• 主题
高级搜索  >
历史搜索 清空历史
首页>中文会议>其他>2014年全国煤层气学术研讨会
2014年全国煤层气学术研讨会

2014年全国煤层气学术研讨会

  • 召开年：2014
  • 召开地：扬州
  • 出版时间： 2014-09

主办单位：中国石油学会;中国煤炭学会

会议文集：2014年全国煤层气学术研讨会论文集

会议论文

热门论文

全部论文

全选（0）
  • 摘要：以沁水盆地南部煤层气井为例,区内煤层气井压裂后形成的裂缝以垂直缝为主.当垂直裂缝扩展至煤层与顶底板的界面时有两种路径选择,垂直裂缝穿透界面进入顶底板或沿界面发生偏转形成"T"型缝.针对此,以线弹簧模型模拟煤层与顶底板间的界面效应,建立了煤层气水力压裂有限元模型;计算了裂缝在界面处的剪切位移和能量释放率;分析了岩石力学参数、界面剪切刚度及地应力参数对裂缝扩展路径的影响.结果表明:当顶板弹性模量一定时,随着界面剪切刚度的减小,界面剪切位移增大,比较容易形成"T"型缝;当界面剪切刚度一定时,界面剪切位移及能量释放率随着顶板弹性模量的增大而减小,即顶板弹性模量的增大具有明显的阻止裂缝扩展的效果;当界面剪切刚度小于108Pa/m时,界面剪切位移及能量释放率不随顶板弹性模量的变化而改变;当界面剪切刚度一定时,随着水平地应力差的增大,界面剪切位移及界面能量释放率增大,即界面容易发生剪切滑移.
  • 摘要：煤层压裂时存在"井间干扰"现象,井间干扰受地质构造、煤层微观结构、井间距、压裂规模等诸多因素控制.通过跟踪分析发现:新井压裂时井间干扰在一定程度上增大了煤层改造体积,提高了压裂改造效率,有利于延长煤层排采周期,提高煤层气的产量;而在老井改造时井间干扰却会导致周围排采井产气量下降,甚至不产气,产气恢复期长,严重影响了煤层气井的正常生产及后续生产计划.对井间干扰规律进行了阐述,并就煤层压裂改造提出建议,优化了压裂规模和施工参数,用以指导煤层气生产.
  • 摘要：煤层气井氮气泡沫压裂在国外取得了良好的效果,目前也是国内煤层气压裂研究方向之一.本文通过介绍寿阳煤层气区块氮气泡沫压裂方案及实施情况,并结合排采效果,对氮气泡沫压裂技术在寿阳地区煤层气开采中的应用情况做了初步总结.
  • 摘要：煤层气是后石油时代重要的高效清洁能源之一,合理开采煤层气需要对煤层气的不同阶段进行合理划分,并针对不同排采阶段制定不同的排采生产制度.本文概述了煤层气排采的基本流程,通过对国内外不同排采阶段各种划分方法的依据、分段特征、划分方法的优缺点的综合对比评价,提出了一种煤层气排采六段划分法,给出六段划分法在不同排采阶段技术对策,并指明了不同排采阶段定量化研究的重要性.
  • 摘要：基于山西沁水盆地柿庄北煤层气勘探开发资料以及新疆硫磺沟煤矿地质资料,采用U.S.A TerraTek IS-100等温吸附解吸仪开展了CO2、CH4单组分吸附解吸实验以及纯CO2置换CH4的实验研究,分析了高、低煤阶煤对CO2、CH4单组分气体吸附解吸规律以及CO2置换煤层CH4特性.结果表明:山西沁水高煤阶煤吸附能力强于新疆硫磺沟低煤阶煤,山西沁水煤样对CO2、CH4气体的吸附解吸曲线具有可逆性,新疆硫磺沟低煤阶煤样对CO2气体的解吸曲线具有明显的滞后显现;置换过程中,山西沁水高煤阶煤样中CO2、CH4吸附浓度及吸附量变化较大,置换效果明显,低压置换效果更好,新疆硫磺沟低煤阶煤样中CO2、CH4吸附浓度及吸附量变化不大,置换效果不明显,说明高煤阶煤更适合通过注CO2置换CH4来提高煤层气的采收率.
  • 摘要：在煤层气排采分析及数值模拟研究中,煤储层结构的三维建模是数值模拟和结果分析的起点,具有关键作用.三维长方体等传统网格,难以表达地层的起伏变化.角点网格具有表达起伏变化地层的优势.本文从煤层气动态可视化的角度出发,基于角点网格建立了煤储层三维地质模型.研究了角点网格模型的数据特点及读取网格数据的方法,采用C号编程语言并结合OpenGL图形接口,开发了煤储层三维可视化界面.利用有限体积法建立了角点网格下的煤层气数值模拟方程,为煤层气的储层模拟及产能预测提供了理论基础.
  • 摘要：通过总结高频机械波(包括超声波、冲击应力波)、低频机械波(低频振动)以及电磁波对煤层气解吸的影响,指出高频机械波、电磁波促进煤层气解吸,但低频机械波出现抑制煤层气解吸的现象.高频机械波、电磁波促进解吸的主要共同机理包括致裂增渗和改变煤表面势能促进煤层气解吸,超声波、电磁波促进解吸的主要机理还包括温度效应.波动作用影响煤层气解吸的研究还需重点关注煤储层地质条件,如地应力、层理/割理方向、煤层结构、地层水等对波动作用的制约或放大作用.高频波动作用下致裂增渗促进煤层气解吸还需重点考虑裂隙空间补偿、裂隙支撑等问题.
  • 摘要：玻璃钢筛管完井工艺作为一项新的完井工艺,是在煤层气水平井裸眼完井、PE筛管完井技术上进行的创新.玻璃钢筛管完井工艺具有维护井壁稳定、高效防砂、防锈耐腐、安全经济、可实现管柱重入完成通洗井等明显优势.玻璃钢筛管较低的摩擦系数更利于管柱下入作业,较高的强度有利于保证水平段通道的完整,实现后期水平井段的通洗井作业,非金属的材质有利于煤矿后期的开采作业安全.玻璃钢筛管以冲管为内管可在整个作业过程中建立泥浆循环,可以有效处理下筛管过程中的遇阻现象,并能实现高压水力喷射洗井,更大限度地降低前期作业过程中对储层的伤害.该工艺首次在山西某区块现场施工4口井,成功率100％.该工艺对煤层气开发起到重要的实用价值,并且具有良好的市场经济前景,对煤层气水平井完井工艺技术发展起到重要的指导作用.
  • 摘要：利用TGNET建模方式实施了管网工艺的模拟计算,对集输管网优化方案的校核相对准确,对于集输管网优化、完善集输工艺设计等方面具有一定的指导意义.本文通过对TGNET软件提供的各种状态方程和气态游动方程进行适用范围分析,选取适用于湿气输送的方程,进行管网仿真模拟计算,对沁水煤层气田郑村区块集输管网局部压力不平衡状况进行模拟计算,筛选合理的优化方案,建设实施后,该区块各段管线输气量均衡,有效解决管网输气紧张及南、北部管网输气不平衡的问题.
  • 摘要：煤层气是优质的高效能源和化工原料,但是煤层气田的大规模开发也带来一系列的环境问题.煤层气开发井网密度大,单位面积地表扰动大,可能导致一系列生态问题;煤层气开发对环境的不利影响以水环境影响最为突出.本文提出为实现煤层气资源绿色开采,一方面尽快建立煤层气区域开发长期的环境监督和监测机制,推进煤层气相关环保技术研究;另一方面加强煤层气富集高产规律及开发技术研究,力争实现煤层气高效开发和环境保护共赢目标.
