宁武盆地煤层气勘探效果分析及启示
（一）沁水
沁水含气区带是目前国内煤层气勘探投入最大、勘探程度最高、勘探开发活动最为活跃、勘探成果最为显著的地区，已实现小型商业化生产。这些成果的取得与该区带有利的煤层气地质条件密不可分。该区带评价面积约26000km2，煤层厚度较大且横向展布稳定，山西组和太原组煤层厚度变化范围6～16m，以北部寿阳一阳泉最厚，为10～16m，南部潞安—晋城6～12m，由于煤热演化程度高，煤储层的生、储能力强，含气量一般10～26m3/t，因此，煤层气资源量和资源丰度均较高，分别为36171.39×108m3和1.6×108m3/km2。成煤后的构造改造程度中等，适当的构造作用形成的外生裂隙强化了高变质煤的裂缝发育程度，加之埋深较浅，地层压力为正常值，有效地应力较低，诸因素的共同作用改善了煤储层的渗透性，试井渗透率一般大于0.5mD，另外，含气饱和度较高，为60%～100%，这些条件的综合作用使煤层的可采性明显变好。良好的含煤性、含气性和可采性决定了该含气区带良好的煤层气勘探前景。
本含气区带的地质风险来自两个方面，一是高变质煤内生裂隙不甚发育，使煤层背景渗透性较差，在构造改造不适度的地区煤层渗透率会变差，不利于煤层气的产出；二是该区带西北部阳泉一和顺—左权一带，陷落柱发育，使煤层气的保存条件和煤层连续性变差，最终给煤层气的商业开发造成不利影响。这两个问题在煤层气勘探开发中值得重视。
（二）鄂尔多斯盆地东缘
鄂尔多斯盆地东缘煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积22451.87km2，煤层气勘探程度较高，到目前为止，共钻煤层气勘探井和开发试验井70余口，由北向南均有分布，勘探证实该含气区带石炭—二叠系煤层厚度较大，连续性好，共含煤10～14层，北、中部煤层厚度一般15～23m，南部10m。煤层含气性好，含气量一般7～21m3/t，煤层气资源丰度1.6×108m3/km2左右，地质资源量34332.66×108m3，与沁水含气区带相当。该区带为中高煤级，内生裂隙发育，煤层后期构造改造强度适中，煤体结构未遭受破坏，适度发育的外生裂隙有益于煤层渗透性的改善，地层压力正常或超压，这些有利地质条件使煤层渗透性变好，试井获得的煤层原始渗透率一般2～10mD以上，高于沁水含气区带。含气饱和度除中部三交试验区发现欠饱和外，其他已钻煤层气井的地区含气饱和度为70%～92%，在碛口试验区还发现饱和度为100%，由此可见，该区带的煤层气可采性好。
鄂尔多斯东缘煤层气勘探未取得突破的原因，有地质原因，如三交井网正好布置在地下水局部活跃导致欠饱和的块段，也有工程工艺不适合的原因。该区带的煤储层特征由南往北、由东向西变化明显，勘探突破的关键是，首先应像杨家坪试验区那样在工程工艺上不断进行大胆试验，在地质研究方面要详细研究含气饱和度的变化及其影响因素，正确指导勘探工作。另外，该区带的有利地质条件在国内国外都是少见的，应加大、加快勘探投入和勘探步伐，这对早日实现我国煤层气的大规模商业开发有重要意义。
从已有勘探成果来看，该区带的勘探风险可能是含气饱和度的区域变化特征是否全面掌握。
（三）鄂尔多斯盆地南缘
鄂尔多斯南缘含气区带，煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积3555.31km2，石炭—二叠系煤层总厚5～10m，含气量6～10m3/t，煤层气资源丰度1.1×108m3/km2左右，煤层气地质资源量6708.43×108m3。韩试1井3号、11号煤试井渗透率高达19.6mD，试井日产气量6000m3以上，与其相邻的韩试2、3井渗透率很低，位于澄城以东、韩城西南的澄合1井钻遇糜棱煤，说明鄂尔多斯盆地东南缘构造转折部位煤层遭受强力挤压，渗透性急剧变化。铜川至合阳一带构造上为渭北挠褶带，背、向斜及北东、北西两组断裂较发育，在这种压性及压扭性构造应力作用下，煤体结构可能受到不利影响。从含煤性、含气性和煤层气可采性考虑，该区带的煤层气勘探前景明显不如东缘含气区带。
煤层渗透性差是该区带煤层气勘探的主要风险。
（四）松藻
松藻含气区带位于重庆市东南郊，煤层气风化带下限至煤层埋深1500m的煤层展布面积301.7km2，含煤地层为上二叠统龙潭组，含煤6～14层，可采3～5层，总厚度一般为8m左右。各煤层顶、底板以泥岩、石灰岩为主，岩性致密、透气性差，煤层气封闭条件好，煤层含气量较高，埋深600m以浅的平均含气量为13.4m3/t,600～1000m的平均含气量为19.2m3/t,1000～1500m的平均含气量为26.0m3/t，煤层气资源量和资源丰度亦较大，分别是372.25×108m3和1.23×108m3/km2。该含气区带大多数井田为单斜构造，伴以中小型断层，钻井煤心和矿井内观察发现煤体结构大部分为碎裂结构，煤层的内生裂隙发育，仅在局部地区煤层中较软的煤分层层理被破坏，呈糜棱状、鳞片状。该区带附近的SPMT-1井试井数据表明煤储层为欠压—正常压力状态。已有的这些资料表明该区带含气性和渗透性较好。
