地面井卸压的煤层气开发新模式

中国煤层气资源丰富,分布广泛,勘探开发利用前景广阔。为了增强煤层气开发技术与我国复杂煤层气地质条件的匹配性,提高煤层气单井产量,在深入分析我国煤层气产量低的普遍性和差异性地质制约因素的基础上,对煤层气开发模式进行了研究,并提出了一种地面井卸压的煤层气开发新模式。研究结果表明：(1)地面排水降压采气开发模式对浅部硬煤层及含水煤层具有良好适应性,煤层气与煤炭协调开发模式仅适用于煤矿区煤层气开发;(2)基于煤层切割卸压原理,综合地面煤层气开发方式与矿井下瓦斯抽采方式,创新提出了地面井卸压的煤层气开发模式,该模式在地面进行定向钻孔并沿井筒创造卸压空间,充分改变地应力状态进而诱导岩层移动,改善储层渗流条件,提高储层压降传递效率,促进煤层气解吸、运移和产出;(3)地面井卸压开发模式可适用于松软破碎煤层以及高地应力的深部煤层气开发,具有良好的技术基础以及广泛地质适应性等优势;(4)在地面井卸压开发模式基础上,提出了针对我国不同煤层地质条件的煤层气开发模式布局。结论认为,地面井卸压的煤层气开发模式在定向井分段切割卸压开发煤层气以及大直径定向井卸压联合垂直井开发煤层气方面具有较好的应用前景,该煤层气开发...     

煤矿区煤层气综合开发利用模式探讨

我国煤层气资源丰富，高瓦斯矿井居多，但缺乏合理的煤层气综合开发利用模式和相应的配套技术。为此，结合我国煤矿区煤层气开发利用现状和煤矿煤层气储存及涌出特征，提出了矿井煤层气的综合性开发模式。即：①利用地面钻井及完井的增产措施，预抽原始煤层的煤层气；②开采期抽采，利用采掘工作的超前压力，开采卸压，进行井下煤层气抽采；③采空区及废弃矿井的煤层气抽采，通过地面钻井、埋管及巷道抽采煤层气；④矿井通风煤层气的回收利用。这形成了矿井煤层气综合性规模开采的一种最为经济的模式，同时也指出了这一模式需要解决的主要问题与关键技术，以期推动煤层气产业的快速发展。     

淮南顾桥井田煤层气井排采技术研究

淮南矿区是松软、低透气性、中厚、煤层群开采的典型矿区。淮南矿区所属的顾桥井田面积106.7km2,煤炭资源量18.7×108t。目前,顾桥井田进行瓦斯治理时存在采空区地面抽采难以实施,井下抽采工作量大,难度大,瓦斯超前预抽势在必行。国内外研究和实践证明,利用地面垂直井抽采瓦斯可以提前5~20年解决煤矿开采中遇到的瓦斯抽采问题。为了实现顾桥井田的瓦斯超前预抽,淮南矿业集团决定在顾桥井田开展地面垂直井煤层气超前预抽试验,本文对顾桥井田煤层气井的排采技术进行了分析研究。     

沁水煤层气田开发技术及应用效果

沁水煤层气田是我国发现的第一个高煤阶煤层气田，开发试验证实煤层产气稳定，开发前景好，目前规模开发已全面铺开，实践证实影响气田开发效果的关键因素在于开发技术的选择。现主要采用直井/丛式井压裂排采和多分支水平井开发技术，在对上述两种技术的应用现状和开采效果进行分析的基础上，认为多分支水平井技术更有利于提高气井产量、加快采气速度、提高煤层气采收率，并且可以克服直井/丛式井压裂施工对煤层顶底板造成破坏以及地层应力变化对煤炭开采带来的不利影响。     

高煤阶煤层气储层产气能力定量评价

煤层气高产区有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义,为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数和产气能力指数4个参数对煤层气储层产气能力进行评价。结果表明:煤层气井日产气量随储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数的增加而增加,但相关性相对较差;当储层含气性指数大于100 m·m~3/t时,或煤层甲烷解吸效率指数大于0.04(MPa·d)~(-1)时,或气水产出效率指数大于1 mD·MPa时,单井日产气量能够达到800 m~3/d以上。产气能力指数为储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数和气水产出效率指数的乘积,能够有效表征储层产气能力强弱,产气能力指数越大,煤层气井产量越高。当产气能力指数大于0.3和10 mD·m·m~3/(t·d)时,对应的单井日产气量分别大于800和1 500 m3/d。     