  • 摘要：煤矿区煤层气(CSM)地面井采动区卸压抽采充分利用了煤层采动过程中的卸压增透、增流效应,能够有效抽采煤矿卸压瓦斯,在获取煤层气资源的同时能够有效缓解煤矿井下瓦斯治理的安全需求.本文深入介绍了煤矿区煤层气(CSM)地面井采动卸压抽采技术的重大进展、应用效果和发展前景,重点分析了地面井优化设计关键技术取得的重大突破;同时,针对煤矿区煤层气(CSM)中煤层气浓度变化范围大、波动大的特点,分析了低于30％浓度煤层气掺混发电、高于30％浓度煤层气含氧液化制作LNG产品的完整产业化方案及技术发展情况.煤矿区煤层气(CSM)地面井采动卸压抽采已经成为了煤层气开发领域一个重要的组成部分,该成套技术及完整产业链的形成将推动我国煤层气抽采率和利用率的大幅提高.
  • 摘要：晋城矿区煤矿采空区随着3号煤层的开采,绝大多数过采空区地面钻井施工都存在钻井液的大量漏失情况,为解决钻井液的漏失难题,一开用泥浆钻进,二开及之后均采用空气作为循环介质进行潜孔锤钻进,基本解决了采空煤层以上全井漏失问题和过采空区煤层冒落段问题,实现安全钻进,完成开发利用底部9号、15号煤层煤层气,经在晋城矿区钻井试验,完成底部煤层煤层气的开采利用,取得了良好的效果.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东缘柳林地区是我国中煤阶煤层气开发的热点地区,但区内多种排采模式井产能特征迥异,严重制约产能规模化建设.根据井型和层位组合类型将柳林地区煤层气井划分为5种排采模式(A—E).结合单井产能动态与多井产能对比分析,总结了该区不同区域、不同排采模式井产能特征,分析了不同排采模式井产能差异原因,并优选了排采模式.研究表明:(1)在区块北部,A、D模式井产能效果较好,B、C和E模式产能效果较差;在区块南部,A、B和C模式产能效果均较好.(2)区块北部B、C和E模式产能效果较差的主要原因是施工等因素使8号煤层顶板石灰岩水进入煤层.(3)区块中北部宜采用E模式开发;区块北部不宜采用B、C模式,而南部则可采用B、C模式开发;区块南、北部均可采用A模式开发.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东缘是我国继沁水盆地之后的第二大煤层气产业基地,煤层气资源量为9×1012m3.鄂尔多斯盆地东缘地跨天桥泉域、柳林泉域和韩城泉域三大水文地质单元,水文地质条件复杂,水文控气作用认识尚待深入.本文通过研究鄂尔多斯盆地东缘不同水文地质单元内地下水动力场和水化学场对煤层气富集的控制作用,结合研究区特殊地质构造背景,总结了水文控制下煤层气富集成藏模式.研究表明,活动弱、矿化度高的弱径流—滞留地下水环境对煤层气藏具有良好的封闭作用,而研究区中部及南部水动力较北部弱,更有利于煤层气的富集和保存.在研究水文控气作用基础上,提出了水文控制下的单斜—水力封堵型煤层气富集成藏模式.
  • 摘要：为了研究新疆阜康西区多煤层合层排采的可行性和揭示合层排采的层间干扰机制,从新疆阜康西区选取1口煤层气参数井,结合实验测试资料及排采成果,模拟研究了区内煤层气井多煤层合采的产能特征,基于多煤层合采过程的敏感性分析,揭示了合采产能的主控因素,并探讨了研究区合采的可行性.结果表明:合采产能的主控因素为煤储层渗透率、储层压力、临界解吸压力及地层供液条件;层间干扰的明显表现为储层压降的同步扩展,这也是影响合采产能的关键.综合研究区内各煤层储层物性特征与产能预测结果,认为A2煤层单压单采,A3+A4煤层合压、合采的组合最为有利.
  • 摘要：通过对准噶尔盆地东南部阜康、五彩湾、昌吉等地区采集煤岩样品的核磁共振、环境扫描电镜、微米CT及煤岩煤质等系统测试结果的综合研究运用,分析准东地区侏罗系煤储层孔径分布、孔隙形态、孔隙成因及孔、裂隙连通性.初步认为准东地区低煤阶煤储层孔、裂隙类型主要可分为两类:类型Ⅰ——煤岩高惰质组含量五彩湾地区,核磁共振测试呈单、宽、高峰形态,煤储层中大孔发育,扫描电镜镜下观察,孔隙类型以原生结构孔为主,裂隙多为内生裂隙,且孔裂隙连通性强,渗透性好;类型Ⅱ——核磁共振测试谱峰呈过渡型有间隔的双峰型态,煤储层中、小孔及过渡类型孔共同发育,孔隙类型以原生结构孔、屑间孔及气孔共存,显示较强的生气能力.裂隙多以外生裂隙为主,孔、裂隙连通性较弱.煤岩演化程度及显微组分对孔、裂隙特征有直接关系.
  • 摘要：本文应用体积法精确计算了准噶尔盆地南部倾斜煤层煤层气资源量和可采资源量,得出以下结果,资源量计算参数中,三屯河—乌鲁木齐河煤层厚度最大为77.25m,乌鲁木齐河—四工河段含气量最大12.36m3/t,煤层倾角变化复杂,8°～48°不等,其中,乌鲁木齐河—四工河段煤层倾角最大为48°;八道湾组总资源量为10351.75×108m3,西山窑组为24596.49×108m3,盆地煤层气总资源量为34948.24×108m3;研究区由西到东理论最大采收率逐渐升高,至乌鲁木齐地区达到最大为76.29％,然后向东开始降低,至阜康地区下降到55.56％;准南地区煤层气资源量是3618.68×108m3,可采资源量最大为1321.18×108m3.
  • 摘要：基于吐哈盆地地质构造背景及煤储层特征,采用"体积法"计算出西山窑组煤层气资源量,通过综合分析煤层各项数据,绘制煤层厚度等值线图、含气量等值线图、煤阶图、埋深图等图件,采取"一票否决制+层次分析法+模糊数学法",从细分区块中,依照否决条件,进行三级区块否决,对西山窑组剩余目标区块进行层次分析和模糊数学评价,并进行排序,挑选出有利目标区.西山窑组目标区共有5个,分别为:伊拉湖、大河沿、三道岭、大南湖、沙尔湖,其中有利目标区为沙尔湖,较有利为大南湖,一般目标区为伊拉湖及三道岭,差区块为大河沿.
  • 摘要：蜀南筠连地区为煤层气勘探开发的新领域,经解吸实验分析,煤层含气量平均为15m3/t,预测蕴藏着丰富的煤层气资源.本文通过钻孔技术和分析化验技术,对研究区煤层气储层特征进行了详细研究,并进行了煤层气资源量的计算.结果表明,筠连地区煤层层数多,单层煤层薄,煤层埋深一般在1000m以浅;煤层演化程度高,甲烷碳同位素含量均大于-55‰,属于热成因气;煤岩煤质具低水分、低挥发分、高灰分、高硫分"两高两低"的特点;煤层割理裂隙发育差,并且局部有矿物填充,连通性不好;预测1000m以浅煤层气资源量788×108m3.综合研究分析,指出沐爱地区为主要含气区,对研究区煤层气的下一步勘探开发具有一定的指导意义.
  • 摘要：煤层气井的生产是通过抽排煤层及邻近水层中的地下水来降低储层压力,从而达到解吸条件.排水是降低储层压力的根本途径,水量的大小、有源与否会直接影响煤层气井的产气量.无外来水补给的煤层气井,在生产过程中表现为随着煤层中的水被抽排,储层压力逐渐降低,容易较快达到生产煤层气的条件.而产水量高、产气量低或无产气量的井,往往就是由于处于有源自由水区域,水源供应充足,不能在近井地带建立有效的解吸压降漏斗.本文结合蜀南地区煤层气井的地质、生产特征,总结了煤层气井的产水规律,分析了区域高产水井的原因,并提出了高产水井的下步治理方向,同时提高了对区域煤层地下水分布的认识,为合理布井提供一定依据,从而达到煤层气井经济开采的目的.
