韦二煤矿煤储层物性特征及煤层气资源前景

依据韦州矿区煤炭勘探煤层资料、煤层气参数井获取的储层资料，通过对煤层气开发地质信息的有效提取，对韦二煤矿煤储层物性进行深入分析、研究，对煤层气资源量进行了计算，并采用数模方法预测了煤层气抽采率，确定了地面煤层气抽采相对有利区。研究认为:区内煤层含气性整体偏低，煤层甲烷含量在0.20～11.73 m³/t，气含量高值区仅出现在部分煤层、局部区域。多期次构造运动致使裂隙发育复杂化，硬度变小，煤体结构多为碎粒—糜棱结构，渗透率降低。主要可采煤层煤层气资源量为5.55×10⁸ m³，资源丰度为1.51×10⁸ m³/km²，属中等丰度、小型煤层气藏。各煤层煤层气采收率较低，约为15%，可采潜力较差。资源量在煤层分布上相对集中，12、14、15煤层气含量4 m³/t以上重叠区域为煤层气地面抽采相对有利区块。     

成庄区块3号煤层煤层气储层特征

对成庄区块3号煤层的煤岩特征、含气性、渗透性、煤储层压力及煤的吸附特性等储层参数进行了测试与分析。结果表明,3号煤层厚度大,为煤层气的生成提供了大量的物质基础,煤的高变质进一步提升了煤层气的生气率,使得区内煤层含气量高、煤层气资源储层丰度较好,可为煤层气开发提供较好的资源条件;煤层孔隙度低,孔隙以微孔和过渡孔为主。煤中裂隙主要为微-小裂隙,中裂隙次少见,未见大裂隙和巨型裂隙。煤中孔裂隙常见被无机矿物质充填现象,彼此连通性较差,在一定程度上影响了煤层渗透性,后期可通过人工储层改造措施,提高煤层的增透导流能力;煤层压力状态以略欠压状态为主,其压力正效应有助于煤层气在煤中的吸附保存,但对其煤层气开发排水降压的时间和难度均相对正常压/超压煤层时间长和难度大;煤层的略欠饱和状态,进一步增加了排水降压的难度和影响着煤层气的最终采收率。研究结果,可为区内煤层气开发和矿井瓦斯治理提供可靠技术参数。     

地面煤层气抽采效果评价指标初探

地面煤层气抽采是煤层气开发普遍采用的方式,主要以地面垂直井方式为主。建立地面煤层气抽采效果评价指标,有利于同一地区不同地面煤层气井、不同地区的抽采效果比较,也可为国内外抽采效果评价、不同抽采工艺效果比较提供参考手段。目前国内外地面煤层气抽采效果的评价及指标还不完善。本文通过收集晋城成庄区块主要煤层的储层参数和生产数据,采用新型储层模拟软件CBM-SIM进行不同井间距的产能预测,由此探讨地面煤层气抽采效果的有效评价指标。研究表明,评价指标可分为两类：一类是储层特征,主要包括气含量和储层压力;一类是煤层气资源特征,主要包括累计产气量、采收率、日最高产气量、稳产期日均产气量。     

晋城矿区胡底区块3号煤层气储层物性特征分析

煤层气储层物性及特征影响着煤层气的生成、储集和产出,文章基于研究区煤层气勘探开发资料、矿井开采资料及参数测试等,对区内重要的3号煤层气储层物性及特征参数进行了详细的分析。研究得出:3号煤层地处甲烷带,煤层含气量、含气饱和度及资源丰度较高,具备良好的煤层气资源潜力;煤中孔裂隙系统相对发育,孔裂隙充填不甚严重,煤层渗透率较高;煤对甲烷吸附能力强、吸附量大、吸附时间较其他煤阶长;煤储层压力多以稍欠压和接近正常压力为主。研究结果可为本区井上下煤层气抽采提供可靠技术参数。     

