指出大宁-吉县煤区的煤层气地质条件比晋城煤区要复杂得多,主要表现在山西组煤的沉积环境变化比较大、煤层的厚度变化大,有明显的变薄与尖灭现象;该区的构造变化也比较明显,水文地质条件也呈现出十分明显的多样性,加上与煤层气藏保存直接有关的煤层顶底板岩性与厚度的明显变化,造成控制煤层气富集与高产的因素组合关系比较多,煤层气藏类型比较多,煤层气藏边界复杂,认为该区煤层气藏的一些细节特征还有待进一步深入研究与总结。又指出煤与煤层气勘探施工的钻孔稀少,目前所积累的资料显然不能满足开发的需要,突出表现在煤层厚度与煤储层特征控制等方面,认为大宁-吉县煤区煤层气藏的复杂性决定了试验开发阶段的节奏不能太快,最好以满足地质认识和工程技术积累为前提来设计工作量,待积累了一定经验后再大规模开发。

在我国煤、油、气共生盆地中,常规石油天然气与非常规煤层气能否实现共采是近期关注的热点问题。基于济阳坳陷惠民凹陷外围不同煤级煤样吸附性的物理模拟,结合石油天然气探井实测的温度和压力资料,对该区深部(2 000 m以深)煤层的含气性进行了预测,结果表明该区深部气煤―肥煤的原位含气量在5.0 m3/t左右。

在研究具有煤阶低、煤层含气量低、含气饱和度高、煤层厚度大和资源丰度大特点的美国粉河、尤因塔盆地的煤层气成功勘探经验基础上,重新认识了我国内蒙古东部低煤阶含煤盆地群的煤层气资源潜力。指出晚侏罗世-早白垩世是我国内蒙古东部重要的聚煤期,且热演化程度低、煤阶低、含气量普遍不高,但地层厚度大、煤层厚度大,资源丰度高,初步预测煤层气资源量超过2万亿m3。认为在内蒙古东部低煤阶含煤盆地开展煤层气勘探,必须加强保存条件研究,加强高含气饱和度地区预测研究,重视二次生物成因气和加强盆地的水动力因素的研究,才能有所突破。

煤层气勘探中存在着煤变质程度差异性大和储层物性变化规律差异大的特点,这些特点直接制约着我国煤层气产业化的进程。利用煤层气成藏模拟装置模拟了煤层气成藏过程,探索了煤层气储层物性变化规律,分析了储层物性变化对煤层气成藏过程的影响。认为渗透率是影响高、低煤级煤层气成藏的主要因素之一,对其它影响成藏的因素仍需进行物理模拟,以完善成藏理论。

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。

煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。基于矿井瓦斯工作实践,划分了煤矿采动影响区类型,阐述了采动影响区煤层动态含气量的数值模拟方法,并以阳煤集团二矿为例对采动影响区内煤层动态含气量进行了估算。

煤系中流动的地下水对煤层气的含量影响很大。在平面上和剖面上,水动力活跃的地区,煤层气的含量小;相反,在水动力不活跃地区或滞流水区域,煤层气的含量就比较高。在煤矿生产实践中,水动力活跃的地区,瓦斯突出事故就少,或无;在水动力比较弱的采煤区,瓦斯突出事故就比较多,或者瓦斯涌出量比较大。根据这些现象,提出了煤层气的滞留水控气论。

基于甲烷在不同矿化度水中和煤层水中溶解度的物理模拟,计算了褐煤层水溶气的含量。基于煤基块、气、水三相介质煤岩体三轴压缩实验,结合理想气体状态方程和马略特定律,推算了褐煤层游离气的含量。基于平衡水等温吸附实验,估算了褐煤层中的吸附气含量。以内蒙古海拉尔盆地为例,对褐煤层的含气量进行了预测。

储层数值模拟是确定煤层气开发方案和评价采收率的有效方法,其遵循常规油气藏数值模拟步骤,通常包括选择模型、资料输入、灵敏度试验、历史拟合和动态预测5个环节。煤层气属于非常规天然气,其储层数值模拟基于解吸―扩散―渗流的地质模型,在具体模拟过程中具有自身的特点。结合在新集煤层气试验区开展的储层数值模拟研究工作,重点阐述了模拟研究中的两个重要环节:模拟模型的建立(资料输入)和历史拟合。模拟模型的建立是进行储层数值模拟工作的基础,试验区模拟模型的具体内容包括:确定模拟区域及边界条件,剖分网格、确定流体的PVT性质参数、处理储层描述数据和处理动态数据等。历史拟合是运用已有生产井的动态资料校正模拟模型的逆过程。通过历史拟合,获得了更能够真实反映试验区储层特征的参数,分析了5煤层和6煤层附近的大段砂岩层对煤层气产量的贡献,提出了排采作业建议,并采用历史拟合的储层参数进行了动态预测。