基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。     

韩城煤层气田11号煤层产出水越流补给主控因素研究

韩城煤层气田是鄂尔多斯盆地东缘重要的煤层气生产区,统计发现开采上古生界二叠系太原组11号煤层总井数14%的煤层气井日产水量大于25m3,其排采特征表现为高产水且动液面不降。11号煤层下伏含水砂岩层中的水通过人工裂缝越流补给煤层,导致该井排采产水量较高。首次提出11号煤层产生越流补给水的主控因素是关键层厚度和净压力,并提出发生越流补给的双因素模型。关键层厚度小、净压力大,易形成裂缝沟通下伏高含水砂岩层,导致后期单井排采产水量高,无法有效排出煤层水形成有效降压面来取得稳定高产气量。首次结合井温测试结果,运用灰色系统中的GM(1,N)模型对软件模拟裂缝高度进行校核,形成了最终校核公式。对现场10口井11号煤层进行了人工隔板封堵下伏含水砂体,封堵有效率达到了100%,封堵应用效果较好。     

微生物提高煤层气井单井产量技术研究与实践

为评价微生物提高煤层气井产量技术,向厌氧瓶中添加一定量的煤和利用煤层产出液配置的营养液,开展了煤层微生物降解煤产气实验研究。与煤层产出液相比较有益菌群浓度增加3~6 个数量级,每毫升营养液产气量为2.84 mL,煤层微生物经过营养剂激活后,反应早期产生气体主要为N2、H2 和CO2,CH4 含量较低,随着反应时间延长CH4 气体含量逐渐增加,X 射线衍射表明煤微晶结构发生变化。说明通过微生物与煤相互作用产生生物气体、降解煤组分,能增加煤层通透率促进甲烷气体的解吸,从而提高煤层气单井产量。在室内研究的基础上开展现场先导试验1 井次,现场共注入微生物工作液230 m3,措施前该井平均日产气量16.81 m3,平均套压为0.09 MPa,措施后该井日产气75.13 m3,平均套压0.35 MPa,截至2015 年底累计产气14 100 m3,目前正在持续稳产,达到了注微生物提高煤层气井单井产量的目的。     

阜康白杨河5口煤层气井开始产气

2013年2月25日,新疆煤田地质局在阜康白杨河西部的5口煤层气井全部开始产气。至此,新疆奏响了开发利用煤层气的序曲。新疆是煤层气资源富集区,预测埋深2 000m以浅煤层气总资源量达9.5×1012m3。2012年,新疆煤矿瓦斯抽采总量为7 302×104m3,抽采率为53%;瓦斯利用量为229.66×104m3,利用率只有3%。2010—2012年间,新疆煤田地质局在阜康白杨河西部原有2口井的基础上,增加了3口井,形成了煤层气开发小井网。     

煤层气井合理放气套压的确定及其应用

煤层气井提产阶段和稳产阶段需要确定合理放气套压,才能够获得稳定的气流补给。根据煤储层启动压力梯度、渗流理论和煤层气开发地质理论,构建了煤层气井憋压阶段套压变化的数学模型;利用沁水盆地大宁区块的煤层气勘探开发资料验证了该模型的准确性,并分析了放气套压差值对平均日产气量的影响规律。模型计算结果与现场数据吻合较好时,煤层气井的产气量较高;当计算出的放气套压与实际放气套压的差值小于等于0.15 MPa时,煤层气井稳产期的产气量能达到1 000 m3/d以上;大于0.15 MPa时,需要降低产气量来维持其稳定性。研究结果表明,日产气量随实际放气套压与计算值之间差值的增大呈幂函数减小,建立的煤层气井憋压阶段合理放气套压数学模型可为现场排采控制提供理论依据。      

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气富集区高产水井排采效果剖析

鄂尔多斯盆地东缘保德区块煤层气富集区高产水井的产气效果差异大,为了提高煤层气的产气效果,有必要确定产出水来源,划分高产水井类型、明确有助于产气的高产水井特征。通过分析保德区块煤层气富集区内500余口煤层气井,首先确定该区煤层气富集区高产水井的分布特点及产出水来源,划分出富集区两类高产水井,其中第一类高产水井为有效贡献井;然后利用生产数据分析、测井模型计算及煤层气数值模拟等方法,剖析富集区第一类高产水井案例,明确了采出水不仅来自其煤层及顶底板水,同时还有邻井的煤层及顶底板水汇聚,验证了低构造部位高产水井的长期排采,有利于周边相对高构造部位井的排采降压。结论认为,富集区第一类高产水井产水来源仅来自煤层及顶底板,埋深小于1 000 m、远离供水区、位于构造相对低势点,虽然产水量大,但对于相邻井的排水、缩短见气时间、提高面积降压效果、形成井间干扰及扩大解吸范围发挥了重要的积极作用。该研究成果可为煤层气井高产水原因分析、优化井位部署以及关于高产水井停止或继续排采等生产决策提供参考。     

鄂尔多斯盆地延川南区块延1井区煤层气开发先导性试验井组研究

鄂尔多斯盆地延川南区块主要储层为山西组2号煤层和太原组的10号煤层,通过对山西组2号煤层4.9m/1层压裂排采,日产气达到1000m3。围绕延1井进行煤层气开发先导性试验井组优化部署研究,对井型、井网样式、井网密度、排采工作制度进行了优化研究,展开开发先导性试验,为今后的煤层气开发提供借鉴。     

