煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨 ——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。      

沁水盆地寿阳区块3号和9号煤层合层排采的可行性研究

寿阳区块煤储层具有层数多、单层厚度小、产能低、开采难度大的特征,为降低成本、提高煤层气资源采收率,对该区主要目标层3号和9号煤层进行合层开采是制定开发方案时的首选。在系统分析煤层气直井合层排采的关键控制因素基础上,认为煤岩及顶底板岩石力学性质、储层压力梯度、临界解吸压力、渗透率、煤储层供液能力是合层排采的主控因素,根据区内煤层气井勘探开发资料及主控因素分析了区块合层排采的可行性,指出了适合3号和9号煤层合层排采的有利区域。     

煤层气开发中的层间矛盾问题——以柳林地区为例

直井分层压裂及合层排采能有效降低煤层气勘探开发成本,提高煤层气产能,但层间矛盾的干扰制约了这一排采工艺的推广。借鉴常规油气层间矛盾问题相关理论,首次提出并总结了煤层气开发中层间矛盾的概念、特点和影响因素。通过分析柳林地区典型井产能曲线特征,剖析了该区层间矛盾的特征和原因。结果表明:柳林地区合层排采太原组煤层（8号+9号）和合层排采山西组与太原组煤层（3号+4号+5号与8号+9号）时,层间矛盾问题严重;引起该层间矛盾的原因有煤层物性特征和煤层顶底板水文地质条件因素,其中8号煤层顶板水文地质条件是引发该区层间矛盾的主要因素。      

注热联合井群开采煤层气运移采出规律数值模拟

为总结注热联合井群开采低渗透储层煤层气运移采出规律,基于传热学、弹性力学、渗流力学、岩石力学理论,建立了注蒸汽开采低渗透储层煤层气藏过程的热固流耦合数学模型。结合潞安矿区山西组3#煤层地质参数,利用有限元软件进行了注热联合井群开采煤层气藏运移规律的数值模拟,得到了不同布井方式下注热10 d、开采100 d过程中煤层温度场、应力场及煤层气渗流场变化规律。结果显示,煤层平均传热速度为1.57 m/d,注热10 d后,中心井35 m范围内为有效注热区;随井筒数量的增加和井间距的减小,井间干扰作用增强,煤储层压力下降加快,煤层气供气及解吸区域增加,累积产量显著增加。七井模型20 m井间距注热开采累积产气量是五井模型30 m井间距未注热开采累积产气量的2.01倍。模拟结果显示了注热和井间干扰开采优势,为低渗透储层煤层气井群注热联合工业开采提供理论依据。     

官寨井田多煤层开发产层组合研究

官寨井田煤层群普遍发育,合层排采可以降低开发成本、提高单井产量,是多煤层区块煤层气开发的必然趋势。不同的产层组合方式,因各项物性参数存在差异,从而使产能差异较大。结合官寨井田的地质条件以及X井的排采数据,利用CBM-SIM数值模拟手段,对不同产层组合方式进行深入研究。结果表明:官寨井田影响合采的主要因素为:渗透率比值、临界解吸压力差和储层压力差。通过对比分析不同组合的产能曲线得出,煤组1、3为官寨井田适合合层排采的组合,其他组合因各主要影响因素存在差异,造成各煤层之间的层间干扰较大,因而不适合合层排采,研究结果将对类似地区的合层排采提供一定的指导。     