在研究变形双重介质煤层气渗流问题的压力动态特征时,不仅考虑了煤层的双重介质特征和煤层气的吸附特征,而且考虑了介质的变形,还引入渗透率模数建立了变形双重介质拟稳态渗流的定产量内边界的无限大地层及有限封闭地层的数学模型。渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的。对于双重介质拟稳态渗流的数学模型采用直接隐式差分法进行离散,用Newton迭代法求解离散后的非线性方程组,获得了无限大地层及有界封闭地层的双重介质拟稳态渗流模型的数值解。讨论了变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律,给出了不同情况下的典型压力曲线图。这些结果为油田开发提供了理论依据和试井方法。

通过研究王营―刘家区煤层气地质特征和分析向斜构造的力学特性及其对煤层气的控制作用,认为向斜构造是该区煤层气的主控因素。向斜上层渗透率和含气量较低,对渗透率和含气量相对较高的下层起到封盖作用;向斜下层渗透率和含气量较高,所以煤层气的勘探和开发应以向斜下层煤层为主要目的层进行。

中国中小型含煤盆地种类众多,煤层气资源巨大,中国石油天然气股份有限公司对一些盆地的煤层气勘探已经取得了突破。对高、中、低3种煤阶类型的中小型含煤盆地已取得的成果进行了分析总结,提出了不同类型的中小型含煤盆地所特有的煤层气富集成藏理论,分析了沁水盆地高煤阶煤层气田、宁武盆地中煤阶含气区和沙尔湖盆地低煤阶含气区的煤层气地质特点和成藏条件,并对以上理论进行了验证。最后分析了中小型含煤盆地煤层气今后的勘探方向。

我国中新生代聚煤盆地多且保存完整,煤炭资源量约占全国总资源量的40%,多数盆地含煤系数高,发育有富煤带和富煤中心。中新生代盆地的煤层气地质条件与古生代的大不相同,大多数中新生代聚煤盆地具备煤层气藏封闭保存的良好地质条件。由于中新生代盆地的煤层气成藏条件组合具有多样性的特点,认为应重视对中新生代盆地煤层气成藏条件的分析评价,应采用盆地整体分析、煤相分析和煤层气藏分析相结合的思路开展详细的煤层气勘探选区评价研究,在研究煤层气地质条件和煤层气藏分析的基础上选择煤层气勘探区块。

从煤储层双孔隙系统出发探讨了介质对煤层气扩散运移的制约关系及程度。以沁水盆地为例,分析了孔隙系统和裂隙系统在煤层气运移过程中的不同作用,认为孔隙系统在煤层气运移过程中主要承担扩散作用――把气体从微孔输送到裂隙系统,而裂隙系统主要起渗流作用――控制着气体的流量。

基于山西沁水盆地不同矿区煤层水样的甲烷溶解度实验,探讨了温度、压力和地层水矿化度及其离子组成对甲烷溶解度的影响。煤层水中的有机质使甲烷的溶解度普遍偏高。低温度、低压力时,矿化度对甲烷溶解度的影响较显著。当地层水离子组成中Ca2+、Mg2+含量高时,甲烷溶解度低。印支期和燕山期温度和压力高,水溶甲烷多,煤层气随水径流逸散量大;而现今温度和压力较低,水溶甲烷少,水径流缓慢,煤层气随水径流逸散量少。

煤层气作为一种非常规天然气,其运聚机制和成藏模式与常规天然气不同。认为应以高温、高压岩心测试分析技术为基础,充分考虑煤层气的吸附和解吸特性,嫁接常规天然气成藏模拟技术来建立煤层气成藏模拟装置,这也是国家 "973" 煤层气项目的重要研究内容。煤层气成藏模拟装置能模拟煤层气储层特征,能探索煤层气运聚机制,特别是能探索煤层气藏是如何形成的和煤层气系统是如何被打破的和恢复的,还能模拟地层水流动对煤层气的溶失作用;在诸多单因素模拟的基础上,该装置能开展综合模拟,最终进行量化分析、级别划分和建立煤层气成藏模式。

由于我国煤层气藏的特殊性,使用当前技术对其开发时受到较大限制。注气增产法是一种具有发展前途的新措施,但注入气体后,煤中存在多元气体的相互作用。论述了国内外煤层气开发现状及我国煤层气开发存在的问题,并初步探讨了煤中多元气体相互作用与替代机理,指出了今后的研究方向与发展趋势。

从煤层气的解吸速度和可解吸量等方面，探讨了潘庄井田煤层气的解吸特征，分析了潘庄井田解吸速度与解吸时间、可解吸量与埋深的关系。指出区域上潘庄1号井田的中部地区，潘庄2号井田15煤大部分地区和3煤北部地带，煤层气的可解吸率很高，有利于煤层气的开发,但可解吸率在区域上随埋深的增加大多呈负相关关系，数据较为离散。
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