该区带北部有川黔铁路通过，各矿均有公路通到赶水与川黔公路相接，交通较便利。该含气区带属丘陵地形，较有利于地表作业。由于该区靠近重庆市区，市场较好。该区已有几对矿井建立了瓦斯抽放站，年抽放瓦斯总量近亿方，主要供给居民做燃料，已有的基础设施有利于煤层气的经济开采。
综上所述，可以认为松藻含气区带具有较好的煤层气勘探开发前景。应加强构造煤分布特征的研究，以便最大限度地规避勘探风险。
（五）宁武
宁武含气区带位于太原市西北约200km，煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积1718.62km2，目标煤层为石炭—二叠系4号和9号煤，煤层总厚8～19m，含气量较高，变化范围9～14m3/t，煤层气地质资源量13643.58×108m3，资源丰度高，平均为2.12×108m3/km2。煤级为肥、焦煤，煤岩类型好，内外、生裂隙发育，呈网状，煤层气探井试井渗透率较高，为0.8mD 左右，压裂试采气产量较高。中国石油在该盆地已施工煤层气探井4口，2005年10月在盆地南部完钻1口多分支水平井，呈现出积极的勘探态势。
宁武盆地南部地形平坦开阔，煤层气地质条件较好，是煤层气勘探开发的重点地区。该盆地距离太原市仅百余公里，煤层气下游市场广阔。
该盆地煤层气风化带深达650m，煤层气开采深度大，对煤层气经济开发不利。
（六）安阳—鹤壁
安阳—鹤壁区带位于太行山东麓，河南省西北部。煤层气风化带下限至煤层埋深2000m的煤层展布面积667.34km2，目标煤层山西组二1厚6～8.5m，含气量较高，变化范围13～24m3/t；煤层气地质资源量较大，为1453.81×108m3；资源丰度较高，为2.18×108m3/km2。“八五”期间，原华北石油地质局在安阳矿区红岭井田深部进行选区评价试验，施工5口煤层气井，试验资料见表8-9。之后有关部门在该区带施工的煤层气井又补充了一批煤储层关键参数，如含气饱和度（93.7%～100%）和渗透率（1.79m D），从这两项参数来看，该区带的煤层气可采性较好。区内交通十分方便，工农业经济也较发达，距未来供气用户很近。
该区带煤储层压力梯度据华北石油地质局试井数据仅为4.43～8.61KPa/m，平均6.14KPa/m，欠压严重，对煤层渗透性的改善和经济开采均不利，在今后的勘探实践中应予以高度重视。
表8-9 安阳红岭井田二1煤层煤层气开发试验参数表
综合国内外煤层气产业化发展历程，煤层气开发领域逐渐扩展，已从最初的中煤阶气肥煤逐步扩展到低煤阶褐煤和高煤阶贫煤、无烟煤；同时，煤层气开发技术也不断发展，初步形成针对不同地质条件下煤层渗透性、力学性质、井壁稳定性的煤层气开发技术系列，针对中国煤层气地质特点（表8-12），逐步探索适合我国煤层气勘探开发的工艺技术。
1.中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
低煤阶区煤层渗透率一般大于5×10-3μm2，中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5×10-3μm2。对于此类高渗煤层的煤层气开采，不需压裂改造（低煤阶煤层机械强度低，压裂易形成大量煤粉堵塞割理），可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式，根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴，扩大煤层裸露面积，提高单井产量；同时对高渗透煤层采用空气钻井，既可提高钻速，又可有效减小煤层污染。
（1）煤层气空气钻井技术
空气钻井的主要优点是可实现欠平衡钻井，煤层损害小、钻速快、钻井周期短，综合钻井成本低。但空气钻井也存在局限性，并不是任何地层都适用。由于空气不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时，岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会黏附在一起在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来，当填充环空时，阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此，空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
（2）煤层气洞穴完井技术
裸眼洞穴完井作为一种新兴的完井方法，目前在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了意想不到的良好效果，特别是在高渗透率、超高压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。该技术在2007年新疆昌吉地区昌试1井进行了试验，取得了一定的效果。
