山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查實施方案

山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查實施方案2020年11月6日 3(一)勘查區(qū)自然地理位置、交通狀況 3(二)申請設(shè)立探礦權(quán)基本情況 4(三)勘查目的和任務 9二、勘查區(qū)地質(zhì)情況 (二)勘查區(qū)以往地質(zhì)工作及勘查認識程度 三、勘查實施方案 (一)勘查部署遵循的原則 41(二)技術(shù)路線、勘查依據(jù)和方法 (三)工作量和資金投入 (五)與非油氣礦產(chǎn)的協(xié)調(diào)情況 四、生態(tài)修復方案 69(一)勘查、試采影響區(qū)域生態(tài)環(huán)境評估 (二)勘查、試采區(qū)域生態(tài)修復工程 (三)勘查、試采區(qū)域生態(tài)修復工作部署與經(jīng)費估算 五、保障措施(人員、資金、質(zhì)量等) (二)資金保障 (一)地理位置圖 (二)勘查程度圖 99(三)勘查部署圖 (四)礦權(quán)變更前后對比圖 3一、概況(一)勘查區(qū)自然地理位置、交通狀況壽陽北區(qū)塊地處太行山脈西麓，太原東山背斜之東南翼，地勢西高東低，北高南低，海拔標高為980-1342.10m;但相對高差不大，一般在坦，黃土沖溝發(fā)育，且多呈U字形、樹枝狀展布，屬丘陵地貌。南部基巖出露較好，巖石風化剝蝕嚴重，黃土僅殘存于山坡或山巔，植被甚少，屬圖1-1山西省壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查區(qū)地形地貌圖4本區(qū)地處黃土高原，氣候干燥，晝夜溫差變化大，蒸發(fā)量大于降雨量的四倍左右，屬大陸性氣候。地表水系有白馬河之上游的龍門河、黃門街河，黃門街河自西向東，石門河自北向南，匯入白馬河，為瀟河支流，屬黃河流域，汾河水系。壽陽區(qū)塊位于山西省中部、沁水煤田北端，西距省會太原市約50km,行政區(qū)劃隸屬于晉中市壽陽縣、榆次區(qū)管轄。石太(石家莊-太原)鐵路、石太高速公路、太舊高速公路和307國道從本區(qū)北部東西向橫貫全區(qū)，另外還有榆(次)-盂(縣)公路由西南到東北，斜穿區(qū)塊的西北部，交通主線與縣內(nèi)的縣級公路、鄉(xiāng)鎮(zhèn)級公路組成公路網(wǎng)，境內(nèi)大部分鄉(xiāng)鎮(zhèn)和村莊可通行汽車，交通十分方便(圖1-2)。(二)申請設(shè)立探礦權(quán)基本情況5“山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查”最早登記于1999年3月29日，原登記名稱為《山西省沁水盆地壽陽地區(qū)煤層氣勘查》,登記面積為中聯(lián)公司與美國菲利普斯公司于2002年4月16日在北京簽定《合作開采中華人民共和國山西省沁水盆地壽陽地區(qū)煤層氣資源產(chǎn)品分成合同》,于2002年6月獲得原外經(jīng)貿(mào)部批準，2002年7月1日合同正式執(zhí)行。2003年6月，該項目外方合同者經(jīng)商務部批準變更為遠東能源(百慕大)有限公司，該合同期限30年。根據(jù)《合作開采中華人民共和國山西省沁水盆地壽陽地區(qū)煤層氣資源產(chǎn)品分成合同》,及中聯(lián)公司與外方合同者對于該產(chǎn)品分成合同的第五次修改協(xié)議，雙方同意遠東能源退出區(qū)塊北部268.752km2及區(qū)塊西部489.352km2面積，中聯(lián)公司將在以上兩區(qū)塊范圍內(nèi)進行自營勘探。2014年12月17日，經(jīng)國土資源部批準，原壽陽區(qū)塊探礦權(quán)變更為三個礦權(quán)：1)合作區(qū)域保持原名稱《山西省沁水盆地壽陽地區(qū)煤層氣勘查》,面積變更為1199.654km2;2)北部自營區(qū)域變更為《山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查》,面積為268.752km2;3)西部自營區(qū)域變更為《山西省沁水盆地壽陽西區(qū)塊煤層氣勘查》,面積為489.352km2。本次申請延續(xù)的壽陽區(qū)塊勘查項目名稱為：山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查，具體信息如下：探礦權(quán)許可證號：0200001931403;探礦權(quán)人：中聯(lián)煤層氣有限責任公司；地理位置：山西省壽陽地區(qū)；勘查面積：268.752km2;有效期限：2018年12月16日至2020年12月15日勘查單位：中聯(lián)煤層氣有限責任公司；發(fā)證機關(guān)：中華人民共和國自然資源部。6山西省壽陽地區(qū)249014021,J49E013021,J49E013022268.752平方千米2018年12月16日至2020年12月15日(勘查登記青用章)中級人用共印國白感圖有部團別壽陽區(qū)塊拐點坐標見下表。172839456本區(qū)塊探礦權(quán)申請人為中聯(lián)煤層氣有限責任公司(簡稱中聯(lián)公司)。中聯(lián)公司是1996年3月國務院批準組建的煤層氣骨干企業(yè)，在國家計劃中單列，享有對外合作開采煤層氣資源的專營權(quán)。中聯(lián)公司的業(yè)務范圍是從事煤層氣資源的勘探、開發(fā)、生產(chǎn)、輸送、銷售和利用。中聯(lián)公司擁有甲級氣體礦產(chǎn)勘查資質(zhì)。7上持證期內(nèi)壽陽北區(qū)塊完成投入22448601元，滿足最低法定投入要求，區(qū)塊完成提儲面積58.91km2。按照山西省礦權(quán)延續(xù)需要扣減勘查許可證載明面積25%(不含已提交探明地質(zhì)儲量范圍)的要求，壽陽北區(qū)塊礦權(quán)延續(xù)需核減礦權(quán)面積52.46平方公里。根據(jù)“煤層氣礦業(yè)權(quán)人可以申請扣減其山西省境內(nèi)其他煤層氣區(qū)塊同等面積”的規(guī)定，中聯(lián)公司申請用壽陽北區(qū)塊區(qū)塊抵扣壽陽區(qū)塊157.38平方公里，本次壽陽北區(qū)塊探礦權(quán)申請面積為58.91平方公里。本次申請延續(xù)5年，即延續(xù)至2025年12月15日。表1-2探礦權(quán)申請基本信息表內(nèi)容山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊煤層氣勘查延續(xù)、變更申請人中聯(lián)煤層氣有限責任公司8申請登記面積(平方千米)申請年限(年)申請礦權(quán)面積縮減后的邊界坐標為：序號經(jīng)度緯度Y23456面積：58.91km29(三)勘查目的和任務1.勘查目的煤層氣作為一種優(yōu)質(zhì)高效的清潔能源，其開發(fā)利用對改善我國的能源結(jié)構(gòu)，緩解我國常規(guī)油氣供應緊張狀況及提高煤礦企業(yè)安全生產(chǎn)保障，保護大氣環(huán)境等具有重要意義，是一舉多得的民生工程，具有廣闊的發(fā)展前景。壽陽北區(qū)塊累計完成直井111口，水平井8口，壓裂106口/156層，投產(chǎn)105口井，提交探明煤層氣儲量53.83億方。在山西新政下，需要加大勘探開發(fā)力度，主要目的為儲量區(qū)轉(zhuǎn)采和勘探區(qū)提儲、轉(zhuǎn)采。壽陽北在新政核減后，剩余58.91平方公里均為儲量區(qū)，需要在2023年5月1日前完成轉(zhuǎn)采登記。下一勘查期限內(nèi)，編寫《山西省沁水盆地壽陽北區(qū)塊七里河區(qū)煤層氣資源開發(fā)利用與礦區(qū)生態(tài)保護修復方案》,全區(qū)轉(zhuǎn)采。2.勘查任務(1)加強排采管理和研究工作，總結(jié)排采規(guī)律，優(yōu)化排采制度；(2)對低產(chǎn)井進行增產(chǎn)改造，提高單井產(chǎn)量；(3)結(jié)合地質(zhì)、工程、排采等相關(guān)參數(shù)，編制三合一方案，全區(qū)轉(zhuǎn)采。二、勘查區(qū)地質(zhì)情況(一)區(qū)域地質(zhì)概況1.基礎(chǔ)地質(zhì)背景(1)構(gòu)造背景沁水盆地構(gòu)造上位于華北板塊中部山西斷塊東南側(cè)，東依太行山隆起，南接中條山隆起，西鄰霍山隆起，北為五臺山隆起，是華北晚古生代成煤期之后，在燕山期剪切擠壓不斷增強、隆升不斷擴大的地質(zhì)背景下形成的殘余構(gòu)造盆地。構(gòu)造類型為長軸北北東-南南西向的大型復式向斜。軸跡大致位于榆社一沁縣一安澤東一沁水一線。該復式向斜由一系列軸向北北東、軸跡平行的次級短軸歪斜褶皺組合而成(圖2-1)。南北翹起端呈箕狀斜坡，東西兩翼基本對稱，西翼地層傾角相對稍陡，傾角較大的單斜，向盆內(nèi)變平緩，古生界和中生界背、向斜褶曲比較發(fā)育，但幅度不大，面積較小。斷層主要發(fā)育于東西邊部，斷裂規(guī)模和性質(zhì)不同，斷層走向長從幾百米到數(shù)十公里不等，斷距從幾米到4000余米。根據(jù)區(qū)帶內(nèi)不同地區(qū)構(gòu)造式樣差異，可劃分為12個構(gòu)造區(qū)帶。壽陽北區(qū)塊位于盆地東北部壽陽-陽泉單斜帶內(nèi)。壽陽一陽泉單斜帶(1),即沁水復向斜的北翹起端，亦即陽泉復向斜。除盂縣附近發(fā)育近E-W有郭家溝正斷層，傾向SE,斷距250m;杜莊斷層，NNE走向，傾向NWW,斷距達200m。