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黔西肥田区块地下水动力条件与煤层气有序开发_郭晨

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黔西 肥田 区块 地下水 动力 条件 煤层气 有序 开发 郭晨
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 第39卷第1期煤   炭   学   014年1月F   2014 郭 晨,秦 勇,易同生,]014,39(1):115j. i et ]. 014,39(1):115j. 1,秦 勇1,易同生2,高 弟2,洪愿进2,雷 波1(苏徐州  221116;州贵阳  550006)摘 要:黔西是我国南方煤层气资源最为丰富的地区,客观认识多层叠置含煤层气系统控制下的煤层群有效排水降压和有序开发方法,是实现该区煤层气高效开发的关键。笔者以黔西织纳煤田肥田区块为研究对象,精细分析了含煤地层水文地质条件以及垂向上不同层段开发条件的差异性,基于抽水试验数据提取了视储层压力、压力梯度、单位涌水量、渗透系数、影响半径等有用信息,比较了不同层段水文地质条件在三维空间上的差异,采用模糊数学综合评判法建立了煤层气开发优先度评价因子,据此对不同层段煤层气开发潜力和开发顺序进行了探讨。认为肥二井田和肥三井田总体开发条件优于肥一井田,其中肥二中煤组、肥三上煤组和中煤组是较有利开发层段,各层段递进开发顺序为:肥三井田上段→肥二井田中段→肥三井田中段→肥三井田下段→肥二井田下段→肥二井田上段→肥一井田上段/中段→肥一井田下段。关键词:肥田;水文地质;多层叠置含煤层气系统;有序开发;模糊数学中图分类号:11     文献标志码:A     文章编号:0253014)01013 责任编辑:韩晋平基金项目:国家自然科学基金重点资助项目(40730422);国家科技重大专项资助项目(2011煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室(中国矿业大学)开放基金资助项目(2013者简介:郭 晨(1988—),男,山西晋城人,博士研究生。 51626. I . 221116,. 550006,In to in it is to of as of of of on of of in of in of BM of in of It is a ,  炭   学   报2014年第39卷BM he of of of 煤层气形成、运移、富集,到煤层气选区评价、井位设计、完井方案、排采制度优化等诸多方面都受到地下水的影响或控制[1煤层气开发强烈依赖于含煤地层的含水性、导水性、水压、补径排等地下水动力学条件。地层的富水性和导水性决定了排水降压的效果[6及压降传播特征。煤层水压力是煤储层压力的主要贡献者,进而控制着煤储层能量的大小,决定了煤层气的产出潜力,同时对完井方式和增产措施也有一定的控制作用[9前人将煤层地下水动力系统分为3种类型[11],具备一定的给水能力和补给条件的煤层将有利于煤层气排采,补给太强或太弱都将对开发产生不利影响。对于补给条件良好且富水强的煤层,或者压裂导致煤层与含水层沟通,煤层气开发时容易导致降压困难,造成水大气小的不利局面[12对于补给条件差、富水性弱的煤层,采用哪些增产工艺以克服地层贫水的先天不足,进而实施有效排水降压,成为决定煤层气开发成败的关键。黔西织纳煤田煤层气资源丰富,煤层层数多,但含煤地层普遍贫水,水动力条件较弱[14]。同时,含煤地层内部致密低渗透岩层的普遍发育,导致许多地区煤层(组)间流体相互封闭,形成垂向上叠置的独立含煤层气系统[15这种水文条件和煤层气成藏特点,一方面为煤层气保存提供了十分有利的条件,另一方面给排水降压的有效实施带来诸多困难,即如何避免开发过程中不同含气系统间能量的相互干扰,充分发挥各系统的产气能力,以实现开发效益最优化。