• / 106
  • 下载费用:5 下载币  

第7章-煤层气藏勘探开发目标评价

关 键 词:
煤层气 勘探 开发 目标 评价
资源描述:
第 7章煤层气藏勘探开发目标评价《 煤层气藏分析(含煤储层) 》 之七第一节 煤层气藏目标优选评价方法第二节 高煤阶煤层气藏勘探开发目标评价第三节 低煤阶煤层气藏勘探开发目标评价目 录一、煤层气勘探开发程序与常规天然气一样,煤层气勘探开发应严格遵守一定的勘探程序。结合中国和美国的油气和煤层气勘探开发程序,煤层气勘探开发阶段大致可划分为:选区阶段、 高产富集区预测阶段 (预探阶段、详探阶段 )、商业性开发阶段及气田综合利用阶段。煤层气高产富集区预测是一项最重要的工作,贯穿煤层气勘探开发阶段的始终。是认识、提高、再认识,理论与实践相结合的实践过程。(一)综合地质选区阶段该阶段是在我国煤炭资源勘探开发的基础上进行的。充分收集现有资料、详细整理、深入研究、补充少量工作,重要的是将研究内容和重点转移到储层理论领域。本阶段主要任务是以 矿区为单位进行煤层气开发潜力综合评价,圈定煤层气开发潜力高的地区,根据地质和储层特点的进一步研究,重点分析煤层气富集和产出的有利因素,为下一步选择煤层气勘探有利地区及确定主要目标层提供依据 。具体研究内容:(1)含煤地层时代、层序、沉积环境与沉积体系;(2)煤储层赋存层位、层数、厚度、结构、间距及变化,分布范围及埋深、地温情况;(3)煤储层的煤岩、煤质、煤级特征及其变化规律 ;(4)矿区的地质构造特征,复杂程度,岩浆活动及其对煤层气的影响;(5)区域水文地质条件:与煤储层有关的含水层的岩性、厚度、富水程度、渗透系数、水位水量、水化学指标,补给、逞流和排泄条件,各含水层的水力联系和断层的导水性情况。(6)矿区生产矿井的瓦斯地质资料。(7)矿区煤层割理、裂隙发育程度及充填情况,煤体结构,遭受后期构造破坏程度,对煤层渗透性进行预测。(8)矿区煤层气成分组成,分布带及深度。(9)矿区煤层气含量,分布规律及其影响的地质因素,研究含气量 — 煤级 — 埋深相关关系,对矿区深部含气量进行预测。研究煤层气解吸特征,等温吸附曲线形态以及储层压力等有关资料。(10)矿区煤层气资源量估算、编制矿区煤层气开发潜力目标图。(二 )有利目标区优选阶段1、预探阶段在煤层气资源评价的基础上,选择煤层气开发潜力最有利的地区布置煤层气参数孔,主要任务是 实测煤储层重要特征参数,对气、水产量及采收率预测,对目标层煤层气可采性评价 (储层评价 ),为下一步煤层气开采试验提供可靠依据 。具体任务如下:(1)取心测定煤层气含量,通过现场解吸获取解吸与扩散的准确、完整的资料;(2)煤岩详细描述编录、作岩煤心割理、裂隙发育程度及煤体结构描述与测量统计;(3)采集样品进行室内各项测试,如工业分析、煤岩显微组分鉴定、镜质组反射率、煤层气成分、流体性质、孔隙度、等温吸附性能 (模拟地层温度、平衡水 )以及顶底板岩石物理性质 (围岩封闭性 )等分析测试。(4)参数井必须进行煤层气电测井,测井参数要满足解释和提供储层的厚度、煤质各项指标、孔隙度及渗透率等项资料。(5)参数井必须进行试井,获取储层试井渗透率,储层压力,原地应力等储层关键参数。(6)建立系统、全面的地质模型,开展储层数值模拟研究,进行气、水产量预测。(7)综合分析研究,作出目的层煤层气可采性评价,选择可供下一步煤层气小规模开采试验的目标区。2、详探阶段经过预探进入小规模煤层气开采试验阶段是煤层气勘探开发最为关键的阶段, 主要任务是通过煤层气开发组工业性试采,获取气、水产量等开采数据,确定开发工艺,进行技术、经济分析,作出煤层气商业性开采评价,为下阶段气田规模开发提供依据。 具体任务如下:(1)单井试采。最好把条件较好的煤层气参数井变成开采试验井,重新进行压裂、排水采气试验。排采试验时间不得少于三个月。 针对华北石炭二叠系煤储层的情况进行单层分别试采和双层合采试验,取得有经济价值的排采资料。(2)井组试采。 