考虑井间干扰的煤层气井动态预测方法

为了简便准确地计算多井开采条件下的煤层气井单井动态参数,考虑煤岩基质自调节效应时的裂缝孔隙度变化,建立了用于求取平均地层压力的煤层气藏气水两相物质平衡方程.在封闭煤层气藏中,引入形状因子,根据等产量两汇原理,应用汇源反映法得到了考虑井间干扰条件下的煤层气井产气量与产水量的计算式.通过与物质平衡方程结合,形成气井动态预测方法,能够快速有效地预测煤层气井的平均地层压力及产量的动态变化.将此方法应用于陕西某煤层气藏,对比不同井距条件下的生产参数.结果表明:一口井生产10a左右产量达到最大值,约为3 000m3/d;两口井在200m最优井距条件下,单口气井在7a左右产量达到最大值,约为4 180m3/d.     

煤层气井解吸区预测模型研究

为跟踪了解煤层气开发动态,实现煤层气藏储量动用程度评价、井网优化等目标,建立煤层气解吸区扩展预测方法.基于煤层气两相流阶段生产气水比特征,运用稳态逐次替换法,建立不同生产阶段两相流稳态压力分布模型;结合物质平衡方程,提出并建立煤层气直井、压裂直井解吸区扩展预测模型.研究结果表明:该模型预测解吸区范围与数值解吻合较好.在韩城煤层气小井组应用、直到生产525d后,A井解吸区椭圆长短半轴范围分别为150.5～188.0m,138.0～178.0m;B井分别为170.0～215.0m,159.0～206.5m,此时A,B两井解吸区已干扰或接近干扰,而C,D两井投产后解吸区很快与A井干扰.     

单相流煤层气井井底流压预测方法研究

为了准确地预测单相流煤层气井井底流压,基于流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和液柱段压差的数学模型.依据铁法煤田试井时地面录取的资料,预测了单相流煤层气井不同生产时间的井底流压,并将计算结果与Cullender-Smith等方法进行对比和分析.结果表明:煤层气井底流压不仅包括气柱压差,而且包括井口套压和液柱压差,预测时要考虑煤层气偏差系数和管内摩阻随管段增量变化的影响,当井深小于1000m,沉没度小于30m,产水量小于10m3/d时,预测值与实测值间的误差较小,相对误差小于1%,具有较高的精度.井底流压充分反映流体的渗流压力特征,压力平方差由0.488MPa2调整为0.891MPa2后,产气量由3270m3/d提高到6112m3/d,降低井底流压,可有效增大生产压差,利于气体解吸,提高煤层气井产能.     

煤岩等温吸附曲线特征在煤层气研究中的应用

在煤层气研究过程中,通过对曲线形态进行分析,认为在煤层气开采初期和中期,兰氏体积和兰氏压力越大,对产气越有利,而在开采后期,兰氏压力越小,对产气越有利.同时,也可根据曲线方程估算出煤层气采收率,进而获得煤层气可采资源量.     

基于时间序列BP神经网络的煤层气井排采制度优化

为了准确预测煤层气井产能,定量分析和优化煤层气井排采制度,利用神经网络具有的非线性映射能力和预测能力,基于时间序列思想构建了结构为14-13-7的BP神经网络煤层气井产能预测模型,在不同排采制度下对潘庄区块CM1井进行了未来7d的产能预测.结果表明:依据产水量、井底流压调控量度临界值分别为0.2 m3/d,0.1MPa,可以设计24种排采制度调整方案.其中,使产气量大幅减小的排采制度调整方案有5种,小幅减小的有7种,小幅增大的有7种,大幅增大的有5种.可以根据未来生产需要,采取不同的排采制度,对煤层气井产能实现人工实时调控.     

