基于区间值灰色关联度的煤层气区块生产潜力评价模型及应用

针对煤层气储层参数存在较大差异,精确值无法代表整个区块资源及生产特征的问题,构建了煤层气区块生产潜力评价指标体系,确定了评价参数权重,建立了区间值灰色关联度煤层气区块优选模型。以樊庄-郑庄区块、三交区块、古交区块等5个煤层气目标区块为研究对象,对煤层气区块的开发潜力进行优选排序。结果表明:7个资源及生产特征参数重要度从高到底排序依次为渗透率、储层压力梯度、含气量、煤层厚度、煤层埋深、临界解吸压力与储层压力比、煤层温度。目标区块生产潜力从优到劣排序依次为三交区块、樊庄-郑庄区块、大宁-吉县区块、古交区块、丰润区块,优属度依次为0.889 9,0.732 5,0.554 1,0.310 5,0.109 9。评价结果与实际情况基本相符,证明基于区间值灰色关联度优选模型对煤层气区块开发潜力评价是可行的,可为类似条件煤层气选区评价提供参考依据。     

古交矿区煤层气抽采老井的复合压裂改造技术

为了提高古交区块煤层气老井产能,从层位的优选,压裂方案的确定,阐述了古交区块多煤层老井的复合压裂改造技术,即采用喷砂射孔代替传统电缆传输射孔,使用封隔器对上、下部煤层进行封堵的分层压裂技术,并以两口煤层气井实际施工案例进行分析,结果表明,该方案对煤层气老井的增产改造具有较好的推广价值。     

古交矿区煤层气的开采风险与对策研究

我国大量矿井将进入深部开采,深部瓦斯严重制约着企业的生产衔接,实施煤层气开采既可利于降低瓦斯危害,又能达到资源利用。文章在掌握古交矿区煤层分布的基础上,分析2号煤和8号煤的煤层气储层条件,分析了煤层气的开发风险和影响因素,得出了预防风险的对策。     

沁水盆地北部古交区块煤层气产能控制因素分析

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受储层特征影响外,开发方式、排采制度以及钻完井工程属性特征很大程度上影响气井的产量。通过对已有煤层气井的产能特征进行分析,尤其是对比分析高产井和低产井的差异性,从地质条件、工程属性、排采制度等方面入手,找到影响古交区块煤层气产能的主控因素,对下步煤层气开发具有重要的指导意义。     

山西古交矿区煤层气组成特征及成因探讨

山西古交矿区煤层气资源丰富,是我国煤层气重点开发区块之一。区内地质条件复杂,煤层气地质研究起步晚,尤其是对煤层气组成特征及成因方面的讨论还较匮乏,制约了煤层气开发进程。煤层气组成特征及成因与煤层气母质性质、生成机理、运移和逸散规律等密切相关,对于煤层气保存条件和分布规律的认识和煤层气资源评价具有重要意义。为揭示古交矿区煤层气化学组成特征及气体成因,采集矿区内10口煤层气井口排采气样品,开展了气体化学组分和碳、氮同位素检测,分析了煤层气中甲烷及氮气的成因;结合构造演化背景、构造形态、水文地质条件和煤芯解吸气化学组成,讨论了煤层气富氮气机理及保存条件。结果表明:古交矿区内煤层气中氮气含量偏高,为0.86%～14.13%,平均6.10%,甲烷含量在83.79%～97.57%,平均91.33%,乙烷含量在0～0.46%,平均0.09%,不含2个碳原子以上的烃类,二氧化碳含量在1.47%～4.71%,平均2.48%;煤层气属于极干气体,干燥系数(C_1/C_(1～5))为0.994 9～1,甲烷δ~(13)C值在-47.13‰～-39.26‰,平均值为-44.03‰,为有机质热解成因;氮气δ~(15 )N值在-1.16‰～-0.51‰,平均值为-0.80‰,为大气与有机质热降解混合成因,且以大气来源为主,有机成因氮气含量很少;地表水下渗与煤层发生相互作用,地表水携带的大气与煤层气发生组分交换,导致煤层气解吸、逸散,煤层含气量降低、甲烷δ~(13)C值降低、氮气含量升高。     

西山地区煤层气井流体产出特征及低产因素分析

为了充分认识西山地区煤层气井流体产出特征,对该地区煤层气排采井不同排采阶段的产气、产水与套压变化曲线进行了统计分析。结果表明,西山地区煤层气井具有产量较低,稳产阶段持续时间短,过早进入产气衰减阶段的典型特征。对该地区煤层气地质与排采工况进行分析后,认为造成西山地区古交矿区煤层气井低产的地质因素包括煤体结构、含气性、渗透率以及水文地质条件。排采工程方面,阐述了套压阈值的含义并分析了其对煤层气井产气的影响,认为套压的下降速率在0.000 9~0.002 1 MPa/d时,且保持0.33 MPa以上的套压生产,有助于煤层气的连续稳定产出。     