  • 摘要：滇东地区宣威—富源煤田主要含煤地层为上二叠统宣威组,赋存有丰富的煤层气资源,其地质资源量约为784×108m3,含气量一般为5～25m3/t.晚二叠世含煤地层沉积环境以陆相为主,东部边缘发育海陆过渡相沉积,聚煤环境主要为岸后沼泽、三角洲平原分流间湾沼泽及潮坪沼泽.区内上二叠统煤层总厚度为1.4～45.1m,聚煤中心主要分布在富源、羊场附近.宣威组层序地层格架从下到上可划分为3个三级复合层序,可采煤层主要分布在海侵体系域中上部及高位体系域早期的最大海泛面附近,该时期可容空间增加速率与泥炭堆积速率相互平衡,有利于厚煤层的聚集.煤层灰分变化范围为18.0％～38.5％,主要受河流搬运陆源碎屑的影响,距离主河道越远,煤层灰分越低;硫分变化范围为0.01％～3.9％,除区内南部宣威组下段煤层为高硫煤,本区硫分普遍偏低,主要与其陆相成煤环境有密切关系.煤层顶底板岩性主要为泥岩、碳质泥岩及砂质泥岩,分为5种岩相组合,其中三角洲平原、分流间湾及潮坪沉积环境下的岩相组合具有较好的煤层气保存条件.综合分析表明,在恩洪、富源、羊场地区煤层厚度相对较大,含气量较高,顶底板封盖性能较好,具有较好的煤层气勘探开发潜力.
  • 摘要：二连盆地吉尔嘎朗图凹陷为陆相断陷聚煤环境,下白垩统赛汉塔拉组是其主要含煤地层.本文以吉尔嘎朗图凹陷赛汉塔拉组含煤地层钻孔、岩心和测井资料为基础,分析了该区含煤地层的沉积相和层序地层特征,在此基础上恢复了以三级层序为单元的岩相古地理,并进行了聚煤规律的研究.赛汉塔拉组以砂砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩、碳质泥岩及厚层褐煤为主,沉积相主要为扇三角洲、辫状河三角洲和湖泊.共识别出两个典型的层序界面,包括区域不整合和下切谷冲刷面,将赛汉塔拉组划分为两个三级层序.古地理单元主要有扇三角洲平原、辫状河三角洲平原和滨浅湖,物源主要来自凹陷西北部的苏尼特隆起.煤层主要发育在扇/辫状河三角洲平原分流间湾环境和滨浅湖环境,聚煤中心主要位于凹陷的中部,西南部和东北部聚煤作用一般.各层序煤层发育较好但分布不一,其中层序Ⅱ煤层较层序Ⅰ厚.
  • 摘要：我国煤层气资源量主要分布于深部.目前深部煤矿井的开采和部分深部煤层气井的勘探表明,深部煤层气具有一定的勘探开发潜力.深部煤层气地质条件较为复杂,提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测,加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理.
  • 摘要：本文以昭通软褐煤为产气母源进行褐煤次生生物气模拟生成实验,在控制其他影响因素相同的情况下,分别再添加甲醇、酵母浸出液和乙酸钠溶液为底物,通过分析产气量、气体组分、VFA含量和辅酶F420活性在模拟过程中的变化特征,探讨底物类型对褐煤生物气生成的影响,并从成气母质角度进一步分析生物气生成的过程和机理.结果表明:甲醇和酵母浸出液的加入可以明显增加VFA含量(P＜0.01),降低环境的pH值,从而抑制辅酶F420的活性(P＜0.05),使得产气量减少,说明甲醇、酵母浸出液对褐煤生物气生成具有明显的抑制作用;乙酸钠的加入可提高体系中辅酶F420的活性(P＜0.05),同时不会造成VFA的积累,产甲烷菌数量和活性均显著增长,使得产气量显著增加(P＜0.05),同时增加了气体成分中CH4含量(P＜0.01),说明乙酸钠溶液对褐煤生物气生成具有明显的促进作用,是理想的产甲烷系统的激活剂.基于实验结果认为:快速的产酸是褐煤产气过程的重要条件,产生的有机酸需要被迅速利用才能有效产生生物气.如果有机酸不能被及时转化,就会造成生气系统pH值的降低,抑制产甲烷菌的活性.
  • 摘要：煤层气资源作为非常规天然气资源重要组成部分,开展勘探开发工作已有20余年时间,进行了10余次资源评价工作,但除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘等重点区块勘探开发程度较高外,很多外围盆地开展工作仍然很少,对地质资源量/储量认识程度较低,如何准确计算这些盆地煤层气地质资源量/储量,确定其可采性是整个煤层气产业未来发展的重要一环.本文通过对历次评价结果的总结和目前勘探开发工作实际认识,详细阐述了体积法计算煤层气地质资源量/储量和可采资源量/储量中含气量和可采系数两个关键参数的选取,对煤层气资源评价工作起到了很好的指导作用.
  • 摘要：随着沁水盆地南部高阶煤层气田勘探开发的深入,暴露出来的主要问题有:一是富集区好找、高产区难以预测;二是煤层平面上渗透率变化规律缺乏有效的研究手段;三是产气、产水规律认识仍需进一步研究.本文主要通过常规测井曲线中深侧向电阻率曲线对煤储层渗透性在平面上的变化规律以及与产气、产水的关系进行了综合研究,对高产区的储层渗透性进行了界定.明确了煤层渗透率与断层发育、最小应力分布状况的关系,为进一步研究高产区分布规律提供了理论基础.
  • 摘要：高煤阶煤层气富集高产规律一直是困扰煤层气行业的理论和技术难题,其主控因素研究贯穿于煤层气勘探开发实践的全过程.为此,本文在大量室内实验测试数据、测井数据、野外观测数据及现场生产数据统计分析的基础上,采用数理统计、层次分析、构造解析及盆地分析等方法,分层次探讨了高煤阶煤层气富集、高产的主控因素及其控气作用机理.研究表明,构造调整、水动力分区及顶底板岩性分布等控制着煤层气的富集,顶、底板泥岩发育区,水动力滞流区、弱径流区,构造调整弱或未调整区煤层气富集,并预测了沁南—夏店、马必—郑庄、柿庄—潘庄以及沁源—安泽等四个煤层气富集区;渗透率、构造部位控制着煤层气的高产,富集区的局部构造高部位埋深较浅的原生高渗带、深部的裂隙发育带煤层气易高产,并预测了安泽、马必南部、郑庄南部、樊庄南部—潘庄、樊庄中北部及夏店南部等六个煤层气高产区.
  • 摘要：本文在回顾我国煤层气地质与气藏工程开发方案编制套路的基础上,提出:①加强煤储层与储层非均质性研究;②科学开展煤层气开发层系划分与组合;③正确选用井型,工作液要与地层水相配伍;④不同部位的开发井距要有所区别,开发井距以一次成型为主,避免二次加密;⑤认真分析低产井因素,合理确定单井产量,避免盲目乐观.
  • 摘要：煤体结构类型对煤层气开发中的高渗区优选、储层改造方式及规模的确定、排采管控方式的制定都有较重大的意义.通过多角度对煤体结构预测方法进行分析,建立煤体结构多角度预测体系:通过煤体变形和煤储层破碎带预测,划分出区块内煤体变形和破碎带类型,弄清煤层气单井煤体结构破碎背景.基于煤储层破碎类型背景研究,结合煤层气井顶底板力学性质、煤岩类型垂向上差异性,依据煤体结构指数,参考深侧向、自然伽马、破裂压力差、强度因子和分形维数,综合判别煤层气单井煤体结构类型.对樊庄区块的煤体结构进行预测分析,与开发现状比较吻合.
  • 摘要：沁水盆地南部是我国煤层气研究与开发的热点地区,煤阶属于中—高阶煤,影响其煤层气井产气能力的主要地质因素有煤层厚度、含气量、渗透性、埋深、含气饱和度、构造条件和煤层的压裂改造效果等.本文在多年煤层气勘探开发取得的成果基础上,运用数值模拟技术,量化研究煤层气单井产气量对各项地质参数在沁水盆地南部煤层常见的分布范围内的敏感程度,在开发生产实践和开发方案编制中,可以其作为煤层气开发单元划分和高产富集区优选的参考依据.