煤层气井地联合抽采全过程低负碳减排关键技术研究进展

“双碳”目标的实现与煤层气大规模商业化开发迫切需要新技术。在对煤层气开发与CCUS技术系统分析的基础上，以煤层气生物工程为依托，探讨和展望了地面煤层气开发、煤矿瓦斯抽采以及采空区煤层气开发过程中的低负碳减排关键技术。地面煤层气开发阶段，将煤层气开发转化为煤系气开发、将常规水力压裂转化为大规模缝网改造是实现煤层气商业化开发的有效途径；将液相CO₂和微生物发酵液作为储层改造的工作液，在实现煤系三气储层一体化缝网改造的同时又实现了微生物与CO₂联作下的增气增压、储层改性、CO₂驱替甲烷等多重增产效应，为煤层气增产提供了一条新途径，达到低碳减排目的；此外，通过CO₂的生物甲烷化和同步地质封存实现了负碳减排。可见，对于煤层气开发而言，CO₂可以促使其增产；对于CO₂封存而言，煤储层是其最佳归宿。由此，地面煤层气开发实现了“一低两负”的碳减排。在井下瓦斯抽采阶段，根据硬煤的造缝增透增产、软煤的增容增透增产机制以及相关理论，提出了第1代水力强化技术——水力压裂和第2代水...     

焦坪矿区下石节井田地面抽采与井下抽采煤层气成本对比分析研究

为对比研究地面抽采煤层气成本与井下煤层气抽采成本,以焦坪矿区下石节井田地面煤层气试验井储层测试参数和历史排采数据为基础,利用目前国际上较为先进的煤层气储层数值模拟软件CBM-SIM,对煤层气井的产能和抽采效果进行了预测分析,进而研究分析了在达到同样的抽采效果的前提下,地面抽采与井下抽采煤层气的成本费用.结果显示:为了使瓦斯含量降至1 m3/t以下,地面抽采需要12.5年,成本9.09元/t；井下抽采成本16元/t,地面抽采成本远远低于井下抽采.     

低透性煤层气储层循环冻融增透技术研究

针对我国低透性煤层气储层地面抽采研究现状,归纳了影响抽采率的主要因素,分析了国内外煤层气地面常规抽采技术的使用条件,介绍了2种新型煤层气抽采技术。在此基础上,基于煤岩层的冻胀性质,将岩体力学冻融破坏机理引入煤层气抽采技术中来,提出低透性煤层气储层循环冻融增透的方法,为低透性煤层气抽采技术提供一种全新的发展方向。     

煤矿区煤层气抽采效果检测指标及评价

采用实测和数值模拟方法对晋城矿区地面煤层气抽采效果进行了检测,实测法检测地面抽采5年后煤层气含量由21.58 m3/t降到10.74 m3/t,气含量降低率为50.2%;数值模拟法检测地面抽采5年、10年后井群范围内气含量降低率均值分别为43.3%和58.2%。煤矿井下抽采15.6个月和29.6个月后,实测法检测煤层气含量由抽采前20.1 m3/t分别降低到11.24 m3/t和4.76 m3/t,气含量降低率均值为44.0%和76.3%。根据实测的煤层气含量和储层数值模拟结果,并结合我国煤矿区煤层气抽采的实践经验和相关管理规定,综合考虑煤矿区煤层气抽采的安全和资源效益,提出以煤层气含量和气含量降低率(或采收率)作为煤矿区煤层气抽采效果检测和评价指标,分别建立了煤矿区地面和井下煤层气抽采效果评价方法。     

延川南深部煤层气井排采制度研究

基于延川南煤层气田多年的勘探开发成果和排采实践,探讨和研究了深部煤储层应力敏感对煤层气井产气、产液的影响以及合理的排采制度。结果表明,由于深部煤储层具有低孔、低渗、强应力敏感的特征,排采速率过快煤岩易发生显著的压敏效应,造成渗透率降低,压降漏斗无法有效扩展,从而导致煤层气井产气低效;通过针对区内不同时期气井排采制度优化过程的对比和分析,逐步形成了"平衡排采、阶梯降压"的排采制度,延缓和减弱了应力敏感对储层的伤害,实现了泄压面积的持续扩大,从而保证了气井高产稳产的开发效果,这一排采制度的科学性和适用性在延川南煤层气田得到了证实。     