2.中高煤阶中渗区大井组直井压裂技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5～5 ×10-3 μm2 ，采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，实现大面积降压后，煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。同一口井比未压裂时的产量提高数十倍。适用于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南缘、二连盆地等。
3.中高煤阶多分支水平井技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著。同时，对于低渗（<0.5×10-3μm2）薄煤层（<2m）地区，也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。经试验晋城地区樊庄区块羽状水平井单井平均日产气1.6×104m3，潘庄地区单井日产量达10×104m3，比单井直井产量平均提高6～10倍。适用于沁水盆地南部、宁武盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘中高煤阶区。
表8-12 煤层气勘探适用技术分析表
4.U型钻井及水平井钻井技术
钻遇煤层水平段长1～2km，然后与另一直井进行末段两井间穿针对接，比单井直井产量提高2～3倍。适用于沁水盆地南部、宁武盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、准噶尔盆地东南缘、吐哈盆地三塘湖等中高煤阶区。
5.超短半径水力喷射钻井技术
在煤层中分几段沿360°方向水力喷射钻进100～200m，单井产量可提高2～5倍。适用于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、阜新盆地、霍林河盆地、准噶尔盆地东南缘等各类煤阶煤层分布区。
王一兵1，2 孙平2 鲜保安2
（1.中国地质大学（北京）；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院）
作者简介：王一兵，1966年生，高级工程师，长期从事煤层气勘探研究工作，中国地质大学（北京）能源学院博士研究生，地址：（065007）河北廊坊44信箱。
摘要 宁武盆地是山西省西北部一个小型构造残余盆地，石炭-二叠系煤层发育，煤阶主要为中煤阶气、肥、焦煤，是煤层气勘探最有利的煤阶，盆地两端和翼部煤层埋深适中，具备煤层气成藏条件，但受复杂构造和水动力条件影响，煤层含气性、产气能力变化规律复杂。本文在分析总结勘探历程、勘探成果和启示的基础上，重新认识盆地内煤层气控气条件，优选出盆地南北两端和东西两翼深部为煤层气有利成藏范围，确定了下一步煤层气勘探有利区。
关键词 宁武盆地 煤层气 富集条件 有利目标
Inspiration from the Analysis on CBM Exploration Effect of Ningwu Basin
Wang Yibing1，2，Sun Ping1，Xian Bao'an2
（1.China University of Geosciences，Beijing 100083；2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Langfang 065007）
Abstract：Ningwu basin is a small-sized structural remnant basin in northwest part of Shanxi province.Permian-Carboniferous coal seams the rank of which is middle volatile bituminous coal developed which is in favor of CBM exploration.The depth of coal seams is moderate and accumulation condition of CBM is mature at the ends and flanks of the basin，but the variation of gas content and production potential of CBM is complicated there because of effects of faults and hydrogeology.In this paper，based on the summary of exploration history，exploration results and experience，the control factors of CBMin this basin were discussed and the favourable CBM enrichment areas at the north and south ends as well as the west and east flanks of the basin were recognized and the future prospectioni areas were also selected.