此外，區(qū)內(nèi)陷落柱不發(fā)育。(2)區(qū)域地層本區(qū)位于沁水盆地東北緣，發(fā)育地層主要有太古界、元古界震旦系以及寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系、三疊系，第三系、第四系地層在該區(qū)有不同程度分布。詳見表2-1。現(xiàn)敘述如下：①太古界阜平群(Ar):黑云斜長片麻巖、大理巖夾石英巖。黑云母～角閃斜長②元古界震旦系下統(tǒng)(Z)厚0～139米，為灰色含燧石條帶或結(jié)核白云質(zhì)泥灰?guī)r，灰白色石英巖夾海綠石、底部含礫石。含疊層石片麻巖。③古生界寒武系下統(tǒng)，厚74～111米，紫紅色泥巖夾泥灰?guī)r，底部0～2米砂礫寒武系中統(tǒng)，厚123～359米，上部以灰白色鯽狀灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r或白云巖為主，下部灰色泥質(zhì)條帶灰?guī)r。底部生物碎屑灰?guī)r夾紫色泥巖寒武系上統(tǒng)，厚97～225米，灰白、灰黃色泥質(zhì)條帶狀灰?guī)r，夾竹葉狀白云巖，底部黃綠色鈣質(zhì)泥巖。奧陶系下統(tǒng)，厚123～150米，灰白色白云巖、含灰質(zhì)，下部夾燧石結(jié)核，底部為8m厚的黃綠色鈣質(zhì)泥巖。奧陶系中統(tǒng)上、下馬家溝組，厚362～467米，以蠕蟲狀灰?guī)r為主，底奧陶系中統(tǒng)峰峰組，厚150~200米，灰黑色、灰黃色灰?guī)r、泥灰?guī)r，角礫狀灰?guī)r夾白云質(zhì)灰?guī)r。石炭系中統(tǒng)本溪組，厚15～70米，灰色泥巖、鋁土泥巖及石英砂巖夾不穩(wěn)定的石灰?guī)r1~3層，底部為鋁土礦和山西式鐵礦。與下伏地層平行不石炭系上統(tǒng)太原組，厚90~141米灰白色中~細粒石英砂巖，灰色砂質(zhì)泥巖，黑色泥巖夾3層灰?guī)r和2～3層主要可采煤層。二疊系下統(tǒng)山西組，厚50~110米，灰黑色泥巖、灰黃色砂巖及石英砂巖，具2~3層可采煤層。二疊系下統(tǒng)下石盒子組厚95~206米，黃色、黃綠色、灰綠色砂質(zhì)泥巖，石英砂巖。底部夾煤線。二疊系上統(tǒng)上石盒子組，厚度387~460米，黃綠、杏黃、灰白、紫紅色砂巖、泥巖、砂質(zhì)泥巖組成。二疊系上統(tǒng)石千峰組，厚80~166米，暗紫紅色砂質(zhì)泥巖夾中粒長石砂巖，頂部為2米厚的似層狀灰層。④中生界三疊系下統(tǒng)劉家溝組厚585～633米，巖性為淺紫紅色、灰褐色、紅褐色細粒長石砂巖夾泥巖及砂質(zhì)頁巖。三疊系下統(tǒng)和尚溝組厚167～203米，巖性為棕紅色鈣質(zhì)泥巖、夾細粒三疊系中統(tǒng)西勒石組厚241~250米，巖性為黃綠色、淺褐色中細粒長石砂巖，夾棕紅色鈣質(zhì)砂泥巖。三疊系中統(tǒng)官上組厚237~283米，巖性為灰綠色中粒長石砂巖及紫紅色鈣質(zhì)砂質(zhì)泥巖，含鈣質(zhì)結(jié)核。三疊系上統(tǒng)延長群厚度100~233,巖性為灰紫色、肉紅色泥巖，中細粒巖，中細粒長石砂巖。含灰質(zhì)結(jié)核。⑤新生界上第三系上新統(tǒng)三趾馬紅土厚度4~25米，主要為紅色粘土、亞粘土、砂礫層及玄武巖。與下伏地層不整合接觸。第四紀下更新統(tǒng)泥河灣組厚度10~80米，主要為淡紅色、深紫色亞粘土、粘土，灰白色砂礫石、灰白色玄武巖，夾火山角礫巖。第四紀中更新統(tǒng)離石組厚度0~50米，為棕紅色、黃土狀亞粘土、夾透第四系上更新統(tǒng)馬蘭組厚度0^50米，主要為黃灰色、粉土質(zhì)黃土。第四紀全新統(tǒng)為沖積、洪積坡積層，砂礫及次生黃土。厚度0~20米。厚度界系統(tǒng)(群)組、段新生界第四系馬蘭組Q?中更新統(tǒng)離石組Q下更新統(tǒng)泥河灣組Qi系中生界三疊系延長群T?y中統(tǒng)灰綠色中粒長石砂巖及紫紅色鈣質(zhì)砂質(zhì)泥西勒石組T?x下統(tǒng)和尚溝組T?h劉家溝組Tl古生界二疊系上統(tǒng)上石組三段P?s二段P?s2一段P?s下統(tǒng)下石盒子組P?x山西組Pis石炭系太原組C?t灰白色中~細粒石英砂巖，灰色砂質(zhì)泥巖，層。中統(tǒng)奧陶系中統(tǒng)峰峰組0?f下統(tǒng)灰白色白云巖、含灰質(zhì)，下部夾燧石結(jié)核寒武系灰白、灰黃色泥質(zhì)條帶狀灰?guī)r，夾竹葉狀白云巖，底部黃綠色鈣質(zhì)泥巖。中統(tǒng)上部以灰白色鱗狀灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r或白云下統(tǒng)紫紅色泥巖夾泥灰?guī)r，底部0～2m砂礫層。古界震旦系下統(tǒng)灰色含燧石條帶或結(jié)核白云質(zhì)泥灰?guī)r，灰白色石英巖夾海綠石、底部含礫石。含迭層石片麻巖。界黑云斜長片麻巖、大理巖夾石英巖。黑云～角閃斜長片麻巖、淺粒巖。(3)區(qū)域水文地質(zhì)壽陽北區(qū)塊位于沁水盆地北緣，屬黃土丘陵地貌，地勢東北部高，中、南部低，勘查區(qū)東部有桃河及其支流保安河、太平河、全寺河，屬海河流域的滹沱河水系。壽陽北區(qū)塊西部有東河及其支流松七河，屬黃河流域的汾河水系。上述河流均為季節(jié)性河流，冬春兩季水量小，主要水源為溝谷之泉水。雨季水量較大，雨后常形成洪流。①含水層區(qū)域含水層包括2個直接充水含水層組和3個間接充水含水層組。直接充水含水層組(a)石炭系上統(tǒng)太原組石灰?guī)r巖溶裂隙及砂巖裂隙含水層組主要由石炭系上統(tǒng)太原組中的石灰?guī)r組成，位于太原組中段。地表無灰?guī)r裂隙巖溶含水層，構(gòu)成太原組煤層的主要充水水源。其間夾有數(shù)層泥巖、粉砂巖等塑性巖層組成的隔水層，將各層含水層分割成呈層狀分布的含水層，相互間水力聯(lián)系微弱。地下水的流向總體受地層產(chǎn)狀的制約，沿K2灰?guī)r：分上，下兩層。K2下灰?guī)r，為15號煤層頂板(局部夾有極薄層泥巖偽頂)。沉積不穩(wěn)定，區(qū)中部沉積厚發(fā)較大。平均埋深428.60米，平均厚度1.7米。裂隙普遍發(fā)育，多充填了方解石細脈，局部有小溶洞。簡易水文地質(zhì)現(xiàn)測：區(qū)北部及東南部小范圍地區(qū)內(nèi)鉆孔的沖洗液消耗量大，中部較大范圍地區(qū)內(nèi)鉆孔耗水量相對較少。K2灰?guī)r，位于K2下之上16米左右，沉積亦不穩(wěn)定，最大埋深768.45米，平均厚度1.74米。有少量裂隙，被方解石充填。簡易水文地質(zhì)觀測結(jié)果與K2下灰?guī)r相近。區(qū)內(nèi)有四孔對太原組灰?guī)r混合抽水試驗多被抽干。從壽陽北區(qū)塊及鄰區(qū)資料表明，太原組石灰?guī)r含水層厚度小，埋藏較深，為富水性弱的含水水質(zhì)類型高(米)區(qū)內(nèi)西上莊井田探區(qū)(b)二疊系下統(tǒng)山西組砂巖裂隙含水層組由山西組底部K?砂巖和3號煤層上部砂巖組成。地下分布規(guī)律為自北向南逐漸發(fā)育。本組含水結(jié)構(gòu)以裂隙為主，屬砂巖裂隙弱含水層。3號煤頂板砂巖：位于3號煤層之上丨米左右。主要為中細粒和粗粒砂巖，其中粗粒砂巖，含礫粗砂巖的孔見率約占25%左右。本砂巖帶含1~3層，厚度一般為8.46米，最大厚度32.2米。與上覆1號，2號煤層及泥巖層呈互為消長關(guān)系。本砂巖帶局部節(jié)理裂隙發(fā)育，部分被泥質(zhì)充填。簡易孔號水質(zhì)類型(米)區(qū)內(nèi)K?及Pis砂巖K?及Pis砂巖39小時抽干K?及P?s砂巖K?及P?s砂巖P?x+P?s砂巖P?s砂巖西上莊井田K?及P?s砂巖坪頭勘探區(qū)P?s砂巖P?s砂巖保安溝勘探區(qū)井檢-1K?及P?s砂巖間接充水含水層組(a)奧陶系中下統(tǒng)石灰?guī)r巖巖溶裂隙含水層組本含水層組由奧陶系中下統(tǒng)的石灰?guī)r、泥灰?guī)r、白云巖組成。其中以上馬家溝組巖溶發(fā)育程度最高，富水性最強，峰峰組次之，下馬家溝組較弱。一般巖溶裂隙不發(fā)育，富水性弱，但局部碎屑帶巖溶發(fā)育，富水性強。整體看屬于富水性不均勻的強含水層，垂直方向上下部巖溶較上部發(fā)育。等孔揭露，主要在本組上段巖溶發(fā)育，為主要含水層。含水結(jié)構(gòu)以巖溶裂隙為主。P77孔上段、下段巖溶均較發(fā)育，并且上段較下段更發(fā)育，其溶率0.1～30%,落洞直徑可達0.2米，大部分未被充填，連通性好。下段溶率0.2%～8%。上、下段均為巖溶強含水層，含水結(jié)構(gòu)以小溶孔、溶洞為主。據(jù)P6號孔本組地下水位359.00米，標高為788.23米。以上表明本組巖溶發(fā)育，北面淺部強于南面深部，東部地段強于西部地段。含水性也是依此峰峰組：據(jù)P1等33個孔本組自頂界以下20米以內(nèi)，裂隙、溶孔及小溶洞發(fā)育，但均為方解石晶脈充填，鉆孔沖洗液消耗量基本無變化。另據(jù)P6、P44、P88、P77等孔揭示，本組上段和下段中上部巖溶較發(fā)育。區(qū)北部巖溶含水結(jié)構(gòu)為溶孔，小溶洞為主，裂隙次之，區(qū)南部巖溶含水結(jié)構(gòu)為裂隙，小溶孔。鉆孔沖洗液消耗量區(qū)北部明顯大于區(qū)南部。由此可知，區(qū)北部本組淺埋藏區(qū)巖溶作用強于區(qū)南部深埋藏區(qū)。由于本組厚度相對較小，補給范圍小，因而降水易漏失。