为此,笔者以织纳煤田珠藏向斜肥田区块为例,分析含煤地层地下水动力特点及其对煤层气开发的影响,以期为本区煤层气高效开发提供依据。1 地质背景1. 1 构造与含煤地层珠藏向斜位于织纳煤田南部,体构成一个波幅较宽缓的向斜盆地,肥田区块是该向斜的主体部分,由3个井田组成,面积约81. 24 1),前人研究证实了本区块具有较高的煤层气开发潜力[18]。区块主构造线呈现为一系列断层和次级褶曲,主要断裂发育在珠藏向斜南部和北部边缘。其中,位于向斜田内部构造相对简单,对煤层破坏性较弱;位于向斜造相对复杂。图1 肥田区块构造纲要1  二叠统玄武岩组、龙潭组、长兴组和大隆组,下二叠统飞仙关组及第四系(图2)。含煤地层龙潭组沉积于海陆交互环境,平均厚度328. 50 m,分为上、下两段;含煤30 ~ 35层,煤层平均厚度22. 40 m,可采及局部可采10层,平均可采厚度13. 48 m。长兴组主要形成于海相环境,含煤1 ~6层,平均煤厚约1. 5 m。煤中镜质组最大反射率为2. 85% ~3. 39%,属于无烟煤。1. 2 水文地质条件因肥一和肥三井田北部边界的近块内3个井田构成一个独立、完整的水文地质单元,大气降水为地下水主要补给源,区内河流组成了较为独立的水文网系,是向斜内地表水、地下水汇集、排泄的主要渠道,并在一定程度上控制着地下水的主径流方向。断层的导水性一般较差,含水性弱。区块内主要含水层为茅口组、飞仙关组二段和四段,为强含水层;其次为飞仙关组三段,为中等含水层;龙潭组、长兴组、大隆组、飞仙关组五段和六段、第四系为弱含水层,峨嵋山玄武岩组和飞仙关组一段为隔水层。各含水层因埋藏条件、充水空611第1期郭 晨等:黔西肥田区块地下水动力条件与煤层气有序开发图2 肥田区块含煤地层综合柱状图2  有不同的补、径、排动力特点。飞仙关组二段~四段以灰岩、泥灰岩为主,岩溶发育,为岩溶裂隙承压含水层,尤以二段和四段富水性强。地层大面积出露地表,构成典型的岩溶地貌,补给与排泄条件良好,大气降水及地表水可以直接渗入补给地下水,广泛发育的地下暗河,岩溶管道为地下水径流提供了良好的通道,加之地形切割强烈,高差大,更有利于地下水排泄,地下水动力条件良好。飞仙关组二段与含煤地层之间稳定发育100余米厚的飞仙关组一段,由粉砂岩和钙质泥岩组成,富水性极其微弱,钻孔单位涌水量仅为0. 000 457 6 ~0. 011 69 L/(s·m),隔水性能良好。飞仙关组二段~四段与含煤地层之间一般不存在水力联系,但断层和煤炭开采的垮落带和断裂带可能沟通含水层。大隆组和长兴组由粉砂岩、硅质灰岩、灰岩及煤层组成,平均厚57. 3 m。硅质灰岩和灰岩占总厚的76%,属岩溶裂隙含水带,但总体上富水性和渗透性都较弱。龙潭组由泥岩、细砂岩、砂质泥岩、粉砂岩等细粒碎屑岩和煤层、泥灰岩、生物碎屑灰岩及菱铁质岩等组成,以碎屑岩为主,夹有数层薄层或中厚层石灰岩,含水层和隔水层交互发育,含水层厚度不大,层间水力联系不明显,属层间裂隙弱含水层,以承压水为主,导水性弱,钻孔单位涌水量小,富水性弱。长兴、龙潭组各含水带由于上覆有较厚的飞仙关组地层,埋藏较深,还有80余米的飞仙关组一段隔水层隔离,加之出露地势较高,地形又有利于大气降水及地表水的排泄,补给条件差,比较而言,补给条件浅部好于深部。含煤地层地下水浅部沿走向分别向东西两端流动,以泉水形式排泄,深部沿倾向向向斜轴部流动,是深部承压水的补给来源,但由于含水层结构复杂,含水空间不太发育,总体地下水运动非常迟缓。矿化度220 ~2 470 L,总体矿化度较高,地下水水质主要为K+次为K+分为映了交替循环能力较弱的地下水动力学特点。