂等开发难题，总结大宁-吉县区块近5年勘探开发取得成果，明确了资源富集条件、有效改造体积、水平段长、良好储盖组合条件是气井高产关键因素。在“人造气藏”开发理论指导下，建立了地质... 详细信息

针对深部煤储层埋藏深、渗透率低、应力环境复杂等开发难题，总结大宁-吉县区块近5年勘探开发取得成果，明确了资源富集条件、有效改造体积、水平段长、良好储盖组合条件是气井高产关键因素。在“人造气藏”开发理论指导下，建立了地质-工程一体化背景下的深部煤层气高效开发技术体系：①基于储层资源条件、构造保存条件和工程改造条件3大类11项指标，建立深部煤层气地质工程开发甜点评价标准；②基于微幅构造刻画、多尺度裂缝预测、三维地质模型构建等技术，形成“地质+工程”全要素定量化、可视化表征的煤储层精细评价技术；③按照“地质小尺度、三维地震微尺度、轨迹走靶体、少调快钻”导向思路，形成以钻前轨迹精优设计、精准入靶及靶后微调为核心的三阶段地质工程一体化导向技术；④按照实现资源动用和采收率最大化为目标，形成“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”五位一体井网优化设计技术；⑤依据深部煤层气赋存特征、渗流机理和气井生产特征，形成以产量不稳定分析法为主，经验产量递减法、数值模拟法和经验类比等多方法结合的气井产能评价及EUR预测技术；⑥遵循“四位一体”精准选段和“井间交错+段内差异化”设计原则，形成以构建人造气藏为目标的大规模体积压裂技术；⑦根据气井气水变化特征，形成全生命周期不同生产阶段排采优化控制技术；⑧结合当前AI技术进展与深部煤层气开发规律、集输等特征，探索了地质、工程、地面等多专业一体化协同环境下集输和数智化技术。在这一成果指导下，已投产29口水平井生产初期产量5×104～16×104m3/d，平均10.2×104m3/d，区块日产气量突破300万方，对加快鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气规模上产具有重要指导意义，也为同类资源高效开发建立了参考标准。

关键词：深部煤层气鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块开发理论技术体系

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非常规油气区带特征及资源管理思考

中国石油勘探 2022年第3期27卷 20-26页

作者：王永祥中石油煤层气有限责任公司

非常规与常规油气聚集体既有密切关联又存在本质区别。非常规油气区带具有4个基本特征,包括用邻井推测未钻井区域生产特征的非可靠性、各井估算最终可采量(EUR)的统计分布具有可重复性、连续油气系统的区域性及游离烃的动力学特征具非... 详细信息

非常规与常规油气聚集体既有密切关联又存在本质区别。非常规油气区带具有4个基本特征,包括用邻井推测未钻井区域生产特征的非可靠性、各井估算最终可采量(EUR)的统计分布具有可重复性、连续油气系统的区域性及游离烃的动力学特征具非达西性。因此,非常规油气面临比常规油气更大的技术和商业挑战,其资源储量应在7个方面创新管理理念,包括储量资产价值化、经济可采储量为核心的分类体系、全生命周期一体化模式、缝控体积和井控储量、储层与生产特征的非均质性、风险定量评价和经济可采储量保守评估等。深化非常规油气区带特征研究与创新资源储量管理,有利于推进中国非常规油气的勘探开发及油气资源管理体系的完善。

关键词：非常规油气区带资源储量管理理念

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低渗透煤层微观孔隙结构与煤层气解吸规律

特种油气藏 2024年第2期31卷 129-135页

作者：胡雄邬长武杨秀春成前辉朱文涛马良朱学光徐博瑞中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中国石油煤层气有限责任公司北京100028

为研究低渗透煤层微观孔隙结构与气体解吸规律的关系,运用直接观测法、核磁共振法、液氮吸附法等实验手段,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡8号煤层煤样的含气量、孔隙度、渗透率、孔径分布等进行测定。结果显示:煤层气解吸特征与煤的孔径分布、... 详细信息

为研究低渗透煤层微观孔隙结构与气体解吸规律的关系,运用直接观测法、核磁共振法、液氮吸附法等实验手段,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡8号煤层煤样的含气量、孔隙度、渗透率、孔径分布等进行测定。结果显示:煤层气解吸特征与煤的孔径分布、孔的形态、孔的连通性以及比表面积、煤岩成分等因素有关;研究区相隔小于10 m的2套煤层,其孔隙特征、气体解吸规律差异均较大。其中,亮煤的微孔形态以一端开口的圆筒形孔和墨水瓶孔为主,微孔及吸附孔占比为39.2%,煤体微裂缝相对发育,但微孔与介孔的连通性较差,暗淡煤的微孔形态以一端开口的圆筒形孔为主,微孔及吸附孔占比为33.2%,微裂缝不发育,不同孔间连通性差。亮煤气体解吸初期产量大,后期衰减快,气体产出具有明显的阵发式特征;暗淡煤气体解吸初期产量小,约为亮煤的1/2,后期产量递减相对平缓。低渗煤层的开发对策应充分考虑煤层的孔隙结构、孔型、渗透性,应力敏感性、裂缝充填物种类等因素,在精细表征孔隙结构的基础上,根据煤层气不同解吸期特征,结合地质、开发条件制订合理的开发方案。该研究对认识煤层气产气机理及其控制因素,提高煤层气开采效率具有重要的指导意义。