不同煤阶煤孔隙分布特征及其对煤层气开发的影响

为了查明高、低煤阶煤储层孔隙分布差异性对煤层气富集与渗透运移的影响,根据高、低煤阶煤岩样品的压汞、平衡水等温吸附试验结果,分析了高、低煤阶煤孔隙发育特征,对比了高、低煤阶煤孔隙体积分形差异.结果表明:高煤阶煤孔隙度低、渗流孔含量小、“墨水瓶”型的半封闭孔发育导致孔隙连通性降低、渗流能力差;微孔含量高、水分含量低、吸附能力强,有利于煤层气富集.低煤阶煤孔隙度大,大、中、过渡孔比孔容均较大,孔隙连通性好,渗流能力强;比表面积小、水分含量高,致使吸附能力低下.高煤阶储层煤层气开发应提高渗透性而低煤阶煤层气开发则应首选优势富气区.     

煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

陕西彬长矿区低阶煤地面煤层气开发方式

分析陕西省彬长矿区大佛寺井田的地质构造、煤层特征、储层渗透性、煤吸附特征、煤层含气量、煤层气资源潜力,研究地面煤层气开发方式的技术特点和适应性特征,采用数值模拟手段及煤层气CBM-SIM模拟软件对垂直井和多分支水平井在大佛寺井田的抽采效果进行了预测,为以后彬长矿区及国内其他类似地区的低阶煤地面煤层气开发提供了技术支撑和参考。陕西彬长矿区是我国典型的低阶煤矿区,4号煤层为主采煤层,煤层厚度大,含气量低,渗透性较好。测试结果表明,垂直井与水平井在大佛寺井田有着良好的抽采效果,垂直井单井最高日产气量2 221.26 m^3,5个分支的水平井最高日产气量超过25 000 m^3。在今后矿区煤层气开发中,应结合地质条件、抽采目的、开发工艺和投资成本等因素,选择最优开发方式。     

赵庄区块松软低渗煤层煤层气低产机理研究

为探究沁水盆地南部赵庄区块松软低渗煤层煤层气井低产原因,以3号煤层为研究对象,采用液氮吸附、扫描电镜及X衍射等手段,对目的煤层的孔-裂隙发育特征、黏土矿物组成等进行分析,查明松软低渗储层的物性特征。通过水敏性伤害实验,进一步分析松软低渗储层煤层气低产的机理。研究结果表明:赵庄3号煤层多数为开放型孔,少量发育一端封闭的不透气型孔;孔隙发育较密,孔径以小、中孔为主;微裂隙较宽,延伸距离远,但密度低,孔-裂隙中矿物填充显著;黏土矿物成分为铵伊利石/蒙皂石间层,水敏性强。因此,赵庄3号煤层水力压裂后渗透率差,难以获得理想的增透效果。     

晋城矿区典型区煤层气地面抽采效果分析

地面抽采煤层气被认为是降低煤层瓦斯含量、解决煤矿安全问题的有效途径,地面抽采效果得到煤矿企业的普遍关注,但一直缺乏工程验证。以晋城寺河矿东五盘区为研究区,其煤层气地面抽采效果评价主要基于两个方面,首先将区块内14口参数检验井的现今含气量数据与原位含气量进行了对比,评价了含气量实际降低情况;其次运用煤储层数值模拟软件(CBM-SIM),通过对141口气井近7 a生产数据的历史拟合、参数修正,开展产能预测,预测了含气量随抽采时间变化规律和未来10 a、15 a的抽采效果。研究结果表明煤矿区地面煤层气抽采可以有效降低煤层瓦斯含量,通过近7 a的地面抽采,寺河矿东五盘区煤层含气量由23 m3/t降至10.51 m3/t,下降幅度平均为55%;通过储层数值模拟得出,抽采7 a、10 a和15 a后3号煤层剩余含气量分别为10.07,7.31,4.35 m3/t,降低幅度分别达57%,69%和82%。     

