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2013年煤层气学术研讨会

2013年煤层气学术研讨会

  • 召开年：2013
  • 召开地：杭州
  • 出版时间： 2013-09-23

主办单位：中国煤炭学会;中国石油学会;煤层气产业技术创新战略联盟

会议文集：2013年煤层气学术研讨会论文集

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  • 摘要：由于煤层气井产出水化学特征对于研究CO2注入煤体发生的物理化学反应具有重要意义,以实验室模拟实验为手段,辅以分析沁水盆地柿庄北区块CO2注采煤层气井产出水的测试数据,研究CO2注入煤层气井产出水离子成分变化及其化学反应机理.将产水过程划分为注入前、反应过渡期、稳定期三个阶段进行研究,并分析产出水的离子成分含量、酸碱度、矿化度的变化规律并分析其变化机理.实验研究发现:产出水由注入前的碱性过渡为弱酸性,稳定后又回到碱性;由于酸岩反应的持续进行,矿化度随着时间的增长逐渐变大;钠离子、钾离子含量随着时间的增长逐渐变大;由于钙离子、镁离子、铁离子在酸碱性条件性质不同,其含量呈现出先增加后减小的趋势.因此在CO2注入提高煤层气采收率过程中应尽量保持地下水为酸性条件。
  • 摘要：实验测定了黔中隆起研究区煤心平行面割理、垂直面割理及垂直层理面等不同方向的渗透率随有效应力的变化情况,对比分析了增压过程和降压过程中不同方向煤心渗透率的损失值大小.结合煤层气井的排采制度,讨论了煤层气排采过程有效应力对煤岩渗透率的影响,给出了合理排采工作建议;讨论了不同方向煤岩的应力敏感性差异,为井网优化提供依据.
  • 摘要：以渗流力学理论及压降叠加原理为基础,依据沁水南部煤层气生产区块16口排采井生产数据,分析了煤层气井压降漏斗形状的演化特征,提出了煤储层流体渗流物理过程的演化类型,在此基础上进一步探讨了煤储层渗流物理过程对煤层气直井产气量的影响,并提出相应的生产建议.研究结果表明:煤储层渗流物理过程可分为定压边界压力均衡下降型、定压边界压力不均衡下降型、封闭边界压力均衡下降型和封闭边界压力不均衡下降型四种类型,四种类型渗流物理过程的压力释放和传播方式各不相同;均衡下降型渗流物理过程煤储层压力下降幅度较大,排采稳定,更有利于煤层气井单井生产;井网排采条件下,在保证压降漏斗有效叠加的前提下,应尽量促进煤储层压力的下降,同时注重相邻煤层气井渗流过程的配比,避免严重的气、水分异现象出现.
  • 摘要：从煤岩化验分析,煤岩的工业组分主要为碳和灰分,其次为挥发分,最后为水分,水分含量一般1％～3％.煤层气开发过程中遇到了井间产水量差别大,部分煤层产水量大、产水时间长,难以降压解吸的困难.充分利用常规综合测井资料和成像资料,分析了煤层气排采过程中的产水因素,认为顶底板砂岩含水量大,是重要水源,煤层顶底板岩石中应力集中、裂缝发育,煤岩破裂压力与顶底板破裂压力相近,造成煤层压裂时压裂缝容易上下窜通,是产水的重要因素.结合排采数据,利用测井资料对煤层及顶底板可能的产水进行了分析.
  • 摘要：珲春煤田属低阶煤煤田(褐煤),其煤储层条件相对复杂,煤层埋深一般在400～650m,具有多煤层、薄煤层的特点,煤层层数30～70层之间,煤层厚度一般在5～40m,煤层单层厚度一般为0.2～3.0rm,煤层分布间距一般在185～235m范围内,其中可采煤层仅占45％,不可采煤层占55％,给煤储层改造(煤层气增产措施)的投入在技术和经济上带来一定的困难,这样复杂的煤层结构体系在目前国内外煤层气开发中尚无储层改造的先例和经验,采用压裂组合投球分压储层改造工艺技术,主要是集珲春煤田煤储层特性及石油天然气开采工艺技术相结合,利用优化组合煤层采用投球分压理论,使煤储层最大化得到改造.通过对珲春煤田多煤层、薄煤层储层改造关键技术研究及煤层气相关生产试验井的生产实践证明,该项技术具有经济合理性和技术先进性.
  • 摘要：多分支水平井技术的应用推动了非常规资源的勘探与开发.多分支水平井能够沟通更多的裂缝系统,提高储层导流能力,提高气井产量以及采收率,降低开采综合成本,具有广泛的应用前景.结合煤层气井实际地质资料,建立数值模拟模型,对比分析了三种不同井型(直井压裂、水平井、多分支水平井)在煤层气开采中的应用,采用多分支井累积产气量约为直井产气量的4.5倍,水平井产气量的2倍,证实多分支水平井在煤层气开采中的优越性.采用建立的数值模拟模型,分析了多分支水平井的控制范围,并对其结构参数(分支长度、分支数、分支夹角以及分支间距)进行了优化分析.最终结果有多分支水平井的控制半径大约在160～180m范围之内,分支与主井筒夹角在45.～55.范围之间较好,最优分支间距为300～350m,而分支数以及分支长度越大,累积产气量越高,但是还需要结合钻完井成本等多方面因素综合考虑来选取最优值,以获得较好的经济效益.
  • 摘要：煤层气产出过程包括解吸、扩散和渗流,其中解吸对煤层气产量起着决定性作用.煤岩储层渗透率普遍较低,为提高煤层气产量需要进行压裂增产,煤层气压裂作业中必然发生压裂液与煤层的相互接触,煤岩微裂隙发育、比表面大和毛管压力高等特点导致压裂液易对煤层造成严重损害,进而影响煤层气解吸与扩散.以宁武盆地9号煤和现场用压裂液为研究对象,开展平衡水煤样、饱和水煤样及各种压裂液作用后甲烷气体解吸实验,并拟合实验结果获得不同条件下的扩散系数.研究结果表明,压裂液作用后煤样解吸量、解吸速度以及拟合得出的扩散系数均低于平衡水煤样及饱和水煤样.结合润湿角测定及扫描电镜分析结果,指出与地层水相比,煤样对压裂液的强润湿性及吸附作用是导致煤层气解吸扩散能力降低的主要原因.该研究成果能够为现场煤层气井压裂作业过程中压裂液优选提供理论指导作用.
  • 摘要：煤层气开采过程中,需要采出大量的地层水来降低煤层压力,满足煤层解吸附的需求,而采出水再利用也是煤层经济开发的关键因素之一.本文在宁武盆地某区块采出水水质分析的基础上,完成采出水水质对压裂液性能、采出水与压裂液添加剂配伍性、采出水配制压裂液性能评价及现场应用.实验结果表明,采出水与压裂液添加剂配伍性良好;利用采出水配制的压裂液粘度稳定,携砂性能良好:破胶彻底,对储层伤害小.现场试验两口井,施工成功.
  • 摘要：目前,向煤层中注入CO2开采煤层气技术已经发展到了井组试验阶段,世界各国所做试验结果都表明该技术能够提高煤层气的单井产量和采收率,同时能够实现CO2的埋存.重点针对沁水盆地南部单井试验成果、实验室测试成果和数值模拟方法,对注CO2开采煤层气的效果进行了分类评价.分析认为该区块3#煤层注入CO2后,煤层气的采出程度达到85％,井组模拟注CO2可提高采出程度10％以上.