煤层气田单/合层开发影响因素分析及应用

鄂尔多斯盆地东缘保德区块是国内中?低阶煤中首个完成5亿m3产能建设并达产的煤层气田,在中国煤层气行业树立了标杆地位。在区块开发过程中,大多数煤层气开发井两套主力煤层合层开发取得了良好的效果,均优于单层开发;但在局部区域,在相同的开发技术工艺条件下,部分开发井合层开发效果不理想,单层开发优于合层开发。从保德区块各煤层气单/合层开发井的地质条件、气藏特征及产气效果3个方面对区块进行整体评价,研究认为,煤层气地质条件是控制单/合层开发效果的根本因素,控制气藏特征并与之共同影响产气效果。根据主要量化指标确定单/合层排采效果差异性,优选1套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标,即对于2套煤层原始地层压力差值不超过0.6 MPa、临界解吸压力差值小于0.4 MPa、渗透率差值在2×10?3 μm2以内,适合煤层气合层开发。在此基础上,指出下步区域及层系开发调整的重点区域,即区块1单元西部、2单元中西部优先单层开发8+9号煤层更有利,3单元南部优先单层开发4+5号煤层更有利;针对区块8+9号煤层剩余未动用储量多的区域,可通过调整层系开发顺序的方式,即暂时封堵4+5号煤层、优先开发8+9号煤层。研究成果对多层系煤层气田高效开发具有重要指导意义。      

和顺区块煤层气井产能主控地质因素研究

从煤层气产出机理出发,分析了直接影响煤层气井产能的主要地质因素包括资源条件方面的含气量、厚度和产出条件方面的解吸压力、渗透率。在此基础上分析了影响和顺区块煤层气井产能的主控因素:区块东部X1井组煤层埋藏浅,受断层、陷落柱影响较大,保存条件差造成的储层压力低、含气量低是制约X1井组产能的主要因素。中部X2井组埋藏较深,保存条件较好,含气量高,具备高产的资源条件;低Langmuir压力造成的解吸压力低是井组高产的不利因素,受地应力影响的渗透率差异是X2井组井间产气量差异的主要原因。X2井组各井产气量与闭合压力呈负幂函数关系,产气量超过1 000 m3/d的井均分布在闭合压力小于8 MPa的区域。保存条件较好的深部煤层应力低值区是和顺区块煤层气井高产的有利区域。     

晋城地区煤层气井多层合采效果评价

煤层气井多煤层合采效果研究为煤炭安全、井下瓦斯治理、确定开发技术指标、单井配产、合理划分开发层系、煤层气高效开发以及制定中长期煤层气开发规划具有很好的参考价值。以晋城成庄矿区为例,将开发中后期排采效果检验井含气量等数据与邻近井原始含气量进行对比,分析3、9和15煤各煤层含气量在合层排采后的变化特征,以评价排采效果;并结合地质资料及现场排采动态进一步分析影响各煤层排采效果的主控因素。综合分析认为,成庄矿区经过多年地面煤层气多层合采,下部15号煤层比上部3号和9号煤层含气量降低更快。分析其原因认为成庄矿区15号煤层含气量降低较快的主要影响因素包括煤层渗透率、供液能力、储层压力及排采制度等。研究结果为剩余储量预测提供可靠的科学依据。      

基于地质建模的保德Ⅰ单元煤层气井产能响应特征

煤层气资源条件及储层物性特征是煤层气勘探开发的基础,开展煤层气藏地质建模,厘清煤储层在空间上的展布特征,解释单井产能差异,可为煤层气选区、布井提供理论依据。以山西保德Ⅰ单元为研究对象,基于煤心含气量实测数据和试井渗透率测试,采用支持向量机算法（SVM）和变形F-S渗透率计算公式建立研究区含气量和渗透率反演模型,完成162口煤层气井含气量和渗透率测井数据的分析。进一步采用随机建模方法建立研究区含气量和渗透率模型,由模型计算结果表明:4+5号煤层的含气量为2.0~5.2 m3/t,平均3.3 m3/t,8+9号煤层含气量为2.4~9.2 m3/t,平均5.1 m3/t;4+5号煤层渗透率为（0.8~9.8）×10-3 μm2,平均6.1×10-3 μm2,8+9号煤层渗透率为（2.8~11）×10-3 μm2,平均7.3×10-3 μm2;保德Ⅰ单元总体表现为低含气量、高渗透率的煤层气藏开发单元。基于建立的地质模型,进一步分析研究区煤层气储层等效含气量、资源丰度、含气饱和度等平面展布规律,对比分析2口典型井（B1-X1和B1-X2）的地质条件,发现B1-X1井各项参数均优于B1-X2井。从过井剖面和生产曲线可以看出,影响两井产能差异的因素主要包括资源条件和储层物性条件,其中后者起决定性作用,B1-X1井条件明显优于B1-X2井。综合分析可以得出,渗透率差异是影响煤层气开采的关键参数,而煤层气资源丰度和吸附饱和度是评价煤层气井维持高产和长时间稳产的重要因素,煤层气开发前需查明煤储层主要地质条件和物性参数,为煤层气开发工程设计提供依据。      

