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期刊信息/Journal information
煤田地质与勘探
中煤科工集团西安研究院
煤田地质与勘探

中煤科工集团西安研究院

王丽

双月刊

1001-1986

ccrimtdzykt@vip.163.com

029-81778075 81778078

710077

陕西省西安市高新区锦业一路82号

煤田地质与勘探/Journal Coal Geology & ExplorationCSCD北大核心CSTPCD
查看更多>>本刊是中文核心期刊，被美国EI PAGE ONE数据库、美国能源研究院《煤文摘》（COAL ABSTRACT）和国际能源机械《煤文摘》（COAL HIGHLIGHTS）等12种数据库和文摘期刊收录。主要刊载煤田地质、矿井地质、煤层气、水文地质工程地质、环境地质、煤田物探、矿井物探、探矿工程等方面的新发现、学术论文、先进经验和技术革新成果。
正式出版
收录年代

    四川盆地上二叠统龙潭组深-超深部煤层气资源开发潜力

    明盈孙豪飞汤达祯徐亮...
    102-112页
    查看更多>>摘要：准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县和延川南区块 1 000～2 500 m埋深煤层气井实现高产气流突破,昭示了深部煤层气开发的巨大潜能.四川盆地上二叠统龙潭组薄-中厚煤层群(7～15层)主体埋深 2 000～4 500 m,川中一带北倾单斜,局部发育低幅隆起,煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部,具备支持"增储上产"国家天然气发展战略的强大潜力.研究表明:(1)龙潭组煤系煤-泥岩互层频繁,煤层多,累计资源量大,19号煤层侧向发育稳定(平均 3.2 m;＞4 m有利面积 700 km2);(2)煤的热演化程度高(2.53%～3.18%),生烃能力强,煤系气测全烃显示良好,2 500 m埋深处实测含气量 16.64～17.61 m3/t,含气饱和度达 138%～151%,游离气含量4.84～5.60 m3/t;(3)川南 800 m以深实测储层压力系数＞1.1,川中一带预测储层压力系数＞1.8,为潜在的异常超高压储层.立足四川盆地煤层深-超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征,借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验,以 19号煤层为风险勘探目标,落实资源潜力和气藏特征,探索构建深-超深部薄煤层立体勘探开发技术体系,对煤层气规模化建产意义重大.

    四川盆地深-超深部煤层气储层特性资源潜力

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    松辽盆地南部王府断陷深部煤层气地质特征及有利区评价

    沈霞公海涛邵明礼杨敏芳...
    113-121页
    查看更多>>摘要：松辽盆地南部王府断陷煤层气资源量丰富,但深部煤层气勘探程度较低,在煤层气地质特征、富集成藏主控因素及有利目标优选等方面缺乏系统研究,制约了该区煤层气勘探进程.为此,在系统分析煤系地质特征的基础上,明确深部煤层气成藏主控因素,建立有利区优选指标体系,预测煤层气富集有利区.结果表明:(1)王府断陷火石岭组宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主,具有低水分、低挥发分、低灰分的特征,镜质体最大反射率大于 1.8%,孔隙率平均 5.01%,CS38井计算的平均含气量为 21.80 m3/t.(2)王府断陷火石岭组火山喷发填平补齐沉积环境利于煤层发育,煤层主要发育于断陷双陡坡带之间与断陷中、东部的火山喷发的填平补齐效应形成的浅水区,形成了"填平补齐成煤模式".此外,区内发育的大面积巨厚泥岩顶板与封闭断层使得煤层气得以富集保存.(3)王府断陷Ⅰ类有利区主要发育在断陷中部,煤层厚度大于 5 m,断层断距＜50 m,盖层厚度＞80 m,气测全烃值＞15%,具有较大勘探开发潜力;Ⅱ、Ⅲ类有利区主要发育在断陷的北部和南部,煤层厚度一般＜5 m,盖层厚度＜80 m,气测全烃值＜15%,断层封闭性弱或不封闭,盖层厚度差异大,勘探开发风险较大.

    松辽盆地王府断陷深部煤层气地质特征有利区评价

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    沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

    张聪李梦溪胡秋嘉贾慧敏...
    122-133页
    查看更多>>摘要：为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术.结果表明,郑庄北-沁南西区块 3号煤平均埋深 1 200 m左右,为中深部煤层气储层.随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深 1 100～1 200 m和 800～1 000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了 2次转换,埋深小于 600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于 1 000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600～1 000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂.与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变.随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果.对于直井,埋深大于 800 m后,压裂液量达到 1 500 m3 以上、排量 12～15 m3/min以上、砂比 10%～14%以上,单井日产气量可以达到 1 000 m3 以上;对于水平井,埋深大于 800 m后,压裂段间距控制在 70～90 m以下,单段液量、砂量分别达到2 000、150 m3 以上,排量达到15 m3/min以上开发效果较好,单井产量突破18 000 m3.随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术.

