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。     

煤岩吸附曲线在煤层气勘探开发中的应用

煤岩吸附曲线是描述在一定条件下煤对气体的吸附（解吸）的性质，是煤层地质评价、试采措施及评估的重要资料。综合国内外几种不同类型的解吸曲线，阐述其在煤层气勘探开发中的参考价值，并提出了以下看法：①有利于煤层气开发的解吸曲线应该具有含气饱和度高、地解压差小、曲线斜率大的特点；②煤层渗透率是实现煤层降压，煤层气脱附和产出的重要因素；③鉴于实验求得的煤岩吸附曲线条件的限制，应使其更接近于实际。     

贵州织金地区龙潭组煤层等温吸附特征研究及应用

为了研究贵州织金地区上二叠统龙潭组煤层的吸附特征,通过等温吸附试验及煤质、煤岩分析对影响煤吸附特性的多种因素进行了分析,认为该煤层吸附性能较强,其吸附性能的主要影响因素为煤变质程度,其次为煤岩显微组分。利用等温吸附曲线估算了含气饱和度、临界解吸压力,并对采收率进行了预测,为织金地区煤层气的勘探开发提供了基础资料。     

沁水盆地潘河区块煤层气井负压抽采增产效果

潘河区块煤层气井经过数十年的勘探开发已进入开发后期,产量持续衰减,难以通过排水降压方式提产。因此,基于等温吸附理论,分析了不同解吸阶段煤层气解吸速率,提出采用井口安装压缩机的新型开发方式,通过负压抽采降低井筒压力扩大生产压差,提高煤层气井开发后期产量。结果表明:①通过煤层气等温吸附曲线曲率函数将煤层气的等温吸附划分为低效解吸、缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸4个阶段,在敏感解吸阶段,煤层气井解吸效率最高,产气量上升最快;②负压抽采井需满足储层条件好、剩余资源丰富,前期排采效果好,产量衰减明显、煤层裸露等条件;③潘河区块多数煤层气井井底流压处于敏感解吸阶段,通过负压抽采方法进一步降低井底流压,产量提升明显。     

单一煤储层煤层气直井合理日产气量的确定

确定单一煤储层煤层气直井合理日产气量可为煤层气井布井及经济评价提供依据。根据等温吸附、水气启动压力梯度流动等理论,建立了单一煤储层条件下煤层气直井合理日产气量的数理模型,研究了平均日产气量与主控影响因素间的关系。研究表明：渗透率、临储压力比与平均日产气量呈指数形式变化;含气饱和度与平均日产气量呈线性关系。沁水盆地中南部煤层气实际排水采气资料与预测结果的对比验证了模型的准确性。该研究结果为现场煤层气直井选址及经济评价提供了理论依据。     

生物产气对煤层气可采性指标的影响

煤层气开发受多种因素的影响,为了研究生物甲烷代谢对煤层气开采指标的影响,选择不同煤阶的煤样进行了生物代谢模拟实验。通过生物产气数据、代谢前后煤样等温吸附和孔隙结构等参数测试,计算煤层气的采收率、含气饱和度、临储比等开采性指标并分析其变化规律。结果表明:1煤层生物产气能提高煤层气资源量,但随着煤变质程度的增加,生物产气量逐渐下降,同时煤的亲甲烷能力也降低;2生物产气对煤储层孔隙结构有明显的改善,其大孔数量和总孔容两个指标显著增加,从而提高了煤储层的孔渗性;3生物产气后煤储层的临界解吸压力、含气饱和度与采收率等开采指标也都有不同程度的提高,河南义马千秋矿和山西柳林沙曲矿煤样的含气饱和度提高的幅度较大,山西西山官地矿煤样的变化幅度次之,但总体的变化趋势具有一致性。结论认为,煤层生物产气不但能增加煤层气资源量,而且还有助于提高煤层的可采性。该研究成果可以为我国煤层气生物工程现场实施提供参考。     

煤储集层解吸特征及其影响因素

中国煤层气储集层的解吸特征受多种因素影响,不同地区差异很大.煤层气解吸率一般在40%左右,多小于70%,主要与煤层原位含气量和储集层压力等因素有关.煤层气解吸时间主要为0.188 3～19.17d,随着煤阶的增高解吸时间有增大的趋势,其中以高煤阶煤岩吸附时间跨度最大,最高可达30d之上.统计大量实验数据发现,煤层形态、温度、煤阶、灰分含量、含气量、割理发育程度、沉积环境与煤岩类型是影响煤岩吸附时间的主要因素.根据数值模拟的结果,煤岩解吸量影响煤层气井的单井产量,解吸量越大单井产量越大.煤岩的吸附时间主要影响煤层气井产量峰值的大小和出现的时间,吸附时间越长,煤层气井产气高峰出现得越晚且峰值越小.图6参16     