当气产量大于 2000m3/求进行井组试采:一般打 5口井,井组连续排采和产能动态监测时间不少于三个月,获取气、水产量和生产压力数据,建立产量与时间压力的关系,确定气、水产量比例。进行井网干扰试井,了解储层连续情况及渗透性的方向性,压力传播方程,非均质性评价,取得具有代表性的实际气、水产量。(3)进行开采工艺试验 (储层工程评价 ),了解储层特性的可改造性,优选合理的开采工艺。(4)根据储层参数和试采生产数据,运用储层模拟技术进行井距、井网的敏感性分析,选择合理的井网、井距,采气速度和工作制度,预测煤气藏产能。(5)了解煤气井产出水的特性,提出产出水净化和处理方法的可行性方案。(6)进行煤层气藏开发经济分析,作出商业性开采价值评价。(三 )商业开发阶段经过小规模煤层气开采试验,若证明具有商业开发价值即应进行大规模的气田开发。以最少的经济投入,获取最大的经济利润的原则制定气田开发方案。 一般在5口井的基础上扩大十几口或几十口井的开发区。获得成功后,根据市场需要,不断地向外围成倍地扩大开采规模。(四 )综合利用阶段该阶段主要 考虑建立集输系统和安装相应用户的配套设施 。目前我国天然气综合利用情况严重滞后,特别是中国西部交通不便,经济不发达,天然气市场不良是我国煤层气开发的巨大障碍。二、煤层气目标区优选评价方法煤层气目标区是指现阶段查明的煤层气相对富集地区。煤层气目标区是煤层气勘探开发的基本空间单元,以目标区为基础的煤层气资源开发评价是一项极为重要的工作。在同一目标区内,起控制作用的地质构造背景相同、煤储层特征相似。煤层气目标区优选评价属矿产资源开发优序评价的范畴。为了科学、合理地进行评价,必须对影响煤层气勘探目标区优劣的因素进行详细的分析研究,分析其影响方式、性质和影响程度,同时还要选择合适可行的优选排序方法。(一 ) 煤层气目标区优选排序基本思路我国煤层气目标区具有如下特点:(1)目标区众多,共有 5个聚气区、 30个聚气带及119个煤层气目标区。(2)目标区地理位置分散,在全国范围内除了西藏、台湾及海南等省外均有分布。(3)目标区在规模、地质条件及煤层气开发基础等方面存在着很大的差异。根据已有的认识,各目标区开发前景差异也很大。(4)目标区研究程度参差不齐,有的目标区进行了大量研究,开发工作已经全面展开,有的则工作极少。根据上述特点,煤层气目标区的优选排序应该是多层次的。即不可能按照统一标准来进行全部煤层气目标区的优选排序工作。对于全部目标区,应采用能够获得的因素来进行;对于研究程度高的目标区,可采用更多的因素。因此,优选排序工作应是递进的。即随着优选排序层次的上升,优选排序结果越来越接近实际情况。(二)优选排序方法为了实现上述优选排序思路,必须选择恰当的计算方法使评价结果定量化。为此,这里引入两种计算方法:风险概率法和综合排队系数法。1、 风险概率法该法是国际 上 对常规油气圈闭进行定量排序的基本方法。在 对 地质风险因素进行正确分析的基础上,先采用概率 叠 加的方式对主要控气地质因素进行 计 算机处理,得出反映各评价单元综合风险大小的地质风险系数,再根据风险系数的大小进行排序。若 某 一评价单元 (i)中包括 某一要素 (j)的相对风险概率为 该评价单元煤层气勘探风险概率 中: 为第 j—— 第 所有评价单元中第 险概率即为风险系数,其数值分布在 0~ 1之间。由于在算法中引入了归一化过程,因此这里的风险系数只是各评价单元之间相对概率大小的度量或排序依据,而不能将其视为绝对概率。显然,风险系数越大,评价单元的煤层气勘探开发前景就越差;反之则好。将所有参评单元风险系数按大小进行排列,便可得到最终的排序结果。采用最优分割方法对排序结果进行处理,按风险概率的相似性分为若干风险系数组,以利于进一步的勘探风险级别评价及其与 “ 关键因素逐级分析法 ” 的结果进行对比。(二 )综合排队系数法该法是由我国石油资源评价专家武守诚 (1994)提出的。他将由地质风险分析筛选出来的风险要素进一步综合为地质风险评价 (资源量 (大类,并赋以直角坐标系中 x和 据上述两类系数,计算综合排队系数 (然后由其大小对参评单元进行综合排序。