峨眉山玄武岩组厚度大于95 m,节理发育,但多被方解石脉充填。钻遇该组时,钻孔水位和冲洗液消耗量无明显反应,富水性极弱,隔水性能良好,构成龙潭组与茅口灰岩之间的区域性相对隔水层。茅口组主要由灰岩、白云质灰岩、燧石灰岩及少量硅质灰岩、白云岩组成,岩溶发育。钻孔单位涌水量高达8. 182 L/ (s · m),水位高出茅口组顶部18. 02 ~45. 36 m,具承压性质,属岩溶裂隙承压水。峨眉山玄武岩组的存在,有效阻隔了茅口组与含煤地层之间的水力联系。进一步分析,含煤地层与上覆下伏含水层之间基本无水力联系,煤层气开发总体上不会受到上覆下伏含水层的影响,故本文重点研究含煤地层内部的水文地质条件及含水层、隔水层的精细结构表征。2 基于水文地质条件的煤储层能量分析2. 1 含水层段精细描述据煤田勘探成果,肥田区块含煤地层内部分为4个裂隙型含水层段,即2 ~6号煤层间、6 ~16号煤层间、16 ~30号煤层间和煤系底部层间裂隙含水带。2 ~6煤层间含水带厚为31. 16 ~ 50. 50 m,平均为39. 96 m;主要含水层为灰岩,次为砂岩,含水层总厚为11 ~ 29 m,平均为21. 16 m,矿化度为220 ~350 L;含水层单层厚度较小,与隔水层交互产出。标3灰岩含水层分布较稳定,5006 33 L/ (s·m),渗透系数为0. 003 88 m/ d;203孔单位涌水量为0. 000 532 L/ (s·m),渗透系数为0. 000 715 m/ d,恢复水位比静止水位低71. 73 m,表明地下水运动迟缓,补给不足,富水性弱。在矿井生产中,该带是6煤层开采时直接充水含水层,属层间711煤   炭   学   报2014年第39卷裂隙承压水。6 ~16煤层间含水带平均厚149. 65 m,含水层主要赋存在6煤~标4、8煤~标5、13煤~ 14煤下和15煤下~辅标灰岩之间,含水层总厚一般57 m,矿化度270 ~ 620 L。钻孔单位涌水量0. 011 1 ~0. 062 9 L/ (s·m),渗透系数0. 007 36 ~0. 107 6 m/d,本含水带富水性相对较强,水头较高,属裂隙承压含水带。标4、标5灰岩是本段分布最稳定的含水层,也是井田内涌水最多的层位。标4灰岩及以上含水层是7号煤层的直接充水含水层,标5灰岩及其以下含水层是14,16号煤层的直接充水含水层。16 ~30煤层间含水带平均厚为98. 13 m。含水层平均厚为39. 18 m,主要位于标7 ~23煤和27 ~30煤之间,矿化度为550 ~ 1 580 L,单位涌水量为0. 001 28 L/ (s·m),渗透系数0. 002 26 m/ d,补给条件极差,富水性很弱。标7灰岩含水层分布稳定,钻孔涌水漏水现象严重,标7灰岩及其下伏砂岩是23号煤层的直接充水含水层。煤系底部层间含水带平均厚55 m,主要含水层是标10、标11、标12、标13灰岩,平均总厚26 m,底部的铝土岩、铁铝岩致密完整,具有良好的隔水作用。钻孔单位涌水量为0. 000 863 ~0. 005 544 L/(s·m),渗透系数为0. 001 06 ~0. 011 3 m/ d,富水性极微弱,矿化度为990 ~2 470 L。上述4个含水带的矿化度呈现随层位降低而逐渐增高的趋势,表明地下水循环径流条件由浅至深逐渐变弱。依据《矿区水文地质工程地质勘探规范》(1) [19],钻孔单位涌水量大于5 L/ (s·m)为极强富水,在1 ~ 5 L/ (s·m)的为强富水,0. 1 ~1. 0 L/ (s·m)的为中等富水,小于0. 1 L/ (s·m)为弱富水。渗透系数m/ 在1 ~10 m/ 为0. 01 ~1 m/ 在0. 001 ~0. 01m/ 小于0. 001 m/ 0]。据此,肥田区块含煤地层总体上为弱富水极弱透水地层,这给煤层气开发的排水降压带来很大难度。