多层次模糊评价模型在低煤阶煤层气区块优选中的应用——以澳大利亚东部A区块为例

相比于中高阶煤层气,低煤阶煤层气具有煤岩煤化作用低、含气量低、灰分含量高以及储层物性好等特点,针对于低煤阶煤层气区块的优选研究对于降低开发成本、促进产业发展等具有重要意义。以澳大利亚东部地区的低煤阶煤层气区块为研究对象,应用多层次模糊数学思路,结合区块低煤阶煤层气特征,优选累计厚度、含气量、灰分含量、可采储量、孔隙度、渗透率、含气饱和度、临界解吸比和原始地层压力作为评价指标,建立低煤阶煤层气的开发效果多层次模糊评价模型。在此基础上,结合评价指标权重系数与研究区三维地质模型构建低煤阶煤层气开发效果评价参数。以稳定期日均产气量3万m3、0.6万m3作为衡量标准,确定研究区的开发效果评价参数门限值为0.507和0.317,进行研究区开发有利区划分,实现基于多层次模糊评价模型的低煤阶煤层气区块开发有利区优选中的应用。在实际应用中,高中低产区内的已开发井的单井产气量与优选结果高度吻合,表明多层次模糊评价对于低煤阶煤层气有利区块优选具有很好指导意义。     

古蔺叙永地区煤层气勘探开发前景分析

在加大油气资源勘探开发力度,提升国内油气资源保障程度,加快四川省清洁能源示范省的建设进程中,古蔺叙永地区煤层气资源的勘探开发,对加快四川省煤层气资源开发利用步伐意义重大。在总结2002年以来古蔺叙永地区煤层气资源勘探研究、煤层气参数井施工、地面抽采井试气工程的成果基础上,阐明由层滑构造控制形成的构造煤是制约该地区煤层气商业化开发的主因,从煤储层解吸效率等参数角度剖析提高煤层气井产量的原理和方法,认为临储压差、临废压差、有效解吸量和解吸效率四者共同控制着煤层气井产气潜力。研究区煤层气资源富集,具有较好的开发前景。建议加快规模化开发,开展适合构造煤储层改造方式的研究,加强深部煤层气勘探,扩大煤层气工作有利区,实现四川省煤层气资源综合勘查开发利用的目标。     

山西河东煤田柳林杨家坪煤层气储层地质特征

在详细分析柳林杨家坪煤层气试验区的煤储层特征的基础上,对煤层气基础地质、煤岩学、煤层含气量、吸附/解吸和储层物性进行了总结评价,提供了基础实验分析数据。研究表明,杨家坪试验区煤层气基础地质条件良好,各项储层参数有利,适合于煤层气开采。     

QNDN1井煤层气排采的流体效应分析

为了研究煤层气排采时原位煤储层流体的动态效应,基于煤储层动水孔隙度、含气饱和度等储层物性实测成果,结合中国第一口地面多分支煤层气水平井——QNDN1井的排采数据,通过气、水产能及储层压力曲线的耦合分析,探讨了煤层气井排采时储层压力的传播特征;估算了煤层气单井排采范围内的重力水量,水溶气、游离气量;划分了煤层气井排采的游离气运移阶段和煤层气的解吸阶段;指出煤层气排采流体效应的主要影响因素是储层压力和受煤孔径结构控制的煤层气解吸特征。该研究成果对煤层气井排采制度的确定具有指导意义。     

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

为了研究低煤阶煤储层资源,结合低煤阶煤层气井的生产特征和气田地质模型资料,建立了低煤阶煤层气井数值模型,并进行了产能影响因素敏感性分析,明确了影响煤层气井产能的主控因素,基于储层物性划分,开展了低煤阶煤层气合理开发方式的优化研究。结果表明：合采井纵向穿过J和T共2套煤层组,纵向储层控制程度高、排水量大,有助于降压解吸,增加单井产量;影响低煤阶煤层气井产能的主控因素有累计净厚度、渗透率、含气量、井距和含气饱和度;埋深< 250 m的储层最优井距为1 500 m,埋深为250～350 m的储层最优井距为1 200 m,埋深为350～400 m和埋深为400～450 m的储层最优井距为1 000 m,埋深450～600 m的储层最优井距为800 m,埋深> 650 m的储层最优井距为700 m。该项研究为气田的有利区筛选和开发优化提供了理论基础和技术支撑。     

