山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查实施方案

山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查实施方案2020年11月6日 3(一)勘查区自然地理位置、交通状况 3(二)申请设立探矿权基本情况 4(三)勘查目的和任务 9二、勘查区地质情况 (二)勘查区以往地质工作及勘查认识程度 三、勘查实施方案 (一)勘查部署遵循的原则 41(二)技术路线、勘查依据和方法 (三)工作量和资金投入 (五)与非油气矿产的协调情况 四、生态修复方案 69(一)勘查、试采影响区域生态环境评估 (二)勘查、试采区域生态修复工程 (三)勘查、试采区域生态修复工作部署与经费估算 五、保障措施(人员、资金、质量等) (二)资金保障 (一)地理位置图 (二)勘查程度图 99(三)勘查部署图 (四)矿权变更前后对比图 3一、概况(一)勘查区自然地理位置、交通状况寿阳北区块地处太行山脉西麓，太原东山背斜之东南翼，地势西高东低，北高南低，海拔标高为980-1342.10m;但相对高差不大，一般在坦，黄土冲沟发育，且多呈U字形、树枝状展布，属丘陵地貌。南部基岩出露较好，岩石风化剥蚀严重，黄土仅残存于山坡或山巅，植被甚少，属图1-1山西省寿阳北区块煤层气勘查区地形地貌图4本区地处黄土高原，气候干燥，昼夜温差变化大，蒸发量大于降雨量的四倍左右，属大陆性气候。地表水系有白马河之上游的龙门河、黄门街河，黄门街河自西向东，石门河自北向南，汇入白马河，为潇河支流，属黄河流域，汾河水系。寿阳区块位于山西省中部、沁水煤田北端，西距省会太原市约50km,行政区划隶属于晋中市寿阳县、榆次区管辖。石太(石家庄-太原)铁路、石太高速公路、太旧高速公路和307国道从本区北部东西向横贯全区，另外还有榆(次)-盂(县)公路由西南到东北，斜穿区块的西北部，交通主线与县内的县级公路、乡镇级公路组成公路网，境内大部分乡镇和村庄可通行汽车，交通十分方便(图1-2)。(二)申请设立探矿权基本情况5“山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查”最早登记于1999年3月29日，原登记名称为《山西省沁水盆地寿阳地区煤层气勘查》,登记面积为中联公司与美国菲利普斯公司于2002年4月16日在北京签定《合作开采中华人民共和国山西省沁水盆地寿阳地区煤层气资源产品分成合同》,于2002年6月获得原外经贸部批准，2002年7月1日合同正式执行。2003年6月，该项目外方合同者经商务部批准变更为远东能源(百慕大)有限公司，该合同期限30年。根据《合作开采中华人民共和国山西省沁水盆地寿阳地区煤层气资源产品分成合同》,及中联公司与外方合同者对于该产品分成合同的第五次修改协议，双方同意远东能源退出区块北部268.752km²及区块西部489.352km²面积，中联公司将在以上两区块范围内进行自营勘探。2014年12月17日，经国土资源部批准，原寿阳区块探矿权变更为三个矿权：1)合作区域保持原名称《山西省沁水盆地寿阳地区煤层气勘查》,面积变更为1199.654km²;2)北部自营区域变更为《山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查》,面积为268.752km²;3)西部自营区域变更为《山西省沁水盆地寿阳西区块煤层气勘查》,面积为489.352km²。本次申请延续的寿阳区块勘查项目名称为：山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查，具体信息如下：探矿权许可证号：0200001931403;探矿权人：中联煤层气有限责任公司；地理位置：山西省寿阳地区；勘查面积：268.752km²;有效期限：2018年12月16日至2020年12月15日勘查单位：中联煤层气有限责任公司；发证机关：中华人民共和国自然资源部。6山西省寿阳地区249014021,J49E013021,J49E013022268.752平方千米2018年12月16日至2020年12月15日(勘查登记青用章)中级人用共印国白感图有部团别寿阳区块拐点坐标见下表。172839456本区块探矿权申请人为中联煤层气有限责任公司(简称中联公司)。中联公司是1996年3月国务院批准组建的煤层气骨干企业，在国家计划中单列，享有对外合作开采煤层气资源的专营权。中联公司的业务范围是从事煤层气资源的勘探、开发、生产、输送、销售和利用。中联公司拥有甲级气体矿产勘查资质。7上持证期内寿阳北区块完成投入22448601元，满足最低法定投入要求，区块完成提储面积58.91km²。按照山西省矿权延续需要扣减勘查许可证载明面积25%(不含已提交探明地质储量范围)的要求，寿阳北区块矿权延续需核减矿权面积52.46平方公里。根据“煤层气矿业权人可以申请扣减其山西省境内其他煤层气区块同等面积”的规定，中联公司申请用寿阳北区块区块抵扣寿阳区块157.38平方公里，本次寿阳北区块探矿权申请面积为58.91平方公里。本次申请延续5年，即延续至2025年12月15日。表1-2探矿权申请基本信息表内容山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查延续、变更申请人中联煤层气有限责任公司8申请登记面积(平方千米)申请年限(年)申请矿权面积缩减后的边界坐标为：序号经度纬度Y23456面积：58.91km²9(三)勘查目的和任务1.勘查目的煤层气作为一种优质高效的清洁能源，其开发利用对改善我国的能源结构，缓解我国常规油气供应紧张状况及提高煤矿企业安全生产保障，保护大气环境等具有重要意义，是一举多得的民生工程，具有广阔的发展前景。寿阳北区块累计完成直井111口，水平井8口，压裂106口/156层，投产105口井，提交探明煤层气储量53.83亿方。在山西新政下，需要加大勘探开发力度，主要目的为储量区转采和勘探区提储、转采。寿阳北在新政核减后，剩余58.91平方公里均为储量区，需要在2023年5月1日前完成转采登记。下一勘查期限内，编写《山西省沁水盆地寿阳北区块七里河区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案》,全区转采。2.勘查任务(1)加强排采管理和研究工作，总结排采规律，优化排采制度；(2)对低产井进行增产改造，提高单井产量；(3)结合地质、工程、排采等相关参数，编制三合一方案，全区转采。二、勘查区地质情况(一)区域地质概况1.基础地质背景(1)构造背景沁水盆地构造上位于华北板块中部山西断块东南侧，东依太行山隆起，南接中条山隆起，西邻霍山隆起，北为五台山隆起，是华北晚古生代成煤期之后，在燕山期剪切挤压不断增强、隆升不断扩大的地质背景下形成的残余构造盆地。构造类型为长轴北北东-南南西向的大型复式向斜。轴迹大致位于榆社一沁县一安泽东一沁水一线。该复式向斜由一系列轴向北北东、轴迹平行的次级短轴歪斜褶皱组合而成(图2-1)。南北翘起端呈箕状斜坡，东西两翼基本对称，西翼地层倾角相对稍陡，倾角较大的单斜，向盆内变平缓，古生界和中生界背、向斜褶曲比较发育，但幅度不大，面积较小。断层主要发育于东西边部，断裂规模和性质不同，断层走向长从几百米到数十公里不等，断距从几米到4000余米。根据区带内不同地区构造式样差异，可划分为12个构造区带。寿阳北区块位于盆地东北部寿阳-阳泉单斜带内。寿阳一阳泉单斜带(1),即沁水复向斜的北翘起端，亦即阳泉复向斜。除盂县附近发育近E-W有郭家沟正断层，倾向SE,断距250m;杜庄断层，NNE走向，倾向NWW,断距达200m。此外，区内陷落柱不发育。(2)区域地层本区位于沁水盆地东北缘，发育地层主要有太古界、元古界震旦系以及寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系，第三系、第四系地层在该区有不同程度分布。