根据煤层气资源及其控气因素有别于常规油气资源的特征,本项研究对综合排队系数法进行了修改。将 含气量、资源量、资源丰度和理论饱和度的概率和; i,其值等于1此,得到综合排队系数 中, i/于各资源要素绝对值的变化极大,因此以对数表示。资源系数和保险系数中各包括了若干个要素,求算这两个系数的原理、方法和最优分割与上述风险概率值的计算方法相同。(三 )因素权重的确定1、权重计算方法无论是采用风险概率法或是综合排队系数法,都存在一个重要的问题,就是如何确定各因素所占的权重。为了避免人为因素的作用,这里采用层次分析方法来进去权重确定。层次分析法 (系统论中的一种决策方法。利用此法确定因素权重的原理是:对于某一层次某个因素,建立下一层次元素的两两判断矩阵伙,一次计算该层次因素对于上一层次的相对权重。两两判断矩阵数值的含义如表。这样,对于上一层次的某个元素,下一层次中被支配的 =( n× 、全国主要煤层气目标区优选排序计算完成建立煤层气目标区计算机优选排序系统工作后,即着手进行全国主要煤层气目标区优选排序工作。工作过程主要包括资料收集、优选排序计算及结果分析整理几个阶段。(一)第一步,一票否决制针对一些无气区、贫气区,直接剔除 7个目标。剩下 112个目标区将参加下一步优选排序。(二)面积 —— 资源丰度筛选门槛值设置为:大、中、小型富气区和大、中型含气区入选,而大、中、小型贫气区和小型含气区筛去。目标区的规模按照其面积确定,其中,大型面积>900型 900~ 200型 108m3/气区 108m3/气区< 108m3/三步,渗透率筛选具有割理发育程度或渗透率数据,共筛选出 22个目标区(表)。第四步,产能筛选共筛选出 14个目标区,结果如表所示。第四步,产能筛选通过上述一剔除三筛选综合排序最终得出全国煤层气 有 利 目标 区,并分为极为有利、有利 、 较有利 (表 )。第一节 煤层气藏目标优选评价方法第二节 高煤阶煤层气藏勘探开发目标评价第三节 低煤阶煤层气藏勘探开发目标评价目 录据新一轮全国煤层气资源评价结果,我国高煤阶气藏煤层气资源量占煤层气总资源量的 30%,王红岩等, 2004)。美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气开发的商业性成功得益于对煤层气地质特征、勘探开发理论及技术的正确认识,形成诸如低煤阶厚煤层低含气量评价方法、高煤阶低渗区局部高产富集带评价方法等基础理论。结合中国煤层气资源按煤阶分布特征,开展高、低煤阶煤层气藏地质特征及控气作用差异性研究具有非常重要的科学意义。山西省沁水盆地晋城目标区地质评价一、概况(一)地理位置晋城区块位于沁水盆地南部晋城斜坡带,东经112022‘北纬 35032‘东西长 35北宽 30北东向展市,面积约 400体属丘陵山地,海拔多在 600陆性气候,昼夜温差较大,年平均气温 ,月平均最低气温 ,最高汽温 ,年降雨量 600蒸发量 1600冻期 11月 月,冻土层最大厚度 42部有 207国道通过,高平一沁水县级公路横穿本区,交通十分方便,为煤层气勘探创造了有利条件。(二)勘探概况本区作为沁水盆地的一部分,多年来不同程度地开展了油气勘探、煤田勘探和煤层气勘探。油气勘探: 自 20世纪 50年代以来,在盆地范围内开展了石油地质普查,历时三十多年。完成了重磁普查、地质普查及部分圈闭的详细细测,南部晋城地区未做进一步的工作。 20世纪 80年代后期,全盆地转入煤成气的综合研究、勘探阶段,末取得突破。煤田勘探: 晋城地区煤田勘探程度较高,东南潘庄区块及边缘地区已钻煤孔数百口,达到精查阶段;沁水、樊庄区块达到煤田普查阶段;中部郑庄区块,仅钻煤孔4口,为找煤控制区。煤层气勘探: 进入 20世纪 90年代中期以来,晋城地区开始了煤层气勘探; 1994年以来,煤炭部门与国外合作,在潘庄地区进行煤层气开采试验工作,截至 1997年底,完成了 7口井组成的煤层气试验井组,通过排水开采试验,煤层气单井日产量达 2000995年以来,新区煤层气勘探项目经理部组织廊坊分院、中国矿业大学、华北油田、中原油田等单位,分别对沁水盆地开展了大量的煤层气勘探选区的评价和研究工作。