經(jīng)鉆孔證實，未發(fā)現(xiàn)本組較強含水段和地下水位，并且區(qū)北部本組底板標高高于中奧陶統(tǒng)混合地下水位標高，從而表明本組含水性弱。孔號厚度(米)峰峰組一段峰峰組二段馬家溝組O?m(米)水位標高(米)壽陽北區(qū)塊奧灰水水位標高在583.56-636.46m之間，平均水位607.5m,距離15號煤層頂板100m左右。(b)二疊系上石盒子組、下石盒子組砂巖裂隙含水層組下石盒子組含水層主要由底部Kg砂巖組成，上石盒子組含水層主要由底部K??砂巖組成。K?砂巖：巖性為粗、中、細粒砂巖，據(jù)區(qū)內(nèi)鉆孔資料統(tǒng)計，中粒砂巖孔見率占37%,粗粒砂巖孔見率占20%。本層在區(qū)內(nèi)基本未出露地表，平均埋深297.51米。平均厚5.03米。局部節(jié)理裂隙發(fā)育，且大多被充填，只少部分保留原裂隙空間。據(jù)簡易水文地質(zhì)觀測，本區(qū)東西兩側(cè)含水性弱。(c)新近系、第四系砂礫石(巖)孔隙含水層組新近系、第四系中孔隙發(fā)育，接受大氣降水補給，形成孔隙潛水，受地形、補給條件及其分布面積的限制，富水性一般不強，經(jīng)短途徑流即排向河道或溝底補給地表水或滲入下伏巖層裂隙中，據(jù)當?shù)厮樗囼?、涌水量最大可達826立米/日，水量較豐富。集中排泄時形成下降泉。泉流量一般為0.1～5.0L/s·m。②主要隔水層15號煤層至奧灰間隔水層組厚67.12~99.57米，平均83.64米。主要為泥巖、砂質(zhì)泥巖，夾2～3層薄層石灰?guī)r(巖性完整，厚度小，沖洗液消耗極其微弱，可視為隔水層),底部有一層穩(wěn)定、分布全區(qū)的鋁土質(zhì)泥巖，正常情況下可起到隔水作用。該層段300.80~355.56m,巖性為泥巖、砂質(zhì)泥巖、鋁土質(zhì)泥巖等，并夾有粒度不同的各類砂巖，其巖層呈互層結(jié)構(gòu)且沉積穩(wěn)定。③地下水的補給、徑流、排泄條件壽陽北區(qū)塊整體呈單斜構(gòu)造，地表分水嶺以西為覆蓋區(qū)，以東為半裸露區(qū)，壽陽北區(qū)塊以北各基巖含水層均有出露，成為地下水的補給區(qū)，大氣降水為主要補給來源。但由于地處地表分水嶺，而且溝谷發(fā)育，地表高差大，植被覆蓋稀少，地表徑流條件好，不利于大氣降水的入滲補給，故而補給條件差。壽陽北區(qū)塊位于沁水盆地北部翹起端，從盆地翼部到軸部,含水層埋藏深度由淺入深，徑流由積極變滯緩，水質(zhì)逐漸變差。本區(qū)處于娘子關(guān)泉水文地質(zhì)單元的北部中等徑流區(qū)(圖3-1),徑流條件較強，富水程度極不均一，地下水流向由北向東南與區(qū)域東部徑流匯合，而后在娘子關(guān)泉群分煤系地層各含水層下有15煤至奧灰間隔水層組，上有Kg～Ki?砂巖隔水層組存在，且煤系地層各含水層間均有不同厚度的隔水層存在，加之區(qū)內(nèi)斷裂構(gòu)造不發(fā)育，巖層完整性好，正常情況下各含水層無水力聯(lián)系。Ki?砂巖裂隙含水層在區(qū)內(nèi)東北部有出露，接受大氣降水補給，以及基巖裂隙水和地表水的補給。因埋藏淺，節(jié)理裂隙發(fā)育，透水性好，因有下覆隔水層阻隔，故與煤系地層各含水層無水力聯(lián)系。當K??砂巖被溝谷切割裸露時，即以季節(jié)性裂隙下降泉排泄。第四系砂礫石層孔隙水接受大氣降水補給，局部地段以緩慢的形式向下滲透補給基巖裂隙水。第四系地下水以人工抽取的形式排泄。另外，在孫家溝、房家坪西北溝谷等地，由于溝谷切割第四系含水層使之以季節(jié)性綜上分析，壽陽北區(qū)塊水文地質(zhì)條件屬于簡單類型，另外區(qū)內(nèi)陷落柱并不發(fā)育，不會溝通地表水位。煤層氣勘探開發(fā)具有比較優(yōu)越的地質(zhì)條件。2.煤層氣地質(zhì)條件(1)地層區(qū)內(nèi)地表主要出露有二疊系上統(tǒng)上石盒子組，石千峰組、三疊系下統(tǒng)劉家溝組地層。區(qū)外北部老區(qū)出露有下石盒子組、山西組、太原組、本溪組、奧陶系灰?guī)r。新生界地層不整合于各時代基巖之上。含煤地層有石炭系中統(tǒng)本溪組、上統(tǒng)太原組，二疊系下統(tǒng)山西組及下石盒子組。其中本溪組及下石盒子組的煤層為特薄煤層，氣顯示差。太原組及山西組為勘查區(qū)主要含煤地層。煤層自上而下編號為1、2、3、4、5、6、6下、81、82、9、9下、11、12、12下、13、15、15下、16共18層煤。區(qū)內(nèi)主力煤層為太原組的9號、15號煤層。沁水盆地為一北北東走向，而壽陽北區(qū)塊緊靠沁水拗陷的北端軸部，所以壽陽北區(qū)塊含煤巖系呈現(xiàn)走向近東西傾向南的單斜構(gòu)造，傾角5°~12°,在此基礎(chǔ)上在壽陽北區(qū)塊外東南部發(fā)育了次一級的波狀起伏和4條小型斷裂，斷距0-40m,斷層傾角小于60度，區(qū)內(nèi)陷落柱不發(fā)育，未見巖漿巖侵入。壽陽北區(qū)塊內(nèi)褶曲多發(fā)育在東、北部，為寬緩的背斜和向斜，呈南北向展布，南北向展布的褶曲主要有白草峪背斜、侯家垴傾伏向斜、齊家梁窯垴向斜、南叉背斜和小莊南背斜。1)白草峪背斜位于壽陽北區(qū)塊東北部，白草峪村附近，軸向近南北，兩翼基本對稱，傾角5°~6°,全長約1700m。2)侯家垴傾伏向斜位于本區(qū)東北部，白草峪村西890m,軸向北東，兩翼傾角為7°左右，延伸長約1000m。3)齊家梁窯垴向斜圪塔村東800m處，走向北西轉(zhuǎn)北東，兩翼基本對稱，傾角7°~8°,全長約6700m。4)南叉背斜位于壽陽北區(qū)塊東部，西峰頭村東500m處附近，軸向北東，兩翼傾角為4°左右，延伸長約2300m。5)小莊南背斜位于壽陽北區(qū)塊東南部，小霍垴村西330m,軸向北東，兩翼傾角為7°~8°,延伸長約1200m。(3)巖漿巖在以往歷次勘查工作中，壽陽北區(qū)塊內(nèi)未發(fā)現(xiàn)巖漿巖發(fā)育。(4)埋深從9號及15號煤層埋深等值線圖可見，煤層均是從西北向東南部緩緩傾斜，壽陽北區(qū)塊東南部地區(qū)埋深最大，西北部埋深較淺。從煤層氣勘查資料統(tǒng)計可以看出：9號煤層埋深介于447.26-763.99之間，平均為605.63m;15號煤層埋深介于527.14-845.34之間，平均為686.24m。壽陽北區(qū)塊煤層埋深適中，是煤層氣商業(yè)性開發(fā)有利的埋深范圍。煤層作為煤層氣勘探開發(fā)的儲集層，對其發(fā)育特征的深入了解是煤層氣資源評價的重要方面。壽陽北區(qū)塊含煤地層有石炭系中統(tǒng)本溪組、上統(tǒng)太原組，二疊系下統(tǒng)山西組及下石盒子組。其中本溪組及下石盒子組的煤層為特薄煤層，無經(jīng)濟價值。太原組及山西組為壽陽北區(qū)塊主要含煤地層。煤層自上而下編號為1、2、3、4、5、6、6下、8、82、9、9下、11、12、12下、13、15、15下、16共18層煤。其中1~6號煤為山西組煤層，山西組平均厚51.29m,含煤7層，總厚度1.70m;8~16號煤為太原組煤層，太原組平均厚122m,含煤11層，總厚度9.52m。根據(jù)本區(qū)煤層發(fā)育的特殊性和煤層埋深、厚度及含氣量等條件，山西組的3號煤層及太原組9號、15號煤層作為煤層氣勘探開發(fā)的目標層段。圖3-6圖3-7壽陽北區(qū)塊15號煤層厚度等值線圖在區(qū)內(nèi)，太原組9號煤層厚度介于0.85-4.20m之間，平均1.60m,在壽陽北區(qū)塊大部分地區(qū)煤層厚度變化不大，整體在1-2m之間，在壽陽北區(qū)塊南部由于9號煤層與下部煤層出現(xiàn)合并，厚度急劇增大，從七里河鎮(zhèn)往南的地區(qū)厚度均在4m左右；太原組15號煤層厚度介于1.45-4.92m之間，平均3.18m,東部地區(qū)厚度較大，受壽陽北區(qū)塊西部15號煤層沖刷帶影響，該煤層從東往西逐漸逐漸變薄。從兩層煤整體來看，太原組9號及15號煤(6)煤巖特征煤層埋深(m)厚度(m)結(jié)構(gòu)賦存特點3簡單較穩(wěn)定砂質(zhì)泥巖。層連續(xù)性較好，全區(qū)9較穩(wěn)定泥巖以及砂質(zhì)泥較復雜穩(wěn)定區(qū)頂板發(fā)育薄層發(fā)育穩(wěn)定連續(xù)，全區(qū)可采。①物理性質(zhì)壽陽北區(qū)塊9、15號煤層物理性質(zhì)基本相同，整體以碎裂結(jié)構(gòu)為主，顏色為黑~灰黑色，金剛光澤~似金屬光澤，條痕黑~灰黑色；均一狀及條帶狀結(jié)構(gòu)，層狀構(gòu)造，參差狀及階梯狀斷口。內(nèi)生裂隙較發(fā)育，太原組煤層可見黃鐵礦結(jié)核及薄膜。各煤層真密度在1.42~1.70t/m3之間，視密度在根據(jù)煤層氣井采樣測試實驗分析結(jié)果，太原組9號煤層真密度介于9層理、裂隙不便觀測煤芯裂隙較發(fā)育，裂隙中含有少量白色雜質(zhì)層理、裂隙不便觀測層理、裂隙不便觀測煤芯裂隙較發(fā)育裂隙較發(fā)育，密度為12-15條/5cm,暗淡層理、裂隙不便觀測9/9/9/1)宏觀煤巖特征依據(jù)宏觀煤巖成分的結(jié)構(gòu)、平均光澤劃分，壽陽北區(qū)塊9、15號煤層多以半亮型煤為主，少數(shù)為半暗型及暗淡型煤。其中15煤富含黃鐵礦結(jié)核，15-煤多為暗淡型煤，層理明顯，內(nèi)生裂隙較發(fā)育，常被方解石脈及黃鐵礦薄膜充填。2)顯微煤巖特征壽陽北區(qū)塊內(nèi)在煤層氣參數(shù)井中共針對9號、15號煤層采集煤巖樣22個，其中9號煤層11個，15號煤層11個。