另外,从简易水文观测资料看,标3,4,5,7,11,12,13灰岩均有不同程度的漏失,透水性相对较好,表明标志层灰岩是龙潭组中主要含水层,但含水性较弱,单位涌水量小。总体来讲,含煤地层内各含水层的涌水量小,分布不均匀,仅龙潭组水质类型就有9种之多,可见各含水层一般呈局部封闭状态,为独立含气系统的形成奠定了水文基础。主要含水层是标志层灰岩,其次为砂岩含水层,其中标4、标5灰岩富水性最强。2. 2 视储层压力分布上述含水层与煤层能量或储层压力大小的关系如何,对于煤层有无补给,补给的方式和强度如何?这些问题,关系到多煤层条件下煤层气开发过程中的有效排水降压和能量疏导,借鉴水文地质资料可对其初步预测评价。煤储层压力可借用地下水压力水头(液柱高度)与静水压力梯度之积予以表征,称之为视储层压力。据抽水试验成果,肥一和肥二井田呈现出视储层压力随层位降低而增高的总体趋势,肥三井田与此相反(图3)。在肥一井田,16号煤层至含煤地层基底玄武岩测试段的视储层压力明显大于上部其他层段,指示下部煤储层能量相对较高,上部煤储层压力较低。肥二依然保持这种趋势,以16号煤层为界,下部地层水头较高,往上明显变小。这一规律符合储层压力随埋深增大而升高的常规认识。图3 肥田区块不同含水层段视储层压力及压力梯度统计3  of of 储层压力分布趋势发生变化(图3)。以16号煤层为界,下部层段的压力水头明显小于上部,也显示区块内地下水动力条件乃至储层压力具有强烈的平面非均质性。也就是说,肥三井田为一独立的水文地质单元,与肥一~肥二井田单元可能相互封闭,缺乏水力联系。究其原因,可能是封闭811第1期郭 晨等:黔西肥田区块地下水动力条件与煤层气有序开发性断层所致(图1),但其真实原因有待进一步探讨。同时,视储层压力和压力梯度在垂向上呈现波动变化的现象,揭示不同层段之间水力相互封闭,缺乏流体联系,在垂向上发育相对独立的含流体单元,为独立叠置含煤层气系统的形成提供了客观条件,使得垂向上不同层段的储层能势分布趋于复杂。值得注意的是,以16号煤层为界,区内3个井田上、下层段水头差异均十分明显(图3)。据本区层序地层研究,16号煤层位于三级层序边界[21]。层序地层结构限定了独立含气系统的发育,层序边界往往为不同含气系统的边界[15,22]。无独有偶,常会珍(2012)基于对珠藏向斜含气性研究,发现含气量梯度在16号煤层附近存在突变点[18]。据此可以认为,位于三级层序边界的16号煤层位于独立含气系统边界附近,上、下层段分属不同的流体动力系统,相互之间缺乏流体联系,造成储层压力及压力梯度差异显著。进一步分析视储层压力梯度剖面,区内含煤地层总体上处于欠压状态,个别井田的个别层段呈现超压(图3)。肥一井田7 ~16煤层段视储层压力梯度仅有0. 51,严重欠压,且明显低于上、下层段的压力梯度。肥二井田各层段之间压力梯度差异较小,均为欠压状态,说明该井田含气系统可能较为简单,含煤地层内部流体联系相对较强。肥三井田2 ~6号层段略微超压,煤储层能量较强,但向下至6 ~16号层段压力梯度迅速降低,至16 ~30号层段又有所回升,3个层段压力梯度差异明显,独立含气系统发育特征显著。2. 3 基于抽水试验的排采动态初步分析根据钻孔抽水资料,可提取单位涌水量、渗透系数、影响半径等与排采动态相关的地质信息(图4)。图4 肥田区块主要层段钻孔单位涌水量、渗透系数和影响半径统计4  of of of 一井田影响半径趋于随层位降低而逐渐降低,表明含煤地层下部层段压降传播效果可能较差,给煤层气开发带来不利影响,上部层段压降传播效果可能较好(表1,图4)。渗透系数一井田含煤地层渗透系数总体很低,具有随层位降低而降低的趋势;当抽水层段边界包括灰岩标志层时,渗透系数显著变大,如标2、标3和标5,可达微透水岩层水平,单位涌水量显示出相似的规律(表1,图4)。