韩城地区煤层气多层合采开发效果评价

单一煤层的煤层气资源丰度通常都比较低,且各向异性特征显著,为了提高单井产能,常把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以合采的方式进行开发。通过理论分析层间差异下的多层合采煤层气井开发动态,并基于韩城地区3号、5号和11号煤储层特征,经过分析该地区煤层气多层合采井的排采实例,对多层合采井的开发效果进行了评价。结果表明:低丰度煤层气藏的开发宜采用多层合采方式进行,但需注意多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出问题,应在生产过程中调整措施。      

沁水盆地东缘洪水地区15号煤层储层特征研究

洪水地区位于沁水盆地东缘中部,15号煤层是该区主要的可采煤层之一,根据区内煤层气参数井测试数据、试井资料及煤炭地质勘查资料,对15号煤层储层特征进行了研究。结果显示：研究区15号煤层为高变质程度的贫煤,煤储层渗透率在0．047～0．1lmD,属低渗透率煤层,储层压力梯度为0．402～0．965MPa／lOOm,平均为0．672MPa／100m,属于欠压地层,煤层含气量为9．02—20．67m3／t,平均16．18m。／t,含气量较高。整体来看,研究区属于低渗透、低储层压力梯度和临储比,高含气量的煤层气富集区。     

淮北芦岭煤矿构造煤发育特征及成因探讨

淮北矿区芦岭煤矿主采煤层（8、9、10）构造煤普遍发育。8煤为特厚煤层,构造煤累厚约占全层厚度的65%～90%,在剖面上自上而下可划分出三类6型,各类型构造煤相间分布。研究发现井田中部构造煤最为发育,其次为东部,西部构造煤所占比例较低。通过对矿区构造特征及其形成机制分析,认为在印支、燕山期构造应力及派生剪切应力和上覆岩层的自重压力共同作用下,因8、9、10煤层结构差异的存在,使煤体产生脆性流变和韧性流变而形成构造煤;层间滑动是导致构造煤呈层分布的根本原因。     

湖南省攸县兰村矿区深部龙潭组及煤层发育特征

攸县兰村矿区深部勘查区位于郴耒煤田北部,含煤地层二叠系上统龙潭组含煤层数较多且结构复杂,通过岩性特征、物性特征以及煤层特征等分析,基本查明了研究区煤层的赋存特征。结果显示：龙潭组上段1、2、6、9煤层为大部分可采不稳定煤层,3、4、5、7煤层为局部可采不稳定煤层,8、10、11、12煤层为不可采煤层;龙潭组下段含煤13～16层,只有16煤层在柳树冲区段大部分可采,为不稳定煤层。煤层可采范围的确定,为煤炭资源科学规划、合理开发及矿井安全提供了地质依据。     

Interlayer interference analysis based on trace elements in water produced from coalbed methane wells: a case study of the Upper Permian coal-bearing strata,Bide–Santang Basin,western Guizhou,China

Commingling coalbed methane (CBM) production will cause interlayer interference and severely impede the efficient drainage and pressure drop in coal seams. Effective recognition of interlayer interference is important during commingling CBM production. On the basis of water samples and trace element data from CBM wells in the Bide–Santang Basin, western Guizhou, China, the trace element dynamic characteristics and their significance for recognition of interlayer interference are discussed. As drainage proceeds, the trace element concentrations in the water tend to increase. Li, Ga, Rb, Sr, and Ba were selected as characteristic trace elements and were used to detect the water source apportionment of commingling production. The trace element concentrations in water derived from deep coal seams are relatively higher than those in water from shallow coal seams. The characteristic trace element concentrations in produced water exhibit good correlation with gas production and the interlayer span (the maximum vertical distance between produced coal seams in a well) of the CBM wells. Low trace element concentrations are indicative of interlayer interference. Wells with low gas production are characterized by a longer interlayer span, higher water production, and lower trace element concentrations. Wells with high gas production characteristically display a short interlayer span, lower water production, and higher trace element concentrations in produced water. Preliminary diagrams for recognition of interlayer interference are established based on characteristic trace elements in the produced water. The upper CBM system has poor commingling compatibility with the middle and lower CBM systems; thus, the middle and lower CBM systems should be a priority for future development.     