  • 摘要：在国内煤层气井组开发实践和排采动态分析的基础上,选取柳林地区5口井组成的井组单元进行分析.该5口井以F7井为中心,对称分布组成菱形井网.煤层气主采煤层4号煤海拔标高总体略微西倾,煤层埋深、灰分含量、含气量均以F7为轴心对称分布;F7井产气量最高,在1200m3/d左右,其余4口井产量较低,在300～700m3/d波动;F7井的高产,在一定程度上得益于周边4口井的干扰作用,形成了区域降压优势;通过排采曲线可知,非连续性排采在关井期间造成地层回压,损害气井产能;采用Eclipse数值模拟软件的CBM模块进行模拟计算,井组在12个月左右即可形成明显区域降压优势,中心井在初始产气阶段产气量会相对较高,在高峰期后,产气量有一定回落,周边井产气量稳步上升,在3年之后达到与中心井相等的水平.
  • 摘要：以铁法矿区大兴井田多压裂层合层排采工程井为研究目标,分析了多压裂层合层排采的地质可行性,探讨了排采控制工艺阶段对应的气水两相流产出阶段,提出了排采控制工艺阶段的控制指标.研究结果表明,多压裂层合层排采可分为六个控制阶段:放喷、初期排水降液面、憋压、憋压一控压产气、控压稳产、产气衰减.认为放喷阶段需根据井口压力确定油嘴大小;初期排水降液面阶段需控制井底流压降幅、日产水量;憋压阶段需控制井底流压、日产水量、憋压压力最大值;憋压一控压产气阶段需控制井底流压降幅、套压日降幅,最小套压.控压稳产阶段需控制井底流压,最小套压,液面深度和煤层深度关系,产气衰减阶段需控制井底流压和最小套压.认为多压裂层合层排采相较于单层排采,套压控制对于单井总产能有极其重要的控制作用.
  • 摘要：为定量分析煤层气解吸特征对产能的影响,本文基于兰格谬尔等温吸附模型,建立了煤层气解吸阶段划分理论.在该理论中,引入解吸效率来定量表征不同压力下的煤层气解吸速率.根据数学曲线上的关键节点,分别定义了启动压力、转折压力与敏感压力,并据此将煤层气解吸过程划分为低效解吸、缓慢解吸、快速解吸与敏感解吸四个阶段.研究表明:快速与敏感解吸阶段对煤层气井产能贡献很大,而低效与缓慢解吸阶段则很小;煤层吸附能力(兰氏体积)和储层压力(埋深)是影响煤层气解吸特征的两个关键因素;沁南地区和柳林地区的煤层气开发现状印证了该理论的正确性.
  • 摘要：相对渗透率广泛应用于预测煤层气开采动态，但在实验室内测定的相对渗透率，由于煤心数据有限，煤层气藏储层非均质性强，相比常规气藏存在更多的不确定参数，求取一条有代表性的相渗曲线是非常有意义的工作。提出一种最新计算煤层气相对渗透率的新方法,以实际气井生产数据为依据,采用理论解析方法间接获得煤层气藏中气水相对渗透率曲线及生产指数,经与目前普遍应用的数值模拟结果对比,该方法生成的生产指数、气水相对渗透率曲线涉及变量少,可信度高,既反映了实际生产动态,又可以很好地指导历史拟合和生产预测,为后期开发投资评价提供科学依据.
  • 摘要：水平井相比较直井而言具有得天独厚的优势,但在相同地质条件下不同井型的水平井其经济效益也各不相同.本文以柳林区块尝试过的煤层气多分支井为例,引入经济评价的概念,对两种多分支水平井型、三种方案进行了对比评价,来分析不同水平井开发方案的优劣.双煤层多分支水平井要比常规的单煤层多分支水平井的经济效益好。原因主要是水平分支井距大，控制面积大，所以单井的控制气量就大，最终采出气量也会相应增多;一口工程井可以打两层煤，而通常打两层煤需要钻两口工程井，这样减少了一口工程井造斜段和一口排采井的投资，所以投资相对少。煤层水平分支间距的大小取决于煤层渗透率的高低。渗透率高，分支间距应该加大;渗透率低，分支间距应该减小。设计水平井的井型，不能只考虑总的煤层进尺，还应根据煤层渗透率考虑分支间距大小。若多层目的煤层距离较近，可以考虑用一口工程井钻多个煤层的水平段，这样可以大大降低水平井的投资，提高项目的整体经济效益。
  • 摘要：针对沁水盆地煤层气田各种地面集输工艺管网的特点,对比分析了每种工艺管网的优势、不足及适应性,合理选择管道涂层，做好钢制管道防腐措施；在地面集输工艺中加入主动增压技术，对当前阀组流程进行改造，增加边远井输送距离，增大集输半径，探索出适应于低压低产煤层气井的地面集输工艺管网模型,从而降低了建设投资,提高煤层气田开发的总体经济效益.
  • 摘要：PE管道在煤层气田中广泛应用,使得整个地面工程的投资大大降低,促进了整个煤层气产业开发进程.本文首先在管道投资方便将PE管与钢管进行了对比,然后重点讲述了PE管的现场施工方法及注意事项,最后对PE管在使用寿命上的优势进行了说明.当PE管径＜250mm时，PE管无论在投资成本上、施工方法，还是在使用寿命上都有明显的优势。由于煤层气田的设计气压一般为0.6MPa，在合适壁厚的PE管足以代替同管径的钢管。如今煤层气产业正在蓬勃发展，相信在不远的将来，中国的煤层气的产量一定会满足国家新能源的需求。从而保障我国能源安全。
  • 摘要：准噶尔盆地的煤炭勘探和地质资料十分丰富，煤层气勘探水平比较高，盆地南缘以长焰煤-焦煤为主，是深化勘探和基本研究的理想地区。基于对准噶尔盆地的地质条件、煤层气赋存规律和储层特性基础资料研究,认为影响含煤盆地煤层气有利区块评价的最主要因素是埋藏深度、含气饱和度、煤层埋深、煤层厚度、渗透率、临储压力.通过对比研究充分考虑各因素间关系,建立了"一票否决+层次分析法+模糊评价法"结合的煤层气有利区评价方法,对单个区块运用含煤盆地煤层气区块评价主控因素进行"一票否决"评价,对于多个区决采用层次分析法赋予各因素权重系数,利用模糊数学法求得各目标区量化的评价数,确定了最有利的开发区块为乌鲁木齐河—四工河区段、四工河—大黄山区段、吉木萨尔水西沟.
