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为研究低煤阶煤储层的产气潜力,以彬长矿区大佛寺井田4号煤储层为例,引用临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,并结合低煤阶储层含气量低、厚度大、渗透性好等特点,运用煤层气数值模拟软件对低煤阶煤储层产气潜力进行定量评价。研究结果表明:大佛寺井田4号煤层的临储压差为1.27MPa、临废压差为0.76~1.26MPa、有效解吸量为1.25~2.35m3/t,最大解吸效率为1.99~2.46m3/(t·MPa),相对于中高煤阶煤储层都偏低|但由于4号煤层厚度大、渗透率高,抽采数值模拟显示5年平均日产气量达965m3,具有形成工业气流煤层气井的产气潜力|现场单井排采实践也验证了4号煤层定量评价结果的可靠性。论文认为应将煤层厚度和渗透率指标纳入低煤阶煤储层定量评价指标体系中。 相似文献
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沁水盆地太原组深部煤层气资源丰富,勘探开发尚未系统开展。通过解剖沁水盆地西北部古交矿区煤层气钻井、压裂、排采资料和测试数据,揭示太原组煤层厚度、含气量、储层物性等地质条件和见气压力、排采规律等开发特征,结合数值模拟提出了开发井型和井网设计。研究区太原组8号和9号主力煤层分布稳定,累计厚度约5 m,埋深在500~900 m,以低灰和低硫煤为主,生气能力强,含气量约11 m3/t。煤层物性中等,含气饱和度高,临储比高,见气时间早,具有较好的开发潜力。影响煤层气开发因素包括构造运动导致地应力集中,工程改造困难;主力煤层见气压力较低,气体解吸困难;开发过程中间歇性排采,裂缝或孔喉堵塞等。基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟,当储量丰度达到0.4×108m3/km2,见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好,模拟预测20 a累计产气量达到957×104 m3。研究区水平井最佳开发指标为水平段长度700 m, 8段压裂、井距300 m。当定向井与水平井距离在... 相似文献
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通过煤田钻孔和已钻煤层气参数井资料对沁水盆地北部七元煤矿首采区15~#煤的煤岩、煤质类型、埋深、厚度、物性、温度和压力、含气性和等温吸附等储层特征进行了分析研究,并制定了定量排采制度。结果表明,15~#煤储层厚度稳定,平均3.37m,埋深适中,平均730m。煤岩类型以半亮型煤为主,热演化程度较高,镜质体反射率为2.5%~3.15%,含气量4.02~17.13m3/t,平均13.50m~3/t,有利于煤层气开发。但15~#煤平均孔隙度5.85%,平均渗透率0.43m D,属低孔低渗储层。储层压力范围为1.93~5.38MPa,平均3.07MPa,储层平均压力梯度0.43MPa/100m,储层欠压严重,不利于煤层气开发。8口排采井见气前排采速率是见气后排采速率的3.8~7.7倍,见气前压降幅度8.8~10.5k Pa/d,见气后压降幅度1.9~2.5k Pa/d。根据排采井的地质特征,精确控制压降的定量排采制度是影响煤层气排采井产量的关键因素。 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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针对韩城煤层气田多层合采的特点,结合欠饱和煤层气藏开发特征,采用相关分析系统剖析该区煤层气井产能影响因素,用灰色关联分析定量评价各影响因素的重要性,并利用模糊层次分析法对煤层气井产能进行综合评价。相关性分析结果表明该区煤层气井产能与初见气时间、初见气累产水量、拟临储比、拟含气量、地解压差和煤层厚度具有很好的相关性,但与初见气井底流压、埋深、原始储层压力和间距之间的相关性较差。灰色关联分析定量显示区内气井最大产气能力主要受控于拟临储比、合采煤厚和拟含气量,而平均产气水平则主要受控于合采煤厚、初见气累产水量和地解压差。分析认为资源丰度和含气饱和度是影响欠饱和煤层气藏最大产气能力的关键因素,而降压幅度和难易程度是决定这类气藏平均产气水平的重要因素。模糊层次分析显示区内的煤层气井最大产气和平均产气的综合评价等级都为良好。 相似文献
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以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明:产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。 相似文献
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深部条件下煤储层关键参数的识别是煤层气开发评价的基础。基于鄂尔多斯东缘临兴区块深部煤层气勘探和测试研究结果显示:朗格缪尔体积随镜质组反射率的增大先增加后减小,朗格缪尔压力与镜质组反射率呈"U"型变化,两者均在2.5%Ro,max左右出现转折。采用非线性分析方法,基于实测含气饱和度与煤层埋深的关系,建立了含校正系数的深部煤层含气量计算模型。山西组4+5号煤层预测含气量6.7~22.1 m3/t;本溪组8+9号煤层含气量在12~20 m3/t,在平面上总体均呈东低西高展布。4+5号煤预测临界解吸压力介于1.03~9.40 MPa,临储比介于0.11~0.63,平均为0.33;8+9号煤预测临界解吸压力介于1.27~10.47 MPa,临储比介于0.12~0.64,平均0.334。在平面上,4+5号煤临界解吸压力与临储比均呈西高东低、西北部最高展布,而8+9号煤总体呈北高南低展布。 相似文献