    沁水盆地南部郑庄北-沁南西区块中深部煤层气储层特征大规模压裂水平井煤层气开发

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    深部煤层气游离气饱和度计算模型及其应用

    石军太曹敬添徐凤银熊先钺...
    134-146页
    查看更多>>摘要：近几年全国深部煤层气基于精细地质研究和水平井多段加砂压裂取得重大突破,部分井日产气量高达十万方,给煤层气产业重新树立了信心.但是,由于深部煤储层处于高地应力、高地温、高孔隙压力、低渗透率的复杂地质环境,不同深度煤储层典型参数和煤层气赋存方式的分布特征以及对储量和产量的影响亟需揭示.基于Langmuir等温吸附式、亨利定律及物质平衡原理,考虑吸附层和溶解气的影响,建立了深部煤层气游离气饱和度计算模型;以国内鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤层气藏为例,分析不同深度深部煤层气赋存方式及分布特征,并评价游离气饱和度对深部煤层气储量、产量与合理配产的影响.研究认为:当煤层埋深大于溶解饱和对应的深度,游离气才会出现,且随着埋深的增加,游离气饱和度先快速增加后缓慢增加,目标区块埋深 1 875 m处才出现游离气,在埋深 2 800 m处游离气饱和度高达 90%,游离气的占比高达 17.3%.游离气饱和度对深部煤层气储量计算、产气特征和合理配产影响很大,随着游离气饱和度的增大,煤层气储量线性增大,累产气量持续上升但后期上升幅度逐渐变缓,深部煤层气井最优配产增加,井底流压下降速度加快,压裂改造区的内外压差降低,未改造区动用程度增加.目标区块主力开发煤层埋深位于2 100～2 300 m,游离气饱和度介于 48%～68%,游离气占比介于 10%～13%,建议气井合理配产介于(4～10)×104 m3/d.研究结果可为深部煤层气进一步开发提供理论依据和方法支撑.

    深部煤层气赋存方式游离气饱和度储量评价产气规律合理配产

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    大宁-吉县区块深部煤层气多轮次转向压裂技术及应用

    熊先钺甄怀宾李曙光王红娜...
    147-160页
    查看更多>>摘要：鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块深部煤层气资源丰度高,煤储层天然裂缝与煤自身割理裂隙发育、煤体结构好、机械强度高、顶底板封盖能力强,为大规模体积压裂缝网的形成提供了有利条件.超大规模压裂改造工艺使深部煤层气单井产量获得重大突破,但示踪剂监测结果显示,水平井各压裂段产气效果贡献不均一、资源动用存在盲区、综合效益未达预期.指出深部煤储层形成超大规模有效缝网面临两类主要挑战:(1)深部煤层裂缝扩展规律认识不清;(2)现有压裂技术存在过度改造及改造不充分区域.基于此问题,提出适合深部煤储层改造的多轮次转向缝网弥合压裂技术.首先,分析深部煤层超大规模缝网形成的可行性;其次结合现场压裂数据与微地震监测结果,分析地层曲率、倾角等对压裂裂缝扩展的影响;最后建立应力场计算方法,以此为依据,进行多轮次转向工艺优化及现场试验.在大宁-吉县区块现场进行试验验证,井周微应力场非均匀区域水力裂缝实现了较为均匀的扩展,增大了裂缝整体改造体积,单井产气效果较周边井有明显提升,其中DJ55井 5轮次压裂,储层改造体积达到 243.6×104 m3,生产 340 d累产气量 970.5×104 m3,平均日产气量2.85×104 m3,日产量和压力均保持稳定,改造效果较好,预计采收储量(EUR)大于 3 000×104 m3,产气潜力较大;JS8-6P05井第 1-7段采用 2～3轮次压裂,压后日产气量 8.59×104 m3,相比各段均采用单轮次压裂的JS8-6P04井加砂规模降低 41.9%、压裂费用降低 21%,但 2口井水平段千米日产气量相当.试验效果表明,多轮次压裂工艺在一定程度上解决了水平井两侧应力差异而导致的裂缝单侧扩展问题,促进井筒两侧压裂裂缝趋于均匀扩展,极大程度上保障了深部煤储层资源动用程度和压后产量,是深部煤层气压裂工艺降本增效的主要技术途径.

    鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气超大规模压裂微应力场多轮次

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    深部煤层近井激光热裂机理及工艺参数优化

    赵海峰杨紫怡梁为钟骏兵...
    161-170页
    查看更多>>摘要：中国深部煤层气资源丰富,是煤层气进一步开发的重要领域,但深部煤层气地质条件复杂,具有低孔、超低渗特征.在钻井过程中,钻井液进入储层易造成近井污染,常规水力压裂技术趋于在最大水平主应力方向造缝,全井眼的解堵困难.激光热裂技术具有短时间破裂岩石、同时通过机械设备调控能自由改变激光照射角度,形成径向裂缝、解决近井污染等优势.使用ABAQUS有限元软件,建立激光热裂煤层模型,探讨激光热裂机理及激光工艺参数的影响.分析裂缝长度与数量的变化规律,优选出解决现场近井污染区域的最佳激光参数.结果表明:(1)激光照射热裂煤层是使煤层表面存在温差而产生热应力导致煤层破裂.(2)裂缝数量与激光功率、激光照射煤层的时间呈正相关,激光功率由 400 W增大到 1 000 W时,裂缝数量由 10条增加到 37条;激光功率 600 W时,照射时间由 1 s增至 15 s,裂缝数量由 24条增至 36条;裂缝数量与激光频率呈负相关,随着激光照射煤层距离增大先增大后减小,照射距离为 10 cm时产生裂缝数量最多.(3)裂缝长度与激光功率、照射煤层时间以及激光频率呈正相关,与照射煤层距离呈负相关,其中激光照射时间影响最明显,照射时间 1 s时裂缝长度为 1.52 mm,照射时间增加到 5 s时裂缝长度激增为 57.6 mm.以陕西韩城深部取心样品为例,激光热裂深部煤层 2 m范围内的近井污染最佳激光功率为 20 kW,最佳激光照射时间为 2 280 s.相较于水力压裂,激光热裂煤层能形成更加复杂的裂缝,但形成的裂缝长度较小,实际应用中,建议将水力压裂技术与激光热裂技术相结合,以实现解堵和增渗的目的.