关键词：孔隙结构气体解吸孔径分布液氮吸附煤层气低渗透

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煤储层压力变化规律模拟研究

煤炭科学技术 2023年第8期51卷 169-177页

作者：宗鹏侯伟许浩吴仕贵赵天天中国地质大学(北京)能源学院北京100083 煤层气开发利用国家工程中心煤储层实验室北京100083 中石油煤层气有限责任公司北京100028

准确量化储层压力的实时变化是预测储层孔渗变化特征、控制采气效果的关键因素。为了进一步探究保德地区煤储层压力动态变化特征及其对煤层气井产能的影响,在考虑正负效应的影响下,基于生产动态资料,建立了煤储层压力实时模拟检测技术,... 详细信息

准确量化储层压力的实时变化是预测储层孔渗变化特征、控制采气效果的关键因素。为了进一步探究保德地区煤储层压力动态变化特征及其对煤层气井产能的影响,在考虑正负效应的影响下,基于生产动态资料,建立了煤储层压力实时模拟检测技术,定量刻画了保德地区饱和煤层气藏和欠饱和煤层气藏煤储层压力动态变化规律。通过对比不同压降条件下的产能,为生产提供预测依据和理论指导。在煤层气井开发过程中,饱和煤层气藏平均储层压力呈线性下降,以单井平均日产气量为选定标准,压降速率分为快速降落型(大于0.096 MPa/m)、适稳降落型(0.063~0.096 MPa/m)和缓慢降落型(小于0.063 MPa/m),适稳降落型(4648 m^(3)/d)压降制度煤层气井产能明显好于快速降落型(2531 m^(3)/d)和缓慢降落型(2968 m^(3)/d),快速降落型煤层气井产能最低。欠饱和煤层气藏在开发初期单相水流阶段,平均储层压力急速下降,初期压降速率分为快速降落型(大于0.38 MPa/m)、适稳降落型(0.228~0.38 MPa/m)和缓慢降落型(小于0.228 MPa/m),快速降落型(526 m^(3)/d)压降制度煤层气井产能明显低于适稳降落型(1021 m^(3)/d)和缓慢降落型(1054 m^(3)/d);随着储层压力降到临界解吸压力后,为气、水两相流阶段,储层压力呈线性缓慢下降。建议保德地区饱和煤层气藏初期压降速率维持在0.063~0.096 MPa/m,欠饱和煤层气藏初期压降速率不超过0.38 MPa/m。

关键词：保德地区煤层气储层孔渗煤储层压力压降速率

鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

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煤田地质与勘探 2023年第1期51卷 115-130页

作者：徐凤银闫霞李曙光熊先钺王予新张雷刘川庆韩金良冯延青甄怀宾杨贇王成旺李宇新中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中石油煤层气有限责任公司北京100028

我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104m3,水平井日产气量突破10×104... 详细信息

我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104m3,水平井日产气量突破10×104m3,这一标志性成果既突破传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区,使得煤层气总资源量有望在30.05×1012m3基础上大幅度增加,又将成为“十四五”乃至长远煤层气产业实现规模发展的重点勘探开发方向。面对以地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术及开发方式的迫切需求,鄂东缘深部(层)煤层气面临许多基础理论和技术难点,包括:成藏机理和赋存规律,有利区优选方法;高产主控因素及控制机理,解吸–渗流机理与开发规律,“地质–工程一体化”开发甜点分类评价标准,关键开发指标确定方法和依据;低成本优快高效钻完井技术,水平井水泥环高效密封控制技术;煤岩缝网形成机理,低成本、高效、环保压裂入井材料,改造后缝网孔渗特征、流动规律;高盐、高水气比、出砂等工况下排采及举升控制技术;高效节能集输、规模开发所需复杂集输管网稳定运行理论与实践体系;数智气田建设和人工智能应用研究。在系统梳理上述难点基础上,针对性地提出勘探地质、开发地质、钻完井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输与数智化等理论与技术的研究方向和具体对策,这一成果不仅对加快鄂东缘深部(层)煤层气规模上产具有重要的指导意义,而且对国内外深部(层)煤层气规模开发具有很强的引领和示范作用,也可有力推动煤层气产业高质量发展、支撑实现国家碳达峰碳中和目标与保障清洁能源安全。

关键词：深层煤层气深部煤层气勘探开发基础研究技术难点对策鄂尔多斯盆地东缘

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微构造对煤层气的控藏机理与控产模式

煤炭学报 2022年第2期47卷 893-905页

作者：闫霞徐凤银张雷聂志宏张伟冯延青张双源中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中石油煤层气有限责任公司北京100028