二项式物质平衡方程预测异常高压气藏储量

针对异常高压气藏开发过程中预测地质储量难的问题,利用异常高压气藏pD-GpD曲线与无因次IPR曲线形状的相似性,提出了预测异常高压气藏储量的二项式物质平衡方程新模型.以美国Louisiana North Ossun"NS2B"、Louisiana Offshore cajun、Gulf coast Anderson"L"和south Louisiana Miocene异常高压气藏为例,新模型计算出的地质储量相对误差分别为-2.88%,0.26%,1.57%和-2.81%.对比文献预测结果发现,新模型的预测精度优于其他方法,且能较准确地预测水侵量,从而论证了该方法的有效性、准确性和可靠性,为异常高压气藏动态分析提供了一种有效方法.     

压裂井产能预测理论曲线分析

目前水力压裂已成为勘探开发低渗透油藏较为常用且相当有效的增产措施.针对具有启动压力影响的低渗透储层压裂井的不稳定产能预测理论曲线进行了分析研究.分析结果表明,表皮系数对压裂井的初期产量影响较大.表皮系数越大,裂缝井初期产量就越低.随生产时间增长,表皮效应的影响逐渐消失.启动压力梯度主要影响压裂井的中后期产能,启动压力越大,产量下降就越快.因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须考虑启动压力梯度的影响.     

动边界影响的低渗双重介质油气藏试井解释模型

从低渗透油气藏的开发以及试井工作的实践可知,低渗透油藏中流体的渗流存在启动压力梯度,试井曲线往往表现为不易出现径向流直线段或不出现径向流直线段,其压力波传播的特点是流体动边界不断向外扩展.针对这种情况,首先建立了考虑井筒储存和表皮效应影响的低速非达西渗流定产量生产的固定边界数学模型,用格林函数法求出了井底压力的拉普拉斯空间解;然后根据流体从静止到流动所需的启动压差确定不同时刻的动边界半径,再用固定边界模型计算井底压力与时间的关系,以此作为动边界模型的一种数值逼近.用Stehfest数值反演算法绘制了井底无因次压力与无因次时间关系曲线,讨论了动边界、启动压力梯度、储容比和窜流系数对井底无因次压力的影响及非达西渗流与达西渗流时井底压力动态的差别.     

煤层气井气水两相流人动态关系研究

为了准确预测煤层气井流入动态关系,基于流体稳定渗流的运动方程和连续性方程,建立了煤层中气水两相渗流的数学模型和气井流入动态预测模型．采用气水两相拟压力函数,研究了两相煤层气井产能方程．结果表明：该模型考虑了煤层渗透率、表皮效应和非达西效应的影响,预测结果具有较高精度,预测值与实测值间的整体误差控制在8％以内．井底流压充分反映产能的渗流压力特征,调整井底流压,可有效增大生产压差,利于煤层中气体解吸和水相渗流,提高产能,在井底流压由5．0MPa降为2．1MPa后,产能由0．1kg／s提高到0．6kg／s．随渗透率的增大和表皮系数的减小,流入动态曲线明显向右移动,渗透率由2×10qptm。升为2×10_。“m。时,最大气水总流量由0．205kg／s迅速增大到1．20kg／s．开采中,煤层水的相对渗透率不断减小,而气的相对渗透率和泄流半径逐渐增大,导致动态曲线有向左移动的趋势,但其影响并不显著．     

东胜致密低渗产水气藏水平井一点法产能模型研究

为进一步提升气藏产能预测的精度,针对东胜气田锦30 井区作了水平井产能模型研究。借鉴Giger、Joshi、Borisov、陈元千等人提出的油藏水平井产能公式推导过程,并遵循渗流规律建立了气藏 水平井产能公式;基于气相渗透率与含水率的拟合关系分析水气比对气井流入动态曲线的影响规律,发现不同水气比条件下的无因次流入动态曲线重合且为直线,但无阻流量受水气比的影响较大;提出产水气井无因次无阻流量新理念,建立了无因次无阻流量与水气比的关系式,进而在此基础上 推导出一点法产能预测模型。     