從鏡下鑒定結(jié)果可以看出：各煤層有機組分以鏡質(zhì)體為主，鏡質(zhì)體在45.5%~87.7%之間，惰質(zhì)體占6.4%~21.1%;無機組分占3.9%~33.4%。9號煤鏡質(zhì)組在45.5-82.3%之間，平均為72.36%;15號煤層鏡質(zhì)組在56.1-86.7%之間，平均為75.32%。鏡質(zhì)組以均質(zhì)鏡質(zhì)體為主，次為基質(zhì)鏡質(zhì)體，含少量結(jié)構(gòu)鏡質(zhì)體；半鏡質(zhì)組以結(jié)構(gòu)半鏡質(zhì)體和無結(jié)構(gòu)半鏡質(zhì)體為主；惰質(zhì)組以半絲質(zhì)體為主，次為絲質(zhì)體，含少量粗粒體及碎屑絲質(zhì)體。9號、15號煤層無機組分均以粘土類礦物為主，多呈浸染狀、斑點狀及分散狀，次為充填胞腔狀；硫化物類以黃鐵礦為主，多呈草莓狀、微粒狀，局部為微粒集合體狀分布；碳酸鹽類主要為方解石，一般為充填腔孔狀或片狀、放射狀；氧化硅類含量極少，主要為石英，呈顆粒狀。③煤變質(zhì)階段及變化規(guī)律9號煤層鏡質(zhì)組最大反射率介于1.85-2.83之間，平均值為2.30%;15號煤層鏡質(zhì)組最大反射率介于1.91-3.12之間，平均值為2.43%。根據(jù)壽陽北區(qū)塊揮發(fā)分、鏡質(zhì)體反射率等多方面統(tǒng)計推斷，判定壽陽北區(qū)塊煤類為無煙煤階段。整體上，煤的變質(zhì)程度呈現(xiàn)隨埋深增大而增高的變化趨勢。綜合本區(qū)主要煤層的煤化學與煤巖學的各項指標分析，本區(qū)煤的變質(zhì)階段屬高變質(zhì)階段，相應的煤類為無煙煤。煤的變質(zhì)程度高，煤層氣的生成已進入相對成熟的階段，對煤層氣商業(yè)化開采較為有利。(7)煤質(zhì)特征區(qū)內(nèi)進行了68項次煤質(zhì)分析測試，其中9號煤層27項次，15號煤層41樣次；數(shù)據(jù)整理的同時對山西《山西省沁水煤田陽泉礦區(qū)七元井田煤炭煤層氣勘探地質(zhì)報告》中對142個煤田鉆孔所進行的煤質(zhì)報告進行了匯總，采用《中華人民共和國國家標準煤炭質(zhì)量分級：灰分GB/T15224.1-2010》、《國家標準煤炭質(zhì)量分級：硫分GB/T15224.2-2010》、《國家標準煤炭質(zhì)量分級：發(fā)熱量GB/T15224.3-2010》、《煤中有害元素含量分級：磷準。各煤層原煤全硫含量均進行了折算校正，折算公式為：基準發(fā)熱量/干燥基高位發(fā)熱量×實測的干燥基全硫。同時，匯總了煤炭勘查鉆孔的資料，綜合分析各煤層煤質(zhì)情況。壽陽北區(qū)塊內(nèi)各煤層均為中灰煤，洗選后，除15煤稍高外，其余各煤層平均灰分均降至10%以下；各煤層為低~中高硫煤，洗選后，各煤層平均全硫均降至1.26%以下。①9號煤層煤層氣井測試結(jié)果表明：原煤水分0.07%~3.09%,平均值1.28%,原煤干燥基灰分3.54%~48.99%,平均值21.43%,其中最低點、最高點分別為特低灰煤、高灰煤。標準差為9.71,煤質(zhì)變化大，低灰煤占總數(shù)的41.0%,中干燥基固定碳含量37.00%~89.76%,平均71.27%;原煤全硫含量為0.28%~3.26%,平均0.67%,特低硫及低硫點占總數(shù)的84%,標準差0.47,屬特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量煤。元素分析：本段煤層碳含量在87.60-91.80%,平均為90.00;氫含量在2.24-4.56%之間，平均為3.74;氮含量在0.97-1.47%之間，平均為1.27%。煤炭鉆孔資料結(jié)果表明：9號煤層原煤水分0.38%~3.18%,平均1.20%;原煤干燥基灰分5.95%~48.23%,平均20.67%,標準差9.40,煤質(zhì)變化大。最小值為特低灰煤，最大值為高灰煤，10.01%~20.00%的低灰煤占全層總樣品數(shù)的48.80%,中灰煤占29.00%,其他含量較少；浮煤揮發(fā)分7.60%~13.92%,平均9.83%;干燥基固定碳含量43.30%~85.83%,平均71.83%;原煤全硫含量0.13%~4.64%之間，平均0.81%,特低硫及低硫點占總數(shù)的79.0%,標準差0.63,硫分變化中等。原煤干燥基高位發(fā)熱量16.377~34.038MJ/kg,平均27.708%,該煤層屬特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量綜合煤層氣測試與煤炭鉆孔測試結(jié)果看：壽陽北區(qū)塊9號煤層原煤水分含量1.24%,灰分含量21.05%,揮發(fā)分9.82%,全硫含量0.74%,發(fā)熱量27.5%,屬于特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量煤。②15號煤層原煤水分0.45%~0.92%,平均值0.68%,原煤干燥基灰分9.4%~28.76%,平均20.40%,其中最低點、最高點分別為特低灰煤、高灰煤。標準差6.25,煤質(zhì)變化中等，低灰煤占總樣品數(shù)的61%。15號煤浮煤揮發(fā)分在90.12%;原煤全硫含量0.32%~6.43%,平均為2.30%,標準差1.34,硫分變化大，低高硫點占總數(shù)的16.4%,中硫煤和高硫煤分別占35%和22%。原煤干燥基高位發(fā)熱量11.421~33.124MJ/kg,高熱值煤26.500%,屬特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量煤。元素分析：本段煤層碳含量在71.47-93.09%,平均為89.15;氫含量在2.46-4.74%之間，平均為3.65;氮含量在1.02-1.41%之間，平均為1.22%。煤炭鉆孔資料結(jié)果表明：15號煤層原煤水分0.42%~3.68%,平均值1.33%,原煤干燥基灰分7.44%~41.13%,平均18.89%,其中最低點、最高點分別為特低灰煤、高灰煤。標準差6.25,煤質(zhì)變化中等，低灰煤占總樣品數(shù)的61%。15號煤浮煤揮發(fā)分在7.64%~12.72%,平均值9.21%;干燥基固定碳含量28.81%~85.35%,平均72.06%;原煤全硫含量0.42%~7.37%,平均為2.20%,標準差1.34,硫分變化大，低高硫點占總數(shù)的15.4%,中硫煤和高硫煤分別占32%和22%。原煤干燥基高位發(fā)熱量10.438~32.808MJ/kg,高熱值煤27.450%,屬特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量綜合煤層氣測試與煤炭鉆孔測試結(jié)果看：壽陽北區(qū)塊15號煤層原煤水分含量1.01%,灰分含量19.65%,揮發(fā)分11.78%,全硫含量2.25%,發(fā)熱量26.98%,屬于特低灰~高灰、特低硫~高硫、低發(fā)熱量~特高發(fā)熱量煤。煤層號工業(yè)分析(%)元素分析(%)備注9 99999(8)含氣量通過煤層氣井采樣測試與煤礦鉆探取芯測得的含氣量資料顯示，9號煤量介于8.61-17.13m3/t,含氣量平均值為13.33m3/t。壽陽北區(qū)塊煤層氣含量在9-18m3/t之間，全部在含氣量起算下限8m3/t以上。壽陽北區(qū)塊內(nèi)含高，但由該井往東三層煤含氣量均逐步變低；垂向上，一般下部煤層煤層氣含氣量高于上部煤層；同一煤層，深部的煤層氣含量高于淺部，符合煤層氣的一般分布規(guī)律。9號煤層沖刷嚴重，七里河地區(qū)含氣量均偏低，西北、東南地區(qū)含氣量高；15煤受西部沖刷帶影響，煤層氣含量西部和西南部地區(qū)偏低，中部及南北地區(qū)含氣量偏高。總之，壽陽北區(qū)塊內(nèi)煤層氣含量整體呈現(xiàn)中部高于東西，南部高于北部，深部高于淺部的特點。依據(jù)實測含氣量資料分別繪制了壽陽北區(qū)塊太原組9號、15號煤層含氣量等值線圖。煤層井號含氣量(m/t)(空氣干燥基)區(qū)間值983352灰分過高未采用242475665灰分高、氮氣高等原因未采用mm-a--M-I遵n司裝R圖3-8壽陽北區(qū)塊9號煤層含氣量等值線圖",日用料煤的吸附性是煤級、儲層溫度和壓力的函數(shù)。9號煤層埋深介于介于1.85-2.83之間，平均值為2.30%;儲層溫度較低，9號煤層儲層溫度15號煤層埋深介于527.14-845.34之間，平均為686.24m;實測最大鏡質(zhì)組反射率(Ro,max)介于1.91-3.12之間，平均值為2.43%;儲層溫度較之間，煤儲層處于欠壓狀態(tài)。9號煤的朗格繆爾體積介于28.14-33.67m3/t之間，平均為30.05m3/t,時，煤的吸附性隨壓力增加而呈線性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐漸變緩。15號煤的朗格繆爾體積介于17.54-32.53m3/t之間，平均為27.21m3/t,朗格繆爾壓力介于1.77-2.18MPa之間，平均為1.96MPa。壓力小于2MPa時，煤的吸附性隨壓力增加而呈線性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐漸變緩。(10)含氣飽和度實測飽和度是實測含氣量與實測儲層壓力投影到吸附等溫線上所對應力投影到吸附等溫線上所對應的理論吸附氣量，由吸附等溫線得出，m3/t。壽陽北區(qū)塊煤層氣井實測9號煤層含氣飽和度介于34.98-84.58之間，平均為55.56%;15號煤層含氣飽和度介于37.43-88.89之間，平均為57.23%。