勘探和研究表明,晋城地区是盆地内煤层气勘探的有利地区,具有丰富的经济价值的煤层气资源和储量。二、煤层气地质特征(一 )构造特征该地区位于沁水复向斜盆地南部,东临太行山隆起,西临霍山隆起,南为中条山隆起,北部以北纬 36。 线为界连接沁水盆地腹部,面积约 3260石炭一二叠系含煤沉积为主的富煤区,煤层埋藏深度大多小于1500m,煤层煤质好、热演化程度高、生气量大、含气饱和度高、煤层气资源丰富,是煤层气勘探有利地区。区域总体构造形态为一完整的马蹄形斜坡带,地层宽阔平缓。地层倾角平均只有 40左右,断层不发育,仅南部有一组北东向 —— 东西向正断层组成的弧形断裂带。区内低缓平行褶皱普遍发育,展布方向以北北东向和近南北向为主,褶皱的面积和幅度都很小,背斜幅度一般小于 50m,面积小于 5伸长度多在数百至上千米之间,呈典型的长轴线型褶皱,这一构造特征有利于煤层气的吸附保存。(二 )地层特征地层由老至新包括下方生界奥陶系中统峰峰组(上古生界石炭系中统本溪组 (上石炭统太原组 (二叠系下统山西组 (下石盒子组 (中统上石盒子组 (石千峰组 (中生界三叠系(T)、新生界第三系 (N)、第四系 (Q),其中主要含煤层系山西组、太原组在本地区广泛分布,保存完整,是煤层气勘探主要目的层。太原组为一套海陆交互相沉积,形成了陆表海碳酸盐台地体系和壁岛体系的复合沉积体系。山西组为发育于陆表海沉积背景之上的三角洲沉积山西、太原组共发育煤层 8上而下编号为 1,山西组为 1,太原组为 5。其中山西组 3# 煤、太原组 15# 煤单层厚度大、分布稳定,是本区主要煤层,也是煤层气勘探的主要目的层。其余煤层一般厚度较小,横向连续性差。(三 )部深东西浅。总体在 100- 1000# 煤层最大埋深 1000m,潘庄区块、沁水区块煤层理深相对较浅,一般 200庄区块、郑庄区块埋藏深度中等,变化于 500城腰断层及寺头断层间的地堑区埋藏较深,局部可达 1000m;15# 煤层埋深总体变化趋势与 3# 煤层相似,平均埋深比 3# 煤层深 100.煤层厚度大,分布稳定总体而言,潘庄一樊庄地区煤层厚度较大,全区分布基本稳定,有利于煤层气的勘探。潘庄一樊庄地区 3# 煤层厚度 均 部潘庄区块、樊庄区块及中部郑庄区块厚度一般为 5部沁水县城南煤层厚可达 3南地区煤层厚度最小,大部分地区不足 1m。总体趋势为东厚西薄。 3#煤层结构相对稳定,无明显分岔现象。15# 煤层厚度 均 部潘庄区块、中部郑庄区块厚度最大,一般 3厚可达 部沁水县城西厚度也较大, — 般 3区西南部地区厚度仍为最小,一般 2厚可达 体趋势为东厚西薄,北厚南薄。 15# 煤层横向连续性优于 3# 煤,无尖灭现象,但煤层结构较为复杂,稳定性较差,有显著分岔现象:3.煤质好、热演化程度高,生气能力强,生气量大煤的生气潜力与煤岩有机显微组分有关,一般情况下,煤的有机显微组分主要有镜质组、惰质组及少量的类脂组 。一般煤层中 类脂组 含量极少,对总生气量的贡献不大,主要生气物质为镜质组和惰质组。据中科院地球化学研究所刘德汉、傅家谟用抚顺、阜新、贵州等地煤样分离、提纯不同的显微组分,在相同条件下进行热演化产气试验 (温度 500℃ ,时间 110h),结果见表:可见,在相同条件下,镜质组产气率高于惰质组,是惰质组产气率的 4倍,因此,煤层镜质组含量越高,生气潜力越大。根据煤岩鉴定结果,潘庄一樊庄地区煤的镜质组含量较高,占有机显微组分的 惰质组仅七 7% 因此,潘庄一樊庄地区煤层具有较强的生气能力。