  • 摘要：本文是上届年会论文《实现煤层气勘探开发技术模式的转变》的续篇.在该文中,作者建议,以煤层气AVO技术为技术支撑,转变煤层气勘探开发技术模式,从美国的"以钻井工程为主导"技术模式,转变到中国的"预测指导下的钻井工程"技术模式,有效地提高钻井成功率和单井产量.在与诸多同行探讨这一建议的可行性时,经常遇到的一个疑问是:煤层气投资周期长、回报低,因此,需要低成本勘探开发;煤层气AVO,听起来有道理,好像也有用,但是,使用AVO技术需要有地震资料,而地震勘探投资大,经济上是否可行?究竟怎样做煤层气勘探开发才是低成本的?这是需要算细账才能够回答的问题.为此,本文虚拟了两家小型煤层气勘探开发公司:惯例常运公司和创新幸运公司.前者遵循美国"以钻井工程为主导"技术模式,而后者使用"预测指导下的钻井工程"技术模式.模拟这两个公司在同一个400km2的煤层气矿区在提交探明储量阶段的勘探费用.模拟结果证明,尽管创新幸运公司为了使用AVO技术预测富集高渗区而投资3960万元做地震勘探,它在申报探明储量阶段的勘探投资比惯例常运公司少4881.5万元.原因主要是创新幸运公司使用AVO技术查明富集高渗区,缩短了勘探周期,减少了公司总部和勘探开发现场的日常运作费用。因为使用AVO技术查明了富集高渗区,钻井压裂试气成功率高,两个排采试验井组全部成功,比惯例常运公司少打一个排采试验井组(四口井),节省工程费用.然而,长远来看,创新幸运公司投资地震勘探的效益主要不是节省了4881.5万元勘探投资,而是由于查明了煤层气储层富集高渗区,因而提高了获得工业气流的井比率,合理地划分开发单元,优先开发富集高渗区,早日收回勘探开发资金.本文的结论虽然是基于虚拟数据的,但是文章引用的数据来自多家煤层气服务公司和煤层气勘探开发公司报价的平均值,较为可靠.有志者可以将虚拟效果转化为实际成效.
  • 摘要：本文以白壁关区块以往的地质勘查及研究成果为基础,分析认为该区构造简单、煤层厚度大、埋深适中而且分布稳定、储层渗透率较高、煤层含气性较好,有利于煤层气开发.该区主要目的煤层9号煤直接顶板为K2灰岩,在勘探开发过程中应尽量避免灰岩水所造成的不利影响.
  • 摘要：本文从新景煤矿构造煤变形及孔隙结构特征方面入手，分析二者之间的耦合关系，进而探讨不同类型构造煤对煤储层物性的影响，为区内的煤层气勘探开发提供理论指导。研究表明:区内构造以宽缓褶皱和小断层为主,煤层变形较弱,以原生结构煤和碎裂煤为主,强变形构造煤局部发育于3号煤层中.随着变形程度的增强,煤体中碎斑、碎粒结构增多,裂隙的密度增加、宽度先变大,后变小,方向性和稳定性变差;煤体总孔容和孔隙度较高,以微孔和过渡孔为主,中孔和大孔发育的差异性大.根据压汞曲线形态划分出三种孔隙结构类型:平行型孔隙连通性好,渗透性有所增强;尖棱型孔隙经历一定程度构造改造,连通性和渗透性都较好;双S型孔隙连通性差,煤体强度低,不利于煤层气的运移.
  • 摘要：通过对国内外煤层气储层勘探开发测井技术的应用调研,总结了煤层气储层评价技术的发展现状,梳理了煤层气储层测井评价的技术流程,提出了一种用于综合评估煤层气系统优劣级别的定性评估方法.最后分析了煤层气测井评价当前面临的问题和挑战,指出了煤层气勘探开发测井技术的发展趋势及适用于煤层气评价的测井装备系列的发展方向.在测井新技术快速发展的今天，岩石物理分析师面临的最大难题之一就是如何更为有效地应用各项新技术服务于目标油藏评价并修正已建立的油藏模型，综合提高油藏开采能力。随着未来适合煤层气开发的测井新装备、压裂实时监测等系列新技术的应用以及科学开发煤层气藏策略的建立，必将为煤层气勘探开发注入新活力和挑战。
  • 摘要：我国页岩气储层埋深大,页岩气勘探中普遍采用常规取心方式.根据页岩储层条件及孔隙结构分析,解吸法可以更为准确的测定页岩含气量.统计发现,页岩气与煤层气在累计解吸气量与解吸时间的关系中比较一致,在解吸速率和解吸时间的关系中存在较大差距,采用回归法计算损失气的方法不能在页岩气解吸中盲目使用,需谨慎选择稳定解吸点计算损失气.分析认为,通过三阶温度解吸分步骤计算损失气能够完善整个测定过程;同时,针对不同压力条件地层,损失时间的计算要根据实际储层压力、泥浆压力、大气压力进行计算,保障常规取心过程中损失气及页岩含气量的准确性.
  • 摘要：四川盆地上三叠统须家河组页岩气资源潜力巨大,然而前人的评价工作可利用的含气量数据不足.本文利用威远一带zk11-3井和广元赵家坝一带ZK12-1井页岩气现场解吸工作,在获取较可靠含气量数据的基础上,结合富有机质泥页岩厚度、埋深、TOC、R.等特征参数等值线图,采用概率赋值的体积法计算了四川盆地上三叠统须家河组页岩气资源量,优选出3个有利区,须三段有利区1个,为资阳-南充有利区;须五段有利区2个,分别为荥经-邛崃有利区和资阳-遂宁-巴中有利区.评价结果表明,四川盆地上三叠统须家河组地质资源量为6.78x1012m3,资源潜力巨大.
  • 摘要：通常对一个煤层气区块进行储层评价要做许多张图,如煤层底板等高线图、煤层等厚图、含气量等值图、等压图、等渗透率图、含气饱和度图……为了更清晰地判读并提高效率,可以把多个参数结合在一起,并生成一些新的图件,比如含气系数等值线图、采控系数等值线图.在这些图件当中,煤层含气量是个很重要的参数,实验室测得数据往往偏低,可以通过用生产数据反推含气量数据对实验室数据进行校对.煤层含气量是一个十分重要的煤层参数，可以利用临界解吸压力在等温吸附曲线上反推出一个含气量，这个值更能准确代表煤层的真实含气量。
  • 摘要：与常规天然气赋存状态不同,煤层气主要以吸附态赋存于煤基质表面,所以煤质特征对煤层气的赋存起着至关重要的作用.从煤岩宏观、微观结构特征,煤岩比表面积-孔径分布特征,煤岩的工业分析和煤岩渗透率几方面,对筠连矿区煤层气赋存条件以及排水降压前景进行了分析.通过同位素实验结合气组分分析认定筠连矿区煤层气为有机原生热成因热裂解气,测定其含气量中等,利用等温吸附曲线可以估算出该地区具有较高的含气饱和度以及较高的临界解吸压力,有利于排水降压开采.通过本文研究可以清楚了解筠连矿区煤岩及煤层气特征,为进一步勘探开发部署提供理论依据.
  • 摘要：煤储层吸附特征参数是评价煤层气资源和开发潜力的重要参数,煤储层的吸附能力是影响煤层气含量的关键因素之一,直接影响到煤层气井的产能,所以研究煤储层的吸附特征,分析煤储层吸附能力的影响因素对于我国煤层气的开发具有长远的意义.基于等温吸附试验,结合煤样解吸试验、结合煤样工业分析和煤储层常规参数,研究了沁水盆地沁水某区块煤储层的吸附特征,探讨了煤储层吸附能力的影响因素.研究表明,该区块含气量高,具有较强的吸附能力.煤阶、孔隙度、灰分和煤体结构对煤储层吸附能力有较大的影响,孔隙度越大、煤体结构越完整,煤储层吸附能力越强,灰分含量的增加会降低煤的吸附能力,随煤变质程度的增加,煤储层吸附能力先增加后减小.