短陂桥矿区煤层气储层特征及资源潜力评价

煤层气作为洁净能源,其开发利用已在我国得到广泛重视,湖南省也已于2010年在邵阳短陂桥矿区首次开展了煤层气参数孔的施工。通过对参数孔各项测试结果的分析和研究,对短陂桥矿区煤层气储层特征进行了系统分析和评价,认为该区1＃、3＃煤层属高含气量、常压-高压、高吸附饱和度、中地解比、低渗透率储层,综合评价该区为开展煤层气地面抽采开发利用的有利地区。提出加快该区煤层气储层改造的试验步伐和扩大实验区的建议,为湖南省“四化两型”建设和“气化湖南”战略提供能源保障。     

煤矿区煤层气产业化发展现状与前景

总结了中国近年来煤矿区煤层气排放、抽采、利用现状及清洁发展机制(CDM)项目进展。由于中国煤层气地质条件具有板块构造复杂;煤体结构破坏严重,渗透率普遍偏低;储层非均质性强;高煤阶煤和低煤阶煤占主导等特殊性,决定了中国煤层气产业化发展必须走煤层气与煤炭协调开发的道路,且应实行煤层气地面开发与井下抽采相结合的煤层气资源开发利用。通过与美国对比,指出中国70%以上煤田不适合地面大规模煤层气开发,而应结合井下采矿工程进度,采取地面井下相结合,地面预采、采动开采和井下抽采多种方式进行开发。最后分析了煤矿区煤层气开发与地面煤层气开发相比具有的优势和面临的困难,指出在国家激励政策的推动下,随着国家科技重大专项关键技术的研发和示范工程验证推广,煤矿区煤层气产业化进程必将得以加快。     

寺河井田穿煤柱下组煤煤层气水平井钻井技术研究

下组煤煤层气超前预抽已成为煤矿区煤与煤层气共采的重要任务。以寺河井田为例，通过分析3号煤层采动卸压后下伏岩层应力分布、裂隙演化及渗透率变化规律，研究了通过地面抽采下煤组煤层气降低瓦斯含量的可行性，开展了下组煤地面煤层气抽采井位部署方法、钻井技术工艺及关键排采技术等研究。结果表明：下组煤15号煤层渗透率增加约2.20倍，有利于15号煤层进行地面煤层气预抽；根据煤层气开发工程要求，按照地面井下综合分析的方法，优化部署了穿煤柱下组煤水平井煤层气抽采井位，设计了三开钻井井身结构，优化了井眼轨迹设计及钻井轨迹控制技术，研究了不同钻井层段的钻井液体系、裂隙发育段堵漏及分级固井工艺等钻井技术；为有效减少L型水平井排采中管柱磨阻，采用“大井扶斜正+双保接箍防偏磨+导向器降扭矩”工艺。所实施的穿煤柱下组煤水平井，最高日产气量9522 m³,14个月内累计产气量220万m³,产气效果理想，证明了技术工艺的可行性。     

双煤层多分支水平井煤层气开采技术研究及应用

针对常规直井煤层气开采过程中的煤层泄压解吸面积低、压裂增产规模有限、压裂液对煤储层存在不同程度的损伤、抽采效率低等问题,结合柳林地区地质特征,提出了双煤层多分支水平井煤层气开采方式。分析了多分支水平井增产原理,认为通过增大煤层解吸暴露面积,提高气体导流能力,促进微裂缝动态发育,增加煤层气运移通道等方式,可以提高煤层气抽采效率。在柳林地区开展了工程应用,结果表明:与常规直井相比,通过双煤层多分支煤层气开采技术应用,研究区最高日产气量提高了5.18～9.0倍,日均产气量提高了6.27～10.19倍。     

沁水煤田玉溪井田煤层气赋存特征及地面抽采潜力

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。      

沁水盆地北部古交区块煤层气压裂工程属性评价

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受地质条件影响外,钻井、完井工程属性以及排采制度很大程度上影响气井的产量。已有的开发实践证实,煤储层水力压裂改造是煤层气增产的主要手段之一。通过分析已有煤层气的压裂工程属性特征,揭示压裂效果对煤层气产能的影响关系,对下步制定煤层气开发方案或低产低效井治理具有重要的指导意义。