因此,查明灰岩含水层与煤层之间的水力联系,搞清排采水源补给,对排水压降及其动态分析具有指导意义。渗透系数可概略表征地层的导水能力,并不能代表储层渗透性,但低渗透系数无疑会影响煤层气井排水能力和压降传播效果,但储层压裂后一般会得到明显改观。肥二井田含煤地层同样具有弱富水的特征,中间层段(标5灰岩~16号煤层和标5灰岩~标7灰岩)表1 肥一、肥二、肥三井田钻孔抽水试验成果统计  of ,2,3井田测试层段单位涌水量/(L·(s·m) 响半径/ m·d 2顶~标2底0. 005 490 0 74. 35 0. 114 200 0煤系顶~标3上顶0. 011 355 0 47. 05 0. 057 085 0肥一井田煤系顶~7煤顶0. 000 458 0 27. 30 0. 001 133 0标5 ~21煤底0. 073 190 0 15. 30 0. 086 810 0标5上~细砂岩0. 009 910 0 21. 20 0. 047 710 0标5上~玄武岩0. 038 773 0 20. 34 0. 021 093 0. 003 490 0 38. 22 0. 012 200 0肥二井田d 0. 005 293 0 74. 35 0. 114 200 0标3 0. 016 167 0 25. 05 0. 167 967 0标5 ~标7 0. 055 600 0 33. 55 0. 086 770 0. 019 400 0 15. 00 0. 098 100 0肥三井田d 0. 110 167 0 15. 50 0. 219 733 3. 000 001 6911煤   炭   学   报2014年第39卷钻孔单位涌水量与渗透性明显大于其他层段,表明其富水性和导水性可能较强,有利于煤层气井排水降压。抽水层段边界为灰岩标志层时,钻孔单位涌水量和渗透系数显著增大,与肥一井田相似,灰岩(标3、标5、标7)为主要含水层,影响半径变化较大(表1,图4)。肥三井田含煤地层富水性弱,6 ~16号层段比其他层段钻孔单位涌水量要大,富水性相对较强,其渗透系数也明显高于其他层段,暗示6 ~16号层段可能为该井田相对有利的排采层段;影响半径总体小于肥一和肥二井田,可能对压降传播相对不利,这与井田内断层较为发育的构造特点有关;长兴组和大隆组具有较大的单位涌水量和渗透系数,是含煤地层中富水性相对较强的层位(表3,图4)。以上抽水试验成果在一定程度上揭示了标2、标3、标7灰岩较强的富水性和导水性,这些标志层的地下水动力学特征及其与煤层之间的水动力联系以及对排采动态的影响同样值得深入研究。综合考察,中段地层富水性和渗透系数相对较高,可能是煤层气开发的优先层组。总体来看,整个含煤地层弱富水,导水能力差,采用常规措施难以取得理想效果,必须打破常规,创新增产排采管理技术。3 煤层气开采优先度因子分析垂向上不同层段储层压力及其梯度的波动变化,表明独立叠置含煤层气系统的客观存在。不同含气系统对应不同的流体单元和流体压力系统,导致含气系统之间储层能势的差异,是决定各系统开发先后顺序的重要条件。若采用多系统合排方式,不同系统间储层能量差异可能导致严重的层间干扰,进而制约煤层气井开采效果。沁水盆地南部15号煤层与3号煤层合排存在这样的问题,织纳煤田目前的煤层气井生产情况在一定程度上也对此有所验证。例如,中石化集团织2井先对20和23号煤进行合层排采,日均稳定产气量达1 500 后对6号、8号、10号、12号、14号、17号煤层压裂与跨含气系统合层排采,日均产气量降至400 ~500 1井的跨含气系统合层排采效果同样不好。为解决这种问题,常规油气开采往往将条件类似的储层划分为一个开发层系,然后针对不同开发层系进行开发,以避免系统间干扰。所以,在多煤层和多含气系统叠置条件下,必须研究不同含煤层气系统开发的先后顺序。