  • 摘要：通过对柿庄北区块长子加密区主力煤层的埋深、含气量、孔渗、顶面构造、煤体结构等地质特征的分析,并对比区域地质背景发现研究区主力煤层尽管埋深较大,但其构造简单、厚度大、含气量较高、煤体结构较好,具有很好煤层气开发潜力,适合进行煤层气开发.结合水平井井距和井控资源量,认为现有的水平井钻井方案整体较为合理,但部分相邻井的水平段间距较小,造成部分井段井控资源量偏小,不利于水平井长期稳产,可进一步优化.此外部分井水平段存在构造起伏,不利于后期排采.
  • 摘要：针对煤层气生产影响因素多、动态特征复杂的现状,通过数值方法对煤层气开发机理进行了模拟计算,并对煤层气井的主要生产动态特征及其主要地质、工程等影响因素做了进一步分析.研究结果表明:高煤阶低渗煤层气井由于人工压裂改造措施会使得煤层气开采出现三个产气高峰;在不同的地质条件下,第1、2和3产气高峰之间的界限会有所不同,渗透率越高产气高峰之间的界限越不明显,越趋向于只有一个产气高峰的单峰模式.储层原始压力越低,煤层气井越早见气,峰值出现的时间越早;含气量越低,煤层气井见气时间越晚,峰值越不明显,20年的开采期内表现出维持较低产量稳产状态.裂缝半长越长峰值产量越高,第1峰值越明显;没有人工裂缝时,煤层气井的峰值产气量小,表现出单峰的特征,且要经过10年以上排采才可以达到高峰产量.
  • 摘要：煤层气井见气时间(启抽至有连续套压显示前的时间)对气井生产方案调整和产能动态评价有重要意义.本文以沁水盆地郑庄区块16口评价井的地质、压裂、排采等资料为基础,从煤储层物性特征、压力特征和排采特征三个方面,重点讨论了产气潜能、含气饱和度、吸附时间、视渗透率、埋深、临储比、累计产水量和动液面下降速度等因素对气井见气时间的控制作用,并基于此分析了40口开发井见气时间对产能的影响.结果表明:累计产水量、吸附时间和动液面下降速度与气井见气时间关联度最大,研究区合理的降液速度应控制在5～10m/d;高产气潜能、高含气饱和度、低吸附时间、大视渗透率的煤层气井见气时间较短;较低的临储比和较浅的埋深在一定程度上制约了气井见气速率;见气时间短的井达到产气峰值的速度较慢,过快的见气速度导致气井稳产期较短,平均产气量相对较低.
  • 摘要：近年来在晋西挠褶带的临兴、石楼、延川南等地,煤系地层致密砂岩气的勘探开发已取得了一定突破,获得高产气流.在其东邻的沁水盆地钻井中,也发现多处古生界煤系地层气测异常,特别是在安泽一口煤田钻孔发现寒武系张夏组鲕粒灰岩中有气测显示,为该区致密气的勘探扩宽了领域.在沁南区块应用AVO叠前振幅分析技术进行储层含气性研究,结果表明AVO响应主要为煤层的"高负阻抗"异常和石灰岩的"正阻抗"异常,泊松比属性可同时反映这两种岩性的AVO异常.根据正演结果,建议在南部有利构造圈闭部署评价井,以进一步落实该区煤系地层的游离气含气状况.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东缘是非常规天然气勘探开发的重点地区,基于煤田钻孔和煤层气井数据,统计分析了含煤岩系厚度、埋深和海拔标高的分布,并对地层岩性特征和沉积环境予以归纳.含煤地层本溪组、太原组和山西组,及其上的石盒子组厚度渐次增大,沉积中心集中于南部的大宁—乡宁地区和北部的兴县—临县地区.太原组沉积中心大宁—乡宁地区是盆地构造升降过程中南北物源的汇聚中心,山西组沉积中心兴临地区储集了丰富砂体.东缘埋深由东向西逐渐增大,海拔标高渐次降低,总体为单斜构造,其中兴临地区地势变化最快.煤系中砂岩、碳酸盐岩和泥质岩广泛分布,发育有碳酸盐岩台地、障壁—潟湖、陆表海三角洲、湖泊,以及曲流河、辫状河等沉积体系.多种体系在不同时空内的叠加发育,为煤层气、致密气的生储和保存提供了丰富的物质基础.
  • 摘要：本文从煤层气的主要控气地质因素着手,分析构造动力条件、水动力条件、煤层围岩等控制煤层气成藏的地质因素,耦合分析鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区5号、8号煤层的煤层气成藏效应.北部大宁地区总体上为单斜构造,构造变化具有盆地边缘向盆内由强到弱的特征,南区属开放型构造背景,造成煤层渗透性好、煤层气含量低的态势.且该地区煤系区域盖层条件较优越,对煤层气成藏有利.水动力条件方面,区域上不仅造成地下水的侧向封堵及区域封闭,而且因储层压力增高使煤层气的吸附储集能力增强.午城—窑渠、蒲县—屯里、紫义—林源—薛峰三个地区的5号煤层具有较为优越的成藏条件,午城、窑渠、碾洼村、薛峰西及林源东五个地区的8号煤层成藏条件较好.
  • 摘要：煤层气AVO技术将煤层含气量与煤层弹性参数之间的负相关关系作为该技术的岩石物理基础.该负相关关系是一个统计经验关系.使用某一个特定煤层气矿区的资料未必一定能够获得有统计学意义的负相关关系.因此,人们质疑负相关关系是否普遍地存在,能否作为一项煤层气富集预测技术的岩石物理基础.这是可以理解的、应当受到欢迎的质疑.本文根据煤岩学、煤层气地质学公认的理论、成果和(或)常识,从理论上证明这些负相关关系是普遍存在的,是煤层气储层内在的、固有的关系,是自然界客观存在的规律.煤岩学、煤层气地质学中的理论、成果或常识支持这些负相关关.并且,笔者没有发现与这些负相关关系矛盾的煤岩学、煤层气地质学的理论、成果或常识.因此,这些负相关关系能够作为煤层气AVO技术的岩石物理基础.有一些因素可能妨碍人们看到煤层气储层含气量与其弹性参数之间的真实关系,本文列出了这些因素.在做统计分析时,谨慎地剔除受这些因素影响的数据,有助于人们看到这些负相关关系.煤层气AVO技术已经突破了理论发展的瓶颈,现在需要的是突破生产实践效果的瓶颈.
  • 摘要：注入/压降试井是目前煤层气井获取煤储层渗透率、储层压力及井筒参数的主要手段.一般情况下,关井阶段压力变化平稳,排量稳定,因此注入/压降试井报告中采用压降阶段的压力数据进行分析.但在一些低渗储层使用压降段曲线进行分析时,能表征储层重要特征的径向流段往往不能出现.本文提出了应用注入段进行试井分析的理论基础、应用条件及使用注入段进行试井分析的优势,并以A井为例进行了分析.分析结果显示,注入曲线与压降曲线分析所得渗透率一致,但表皮系数差别较大,可能与不同状态下(注入状态与关井状态)近井带的压差大小及煤岩(尤其是构造煤)的高压缩性有关.
  • 摘要：煤层气储层是由裂隙发育的含有无机矿物的有机岩石组成.这种储层结构特点是储层破碎,钻井过程中易坍塌;有机岩的表面活性使其更易受到外来流体的伤害.本文根据煤层气储层结构特点,从破碎性煤层的井壁稳定和储层保护两个方面入手,研究出有利于稳定井壁和保护煤储层的加重型清水钻井液及和保护储层且保持井眼清洁的携屑剂.该钻井液对煤储层的渗透率损害率小于30％,在不增加现场设备的条件下,密度可调整的范围在1.03～1.59g/cm3之间,实现有效保护煤储层且保持井壁稳定的钻井目标.