煤岩生气量与煤的热演化程度有关,随着热演化程度的提高,生气量增加(见表)在上地幅热流物质上升和局部岩浆活动形成的区域热力场作用下,沁水盆地煤的热演化程度普遍较高,在潘庄一樊庄地区东南部,即沁水及固县以南地区为无烟煤区,煤阶以 Ⅲ 号无烟煤为主,由东南向西北方向,变质程度逐渐降低, 低为 在西北部地区,即沁水及固县以北地区为贫煤区,由东南向西北, 低为 由此可见,潘庄一樊庄地区煤层具有镜质组含量高、热演化程度高、生气量高的 “ 三高 ” 特点,吨煤生气量应在 170大于煤层自身的吸附能力,所以,潘庄一樊庄地区煤层气生气条件十分有利,具有充足的气源。(四 )煤储层物性一般情况下,随着煤层埋深和热演化程度的加深,煤层孔隙直径变小,渗透性变差,但通过研究表明:潘庄 潘庄一樊庄地区南部,煤层变质程度普遍较高,煤阶达到贫煤和 Ⅲ 号无烟煤, 间,但由于煤层是以区域热变质作用为主,在高温和相对 低温环境 下,煤层孔隙和裂隙仍较发育,孔隙度可达 表 )煤样鉴定结果表明,潘庄一樊庄地区煤岩宏观类型为亮煤、半亮煤,显微组分以镜质组为主,煤层内生裂隙 (割理 )发育,裂隙密度可达 530— 580条 /m.裂隙充填个明显,改善了孔隙的连通性。构造裂缝的发育情况与构造活动密切相关,沁水盆地在 石炭- 二叠系地层沉积以后,经受了燕山早期、燕山中期、燕山晚期 —— 喜山期三期不同方向的构造作用,盆地内形成了众多不同方向的小规模断裂和 褶皱 构造,导致煤层裂缝发育。在潘庄、樊庄一带,是南北向 褶曲与近东西向 褶曲 带的复合部位,裂缝最为发育 , 共有四组裂缝,其方位为: 其中又以 层 内 生裂隙 和构 造裂隙 发育区 , 煤层的渗透性得到很大程度的改善 。樊庄区块晋试 1井 和潘庄区块潘 2、潘 4井岩心观察及电镜扫描结果显示,煤层裂缝发育,成组出现 。 分布不均匀,裂隙与层面斜交或平行展布。孔隙、割理均较发育,其中大部分孔隙直径 >1理密度约 30m,宽度大于 1据单项 注入 /压降法测试结果,晋试 1井 3#煤层原始渗透率为 2井煤层渗透率为 (明这一地区煤层渗透性较好,达到了煤层气勘探选区对煤层渗透率的要求。三、煤层气保存条件潘庄一樊庄地区是一个马蹄形斜坡,地层开阔平缓,断层稀少,无大型开放性断层,对煤层气的保存有利,加之煤层孔隙以小 孔 、微 孔 为主,煤层吸附能力强,使煤层气主要以原地吸附的形式保存,形成了原生煤层气藏。 潘庄区块煤层气样品 δ 13 - ,说明气藏具有原生气藏的特征 。本区 3# 煤顶板主要为泥岩、粉砂质泥岩,局部为中细砂岩,底板以粉砂质泥岩为主,其次为粉细砂岩,顶板泥岩厚度一般都超过 5部樊庄一潘庄区块顶板泥岩厚达 24岩裂隙不发育,封盖能力较强。15#煤顶板为区域上分市稳定的浅海相灰岩 (,内于裂隙发育程度不同,封盖能力差异较大,以寺头 —后城腰断层为界,东部樊庄一潘庄区块灰岩裂隙不发育,封盖性能好;西部裂隙较发育,封盖能力差,断裂带内及其附近灰岩裂隙十分发育,为透气层。根据 3#、 15#煤盖层类型及分布情况,同时考虑构造形态、裂隙分布等情况分析得出以下结论:寺头 — 后城腰断裂带以东,盖层的封盖性能好,其中 15#煤优于 3#煤,断裂带以西,盖层的封盖性较差, 3#煤封盖条件优于 15#煤。潘庄一樊庄地区东西南三个方向都是隆起区,石炭-二叠系地层出露地表,接受地表水和大气降水,在地层下倾方向形成承压水区,有利于形成承压水封闭的煤层气藏,又因为石炭-二叠系含水层为致密砂岩和煤层,渗透性很低,含水性和水的可流动性都很弱,避免了水流动对煤层的冲刷,也有利于煤层气的保存。四、煤层含气性特征樊庄一潘庄区块煤田勘探程度高,有大量的瓦斯测试孔资料,是本区煤层气含量最可靠的区域。潘庄区块:为煤田精查区,煤孔孔距 300m,收集瓦斯测试孔资料 91口,资料可信度高。 3# t,最小 6m3/t,平均 15m3/t。中部含气量高,含气量在 15# 煤含气量最大值 35m3/t,最小值 9m3/t,平均 18m3/t。本区中部为高值区,含气量在 水区块:含气量普遍较低, 3#煤含气量最大10m3/t,最小 0,平均 2m3/t, 15#煤含气量最大值 8m3/t,最小 0,平均 <1m3/t。