煤层气单井产量差异性强,实际开发效果与预期差距较大。分析微构造对煤储层地质条件和对煤层气开发生产的影响,剖析不同微构造部位压裂改造效果、压降漏斗形态、煤粉产出、气水动态对地质-工程因素的响应,讨论“动态气藏”形成及微构造... 详细信息

煤层气单井产量差异性强,实际开发效果与预期差距较大。分析微构造对煤储层地质条件和对煤层气开发生产的影响,剖析不同微构造部位压裂改造效果、压降漏斗形态、煤粉产出、气水动态对地质-工程因素的响应,讨论“动态气藏”形成及微构造控藏机理,明确了微构造的控产特征。研究表明:微构造、煤层气地质条件与开发动态特征的耦合作用,造就了不同微构造部位产气效果的明显差异。在长期开发过程中,不断解吸的煤层气顺着优势降压方向运移汇聚至微构造高部位形成“动态气藏”。与常规天然气圈闭控藏机理不同,“动态气藏”是开发生产过程中气水分异和运移聚集形成的新生气藏,这一机理得到生产实践验证。正是受控于这一机理,即使浅埋藏泄压区或背斜轴部煤层含气量不高,但若处于微构造高部位也可能获得高产。因此,相比其他地质因素,微构造对开发过程的影响更为重要。煤储层流场(气场和水场)在不同解吸阶段的变化规律与微构造形态有关:在浅埋藏和正向微构造条件下,煤储层将优先解吸产气;在正向构造背景的负向微构造、独立负向构造、地下水径流区、断层及陷落柱附近、开放性围岩或压裂连通高含水层的井,其产水量较大;在正向构造背景的负向微构造部位,煤层气井可为周边井做贡献且后期高产,形成高产水高产气型井;在独立向斜部位,煤层气井可为周边井做贡献,形成高产水低产气型井;其他4种地质条件下的井为“无效排水”的高产水低产气型井。据此,划分出6类煤层气井,其中5类井与微构造密切相关。在正向微构造与斜坡,以高稳产和缓慢递减A型井为主;产量突停B型井起源于煤粉卡泵,主要分布在构造陡变部位;在负向构造部位,以持续高产水低产气D型井为主;在采空区、断层附近,以间断产气E型井为主。该成果改变了背斜轴部原位贫气等传统认识,有助于提高煤层气甜点评价和井位布署准确性,为预测未开发区相似地质条件煤层气井产能及开发规律提供了新的思路和依据。

关键词：煤层气微构造控藏机理动态气藏控产特征

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中国煤层气产业现状与发展战略

石油勘探与开发 2023年第4期50卷 669-682页

作者：徐凤银侯伟熊先钺徐博瑞吴鹏王虹雅冯堃云箭李曙光张雷闫霞方惠军鹿倩毛得雷中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司北京100095 中国石油学会北京100724 中石油煤层气有限责任公司北京100028 中国石油集团安全环保技术研究院有限公司北京102200

为实现碳达峰、碳中和,应对中国煤层气资源禀赋差、煤层气理论研究薄弱及煤层气产业发展面临的诸多瓶颈和挑战,系统研究分析了国内外煤层气资源量、关键技术及进展、煤层气勘探开发成效和产业发展现状。研究认为:中国煤层气产业长期存... 详细信息

为实现碳达峰、碳中和,应对中国煤层气资源禀赋差、煤层气理论研究薄弱及煤层气产业发展面临的诸多瓶颈和挑战,系统研究分析了国内外煤层气资源量、关键技术及进展、煤层气勘探开发成效和产业发展现状。研究认为:中国煤层气产业长期存在的主要问题表现为勘探程度低、技术适应性低、投资回报率低、开发规模小等。提出了中国煤层气产业应采取近期和长远“两步走”发展战略。2030年之前的近期可分为两个阶段,第1阶段从现在到2025年,通过理论与技术的新突破,实现年产煤层气100×1^(08)m^(3);第2阶段从2025年到2030年,研发满足大部分地质条件的适用性技术,进一步扩大煤层气产业规模,实现年产煤层气300×1^(08)m^(3),煤层气在天然气总产量中比例明显提升。2030年之后的长远时期逐步实现年产煤层气1000×1^(08)m^(3)。为实现上述目标应坚持“技术+管理双轮驱动”,实现技术与管理的同时进步,促进煤层气产业高质量发展。中浅部(层)老区煤层气应精细开发,新区新领域煤层气应有效开发;深部(层)煤层气应规模效益开发。坚持煤系“多气合采”立体开发,采用二氧化碳驱替、微波加热增产、超声波促采、高温注热增产、高能激光破岩、煤炭地下气化等新技术。管理上深入聚焦“资源、技术、人才、政策、投资”5大要素,坚持以技术创新为核心,开展全方位、一体化管理,推动煤层气产业高水平发展。

关键词：煤层气产业现状战略目标发展对策多气合采提高采收率原位转化