  • 摘要：煤岩矿物含量的计算是煤层气储层评价的重要方面之一.对比煤的工业分析,介绍了煤岩多矿物体积模型与测井响应方程.利用遗传算法全局搜索能力强的优点,综合利用多种测井曲线,将遗传算法应用于煤层气储层多矿物测井评价.对鄂尔多斯盆地研究区块实际测井数据进行了处理,处理结果与煤心实验结果基本一致.但这种方法受概率控制，具有一定的随机性，计算结果“毛刺”状特征明显。当煤层矿物成分更加复杂时，由于测井参数有限，可能导致结果的多解性。
  • 摘要：煤岩割理压缩系数是反映煤岩渗透率对有效应力敏感性的一个重要参数,研究该参数对于预测渗透率变化具有重要意义.本文针对采自沁水盆地南部、韩城—澄合矿区和三江—穆棱河含煤区的10块煤岩样品(制备18个岩心),测试了两种不同性质气体(He和CO2)在0.4MPa,0.8MPa和1.5MPa气体压力下随有效应力变化(2.2～4.0MPa)的气体渗透率,采用Seidle et a1.(1992)有效应力一渗透率模型估算了煤岩割理压缩系数.对比分析显示,测试结果具有一定可靠性.在此基础上,本文从初始渗透率、显微组分、气体种类和气体压力等方面综合分析了煤岩割理压缩系数的影响因素.结果表明:①煤岩渗透性越低,对有效应力越敏感,即具有较大的割理压缩系数;对于初始渗透率值小于0.1mD的煤岩,割理压缩系数范围为0.05～0.07MPa-1(He)和0.06～0.09MPa-1(CO2);②割理压缩系数随镜质组含量增加而逐渐增加;随惰质组含量增加而逐渐降低;③CO2比He测定的割理压缩系数较大;④随气体压力增加,He测定的割理压缩系数以"先降后增"为主要变化趋势;CO2测定的割理压缩系数则以"持续增加"为主.
  • 摘要：论述了含煤层气系统理论在中国的产生、发展与不断深化的过程.含煤层气系统是煤层气领域借鉴含油气系统理论并结合煤层气自身特点而产生的理论成果,并在其发展过程中,针对特定地质条件,不断完善丰富."多层叠置独立含煤层气系统"是基于黔西煤层群条件对含煤层气系统理论重要的发展,"层序控气"是其中标志性的研究成果,并区分了具有统一压力含气系统与无统一压力含气系统.揭示了层序格架对多层叠置独立含煤层气系统的控制作用，沉积环境决定了层序内部封闭性的好坏，进而决定煤层间流体联系的强弱，最终决定了垂向上独立含煤层气系统的发育情况。但具体的封闭层位置、岩性、封闭性质等存在差异。重新厘定了含煤层气系统的概念,并认为含煤层气系统理论今后将在服务煤层气开发方面发挥更大的作用,在多煤层和多系统叠置发育地区,如何协调各系统进行有序、递进开发,避免开发过程中系统间的相互干扰是尚待解决的难题,关系到煤层群发育区煤层气开发的前景。
  • 摘要：以实际生产数据为基础,对比煤层气井产水量,从煤储层压力、埋深、测井等方面综合研究了柳林地区太原组灰岩地层水文特征及富水分布趋势.结果表明:煤层气开发过程中,太原组煤层产水量的高低与8号煤层顶板灰岩裂隙发育程度有直接关系,且与灰岩水层相连通的煤储层具有低压低温特点;8号煤层高产水区对应的太原组灰岩具有高声波时差、高伽马值的响应特征,泥质含量高值区,灰岩裂隙较发育.选取最高泥质含量参数预测顶板灰岩裂隙发育程度,结合储层压力、煤层埋深将8号煤层的顶板灰岩含水层划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型区域,其中Ⅰ型区易形成潜在优势泄水通道,水动力活跃,富水较强,不利于煤层气开发.
  • 摘要：沁水盆地煤层气开发利用已形成一定的产业规模,具有重要的战略地位,为进一步促进开发,提高产业效益,开展煤层气产业的经济效益分析是非常必要的,本文对沁水盆地煤层气发展现状进行了经济效益分析,结果表明沁水盆地煤层气产业蕴藏着巨大潜力,有着广阔的市场前景.目前我国煤层气产业仍处于初期发展阶段，总体发展水平较低，除了急需技术上的革新外，最重要的便是国家政策的扶持。根据上文对山西沁水盆地A区块敏感性分析得出，对财务内部收益率影响较大的因素是煤层气的价格，目前我国煤层气价格是由国家定价的，整个产业盈利水平较低，为了解决这一关键问题。建议进一步提高煤层气气价补贴标准；国家给予财政资金支持；鼓励煤层气企业加大对外合作力度。应当适当放宽对外合作专营权，简化对外合作项目的开发方案审批程序，同时，带领我国煤层气产业市场化、规模化、品牌化。通过上述经济杠杆引导煤炭企业提高对瓦斯抽采利用的积极性，鼓励煤炭生产企业采气采煤一体化，促进煤层气输运管网建设等，从而推动煤层气勘探和开发的技术创新，充分发挥国家财政政策的导向性。煤层气产业自身也应该加强新技术的研发与应用，从而降低投资成本，提高煤层气产量。
  • 摘要：合理控制煤粉产出是煤层气井稳产、高产的关键,而钻井过程扰动又是煤粉产生的重要原因.本文基于岩石力学和材料力学理论,分析了在钻机钻穿煤层过程中容易产生应力集中:"井壁应力集中和裂纹尖端应力集中".并通过力学理论方程建立了裂隙尖端破裂面破裂方程,在对潘庄区块煤层气生产基地地质参数及生产实践统计分析的基础上,解释了钻井过程中造成的应力集中带所致产出煤粉的机理性因素.该研究具有一定的理论价值和现实意义.
  • 摘要：SN015-5H井位于沁水盆地南部向西北倾的斜坡带上,目的层为山西组3#煤层气藏.该井一开、二开采用膨润土钻井液,三开采用无固相盐水钻井液体系,其配方为:清水+0.1％～0.5％纯碱+0.2％～0.5％降滤失剂+0.5％～1％包被剂+0.2％～0.5％页岩抑制剂+0.03％～0.06％增粘剂+30％工业盐.在现场应用过程中,控制钻井液密度1.15～1.20g/cm3,漏斗粘度40～50s,利用增加工业盐的含量控制密度保证井壁力学稳定性,加入降滤失剂控制失水保持煤层结构强度,增强钻井液抑制性,提高泥饼质量,防止井壁坍塌,利用增粘剂控制泥浆流变性实现高效携岩.应用该钻井液,SN015-5H井水平段纯钻时间148.3h,平均机械钻速4.51m/h,煤层总进尺668.1m,最终煤层钻遇率达100％.
  • 摘要：针对煤储层低压、低渗、胶结性差等特点引发的固井难题,本文通过理论分析和实验研究,研制出新型发泡剂体系及稳泡剂体系,优选出适合泡沫水泥浆体系的固井外加剂,最终形成一套地面密度为1.10～1.20g/cm3的新型泡沫水泥浆体系,实现了高效发泡、泡沫质量稳定、泡沫水泥浆综合性能优良的目标.应用研发的新型泡沫水泥浆在沁南示范区成功进行了7口井的现场试验,固井优质率≥96.87％,圆满完成固井任务.
  • 摘要：合理预测煤层气井的产气量对于提高煤层气开发经济效益具有重要意义,目前常用的煤层气井产量预测方法有数值模拟方法和产量递减曲线方法,数值模拟方法对输入参数有严格的要求,一些参数常常难以获得,而产量递减曲线法仅适用于出现较长递减期后的煤层气井产量预测.针对中国煤层气开发历史短、递减特征不明显等特点,提出了煤层气井产量预测的动态统计方法,该方法基于煤储层产气潜力和解吸程度系数(释放程度)决定煤层气井产量的基本原理,在静态地质条件分析的基础上,根据煤层气井早-中期排采动态资料,建立煤层气井产量与储层产气潜力和解吸程度系数之间的统计模型,进而对煤层气井达到产气峰值之前的产量进行预测,并用实际资料对该方法进行了验证,误差分析表明,煤层气井产量预测的动态统计方法具有较高的预测精度.