(11)煤的解吸特征1)臨界解吸壓力煤層氣臨界解吸壓力是指解吸與吸附達到平衡時，壓力降低使吸附在煤微孔隙表面上的氣體開始解吸時的壓力，即等溫吸附曲線上煤樣實測含氣量所對應的壓力，由式(7-4)計算得到。據(jù)壽陽北區(qū)塊煤層氣井實測有煤層含氣量、對應的等溫吸附曲線計算得出9號煤的臨界解吸壓力分布于0.78-2.48MPa之間，平均為1.50MPa;15號煤的臨界解吸壓力分布于0.6-2.14MPa之間，平均為1.32MPa。2)吸附時間吸附時間定義為實測解吸氣體體積累計達到總解吸氣量(STP:標準溫度、壓力)的63.2%時所對應的時間。由罐裝煤樣解吸實驗求得，這一時間參數(shù)對于給定煤樣來說與逸散氣無關(guān)，即不管求逸散氣采用什么方法，其吸附時間都是一樣的。它取決于煤的組成、煤基塊大小、煤化程度及煤的裂隙間距。壽陽北區(qū)塊9號煤層實測吸附時間介于3.15-38.79d,平均為16.09d;15號煤層實測吸附時間介于10.27-31.26d,平均為20.18d。數(shù)據(jù)表明，壽陽北區(qū)塊內(nèi)縱向上隨著煤層埋深的增大吸附時間越長，反映該區(qū)煤體結(jié)構(gòu)相對完整，吸附時間相對較長，有利于煤層氣井長期穩(wěn)產(chǎn)。煤層是一典型的雙孔隙介質(zhì)，它由基質(zhì)和裂隙(也稱割理)系統(tǒng)組成。裂隙系統(tǒng)在一定的壓差下有讓流體(水、氣、油)通過的性質(zhì)，稱為滲透性。滲透性的大小用滲透率表示。滲透率是影響煤層氣產(chǎn)量高低的關(guān)鍵參數(shù)，被作為衡量多孔介質(zhì)允許流體通過能力的一項指標。煤層的滲透率隨埋深、變質(zhì)程度、原始地應力的不同而變化?，F(xiàn)有資料表明，在300m-1000m的埋深范圍內(nèi)滲透率一般很低，通常在(0.1-100)md;滲透率各向異性明顯，面割理方向大于端割理方向。實驗室測定的一般為基質(zhì)滲透率。試井測定的滲透率如注入壓降試井法所測滲透率值能較好地反映煤層滲透率，可以用于產(chǎn)能分析。煤的滲透率包括絕對滲透率和相對滲透率，煤層中流體的通道主要是各種裂隙。壽陽北區(qū)塊內(nèi)主要煤層的煤儲層滲透率參數(shù)測試結(jié)果表明，壽陽北區(qū)塊9號煤層有3口井進行試井，滲透率在0.02-6.12md之間；15號煤層煤儲層滲透率一般在0.05md左右，整體相對較低。(13)煤體結(jié)構(gòu)壽陽北區(qū)塊內(nèi)構(gòu)造簡單，煤體結(jié)構(gòu)較完整，9號煤層以碎裂結(jié)構(gòu)為主，碎粒結(jié)構(gòu)次之，發(fā)育多組裂隙，多為白色雜質(zhì)填充；15號煤層以碎裂結(jié)構(gòu)為主，碎粒結(jié)構(gòu)次之，發(fā)育多組裂隙，多為白色雜質(zhì)填充。本區(qū)裂隙發(fā)育一般，進一步降低了該區(qū)煤層滲透率。9層理、裂隙不便觀測煤芯裂隙較發(fā)育，裂隙中含有少量白色雜質(zhì)層理、裂隙不便觀測層理、裂隙不便觀測煤芯裂隙較發(fā)育暗淡層理、裂隙不便觀測(13)煤層壓力及溫度煤儲層壓力直接決定著煤層對甲烷等氣體的吸附能力和煤層氣的解吸能力，是影響煤層氣開發(fā)的重要參數(shù)。在氣井排采時，煤儲層壓力越高，越容易降壓排采，越有利于煤層氣開發(fā)。通常情況下，儲層壓力能夠有效的返排攜砂液，但是如果儲層壓力遠低于靜水壓力，降壓排采就比較困難。含煤區(qū)礦區(qū)最小平均焦作恩村井田/離柳鶴崗陽泉煤層氣的有效壓力系統(tǒng)決定了煤層氣產(chǎn)出的能量大小及有效驅(qū)動能量持續(xù)作用時間。根據(jù)壽陽北區(qū)塊內(nèi)煤層氣試井資料，壽陽北區(qū)塊屬于欠壓儲層，儲層壓力梯度介于0.3MPa/100m-0.8MPa/100m之間；9號煤層儲層溫度平均20.65℃;15號煤層儲層溫度平均25.64℃。(二)勘查區(qū)以往地質(zhì)工作及勘查認識程度1.以往工作情況及勘查區(qū)勘探程度壽陽北區(qū)塊北部老區(qū)，1940年由山西省陸軍特務機關(guān)，在黃丹溝一帶進行過地質(zhì)調(diào)查施工鉆孔兩個，并編制了普查報告。解放以后才開展正規(guī)的地質(zhì)測量和地質(zhì)勘探工作。1954年，地質(zhì)部華北地質(zhì)局采樣組在勘查區(qū)的西部進行了采樣工作。1955年7～11月，華北地質(zhì)215隊普查組以尋找主焦煤為目的，完成1/5萬地質(zhì)測量800km2,采取煤樣11個，編制了《山西省中部交城~盂縣間煤田地質(zhì)普查報告》。1956年～1957年原山西省煤礦管理局陽泉礦務局119隊，在北部老區(qū)及東西鄰區(qū)進行普查勘探，在北部老區(qū)內(nèi)共施工鉆孔5個，工程量為1043.83m,編制《盂縣~壽陽間普查地質(zhì)報告》。1959年～1960年原山西省煤礦管理局陽泉礦務局119隊在北部老區(qū)進行勘探工作，施工鉆孔100個，鉆探進尺29399.03m。1987年山西省煤田地質(zhì)勘探公司148隊在七元煤礦西側(cè)坪頭勘探區(qū)進行了詳查，并提交詳查地質(zhì)報告。1980～1988年原煤炭部一一九隊在本區(qū)及北部老區(qū)進行普查及詳查，共施工88個鉆孔，工程量69470.82m。于1989年提交《山西省沁水煤田壽陽東勘探區(qū)詳查地質(zhì)報告》。1995年由聯(lián)合國開發(fā)計劃署(UNDP)利用全球環(huán)境基金資助、煤科總院西安分院承擔的《中國煤層氣資源開發(fā)》項目，《陽泉礦區(qū)煤層氣資源評價》專題科研報告，對陽泉礦區(qū)(包括生產(chǎn)區(qū)、平昔區(qū)和壽陽區(qū))煤層氣資源開發(fā)進行了評價和研究，其中重點對壽陽區(qū)的煤層氣資源開發(fā)進行1996年陽泉礦務局與煤炭科學研究總院西安分院合作，針對陽泉礦區(qū)壽陽區(qū)煤層氣資源進行了評價研究，并且共同完成了《陽泉礦區(qū)壽陽區(qū)煤層氣勘探開發(fā)預可行性研究報告》。2011年山西煤炭地質(zhì)148勘查院針對陽泉煤業(yè)集團所下屬的七元井田進行了綜合研究，編制了《山西省沁水煤田陽泉礦區(qū)七元井田煤炭煤層氣勘探地質(zhì)報告》,該項目共設(shè)計鉆孔69個孔，實際完成74個孔，于同年7月5日開始施工，至2008年10月共完成65個鉆孔，實際完成鉆探進尺49082.64米，其中水文地質(zhì)兼地質(zhì)孔4個，鉆探工程量4140.50米，完成抽水8層次，奧陶系石灰?guī)r水位觀測3次，并根據(jù)陽煤集團的要求，將Q1003孔作為奧陶系石灰?guī)r水位長期觀測孔。將原設(shè)計的69個鉆孔中Q301、Q705、Q1703、Q1708鉆孔，改為煤層氣參數(shù)井，后148勘查院于2009年9月開始施工上述四個煤層氣參數(shù)井，同時另增兩煤層氣參數(shù)井Q1201、Q202,至2010年10月結(jié)束了六個煤層氣參數(shù)井的野外工作。六個煤層氣參數(shù)井鉆探工程量4623.05米，通過六個煤層氣參數(shù)井的施工獲取了9、15號煤層的儲層參數(shù)，主要包括煤層埋深、厚度、煤巖及煤質(zhì)特征，割理及裂隙發(fā)育程度，含氣量，含氣飽和度、等溫吸附曲線，滲透率、儲層壓力、地應力，煤層頂?shù)装鍘r石物理力學等參數(shù)，并獲取該井的測井資料，為煤層氣儲量情況提供分析資料。中聯(lián)煤層氣有限責任公司于2012年8月起勘探山西省壽陽區(qū)塊東區(qū)的煤層氣資源。2015年提交七里河區(qū)煤層氣探明地質(zhì)儲量，含氣面積為2.上一勘探階段勘查投入完成情況中聯(lián)公司在壽陽北區(qū)塊內(nèi)共投入2244.86萬元，遠遠超過國家最低勘探投入要求?？辈橥度氲墓ぷ髁考百M用明細如下：序號費用明細投資金額12測試化驗加工費3成本費用-設(shè)計費-詳細設(shè)計4工程物資5項目管理費6用地及青賠(資本化)73.勘查成果(1)地質(zhì)條件和煤層發(fā)育情況基本落實。逐步摸清壽陽北區(qū)塊構(gòu)造、地層、水文等基本地質(zhì)情況，基本查明主要目的煤層深度、厚度、煤體結(jié)構(gòu)情況。(2)煤儲層物性特征認識逐步深入。通過樣品測試、試井、測井等工程手段，積累了大量物性數(shù)據(jù)，通過綜合分析與評價，形成了該地區(qū)煤儲層物性總體認識。(3)鉆完井和儲層改造工藝日趨完善。通過在壽陽北區(qū)施工的111口煤層氣井(其中包含8口U型水平井),積累了大量工程實踐經(jīng)驗，并通過不斷優(yōu)化和對比研究，摸索適宜本區(qū)的工藝技術(shù)體系。(4)獲得探明儲量，證實資源潛力。獲得了七里河區(qū)煤層氣探明地質(zhì)儲量64.01億立方米，進一步證明了該區(qū)勘探開發(fā)前景。(5)配套工作有序進行。狠抓區(qū)塊安全環(huán)保工作；完成區(qū)塊部分排采井的環(huán)評報告；建成排采水處置站并投入使用。4.地質(zhì)認識通過以上工作，我們獲取了本區(qū)煤層氣儲層的一系列重要參數(shù)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)。從以下幾方面對該地區(qū)有了更進一步的認識：(1)壽陽北地區(qū)煤層賦存條件較好，全區(qū)3#、15#煤層賦存情況較為穩(wěn)定，9#發(fā)育情況較差。(2)本區(qū)煤層以貧煤-無煙煤為主，煤層氣易于富集成藏，煤體結(jié)構(gòu)以碎裂煤為主，主力煤層滲透性較差，具有弱應力、低儲層壓力等特點。