详见表2-1。现叙述如下：①太古界阜平群(Ar):黑云斜长片麻岩、大理岩夹石英岩。黑云母～角闪斜长②元古界震旦系下统(Z)厚0～139米，为灰色含燧石条带或结核白云质泥灰岩，灰白色石英岩夹海绿石、底部含砾石。含叠层石片麻岩。③古生界寒武系下统，厚74～111米，紫红色泥岩夹泥灰岩，底部0～2米砂砾寒武系中统，厚123～359米，上部以灰白色鲫状灰岩、白云质灰岩或白云岩为主，下部灰色泥质条带灰岩。底部生物碎屑灰岩夹紫色泥岩寒武系上统，厚97～225米，灰白、灰黄色泥质条带状灰岩，夹竹叶状白云岩，底部黄绿色钙质泥岩。奥陶系下统，厚123～150米，灰白色白云岩、含灰质，下部夹燧石结核，底部为8m厚的黄绿色钙质泥岩。奥陶系中统上、下马家沟组，厚362～467米，以蠕虫状灰岩为主，底奥陶系中统峰峰组，厚150~200米，灰黑色、灰黄色灰岩、泥灰岩，角砾状灰岩夹白云质灰岩。石炭系中统本溪组，厚15～70米，灰色泥岩、铝土泥岩及石英砂岩夹不稳定的石灰岩1~3层，底部为铝土矿和山西式铁矿。与下伏地层平行不石炭系上统太原组，厚90~141米灰白色中~细粒石英砂岩，灰色砂质泥岩，黑色泥岩夹3层灰岩和2～3层主要可采煤层。二叠系下统山西组，厚50~110米，灰黑色泥岩、灰黄色砂岩及石英砂岩，具2~3层可采煤层。二叠系下统下石盒子组厚95~206米，黄色、黄绿色、灰绿色砂质泥岩，石英砂岩。底部夹煤线。二叠系上统上石盒子组，厚度387~460米，黄绿、杏黄、灰白、紫红色砂岩、泥岩、砂质泥岩组成。二叠系上统石千峰组，厚80~166米，暗紫红色砂质泥岩夹中粒长石砂岩，顶部为2米厚的似层状灰层。④中生界三叠系下统刘家沟组厚585～633米，岩性为浅紫红色、灰褐色、红褐色细粒长石砂岩夹泥岩及砂质页岩。三叠系下统和尚沟组厚167～203米，岩性为棕红色钙质泥岩、夹细粒三叠系中统西勒石组厚241~250米，岩性为黄绿色、浅褐色中细粒长石砂岩，夹棕红色钙质砂泥岩。三叠系中统官上组厚237~283米，岩性为灰绿色中粒长石砂岩及紫红色钙质砂质泥岩，含钙质结核。三叠系上统延长群厚度100~233,岩性为灰紫色、肉红色泥岩，中细粒岩，中细粒长石砂岩。含灰质结核。⑤新生界上第三系上新统三趾马红土厚度4~25米，主要为红色粘土、亚粘土、砂砾层及玄武岩。与下伏地层不整合接触。第四纪下更新统泥河湾组厚度10~80米，主要为淡红色、深紫色亚粘土、粘土，灰白色砂砾石、灰白色玄武岩，夹火山角砾岩。第四纪中更新统离石组厚度0~50米，为棕红色、黄土状亚粘土、夹透第四系上更新统马兰组厚度0^50米，主要为黄灰色、粉土质黄土。第四纪全新统为冲积、洪积坡积层，砂砾及次生黄土。厚度0~20米。厚度界系统(群)组、段新生界第四系马兰组Q₃中更新统离石组Q下更新统泥河湾组Qi系中生界三叠系延长群T₃y中统灰绿色中粒长石砂岩及紫红色钙质砂质泥西勒石组T₂x下统和尚沟组T₁h刘家沟组Tl古生界二叠系上统上石组三段P₂s二段P₂s²一段P₂s下统下石盒子组P₁x山西组Pis石炭系太原组C₃t灰白色中~细粒石英砂岩，灰色砂质泥岩，层。中统奥陶系中统峰峰组0₂f下统灰白色白云岩、含灰质，下部夹燧石结核寒武系灰白、灰黄色泥质条带状灰岩，夹竹叶状白云岩，底部黄绿色钙质泥岩。中统上部以灰白色鳞状灰岩、白云质灰岩或白云下统紫红色泥岩夹泥灰岩，底部0～2m砂砾层。古界震旦系下统灰色含燧石条带或结核白云质泥灰岩，灰白色石英岩夹海绿石、底部含砾石。含迭层石片麻岩。界黑云斜长片麻岩、大理岩夹石英岩。黑云～角闪斜长片麻岩、浅粒岩。(3)区域水文地质寿阳北区块位于沁水盆地北缘，属黄土丘陵地貌，地势东北部高，中、南部低，勘查区东部有桃河及其支流保安河、太平河、全寺河，属海河流域的滹沱河水系。寿阳北区块西部有东河及其支流松七河，属黄河流域的汾河水系。上述河流均为季节性河流，冬春两季水量小，主要水源为沟谷之泉水。雨季水量较大，雨后常形成洪流。①含水层区域含水层包括2个直接充水含水层组和3个间接充水含水层组。直接充水含水层组(a)石炭系上统太原组石灰岩岩溶裂隙及砂岩裂隙含水层组主要由石炭系上统太原组中的石灰岩组成，位于太原组中段。地表无灰岩裂隙岩溶含水层，构成太原组煤层的主要充水水源。其间夹有数层泥岩、粉砂岩等塑性岩层组成的隔水层，将各层含水层分割成呈层状分布的含水层，相互间水力联系微弱。地下水的流向总体受地层产状的制约，沿K2灰岩：分上，下两层。K2下灰岩，为15号煤层顶板(局部夹有极薄层泥岩伪顶)。沉积不稳定，区中部沉积厚发较大。平均埋深428.60米，平均厚度1.7米。裂隙普遍发育，多充填了方解石细脉，局部有小溶洞。简易水文地质现测：区北部及东南部小范围地区内钻孔的冲洗液消耗量大，中部较大范围地区内钻孔耗水量相对较少。K2灰岩，位于K2下之上16米左右，沉积亦不稳定，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。简易水文地质观测结果与K2下灰岩相近。区内有四孔对太原组灰岩混合抽水试验多被抽干。从寿阳北区块及邻区资料表明，太原组石灰岩含水层厚度小，埋藏较深，为富水性弱的含水水质类型高(米)区内西上庄井田探区(b)二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组由山西组底部K₇砂岩和3号煤层上部砂岩组成。地下分布规律为自北向南逐渐发育。本组含水结构以裂隙为主，属砂岩裂隙弱含水层。3号煤顶板砂岩：位于3号煤层之上丨米左右。主要为中细粒和粗粒砂岩，其中粗粒砂岩，含砾粗砂岩的孔见率约占25%左右。本砂岩带含1~3层，厚度一般为8.46米，最大厚度32.2米。与上覆1号，2号煤层及泥岩层呈互为消长关系。本砂岩带局部节理裂隙发育，部分被泥质充填。简易孔号水质类型(米)区内K₈及Pis砂岩K₈及Pis砂岩39小时抽干K₈及P₁s砂岩K₈及P₁s砂岩P₁x+P₁s砂岩P₁s砂岩西上庄井田K₈及P₁s砂岩坪头勘探区P₁s砂岩P₁s砂岩保安沟勘探区井检-1K₈及P₁s砂岩间接充水含水层组(a)奥陶系中下统石灰岩岩岩溶裂隙含水层组本含水层组由奥陶系中下统的石灰岩、泥灰岩、白云岩组成。其中以上马家沟组岩溶发育程度最高，富水性最强，峰峰组次之，下马家沟组较弱。一般岩溶裂隙不发育，富水性弱，但局部碎屑带岩溶发育，富水性强。整体看属于富水性不均匀的强含水层，垂直方向上下部岩溶较上部发育。等孔揭露，主要在本组上段岩溶发育，为主要含水层。含水结构以岩溶裂隙为主。P77孔上段、下段岩溶均较发育，并且上段较下段更发育，其溶率0.1～30%,落洞直径可达0.2米，大部分未被充填，连通性好。下段溶率0.2%～8%。上、下段均为岩溶强含水层，含水结构以小溶孔、溶洞为主。据P6号孔本组地下水位359.00米，标高为788.23米。以上表明本组岩溶发育，北面浅部强于南面深部，东部地段强于西部地段。含水性也是依此峰峰组：据P1等33个孔本组自顶界以下20米以内，裂隙、溶孔及小溶洞发育，但均为方解石晶脉充填，钻孔冲洗液消耗量基本无变化。另据P6、P44、P88、P77等孔揭示，本组上段和下段中上部岩溶较发育。区北部岩溶含水结构为溶孔，小溶洞为主，裂隙次之，区南部岩溶含水结构为裂隙，小溶孔。钻孔冲洗液消耗量区北部明显大于区南部。由此可知，区北部本组浅埋藏区岩溶作用强于区南部深埋藏区。由于本组厚度相对较小，补给范围小，因而降水易漏失。经钻孔证实，未发现本组较强含水段和地下水位，并且区北部本组底板标高高于中奥陶统混合地下水位标高，从而表明本组含水性弱。孔号厚度(米)峰峰组一段峰峰组二段马家沟组O₂m(米)水位标高(米)寿阳北区块奥灰水水位标高在583.56-636.46m之间，平均水位607.5m,距离15号煤层顶板100m左右。(b)二叠系上石盒子组、下石盒子组砂岩裂隙含水层组下石盒子组含水层主要由底部Kg砂岩组成，上石盒子组含水层主要由底部K₁₂砂岩组成。