  • 摘要：煤层气钻井过程中易受到钻井液引起的微粒堵塞、滤液水锁、应力敏感等伤害,广泛使用的清水钻井液,携岩能力弱,滤失量大,极易引起井壁失稳,井径扩大,出现机械钻速慢等问题.本文提出了镶嵌暂堵保护储层理论,开发出镶嵌暂堵剂,研制出镶嵌暂堵钻井液,该钻井液能在储层井壁上形成镶嵌屏蔽暂堵层,阻止滤液侵入储层,达到保护储层的目的.现场应用5口井实践表明:煤层井径平均扩大率为13.30％,井段平均机械钻速为10.32m/h,较清水钻井液有较大的提高,由此可见,镶嵌暂堵钻井液应用于煤层气井钻井,可以实现井壁稳定,减少井径扩大,提高机械钻速,达到储层保护的目的.
  • 摘要：为了研究吐哈盆地沙尔湖凹陷侏罗系煤层气的勘探潜力,本文应用大量分析化验数据和钻井资料,分析了煤层发育特征、煤岩热演化规律和显微组分、煤储层物性、煤岩吸附特征、含气性、煤层气成因类型、水文地质特征、煤岩直接顶板的岩性及前期煤层气井排采失利原因等.结果表明,沙尔湖凹陷煤岩热演化程度低,具典型的煤层生物气特征,均质性差;但煤层厚度大,煤层裂隙及大孔发育,原煤含气量高,煤层气保存条件较好,煤层气总资源量较大.总之,沙尔湖凹陷侏罗系煤层气成藏条件优越,资源丰度高,采用合适的钻井、完井、储层改造措施及排采制度,将具有一定勘探开发潜力.
  • 摘要：武威盆地黑山煤田石炭—二叠系赋存有丰富的煤层气资源,主要含煤地层为太原组.本文通过测井资料得出构造煤分布情况,利用强度因子和分形维数进行验证,两者所得结果大体一致.构造煤具有视电阻率值低、人工伽马值高、井径大的特征,与原生结构煤具有明显差异,过渡类型煤处于二者之间.基于此特征,利用钻孔测井曲线进行构造煤的判识,得出黑山煤田1-3煤层的构造煤厚度范围为0.35～6.93m,主要发育于中部和东北部地区,从西向东呈厚薄相间的串珠形态,并且从南向北厚度逐渐增加.为了进一步了解构造煤形成的原因,本文进一步分析煤系地层岩石力学性质,引入强度因子和分形维数的概念,对构造煤的内在成因进行探讨,结果表明中部和东北部地区的构造煤为低强度因子和低分形维数分布区,有利于煤体发生韧性变形,从而使得该区构造煤比较发育;构造煤在中北部地区发育,是由于该区域是高强度因子和低分形维数分布区,韧性岩层控制了煤体的变形程度.
  • 摘要：以四川省重点矿区煤储层为研究对象,根据近年施工的煤层气参数井试井成果,对四川省重点矿区煤储层渗透性及变化特征进行系统分析研究.结果表明,研究区渗透率整体偏低,上三叠统煤层渗透性明显优于上二叠统煤层;煤储层渗透性受应力状态、煤岩煤质、煤层埋深和裂隙系统等方面的影响.
  • 摘要：滇东黔西盆地群是我国南方煤层气资源最为丰富的地区,含煤地层主要包括滇东的上二叠统宣威组以及黔西的上二叠统龙潭组和长兴组.本文通过对典型矿区主采煤层采样及等温吸附实验,分析了该区晚二叠世煤储层含气特征,并从煤的变质程度、煤层有效埋深、煤岩煤质、构造特征、煤层顶底板岩性等方面对其含气性的影响进行了研究.结果表明,该区主采煤层煤层理论含气量高达22m3/t,理论含气饱和度40％～79％,其中土城矿和四角田矿理论含气饱和度分别为58.48％和64％,可采系数分别为62.69％和59.35％.该区煤的变质程度、镜质组含量、埋深、煤储层厚度均与含气量呈正相关关系,总结出了3种构造控气模式和5种围岩组合类型,在双侧正断层次级向斜中,煤层含气性于翘起端相对较好,且轴部附近好于两翼;逆断层封闭向斜中,煤层气含量在向斜轴部较高,逆断层附近最高,正断层附近降低;背斜核部含气量较低,向翼部逐渐增高;泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和煤层互层的岩性组合,封闭性良好,有利于煤层气的保存;而顶底板为砂岩,封闭性较差,对煤层气保存不利.
  • 摘要：本文通过吉尔嘎朗图凹陷大量油田钻井及煤田钻孔资料分析,结合三维地震数据体煤层响应特征横向对比追踪,开展煤岩分布特征研究,搞清了五套煤层组各自煤层发育特点;在此基础上,综合分析煤层气测异常特征及煤岩测试资料,初步研究了低煤阶煤层气特征及富集主控因素;依据对影响煤层气富集主控因素的初步认识,明确吉44-吉91井区为煤层气勘探的有利区块.
  • 摘要：我国煤层气资源丰富,埋深2000m以浅的煤层气资源量约为36.81×1012m3,2000～4000m范围的煤层气资源量预计可达50×1012m3.然而,以往的煤层气勘探和研究全部集中于盆地浅部,几乎没有认真考虑过深部煤层气的开发.随着钻井与完井、增产改造和煤层注气提高采收率等技术的进步,增大了深部煤层气与致密砂岩气共采的可能性.本文介绍了深部致密煤层特征及其对开发的影响,阐述了深部煤层气的资源潜力,探讨了煤层与砂岩共采开发的可行性,提出了深部煤层气与致密砂岩气共采的关键技术框架.本文展示了一个新的煤层气开发领域,该方向的深入研究必将有助于解放巨大的深部煤层气资源,促进深部油气资源的高效开发。
  • 摘要：澳大利亚Bowen盆地S气田为中煤阶的高产煤层气气藏,煤层为饱和度高非均质性强的储层,并且产量受构造影响较大.研究该气田排采规律和产量递减规律,对建立合理排采制度、合理地预测未来产量变化趋势和高效开发气田具有重要作用.由于气藏饱和度较高,约60％的井开井后就气水两相生产,约30％的井需要经历1～3个月的排水期后开始产气.根据S气田近12年生产实践表明:S煤层气田单井产气量高,一般经历1～2年产气上升期后较稳定生产2～4年,随后以不同的递减方式进入递减期生产.受构造的影响,高产气井主要集中在煤层构造高部位的有利区带.由于煤层介质强度低,气井生产指数随气井降压生产而下降较大.根据产量对比,该气田压裂完井方式产量较高.最新水平井试验取得较好的效果,产量较邻井提高2～4倍.
  • 摘要：澳大利亚柯蒂斯项目是集勘探开发集输液化为一体的世界上第一个大型煤层气制LNG项目,中海油参股上游区块25％权益,中游液化厂50％权益.勘探开发的主要目的层位于苏拉特盆地的瓦隆煤系地层.本文主要介绍了该项目煤层气开发、集输及液化的总体方案,并重点阐述了煤层气的钻完井工艺.通过研究发现,其开发模式和开发技术思路与国内存在较大差异.该项目的总体方案将上、中、下游结合,并且随着开发进展和认识的加深不断调整.根据地层特征,采用多种资源类型、多层合采的开发方式,在目前的开发技术下单井最高日产量达15×104m3,平均日产量可达到2×104～3×104.通过对该项目总体方案及开发技术进行详细研究,一方面可拓宽视野,另一方面可为国内煤层气的勘探开发提供借鉴.
  • 摘要：关于煤层气的概念至今仍有较大分歧,争论的焦点是"煤层气储层是否包括煤层围岩".本文以四川南桐矿区为例,探讨了煤层围岩的含气规律.横向上,围岩含气量与煤层含气量呈负相关关系.煤层含气量低,其围岩含气量高;煤层含气量高,其围岩含气量低.纵向上,围岩距煤层越近含气量越高.从科学性和实用性出发,将广义的煤层气定义为"以煤层为主要烃源岩的,主要赋存于煤层中,也广泛存在于煤层围岩中的天然气".基于广义的煤层气概念,重新厘定了含气层段和资源量概念,提出了广义的煤层气资源量计算方法.
