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基于煤系气共探共采示范工程,分析了黔西松河井田龙潭煤系煤层气-致密气赋存特征及开发条件,探讨了煤系气共探共采的适配性技术工艺。研究表明:井田煤系气主要赋存于龙潭煤系多个煤层及临近细砂岩、粉砂岩中,具备多煤层共采、煤系气共采的资源及开发条件。煤储层具有高温、超压、高含气量、含气高-过饱和的特点,适宜进行煤层气地面开发;但在区域高地应力背景下,裂隙闭合、矿物充填等原因导致储层原始渗透性差,煤系气地面开发需进行储层改造。气测录井、裸眼综合测井及含气层综合评价是井田煤系气共探共采中发现、认识、评价含气层及产气层段优选的关键技术,可为煤系气共探共采方案制定提供依据。在丛式井组开发模式下,"小层射孔、组段压裂、合层排采"系列工艺与井田地形地质条件相匹配,可显著提高多煤层共采、煤系气共探共采的工程效果。 相似文献
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沁水煤田是我国规模最大的煤层气资源开发利用区块,已进行了大量的煤层气勘探及开发工作,但是其中玉溪井田地面煤层气开发的相关研究较少。基于沁水煤田玉溪井田3号煤的储层地质特征,分析3号煤的含气性及煤层气赋存规律,研究其含气量与煤变质程度、煤厚、埋深、煤层顶底板、构造之间的关系,并采用数值模拟方法预测了地面压裂直井的产气量和采收率,评价了3号煤煤层气的地面抽采潜力。结果表明:玉溪井田构造简单,断层较少,煤层厚度较大,埋深适中,含气量较高,渗透性较好,吸附性强,储层地质条件较好;井田构造为一单斜,3号煤的顶底板岩性致密,有利于煤层气的富集储存;3号煤含气量随厚度、埋深和煤变质程度的增加而增大;预测垂直压裂井15年累计产气量为410.53×10^4 m^3,采收率达60%,且能将工作面含气量降至8 m^3/t以下,煤层气地面抽采潜力较大。研究成果可为玉溪井田的煤层气开发和瓦斯治理提供参考和借鉴。 相似文献
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《煤炭科学技术》2016,(2)
基于贵州松河井田薄-中厚煤层群普遍发育的特点,以可采煤层为主要目标,依据沉积环境、储层特性、煤层间距等因素,将龙潭组主要煤层划分为5个煤组。结合我国北方有关合层排采的经验和松河井田的煤层气地质特征,分析出该区煤层气合层排采的主控因素包括2个方面:一是储层能量,具体参数为压力梯度、含气饱和度和临储比;二是储层导流能力,具体参数包括原始渗透率、煤体结构;根据松河井田储层测试及煤层气生产试验数据,分析得出第1煤组和第2煤组是合层排采的最优组合;第4煤组不适合与其他煤组进行合层排采;第3煤组、第5煤组均不适合与第1煤组及第2煤组进行合层排采,但第3煤组可以与第5煤组合层排采。 相似文献
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为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。 相似文献
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分析贵州白布井田的煤层分布、煤储层地质、煤层气资源特征,应用CBM SIM软件对主采煤层的煤层气产能进行预测模拟,并分析了储层条件相似的官寨井田GZ 01地面煤层气井的开发试验效果,综合研究了白布井田地面煤层气开发潜力。白布井田煤层气成藏和开发地质条件较好,有利条件有可采煤层数多、厚度大,含气量较大,煤层气资源丰度较高;不利条件有煤层渗透性较差,储层压力偏低,属欠压储层。采用体积法估算,白布井田可采煤层煤层气资源总量为2905×108 m3,资源丰度为135×108 m3/km2。由产能预测及GZ 01井排采效果判断,对白布井田进行地面煤层气开发,产气效果较好,尤其是地质、储层条件相对较有利的区块,开发前景良好,能源效益可观。研究成果可为今后西南地区地面煤层气开发以及煤矿瓦斯治理提供相应的技术支撑和参考依据。 相似文献