K₈砂岩：岩性为粗、中、细粒砂岩，据区内钻孔资料统计，中粒砂岩孔见率占37%,粗粒砂岩孔见率占20%。本层在区内基本未出露地表，平均埋深297.51米。平均厚5.03米。局部节理裂隙发育，且大多被充填，只少部分保留原裂隙空间。据简易水文地质观测，本区东西两侧含水性弱。(c)新近系、第四系砂砾石(岩)孔隙含水层组新近系、第四系中孔隙发育，接受大气降水补给，形成孔隙潜水，受地形、补给条件及其分布面积的限制，富水性一般不强，经短途径流即排向河道或沟底补给地表水或渗入下伏岩层裂隙中，据当地水井抽水试验、涌水量最大可达826立米/日，水量较丰富。集中排泄时形成下降泉。泉流量一般为0.1～5.0L/s·m。②主要隔水层15号煤层至奥灰间隔水层组厚67.12~99.57米，平均83.64米。主要为泥岩、砂质泥岩，夹2～3层薄层石灰岩(岩性完整，厚度小，冲洗液消耗极其微弱，可视为隔水层),底部有一层稳定、分布全区的铝土质泥岩，正常情况下可起到隔水作用。该层段300.80~355.56m,岩性为泥岩、砂质泥岩、铝土质泥岩等，并夹有粒度不同的各类砂岩，其岩层呈互层结构且沉积稳定。③地下水的补给、径流、排泄条件寿阳北区块整体呈单斜构造，地表分水岭以西为覆盖区，以东为半裸露区，寿阳北区块以北各基岩含水层均有出露，成为地下水的补给区，大气降水为主要补给来源。但由于地处地表分水岭，而且沟谷发育，地表高差大，植被覆盖稀少，地表径流条件好，不利于大气降水的入渗补给，故而补给条件差。寿阳北区块位于沁水盆地北部翘起端，从盆地翼部到轴部,含水层埋藏深度由浅入深，径流由积极变滞缓，水质逐渐变差。本区处于娘子关泉水文地质单元的北部中等径流区(图3-1),径流条件较强，富水程度极不均一，地下水流向由北向东南与区域东部径流汇合，而后在娘子关泉群分煤系地层各含水层下有15煤至奥灰间隔水层组，上有Kg～Ki₂砂岩隔水层组存在，且煤系地层各含水层间均有不同厚度的隔水层存在，加之区内断裂构造不发育，岩层完整性好，正常情况下各含水层无水力联系。Ki₂砂岩裂隙含水层在区内东北部有出露，接受大气降水补给，以及基岩裂隙水和地表水的补给。因埋藏浅，节理裂隙发育，透水性好，因有下覆隔水层阻隔，故与煤系地层各含水层无水力联系。当K₁₂砂岩被沟谷切割裸露时，即以季节性裂隙下降泉排泄。第四系砂砾石层孔隙水接受大气降水补给，局部地段以缓慢的形式向下渗透补给基岩裂隙水。第四系地下水以人工抽取的形式排泄。另外，在孙家沟、房家坪西北沟谷等地，由于沟谷切割第四系含水层使之以季节性综上分析，寿阳北区块水文地质条件属于简单类型，另外区内陷落柱并不发育，不会沟通地表水位。煤层气勘探开发具有比较优越的地质条件。2.煤层气地质条件(1)地层区内地表主要出露有二叠系上统上石盒子组，石千峰组、三叠系下统刘家沟组地层。区外北部老区出露有下石盒子组、山西组、太原组、本溪组、奥陶系灰岩。新生界地层不整合于各时代基岩之上。含煤地层有石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组及下石盒子组。其中本溪组及下石盒子组的煤层为特薄煤层，气显示差。太原组及山西组为勘查区主要含煤地层。煤层自上而下编号为1、2、3、4、5、6、6下、81、82、9、9下、11、12、12下、13、15、15下、16共18层煤。区内主力煤层为太原组的9号、15号煤层。沁水盆地为一北北东走向，而寿阳北区块紧靠沁水拗陷的北端轴部，所以寿阳北区块含煤岩系呈现走向近东西倾向南的单斜构造，倾角5°~12°,在此基础上在寿阳北区块外东南部发育了次一级的波状起伏和4条小型断裂，断距0-40m,断层倾角小于60度，区内陷落柱不发育，未见岩浆岩侵入。寿阳北区块内褶曲多发育在东、北部，为宽缓的背斜和向斜，呈南北向展布，南北向展布的褶曲主要有白草峪背斜、侯家垴倾伏向斜、齐家梁窑垴向斜、南叉背斜和小庄南背斜。1)白草峪背斜位于寿阳北区块东北部，白草峪村附近，轴向近南北，两翼基本对称，倾角5°~6°,全长约1700m。2)侯家垴倾伏向斜位于本区东北部，白草峪村西890m,轴向北东，两翼倾角为7°左右，延伸长约1000m。3)齐家梁窑垴向斜圪塔村东800m处，走向北西转北东，两翼基本对称，倾角7°~8°,全长约6700m。4)南叉背斜位于寿阳北区块东部，西峰头村东500m处附近，轴向北东，两翼倾角为4°左右，延伸长约2300m。5)小庄南背斜位于寿阳北区块东南部，小霍垴村西330m,轴向北东，两翼倾角为7°~8°,延伸长约1200m。(3)岩浆岩在以往历次勘查工作中，寿阳北区块内未发现岩浆岩发育。(4)埋深从9号及15号煤层埋深等值线图可见，煤层均是从西北向东南部缓缓倾斜，寿阳北区块东南部地区埋深最大，西北部埋深较浅。从煤层气勘查资料统计可以看出：9号煤层埋深介于447.26-763.99之间，平均为605.63m;15号煤层埋深介于527.14-845.34之间，平均为686.24m。寿阳北区块煤层埋深适中，是煤层气商业性开发有利的埋深范围。煤层作为煤层气勘探开发的储集层，对其发育特征的深入了解是煤层气资源评价的重要方面。寿阳北区块含煤地层有石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组及下石盒子组。其中本溪组及下石盒子组的煤层为特薄煤层，无经济价值。太原组及山西组为寿阳北区块主要含煤地层。煤层自上而下编号为1、2、3、4、5、6、6下、8、82、9、9下、11、12、12下、13、15、15下、16共18层煤。其中1~6号煤为山西组煤层，山西组平均厚51.29m,含煤7层，总厚度1.70m;8~16号煤为太原组煤层，太原组平均厚122m,含煤11层，总厚度9.52m。根据本区煤层发育的特殊性和煤层埋深、厚度及含气量等条件，山西组的3号煤层及太原组9号、15号煤层作为煤层气勘探开发的目标层段。图3-6图3-7寿阳北区块15号煤层厚度等值线图在区内，太原组9号煤层厚度介于0.85-4.20m之间，平均1.60m,在寿阳北区块大部分地区煤层厚度变化不大，整体在1-2m之间，在寿阳北区块南部由于9号煤层与下部煤层出现合并，厚度急剧增大，从七里河镇往南的地区厚度均在4m左右；太原组15号煤层厚度介于1.45-4.92m之间，平均3.18m,东部地区厚度较大，受寿阳北区块西部15号煤层冲刷带影响，该煤层从东往西逐渐逐渐变薄。从两层煤整体来看，太原组9号及15号煤(6)煤岩特征煤层埋深(m)厚度(m)结构赋存特点3简单较稳定砂质泥岩。层连续性较好，全区9较稳定泥岩以及砂质泥较复杂稳定区顶板发育薄层发育稳定连续，全区可采。①物理性质寿阳北区块9、15号煤层物理性质基本相同，整体以碎裂结构为主，颜色为黑~灰黑色，金刚光泽~似金属光泽，条痕黑~灰黑色；均一状及条带状结构，层状构造，参差状及阶梯状断口。内生裂隙较发育，太原组煤层可见黄铁矿结核及薄膜。各煤层真密度在1.42~1.70t/m³之间，视密度在根据煤层气井采样测试实验分析结果，太原组9号煤层真密度介于9层理、裂隙不便观测煤芯裂隙较发育，裂隙中含有少量白色杂质层理、裂隙不便观测层理、裂隙不便观测煤芯裂隙较发育裂隙较发育，密度为12-15条/5cm,暗淡层理、裂隙不便观测9/9/9/1)宏观煤岩特征依据宏观煤岩成分的结构、平均光泽划分，寿阳北区块9、15号煤层多以半亮型煤为主，少数为半暗型及暗淡型煤。其中15煤富含黄铁矿结核，15-煤多为暗淡型煤，层理明显，内生裂隙较发育，常被方解石脉及黄铁矿薄膜充填。2)显微煤岩特征寿阳北区块内在煤层气参数井中共针对9号、15号煤层采集煤岩样22个，其中9号煤层11个，15号煤层11个。从镜下鉴定结果可以看出：各煤层有机组分以镜质体为主，镜质体在45.5%~87.7%之间，惰质体占6.4%~21.1%;无机组分占3.9%~33.4%。9号煤镜质组在45.5-82.3%之间，平均为72.36%;15号煤层镜质组在56.1-86.7%之间，平均为75.32%。