  • 摘要：通过对沁水盆地X区的煤心实验数据和测井资料分析,利用成像测井资料对煤体结构进行分析,再以煤体结构为基础,分析煤体结构与含气量关系;并进一步利用成像测井对常规测井曲线进行刻度,结合常规测井曲线与含气量的关系,建立了以煤体结构为基础的煤层含气量计算模型,并通过实际煤储层资料进行验证,取得了较好的效果,提高了煤层含气量的计算精度,为煤层气勘探开发提供可靠的测井信息.
  • 摘要：中国的煤层气勘探开发工作已开展了几十年,目前依然热度不减,开展煤层气勘探规划与部署思路研究对于促进煤层气勘探项目规范实施具有重要意义.煤层气适合进行滚动勘探开发,普遍划分为战略选区、区域勘探、区域开发阶段.本文依据勘探阶段及勘探程度,从横向上将勘探项目划分为滚动勘探区、重点勘探区、远景勘探区三类,实现对煤层气勘探项目的层次化管理,并据此对等投入勘探工作量,从纵向上重点论述单区块煤层气勘探部署思路与建议.
  • 摘要：水文地质控气作用贯穿于煤层气成藏、富集及高产的各个环节,是煤层气行业发展的重要科学问题之一.为此,本文在大量测井解释、分析测试、物理模拟及现场排采数据综合分析的基础上,采用物理模拟、水动力学分析、水化学分析及数理统计等方法,探讨了沁水盆地FZ区块高煤阶煤层气富集、高产的水文地质控气规律,建立了煤层气富集高产的水文地质指标.研究表明,地下水滞流—弱径流区水矿化度高、脱硫系数高、钠氯系数低,有利于煤层气富集;在同一富集区内,地下水δD/δ18O变化值小于0.5的区域煤层气易高产.以此为依据,建立了煤层气富集、高产的水文地质指标,优选了HG井区、HX井区及HP井区等3个煤层气高产区.
  • 摘要：为了了解郑庄区块郑1-2-3井区产气分布特征及产气主控因素,依据郑庄区块郑1-2-3井区70多口生产井地质和排采资料,分析了研究区构造地质特征以及产气产水分布情况.重点探讨了产气量与煤层埋深、煤厚、压裂液量、加砂量、动液面下降速率及产水量的相关性关系,并运用灰色关联分析方法,定量确定了影响煤层气产能的主控因素.根据研究区煤层气井海拔高低及断层分布,将全区分为三个区带:北部斜坡带、中部隆起带和南部断层带.大部分高产气井分布在海拔较高的中部隆起带,而高产水井大部分分布在南部断层带.灰色关联分析结果表明:排采参数产水量、动液面下降速率对产气量影响较大,压裂液量对产气量影响中等,煤层埋深、厚度以及加砂量对产气量影响较小.
  • 摘要：通过对樊庄区块煤储层富气、高渗主控地质因素的分析,划分了研究区3号煤储层气—渗地质类型,并进一步对其进行归类,提出四类开发单元类型及煤层气开发的有利区域.研究认为,区域地质构造是樊庄区块煤层气富集的主要影响因素,而煤储层渗透率主要受区域地质构造、煤体结构和煤层埋深的影响;樊庄区块3号煤层包含7类气—渗地质类型和4类开发单元类型;富气高渗区和含气高渗区为研究区有利开发单元,零星分布于樊庄区块北部、中部和南部地区,是煤层气开发的最有利区域;富气中渗区和含气中渗区为较有利开发单元,集中分布于中部地区,并在北部和南部有少量分布,同样有利于煤层气开发;富气低渗区为较不利开发单元,占据研究区大部分区域,是研究区可改造、待开发或选择性开发的区域;贫气高渗区则为不利开发单元,主要分布于东部和北部的小部分地区.樊庄区块以较不利开发单元为主,煤层渗透率普遍不高.
  • 摘要：柿庄南部分煤层气井产水较高.为诊断其出水原因,指导下阶段高效开发,本文从区域构造与高产水分布、单井压裂施工与效果等方面开展技术研究,探讨了该地区部分井高产水分布特点及其原因.结果表明,柿庄南地区北部区块高产水主要是裂缝沟通断层,而中部产水原因是裂缝沟通煤层上下含水砂体.通过研究认为压裂裂缝引起了产水,但归根结底是对地质条件认识不清楚.
  • 摘要：以沁水盆地郑庄—樊庄地区试井、压裂和测井资料为基础,通过对比两区块3号煤层地应力环境,分析了地应力对郑庄—樊庄煤层渗透率的差异控制作用.研究结果表明,在800m以浅的煤层应力处于伸张带,最小水平主应力小于15MPa,属于低应力值区,煤层渗透率一般高于0.01mD.在800～1000m的煤层应力也处于伸张带,但最小水平主应力较大,为15～19MPa,属于中应力值区,煤层渗透率较高.在埋深大于1000m的煤层应力处于压缩带,最小水平主应力大于19MPa,属于高应力值区,煤层渗透率一般较低.郑庄区块属于高应力值区和中应力值区,渗透率较低.樊庄区块属于低应力值区和中应力值区,渗透率较高.
  • 摘要：本文利用寿阳地区煤层气井排采资料,通过单采15号煤层的排采井典型日产水量分析,结合寿阳地区15号煤层上下连井岩性对比剖面,分析了太原组灰岩的含水性.研究表明:单采15号煤层排采井日产水量相对较低,太原组灰岩属海进期陆表海环境沉积的薄层灰岩,石灰岩分布连续性较差,未遭受风化和溶滤作用,且石灰岩上下邻近岩性多以泥岩为主,与地表水的水力联系较弱,因此,太原组灰岩层受地下水或地表水的溶滤作用较小,溶蚀孔洞不发育,岩性致密,孔隙度低,含水性较弱,对15号煤层煤层气排采的影响可以忽略.
  • 摘要：通过对比韩城矿区80口两年以上的煤层气生产井产气特征,从地质与工程两个角度探讨了产气量与其影响因素的相关关系,并采用层次分析技术定量评价了各影响因素对气井产能的控制作用.研究表明:静态地质因素(权重0.7343)较动态工程因素(权重0.2657)对韩城矿区煤层气井产能影响更大,其中,影响最大的是初见气时间(权重0.2997),反映了储层压降能力的强弱,其次为初见气井底流压、总注液量、原始储层压力、加砂量、产层厚度、含气量,而煤层埋深影响最小(权重为0.0316).结合韩城矿区生产井的开发效果,建议合理的生产井应具有以下参数指标:埋深为300～750m、初见气井底流压为1.5～3MPa、使用1％KCl作为压裂液、28～40m3的加砂量、350～500m3的总注液量.
  • 摘要：从大宁—吉县区块5号及8号煤层实际取心的宏观煤岩类型与测井曲线对比中,发现煤体结构类型与测井曲线形态之间的因果关系,建立测井曲线划分煤岩类型的模板,再将其应用到本区块未取心钻井进行宏观煤岩类型的解释中.另外,利用固定碳及灰分百分比含量对煤岩类型进行划分,并将结果与测井曲线特征解释的煤岩类型进行比较.结果表明:从光亮煤到半亮煤、半暗煤、暗淡煤,密度曲线逐渐增大;视电阻率曲线逐渐减小;自然伽马曲线暗淡煤最高,光亮煤最低;声波时差曲线逐渐减小.
  • 摘要：研究煤储层的煤体结构对高瓦斯矿区煤层气地面开采意义重大.本文在川南煤田大村勘查区的煤、煤层气综合勘查工作中,针对煤层样品采集难度大、煤体结构不完整的问题,在加强煤层取心技术的同时,以三侧向电阻率测井、井径测井、散射伽马测井为主,辅助利用自然伽马测井和声波时差测井等资料,对工区C25煤层煤体结构分别归纳了:Ⅰ类煤(块煤)、Ⅱ类煤(块粉煤)、Ⅲ类煤(粉煤)的测井响应特征.应用结果表明利用测井曲线组合方法识别煤体结构效果良好,对今后本区煤层气勘探开发有重要参考价值.