古交地区上古生界聚煤环境及其对煤层气富集的影响

上古生界是沁水盆地煤层气勘探的重点层系,本次研究从古交探区山西组和太原组主力煤层聚煤环境的角度出发,分析聚煤环境对煤层气富集的影响。研究表明:古交地区山西组成煤环境为三角洲平原河间洼地、沼泽微相,太原组成煤环境为潮坪和沿岸沼泽微相;有利的顶板—煤层—底板组合有利于煤层气的生成和富集,山西组沼泽—沼泽—天然堤组合和太原组泥坪—沼泽—泥坪的沉积组合是形成煤层气藏的优势沉积相组合。聚煤环境直接控制了煤层分布、厚度及煤质,从而影响煤层气的含气性,煤层厚度越大、有机显微组分越高、灰分含量越低有利于煤层气的富集和保存。     

西山地区煤层气径向水力钻孔技术应用及效果

煤层气径向水力钻孔是国内近几年发展起来的用于煤层气增产的工艺技术。为了研究径向水力钻孔技术在煤层气井增产的应用效果,分析了该技术的原理与施工工艺,并对西山地区古交矿区两口煤层气井开展了径向水力钻孔施工试验。结果表明,径向水力钻井技术可增加煤层的导通能力,试验井产量获得了明显提升,但效果还不够理想。基于此,分别从地质与工程角度分析了增产效果不理想的原因。径向钻孔技术在煤层气排采增产改造及水力压裂工艺优化方面具有一定应用前景,但还需要加大该技术的理论基础研究,优化施工工艺。     

古交区块煤层气地球化学特征及其成因

基于古交区块煤田地质勘探资料以及煤层气井排采气体组分、甲烷碳氢同位素质谱等相关测试分析,查明了该区块煤层气地球化学特征、成因及其地质控制因素。结果显示：煤层气组分主要以甲烷为主,组分浓度介于85.36%～99.23%,其次为氮气,重烃含量最少,属于干气～特别干的气体。煤层气δ13C1介于-62.24‰～-40.70‰,δD介于-244.3‰～-229.3‰。以热成因气为主。煤层气δ13C1随着煤级增加呈变重趋势,随着埋深增加而变化的趋势不明显。古交区块矿化度整体从北向南逐渐增加,说明该地区水动力条件从北向南逐渐增强。南部刑家社矿区甲烷碳同位素较重,而北部镇城底矿区、西曲矿区以及马兰矿区的部分地区甲烷碳同位素较轻。研究区北部(MCQ9)煤层埋藏浅,露头发育,煤的Ro,max介于1.14%～2.18%,且水文地质条件适宜,形成了生物成因与热成因混合气体。     

西山地区煤层气径向水力钻孔技术应用及效果

煤层气径向水力钻孔是国内近几年发展起来的用于煤层气增产的工艺技术。为了研究径向水力钻孔技术在煤层气井增产的应用效果，分析了该技术的原理与施工工艺，并对西山地区古交矿区两口煤层气井开展了径向水力钻孔施工试验。结果表明，径向水力钻井技术可增加煤层的导通能力，试验井产量获得了明显提升，但效果还不够理想。基于此，分别从地质与工程角度分析了增产效果不理想的原因。径向钻孔技术在煤层气排采增产改造及水力压裂工艺优化方面具有一定应用前景，但还需要加大该技术的理论基础研究，优化施工工艺。     

西山煤田古交矿区煤层气藏水文地质特征及其控气作用

煤层气藏的水文地质条件是控制煤层气运移、散失、分布和富集的重要因素之一。以西山煤田古交矿区为研究对象,分析产出水离子浓度、水质水型、矿化度和煤层含气量分布特征,结合地下水动力场分布特征,划分区域水文地质单元,并讨论不同单元内含气量分布特征及地质控制机理。结果表明:(1)该区煤层气井产出水离子以Na~+,HCO_3~-为主,水型主要为NaHCO_3型,该区煤层气井产出水矿化度介于632~2 512 mg/L,属于淡水-微咸水;(2)根据折算水位和矿化度分布特征将矿区划分为补给径流区、滞留区以及过渡地带的弱径流区3种水文地质单元,滞留区含气量最高,弱径流区次之;(3)古交矿区煤层气的富集成藏受构造、水文地质条件双重控制,在屯兰中部形成单斜-水力封堵型煤层气藏,为全区煤层气最为富集区,东曲断层比较发育,形成地垒-水力封堵型煤层气藏,为煤层气较为富集区。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