樊庄区块:樊庄区块为煤田普查区,煤孔孔距约为 3瓦斯测试孔资料 13口、煤层气井 5口,结合邻近矿区资料,资料也较为可信。 3# 煤含气量最大使 23m3/t,最小8m3/t,平均 15m3/t,总体呈南高北低趋势。南部存在一较大范围的高值区,含气量在 1215#煤含气量最大值 16m3/t,最小值 7m3/t,平均 13m3/t,分布特点是北高南低,中部高东西低。郑庄区块:本区中北部为找煤控制区,钻孔资料较少,煤层含气量只能根据计算进行控制。据中国矿业大学根据煤岩挥发分与煤阶计算结果:郑庄以北, 3#煤含气量可达10m3/15#煤含气量可达 8庄以南向寺头 — 后城腰断裂带附近,煤层含气量迅速降低为 0。五、煤层气资源潘庄一樊庄地区煤层甲烷风化带埋深约为 200步确定有利于煤层气勘探的煤层埋深为 300这一深度范围内,含煤面积为 1696炭资源量 348层含气量以平均值 13m3/出潘庄一樊庄地区煤层气资源量为 4500止到2003年底,中国石油和中联煤层气公司已经累计在该地区探明 752见,本区煤层气资源丰富,具有很好的勘探前景。六、煤层气气藏类型(一 )气藏类型根据本区水动力地质条件和已钻井的水分析资料,判断本区为承压水区。本区煤系地层下部本溪组发育一套稳定的泥岩、铝土质泥岩,将奥陶系风化壳的水层与煤系地层隔开,而煤系地层上部二叠系地层泥岩发育段,又封隔了上部地层水的网络状渗滤,在石炭一二叠系地层形成了独立的承压系统。根据邻区沁参 1井地层水矿化度分析,浅层地表水矿化度一般只有 300L,而煤系地层水矿化度可以达到 3000,奥陶系地层水矿化度为 3440mg/t,说明煤系地层水与外界相对独立。由于煤系地层含水层为致密砂岩和裂缝不发育的灰岩,含水性和渗透性都很弱,地层水的可流动性也很弱,为弱迳流一阻滞区,有利于煤层气的保存。因此判断山西组 3#煤层气藏、太原组 15#煤及夹层煤层气藏均为承压水封堵气藏。在煤田勘探过程中,沁河两岸的煤孔曾多次发生涌水冒气现象,也说明本区为承压水封堵型煤层气气藏。(二 )山西组煤层气藏晋试 1井在井段 遇厚 西组 3#煤 ),该层取出煤心 心观察丰度为镜煤,性脆,割理裂缝较发育,岩心含气试验气泡强烈,持续时间长,并伴有滋滋响声。钻井过程中槽面见气泡,占槽面 80% 1气测全烃由基值 升至 甲烷为 全脱分析甲烷 100%,气测解释为煤气层。电性:深侧向电阻率 纵波时差 375m,测井解释为煤气层,综合解释为煤气层。煤心解吸样品含气量 3# 煤为 t,含气饱和度 87% 平均 93%, 根据 3#煤吸附等温曲线,确定 3#煤气藏临界解吸压力为 间压差为 西组煤层气藏经晋试 1井、潘 1、潘 2、潘 4、潘 5、潘 6、潘 7井试气获得稳产 2000层原始渗透率 10层温度 25℃ 。(三 )太原组煤层气藏太原组 15# 煤层厚度大、全区稳定分布,其次为一些单层厚度 1中分布较稳定有 9# 煤,其余煤层厚度变化较大,局部变薄或尖灭。当这些薄夹层单层厚度大于 可作为产层开发煤层气。煤心解吸样品含气量 15#煤为 t,含气饱和度变化于 71% 平均 74%,证实 15# 煤气藏处于高饱和吸附有利部位。 15# 煤临界解吸压力 始储层压力 间压差比较接近,有利于降压采气。八、潘庄-樊庄煤层气试验区综合评价及勘探建议(一)埋藏适中,上覆地层有效厚度厚潘庄区块大部分地区的煤层上覆地层有效厚度介于 100—400覆地层有效厚度对含气量应起主要的控制作用。主要表现在含气量大小的变化与剖面形态变化的一致性较强,向斜部位一般裂隙不发育,多为山峰和高地,埋深大,含气量也较高。背斜部位裂隙发育,水系易于切割而成沟谷,因而埋深较浅,含气量也较低,总体上表现为一种构造控气的作用形式。樊庄区块的煤层上覆地层有效厚度一般在 400覆地层有效厚度较大,含气量大小变化与煤层上覆地层行效厚度变化基本一致,上覆地层有效厚度越大,煤层含气量越高,而与构造形态的一致性减弱。(二)煤阶高晋城地区均为无烟煤 Ⅲ 号,加上良好的保存条件,使得含气量较高。