  • 摘要：针对沁水盆地水平U型井排采曲线复杂多变,不具有典型规律性和代表性的问题,依据气井排采特征对排采过程进行了阶段划分;在合理分析典型阶段指标的基础上,提出了研究区排采制度优化建议.研究认为:第一阶段是煤层气井开抽到出现15d以上连续产气量之前的单一排水阶段,在该阶段选取初始见气时间、初始累计产水量、初始降液幅度、初始降液速率、初始排水速率作为典型指标;第二阶段是产气量呈现起伏变化但总体呈上升趋势的波动上升阶段,在该阶段选取波动上升时间、套压波动范围、液顶平均距离作为典型指标;第三阶段是产气量、动液面、套压等排采参数基本稳定的高产稳定阶段,在该阶段选取典型高产日产气量、典型高产日产水量、典型高产套压、底液平均距离作为典型指标.通过对研究区排采典型指标的分析发现,第一阶段应控制初始降液速率在5m/d以下;第二阶段应控制套压在0～0.45MPa范围内波动,同时控制动液面维持在煤层顶板以上10m之内;第三阶段应控制典型高产套压稳定在0.01～0.03MPa,动液面稳定在煤层底板附近.
  • 摘要：煤层气试井技术是煤层气勘探开发过程中最重要的手段,是动态情况下获得地层参数的唯一手段,对储层动态检测、储层改造和完井评价具有重要意义.目前煤层气试井一般指的是注//压降试井,但是注入/压降试井属于单井试井,由于煤层气储层非均质性比较严重,注入/压降试井所获得的储层参数只能代表测试井附近的储层特征.综合分析我国煤层气试井技术现状,结合实际试井经验,利用生产网中邻近的3～4口井(选择将要进行储层改造的井)作试验井组,在单井注入/压降试井的基础上,进行"一源一汇"干扰试井方式,提出煤层气"一源一汇"干扰试井在排采阶段的可行性,检测井间连通情况、验证井间断层封闭情况、获得井间干扰半径和储层构造裂隙优势方位、评价井网合理间距等.
  • 摘要：利用泡沫压裂液实验系统研究了表面活性剂泡沫压裂液的流变性和摩阻特性.从流变特性中得出不同压力、剪切速率、泡沫质量影响因素下压裂液的有效黏度、流变指数、稠度系数的变化规律,随着剪切速率增大,有效黏度逐渐减小,呈现出剪切稀化的特性.研究摩擦阻力系数随温度、泡沫质量和速率的变化规律,并拟合出相应的摩阻系数实验关联式.研究表明:摩擦阻力系数随流速增加而减小,并且随着泡沫质量的增加而增大.相同泡沫质量下,摩擦阻力系数随压力增加而增大,但增加幅度较小,为表面活性剂泡沫压裂液体系在煤层气储层的有效实施提供试验依据.
  • 摘要：下黄岩煤层气区块位于沁水盆地中东部,是贫煤煤层气勘探开发的新区.主要煤层3号及15号煤层储层的特征与南部晋城及北部寿阳矿区均存在较大差异,采用正确的压裂和排采技术,是下黄岩区块煤层气勘探开发试验成功的重要环节.为了给开发阶段选取最佳压裂排采设计参数,提高压裂排采设计符合率,将16口勘探开发试验井分为常规压裂井和压裂资料井.压裂资料井就是在常规压裂施工录取资料的基础上,增录了递减排量测试、递增排量测试、微地震裂缝监测、压裂前后梯度井温、双瞬时停泵、测试压裂等内容.在压裂资料井GHX302井压裂过程中,发现煤层应力场发生了改变.微地震裂缝监测表明,递减、递增阶梯排量测试阶段产生了NE43°和NE134°(NW46°)两条方位夹角91°近似于直角的裂缝.正式压裂达到破裂压力后裂缝同时向两方向延伸.裂缝方位改变了,最小主应力方位也改变了吗?本文将讨论这个问题.廊坊研究院有一套压裂模拟装置，并且可以动态记录裂缝产生过程，就像微地震裂缝监测一样。事先测试实验煤样应力场，然后通过一系列实验，研究煤样在什么条件下泵注一些液体或憋压，观察煤样应力场的改变规律，从而找出一次压裂产生多方位多条裂缝的规律。在煤层气田开发过程中适当选一些井，压裂前进行了递减、递增阶梯排量测试，之后进行压裂，并进行微地震裂缝监测，寻找煤层压裂过程中应力场改变的规律。
  • 摘要：研发一种具有多极性点的有机硼交联剂,通过增加交联剂的植物胶交联点,可以达到降低植物胶用量,形成超低浓度瓜尔胶压裂液体系.实验结果表明,该交联剂交联瓜尔胶浓度可低至0.10％,较常规使用量降低50％以上,黏度大于50mPa·s;低温条件下破胶性能良好,20℃下2h可彻底破胶,破胶液黏度小于3mPa·s.现场应用7口井,施工顺利,取得较好的应用效果.
  • 摘要：煤层气增产技术是制约煤层气开发利用的主要问题和关键技术,而水力压裂是煤层气增产的首选方法和主要措施.本章根据大量室内实验与理论研究,通过在韩城、大宁—吉县、保德区块的煤层气压裂技术探索与现场实践,基本形成了煤层压裂裂缝形态判别、施工难度压前预测、压裂液体积及配方、支撑剂优选、特殊高压井处理、分层压裂、压裂防砂、煤粉防治等煤层气增产关键技术,在韩城、大宁—吉县、保德等区块取得了较好的应用效果.
  • 摘要：模拟煤层气井排采条件,对沁水盆地南部煤样进行了不同渗流速率下的渗透率测试,根据测试结果研究了煤储层裂隙中煤粉的临界启动速率,进一步分析了煤粉启动对煤岩渗透率的影响机理.研究结果表明,实验样品裂隙内煤粉的临界启动渗流速率为0.29mL/min.当渗流速率达到这一启动速率时,煤粉开始运移进而堵塞裂隙,使储层渗透率降低;而当渗流速率增加至足以使煤粉挣脱阻力继续运移时,渗透率开始增加,该过程呈现多次重复的特点.进一步建立了煤层气井最高排水速率的计算模型,并以沁水盆地QN03井为例,根据临界启动速率及最高排水速率计算模型得到了该井的最高排水量,其值为3.98m3/d.
  • 摘要：煤层气开采是一个排水采气的过程,这一过程大致可分为三个阶段:排水降压阶段,排水以降低地层压力;当地层压力降低到临界解吸压力后,吸附在煤岩上的甲烷气开始解吸,进入稳产阶段;随着排水采气的进一步进行,甲烷气产量下降,进入递减阶段.在这三个阶段中,排水降压阶段没有气体或只有很少气体产出,为液体单相流;稳产阶段和递减阶段均有气体产出,为气、液两相流.本文根据煤层气这一开发过程中不同相态的流动,应用两种不同驱替形态的填砂管模型,分别研究液体单相流和气、液两相流情况下煤层气的排水效率,为煤层气改造液的优选及煤层气排采制度的优化提供一定依据.
  • 摘要：煤层中甲烷在多孔介质中的渗流过程研究,对于理解煤层气运移规律及产气量具有重要的意义.本文对煤样多孔介质物化性质进行实验研究、数值建模及数值计算,获得给定渗透率、含气量、煤厚、埋深条件下,非均匀多孔介质煤样中甲烷气体的运移规律,显示研究获得的数值模型对于研究甲烷气体运移压力梯度与速度梯度变化规律是有效的求解数值方法,研究对于进一步压裂及增产条件的设置具有重要意义.
  • 摘要：随着煤层气资源的大规模勘探开发,制约煤层气抽采的主要瓶颈是煤层的低渗透性.水力压裂是对煤层增产改造的主要手段,水力压裂技术是以静压力作用于煤层,对低渗煤层的改造程度较为有限,同时爆炸应力波、电脉冲波、层内爆破、超声波、声震等动载荷作用改造储层技术相继得到发展.本文通过对国内外文献的调研,分类总结出动载荷波动作用改造煤层渗透性的研究现状,并对波动技术改造煤储层的适应条件和技术研发方面提供一些建议.