  • 摘要：在瓦斯发电领域尤其是低浓瓦斯发电领域,为确保安全大多采用水环式真空泵作为抽送设备,同时配合细水雾输送的方式,这就导致了气体中携带有大量的液态水.这些液态水进入到瓦斯燃气发电机组内部会严重降低机组的发电效率,增加热耗,同时大量液态水会对机组内部钢结构产生锈蚀降低设备使用寿命.以宁夏石嘴山瓦斯发电站为例,详细分析了液态水对于低浓度瓦斯发电机运行效果的影响.实践证明,有效脱除液态水后瓦斯发电机组的维护周期由原来的750h延长至1500h;发电功率由原来的380kW提升至420kW;年度累计发电时长由原来的5000h延长至6000h,效果十分显著.
  • 摘要：针对当前国内普遍采用"正循环回转钻进+分级扩孔"方法施工大直径工程井效率低、周期长、工程风险大等不足,研制了Φ219.1/168.3mm气举反循环双壁钻具和Φ168.3mm内平单壁钻具及配套附属器具,并成功应用于某直径Φ1200mm,651.2in深大口径瓦斯抽排井.该套钻具尺寸大,强度高,采用特殊螺纹连接.现场应用情况表明,钻具抗拉、抗扭强度高,密封性能好,应用气举反循环施工较传统工艺携岩效果好,机械钻速提高74.3％,井身质量优.此外,由于井内干净,钻井风险也得以大幅降低.
  • 摘要：注入/压降试井作为获取煤储层参数的一个重要手段,近年来获得了广泛的应用.但注入/压降试井的一个重要前提是测试在储层"平衡"状态下开始,而低压储层往往在取心(打开目的储层后)、扩孔、测井及测试过程中均暴露在"过平衡"状态下。本文提出用变产量叠加函数法对低压煤层气参数井试井资料进行分析,取得了很好的效果,并验证了该方法的适用性.对于低压储层井的试井分析，不应该只用测试时记录的注入时间及注入排量进行分析，而应该叠加煤层揭露以后的生产时间及泥浆(或水)的漏失量后，使用变产量注入/压降试井方法进行分析。否则会得到一个非常低的渗透率，非常低的表皮(或非常高的负表皮)，和常高的储层压力。叠加函数法使用的前提条件为:压降过程必须达到径向流状态并持续一段时间，否则只能使用折算生产时间进行“模板拟合”。在揭露煤储层后(钻井介质为泥浆时)，随着时间的增长，表皮系数(S)值会逐渐变大，也就是流体在井筒周围的压力损耗变大，因此产量(渗人入煤储层的流体量)会逐渐变小，这也是为什么在钻井过程中Q1(没有地面加压)会大于(或远大于)试井注入过程中注入量Q2的原因。因此，揭露目标煤层后，应尽可能地缩短钻井、测井及测试前准备工作的时间，否则应延长测试时间。
  • 摘要：针对韩城煤层气田多种组合开发方式并存的特点,通过对不同合采组合方式连续生产1.5年的气井产能进行对比分析,并从地质因素和排采参数系统地剖析该区煤层气井产能影响因素.对比表明多层合采井的气水产出效果明显较差,其中单采11#煤层的气井单位煤厚的最大产气达744.40m3/d,最大产水约1.96m3/d,而合采井单位煤厚最大产气均不足500m3/d(三层合采井产气效果最差),最大产水也均低于1.8m3/d.分析认为井间干扰是造成多层合采井气水产出效果差、储层降压不充分的主要因素,而煤层间距和煤层与围压间的水文地质条件是井间干扰的主要影响因素.此外,这些反映出煤层含气饱和度特征、储层降压程度和外来水体补给情况的排采效果表征参数(初见气时间、初见气井底流压和初见气累产水量)也是影响气井产能的重要因素.
  • 摘要：基于沁水盆地南部樊庄区块煤层气储层基本地质属性参数、工程措施参数和排采参数,建立煤层气直井构造、水文地质控制模型;通过灰色关联分析,提取了制约煤层气井形成高产的关键地质和工程参数:临储比、埋深、含气量、原始渗透率、液柱高度、加砂量、井网间距、等效泄流半径和排采初期动液面下降速率等;对比上述参数在不同产能井的表现形式,总结樊庄区块煤层气直井高产模式:远离断层和陷落柱,煤层原始渗透率大于1mD,含气量大于15m3/t,埋深介于500～700m之间,临储比大于0.7,液柱高度大于400m,加砂强度大于40m3,井网间距小于200m,等效泄流半径介于30～60m之间,排采初期动液面下降速率小于2m/d.
  • 摘要：煤层气AVO技术是评价煤层气井的新技术。压裂试气前使用AVO技术做预评价，能够评定获得工业气流的可能性;对于不可能获得工业气流的井，可以考虑放弃压裂排水试气，因为压裂排水试气的成本远大于钻井、录井、测井、固井等的合计总成本。介绍AVO技术评价煤层气井的三个功用:压裂前预评价、压裂后再评价和老矿区挖潜增效,展示和总结了三个矿区部分评价成果,证明该评价方法的有效性.最后讨论了将AVO技术评价煤层气井获得的规律应用于地震资料预测煤层气储层富集高渗区.
  • 摘要：煤层气多分支水平井钻井工艺集成了煤层造洞穴、两井对接、随钻地质导向、钻水平分支井眼、欠平衡等多项钻井技术,具有技术含量高、排采稳定、储层改造面积大、管理方便等特点.通过柳林地区开发水平井的经验,总结出一套较为完善的水平井钻采工艺,并针对钻井时地层漏失严重、煤层易垮塌和排采工艺时煤粉卡泵、油管镶嵌煤桥等难题,提出具体解决思路和方法.中联煤层有限责任公司柳林区块目前已完成了4组多分支水平井,储层改造效果明显,产气量增大,经济效益显著提高.
  • 摘要：煤层气水力压裂过程中会向煤层中注入大量压裂液和各种添加剂,从而会对煤岩性质产生影响.从煤岩的表面化学性质出发,研究不同类型压裂液和添加剂在不同条件下对煤层颗粒表面化学性质的影响,揭示外加离子对煤层颗粒迁移的影响规律,明确煤粉运移控制机理,探索合理的煤层气排采制度.研究结果表明：煤由于其表面官能团极性较弱、故煤岩均为弱亲水表面;表面活性剂能增加煤岩润湿性，但对不同煤阶煤影响程度不尽相同;表面活性剂在煤岩表面吸附随其浓度和吸附时间的增加而达到饱和，达到饱和后其润湿性不再改变;建议根据具体煤阶煤岩研发相应的煤粉悬浮剂，在恰当的时机加入，制定合理的排采制度(返排时机、排量等)，最大化煤粉流出率，减少煤粉堵塞，降低伤害。
  • 摘要：分析了井下微地震裂缝监测测试技术原理、震源定位计算方法及现场测试方法,介绍了沁水盆地南部柿庄南区块煤层气井井下微地震裂缝监测测试解释结果.通过对监测解释结果分析,认识到柿庄南区块煤层压裂裂缝形态复杂,空间展布显现出网络裂缝及非对称裂缝的特征,裂缝延伸方位为北东向或东南向,与断层走向平行或垂直,各种压裂工艺形成的裂缝形态及几何尺寸差异较大,对压裂工艺选择、施工参数优化设计及井网部署提供了重要的依据.