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阳泉矿区是全国最大的无烟煤基地。主采煤层 3#煤层富含大量的煤层气 ,开采过程中煤层气涌出量较大。煤储层吸附—解吸特性是煤层气开发成败的关键因素之一。文章以实验为基础 ,研究了 3#煤层气的吸附—放散特性 ,实验表明 3#煤层气吸附过程是一个非常缓慢的过程 ,需要很长一段时间才能达到吸附平衡 ;3#煤层气产气速率主要受裂隙中气体流动的限制。增加裂隙度 ,提高渗透率是 3#煤层气开发和利用最关键的环节 相似文献
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煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础,是各种地质因素有效配置的结果。多煤层发育的黔西地区具有丰富的煤层气资源,其可采性值得关注,为了评价黔西地区煤层气资源的开发潜力,以中岭-坪山为研究区块,在分析构造特征、多煤层发育基本特征、煤层含气量、煤层吸附性的基础上,采用水头高度等效煤储层压力-等温吸附法,评价了等效储层压力、临界解吸压力、含气饱和度及采收率。研究表明,区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层发育,煤层数量多达50余层,可采煤层10~12层;煤层含气量较高,为8.25~15.44 m~3/t,平均11. 71 m~3/t;等效储层压力梯度较低,为0.59~0.95 MPa/hm,平均为0.80 MPa/hm;临界解吸压力分布在1.07~1.87 MPa,平均为1.56 MPa;含气饱和度较高为62%~82%,平均为72%;计算得出煤层气理论采收率分布在27.54%~48.66%,平均40.4%,高于全国平均水平,表现出较好的煤层气可采性特点,资源开发潜力大。含气量、储层压力等值线图及计算结果显示,含气量、储层压力、临界解吸压力、含气饱和度在平面上分布具有一致性,即高含气量区,等效储层压力高,临界解吸压力高,含气饱和度也高。煤层气富集区是未来开发的首选区域,由于区内煤层发育具有多且薄的特点,多煤层合采是大幅提高气井产量及资源采收率的有效途径,可作为贵州省煤层气开发的首选开发方式。 相似文献
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煤层气开发或二氧化碳地质封存均涉及气-固界面吸附-解吸效应。已有大量研究证实气体分子在固体表面吸附或解吸过程中会释放出热量或吸收热量,进而导致气-固系统温度上升或下降。但是,常用的研究方法是在温度-压力平衡条件下评价煤吸附气体能力。而煤储层产气或注气过程是非平衡态过程,会产生大量的吸附热改变煤体温度,这与绝大多数研究中的恒温假设条件矛盾。为了研究吸附热对煤-气相互作用的影响,在固体变形-气体流动-吸附/解吸耦合关系中引入吸附热,将煤-气系统的储热项划分为裂隙系统与基质系统,吸附热表达成放热功率的形式;并以固体应变作为耦合项,考虑了煤与环境热交换过程,建立考虑吸附热的"变形-渗流-扩散"耦合计算模型。模拟的煤表面温度能较好拟合文献实验数据。此外,二氧化碳封存模拟结果表明恒压注气时吸附热导致的注气效率的降低约为16.8%;恒速注气时,预计最终6.2 MPa可完成的注气速率保持工作,在吸附热的影响下需要将注气压力提高至7.2 MPa,为煤层气开采时煤层温度演化提供参考。 相似文献
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基于成庄井田西部15号煤储层物性资料和煤层气生产资料,开展了煤储层物性对煤层气井产气量影响研究。结果表明:煤储层物性对煤层气产出特征和煤层气井产气量具有重要影响,不同的煤储层物性参数对煤层气井产气量的影响和作用机理各异。煤层厚度越大、煤层气含量越高,煤层气资源量、资源丰度及含气饱和度越高,有利于煤层气井高产和提高累计产气量;煤储层压力、煤层渗透率越高,越有利于驱动煤层气渗流高效产出、煤层气井高产和提高采收率;煤的高变质,提高了煤的孔渗性、吸附性和煤层气储集性能,有利于煤层气井高产稳产。但延迟了煤层气井产气高峰期时间,对缩短煤层气开发周期亦不利。 相似文献
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煤层气临界解吸压力由煤的等温吸附实验得出,可以预测煤层气排采过程中的产气压力。结合煤层气赋存条件、等温吸附理论模型、临界解吸压力计算原理等,分析临界解吸压力实验值计算过程中的各步骤及其影响,根据已知地质资料、区域概况,总结区域误差规律。分析表明,鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气临界解吸压力实验值普遍小于实际产气压力,差值在1.48~3.11MPa之间,统计平均差值为2.36MPa;基于修正参数进行了实例分析,验证了分析结果。根据区域数据资料分析,对区块内临界解吸压力进行统计,提出修正参数,优化实验结果,为煤层气的开发及排采提供更加可靠的依据。 相似文献
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阳泉矿区是全国最大的无烟煤基地,主采煤层3#煤层富含大量的煤层气,开采过程中煤层气涌出量较大,煤储层吸附-解吸特性是煤层气开放成败的关键因素之一,文章以实验为基础,研究了3#煤层气的吸附-放散特性,实验表明3#煤层气吸附过程是一个非常缓慢的过程,需要很长一段时间才能达到吸附平衡;3#煤层气产气速率主要受裂隙中气体流动的限制,增加裂隙度,提高渗透率是3#煤层气开发和利用最关键的环节。 相似文献