贵州松河井田煤层气地面抽采潜力分析

根据煤炭及煤层气勘查数据,分析了松河井田煤层气开发地质、煤储层渗透性和含气性条件,估算了煤层气资源量,并结合松6井工程开发效果,综合评价了该区煤层气地面抽采潜力。结果表明:松河井田煤层气赋存及保存条件好,薄-中厚煤层群发育,且煤层埋深、煤体结构、渗透性及含气性相对较好,埋深对煤层含气量控制作用明显,300~400 m为含气梯度转折深度,煤层气资源量达66.96×108m3;松6井采用"多段合层压裂、合层排采"工艺,实现单井单压裂段产气量长期超过1 000 m3/d的突破,但产气量波动较大,建议加强合层排采层间矛盾问题研究;鉴于该区地形、交通及地质条件的制约,建议采用"地面丛式井钻井、多段合层压裂"开发方式。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明：松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10⁸ m³/km²,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

低煤阶煤储层产气潜力定量评价

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。     

成庄井田西部15号煤储层物性对煤层气井产气量影响研究

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。     

祁东井田71煤层煤层气开发潜力评价

针对煤层气开发潜力评价过程中的常规参数难以定量描述气体解吸完整过程的缺点,以祁东井田为例,在对该区地质特点和储层特征进行分析的基础上,结合等温吸附曲线提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,分析了研究区煤层气的解吸过程并建立了煤层气开发潜力的定量评价方法。结果表明:祁东井田71煤层为碎粒结构煤,塑性大,渗透率低,需要通过水平井分段压裂的方式进行开发;该储层产气过程中只经历敏感解吸阶段,最大解吸效率为8.23 m³/（t·MPa）,见气后短时间内可获得较高产量的工业性气流,解吸量最高可达7.5 m³/t,具有较高的产气潜力;该煤层临储压差高达4.83 MPa,表示井底见气前要经历长时间的降压过程,随后产气量快速上升,应该采用平稳缓慢的排采方式,避免压力波动和煤粉产出。     

赵庄井田产甲烷菌群富集与产气条件优化

赵庄煤层气井水中富集产甲烷菌群,可优化产气能力。采用厌氧富集得到本源菌群,通过正交试验优化产气条件。水样中存在产甲烷菌群,实验室条件下最优产气条件:NH₄Cl为1.0 g/L,K₂HPO₄为1.5 g/L,MgCl₂为0.1 g/L,煤粉添加量160 g/L,60 d产甲烷量达18.07%。赵庄井田产甲烷菌群通过富集可以降解无烟煤产气,通过条件优化可提高其降解无烟煤产气的能力。     

贵州省幸福井田煤层稳定性评价

以贵州省幸福井田为例,分析影响幸福井田煤层稳定性的因素,利用矿区煤层的厚度、可采性、煤层结构及煤质变化等指标,评价幸福井田煤层的稳定性,得出幸福井田煤层均为较稳定煤层的结论,对今后煤矿的设计、建设及开采具有一定的借鉴意义。     

鲁那井田17号煤层煤质特征分析与评价

介绍了鲁那井田的煤层结构、宏观煤岩类型和显微煤岩类型,同时根据煤质化验分析资料推断出鲁那井田17号煤层属于低灰、中硫、低挥发分、低磷、特高热值的炼焦煤。     

沙河市北掌井田煤层开采技术条件评价

通过对北掌井田煤层顶底板稳定性、煤层瓦斯、煤自燃、煤尘爆炸性、地温等影响开采的重要技术条件初步分析,指出煤层顶底板工程地质性质对未来煤矿开采的影响较大,也将会带来各种工程地质及环境地质问题;煤层瓦斯的局部富集将给开采带来一定影响,瓦斯富存情况有待进一步观测和认识;井田南部存在一定范围的一级高温区,对开采将会带来一定影响;煤尘爆炸与煤层自燃因素无影响或影响较小。     

贵州白布井田地面煤层气开发潜力研究

分析贵州白布井田的煤层分布、煤储层地质、煤层气资源特征,应用CBM SIM软件对主采煤层的煤层气产能进行预测模拟,并分析了储层条件相似的官寨井田GZ 01地面煤层气井的开发试验效果,综合研究了白布井田地面煤层气开发潜力。白布井田煤层气成藏和开发地质条件较好,有利条件有可采煤层数多、厚度大,含气量较大,煤层气资源丰度较高;不利条件有煤层渗透性较差,储层压力偏低,属欠压储层。采用体积法估算,白布井田可采煤层煤层气资源总量为2905×108 m3,资源丰度为135×108 m3/km2。由产能预测及GZ 01井排采效果判断,对白布井田进行地面煤层气开发,产气效果较好,尤其是地质、储层条件相对较有利的区块,开发前景良好,能源效益可观。研究成果可为今后西南地区地面煤层气开发以及煤矿瓦斯治理提供相应的技术支撑和参考依据。     

官寨井田地面煤层气开发潜力评价及经济性分析

在地质分析的基础上,研究了官寨井田的煤层分布、煤储层特征、煤层气资源特征,并应用经济评价软件对设计的煤层气开发方案进行了经济评价。结果表明:煤层气开发各项财务评价指标良好,项目税后财务内部收益率为7.74%,税后财务净现值为-305.84万元,静态投资回收期为10.64 a,均接近于行业的基本要求。煤层气井排采15 a,单井累计产量达4.615 4×106 m3,煤层气采收率达65.77%,相应平均含气量降低至8 m3/t以下,瓦斯压力降至0.74 MPa以下,可达到区域消突的目的。     

新街井田9号煤层煤质特征分析与评价

新街井田位于贵州省清镇市北西部,已查明井田内9号煤层矿产资源量6405×104t,潜在矿产资源量1278×104t;9号煤为细条带状结构,玻璃、弱玻璃光泽,贝壳状、参差状断口,内、外生裂隙较发育,属中等可磨煤;宏观煤岩类型为半暗—半亮型,显微煤岩类型为微镜惰煤;煤质为低中灰、中硫、高热值、低挥发分、低磷、极易可磨、特低氯,煤类划分均属无烟煤三号.可作民用煤、工业动力用煤和火力发电用煤.     