  • 摘要：新疆阜康矿区煤层气资源量丰富,但由于区内大多数地区的煤层属于低阶煤,加之新疆地质构造的复杂性,因此,在此区域内进行煤层气开采利用难度大,规模化、产业化生产步履缓慢.2012年以来,在新疆准南煤田阜康矿区黄山一二工河向斜北翼部署建设的煤层气参数井小井网,在各方面人员的积极努力与配合下,煤层气的排采工作取得了单井日产气量2000m3/d以上的惊人成绩,实现了低阶煤煤层气排采工作新的突破,开创了在低阶煤地区进行煤层气开发利用的新局面.低阶煤层排水降液阶段与高阶煤层在初期的排采中所采用的定量排采(产水量依据抽油泵的排量而定)不同，在低阶煤层降液速度不宜过快，产气阶段，应根据各井的具体情况进行各井的产能评估工作;在低阶煤层排采过程中，应保持合理的排采强度、有效的排采进度，保护煤层不受伤害，控制好排水强度，防止过量煤粉产出，保证排采工作稳定、连续、高效的进行，力求达到最佳的产气量;本地区煤层属低阶煤，具渗透性好，煤层含气量高，煤层气开发利用潜力巨大，煤层气排采工作取得初步成效，进行大规模煤层气开发利用条件成熟。
  • 摘要：系统分析了煤层气排采过程中水压传播的影响因素,主要包括排采时横向上边界的影响、剖面边界上的影响、储层渗透率、压力梯度、不同排采方式、不同排采强度等影响因素.根据不同的煤储层条件、围岩与煤层的关系建立了不同渗透率条件的地质概念模型,即:启动压力梯度可忽略的仅煤层段各向同性层状概念模型;启动压力梯度可忽略的仅煤层段各向异性层状概念模型;启动压力梯度不可忽略的仅煤层段各向异性层状概念模型;启动压力梯度可忽略的煤层及围岩一定距离的块状概念模型;启动压力梯度不可忽略的煤层及围岩一定距离的块状概念模型.结合不同地质概念模型,分别建立了相应的水压传播数学模型.
  • 摘要：井下梳状定向孔技术实现远距离抽采松软煤层中煤层气的成孔技术,通过在松软煤层稳定的顶底板岩层施工长距离主孔,然后从主孔开梳状分支孔进入目标层位,具有钻孔长、梳状分支孔多、目标层位有效孔段长等优点.根据梳状孔在松软煤层施工特点,研制了梳状孔施工所需钻探设备,研究出不同梳状孔类型布孔方法与施工工艺,并对其在九里山、平煤五矿应用效果分析,得出梳状定向钻技术满足孔深大于500m钻孔施工要求,并在采空区瓦斯治理中效果显著,其中九里山矿单孔最高日抽采瓦斯纯量7974.7m3,累计抽采煤层气109万m3,为松软煤层的煤层气抽采和瓦斯治理提供了新的技术途径.
  • 摘要：柳林区块煤层气双煤层多分支水平井试验成功后如何持续稳定排采逐渐成为亟待解决的问题,尤其是斜对斜井型这个问题更为突出.本文在对比不同排采设备类型及其生产特点的基础上提出螺杆泵为唯一适用设备;同时通过分析井型特点及设备情况,经过详细计算得出导向器+扭矩短抽油杆+固定式扶正器+井下压力计的组合能有效解决面临的问题.建议尽量使用斜对直方式开发双煤层水平井;如条件限制必须使用斜对斜方式则应尽量控制生产井井斜，最大井斜不应超过35°;采取一切必要的手段保证井下、井上各项数据录取准确，尽量直接录取，避免通过换算等方式录取。
  • 摘要：科学合理地评价地质因素对排采的影响程度是正确认识排采效果的保障,而影响排采的地质因素众多,关系复杂,对于评价各因素的影响程度有一定的难度.本文以鄂尔多斯盆地某煤层气田为例,采用层次分析法,把复杂问题简单化,只需两两相比较并赋予尺度值,计算权重并排序,较好地解决了不同地质因素影响相对重要性的排序问题.研究结果表明,局部构造和水动力背景因素决定了排采对煤层气的释放程度,综合考虑这两个地质因素,可圈定有利排采区;渗透率、含气量和煤层厚度等储层特性是煤层气井产气的基础,三者共同决定单井控制范围内储层的产气潜力;在有利排采区内的高产气潜力区布井,是培育高产煤层气井实现煤层气高效开发的关键.通过各个地质影响因素的权重评价，表明该煤层气田排采井位部署应优先考虑局部构造因素和区域水动力场，避开断层，并在高产气潜力区部井，才能保证排采井具有较好的排采效果。
  • 摘要：本文主要应用相空间重构理论,研究了煤层产气量时间序列的混沌特性,并计算产气量时间序列数据的关联维数、最大Lyapunov指数,证实产气量数据存在混沌现象.RBF(径向基函数)神经网络在非线性预测方面具有优良表现,但神经网络模型的输入神经元个数的选取还没有一个明确的解析式来表达,为解决这个问题,把对产气量时间序列进行相空间重构后计算出的关联维数作为RBF神经网络模型的神经元个数.据此把混沌时间序列和RBF神经网络结合起来,对煤层气产能进行预测,通过实例验证,该方法具有较高的精度,也为煤层气产能预测研究提供了一个新的思路.
  • 摘要：煤层气的勘探开发属于高危作业,出于技术与成本考虑,煤层气企业大部分的工程施工都外包给不同专业领域的承包商.由于煤层气的低成本运作,导致了承包商的安全生产基础薄弱.针对此种情况,提出了煤层气企业应从承包商的准入管理、开工审查、过程监管及考核淘汰四方面着手进行监管的措施,全面提升承包商的安全生产水平.
  • 摘要：本文首先对煤层气资源在地下的存在形态及我国煤层气资源的发展现状作了的简单介绍,并以沁水南部煤层气开发地面集输建设为例,通过集输管网和站场将合格的煤层气进行外输.在煤层气集输过程中应对煤层气进行采取分离、脱水等工艺的处理，以保证安全平稳地输送合格的煤层气。根据山西省"就地利用,余气外榆"的原则,对山西省煤层气资源提出了可适用的利用方案，可以就近作为民用燃气、汽车燃料；此外，还可将煤层气进行液化。将罐装液化煤层气运输销往省内较远距离地区或省外地区。最后简要介绍了开发利用煤层气资源的必要性和重要意义.