镜质组以均质镜质体为主，次为基质镜质体，含少量结构镜质体；半镜质组以结构半镜质体和无结构半镜质体为主；惰质组以半丝质体为主，次为丝质体，含少量粗粒体及碎屑丝质体。9号、15号煤层无机组分均以粘土类矿物为主，多呈浸染状、斑点状及分散状，次为充填胞腔状；硫化物类以黄铁矿为主，多呈草莓状、微粒状，局部为微粒集合体状分布；碳酸盐类主要为方解石，一般为充填腔孔状或片状、放射状；氧化硅类含量极少，主要为石英，呈颗粒状。③煤变质阶段及变化规律9号煤层镜质组最大反射率介于1.85-2.83之间，平均值为2.30%;15号煤层镜质组最大反射率介于1.91-3.12之间，平均值为2.43%。根据寿阳北区块挥发分、镜质体反射率等多方面统计推断，判定寿阳北区块煤类为无烟煤阶段。整体上，煤的变质程度呈现随埋深增大而增高的变化趋势。综合本区主要煤层的煤化学与煤岩学的各项指标分析，本区煤的变质阶段属高变质阶段，相应的煤类为无烟煤。煤的变质程度高，煤层气的生成已进入相对成熟的阶段，对煤层气商业化开采较为有利。(7)煤质特征区内进行了68项次煤质分析测试，其中9号煤层27项次，15号煤层41样次；数据整理的同时对山西《山西省沁水煤田阳泉矿区七元井田煤炭煤层气勘探地质报告》中对142个煤田钻孔所进行的煤质报告进行了汇总，采用《中华人民共和国国家标准煤炭质量分级：灰分GB/T15224.1-2010》、《国家标准煤炭质量分级：硫分GB/T15224.2-2010》、《国家标准煤炭质量分级：发热量GB/T15224.3-2010》、《煤中有害元素含量分级：磷准。各煤层原煤全硫含量均进行了折算校正，折算公式为：基准发热量/干燥基高位发热量×实测的干燥基全硫。同时，汇总了煤炭勘查钻孔的资料，综合分析各煤层煤质情况。寿阳北区块内各煤层均为中灰煤，洗选后，除15煤稍高外，其余各煤层平均灰分均降至10%以下；各煤层为低~中高硫煤，洗选后，各煤层平均全硫均降至1.26%以下。①9号煤层煤层气井测试结果表明：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%,其中最低点、最高点分别为特低灰煤、高灰煤。标准差为9.71,煤质变化大，低灰煤占总数的41.0%,中干燥基固定碳含量37.00%~89.76%,平均71.27%;原煤全硫含量为0.28%~3.26%,平均0.67%,特低硫及低硫点占总数的84%,标准差0.47,属特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量煤。元素分析：本段煤层碳含量在87.60-91.80%,平均为90.00;氢含量在2.24-4.56%之间，平均为3.74;氮含量在0.97-1.47%之间，平均为1.27%。煤炭钻孔资料结果表明：9号煤层原煤水分0.38%~3.18%,平均1.20%;原煤干燥基灰分5.95%~48.23%,平均20.67%,标准差9.40,煤质变化大。最小值为特低灰煤，最大值为高灰煤，10.01%~20.00%的低灰煤占全层总样品数的48.80%,中灰煤占29.00%,其他含量较少；浮煤挥发分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%之间，平均0.81%,特低硫及低硫点占总数的79.0%,标准差0.63,硫分变化中等。原煤干燥基高位发热量16.377~34.038MJ/kg,平均27.708%,该煤层属特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量综合煤层气测试与煤炭钻孔测试结果看：寿阳北区块9号煤层原煤水分含量1.24%,灰分含量21.05%,挥发分9.82%,全硫含量0.74%,发热量27.5%,属于特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量煤。②15号煤层原煤水分0.45%~0.92%,平均值0.68%,原煤干燥基灰分9.4%~28.76%,平均20.40%,其中最低点、最高点分别为特低灰煤、高灰煤。标准差6.25,煤质变化中等，低灰煤占总样品数的61%。15号煤浮煤挥发分在90.12%;原煤全硫含量0.32%~6.43%,平均为2.30%,标准差1.34,硫分变化大，低高硫点占总数的16.4%,中硫煤和高硫煤分别占35%和22%。原煤干燥基高位发热量11.421~33.124MJ/kg,高热值煤26.500%,属特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量煤。元素分析：本段煤层碳含量在71.47-93.09%,平均为89.15;氢含量在2.46-4.74%之间，平均为3.65;氮含量在1.02-1.41%之间，平均为1.22%。煤炭钻孔资料结果表明：15号煤层原煤水分0.42%~3.68%,平均值1.33%,原煤干燥基灰分7.44%~41.13%,平均18.89%,其中最低点、最高点分别为特低灰煤、高灰煤。标准差6.25,煤质变化中等，低灰煤占总样品数的61%。15号煤浮煤挥发分在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%,平均为2.20%,标准差1.34,硫分变化大，低高硫点占总数的15.4%,中硫煤和高硫煤分别占32%和22%。原煤干燥基高位发热量10.438~32.808MJ/kg,高热值煤27.450%,属特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量综合煤层气测试与煤炭钻孔测试结果看：寿阳北区块15号煤层原煤水分含量1.01%,灰分含量19.65%,挥发分11.78%,全硫含量2.25%,发热量26.98%,属于特低灰~高灰、特低硫~高硫、低发热量~特高发热量煤。煤层号工业分析(%)元素分析(%)备注9 99999(8)含气量通过煤层气井采样测试与煤矿钻探取芯测得的含气量资料显示，9号煤量介于8.61-17.13m³/t,含气量平均值为13.33m³/t。寿阳北区块煤层气含量在9-18m³/t之间，全部在含气量起算下限8m³/t以上。寿阳北区块内含高，但由该井往东三层煤含气量均逐步变低；垂向上，一般下部煤层煤层气含气量高于上部煤层；同一煤层，深部的煤层气含量高于浅部，符合煤层气的一般分布规律。9号煤层冲刷严重，七里河地区含气量均偏低，西北、东南地区含气量高；15煤受西部冲刷带影响，煤层气含量西部和西南部地区偏低，中部及南北地区含气量偏高。总之，寿阳北区块内煤层气含量整体呈现中部高于东西，南部高于北部，深部高于浅部的特点。依据实测含气量资料分别绘制了寿阳北区块太原组9号、15号煤层含气量等值线图。煤层井号含气量(m/t)(空气干燥基)区间值983352灰分过高未采用242475665灰分高、氮气高等原因未采用mm-a--M-I遵n司装R图3-8寿阳北区块9号煤层含气量等值线图",日用料煤的吸附性是煤级、储层温度和压力的函数。9号煤层埋深介于介于1.85-2.83之间，平均值为2.30%;储层温度较低，9号煤层储层温度15号煤层埋深介于527.14-845.34之间，平均为686.24m;实测最大镜质组反射率(Ro,max)介于1.91-3.12之间，平均值为2.43%;储层温度较之间，煤储层处于欠压状态。9号煤的朗格缪尔体积介于28.14-33.67m³/t之间，平均为30.05m³/t,时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓。15号煤的朗格缪尔体积介于17.54-32.53m³/t之间，平均为27.21m³/t,朗格缪尔压力介于1.77-2.18MPa之间，平均为1.96MPa。压力小于2MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓。(10)含气饱和度实测饱和度是实测含气量与实测储层压力投影到吸附等温线上所对应力投影到吸附等温线上所对应的理论吸附气量，由吸附等温线得出，m³/t。寿阳北区块煤层气井实测9号煤层含气饱和度介于34.98-84.58之间，平均为55.56%;15号煤层含气饱和度介于37.43-88.89之间，平均为57.23%。(11)煤的解吸特征1)临界解吸压力煤层气临界解吸压力是指解吸与吸附达到平衡时，压力降低使吸附在煤微孔隙表面上的气体开始解吸时的压力，即等温吸附曲线上煤样实测含气量所对应的压力，由式(7-4)计算得到。据寿阳北区块煤层气井实测有煤层含气量、对应的等温吸附曲线计算得出9号煤的临界解吸压力分布于0.78-2.48MPa之间，平均为1.50MPa;15号煤的临界解吸压力分布于0.6-2.14MPa之间，平均为1.32MPa。2)吸附时间吸附时间定义为实测解吸气体体积累计达到总解吸气量(STP:标准温度、压力)的63.2%时所对应的时间。由罐装煤样解吸实验求得，这一时间参数对于给定煤样来说与逸散气无关，即不管求逸散气采用什么方法，其吸附时间都是一样的。它取决于煤的组成、煤基块大小、煤化程度及煤的裂隙间距。寿阳北区块9号煤层实测吸附时间介于3.15-38.79d,平均为16.09d;15号煤层实测吸附时间介于10.27-31.26d,平均为20.18d。数据表明，寿阳北区块内纵向上随着煤层埋深的增大吸附时间越长，反映该区煤体结构相对完整，吸附时间相对较长，有利于煤层气井长期稳产。煤层是一典型的双孔隙介质，它由基质和裂隙(也称割理)系统组成。裂隙系统在一定的压差下有让流体(水、气、油)通过的性质，称为渗透性。渗透性的大小用渗透率表示。渗透率是影响煤层气产量高低的关键参数，被作为衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标。煤层的渗透率随埋深、变质程度、原始地应力的不同而变化。现有资料表明，在300m-1000m的埋深范围内渗透率一般很低，通常在(0.1-100)md;渗透率各向异性明显，面割理方向大于端割理方向。实验室测定的一般为基质渗透率。试井测定的渗透率如注入压降试井法所测渗透率值能较好地反映煤层渗透率，可以用于产能分析。煤的渗透率包括绝对渗透率和相对渗透率，煤层中流体的通道主要是各种裂隙。寿阳北区块内主要煤层的煤储层渗透率参数测试结果表明，寿阳北区块9号煤层有3口井进行试井，渗透率在0.02-6.12md之间；15号煤层煤储层渗透率一般在0.05md左右，整体相对较低。(13)煤体结构寿阳北区块内构造简单，煤体结构较完整，9号煤层以碎裂结构为主，碎粒结构次之，发育多组裂隙，多为白色杂质填充；15号煤层以碎裂结构为主，碎粒结构次之，发育多组裂隙，多为白色杂质填充。本区裂隙发育一般，进一步降低了该区煤层渗透率。9层理、裂隙不便观测煤芯裂隙较发育，裂隙中含有少量白色杂质层理、裂隙不便观测层理、裂隙不便观测煤芯裂隙较发育暗淡层理、裂隙不便观测(13)煤层压力及温度煤储层压力直接决定着煤层对甲烷等气体的吸附能力和煤层气的解吸能力，是影响煤层气开发的重要参数。在气井排采时，煤储层压力越高，越容易降压排采，越有利于煤层气开发。通常情况下，储层压力能够有效的返排携砂液，但是如果储层压力远低于静水压力，降压排采就比较困难。含煤区矿区最小平均焦作恩村井田/离柳鹤岗阳泉煤层气的有效压力系统决定了煤层气产出的能量大小及有效驱动能量持续作用时间。根据寿阳北区块内煤层气试井资料，寿阳北区块属于欠压储层，储层压力梯度介于0.3MPa/100m-0.8MPa/100m之间；9号煤层储层温度平均20.65℃;15号煤层储层温度平均25.64℃。(二)勘查区以往地质工作及勘查认识程度1.以往工作情况及勘查区勘探程度寿阳北区块北部老区，1940年由山西省陆军特务机关，在黄丹沟一带进行过地质调查施工钻孔两个，并编制了普查报告。解放以后才开展正规的地质测量和地质勘探工作。1954年，地质部华北地质局采样组在勘查区的西部进行了采样工作。1955年7～11月，华北地质215队普查组以寻找主焦煤为目的，完成1/5万地质测量800km²,采取煤样11个，编制了《山西省中部交城~盂县间煤田地质普查报告》。1956年～1957年原山西省煤矿管理局阳泉矿务局119队，在北部老区及东西邻区进行普查勘探，在北部老区内共施工钻孔5个，工程量为1043.83m,编制《盂县~寿阳间普查地质报告》。1959年～1960年原山西省煤矿管理局阳泉矿务局119队在北部老区进行勘探工作，施工钻孔100个，钻探进尺29399.03m。1987年山西省煤田地质勘探公司148队在七元煤矿西侧坪头勘探区进行了详查，并提交详查地质报告。1980～1988年原煤炭部一一九队在本区及北部老区进行普查及详查，共施工88个钻孔，工程量69470.82m。于1989年提交《山西省沁水煤田寿阳东勘探区详查地质报告》。1995年由联合国开发计划署(UNDP)利用全球环境基金资助、煤科总院西安分院承担的《中国煤层气资源开发》项目，《阳泉矿区煤层气资源评价》专题科研报告，对阳泉矿区(包括生产区、平昔区和寿阳区)煤层气资源开发进行了评价和研究，其中重点对寿阳区的煤层气资源开发进行1996年阳泉矿务局与煤炭科学研究总院西安分院合作，针对阳泉矿区寿阳区煤层气资源进行了评价研究，并且共同完成了《阳泉矿区寿阳区煤层气勘探开发预可行性研究报告》。2011年山西煤炭地质148勘查院针对阳泉煤业集团所下属的七元井田进行了综合研究，编制了《山西省沁水煤田阳泉矿区七元井田煤炭煤层气勘探地质报告》,该项目共设计钻孔69个孔，实际完成74个孔，于同年7月5日开始施工，至2008年10月共完成65个钻孔，实际完成钻探进尺49082.64米，其中水文地质兼地质孔4个，钻探工程量4140.50米，完成抽水8层次，奥陶系石灰岩水位观测3次，并根据阳煤集团的要求，将Q1003孔作为奥陶系石灰岩水位长期观测孔。将原设计的69个钻孔中Q301、Q705、Q1703、Q1708钻孔，改为煤层气参数井，后148勘查院于2009年9月开始施工上述四个煤层气参数井，同时另增两煤层气参数井Q1201、Q202,至2010年10月结束了六个煤层气参数井的野外工作。六个煤层气参数井钻探工程量4623.05米，通过六个煤层气参数井的施工获取了9、15号煤层的储层参数，主要包括煤层埋深、厚度、煤岩及煤质特征，割理及裂隙发育程度，含气量，含气饱和度、等温吸附曲线，渗透率、储层压力、地应力，煤层顶底板岩石物理力学等参数，并获取该井的测井资料，为煤层气储量情况提供分析资料。中联煤层气有限责任公司于2012年8月起勘探山西省寿阳区块东区的煤层气资源。2015年提交七里河区煤层气探明地质储量，含气面积为2.上一勘探阶段勘查投入完成情况中联公司在寿阳北区块内共投入2244.86万元，远远超过国家最低勘探投入要求。勘查投入的工作量及费用明细如下：序号费用明细投资金额12测试化验加工费3成本费用-设计费-详细设计4工程物资5项目管理费6用地及青赔(资本化)73.勘查成果(1)地质条件和煤层发育情况基本落实。逐步摸清寿阳北区块构造、地层、水文等基本地质情况，基本查明主要目的煤层深度、厚度、煤体结构情况。(2)煤储层物性特征认识逐步深入。通过样品测试、试井、测井等工程手段，积累了大量物性数据，通过综合分析与评价，形成了该地区煤储层物性总体认识。(3)钻完井和储层改造工艺日趋完善。通过在寿阳北区施工的111口煤层气井(其中包含8口U型水平井),积累了大量工程实践经验，并通过不断优化和对比研究，摸索适宜本区的工艺技术体系。(4)获得探明储量，证实资源潜力。获得了七里河区煤层气探明地质储量64.01亿立方米，进一步证明了该区勘探开发前景。(5)配套工作有序进行。狠抓区块安全环保工作；完成区块部分排采井的环评报告；建成排采水处置站并投入使用。