(3)壽陽北區(qū)塊東部受沖刷帶影響，資源條件較差，在本次礦權(quán)延續(xù)中，將勘探區(qū)用于本區(qū)延續(xù)扣減和山西省內(nèi)其他區(qū)塊延續(xù)抵扣。本次延續(xù)只保留資源條件較好的儲量區(qū)。三、勘查實施方案(一)勘查部署遵循的原則(1)甜點區(qū)部署生產(chǎn)井開發(fā)。(2)對增產(chǎn)改造措施進行嘗試，摸索與本區(qū)塊相適配的煤儲層改造工藝及方法。(3)對于長期停產(chǎn)或增產(chǎn)改造效果差的井實施關(guān)停，降本增效。(二)技術(shù)路線、勘查依據(jù)和方法1.技術(shù)路線在充分研究、分析以往煤層氣勘查工作和所取得的成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合煤儲層埋深、厚度、分布、含氣性、孔隙度、滲透性、壓力等資料，加強地質(zhì)研究，分析生產(chǎn)主控因素，優(yōu)化各項工藝，最終實現(xiàn)整體開發(fā)。+是否圖3-1技術(shù)路線圖2.勘查依據(jù)以前人工作成果和地質(zhì)認識為基礎(chǔ)，以本區(qū)塊內(nèi)施工的勘探井獲取的地質(zhì)參數(shù)為依據(jù)，為整個區(qū)塊的勘探開發(fā)提供數(shù)據(jù)和資料基礎(chǔ)。工作方法和技術(shù)要求的確定主要采用以下標準：《礦產(chǎn)地質(zhì)勘查規(guī)范煤》(DZ/T0215-2020)《煤層氣井排采工程技術(shù)規(guī)范》(新版2008)3.勘查方法針對勘查目標任務、勘查區(qū)煤層氣資源條件、儲層特征以及工程施工條件，主要采用以下工作方法：(一)鉆井工程煤層氣井井場是煤層氣開發(fā)鉆井、測井、固井、壓裂及排采作業(yè)的工作場地。井場布置按SY/T5466-2013《鉆前工程及井場布置技術(shù)要求》執(zhí)設(shè)計遵循以下原則：(1)根據(jù)自然環(huán)境、鉆機類型及鉆井工藝要求確定鉆井設(shè)備安放位置。(2)充分利用地形，節(jié)約用地，方便施工。(3)滿足防噴、防爆、防火、防毒、防凍等安全要求。(4)在環(huán)境有特殊要求的井場布置時，應有切實的防護設(shè)施。(5)有利廢棄物回收處理，防止環(huán)境污染。(6)鉆機井架和動力基礎(chǔ)必須選在挖方處。井場布置技術(shù)要求(1)氣井井口距高壓線及其他永久性設(shè)施不小于75m,距民宅不小于100m,距鐵路、高速公路不小于200m,距學校、醫(yī)院和大型油庫等人口密集性、高危性場所不小于500m。(2)井口距堤壩、水庫的位置應根據(jù)國家水利部門的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。(3)布置大門方向應考慮風頻、風向。大門方向應背向季節(jié)風。(4)根據(jù)煤層氣鉆井作業(yè)、壓裂作業(yè)和排采作業(yè)等要求，井場面積建議如下：井深1000m以淺的井場面積不宜小于50m×35m;井深1000m以深的井場面積不宜小于50m×40m;叢式井等特殊情況的井和1500m以深的井(5)根據(jù)大門方向及不同鉆機類型布置井架底座、絞車、柴油機及聯(lián)動機、電動機、鉆井泵的位置。(6)柴油機排氣管出口要避免指向油罐區(qū)。(7)發(fā)電房應布置在井場的左方。(8)油罐區(qū)應布置在井場的左后方。(9)壓井管匯設(shè)置在井場左側(cè)，節(jié)流管匯設(shè)置在井場右側(cè)。(10)放噴管線不應正對電力線、油罐區(qū)、宿舍及其他障礙物，設(shè)置應按照SY/T5964-2006中3.5.4的要求執(zhí)行，防噴器遠程控制臺和備用探照燈應有專線控制。(11)井場可根據(jù)實際情況及風險，合理調(diào)配井場布置及面積大小。鉆井設(shè)計的主要內(nèi)容包括：井身結(jié)構(gòu)、鉆井液體系、鉆井設(shè)備和質(zhì)量作業(yè)要求等。合理且針對性的鉆井設(shè)計將有助于煤層氣井高產(chǎn)能、高效益。(1)井身結(jié)構(gòu)及套管程序煤層氣井身結(jié)構(gòu)設(shè)計，主要是為了滿足復雜鉆井情況處理以及完井和生產(chǎn)需要。主要是根據(jù)地層特點，如地層孔隙壓力、地層水文條件、地層破裂壓力以及完井方法選擇、增產(chǎn)措施要求、生產(chǎn)方式及生產(chǎn)工具等情況在總結(jié)往年煤層氣勘探開發(fā)經(jīng)驗基礎(chǔ)上，結(jié)合壽陽區(qū)塊的地質(zhì)、地形條件，確定采取的直井、叢式井，井身結(jié)構(gòu)如下：①直井直井可以單獨部署，也可以和其他定向井一起構(gòu)成叢式井組，是煤層氣勘探開發(fā)中的常規(guī)井型。開鉆程序：二開井。鉆頭程序：φ311.1mm×一開井深+φ215.9mm×二開井，鉆穿目的煤層后留50m口袋完鉆，完全能夠滿足工程需求。套管程序：Φ244.5mm×一開套管下深+φ139.7mm×二開套管下深，表層套管采用J55,生產(chǎn)套管(抗內(nèi)壓24.2MPa),生產(chǎn)套管：采用N80生產(chǎn)套管(抗內(nèi)壓53.4MPa)。②叢式井叢式井是指在一個井場上有計劃地鉆出兩口或兩口以上的定向井，可含一口直井。目前也成為煤層氣開發(fā)的主力井型。根據(jù)該地區(qū)目標煤層的埋深、地形條件以及定向井狗腿度和最大井斜角等因素控制，通常采用3~4口定向井組成的叢式井井組或1口直井+4~6口定向井組成的叢式井井組。設(shè)計原則3-7口井井網(wǎng)設(shè)計應考慮主應力方向，以250×400井網(wǎng)為主，最大不超過400米，最小不小于250米。設(shè)計造斜率0.15—0.17度/米，連續(xù)3點造斜率不超過0.1斜率不超過0.2度/米。正常最大井斜開鉆程序：二開井。鉆頭程序：φ311.1mm×一開井深+D215.9mm×二開井深，鉆穿目的煤層后留50m口袋完鉆，能夠滿足工程需求。套管程序：φ244.5mm×一開套管下深+φ139.7mm×二開套管下深，表層套管采用J55生產(chǎn)套管(抗內(nèi)壓24.2MPa),生產(chǎn)套管：采用N80生產(chǎn)套管(抗內(nèi)壓表3-2煤層氣叢式井組(直井、定向井)井身結(jié)構(gòu)目的煤層頂板以上(2)鉆井液體系各井段鉆井液體系以滿足安全、快速鉆進為出發(fā)點考慮，同時考慮成本因素，打開儲層的鉆井液體系，選擇以滿足保護儲層為主要出發(fā)點考慮。鉆進過程中使用四級固控設(shè)備(振動篩、除砂器、除泥器、離心機)保障①鉆井及其它施工過程中，在保證井下安全的前提下，應注意控制鉆井液密度，使用低比重鉆井液，保護氣層不受傷害。②要求目的層段采用有利于儲層保護的鉆井液體系，原則上鉆井液密③在加入鉆井液添加劑前后，必須通知現(xiàn)場地質(zhì)人員和甲方監(jiān)督，得到甲方同意后方可加入，特殊材料必須循環(huán)均勻后方可鉆進，不得加入影響氣測的有機添加劑，以免影響氣層的識別和發(fā)現(xiàn)。④緊急情況下，如出現(xiàn)井漏、井涌、井噴、井垮塌等重大事件時，現(xiàn)場需要進行鉆井液性能的調(diào)整，得到甲方同意后按相關(guān)規(guī)范處理。鉆井液密度盡量使用低限，以保護儲層并防止井漏。鉆井過程中加強隨鉆壓力監(jiān)測，根據(jù)實際需要，及時調(diào)整鉆井液性能。鉆井過程中參考中聯(lián)公司頒發(fā)的《油氣井錄井系列規(guī)范》執(zhí)行，在鉆井工程中按照甲方要求，每班至少做一次鉆井液多性能測試(密度、粘度、含砂、API失水、泥餅、PH值等);每2小時測定一次一般性能測試(密度、粘度)。要求鉆井日報標明鉆井液相關(guān)信息(井深、時間、鉆井液添加劑、數(shù)量、性能變化等)。(3)鉆井工程質(zhì)量鉆井工程質(zhì)量內(nèi)容包括：井身質(zhì)量、固井質(zhì)量、HSE等多項要求，參照《煤層氣鉆井作業(yè)規(guī)范》DZ/TO250-2010、《煤層氣鉆井工程質(zhì)量驗收評級向井井身軌跡質(zhì)量》SY/T5955-2004等技術(shù)標準執(zhí)行。鉆井設(shè)計里有明確要求的，優(yōu)先執(zhí)行設(shè)計(設(shè)計要求應嚴格或等同與標準要求)。①工程質(zhì)量要求大率(%)取心直徑(mm)聲幅值(%)井段(M)全角變化率(730m)最大井斜(°)井徑擴大率(%)///(1)a表示連續(xù)三點；(2)造斜段完成后可使用MWD繼續(xù)定向，或者也可以使用單點定向控制，但在定向段必須采用復合鉆具鉆進；(3)特殊地層指地層傾角10°以上，地層正常鉆進中易發(fā)生井斜和方位偏移的，必須書面報告甲方人員，取得甲方認可；(4)靶點為煤層頂板，測量井深≤500m時靶區(qū)半徑≤10m,測量井深≤1000m時靶區(qū)半徑≤20,其余靶區(qū)半徑≤25m,如遇到靶點垂深與預測變化大于20m,根據(jù)實際情況調(diào)整中靶點的認定，以設(shè)定的原垂深靶點為靶點；(5)靶點閉合方位誤差≤5°(6)使用≤1.25°螺桿造斜，最大井斜角<35°,造斜段緩慢造斜，穩(wěn)斜段原則上不允許下調(diào)頂角，如出現(xiàn)降斜斜率不大于1.3730m。(7)定向井井徑擴大率參照直井執(zhí)行。