新形势下中国煤层气勘探开发前景与对策思考

在国家要求天然气“增储上产”及煤层气产业整体处于“瓶颈”阶段的新形势下,分析煤层气勘探开发前景和对策意义重大。鉴于此,分析了国内外煤层气产业发展成功经验与失败教训,从影响我国煤层气产量增长方面探讨当前产业存在的若干问题,分析了未来中国煤层气持续发展的重要领域和方向。基于我国煤层气开发的特点和技术水平,结合煤层气储量和资源潜力,综合应用产量构成法、生命模型法和储产比控制法预测了我国煤层气产业发展潜力与前景。研究认为:我国煤层气产业持续发展存在诸多制约因素,主要包括:①后备区准备不足;②单井产量低,整体处于低效开发状态;③地质条件复杂,煤层气勘探开发技术难以复制;④对外合作项目进展缓慢,推动难度较大。同时认为,煤层气仍是我国当前较现实的非常规天然气资源,高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶与构造复杂区效益开发、深部及煤系天然气综合开发是未来中国煤层气产量持续增长的方向,2035年我国煤层气地面井产量可达到150×10⁸~250×10⁸m³。在此基础上,提出了我国煤层气产业发展5项对策建议:①加大勘探评价工作量,落实更多优质储量,夯实建产基础;②加强优质储量动用,持续开展增产改造试验,助力老区稳产上产;③加强科技攻关和煤层气开发示范试验,确保新建产区效益开发;④加强对外合作区项目监管,推动合作区快速建产;⑤加大财政补贴及税收优惠扶持力度。     

煤层气勘探开发现状及展望

近年来,煤层气开发取得了较大进展。截至2005年,美国煤层气年产量达500×108m3,我国共施工地面煤层气井287口,登记煤层气区块56个,面积6.577×104km2,井下开发煤层气约16×108m3。综合阐述了国内外煤层气开发研究现状及进展,并对国内煤层气的开发进行了预测性分析,预测2015年我国煤层气年产量将达到26.22×108m3。     

考虑应力敏感性的煤层气井产能模型及应用分析

煤储层应力敏感性是影响煤层气井产能的地质因素,在煤层气井排采过程中如何降低或避免煤储层应力敏感性对煤层气井产量的影响是值得考虑的问题。在对煤储层应力敏感性分析的基础上,推导了考虑应力敏感性的煤层气气井产能模型,提出了用产量降低幅度值(β)描述应力敏感性对煤层气井产量的影响程度,揭示了有效应力对煤储层渗透性和煤层气井产能的影响规律。研究结果表明:煤储层渗透率随有效应力的增加按负指数函数规律降低,在煤层气开发中煤储层表现出明显的应力敏感性。考虑煤储层应力敏感性后,煤层气井的产量低于不考虑应力敏感性的气井产量;随生产压差的增大,煤层气井的产量增加幅度较小,并逐渐趋向稳定,且煤层气井产量下降幅度β值增大;煤层气井的产量降低幅度β值随应力敏感系数的增大整体呈增高趋势。随着生产压差的增加,煤层气井的产量增加幅度较小,并逐渐趋向稳定,说明放大生产压差并不能获得最大产量,煤层气开发需要制定合理的生产压差和严格控制排采强度。     

拟稳态扩散的煤层气井动态模型及应用

扩散对煤层气井生产动态具有非常重要的作用,为现场人员能够快速有效地对煤层气井生产动态进行预测,需要建立解析形式的动态模型。以拟稳态扩散和体积物质平衡方程为基础,建立气体扩散量与含水饱和度的关系,结合拟稳态产能方程,得到考虑煤层气体拟稳态扩散的动态预测模型。模型对煤层气井生产中后期具有较好的拟合度,通过计算,认为扩散作用在整个开发过程中对煤层气产量均有影响。扩散作用能提高煤层气峰值产量,特别是对煤层气后期产量有很重要的稳定作用。扩散系数越大,煤层气峰值越高,后期产气量越高,且稳产时间更长;扩散对累积产水影响较小;煤层气开发后期,扩散作用越强烈,储层压力下降越平缓,煤层气稳产时间越长。     

煤层气水平井开发技术现状及发展趋势

煤层气是一种非常规天然气资源,传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。目前针对这种问题煤层气常用的增产措施为水平井技术。煤层气水平井是一种成本不是很高但增产效果非常好的技术,已经越来越多的应用于煤层气的开采。文中主要介绍了煤层气羽状分支水平井技术现状和发展趋势,通过国内外技术煤层气水平井技术的介绍,得出煤层气水平井技术是一种适合中国煤层气开发的关键技术,必须在充分了解煤储层地质特性的基础上应用水平井。