鉴于水文条件为本区煤层气开发的主要约束条件,在尚未完全查明独立含气系统划分的条件下,依据现有勘探资料,重点评价各项水文地质参数在垂向上的差异,包括视储层压力、单位涌水量、渗透系数、影响半径等,并结合由钻孔煤芯解吸实验获取的甲烷含量数据(表2),这可能是初步确定不同层段煤层气的开发顺序的可行途径。所以笔者选择上述5项参数作为确定不同层段煤层气开发顺序的评价指标体系:压力梯度(表储层能量大小;钻孔单位涌水量(Q)表征含煤层段富水性;渗透系数(K)在一定程度上反映层段的渗流能力;影响半径(R)可以间接表示压降影响范围;甲烷含量(V)代表煤层气产出的物质基础,各煤层组甲烷含量取其所包含煤层甲烷含量的平均值。表2 肥田区块钻孔煤芯解吸实验结果统计  甲烷含量/ (m3·t 二井田煤层样数/件甲烷含量/ (m3·t 三井田煤层样数/件甲烷含量/ (m3·t 4 12. 20 6 2 11. 96 6 9 8. 546 6. 84 7 1 8. 64 7 7 12. 387 2 18. 16 16 2 9. 86 16 15 14. 1116 4 11. 41 23 3 3. 82 20 1 9. 1717 1 5. 77 34 2 4. 74 21 6 14. 5321 2 11. 65 23 10 14. 3327 1 8. 64 27 3 19. 16为此,笔者采用模糊数学综合评判法来建立各井田不同层段煤层气开发条件优先度评价因子[23以分析各层段煤层气开发潜能和开发顺序。具体计算方法为:首先给上述评价指标赋予权重(表3),视储层压力梯度决定着储层能量大小和煤层气产出潜能,其权重最高,另外,本区整个含煤地层弱富水,导水能力差,构成煤层气开发的主要约束条件,因此单位涌水量、渗透系数、影响半径3项参数权值次之,本区多煤层条件下煤层气资源量及资源丰度高,含气量不构成开发约束,故其权值分配最低。021第1期郭 晨等:黔西肥田区块地下水动力条件与煤层气有序开发表3 煤层气有序开发评价指标权值分配  of BM K R 3 0. 2 0. 2 0. 2 0. 1然后将各指标划分为4个等级,各级赋予一定分值,由高到低依次为85,60,40,15(表4);据此对不同层段各指标进行分级并打分,并结合表3权值分配将各层段5项指标的得分进行加权计算,以得到各井田不同层段煤层气开发条件优先度评价因子a,评价因子>70,有利;70 ~50,较有利;50 ~30;一般;1. 03 0. 93 ~1. 03 0. 65 ~0. 93 0. 1 0. 01 ~0. 1 0. 001 ~0. 01 0. 000 1 ~0. 001K/ (m·d >0. 1 0. 01 ~0. 1 0. 001 ~0. 01 0. 000 1 ~0. 001R/ m >75 50 ~75 25 ~50 12 12 ~8 8 ~4 <4分值85 60 40 15表5 肥田区块不同层段评价指标得分与煤层气开发优先度评价因子  of of a” BM K R V a 煤顶40 15 40 40 60 37. 0 7一般肥1 7煤~16煤底15 40 40 40 85 37. 0 7一般16煤底~玄武岩40 15 40 15 60 32. 0 9一般8煤40 40 40 40 60 42. 0 6一般肥2标5 ~16煤底40 60 85 60 60 59. 0 2较有利16煤底0 60 60 40 48. 0 5一般2煤~6煤底60 40 60 85 60 61. 0 1较有利肥3 6煤底~16煤底40 60 60 40 85 52. 5 3较有利16煤底~30煤底40 40 40 60 85 48. 5 4一般表6 各井田评价指标综合得分与煤层气开发优先度评价因子  of of a” BM K R V 0 15 40 15 60 32. 