(三)保存条件好从碳同位素分析结果看 (图,表 ),晋城地区甲烷碳同位素总体较重,介于 - 之间,碳同位素值与煤层埋深之间呈现正相关关系。虽然本区总体上碳同位素较重,但不同的探井区碳同位素也有很大的差别。这些事实都说明樊庄区块与郑庄区块吸附一扩散一运移效应强弱程度的不同,也表明两个地区有着不同的扩散一吸附条件。(四)构造位置有利通过研究认为:寺头断层是一条不导水、不导气的正断层,其通过影响水动力条件而对樊庄和潘庄区块的煤层气富集起积极作用。这样就有可能将断层东西两侧划分为两个不同的水动力单元,断层两侧水动力活跃程度不同,短程东侧水动力较为滞留,呈现一种滞留型煤层气藏,西侧较为活跃,呈现一种强径流型煤层气藏(图)。断层东侧煤层气保存条件优于西侧,表现为目前断层东侧煤层气含量高于西侧。(五)水动力条件有利石炭-二叠系水动力学特征研究表明:在樊庄-端氏-潘庄存在着一个水位等值线低值区带,是一个较为明显的汇水区带。在该区带地层水矿化度高于其他地区。该区带内煤层气保存条件较好,与煤层气含量较高吻合。寺头断层的西南部芹池、大宁等地为主要的泄水区,地表径流强,煤层气保存条件极差。固县以北地区优于寺头断层断距较少并逐渐消失,由东、西两水动力单元合二为一,成为沁水盆地石炭-二叠系水力学系统的一个重要组成部分,煤层气成藏模式也逐渐由南部潘庄-樊庄的水力封堵成藏模式过渡为水力逸散成藏模式,保存条件变差。总之,沁水煤层气田的形成有其独特的地质背景,其含气量高低的决定因素是煤阶、寺头断层和上覆地层有效厚度。造成寺头断层两侧煤层含气量差异的主要因素是水动力条件的不同,而寺头断层的不导水性是造成两侧水动力条件不同的根本因素。造成樊庆和潘庄地区煤层含气量差异的主要因素是上覆地层有效厚度的不同。(六)勘探建议作为高煤阶区域,该区煤层气含气量高,资源量大,随着探明储量的不断提高,本区将率先实现真正意义上的产能突破。第一节 煤层气藏目标优选评价方法第二节 高煤阶煤层气藏勘探开发目标评价第三节 低煤阶煤层气藏勘探开发目标评价目 录准噶尔盆地乌鲁木齐河一白杨河目标区评价一、区域地质背景(一)目标区概况乌鲁木齐一白杨河目标区位于乌鲁木齐市东北,乌鲁木齐河与白杨河之间,距乌鲁木齐市仅 10标区呈北东东向展布,东西长约 27北宽 4积约 170内交通便利。本区位于博格达山西北麓与准噶尔盆地东南缘之间的丘陵地带.地势南高北低、东高西低,高程为 1038— 682m,一般相对高差为 50— 100m。区内自西向东发育有乌鲁木齐河、水磨沟、铁厂沟及白杨河等小河流,它们都发源于天山,向西北流经目标区,穿过煤系地层,消失于准噶尔盆地。河流水量一般不大,仅在春季融雪期及夏季暴雨季节,洪水流量较大。(二)构造主控因素目标区的区域构造位置为准噶尔盆地南缘山前断褶带东部,位于博格达山山前推覆体之上。区内发育的构造由紧闭的不对称向斜、背斜及逆冲断层组成。主要地质构造有八道湾向斜、七道湾背斜和碗窑沟逆冲断层(图)。(三)沉积主控因素1.八道湾期目标区主要发育曲流河相、滨湖相和泥炭沼泽相,与本区相邻的玛纳斯红沟一带发育冲积扇相,对区内有一定影响,在局部形成扇缘沉积。2.三工河期目标 区 内 主 要发育扇三角洲相 、 三角 洲 和滨浅湖相 。3.西山窑期比三工河期湖盆范围略有缩小。目标区内三角洲沉积发育,三角洲间湾、三角洲平原广布,滨湖沉积也比较发育,三角洲平原和滨湖广泛持续沼泽化,形成了众多煤层和巨厚煤层。( 四 )水 文主控因素准南煤田东部自乌鲁木齐西山至大黄山一带水文地质条件较简单 。 含水层主要有三种类型:即第四系孔隙潜水、煤系地层裂隙含水层及裂隙承压含水层。发源于天山及博格达山的众多地表水流是地下水的主要补给源,另有少量大气降水直接补给。第四系孔隙潜水:在该区分布较广,是地下水主要类型之一,视厚度及地势条件的不同其含水性差异较大。裂隙含水层:也是目标区内主要含水类型,但含水性普遍较弱一中等。除少量第四系潜水及大气降水直接补给外,多为穿过煤系地层的常年或季节性水流的直接垂直补给。