  • 摘要：为了深入量化研究煤层高能气体预裂的作用机理,从而优化设计煤层深孔预裂的能力,提出了实时实况高速测试深孔内预裂过程动态压力参数的信息获取技术,根据存储测试理论研究了测试关键技术,给出了实际设计方案,并根据应用环境提出了可行可靠的工程操作流程,为研究低透气性煤层高能气体预裂技术的作用机理、提高煤层透气性的影响因素和规律提供数据支撑.
  • 摘要：煤层气勘探开发过程中井壁稳定性问题突出,传统力学模型难以评价其井眼失效机理.为此,本文在分析破碎性煤层物理性质的基础上,以沁水盆地南部沁端区块3号煤层为例,将虚拟煤岩体定义为基质和裂隙两部分,采用Monte Carlo方法生成了随机的裂隙网络,同时分别赋予相应的岩石力学参数.通过通用离散元程序UDEC进行了破碎性煤层段井壁稳定数值模拟分析,研究了井筒液柱压力对井壁稳定性的影响.研究结果表明,微欠平衡和微过平衡钻进均可以满足煤层段井壁稳定性的需要.研究成果对类似井段的井壁稳定性研究有借鉴意义.
  • 摘要：为了推动煤层气产业的发展,继《煤层气产业政策》之后,国务院办公厅又下发了助力煤层气开发利用的93号文件,给出了煤层气产业政策的框架,执行细则仍在研究中.本文从中国煤层气产业和技术发展的现状出发,结合全球煤层气成功的开发经验,以激励科技创新为落脚点,在分析激励政策作用机理的基础上,提出了措施分层、过程分段和目标分期的具有差异性、波动性的系统化政策建议.
  • 摘要：通过研究煤层气井上下联合抽采的理论、方法和现场试验,根据井上下煤层气抽采理论及煤炭开采后形成的三带(冒落带、裂隙带和弯曲下沉带)特征,提出了一种煤层气井上下立体联合抽采新模式:在裂隙带与弯曲下沉带之间的过渡区域采用水平井和直井对接,水平井段适当靠近回采工作面回风巷一侧;采用200mm以上的大直径抽采管径,利用分段密封和梯度负压抽采技术,在煤炭开采不同阶段,选用不同抽采井进行煤层气抽采.该模式在煤炭回采后,时间上可实现不同区域的同步抽采,空间上可实现不同区域的立体式抽采,同时可抽采煤层顶板页岩气或致密砂岩气,实现了不同类型气体的联合抽采和"一井多用".
  • 摘要：煤层的低渗透性与煤层易受损是影响煤层气产量的主要因素,保护煤层并提高煤层的渗透性是现有矿井瓦斯抽采技术的瓶颈.本文基于高功率等离子体脉冲产生技术对常规储层的作用机理和在油水井中的应用效果,提出了等离子体脉冲冲击波在矿井瓦斯抽放中的可行性.通过对国内外文献的调研,总结了等离子体脉冲冲击波储层增渗解堵机理,分析了物理场对煤层的作用,介绍了高功率等离子体冲击波技术应用于矿井瓦斯抽放的实验室研究工作.提出在井下瓦斯抽放孔中的应用设想,设计了井下作业所需的相关配套设备、施工工艺及防爆改造方向.
  • 摘要：煤系地层沉积特征是影响煤层气富集保存的重要因素.运用沉积学和层序地层学等方法,对临兴地区山西组进行了基准面旋回研究,识别出1个中期基准面旋回、5个短期基准面旋回,建立了山西组煤系地层发育的层序地层格架,并在格架范围内对煤系发育的沉积体系进行了研究.研究表明,区内山西组为河控三角洲沉积体系,沉积微相以泥炭沼泽、(水下)分流河道和分流间湾为主,厚煤层主要形成于三角洲前缘分流间湾淤积变浅而成的泥炭沼泽环境.基准面旋回对聚煤演化起着重要的控制作用.总体上煤层形成于中期基准面旋回上升半旋回的中晚期和下降半旋回的早期,而在中期基准面上升半旋回中上部发育的短期基准面上升半旋回的顶部更易形成厚煤层.4+5号煤层的顶底板以泥岩、碳质泥岩或粉砂质泥岩为主,封盖能力较好,有利于煤层气的富集与保存.
  • 摘要：为了提高阜康矿区煤层气资源量预测的精度,对比分析了煤层气(瓦斯)含量测定的解吸法与我国现行煤层含气量测定方法的差异,探讨了煤层实测含气量与瓦斯压力的关系,利用回归分析方法计算了阜康矿区八道湾组煤层的瓦斯含量系数,提出了利用瓦斯压力计算煤层含气量的关系式.对比了早期地质勘探阶段煤层含气量(瓦斯)资料与现阶段煤层气井实测含气量数据,使用平均值方法估算阜康矿区八道湾组煤层含气量校正系数为1.53.
  • 摘要：以储层地质特征及煤层气井生产数据为依据,以阜康FS-2井为例,利用COMET3数值模拟软件对该井排采数据进行了历史拟合及产能预测,并探讨了煤层气单井产能主要影响因素的敏感性.结果表明:渗透率对研究区煤层气单井产量的影响最为显著;含气量、压裂裂缝半长及煤厚对该地单井产能的影响依次减弱;合理布置的井网可以有效地提高单井产能;预测FS-2井8年总产气量为2.9×106m3,平均日产气量达到1209.5m3/d,属于中等产能煤层气井.
  • 摘要：对准噶尔盆地东部煤储层煤岩煤质特征、孔裂隙特征、渗透性、吸附性进行研究,结果表明:准东地区煤储层镜质组反射率为0.42％～0.67％,为低煤阶煤储层,宏观煤岩类型为半暗煤、半亮煤,有机显微组分组成表现富惰质组,镜质组次之,壳质组常见;煤储层宏观裂隙呈网状,连通性好,无结构镜质组中显微裂隙发育,显微裂隙以张性裂隙为主,扫描电镜下显示显微裂隙中存在矿物和煤粒充填;煤储层孔隙度平均为16.59％,中值半径平均为0.236μm,孔隙结构以小—微孔为主;煤储层渗透率变化范围为6.17～8.17mD;煤储层原煤兰氏体积平均为12.37m3/t,兰氏压力平均为5.03MPa.与准噶尔盆地其他地区相比本区煤储层孔隙度、渗透率较高,兰氏体积及兰氏压力相对较低,煤储层储气能力较弱,且甲烷较难解吸,对煤层气开采不利.
  • 摘要：依据准噶尔盆地白家海地区现有的油气探井资料、地震资料、煤岩分析化验资料,研究了中—下侏罗统西山窑组(J2x)和八道湾组(J1b)煤层分布特征、煤岩煤质、储层物性及等温吸附特性、含气性、构造、围岩岩性分布等.研究认为准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤层分布广泛、厚度较大,煤岩煤质较好(灰分、水分含量低,相对富含镜质组),演化程度较高,煤储层物性好,吸附性能中等,煤层气资源丰富、成藏条件较好.根据煤层的分布、热演化程度、探井气测显示等,预测白家8井—彩37井区为西山窑组煤层气富集区,分布面积289km2,预测资源量540×108m3;白家2井—彩59井区为八道湾组煤层气富集区,分布面积578km2,预测资源量1369×108m3,同时,八道湾组煤层顶板多为致密砂岩,彩35井—彩502井区为致密砂岩气的有利区,分布面积440km2,预测资源量1246×108m3.显现出白家海地区煤层气资源丰富,勘探潜力大.

客服邮箱：kefu@zhangqiaokeyan.com

京公网安备：11010802029741号 ICP备案号：京ICP备15016152号-6 六维联合信息科技 (北京) 有限公司©版权所有 出版物经营许可证

  • 客服微信

  • 服务号