无烟煤煤层气成藏与产气机理研究——以沁水盆地无烟煤为例

煤层气成藏和产气必须具备6个方面的必要条件:①生气母质;②储气空间;③吸附动力;④导流通道;⑤驱动能量;⑥煤体结构.当前的气藏潜力判定条件主要包括等温吸附性质、导流性质、含气性质和吸附与驱动能量,吸附常数、渗透率、含气量以及储层压力是4个重要的代表性参数.在以4项参数为表征时,常规无烟煤作为煤层气储层存在着很大的地质缺陷,因而无法成藏和产气.而沁水无烟煤则具备良好的沉积、构造和地热作用历史配置,用当前较为成熟的中阶煤产气理论来判定,由其4项参数所定性的气藏是典型的优质商业气藏.研究结果表明,地壳抬升造成的浅埋、莫霍面上拱造成的快速热变、区域拉张应力以及特殊的汇水构造是沁水无烟煤煤层气成藏和产气的根本原因.     

我国煤层气藏特征及提高地面抽采效果的方法

煤层气藏与常规天然气藏相比,其赋存状态、成藏过程、气藏边界以及开采规律存在着本质差别,根据近年来我国煤层气开发的探索与实践,提出了依"势"布井的理念,应利用煤层中水的"重力势能",根据煤层重力场、地应力场、压力场的分布特征,合理选择井型,部署井网,提高地面抽排煤层气效果;认为对于煤层气多分支水平井,高的煤层钻遇率未必能够带来高的煤层气产量,实钻中的井眼轨迹控制应以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼。分析认为,通过提高储层温度来提高煤层气产气量,以及开展构造煤的钻井技术研究,是今后煤层气开发的重要研究方向之一。     

页岩气与煤层气吸附特征对比实验研究

煤层气的吸附特征决定了煤层气的开采特征,对比分析煤层气和页岩气的吸附特征对页岩气的开采具有重要的指导作用。通过页岩和煤层的等温吸附实验分别分析了不同温度下煤层和页岩的吸附特征,页岩有机质含量和有机质成熟度对页岩吸附的影响,以及不同煤阶等温吸附特征。研究表明随着温度的升高,页岩和煤层对甲烷的吸附量呈下降趋势,但是温度对页岩的吸附影响比煤层对甲烷吸附的影响更加明显;随着R_O值的逐渐增大,煤层的P_L值逐渐减小,V_L值逐渐增加,页岩的P_L值和V_L值都逐渐减小;随着煤有机质含量的增加,煤层的P_L值逐渐增加,V_L值逐渐减小。随着页岩有机质含量的增高,页岩的P_L值和V_L值都逐渐增大;煤层对甲烷的最大吸附量比页岩多,采用降压解吸的方式对煤层吸附特征影响较大,但是对页岩气的吸附特征影响较小。     

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

沁水煤层气田成藏条件及勘探开发关键技术

沁水盆地历经了油气普查和煤层气勘探开发2个阶段（共60余年）的探索，现已成为中国最大的煤层气产业化基地，也是世界上高煤阶含煤盆地煤层气成功实现商业化的典范。尽管高煤阶煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的"三低一强"特征，但勘探实践和研究表明，沁水盆地煤层气成藏条件优越，主力产层太原组15#煤层和山西组3#煤层为陆表海碳酸盐台地沉积体系及陆表海浅水三角洲沉积体系，煤层厚度大、多由腐殖煤类构成，主要含镜质组。受燕山期构造热事件影响，煤层煤阶高、吸附能力强、含气量大。煤层气成藏经历了两次生烃、气体相态转化和水动力控制顶、底板封闭的3个阶段。针对沁水盆地地形及高煤阶特征，形成了山地地震采集、处理和解释技术，丛式井钻完井技术，"复合V型"为主的多水平井钻完井技术，解堵性二次压裂增产技术，高煤阶煤层气排采控制工艺，煤层气集输技术等一系列关键勘探开发技术，有效支撑了沁水盆地高煤阶煤层气的规模开发和工业化发展。