西山煤田赤峪勘查区煤岩煤质评价

太原西山煤田赤峪勘查区地层总体为向南南东缓倾的单斜,在此基础上发育有轴向北东的不对称向斜（东社向斜）,局部发育短轴背、向斜和一系列与主体向斜轴向大致平行的正断层,并向南西收敛。区内主要含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组,主要可采煤层为2、3、4、8＋9号煤层。根据煤岩煤质分析结果,2号煤层为低中灰一中灰、特低硫—低硫煤,3号和4号煤层为低中灰一中灰分、低硫一中硫分煤,8号和8＋9号煤层属低中灰、中高硫煤,9号煤层属中灰、中硫煤。总体来看赤峪地区可采煤层为低灰-中高灰,特低硫-中高硫、发热量较高、强一特强粘结性的优质焦煤。全区煤层均为发热量较高、强粘结性的焦煤。     

黔西县官寨井田煤层气地质特征及开发地质评价

官寨井田位于贵州省黔西县南部,含丰富的煤炭资源。为查明井田内煤层气分布特征和开发潜力,从构造、围岩、煤层埋深、水文地质等方面分析了煤层气赋存地质条件及煤赋层特征,认为井田内主要煤层4、9号煤均为无烟三号煤,煤层厚度大（主要煤层总厚度为13.20～21.30m）,煤层气含量大,4号煤为9.08～24.30m^3/t,9号煤为14.95～24.90m^3/t,煤层顶底板岩性渗透率低,透气性弱,有利于煤层气富集。井的中北部煤层气赋存条件好,含气量在13m^3/t以上,最高可达24.9m/t,是今后煤层气开发的首选地段。区内煤层气总资源量丰富,煤层埋藏适中,地理位置有一定区位优势,交通便利,煤层气的开发利用将会取得较好的社会和经济效益。     

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。      

Research on sequence stratigraphy,hydrogeological units and commingled drainage associated with coalbed methane production: a case study in Zhuzang syncline of Guizhou province,China

Exploitation of coalbed methane (CBM) involves groundwater extraction to depressurize coal reservoirs. This can involve groundwater extraction from multiple coal seams (commingled drainage). Interlayer interferences, caused by heterogeneity of hydrodynamic fields of the different coal gas reservoirs, can restrain CBM production. Understanding of the hydrogeological characteristics of each reservoir, inseparable from characteristics of the sequence stratigraphic framework, is critical for CBM exploration. Analysis of Zhuzang syncline in Guizhou province, China, found gas- and water-blocking strata near the maximum flooding surface in the upper part of each third-order stratigraphic sequence; thus, the hydrogeological units were divided vertically (SQ4, SQ3, SQ2 and SQ1) by the boundaries of the third-order sequence. The commingled-drainage CBM wells were analyzed by numerical simulation and Extenics theory, on the basis of characteristics of the hydrogeological units. Gas content, reservoir pressure and hydrodynamic parameters were found to vary between the hydrogeological units. The interlayer interference was not obvious where there was commingled drainage within single hydrogeological units with similar hydrodynamic force; this was validated by observing the consistent pressure decrease within each reservoir using historical matching. Since the source of drainage water varied from stratum SQ3 to SQ4 (containing lower hydrodynamic force compared to SQ3), it was obvious that groundwater extraction from SQ4 was restrained by SQ3, by showing obvious interlayer interference and restrained CBM production during commingled drainage across the different hydrogeological units. Reservoirs within each single hydrogeological unit tend to obtain higher CBM yield, thus take priority for commingled drainage.