(二)固井工程φ244.5mm套管水泥類型“G”級水泥水泥漿密度固井方法φ139.7mm套管使用G級水泥漿配制密度1.80-1.85g/cm3水泥漿，水泥漿返至最上層目的層以上200米，對鉆遇明顯涌水層、氣層或其他水泥類型“G”級水泥水泥漿密度1.80-1.85g/cm3,對于生產(chǎn)套管固井需返至井口的情況，目的層以上200米至井口使用添加減輕劑降低密度至1.50g/cm3,具體要求依據(jù)設(shè)計執(zhí)行；固井方法依據(jù)SY/T6544-2010的要求，對水泥漿基本性能提出如下要求：●表層φ244.5mm套管注水泥對水泥漿的性能要求如下：√稠化時間1.5-2小時(作業(yè)時間加上1-1.5小時的安全時間);√8小時抗壓強度>3.5MPa;√24小時抗壓強度>7MPa。●φ139.7mm生產(chǎn)套管注水泥對水泥漿的性能要求如下：√領(lǐng)漿失水量<250ml(30min/6.9MPa),尾漿(氣層)失水量√稠化時間為作業(yè)時間加上1~1.5小時的安全時間；√領(lǐng)漿24小時抗壓強度>7.0MPa,尾漿24小時抗壓強√領(lǐng)漿及尾漿初始稠度<30Bc;√領(lǐng)漿游離液<1.4%,尾漿游離液0;√領(lǐng)漿沉降穩(wěn)定性<0.03g/cm3,尾漿沉降穩(wěn)定性<0.02g/cm2。直井、定向井固井質(zhì)量要求：固井質(zhì)量固井聲幅值(%)水泥漿抗壓強度水泥漿密度一開水泥漿密度1.75-1.85g/cm2,二開水泥漿密度1.80-1.85g/cm用現(xiàn)場水對設(shè)計用的水泥做48h注：固井質(zhì)量不合格的井，經(jīng)中聯(lián)公司認可的補救措施達到上述標準者a)表套使用G級油井水泥，尾漿密度為1.75-1.85g/cm3,連續(xù)測量任一單點水泥漿密度不得小于1.70g/cm3。b)表層固井水泥未返至地面的，候凝后需從井口擠注水泥至井口。c)生產(chǎn)套管固井，要求密度1.80-1.85g/cm3水泥漿返至3號煤以上200米，如遇到涌水層和氣層則返至地面，上部可使用低密度水泥漿從3號煤以上200米返至地面(不考核低密度水泥漿的固井質(zhì)量)。d)水泥侯凝時間應滿足一開24h,二開48h小時后方能進行下步作業(yè)。e)技術(shù)套管固井結(jié)束后，按設(shè)計排量頂替碰壓，碰壓壓力宜為最終頂替壓力加上3MPa-5MPa,穩(wěn)壓10min,放壓，檢查無回流后拆水泥頭；若出現(xiàn)回流，則將回流量頂替到套管內(nèi)，憋壓候凝。f)待固井施工完畢后，焊接固定環(huán)型鋼板并使套管水平居中并標明井號，井口水平最大高差≤3mm,安裝簡易井口帽后施工結(jié)束。(三)測井工程測井承包商必須保證測井儀器及所有現(xiàn)場設(shè)備在測井作業(yè)過程中運轉(zhuǎn)正常，測井作業(yè)按照NB/T10021-2015《煤層氣測井作業(yè)規(guī)范》技術(shù)標準執(zhí)行。在二開裸眼井段進行電纜測井、生產(chǎn)套管固井候凝48h后進行固井質(zhì)量測井，具體測井項目，具體測井項目根據(jù)甲方要求及時進行調(diào)整。測井項目說明裸眼井自然伽瑪/自然電位/雙雙側(cè)向采樣間距：煤系地層采樣間隔一般不大于0.采樣間隔一般不大于0.10m。回放要求：主要煤層及其上下各20m井段，回放1:50深度比例陣列聲波/電成像/核磁井斜角、井斜方位角套管井固井質(zhì)量檢測要求全井進行自然伽馬、聲幅、聲波變密度、(四)錄井工程地質(zhì)錄井作業(yè)按照《煤層氣地質(zhì)錄井作業(yè)規(guī)程Q-CUCBMO201-2008》、《油氣井地質(zhì)錄井規(guī)范SY/T5788.3-2014》、《煤層氣錄井安全技術(shù)規(guī)范相關(guān)規(guī)范(程)及本項目的具體要求執(zhí)行?？实貙咏缇€及特殊巖層、目錄井作業(yè)由派駐現(xiàn)場的地質(zhì)監(jiān)督全面負責。錄井人員要保證錄井儀等所有現(xiàn)場設(shè)備在錄井過程中運轉(zhuǎn)正常，錄取資料準確、及時、齊全。地質(zhì)錄井項目包括鉆時錄井、巖屑錄井、鉆井液錄井、簡易水文觀測、氣測錄井、煤巖心錄井和工程參數(shù)錄井等。(1)錄井項目：①鉆時錄井：二開到完鉆進行鉆時錄井。②巖屑錄井：二開到完鉆進行巖屑錄井。③鉆井液錄井：二開到完鉆進行鉆井液類型、測點井深、密度、粘度、含砂、pH值、泥餅厚度等。④簡易水文觀測錄井：煤層氣探井在鉆探過程中應進行簡易水文觀測。每次起鉆后、下鉆前測量一次水位(鉆井液池液面、井筒液面),每班記錄一次鉆井液消耗量，鉆井過程中注意記錄漏(涌)水層位、深度及水位變化情況，如遇井涌，記錄涌高、涌出物和涌出量，以及水質(zhì)化驗等。⑤工程參數(shù)錄井：二開到完鉆進行工程參數(shù)錄井。鉆壓、泵壓、排量、泵沖、鉆頭位置、返出流量、扭矩、大鉤負荷等。⑥硫化氫監(jiān)測：采用便攜式硫化氫檢測儀放置于鉆臺進行實時監(jiān)測。⑦循環(huán)觀察：根據(jù)工程、地質(zhì)需要隨時進行循環(huán)觀察錄井。(2)特殊作業(yè)時地質(zhì)錄井：①下套管、固井作業(yè)時，地質(zhì)錄井工作人員要準確、詳細地收集、整理套管及固井數(shù)據(jù)。套管數(shù)據(jù)及其排序，包括套管鋼級、壁厚、內(nèi)徑、外徑、產(chǎn)地、打壓情況等，各單根長度及入井順序，套管下深、聯(lián)入，套管鞋位置，阻流環(huán)位置，磁定位位置，扶正器位置等；固井數(shù)據(jù)包括水泥標號、產(chǎn)地、用量，水泥漿密度原始記錄和統(tǒng)計，替漿量及碰壓情況，水泥②測井作業(yè)時，地質(zhì)錄井技術(shù)人員要與測井解釋人員配合，向其提供本井實鉆地質(zhì)數(shù)據(jù)和井內(nèi)情況，檢查并記錄實際測井項目、測量井段等。收集測井成果資料。③處理復雜情況的地質(zhì)錄井作業(yè)，要將工程事故(如卡鉆、頓鉆、井塌、落物等)的時間、井深、位置及原因、處理措施和結(jié)果記錄在案。求執(zhí)行外，還需要滿足設(shè)計、合同及現(xiàn)場作業(yè)指令要求，以全面、精確完成鉆井施工，圓滿各項地質(zhì)目標與任務。表3-7錄井記錄間距要求鉆時巖屑每2小時測定一次密度、粘度，每4小時測定一次全性能。發(fā)現(xiàn)異常(如粘度加大，鉆時變快，鉆井液有氣侵，槽面見氣泡等)應連續(xù)測定全套性能并做好記錄簡易水文起鉆后、下鉆前泥漿池液面和井筒液面，每班記涌井漏等相關(guān)數(shù)據(jù)備注標志層、煤層及頂?shù)装鍘r屑樣上交入庫，每包巖屑重量原則按平臺上交一口井，參數(shù)井優(yōu)先上交。(五)儲層改造工程煤層氣儲層改造工程主要為水力加砂壓裂。壓裂的主要作用是降低近井地帶鉆井等作業(yè)引起的儲層污染；通過壓裂縫實現(xiàn)煤層天然裂縫和井筒的溝通；擴大排水降壓范圍，加速排水降壓速度，加快煤層氣的解吸，提高氣井產(chǎn)氣速度和產(chǎn)氣量。(1)壓裂設(shè)備主要壓裂設(shè)備包括：壓裂車、混砂車、儀表車、砂罐車、輔助車等。(2)壓裂液與支撐劑的選擇和使用壓裂液體系主要采用低成本、低傷害的活性水壓裂液體系，壓裂液配方清水+2.0%KCl。支撐劑為石英砂，主要支撐劑粒徑為20/40目的中砂，尾追支撐劑為16/20目的粗砂。(3)壓裂施工參數(shù)①注入方式：采用光套管注入。②施工砂比：加砂過程中采用由低到高階梯加砂方式，平均砂比13~18%,施工最后階段，砂比不低于30%。③施工排量：施工排量6-8m2/min,注入總液量通常在400m2以上，④施工壓力：采用光套管壓裂，施工泵壓不超過35MPa。(4)壓裂工序①井筒試壓采用清水正試壓，試壓值：套管抗內(nèi)壓強度×80%,試壓時間：30min。②通井通井前查清套管情況(套管內(nèi)徑、井斜、套管是否變形等),然后選用合適的通井規(guī)通至人工井底。③洗井用清水洗井替出井內(nèi)全部泥漿，循環(huán)洗井2-3周，進、出口液性一致④井筒試壓采用清水正試壓。試壓值：套管抗內(nèi)壓強度×95%;試壓時間：30min。⑤射孔射孔前，井內(nèi)壓井液應符合設(shè)計要求，發(fā)射率要求100%,低于80%應補射。射孔時嚴防井下落物，并連續(xù)進行，未做好射孔準備不準施工。⑥壓裂施工煤層氣井壓裂施工采用光套管壓裂，并嚴格按設(shè)計要求充分準備施工用壓裂液和石英砂，按泵注程序進行壓裂。煤層氣井正式壓裂施工以前，進行變排量測試。階梯排量壓裂測試用與該井加砂壓裂相同的壓裂液，光套管注入，注入排量由小到大。正式的壓裂施工必須根據(jù)階梯排量測試結(jié)果及時完善和修改實際的壓裂施工設(shè)計。壓裂設(shè)計壓裂設(shè)計測井溫壓裂準備通井、洗井射孔井筒試壓試井測大地電位壓裂測壓降測試壓裂優(yōu)化壓裂設(shè)計測井溫、測大地電放噴探砂面、沖砂起管柱、更換井口圖3-5壓裂作業(yè)程序流程圖誤差不超過0.5m。沖砂至預定深度，并且返出液中含砂量低于0.2%時，應再循環(huán)洗井一周停泵2h,再次反復探砂面2次。⑩更換井口更換井口時，井口采油樹必須試壓合格，配件齊全，安裝要規(guī)范，在工作壓力內(nèi)不滲不漏。(六)采氣工程(1)排采原則①煤層氣井排采過程中要以緩慢、穩(wěn)定、連續(xù)、長期、高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)為原則，初期排采強度要小，然后逐步提高排采強度，最后摸索出地層連續(xù)②為掌握地層產(chǎn)液能力，根據(jù)排采過程中不同的階段特點，動液面和水質(zhì)測量分別采取不同的測量頻次；③排采過程中要保持套壓的相對穩(wěn)定，不能頻繁重復蹩壓、放壓；放壓速度要慢，蹩壓要避免出現(xiàn)氣竄和煤層裸漏等情況。