裂隙承压含水层:在煤系地层中含水一般较弱,为次要含水层。目标区内地表水和部分大气降水构成了第四系孔隙潜水的补给源。二、煤层气成藏局部主控地质因素(一)煤层厚度八道湾组含煤 27层,煤层最大累积厚度为 煤系数为 其中,可采煤层和局部可采煤层 14层,可采煤层最大累厚为 煤层厚度一般不足2m。在区域上,铁厂沟以东含煤层数逐渐增多,煤层厚度加大,铁厂沟以西,煤层不发育,并逐渐变薄尖灭。八道湾组煤层厚度远逊于西山窑组,不是主要目的层。主要含煤地层西山窑组含煤 56层,采煤层 46均可采总厚 道湾背斜北单斜可采煤层平均总厚 道湾向斜北翼可采煤层平均总厚 斜南翼可采煤层平均总厚 地区西山窑组煤层层数多,厚度大,平均含煤系数达 西山窑组煤层累积厚度、 45号主力煤储层厚度、 43号主力煤储层厚度的区域变化规律大体一致,总体表现为北厚南薄、中西部厚东部薄的变化趋势,在目标区东部煤层快速变薄,甚至尖灭,在目标区西部煤层厚度变化平缓。(二)煤级目标区西山窑组煤层实测镜质组最大反射率变化范别为 — 主要煤层镜质组最大反射率的测定结果见表。煤级以气煤为主,长焰煤次之。煤级的区域变化呈现北高南低、东西高中间低的规律性。(三)煤储层埋藏深度目标区内煤储层埋深从不足 100000m。评价深度边界为 45煤层埋深 2000标区绝大部分区域都在评价范围内。八道湾向斜东部为翘起端,煤层埋深浅,向斜的西部煤层埋深大;向斜的两翼向轴部埋深增大,向斜南翼地层倾角大,煤层埋深递增快,向斜北翼地层倾角较小,煤层埋深递增慢。七道湾背斜北翼单斜地层倾角东部陡、西部相对较缓,煤层在东部埋深大、递增快,在西部埋深小、递增慢;(四)煤储层含气性( 2)煤储层含气量目标区内,煤层气风化带以下至勘探深度 500气量 t,平均值 t,对应的煤储层平均埋深 426m;从浅部气显示来看,煤储层含气量高且分布相对稳定。从盆地南缘煤储层含气性的统计结果来看 (表 ),下部煤储层含气量高于上部煤储层。据此推测,同一井位八道湾组煤储层较西山窑组煤储层含气量要高。( 3)煤储层含气质量目标区煤层气风化带以下至勘探深度 500层气甲烷浓度 平均值 对应的煤储层平均埋深 426m。绝大部分煤储层实测甲烷浓度大于95%。从煤储层含气性的统计结果来看 (表 ),下部煤储层煤层气甲烷浓度高于上部煤储层。( 4)煤层含气饱和度根据区域地质背景和深部油气井资料,目标区浅部为欠压力区。煤储层埋深 426水头高度距地表200m,储层压力约为 煤层等温吸附曲线可知,该压力下煤层饱和吸附量为 t,则该深度煤储层含气饱和度约为 75%。向深部煤储层含气饱和度呈增高趋势。( 5)含气梯度煤层气含量随煤储层埋深呈递增趋势。表列出了目标区煤储层的含气梯度,含气梯度变化于 平均为 2.深部煤储层含气性根据目前掌握的资料,对目标区主要采用含气梯度法对深部煤层含气性进行预测,对含气梯度适用深度以下采用压力一吸附曲线法进行预测,预测结果见表。(五) 煤 储 层 渗透 性准噶尔盆地的构造裂隙是在燕山期挤压构造应力场的作用下开始发育的,具有良好的形态、方向和组合特征,以剪切性质的裂隙为主。综合构造应力场演化特征和裂隙发育及其组合规律,以及不同时期、不同级别区块间的叠加关系,可以将准噶尔盆地的割理裂隙发育程度或相对渗透性划分为四类,
展开阅读全文
  石油文库所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
0条评论

还可以输入200字符

暂无评论,赶快抢占沙发吧。

关于本文
本文标题:第7章-煤层气藏勘探开发目标评价
链接地址:http://www.oilwenku.com/p-18783.html
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服客服 - 联系我们
copyright@ 2016-2020 石油文库网站版权所有
经营许可证编号:川B2-20120048,ICP备案号:蜀ICP备11026253号-10号
收起
展开