  • 摘要：在分析研究云南老厂区块区域地质构造、含煤地层、煤质等基础资料基础上,总结分析了煤层气参数井获取的煤储层含气性、渗透性、吸附能力等储层物性参数,指出云南老厂区块煤层气具有良好的勘探前景.其煤炭保有储量丰富，可采煤层多、厚度大，分布广，且埋藏深度适宜，是煤层气勘探开发的有利条件。煤层含气量高，地层能量较强，有进行规模开发的价值。煤层气成藏地质条件优越，具有较好的煤层气勘探开发条件和可采性及形成大型煤层气田的条件。煤层气资源丰富，具有广阔的勘探开发领域和商业化产气能力以及产业化发展的良好前景。云南省政府对煤层气的大力支持，中石油中缅管道从区块附近穿过，煤层气市场前景广阔，这些都是该区开展煤层气勘探开发的优势，必定不断促进煤层气事业的发展。
  • 摘要：在煤层气勘探过程中,应该对不断增加的资料数据进行研究,图件加以更新,借以指导进一步的勘探和开发工作.通过对柳林煤层气区块的资料分析可知，该区块整体上是一个向西南倾斜的单斜构造，在新绘制的图上北部呈现出一个明显的宽缓的鼻状隆起，且在东北角有断层出现。根据近百口煤层气井资料新做的图件可见，形成了3个高含气量区，即由北向南EP-1，煤探孔4附近有一大于11m3/t高区;CLG-03d，煤探孔附近大于14m3/t的高带，区块东南角的CLY-160,CLY-64附近也出现一个大于14m3/t高区。说明油气向构造高部位运移这一规律在煤层气中也是存在的。区块中压力基本上是由东北向西南随深度变大而升高，但仍然可以看出在鼻状隆起高点略高而翼部略低的现象，东北部断裂带处也是低压带。总之，随着勘探程度的深入及开发工作的展开，必须把与煤岩有关的各种地质因素加以总体综合研究，除煤层厚度，含气，渗透率等主要特征外，影响这些参数的地质因素如沉积相，地应力演变，水文地质等都要给予综合研究考虑，以便更加有效经济的进行开发。
  • 摘要：煤层含气量是评价煤层气开发潜力的基础,也是进行煤层气资源计算与选区评价的关键参数.在有效含气量数据少、不能满足研究工作需要的情况下,根据浅部实测含气量数据预测深部煤层含气量是一种行之有效的方法.就目前煤层含气量的预测方法进行了归纳总结,详细介绍了多元逐步回归分析,BP神经网络和灰色模型三种数学模型预测方法,并对比评价了各种预测方法的优缺点及准确性.在各种深部煤层含气量预测的方法中，常规的预测方法在区域选区上有一定的局限性，但是在其适用的地区，预测精度相对较高。多元逐步回归和BP神经网络这两种方法预测效果有明显提高，不过其计算量大，参数的选取比较复杂。对于勘探开发程度较低，并且含气量资料较少的地区，灰色模型法优势比较突出，仍旧需要进一步的完善。所以在对深部含气量进行预测时，应结合预测区实际情况与资料的数量，确定合适的预测方法，提高预测的准确性，为进一步的勘探开发做好充分的准备。
  • 摘要：当今，地震勘探有效地利用了现代科学技术，从而促进了煤炭工业的飞速发展，同时也给国民经济带来了巨大的经济效益。基于地震相的划分原理及地质反映特征,提出人工神经网络识别技术计算方法,结合其它钻井资料对煤层气富集区进行预测.通过沁水盆地某矿区地震数据体实例分析,证明地震相预测技术与单纯计算叠后数据体的振幅、频率特征属性相比,由于使用了波形分类技术并结合实际地质资料计算,可靠性及精度均有所提高.
  • 摘要：基于贵州页岩气区测井及钻井资料,为寻找贵州页岩气开采有利目标区,运用实验、数值分析的方法,在考虑沉积环境和构造因素的情况下,对采集的样品的干酪根有机碳同位素(δ13C)、总有机碳(TOC)、镜质体反射率(Ro)进行了测试对比.结果表明:研究区干酪根有机碳同位素(δ13C)偏轻,平均为-33.26‰,最重为-30.7‰,最轻为-34.43‰,表明牛蹄塘组黑色岩系沉积时期的水体环境处于强还原环境;烃源岩薄片的镜下观察发现,所见生烃生物主要为红藻和蓝藻,样品总有机碳(TOC)含量平均值在4.73％,达到优质烃源岩标准;镜质体反射率(Ro)平均值在3％左右,研究区烃源岩均处于过成熟阶段.因此,在综合分析资源丰度、含气量、页岩厚度等条件下,选定风岗务川沿线以东,思南印江沿线以西为贵州页岩气勘探的有利目标区.
  • 摘要：基于黔北页岩气区测井及钻井资料,为寻找黔北页岩气开采有利目标区,运用实验、数值分析的方法,在考虑沉积环境和构造因素的情况下,对采集的样品的干酪根有机碳同位素(δ13C)、总有机碳(TOC)、镜质体反射率(Ro)进行了测试对比.结果表明:研究区干酪根有机碳同位素(δ13C)偏轻,平均为-33.26‰,最重为-30.7‰,最轻为-34.43‰,表明牛蹄塘组黑色岩系沉积时期的水体环境处于强还原环境;烃源岩薄片的镜下观察发现,所见生烃生物主要为红藻和蓝藻,样品总有机碳(TOC)含量平均值在5％以上,达到优质烃源岩标准;镜质体反射率(Ro)平均值在3％左右,研究区烃源岩均处于过成熟阶段.因此,在综合分析资源丰度、含气量、页岩厚度等条件下,选定凤岗务川沿线以东,思南印江沿线以西为黔北页岩气勘探的有利目标区.
  • 摘要：本文以Visual Studio2005和MAPGIS K9为开发工具,采用Browser/Server模式，建立了基于GIS的煤层气勘探开发信息管理系统,并设计了勘探开发图件数据录入、编辑、动态查询、空间分析、绘制专题图等功能,能够动态、直观的反映出各区块煤层气勘探开发现状,通过对煤层气勘探、开发部署及成果矢量图件和勘探开发数据一体化管理的分析,为总部决策者提供煤层气业务现场实施过程的管理及监控;为科研人员及一线生产作业人员利用已有数据,保障科研、生产提供支持.
  • 摘要：通过对鄂尔多斯盆地东缘煤层气地质基础资料研究,认为影响含煤盆地煤层气储层评价的一级控制因素包括含气性参数、煤储层参数、煤质参数.通过对比研究充分考虑各因素间关系,建立了"一票否决+层次分析法+多层次模糊数学法"相结合的煤层气有利区块评价方法,该方法首先对单个区块运用含煤盆地煤层气区块评价主控因素进行"一票否决",再对多个区块采用层次分析法赋予各因素权重系数,利用多层次模糊数学法求得各目标区量化的评价数.研究建立的含煤盆地煤层气区块综合评价方法,多种数学模型相结合,丰富了煤层气有利区块评价理论.
  • 摘要：沁水盆地南部潘庄含气区煤层气资源条件良好,开发潜力大,通过对潘庄含气区煤层气地质条件和储层条件的审图分析,认为本区煤层气赋存条件良好,含气量高,储层吸附/解吸能力较好,储层渗透率较高.潘庄含气区煤层气藏主要受3类地质因素控制:构造对煤层气含量和赋存规律具有明显的控制作用;水文地质条件对煤层气具有明显的水力封闭作用;该区地下水径流较弱,为典型的等势面扇状缓流型,有利于区块内煤层气的富集;印支期煤层快速埋藏与燕山期岩浆活动、高异常地热场对煤层气生成有显著的控制作用.
  • 摘要：煤层气干扰试井是目前能够准确获取煤层参数的有效动态方法之一,它既可以定性也可以定量对煤层进行分析评价,它在确定煤层物性基本参数方面具有明显的优势,其主要目的是获取储层的评价参数,从而评价煤层的连通性和非均质性.从沁南盆地柿庄南区块选取5口井进行干扰试井试验,并且落实该区域煤层的横向连通性以及排采期煤层气井的关井压力恢复响应特征,进而评价区域煤层压力、物性参数.对录取到的资料进行分析可知:井间连通性差，储层物性差，储层整体压力较低，平面压力分布差异较大。
  • 摘要：页岩气储层测井响应特征及解释评价方法与常规油气层存在明显区别.针对页岩地层富含有机质的特点,利用测井资料信息,对反映页岩有机质特征的有机碳含量、热成熟度指数、含气量等参数的计算方法及适用性进行研究,总结不同地层特点的影响因素及适用条件.编入程序形成软件,处理成果和岩屑、岩心等资料分析对比,主要参数对比结果一致性较好,基本能满足页岩油气储层测井解释评价及勘探开发等方面的技术需求.