(2)排采工作制度煤層氣井排采工作制度是指為適應煤層氣井儲層地質(zhì)特征和滿足生產(chǎn)需要時的產(chǎn)量和壓力應遵循的關(guān)系。調(diào)整工作制度的目的是為了提高排水降壓效率，實現(xiàn)長期的高產(chǎn)穩(wěn)定。根據(jù)產(chǎn)水產(chǎn)氣階段的不同，排采工作不①產(chǎn)水階段排采制度的確定以取樣水質(zhì)和動液面的變化情況為依據(jù)，以合理的工作制度進行排采，使動液面平穩(wěn)、緩慢下降，保持最大的排水降壓效率，將動液面降至解吸壓力以下，地層開始產(chǎn)氣，單向流排水降壓過程結(jié)束。水質(zhì)變差或動液面急劇下降應及時降低工作制度。建議每3天測量一次動液面位置，每15天測量一次氯根含量及含砂量。②氣、水兩相階段進入產(chǎn)水、產(chǎn)氣雙相流排水降壓階段，地層產(chǎn)水量降低，應逐步降低工作制度，根據(jù)單井的產(chǎn)氣能力，通過調(diào)整工作制度將套壓穩(wěn)定在一定范圍內(nèi)，動液面控制在煤層以上，穩(wěn)定產(chǎn)氣。當水質(zhì)變差、流壓下降速度過快應及時降低工作制度。建議該階段每3天測量一次動液面位置及含砂量。排采方式可以通過定壓排采和定產(chǎn)排采兩種方式實現(xiàn)，內(nèi)容如下：①定壓排采為確保煤層氣生產(chǎn)井能夠穩(wěn)定、持續(xù)高產(chǎn)，在煤層氣排采的初期采用定壓排采。定壓排采關(guān)鍵性工藝技術(shù)是指有效地控制井底流動壓力與儲層壓力之間的壓差，適度控制井筒附近流體的流動速率，以保證煤粉等固相顆粒物、水、氣的正常產(chǎn)出。在排采過程中主要通過調(diào)整產(chǎn)水速率以控制動液面，并通過控制井口套管壓力和液柱高度來控制井底流動壓力，從而通過控制井底與儲層的壓差來保證煤層氣井的長期、穩(wěn)定產(chǎn)氣。②定產(chǎn)排采當煤層氣生產(chǎn)井達到產(chǎn)氣高峰期時，為了有效地控制煤層氣產(chǎn)量，可以采用定產(chǎn)排采方式進行生產(chǎn)。排出工作制度：采用三段制，不同階段的動液面每天降低15m、10m、(3)管柱設(shè)計本區(qū)塊的管柱設(shè)計包括管柱結(jié)構(gòu)、抽油桿結(jié)構(gòu)和防沖距設(shè)計，泵掛結(jié)構(gòu)見圖3-6。①管柱結(jié)構(gòu)絲堵+①73mm油管1根(沉砂管)+φ89mm金屬繞絲篩管+φ73mm油管1根+Φ56mm二級整體筒管式泵+φ73mm油管(φ89mm音標×150m)。②抽油桿結(jié)構(gòu)φ56mm管式泵柱塞+D3/4”抽油桿(加裝扶正器)+P1”光桿。③防沖距：0.6m。(4)排采設(shè)備選型排采設(shè)備選擇主要取決于儲層性質(zhì)、儲層水文地質(zhì)、井深、井底壓力、水和氣的流速等因素。煤層氣井的排采設(shè)備選擇原則是保障煤層氣井長期、穩(wěn)定和連續(xù)排采的前提條件。首先排采設(shè)備必須性能可靠、持久耐用、節(jié)能低耗，同時要易于維修保養(yǎng)。其次，排采設(shè)備要有從低排量到高排量較大范圍內(nèi)的排液能力與調(diào)整空間，還要有較強的和較靈敏的井口及產(chǎn)氣系本區(qū)主要采用有桿泵、螺桿泵兩種排采設(shè)備和排采工藝技術(shù)。①有桿泵有桿泵包括泵筒和柱塞兩大部分，泵徑可根據(jù)產(chǎn)水量不同，選擇不同的泵徑。在排采不同階段，根據(jù)產(chǎn)水量的變化調(diào)整泵型。根據(jù)各井情況選擇適當?shù)呐挪蓮姸?。產(chǎn)水量較低的排采井適于采用有桿泵。本區(qū)生產(chǎn)井出煤粉少，部分井產(chǎn)水量較大，推薦本區(qū)塊采用抽油機型泵型的理論排量為5.9m2/d～63.8m2/d。②螺桿泵該泵結(jié)構(gòu)簡單，占地面積小、維護簡單，安裝調(diào)頻器后可以改變排量，但要求井筒水含細煤粒不大于10%且井深不大于1500m,因此，深井、煤粉沉淀嚴重的氣井一般不用這種方法，以免螺桿斷裂，只適合產(chǎn)水量中等的煤層氣井。本區(qū)埋深基本不超過1000m,出煤粉少，部分井產(chǎn)水量較大，推薦本區(qū)塊選用螺桿泵型號為GLB300-21,通過在20Hz～60Hz范圍內(nèi)調(diào)整變頻器的頻率來改變排量。該泵型的理論排量為15.2m2/d～50m2/d。(5)儀器儀表①氣體流量計氣體流量計是用來隨時測量儲層產(chǎn)氣情況的重要儀器之一。計量表的類型多種多樣。通過實踐，采用渦輪式和旋進旋渦式氣體流量計較為適宜，因為這兩種氣體流量計具有精度高、耐壓、耐腐、適應范圍大、直讀累計、價格低廉、維護方便等優(yōu)點。②回聲儀回聲儀是利用聲波傳導的原理測定井筒中動液面高度的一種專門儀器。由于煤儲層的解吸壓力較低，幾十米甚至十幾米的深度誤差將對排采決策產(chǎn)生非常重要的影響，因此，煤層氣井的排采對動液面的要求比較高，要求回聲儀測量準確、精度高。同時，由于煤層氣井現(xiàn)場一般比較偏僻，因此要求回聲儀要比較耐用、維護量小；此外，回聲儀應做到簡單易用，便于現(xiàn)場工人使用和讀出深度。(6)排采監(jiān)測與防砂、防煤粉技術(shù)系統(tǒng)整個架構(gòu)包括：地面數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、無線網(wǎng)絡(luò)傳輸系統(tǒng)、井場工作室三部分組成。a、地面數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)：該部分主要完成現(xiàn)場數(shù)據(jù)的采集、處理、分析、存儲等工作，以及對數(shù)據(jù)的網(wǎng)絡(luò)發(fā)布功能，便于各級部門對于數(shù)據(jù)瀏覽功能的實現(xiàn)。該部分主要包括底層數(shù)據(jù)采集服務、網(wǎng)頁發(fā)布系統(tǒng)兩部分組成。此部分是可以共用的，就是說此系統(tǒng)可以多井同時使用，底層采集服務可以同時采集多口井的數(shù)據(jù)，并分別進行處理、顯示。網(wǎng)頁發(fā)布系統(tǒng)可以將多口井的數(shù)據(jù)進行網(wǎng)絡(luò)發(fā)布，便于各級部門根據(jù)相應的權(quán)限進行瀏覽查詢。煤層氣開采自動化系統(tǒng)示意圖見圖3-7。數(shù)并場工作室·mb、無線網(wǎng)絡(luò)傳輸系統(tǒng)：該部分主要完成井場現(xiàn)場數(shù)據(jù)與地面數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)之間的橋梁作用，用于實現(xiàn)無線數(shù)據(jù)采集功能。該部分主要包括無線數(shù)據(jù)傳輸裝置、GPRS網(wǎng)絡(luò)、底層數(shù)據(jù)傳輸采集系統(tǒng)組成。因考慮到實際現(xiàn)場的GPRS信號太弱信號放大處理裝置。此部分無線數(shù)據(jù)傳輸裝置不可共用，需要每口井單獨使用，而底層數(shù)(7)修井工藝在排采期間，當泵不能正常工作或泵型不能滿足排采要求時，應進行檢泵或換泵作業(yè)；如砂面較上次下泵超過5m,應進行撈砂作業(yè)。修井主要設(shè)備包括修井作業(yè)機(或通井機)、循環(huán)泵、鉆頭、撈砂泵、吊卡、油管、抽油桿、泵等。②平整井場，安放修井機基礎(chǔ)平臺，安裝修井機、循環(huán)泵、修井機井④下油管探砂面；如需撈砂，需用取砂管、下帶筆尖撈砂，邊沖邊撈，必要時用鉆頭協(xié)助鉆進撈砂，撈砂至接近人工井底；⑤下泵、油管，裝蘿卜頭；⑥下抽油桿、光桿，上提防沖距；⑦安裝井口、安裝抽油機，開機運行。(三)工作量和資金投入1.總體部署方案下一勘查階段主要計劃施工鉆井93口，涉及16座井場，壓裂93層，共排采285井*年。(1)鉆井工程井別：生產(chǎn)井93口井型：直井/定向井93口93口生產(chǎn)井(直井定向井)測井包括雙側(cè)向(DLL)、自然電位(SP)、直井定向井以壓裂1層/口計算工作量，93口直井定向井預計壓裂工作量93層。對93口井進行排采試驗，主要采用抽油機和螺桿泵，采用定壓排采工作制度。圖例序號工作手段名稱總工第一勘查年度第二勘查年度第三勘查年度第四勘查年度第五勘查年度1征地(座)3355井場道路工程費用(座)3355設(shè)計(口)3監(jiān)理(口)3(口)直井/定向井(口)3水平井(口)2氣測錄井(口)樣品測試(口)參數(shù)井測井(口)生產(chǎn)井測井(口)3注入壓降試井(口)3新井射孔及壓裂(層)3老井改造(層)4排采設(shè)備(口)3排采服務費(口*年)35供電工程(座)3355管網(wǎng)工程(座)3355裝機工程(座)3355井場標準化(座)33556場站工作7其他工作2.年度部署方案本次勘查期間在甜點區(qū)部署生產(chǎn)井，加強排采管理和研究工作，總結(jié)排采規(guī)律，優(yōu)化排采制度，獲取產(chǎn)量。(1)勘查第一年度目的：有利區(qū)部署生產(chǎn)井排采，評價產(chǎn)能。計劃工作量與投入：計劃實施鉆井3口(直井3口),壓裂3層，排采3口井。(2)勘查第二年度勘探目的：圍繞生產(chǎn)井，為井組，擴大儲量動用區(qū)。計劃工作量與投入：鉆井30口(直井定向井30口),壓裂30層，排采33口井。(3)勘查第三年度勘探目的：繼續(xù)擴大儲量動用區(qū)。計劃工作量與投入：鉆井30口(直井定向井30口),壓裂