    深部煤层激光热裂近井解堵机理裂缝ABAQUS有限元

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    地面井分层卸压的煤系气合采原理及方式探讨

    李瑞金丽红夏彬伟葛兆龙...
    171-179页
    查看更多>>摘要：为了进一步认识制约煤系气合采的因素,提高煤系合层排采各产层的产气贡献,分别从动力、通道和气源条件出发,分析了煤系气合采的必备因素.基于改变地应力状态提高储层导流能力以及分层改变储层流体压力,满足多层合采动力条件的原理,提出了地面井分层卸压的煤系气合采方式.该方式通过在地面进行定向钻井,在目标储层中进行高压水射流作业,人工创造卸压空间(缝、槽、穴等),改变地应力状态,降低有效应力伤害,增加储层导流通道的数量和开度,提高目标储层压降传递速率.待储层压力降至符合煤系气合采动力条件时进行合层排采,从而提高煤系合采各产气层的产气贡献.相较于常规增产改造措施,此方式能够减少煤系气储层在有效应力作用下的储层伤害,且有助于提高储层压降传递效率,增强煤系气的解吸和扩散,降低多层煤系气合采过程中的层间干扰.在以上研究基础上,认为地面井分层卸压的合采方式主要适用于储层地应力大、产层间距小的煤系气储层,且有望在薄互层煤系气储层增产改造及层间干扰严重的叠合共生煤系储层开发领域进行应用推广.

    煤系气分层卸压多层合采高压水射流地应力有效应力

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    煤炭地下气化试验综述与产业化发展建议

    东振陈艳鹏孔令峰王峰...
    180-196页
    查看更多>>摘要：在实现碳达峰碳中和("双碳")目标和保障国家能源安全的双重需求驱动下,我国煤炭地下气化(UCG)迎来了新的历史发展机遇期.为科学制定技术攻关路线、加快产业化发展,按时间顺序梳理了煤炭地下气化试验历程,将其分为矿井式气化、直井/定向井气化、水平井气化 3个发展阶段,探究了不同阶段推动气化技术革新的底层逻辑,从技术和非技术 2个方面分析了未能产业化的原因并提出产业化发展建议.研究表明:(1)水平井+可控注入点后退气化工艺不仅能够有效规避浅层气化在地表沉降、淡水污染方面的风险,而且在扩大煤炭纵向开发范围、提高单井控煤量、提升粗煤气品质、保障连续气化方面具有优势,是当前和今后一个时期的主流技术路线.(2)我国是现场试验时间最长的国家,长期处于矿井式气化阶段,虽然我国中深层煤炭地下气化攻关试验刚起步,但是由于该技术攻关难度大、技术成熟度低,主要富煤国家在技术研发上基本属于同一起跑线,有希望成为我国钻井式气化技术弯道超车的新赛道.(3)技术适用性不强是造成矿井式、直井式气化产业化困难的主要技术原因,技术成熟度较低是制约水平井气化产业化的主要技术原因,长期稳产高产问题尚未得到彻底解决.(4)常规天然气低成本开发和页岩气革命的冲击,民众对浅层气化诱发环境污染的担忧,政府对煤炭地下气化的政策转向,是导致国外试验终止的主要非技术原因;发展规划长期空白、科研试验主体相对单一、科研投入不足、产业扶持政策未出台、联合创新机制未建立是阻碍我国气化产业化的非技术原因.提出我国UCG产业化建议:新时期要充分认识煤炭地下气化技术的复杂性和挑战性,按照"干成""干好"两个维度,破解"长期稳产"和"高产优产"两个核心问题,通过同步推进科研攻关和现场试验不断提高技术成熟度,在生产端采用"先物理采气后化学气化"的梯级开发方式避免与煤层气开发竞争,在利用端积极探索与油气、新能源、煤化工融合发展模式以提高经济效益.作为一种"人造气藏"的颠覆性开发方式,煤炭地下气化攻关成功后能为其他矿产资源的流态化开发提供技术借鉴,助推我国化石能源非常规开发技术实现新跨越.

    煤炭地下气化中深层煤钻井式气化产业化技术原因产业政策发展建议

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    《煤田地质与勘探》征稿简则

    封3页
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