  • 摘要：构造煤是煤层受构造应力作用，原生结构、构造受到强烈破坏而产生破坏、粉化、增厚、减薄等变形特征的煤。基于测井曲线对煤体结构的响应特征,对大宁-吉县区块的5#和8#煤层进行了测井曲线的解释验证.结果表明:构造煤在测井曲线上具有有视电阻率高、自然电位正异常、自然伽玛小、人工伽玛大、井径大、声波时差高等特点.构造煤主要发育于该区块的"一隆、一坳、两斜坡",从西向东,构造煤由薄变厚,至古驿—窑渠一带达最厚,约2m,向东逐渐变薄至薛官—峪口一带达到最薄,约0.5m,向东逐渐变厚至黄土镇—黑龙关—台头镇一带达到最厚,约为2m.
  • 摘要：分析认为,单一含煤层气系统因其内部存在渗透性通道而引起的侧向散失作用是将其转变为多层叠置含煤层气系统的根本原因.据此建立了多层叠置含煤层气系统形成的侧向散失地质模型和数学模型,运用数值模拟方法研究了水公河向斜多层叠置含煤层气系统的形成演化过程.结果表明,研究区煤层气成藏过程分可为5个阶段,即浅埋—未成熟阶段、深埋—初期成藏阶段、早期抬升—散失阶段、二次成熟—成藏活跃阶段和散失-多层叠置含煤层气系统发育阶段.从早白垩世末开始,因地层差异抬升,水公河向斜逐渐形成,侧向通道散失作用发生导致多层叠置含煤层气系统开始发育;多层叠置含煤层气系统显现程度先增强后减弱,在距今69Ma时最为强烈;侧向通道散失作用与"均一化"作用动态变化与耦合叠加控制了多层叠置含煤层气系统的显现程度.
  • 摘要：本文以四川盆地蜀南地区龙马溪组页岩为例,着重探讨了页岩在沉积埋藏之后经理生烃、排烃后页岩气富集过程,论述了构造抬升对页岩含气量的影响理论模型,提出了预测页岩含气量的基本地质方法,对页岩气地质选区具有指导意义.研究区龙马溪组页岩气的成藏特征也反映了多期成藏特征，早期发生于三叠纪及以前的有机质成熟生烃和排烃过程，以生排差异、多期运聚为主要特征;中期发生于中侏罗世及以前的原油裂解产生天然气、沥青和异常高压过程，以深埋高温、油气转化为主要特征;晚期发生于喜马拉雅期构造圈闭的形成改造和隆升剥蚀过程，以隆升剥蚀、晚期成藏为主要特征。
  • 摘要：近年来,煤层气作为一种新型能源受到全球广泛关注,随着我国煤层气开发技术的日益完善,煤层气产业快速发展,但在大规模开采煤层气过程中,对土地造成了不同程度的损毁.因此,及时开展损毁土地复垦,已成为改善开采区域环境、促进土地集约节约利用的重要途径.对煤层气开采区域土地复垦现状进行了分析,探讨了土地复垦存在的问题及对策,以期实现资源开发与土地保护双赢目标.指出应进一步完善土地复垦政策法规，因地制宜编制土地复垦规划，制定严格的土地复垦技术标准，重视土地复垦实施，加强复垦土地后期管护。总之，解决煤层气开采过程中产生的土地损毁与环境问题，全面推进资源开发与环境保护协调发展，对我国社会经济可持续发展具有重要意义。
  • 摘要：四川省古蔺县石宝矿区煤层气资源较为丰富,具有良好的煤层气开发前景.本文在对石宝矿区煤层气勘探有利区优选的基础上,提出了适合于该区煤层气勘探开发方式的建议和具体实施措施.根据先前做的煤炭资源地质评价，确定煤层气有利区块，确定地质参数井、试验井、排采井的井位。采用直井式、从式、顺层式钻井施工工艺，根据各煤层气井钻探取得的倾角等产状资料，采取顺煤层方向对套管进行定向射孔，射孔完成后，能使煤层压裂裂缝尽可能向沿煤层及远处扩展，增加产气通道，从而提高煤层气产气量。采用水基压裂液，通过与地层水的配伍性试验，添加适当的添加剂调整压裂液的性能，降低对储层的伤害。
  • 摘要：页岩气是一种潜力巨大的非常规资源,已经在北美地区得到成功开发,成为全球油气勘探的一个新领域.水平井钻井与体积改造已经成为页岩气开发的主体模式,针对国内页岩气水平井钻井中存在的页岩性质基础研究滞后问题,以蜀南长宁-威远示范区龙马溪组合气页岩野外露头和钻井取心为对象,采用X射线衍射分析、氩离子束剖光后扫描电镜观测,以及三轴岩石力学实验等测试方法,从页岩矿物组分,微观结构,岩石力学性质等方面剖析该示范区龙马溪组合气页岩组构与岩石力学特性,研究表明该示范区龙马溪组页岩矿物组分纵向变化大,黏土矿物以伊利石为主,属于低水敏性页岩;相对于北美典型含气页岩,该区龙马溪组页岩微观结构更加致密,碎屑颗粒更小,渗透率更低,岩石强度及弹性力学参数存在明显各向异性等特点.
  • 摘要：煤层气是一种优质、高效、清洁的能源,其开发利用市场前景十分广阔.煤层气井固井技术是煤层气井钻完井关键技术之一.为促进我国煤层气井固井技术的研究与发展,对煤层气井固井所面临的问题进行了较全面的分析,总结了国内外煤层气井固井技术研究进展,指出了煤层气井固井技术研究应坚持以"低压固井"为基础,以保护煤储层为关键,开发多功能前置液,发展低成本、高强低密度水泥固井技术和泡沫永泥固井技术,解决煤层气固井漏失难题.
  • 摘要：钻井作业是煤层气勘探开发的重要施工环节,具有较大的危险性.煤层气企业应从建立完善钻井承包商安全管理标准化及煤层气公司安全监管标准化两方面着手,开展安全生产标准化建设工作,从而提升钻井作业的安全生产水平,也为煤层气企业全面开展安全生产标准化工作提供借鉴.
  • 摘要：煤层气储层与常规油气储层在储集状态和产出方式两方面存在较大的差异,煤层气是吸附气,必须解吸成游离气才能如常规油气通过渗流通道产出;煤储层基质的渗透率通常小于0.1×10-3μm2,我国开发的中高煤阶煤储层割理不发育,渗透率也低于0.1×10-3,μm2.因而钻井液侵入煤储层后造成的损害有两方面,一方面损害孔隙,影响煤层气解吸成游离气的程度;另一方面损害煤层气渗流通道,影响解吸后的煤层气进入井筒.将受钻井液污染后的煤层气解吸率和渗透率损害率作为钻井液对煤层气储层损害评价指标,能更全面地反映煤储层受损害程度.在对煤层气解吸率和渗透率特点研究的基础上,通过对煤层气解吸率损害评价装置和超低渗透率储层损害测试装置的研制,建立了钻井液对煤层气储层损害室内评价方法.

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