Method for predicting economic peak yield for a single well of coalbed methane

The development of coalbed methane (CBM) in China poses great difficulties because of high investments, low production and high risks. So a study of the economic effect of a single well at its preliminary stage is helpful for commercial exploitation of CBM. Affected by wellbore flow pressure, initial reservoir pressure, relative permeability, Langmuir pressure and other factors,the trend of declining production of a single CBM well agrees, by and large, with a hyperbolic pattern of decline. Based on Arps'sequation, nearly 200 wells production with different peak yields and initial rates of were simulated. Given the present cost of drilling, gas production and engineering on the ground, the gross investment for the development of a single coalbed methane well was estimated for the Fanzhuang block in central China. Considering the current industrial policies for CBM, we established an economic assessment model and analyzed economic peaks. The results show the economic benefits with or without government subsidies at different peak yields of a single CBM well. The results of the evaluation can be directly applied in the Fanzhuang block. The evaluation method, formulated in our study, can be used to other areas with similar conditions.     

Exploitation technology of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells in the Huainan coal mining area

Exploitation technology of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells is a new method for exploration of gas and coalbed methane exploitation in mining areas with high concentrations of gas, where tectonic coal developed. Studies on vertical surface well technology in the Huainan Coal Mining area play a role in demonstration in the use of clean, new energy re-sources, preventing and reducing coal mine gas accidents and protecting the environment. Based on the practice of gas drainage engineering of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells and combined with relative geological and exploration en-gineering theories, the design principles of design and structure of wells of pressure relief coaibed methane in vertical surface wells are studied. The effects of extraction and their causes are discussed and the impact of geological conditions on gas production of the vertical surface wells are analyzed. The results indicate that in mining areas with high concentrations of gas, where tectonic coal developed, a success rate of pressure relief coalbed methane in surface vertical well is high and single well production usually great. But deformation due to coal exploitation could damage boreholes and cause breaks in the connection between aquifers and bore-holes, which could induce a decrease, even a complete halt in gas production of a single well. The design of well site location and wellbore configuration are the key for technology. The development of the geological conditions for coalbed methane have a sig-nificant effect on gas production of coalbed methane wells.     

用常规黑油模型模拟煤层气开采过程

流体在煤层中的传输机理由两部分组成,气体在煤内表面解吸,并通过基岩和微孔隙扩散进入裂缝网络中。若岩块表面甲烷气体的释放速度比气,水相在煤层割理中的流动速度快得多,那么在模拟煤层气开采过程时,解吸动能可以不考虑,根据这个假设可认为：在给定压力下煤层吸附的甲烷气体量类似于相应压力下溶解在原油中的气体量,煤层中的朗格缪尔等温曲线可视为常规黑油油藏中的溶解气油比曲线。若将煤层表面的吸附气作为不流动油中溶解气来处理,那么可用常规黑油模型描述煤层气,而不需要对模型源码做会何修改,基于上述思路,用黑油模型模拟煤层气开采过程,并与用煤层气模拟软件（COMETPC）的计算结果进行了比较,趋势非常接近。     

Application of structural curvature of coalbed floor on CBM development in the Zaoyuan block of the southern Qinshui Basin

Based on controls of structural style and the position in coalbed methane(CBM)development,we used a method of curvatures to study its relations with CBM development parameters.We calculated structural curvatures of contours of the No.3coal seam floor of the Shanxi Formation in the Zaoyuan block of the Qinshui Basin and analyzed its relations with development parameters of coalbed methane wells.The results show that structural curvature is negatively related to coal reservoir pressure,while positively related to permeability.With an increase in structural curvature,the average production of coalbed methane wells increases at first and then decreases,reaching the highest production at 0.02 m-1 of structural curvature.Therefore,structural curvature can be an important index for potential evaluation of coalbed methane development and provide a basis for siting coalbed methane wells.     