4.地质认识通过以上工作，我们获取了本区煤层气储层的一系列重要参数和生产数据。从以下几方面对该地区有了更进一步的认识：(1)寿阳北地区煤层赋存条件较好，全区3#、15#煤层赋存情况较为稳定，9#发育情况较差。(2)本区煤层以贫煤-无烟煤为主，煤层气易于富集成藏，煤体结构以碎裂煤为主，主力煤层渗透性较差，具有弱应力、低储层压力等特点。(3)寿阳北区块东部受冲刷带影响，资源条件较差，在本次矿权延续中，将勘探区用于本区延续扣减和山西省内其他区块延续抵扣。本次延续只保留资源条件较好的储量区。三、勘查实施方案(一)勘查部署遵循的原则(1)甜点区部署生产井开发。(2)对增产改造措施进行尝试，摸索与本区块相适配的煤储层改造工艺及方法。(3)对于长期停产或增产改造效果差的井实施关停，降本增效。(二)技术路线、勘查依据和方法1.技术路线在充分研究、分析以往煤层气勘查工作和所取得的成果的基础上，结合煤储层埋深、厚度、分布、含气性、孔隙度、渗透性、压力等资料，加强地质研究，分析生产主控因素，优化各项工艺，最终实现整体开发。+是否图3-1技术路线图2.勘查依据以前人工作成果和地质认识为基础，以本区块内施工的勘探井获取的地质参数为依据，为整个区块的勘探开发提供数据和资料基础。工作方法和技术要求的确定主要采用以下标准：《矿产地质勘查规范煤》(DZ/T0215-2020)《煤层气井排采工程技术规范》(新版2008)3.勘查方法针对勘查目标任务、勘查区煤层气资源条件、储层特征以及工程施工条件，主要采用以下工作方法：(一)钻井工程煤层气井井场是煤层气开发钻井、测井、固井、压裂及排采作业的工作场地。井场布置按SY/T5466-2013《钻前工程及井场布置技术要求》执设计遵循以下原则：(1)根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置。(2)充分利用地形，节约用地，方便施工。(3)满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求。(4)在环境有特殊要求的井场布置时，应有切实的防护设施。(5)有利废弃物回收处理，防止环境污染。(6)钻机井架和动力基础必须选在挖方处。井场布置技术要求(1)气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m,距民宅不小于100m,距铁路、高速公路不小于200m,距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。(2)井口距堤坝、水库的位置应根据国家水利部门的有关规定执行。(3)布置大门方向应考虑风频、风向。大门方向应背向季节风。(4)根据煤层气钻井作业、压裂作业和排采作业等要求，井场面积建议如下：井深1000m以浅的井场面积不宜小于50m×35m;井深1000m以深的井场面积不宜小于50m×40m;丛式井等特殊情况的井和1500m以深的井(5)根据大门方向及不同钻机类型布置井架底座、绞车、柴油机及联动机、电动机、钻井泵的位置。(6)柴油机排气管出口要避免指向油罐区。(7)发电房应布置在井场的左方。(8)油罐区应布置在井场的左后方。(9)压井管汇设置在井场左侧，节流管汇设置在井场右侧。(10)放喷管线不应正对电力线、油罐区、宿舍及其他障碍物，设置应按照SY/T5964-2006中3.5.4的要求执行，防喷器远程控制台和备用探照灯应有专线控制。(11)井场可根据实际情况及风险，合理调配井场布置及面积大小。钻井设计的主要内容包括：井身结构、钻井液体系、钻井设备和质量作业要求等。合理且针对性的钻井设计将有助于煤层气井高产能、高效益。(1)井身结构及套管程序煤层气井身结构设计，主要是为了满足复杂钻井情况处理以及完井和生产需要。主要是根据地层特点，如地层孔隙压力、地层水文条件、地层破裂压力以及完井方法选择、增产措施要求、生产方式及生产工具等情况在总结往年煤层气勘探开发经验基础上，结合寿阳区块的地质、地形条件，确定采取的直井、丛式井，井身结构如下：①直井直井可以单独部署，也可以和其他定向井一起构成丛式井组，是煤层气勘探开发中的常规井型。开钻程序：二开井。钻头程序：φ311.1mm×一开井深+φ215.9mm×二开井，钻穿目的煤层后留50m口袋完钻，完全能够满足工程需求。套管程序：Φ244.5mm×一开套管下深+φ139.7mm×二开套管下深，表层套管采用J55,生产套管(抗内压24.2MPa),生产套管：采用N80生产套管(抗内压53.4MPa)。②丛式井丛式井是指在一个井场上有计划地钻出两口或两口以上的定向井，可含一口直井。目前也成为煤层气开发的主力井型。根据该地区目标煤层的埋深、地形条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口定向井组成的丛式井井组或1口直井+4~6口定向井组成的丛式井井组。设计原则3-7口井井网设计应考虑主应力方向，以250×400井网为主，最大不超过400米，最小不小于250米。设计造斜率0.15—0.17度/米，连续3点造斜率不超过0.1斜率不超过0.2度/米。正常最大井斜开钻程序：二开井。钻头程序：φ311.1mm×一开井深+D215.9mm×二开井深，钻穿目的煤层后留50m口袋完钻，能够满足工程需求。套管程序：φ244.5mm×一开套管下深+φ139.7mm×二开套管下深，表层套管采用J55生产套管(抗内压24.2MPa),生产套管：采用N80生产套管(抗内压表3-2煤层气丛式井组(直井、定向井)井身结构目的煤层顶板以上(2)钻井液体系各井段钻井液体系以满足安全、快速钻进为出发点考虑，同时考虑成本因素，打开储层的钻井液体系，选择以满足保护储层为主要出发点考虑。钻进过程中使用四级固控设备(振动筛、除砂器、除泥器、离心机)保障①钻井及其它施工过程中，在保证井下安全的前提下，应注意控制钻井液密度，使用低比重钻井液，保护气层不受伤害。②要求目的层段采用有利于储层保护的钻井液体系，原则上钻井液密③在加入钻井液添加剂前后，必须通知现场地质人员和甲方监督，得到甲方同意后方可加入，特殊材料必须循环均匀后方可钻进，不得加入影响气测的有机添加剂，以免影响气层的识别和发现。④紧急情况下，如出现井漏、井涌、井喷、井垮塌等重大事件时，现场需要进行钻井液性能的调整，得到甲方同意后按相关规范处理。钻井液密度尽量使用低限，以保护储层并防止井漏。钻井过程中加强随钻压力监测，根据实际需要，及时调整钻井液性能。钻井过程中参考中联公司颁发的《油气井录井系列规范》执行，在钻井工程中按照甲方要求，每班至少做一次钻井液多性能测试(密度、粘度、含砂、API失水、泥饼、PH值等);每2小时测定一次一般性能测试(密度、粘度)。要求钻井日报标明钻井液相关信息(井深、时间、钻井液添加剂、数量、性能变化等)。(3)钻井工程质量钻井工程质量内容包括：井身质量、固井质量、HSE等多项要求，参照《煤层气钻井作业规范》DZ/TO250-2010、《煤层气钻井工程质量验收评级向井井身轨迹质量》SY/T5955-2004等技术标准执行。钻井设计里有明确要求的，优先执行设计(设计要求应严格或等同与标准要求)。①工程质量要求大率(%)取心直径(mm)声幅值(%)井段(M)全角变化率(730m)最大井斜(°)井径扩大率(%)///(1)a表示连续三点；(2)造斜段完成后可使用MWD继续定向，或者也可以使用单点定向控制，但在定向段必须采用复合钻具钻进；(3)特殊地层指地层倾角10°以上，地层正常钻进中易发生井斜和方位偏移的，必须书面报告甲方人员，取得甲方认可；(4)靶点为煤层顶板，测量井深≤500m时靶区半径≤10m,测量井深≤1000m时靶区半径≤20,其余靶区半径≤25m,如遇到靶点垂深与预测变化大于20m,根据实际情况调整中靶点的认定，以设定的原垂深靶点为靶点；(5)靶点闭合方位误差≤5°(6)使用≤1.25°螺杆造斜，最大井斜角<35°,造斜段缓慢造斜，稳斜段原则上不允许下调顶角，如出现降斜斜率不大于1.3730m。