Keywords：Ningwu basin；CBM；enrichment condition；target area
1 区域地质背景
宁武盆地构造位置介于吕梁山隆起与五台山隆起带之间，西侧为芦芽山复背斜，东侧为五台山隆起带，是晚古生代成煤期后受多期构造运动挤压抬升形成的NNE 向狭长带状展布的山间构造盆地，属山西省西北部大同-宁武含煤区南段，南北长约130km，东西宽约20～30km，面积约3120km2（图1）。
图1 宁武盆地太原组主煤层埋深图
盆地内发育石炭系—二叠系、侏罗系两套含煤地层。石炭系—二叠系含煤地层主要为上石炭统太原组（C3t）、下二叠统山西组（P1s），含煤6～10层，集中分布在80～100m的层段，其中山西组底部4＃煤和太原组下部9＃煤单层厚度大，全盆地稳定分布，是煤层气勘探的主要目的层。侏罗系含煤性差，分布范围小，为次要勘探目的层。
在晚古生代本区太原期为海退背景下滨、浅海三角洲平原亚相的低位沼泽，物源主要来自大同以北古陆。早期植物生长繁盛，泥炭堆积厚度大，在太原组下部沉积了9＃煤，厚4.36～24.62m，平均厚11m以上。中、后期海水南退，水体越来越浅，成煤环境变差，在太原组中上部仅发育一些分布不连续的薄煤层和滨-浅海相泥岩-泥灰岩；本区山西期海水退出，初期沉积环境较稳定，处于河流亚相的沼泽沉积微相区，形成了山西组下段较厚的4＃煤，厚0.37～13.15m，一般2～4m。中、后期沼泽相带收缩，成煤条件变差，沉积了1～3层横向分布不稳定的薄煤层，单层厚0～1.95m。
本区成煤期后主要经历了燕山期和喜马拉雅期构造运动。燕山期（侏罗纪初—白垩纪末）强烈的扭压作用形成了NNE向断裂和褶皱体系，形成了宁武盆地山间盆地的雏形，基本控制了盆地整个构造格局。喜马拉雅期陆内板块运动引起的NW-SE向拉张应力作用，对早期构造形迹具有改造作用，形成一系列NE 向张性断裂为主的构造形迹。现今构造形态为北北东向展布的复向斜构造，两翼陡，地层倾角25°～40°，南北两端构造较平缓，地层倾角6°～12°。
煤层埋深主要受构造和地形起伏控制，变化规律较简单，总体上边缘浅、腹部深，局部受断层影响略有变化。南北两端和翼部煤层埋深一般小于1500m，腹部最深约2700m。
2 煤层气勘探历程
宁武盆地地质勘探工作始于20世纪50年代，早期主要进行了1：10万～1：20万区域地质普查，70～80年代在盆地周边浅部开展了煤田普查，调查深度不超过600m，局部开展了煤田详查工作，初步掌握了盆地周边煤层发育规律和煤岩性质变化规律。煤层气勘探，可划分为两个勘探阶段。
2.1 第一阶段：区域勘探阶段
根据煤田勘探资料对盆地构造条件、煤岩煤质、演化规律、顶底板封盖条件、水动力条件进行综合分析，认为宁武盆地4＃煤、9＃煤分别是山西组和太原组主要勘探目的层；平面上宁武县以北以低变质煤为主，宁武县以南以中变质煤为主，主要是气肥、肥、焦煤，内生裂隙总体上较为发育；纵向上，由4＃煤至10＃煤，随着埋藏加深，煤变质程度增高，煤阶增大；利用矿井瓦斯涌出量折算出煤层甲烷气含量为8.84～25.89m3/t。在盆地南北两端，煤层埋深＜1000m、＜1500m的地域较开阔，面积大于500km2，构造简单区具备煤层气成藏条件，是煤层气勘探开发的有利区。