开滦范各庄井田12煤层底板突水危险性的地质评价

根据隔水层的岩性和结构特征,提出了评价隔水层隔水性能的岩性-结构评价方法;并在突水系数中考虑隔水层的岩性-结构特征,提出了煤层底板突水危险性评价分类.针对开滦范各庄井田12煤层底板突水地质条件实际,系统分析了12煤层底板砂岩裂隙含水层厚度及其特征、隔水层的岩性及其分布和断裂构造条件,对开滦范各庄井田12煤层底板突水危险性进行了评价.研究表明,煤层底板隔水性能取决于隔水层岩性和断裂构造,随着底板泥岩百分比含量和厚度的增加,隔水层抵抗水压的能力增强,隔水性能变好;随着断裂发育程度的增加,底板隔水层由完整结构、块裂结构到碎裂结构和松散结构,底板隔水性能降低,且完整底板泥岩层的抗水能力明显大于含裂隙的底板泥岩层.开滦范各庄井田12煤层底板发生突水的水源以12～14煤层间砂岩裂隙承压含水层为主,其砂岩裂隙含水层的厚度由井田的浅部向深部增厚;含水层水压随其埋藏深度的增加而增高,呈线性关系,且富水性增强;12煤层底板隔水性能随着煤层埋藏深度的增加而减弱,且突水危险性增强.     

花沟西井田10号煤层煤质特征分析与评价

花沟西井田位于安徽省涡阳县,已查明井田内10煤层矿产资源量9962×104t.约占本井田资源量的48％.10煤层为条带状结构,层状构造,玻璃光泽为主,阶梯状断口,内生裂隙较发育；宏观煤岩类型属半暗—半亮型煤；显微煤岩为微暗亮煤；煤质为低灰、低硫、中高挥发分、低磷、中强—强粘结性、高热值,其煤类属于1/3焦煤和焦煤.可作炼焦配煤及动力煤.     

寺河井田煤层气储集层评价——以3号煤层为例

煤层气储集层特征研究和评价是煤层气勘探开发战略选区的关键环节,文章采用瓦斯地质理论,对寺河井田3号煤层的含气性、含煤性、煤储层压力、煤层孔渗性及水文地质条件等煤层气储集层物性及特征参数进行了分析和研究,并采用模糊综合评价法对其进行了定量评价。结果表明:"3号煤层是煤层气的良好储集层,亦是煤层气勘探开发有利储层"。     

永城市顺和西井田构造复杂程度及煤层评价研究

为了满足顺和西井田探矿权转采矿权需要,分析了井田构造复杂程度,主要研究了褶曲、断层、小构造发育程度以及岩浆岩,得出,井田地质勘查类型是二类Ⅱ型,构造总体形态为一复式背向斜。断层构造和小褶曲较发育,构造复杂程度为二类中等构造。并对二煤层、三煤层进行了评价,得出,主勘的二2煤层大部分可采,属较稳定煤层。三4、三2煤层属不稳定煤层,局部可采,煤类有无烟煤、贫煤,均可用于动力用煤及民用燃料。煤层局部受岩浆侵入影响,变质为天然焦现象,井田煤层稳定程度属Ⅱ型（较稳定煤层）。研究为矿井建设可行性研究和初步设计提供地质依据。     

黔北林华多煤层井田煤系气开发目标层段初选

提出了林华井田多煤层区煤系气开发目标层段的初选方法,将林华井田煤系气目标层段初选步骤分为地质、工程2个部分,具体流程为:结合沉积环境,以划分含气系统为基础;并以煤体结构、脆性指数以及围岩力学性质作为工程约束评判指标,最终确定煤系气开发初选目标层段。结果表明:研究区龙潭组属于海陆交互相沉积下的还原沉积,具有煤岩层单层厚度薄,煤系气储层互层频繁的特点;根据煤岩含气性、煤岩组合可划分3种煤系气储层组合模式和4个含气系统;初选结果为:Ⅰa(958～968 m)、Ⅱb(942～955 m)、Ⅱc(910～933 m)、Ⅲd(878～904 m)和Ⅳe(864～876 m)5个层段可作为煤系气共采的优先目标层段。     

基于产气量模拟的采动影响下煤层渗透性变化规律

针对目前对采动影响下煤储层渗透性变化规律认识不清,直接影响了煤矿采动区煤层气地面抽采部署的问题,以两淮矿区为研究对象,通过分析大量采动区煤层气抽采井数据,结合现场监测结果,利用数值模拟技术进行了采动影响下煤层渗透性变化特征研究。研究确定了采动影响下煤层气井的抽采范围和边界条件,揭示了煤层渗透性变化规律,建立了采动影响下被保护煤层渗透率随工作面推进距离的关系。     

煤层底板突水定量预测评价研究

为研究矿井水害防治理论和马营堡井田水害威胁程度,采用理论和试验相结合的方法,系统分析了马营堡井田水文地质条件和矿井充水因素,根据GIS和AHP耦合理论,建立了底板脆弱性指数模型,定量评价了马营堡井田主要可采煤层底板的突水危险性,作出了主要可采煤层底板突水脆弱性评价分区图。分区图反映了煤层开采时受底板水的威胁程度,可作为马营堡井田开拓生产时防治水工作的依据。