(7)定向井井径扩大率参照直井执行。(二)固井工程φ244.5mm套管水泥类型“G”级水泥水泥浆密度固井方法φ139.7mm套管使用G级水泥浆配制密度1.80-1.85g/cm3水泥浆，水泥浆返至最上层目的层以上200米，对钻遇明显涌水层、气层或其他水泥类型“G”级水泥水泥浆密度1.80-1.85g/cm3,对于生产套管固井需返至井口的情况，目的层以上200米至井口使用添加减轻剂降低密度至1.50g/cm3,具体要求依据设计执行；固井方法依据SY/T6544-2010的要求，对水泥浆基本性能提出如下要求：●表层φ244.5mm套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√稠化时间1.5-2小时(作业时间加上1-1.5小时的安全时间);√8小时抗压强度>3.5MPa;√24小时抗压强度>7MPa。●φ139.7mm生产套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√领浆失水量<250ml(30min/6.9MPa),尾浆(气层)失水量√稠化时间为作业时间加上1~1.5小时的安全时间；√领浆24小时抗压强度>7.0MPa,尾浆24小时抗压强√领浆及尾浆初始稠度<30Bc;√领浆游离液<1.4%,尾浆游离液0;√领浆沉降稳定性<0.03g/cm³,尾浆沉降稳定性<0.02g/cm²。直井、定向井固井质量要求：固井质量固井声幅值(%)水泥浆抗压强度水泥浆密度一开水泥浆密度1.75-1.85g/cm²,二开水泥浆密度1.80-1.85g/cm用现场水对设计用的水泥做48h注：固井质量不合格的井，经中联公司认可的补救措施达到上述标准者a)表套使用G级油井水泥，尾浆密度为1.75-1.85g/cm³,连续测量任一单点水泥浆密度不得小于1.70g/cm³。b)表层固井水泥未返至地面的，候凝后需从井口挤注水泥至井口。c)生产套管固井，要求密度1.80-1.85g/cm³水泥浆返至3号煤以上200米，如遇到涌水层和气层则返至地面，上部可使用低密度水泥浆从3号煤以上200米返至地面(不考核低密度水泥浆的固井质量)。d)水泥侯凝时间应满足一开24h,二开48h小时后方能进行下步作业。e)技术套管固井结束后，按设计排量顶替碰压，碰压压力宜为最终顶替压力加上3MPa-5MPa,稳压10min,放压，检查无回流后拆水泥头；若出现回流，则将回流量顶替到套管内，憋压候凝。f)待固井施工完毕后，焊接固定环型钢板并使套管水平居中并标明井号，井口水平最大高差≤3mm,安装简易井口帽后施工结束。(三)测井工程测井承包商必须保证测井仪器及所有现场设备在测井作业过程中运转正常，测井作业按照NB/T10021-2015《煤层气测井作业规范》技术标准执行。在二开裸眼井段进行电缆测井、生产套管固井候凝48h后进行固井质量测井，具体测井项目，具体测井项目根据甲方要求及时进行调整。测井项目说明裸眼井自然伽玛/自然电位/双双侧向采样间距：煤系地层采样间隔一般不大于0.采样间隔一般不大于0.10m。回放要求：主要煤层及其上下各20m井段，回放1:50深度比例阵列声波/电成像/核磁井斜角、井斜方位角套管井固井质量检测要求全井进行自然伽马、声幅、声波变密度、(四)录井工程地质录井作业按照《煤层气地质录井作业规程Q-CUCBMO201-2008》、《油气井地质录井规范SY/T5788.3-2014》、《煤层气录井安全技术规范相关规范(程)及本项目的具体要求执行。卡准地层界线及特殊岩层、目录井作业由派驻现场的地质监督全面负责。录井人员要保证录井仪等所有现场设备在录井过程中运转正常，录取资料准确、及时、齐全。地质录井项目包括钻时录井、岩屑录井、钻井液录井、简易水文观测、气测录井、煤岩心录井和工程参数录井等。(1)录井项目：①钻时录井：二开到完钻进行钻时录井。②岩屑录井：二开到完钻进行岩屑录井。③钻井液录井：二开到完钻进行钻井液类型、测点井深、密度、粘度、含砂、pH值、泥饼厚度等。④简易水文观测录井：煤层气探井在钻探过程中应进行简易水文观测。每次起钻后、下钻前测量一次水位(钻井液池液面、井筒液面),每班记录一次钻井液消耗量，钻井过程中注意记录漏(涌)水层位、深度及水位变化情况，如遇井涌，记录涌高、涌出物和涌出量，以及水质化验等。⑤工程参数录井：二开到完钻进行工程参数录井。钻压、泵压、排量、泵冲、钻头位置、返出流量、扭矩、大钩负荷等。⑥硫化氢监测：采用便携式硫化氢检测仪放置于钻台进行实时监测。⑦循环观察：根据工程、地质需要随时进行循环观察录井。(2)特殊作业时地质录井：①下套管、固井作业时，地质录井工作人员要准确、详细地收集、整理套管及固井数据。套管数据及其排序，包括套管钢级、壁厚、内径、外径、产地、打压情况等，各单根长度及入井顺序，套管下深、联入，套管鞋位置，阻流环位置，磁定位位置，扶正器位置等；固井数据包括水泥标号、产地、用量，水泥浆密度原始记录和统计，替浆量及碰压情况，水泥②测井作业时，地质录井技术人员要与测井解释人员配合，向其提供本井实钻地质数据和井内情况，检查并记录实际测井项目、测量井段等。收集测井成果资料。③处理复杂情况的地质录井作业，要将工程事故(如卡钻、顿钻、井塌、落物等)的时间、井深、位置及原因、处理措施和结果记录在案。求执行外，还需要满足设计、合同及现场作业指令要求，以全面、精确完成钻井施工，圆满各项地质目标与任务。表3-7录井记录间距要求钻时岩屑每2小时测定一次密度、粘度，每4小时测定一次全性能。发现异常(如粘度加大，钻时变快，钻井液有气侵，槽面见气泡等)应连续测定全套性能并做好记录简易水文起钻后、下钻前泥浆池液面和井筒液面，每班记涌井漏等相关数据备注标志层、煤层及顶底板岩屑样上交入库，每包岩屑重量原则按平台上交一口井，参数井优先上交。(五)储层改造工程煤层气储层改造工程主要为水力加砂压裂。压裂的主要作用是降低近井地带钻井等作业引起的储层污染；通过压裂缝实现煤层天然裂缝和井筒的沟通；扩大排水降压范围，加速排水降压速度，加快煤层气的解吸，提高气井产气速度和产气量。(1)压裂设备主要压裂设备包括：压裂车、混砂车、仪表车、砂罐车、辅助车等。(2)压裂液与支撑剂的选择和使用压裂液体系主要采用低成本、低伤害的活性水压裂液体系，压裂液配方清水+2.0%KCl。支撑剂为石英砂，主要支撑剂粒径为20/40目的中砂，尾追支撑剂为16/20目的粗砂。(3)压裂施工参数①注入方式：采用光套管注入。②施工砂比：加砂过程中采用由低到高阶梯加砂方式，平均砂比13~18%,施工最后阶段，砂比不低于30%。③施工排量：施工排量6-8m²/min,注入总液量通常在400m²以上，④施工压力：采用光套管压裂，施工泵压不超过35MPa。(4)压裂工序①井筒试压采用清水正试压，试压值：套管抗内压强度×80%,试压时间：30min。②通井通井前查清套管情况(套管内径、井斜、套管是否变形等),然后选用合适的通井规通至人工井底。③洗井用清水洗井替出井内全部泥浆，循环洗井2-3周，进、出口液性一致④井筒试压采用清水正试压。试压值：套管抗内压强度×95%;试压时间：30min。⑤射孔射孔前，井内压井液应符合设计要求，发射率要求100%,低于80%应补射。射孔时严防井下落物，并连续进行，未做好射孔准备不准施工。⑥压裂施工煤层气井压裂施工采用光套管压裂，并严格按设计要求充分准备施工用压裂液和石英砂，按泵注程序进行压裂。煤层气井正式压裂施工以前，进行变排量测试。阶梯排量压裂测试用与该井加砂压裂相同的压裂液，光套管注入，注入排量由小到大。正式的压裂施工必须根据阶梯排量测试结果及时完善和修改实际的压裂施工设计。压裂设计压裂设计测井温压裂准备通井、洗井射孔井筒试压试井测大地电位压裂测压降测试压裂优化压裂设计测井温、测大地电放喷探砂面、冲砂起管柱、更换井口图3-5压裂作业程序流程图误差不超过0.5m。