在盆地南部缓坡部位钻探了盆地内第一口煤层气探井——武试1井。主力煤层深826.2～912.2m，主煤层4＃煤厚3m，9＃煤厚14m（图2）。煤岩宏观类型为光亮—半亮煤为主，半暗淡煤次之，低灰、中挥发分，显微组分以镜质组为主，平均含量达到60%以上，但纵向上变化大，特别是9＃煤，明显为几个连续的成煤作用期叠加而成，反映成煤期沉积环境变化大，成煤沼泽时好时坏，镜质组含量随之产生变化；煤层为中煤阶肥煤，Ro：1.0%；主力9＃煤煤层含气量9.76～13.97m3/t，平均12.11m3/t，吸附饱和度86.29%（图3）；试井渗透率0.86×10-3μm2，压裂后排采平均日产水150m3，日产气1120～2476m3，最高日产气3112m3，地层水矿化度2923mg/L。
图2 武试1井综合测井图
图3 武试1井9＃煤等温吸附曲线
武试1井钻探，可得出以下结论和认识：
（1）盆地深部煤层分布稳定，煤岩性质与有机组分含量变化不大。
（2）煤层演化以压实变质作用为主，演化程度中等，煤阶为气肥煤，随埋深增加演化程度变高，Ro在盆地边缘为0.8%，900m埋深增加到1.0%。煤层已进入生气高峰，气源较充分。
（3）煤层气吸附饱和度高，解吸压差小，有利于排采阶段煤层气降压解吸。煤层具有较高的原始压力，达8.7MPa，解吸压力4.7MPa，解吸压差只有4MPa（图3）。
（4）煤层物性较差，但处于煤层割理裂缝保存的最佳煤阶。煤岩具有较好的力学稳定性，压裂改造能取得较好的效果。
（5）盆地南部斜坡具有良好煤层气成藏条件，存在高矿化度水滞流区，有较大的煤层气勘探前景；推测煤田地质条件相似的盆地北部斜坡带也可能存在高含气区，有望找到“小而肥”的煤层气田，是开展中煤阶煤层气勘探的有利地区。
2.2 第二阶段：预探阶段
在南部斜坡由浅到深甩开武试2、武试3、武试4井，北部斜坡钻探了武试7井。
南部3口井均匀分布在斜坡部位，间距4～8km，主煤层埋深450～1410m。钻探证实主力煤层分布稳定，4＃煤厚2.2～4.0m，9＃煤厚10.6～11.8m。煤岩类型、灰分、有机组分变化小，演化程度和含气性随构造部位、埋深不同变化大。深部1400m 埋深时Ro达到1.40%，煤阶为焦煤。浅部含气量只有3.4～5.0m3/t，向深部逐渐增加到14～16m3/t，饱和度由50%增加到80%～90%。
武试3、武试4井9＃煤测试和压后试气表明，各井产水量、产气量、地层水性质都有很大差异（表1）。武试3井地层压力梯度0.81MPa/100m，煤层渗透率0.08×10-3μm2，压裂后抽排日产水量高达416m3，地层水矿化度低，只有985.7mg/L，液面未能降至煤层解吸压力以下，日产气量仅56m3。武试4井地层压力梯度1.0MPa/100m，渗透率1.06×10-3μm2，压裂后抽排日产水15.5m，日产气最高939m3，地层水矿化度为3072.7mg/L；位于北部斜坡西翼的武试7井，主煤层井段905～985m，其中4＃煤由3层组成，厚9.1m，9＃煤1层厚16.1m。煤阶为肥煤，Ro：1.02%，含气量4.2m3/t，吸附饱和度58.63%。由于含气量、吸附饱和度低，该井未试气。
通过对盆地南北两端斜坡部位的勘探，对盆地内煤层气勘探可得出以下认识和结论：
（1）含气量大小与煤层变质程度密切相关，随着埋深的增加和变质程度的提高，含气量增大（表1）。
表1 宁武盆地9#煤钻探成果统计表
（2）随着埋深的增加和煤阶的提高，煤物性变差，武试1井煤层埋深1400m，压裂后产气、产水量都很低。