0一般肥2 40 60 60 60 60 54. 0较有利肥3 40 60 60 60 85 56. 5较有利由表5,6中优先度因子田区块总体评价级别不高,这是本区水动力条件对开发较为不利的必然反映。肥二、肥三井田开发条件较为有利,优于肥一井田,较有利开发层段包括肥二中煤组、肥三上煤组和中煤组,开发过程中可考虑对这3个煤组进行优先开发。综合比较各层段开发优先度评价因子a,最佳的开发顺序应为:肥三井田上段→肥二井田中段→肥三井田中段→肥三井田下段→肥二井田下段→肥二井田上段→肥一井田上段/中段→肥一井田下段。结合本区煤层气地质条件前期研究成果和煤层气实际开发情况对本文所建立煤层气开发优先度评价因子的可靠性和实用性进行评价[14,18]。采收率方面,肥一井田平均34. 34%,肥二井田平均66. 44%,肥三井田平均58. 22%,均显示了较好的开发潜力,同时肥二、肥三井田采收率显著高于肥一,这与本文评价结121煤   炭   学   报2014年第39卷果相一致,印证了肥二、肥三井田开发条件优于肥一;资源丰度方面,肥一井田为1. 33亿 二井田达1. 86亿 三井田约1. 25亿 个井田均高于1. 12亿 示了良好的煤层气物质基础,其中肥二井田显著较大,而本次评价其开发级别为较有利,显示物质基础和开发潜力具有一致性,肥三和肥一的资源丰度差异不大;织2井位于肥一井田,其排采历史表明,当合采层位仅位于下煤组,日均稳定产气量达1 500 示了良好的产气能力,而当合采煤层贯穿上、中、下3个煤组,虽然生产层位多,且上煤组、中煤组开发潜力优于下煤组,但由于3个煤组水动力条件差异而产生层间能量干扰效应,导致产能很低,验证了依据垂向水动力条件的差异分煤组进行递进开发的必要性,而这正是本文建立开发优先度评价因子的目的;本区煤体结构相对完整,以原生结构煤为主,煤层机械强度大,且煤层顶底板抗张强度远远大于煤层抗张强度,具备有利的水力压裂施工条件,在本区含煤地层总体贫水、导水性差、煤储层渗透率较低的不利条件下,水力压裂可以成为有利的增产手段。上述结果尽管只是依据钻孔抽水资料得出的粗略认识,但在区块开发初期煤层气勘探开发试验资料较少的情况下,本文提出方法是对充分利用前期煤田勘探资料指导煤层气有序开发的有益尝试。随着煤层气开发资料的不断积累,对煤储层认识的不断加深,开发顺序评价方法必将更为合理和更为周密。4 结   论(1)肥田区块上覆下伏含水层与含煤地层基本无水力联系,煤层气开发基本不会受到上覆下伏含水层的干扰。龙潭组层间裂隙承压含水层富水性弱,含水层与隔水层交互发育,含水层水量小且分布不均匀,局部的封闭,地下水动力条件较差,为独立含气系统的形成奠定了水文地质基础。标志层灰岩是含煤地层内部的主要含水层,6 ~ 16号煤层段富水性最强,压力水头较高。(2)根据水文地质条件及层序地层特征,将含煤地层划分为顶部~标5灰岩顶、标5灰岩~ 16号煤层底、16号煤层底~玄武岩3个层段。中部层段钻孔单位涌水量和渗透系数相对较高,显示了较好的地下水动力条件,有利于煤层气优先开发。视储层压力及压力梯度在垂向上的波动变化揭示了独立含气系统的客观存在,三级层序边界的16号煤层位于独立含气系统的边界附近,其上覆下伏层段分属不同的流体动力系统。总体来看,含煤地层富水性弱,导水能力差,构成限制本区煤层气开发的主要约束,本区煤层气开发必须依赖技术创新。(3)运用模糊数学综合评价法建立了煤层气开发优先度评价因子,对不同层段煤层气开发顺序进行了初步评价,认为肥二井田和肥三井田总体开发条件优于肥一井田,其中肥二中煤组、肥三上煤组和中煤组是较有利开发层段,各层段递进开发顺序
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