冲砂至预定深度，并且返出液中含砂量低于0.2%时，应再循环洗井一周停泵2h,再次反复探砂面2次。⑩更换井口更换井口时，井口采油树必须试压合格，配件齐全，安装要规范，在工作压力内不渗不漏。(六)采气工程(1)排采原则①煤层气井排采过程中要以缓慢、稳定、连续、长期、高产、稳产为原则，初期排采强度要小，然后逐步提高排采强度，最后摸索出地层连续②为掌握地层产液能力，根据排采过程中不同的阶段特点，动液面和水质测量分别采取不同的测量频次；③排采过程中要保持套压的相对稳定，不能频繁重复蹩压、放压；放压速度要慢，蹩压要避免出现气窜和煤层裸漏等情况。(2)排采工作制度煤层气井排采工作制度是指为适应煤层气井储层地质特征和满足生产需要时的产量和压力应遵循的关系。调整工作制度的目的是为了提高排水降压效率，实现长期的高产稳定。根据产水产气阶段的不同，排采工作不①产水阶段排采制度的确定以取样水质和动液面的变化情况为依据，以合理的工作制度进行排采，使动液面平稳、缓慢下降，保持最大的排水降压效率，将动液面降至解吸压力以下，地层开始产气，单向流排水降压过程结束。水质变差或动液面急剧下降应及时降低工作制度。建议每3天测量一次动液面位置，每15天测量一次氯根含量及含砂量。②气、水两相阶段进入产水、产气双相流排水降压阶段，地层产水量降低，应逐步降低工作制度，根据单井的产气能力，通过调整工作制度将套压稳定在一定范围内，动液面控制在煤层以上，稳定产气。当水质变差、流压下降速度过快应及时降低工作制度。建议该阶段每3天测量一次动液面位置及含砂量。排采方式可以通过定压排采和定产排采两种方式实现，内容如下：①定压排采为确保煤层气生产井能够稳定、持续高产，在煤层气排采的初期采用定压排采。定压排采关键性工艺技术是指有效地控制井底流动压力与储层压力之间的压差，适度控制井筒附近流体的流动速率，以保证煤粉等固相颗粒物、水、气的正常产出。在排采过程中主要通过调整产水速率以控制动液面，并通过控制井口套管压力和液柱高度来控制井底流动压力，从而通过控制井底与储层的压差来保证煤层气井的长期、稳定产气。②定产排采当煤层气生产井达到产气高峰期时，为了有效地控制煤层气产量，可以采用定产排采方式进行生产。排出工作制度：采用三段制，不同阶段的动液面每天降低15m、10m、(3)管柱设计本区块的管柱设计包括管柱结构、抽油杆结构和防冲距设计，泵挂结构见图3-6。①管柱结构丝堵+①73mm油管1根(沉砂管)+φ89mm金属绕丝筛管+φ73mm油管1根+Φ56mm二级整体筒管式泵+φ73mm油管(φ89mm音标×150m)。②抽油杆结构φ56mm管式泵柱塞+D3/4”抽油杆(加装扶正器)+P1”光杆。③防冲距：0.6m。(4)排采设备选型排采设备选择主要取决于储层性质、储层水文地质、井深、井底压力、水和气的流速等因素。煤层气井的排采设备选择原则是保障煤层气井长期、稳定和连续排采的前提条件。首先排采设备必须性能可靠、持久耐用、节能低耗，同时要易于维修保养。其次，排采设备要有从低排量到高排量较大范围内的排液能力与调整空间，还要有较强的和较灵敏的井口及产气系本区主要采用有杆泵、螺杆泵两种排采设备和排采工艺技术。①有杆泵有杆泵包括泵筒和柱塞两大部分，泵径可根据产水量不同，选择不同的泵径。在排采不同阶段，根据产水量的变化调整泵型。根据各井情况选择适当的排采强度。产水量较低的排采井适于采用有杆泵。本区生产井出煤粉少，部分井产水量较大，推荐本区块采用抽油机型泵型的理论排量为5.9m²/d～63.8m²/d。②螺杆泵该泵结构简单，占地面积小、维护简单，安装调频器后可以改变排量，但要求井筒水含细煤粒不大于10%且井深不大于1500m,因此，深井、煤粉沉淀严重的气井一般不用这种方法，以免螺杆断裂，只适合产水量中等的煤层气井。本区埋深基本不超过1000m,出煤粉少，部分井产水量较大，推荐本区块选用螺杆泵型号为GLB300-21,通过在20Hz～60Hz范围内调整变频器的频率来改变排量。该泵型的理论排量为15.2m²/d～50m²/d。(5)仪器仪表①气体流量计气体流量计是用来随时测量储层产气情况的重要仪器之一。计量表的类型多种多样。通过实践，采用涡轮式和旋进旋涡式气体流量计较为适宜，因为这两种气体流量计具有精度高、耐压、耐腐、适应范围大、直读累计、价格低廉、维护方便等优点。②回声仪回声仪是利用声波传导的原理测定井筒中动液面高度的一种专门仪器。由于煤储层的解吸压力较低，几十米甚至十几米的深度误差将对排采决策产生非常重要的影响，因此，煤层气井的排采对动液面的要求比较高，要求回声仪测量准确、精度高。同时，由于煤层气井现场一般比较偏僻，因此要求回声仪要比较耐用、维护量小；此外，回声仪应做到简单易用，便于现场工人使用和读出深度。(6)排采监测与防砂、防煤粉技术系统整个架构包括：地面数据采集系统、无线网络传输系统、井场工作室三部分组成。a、地面数据采集系统：该部分主要完成现场数据的采集、处理、分析、存储等工作，以及对数据的网络发布功能，便于各级部门对于数据浏览功能的实现。该部分主要包括底层数据采集服务、网页发布系统两部分组成。此部分是可以共用的，就是说此系统可以多井同时使用，底层采集服务可以同时采集多口井的数据，并分别进行处理、显示。网页发布系统可以将多口井的数据进行网络发布，便于各级部门根据相应的权限进行浏览查询。煤层气开采自动化系统示意图见图3-7。数并场工作室·mb、无线网络传输系统：该部分主要完成井场现场数据与地面数据采集系统之间的桥梁作用，用于实现无线数据采集功能。该部分主要包括无线数据传输装置、GPRS网络、底层数据传输采集系统组成。因考虑到实际现场的GPRS信号太弱信号放大处理装置。此部分无线数据传输装置不可共用，需要每口井单独使用，而底层数(7)修井工艺在排采期间，当泵不能正常工作或泵型不能满足排采要求时，应进行检泵或换泵作业；如砂面较上次下泵超过5m,应进行捞砂作业。修井主要设备包括修井作业机(或通井机)、循环泵、钻头、捞砂泵、吊卡、油管、抽油杆、泵等。②平整井场，安放修井机基础平台，安装修井机、循环泵、修井机井④下油管探砂面；如需捞砂，需用取砂管、下带笔尖捞砂，边冲边捞，必要时用钻头协助钻进捞砂，捞砂至接近人工井底；⑤下泵、油管，装萝卜头；⑥下抽油杆、光杆，上提防冲距；⑦安装井口、安装抽油机，开机运行。(三)工作量和资金投入1.总体部署方案下一勘查阶段主要计划施工钻井93口，涉及16座井场，压裂93层，共排采285井*年。(1)钻井工程井别：生产井93口井型：直井/定向井93口93口生产井(直井定向井)测井包括双侧向(DLL)、自然电位(SP)、直井定向井以压裂1层/口计算工作量，93口直井定向井预计压裂工作量93层。对93口井进行排采试验，主要采用抽油机和螺杆泵，采用定压排采工作制度。图例序号工作手段名称总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井场道路工程费用(座)3355设计(口)3监理(口)3(口)直井/定向井(口)3水平井(口)2气测录井(口)样品测试(口)参数井测井(口)生产井测井(口)3注入压降试井(口)3新井射孔及压裂(层)3老井改造(层)4排采设备(口)3排采服务费(口*年)35供电工程(座)3355管网工程(座)3355装机工程(座)3355井场标准化(座)33556场站工作7其他工作2.年度部署方案本次勘查期间在甜点区部署生产井，加强排采管理和研究工作，总结排采规律，优化排采制度，获取产量。(1)勘查第一年度目的：有利区部署生产井排采，评价产能。计划工作量与投入：计划实施钻井3口(直井3口),压裂3层，排采3口井。(2)勘查第二年度勘探目的：围绕生产井，为井组，扩大储量动用区。计划工作量与投入：钻井30口(直井定向井30口),压裂30层，排采33口井。(3)勘查第三年度勘探目的：继续扩大储量动用区。计划工作量与投入：钻井30口(直井定向井30口),压裂