（3）煤层气的富集与断裂的发育密切相关，断层附近煤层含气性明显变差，断层对煤层气成藏和产出的影响主要表现在两个方面：一方面，断层开启导致煤层气藏封闭性差，煤层压力降低，煤层气通过断层直接溢散；另一方面，断层沟通上下含水层，水力交替导致煤层气散失。武试2井、武试7井含气性差的主要原因是斜坡边缘被北东向分布的系列断层切割严重（图4），这些断层的形成与分布和喜马拉雅期拉张应力作用有关，一般不具有封闭性，不利于煤层气保存。
（4）武试3井地层水矿化度较低，武试1井、武试4井矿化度较高，证实斜坡不同部位地下水动力条件复杂，既发育有利于煤层气的保存的滞留地下水环境，也存在矿化度低、不利于煤层气保存的地下水交换带。
（5）武试1-武试4井区构造稳定，断层不发育，煤层水的矿化度分别达到2923～3072mg/L，说明煤系地层水处于封闭环境的滞留或弱径流区，有利于煤层气保存，同时排采阶段煤层水的大量产出有效地降低了煤层压力，吸附气能够大量解吸，形成较高的产气能力。据此推测盆地南部斜坡的中东部和北部斜坡较深部位、两翼的较深部位构造相对稳定，断层不发育，处于地下水阻滞或弱径流区，煤层气保存条件较好，可作为下一步煤层气勘探有利目标。
3 启示和建议
3.1 勘探启示
（1）以区域煤层地质的研究为导向、煤层气成藏条件和富集规律研究为核心及煤层气勘探有利目标区为重点的研究工作思路是正确的，中煤阶煤层的煤层气勘探有很大潜力。
（2）宁武盆地内煤层气控制因素复杂，不同构造部位煤层保存条件、水动力条件复杂，渗透性变化很大，导致煤层含气性、产气能力有很大差别，在下步勘探中必须引起高度重视。
（3）在具体勘探技术上，由于宁武盆地煤层渗透性普遍较差，渗透率一般只有（0.08～1.08）×10-3μm2，直井压裂开采方式煤层产气能力偏低。
3.2 勘探设想和建议
勘探证实，断层不发育的构造稳定区煤层气保存条件好，煤层含气性和产气能力较高，但产量下降快，因此建议开展以下工作：
（1）加强盆地构造条件的深入研究，落实目标区构造背景，具体战术动作上，大力开展、强化物探工作，通过低成本非地震手段，如大地电磁测深等方法，落实煤层分布、构造形态和断层，特别是断层的分布与组合关系，研究其对保存条件的影响；
（2）加强水文地质研究，准确把握水文条件对煤层气富集的控制作用；
（3）针对盆地内煤层渗透率低，直井压裂开发效果差的现状，在充分总结武M1-1煤层气羽状水平井开发技术的基础上，在盆地两翼地层倾角较陡的部位，开展沿高陡煤层钻井，在提高单井产量的同时，扩大煤层气勘探领域。
参考文献
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[5]中国煤田地质总局.1993.中国煤炭重点开发建设矿区图（内部资料）
发现趋势预测
答：2010～2020年随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，鄂尔多斯盆地和西北几大盆地低煤级煤层气勘探取得工业性突破后，预计2020年累计获得探明储量约20 000×108m3，形成10～15个煤层气生产基地，产量将超过300×108m3，其中煤矿瓦斯抽采利用量100×108m3，地面抽...
乡宁勘探区煤层气地质
答：晋西挠褶带南段大宁-乡宁构造带，石炭-二叠系含煤岩系分布广泛，中外合作勘探煤层气井2口（HDW1—2井），中国石油集团在吉县钻探吉试1—5井等六口煤层气试验井，对该区煤层气地质条件进行了评价研究。晋西挠褶带南段是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡向东延伸部分，近南北走向的挠褶带向南延伸转为北东走向与...