六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征与有利开发层段优选

基于3口煤层气参数井实钻资料及煤岩样品测试数据,分析了六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征,重新估算了区内煤层气地质资源量,优选了5个有利目标层段,并对杨煤参1井3个有利层段开展了分压合采试验,获得了良好的产气效果。研究表明:区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层群发育,可采煤层累积厚度大且以原生结构为主,煤层含气量、含气饱和度及临储比高,平均渗透率达0.229×10~(-3)μm~2,煤层气富集与开发条件好。结合参数井实测煤层含气性,重新估算区内煤层气地质资源量为365.97×10~8 m~3,可采资源量为208.64×10~8 m~3。综合影响煤层气富集与开发的各项关键参数,认为5~#、7~#、13~#、15~#、23~#为区内煤层气勘探开发有利层段。依据产层优质性与相近性组合原则,优选杨煤参1井5~#、7~#和13~#煤进行分压合采试验,煤层气井排采过程中套压显现早,压降漏斗扩展迅速,未表现出明显的层间干扰,充分发挥了多煤层合采的资源优势,获得了最高日产气量4 656m~3/d、稳定日产气量3 600m~3/d的良好产气效果,创西南地区煤层气直井单井日产气量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

2014年我国煤层气利用量将翻番

<正>继2013年3月国家能源局发布《煤层气产业政策》后,国务院办公厅又发布《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》,从加大财政资金支持力度、强化税收政策扶持等多个方面助力煤层气开发利用,希望改变煤层气沉寂的发展态势。受此拉动,煤层气抽采利用量快速上升。2013年我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量为156×108 m3,利用量为66×108 m3,同比分别增长10.6%和13.8%。其中,井下瓦斯抽采量为126×108 m3,利用量为43×108 m3,同比分别增长10.5%和13.2%;地面煤层     

延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策

为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。      

柳林地区多煤层多分支水平井斜井连通工艺

柳林位于鄂尔多斯盆地东缘,区内中煤阶煤层含有丰富的瓦斯气资源,但由于黄土垣地貌沟壑纵横,限制了常规多分支水平井的应用。为了提高煤层气钻井开发效率,创新采用了斜井连通工艺,实现了工程井和排采斜井井口间距10 m的小井场部署,并针对3+4号煤储层与5号煤储层压力相同、适合合采的地质特点,采用多煤层多分支水平井的钻完井技术同时开发3+4和5号煤层,完井下入塑料筛管。目前已经完成4口斜井连通的多煤层多分支水平井,4口井的日产气达到5万m3/d。多煤层多分支水平井钻完井技术成为鄂尔多斯东缘中煤阶煤层气高效开发的示范技术,经济和社会效益显著。     

安阳矿区双全井田煤层气可采潜力分析

河南省安阳矿区双全井田有望成为豫北地区煤层气开发的理想靶区。在分析双全井田地质背景的基础上,重点系统计算、分析了影响该区煤层气可采潜力的煤层气可采资源量,储层能势和渗流能力3个因素。结果显示：①双全井田煤层气地质资源量为为35×108 m3,可采资源量为19×108 m3,可采资源丰度为0.89×108 m3/km2,具有资源量大的特点;②煤层气压力状态接近正常,煤层气含气饱和度高,平均为86.26％,有望成为高产气田;③渗透率极差是制约该区煤层气开采的最为不利因素,但该区具有成煤时代多,煤层分布范围广,厚度大,含气量高等有利条件,在一定程度上可以弥补煤层渗透率低的缺陷。结论认为：双全井田具有很好的煤层气开发潜力。     

上部含水层对煤层气开发效果影响的数值模拟研究

煤层气气井通常需要通过水力压裂才能实现建产。沁水盆地M区块一些煤层气气井产水量明显高于周围其他气井,存在不产气或低产气的特殊情况。由于水力压裂缝在煤层纵向上的穿透距离具有一定的不确定性,压裂过程中易将顶板砂岩水层压窜,导致气井生产动态与周围正常状态下的煤层气井差异大。为了解决这个问题,在研究工区煤层地质特征和区块顶部砂岩含水层的地质特征基础上,建立了煤层+顶部含水层的三维地质模型,应用数值模拟技术量化分析了顶板含水层对煤层气井生产状况的影响程度。综合结果表明：1)M区块15^#煤层顶板以上0～20 m距离发育的含水砂岩可能是一些煤层气井产水量异常大的主要来源。如果该砂层平均孔隙度大于5%,距离煤层10 m附近有较大产水异常风险。2)排采情况及数值模拟结果表明,15^#煤层顶板含水层对煤层压裂改造及降压解吸影响较大,对于煤层顶板距离含水层较近的井,可考虑进行工艺改进,释放15^#煤层气产能。3)考虑了顶板含水层影响的煤层气数值模拟模型,可模拟部分气井压窜上部含水层的异常生产情况,显著提高研究区块数值模拟的历史拟合精度,提高剩余气...