煤层气有限导流压裂井的压力动态分析

针对煤层气产出过程中的降压,解吸,扩散,渗流等特点,应用非稳态解吸模型;研究了煤层气在基质和割理中的单相流动;建立了新有有限导流压裂井评价模型;讨论了裂缝壁面表皮系数,吸附系数,裂缝储容系数和窜流系数对压力动态的影响;分析了煤层气压裂井的压降典型曲线特征和参数估计方法,从而为煤层气藏开发提供了可靠的数据。     

排采连续性对煤层气开采的影响

排采连续性对煤层气开发至关重要.但是,在排采过程中关井现象不可避免,重新开井后如何排采、制定合理的排采制度是提高产量的关键.通过对煤层气生产阶段理论进行分析,结合关井前后矿场数据,同时借助数值模拟方法,对关井过程中储层参数变化进行了研究.结果表明,关井明显改变储层物性参数,造成井筒附近煤层含水饱和度增加,井底压力升高,...     

基于相控的煤层气藏三维地质建模

煤层气藏是一种非常规天然气藏,与常规天然气藏在赋存方式、物性参数以及开发方式等方面存在较大差异。煤层气藏三维地质模型能够精确描述煤层以及物性参数空间分布,推动煤层气藏的认识由定性向定量的转变,对煤层气藏的开发具有重要意义。以澳大利亚B区块煤层气藏为研究对象,综合应用地质、地震、测井、煤岩取芯分析等资料,分析构造解释的煤层层面、测井精细解释结果以及物性参数精细表征结果;借助Petrel三维地质建模软件,以地震解释煤层顶面构造和断层结果为数据基础,以测井煤层划分结果为约束条件,建立B区块构造模型;在构造建模基础上,以测井资料划分的单井岩相数据为基准,建立煤层相模型;煤层气藏物性参数建模以相控建模理论为指导,以煤层气物性参数表征结果为数据基础,实现干燥无灰基含气量、渗透率、密度、灰分含量、饱和度等物性参数空间分布模拟。在建立的三维地质模型基础上,利用煤层气藏储量计算方法,计算B区块地质储量,确定B区块煤层气有利区优选物性参数及标准,划分煤层气藏有利区。煤层气藏三维地质模型为煤层气藏地质储量计算以及有利区筛选奠定坚实的地质基础,同时也为井型选择与井网布置等后续开发工作提供地质依据。     

煤层气排采曲线类型划分及排采因素分析

简要分析煤层气的排采机理,并将排采曲线归纳为3种代表类型。通过对现场资料的总结分析,将煤层气井低产减产的排采因素简单归纳为4类因素。通过调整和优化,使煤层气井产气取得理想效果。     

煤层气开发项目经济评价方法与预测模型

根据煤层气开发工程的特点及中国煤层气勘探开发现状，在充分借鉴美国煤层气开发项目经济评价方法和国内有关研究成果的基础上，利用作多年煤层气开发实践经验，建立了一套较为完整的煤层气开发项目经济评价方法和预测模型，并分别从项目投资预测、采气成本计算、产出预测和财务评价等4个方面对此经济评价方法和预测模型加以简要介绍．实际应用结果表明：煤层气开发项目经济评价方法和预测模型是项目决策科学化的重要依据．     

沁水盆地南部煤层气藏特征

以油气、煤田和煤层气勘探阶段积累的资料为基础,系统探讨了沁南煤层气藏的特征.通过对气藏静态特征(包括煤层空间几何形态、煤层气成分和含量、储层物性、吸附特征、储层压力及封闭条件)和动态过程(包括煤层气形成、运移和聚集)的分析,指出晚古生代的煤层在经历了印支期和燕山期两次煤化作用生成的煤层气,在喜马拉雅期遭受了严重的调整与改造后逐渐形成现今的沁南煤层气藏.直接控制该煤层气藏中煤层气富集程度的因素为顶底板与边界断层.目前的高产煤层气井基本上都位于地下水滞流区.