中国煤层气勘探开发现状与发展前景
答：本文主要介绍了中国煤层气勘探开发现状与发展前景。主要内容包括：1. 中国煤层气资源分布情况，主要分布在8个盆地，资源量28万亿立方米。2. 中国煤层气勘探开发现状，已形成三大煤层气企业，2010年探明储量29万亿立方米，年产量15亿立方米。沁水盆地是开发热点。3. 中国政府出台了价格优惠、税收优惠等政策鼓励...
煤层气勘探开发历程
答：这些项目和其他相关研究工作使煤层气在选区评价方法、有利区块优选、富集规律及其控制因素等方面取得了新的进展。上述工作大力促进了我国煤层气勘探开发工作，在30多个地区进行了钻井评价，在沁水南部和北部、大宁—吉县区块、韩城区块、神府—保德、阜新盆地、大同—宁武、准噶尔盆地、恩洪—老场区块、沈北...
煤层气地质评价
答：5)储层数值模拟:储层数值模拟是运用煤层气储层模拟软件,模拟原始状态下气水在煤层内的运移和产出状态、全面了解储层性质和开发动态的一种技术,包括历史匹配、敏感性分析和产量预测3方面的内容。 7.1.2 地质评价的内容和原则 区域地质评价阶段是根据已有的生产和科研资料,对含煤盆地或含煤区进行煤层气开发潜力的初步...
煤层气和煤炭资源的矿业权管理
答：由于煤炭产业是我国传统的能源产业，在国民经济中占重要地位，而煤层气资源的勘探开发在我国尚处于起步阶段，因此两权的交叉(重叠)对煤炭产业的影响较少，对煤层气产业发展起了阻碍的作用。表9－1 山西沁水和宁武盆地煤层气和煤炭矿业权交叉情况 (据中国石油勘探开发研究院，2006)煤炭和煤层气是同源同体的...
油气勘探重点工程内容
答：在鄂尔多斯盆地(鄂盆东缘含气带、鄂盆北部含气带、鄂盆西部含气带)、河南焦作煤矿区、辽中地区(辽西含气带、抚顺含气带)、新疆(准南含气带、塔北含气带)等4个重点地区开展煤层气勘查评价及示范井开发试验研究,通过遥感、地震、钻探、煤心分析、测井、试井、压裂、排采等手段,获取煤层气分布、煤层含气量、储...
(二)国内外煤层气资源勘探开发现状
答：1978年至1982年间,针对煤层气单井产量进行技术攻关,在沃里尔盆地浅煤层由单井2000m3/d提高到3000～4000m3/d,圣胡安盆地单井产量达42×104m3/d,累计产量5×108m3。1977年至1982年间,美国将煤层气勘探开发列入天然气开采计划,对13个含煤-煤层气盆地,面积158×104km2,埋深1829m(6000ft)以浅的含煤地层进行了...
煤层气勘探开发的几个基础问题浅析
答：摘要 本文从煤层气的赋存方式、超临界吸附、低煤级煤的含气量的测试方法、采动影响区动态含气量、煤层气的多级压力降与多级渗流、煤储层渗透率的气体滑脱效应、有效应力效应、煤基质收缩效应、煤储层压力中水压与气压的关系、高煤级煤产气缺陷及煤层气平衡开发等方面对我国煤层气勘探开发的应用基础研究问题作了简要...
(二)煤层气勘探、开发的步骤与资源量、储量
答：预探评价最重要的环节在于对含煤盆地地质背景的分析,通过大量的区域地质资料与已有的煤资源、气源岩和煤储层参数,对含煤盆地特征及形成演化历史作出全面分析,才能对盆地煤层气资源前景作出初步的推断。应当指出,这种推断具有一定的风险性,因为煤资源或煤田勘探资料终究不能替代煤层气勘探,少量煤层气资料井的成功率更具...
