煤层气低速非达西渗流解析模型及分析

基于渗流理论中质量守恒和动量守恒方程,建立了考虑煤层气解吸效应和低速非达西渗流特征的渗流数学模型,推导出全新的煤层气低速非达西径向流压力分布解析解和产能方程,定量计算后对低渗透煤层气产能低和储层难以有效动用进行了理论分析。研究结果表明:1)拟启动压力梯度每增加1kPa/m,储层有效动用半径下降约30%,因此拟启动压力梯度的存在使得井筒外围储层难以有效动用,对煤层气开发影响较大;2)解吸能力每增加1倍,煤储层的有效动用半径增加15%左右,因此煤层气开采过程中储层解吸能力越强,压降效果越好,储层波及范围则越大.     

煤层气典型曲线产能预测方法

为简单快速预测煤层气井产能,引入了典型曲线-无因次产量与时间的关系曲线法.通过分析兰氏压力、兰氏体积和渗透率等对典型曲线形态的影响,建立了不同兰氏压力下无因次产量与时间的关系式,提出了煤层气井典型曲线产能预测方法.运用该方法分别对韩城和沁南区块两口煤层气井进行产量预测和储量评价.结果表明:预测产量与前5年的实际产量符合率高于80%,表明该方法可供现场应用.对生产数据进行拟合得出两口井的控制储量分别为2.40×107m3和2.29×107m3,预测未来10年采出程度分别为44.3%和46.3%.     

综合开发煤层气和煤的地下气化

为了利用天津的煤碳资源,提出也综合煤层气的生产和煤的地下气化方案,该方案在技术上和经济上被认为是可行的。     

沁水盆地煤层气井产出水化学特征与产能关系研究

以沁水盆地枣园区块煤层气井产出水的分析测试数据为依据,利用统计、对比方法,系统研究了煤层气井产出水化学成份特征、类型、成因机理及其与煤层气井产能的关系.根据水化学成份变化规律将产水过程分为3个阶段,即污染成份大量排出阶段、过渡阶段和稳定阶段,分析产出水具有富集碳酸氢根离子、缺少硫酸根离子和钙镁二价阳离子的特征及成因机理.结果表明:在相近的产水量条件下,水的矿化度、碳酸氢根离子浓度越高,煤层气井的气产量越高;当产出水矿化度低于1 000 mg/L、碳酸氢根离子浓度低于600mg/L时,基本不产气.利用煤层气井产出水化学特征的分析成果可以进行煤层气井产能的合理预测.     

基于MapInfo的煤层气井数字化管理系统设计

本文介绍了以MapInfo为开发平台,Visual Basic 6.0作为开发工具的煤层气井数字化管理系统的设计与实现.首先,结合晋城煤业集团煤层和煤层气开采的实际情况,进行需求分析和可行性分析,其次,从管理人员的角度分析设计系统基本功能,进而确定开发方案,系统设计思路,建立数据库.最后,根据系统设计详细介绍了在Visual Basic 6.0环境下实现系统功能的过程.系统功能主要包括数据的编辑、处理及管理,地质图件的编辑,钻孔柱状图管理,等值线自动生成等.     

煤粉对煤层气井产气通道的影响分析

基于Kozeny的毛细管岩石模型,建立煤粉影响后产气通道渗透率的模型;分析煤粉对产气通道渗透率和导流能力的影响,在以往渗流观点基础上,研究煤层气沿产气通道渗流模式,依据该渗流模式运用分段方法建立煤储层整体压降模型,探讨煤粉对煤层气井产气潜能的影响.结果表明:煤粉影响后近井地带产气通道的渗透率与煤粉颗粒粒径大小和填充率有关,远井地带产气通道的渗透率与煤粉的堵塞程度有关.随着煤颗粒粒径的增大,堵塞程度的增加,产气通道的渗透率减少.在填充煤粉颗粒粒径由0.01mm增大到0.3mm后,产气通道的渗透率由569.96μm2减少到30.91μm2;在粒径比不变的情况下,当填充率小于1时,填充率对产气通道的渗透率影响较小,当填充率大于1时对产气通道的渗透率影响较大;随着沉积厚度的增加,裂缝的等效裂宽越小,压裂裂缝的导流能力减少,导流能力随沉积厚度的变化呈线性递减关系.煤粉在产气通道内的填充沉积不仅使煤储层整体压降程度变小,而且使煤层气的有效解吸面积变小,进而影响煤层气的产能.     

煤层气储层几何模型及其应用

根据对煤体的宏观与微观观测,对原有煤层气储层几何模型进行了修正和完善,并建立了针对构造煤的储层几何模型,将原有的单一直径球形基质孔隙模型扩展为双直径球形孔隙模型,同时对两类几何模型的适应条件进行了论述,最后指出的双直径球形孔隙内煤层气的扩散方程揭示了构造煤储层煤层气运移产出机理.     

煤层气储层几何模型及其应用

根据对煤体的宏观与微观观测,对原有煤层气储层几何模型进行了修正和完善,并建立了针对构造煤的储层几何模型,将原有的单一直径球形基质孔隙模型扩展为双直径球形孔隙模型,同时对两类几何模型的适应条件进行了论述,最后指出的双直径球形孔隙内煤层气的扩散方程揭示了构造煤储层煤层气运移产出机理.     

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.     

Productivity of coalbed methane wells in southern of Qinshui Basin

Based on regional CBM geological characteristics and drainage data of three typical Coalbed Methane(CBM)wells in the southern Qinshui Basin,history matching,productivity prediction and factor analysis of gas production control are conducted by using COMET3 reservoir modeling software.The results show that in the next 20 years,the cumulative and average daily gas production of the QN01 well are expected to be 800×104 m3 and 1141.1 m3/d,for the QN02 well 878×104 m3 and 1202.7 m3/d and97.5×104 m3 and 133.55 m3/d for the QN03 well.Gas content and reservoir pressure are the key factors controlling gas production in the area; coal thickness,permeability and porosity are less important; the Langmuir volume,Langmuir pressure and adsorption time have relatively small effect.In the process of CBM recovery,the material source and driving force are the key features affecting gas productivity,while the permeation process is relatively important and the desorption process has some impact on gas recovery.     

煤层气勘探开发一体化经济评价模型

我国目前还处于煤层气商业开发初期,经济评价刚刚起步,迫切需要根据我国煤层气开发的行业政策,建立煤层气经济评价的方法体系,为煤层气大规模开发提供决策依据.根据煤层气开发工程的特点及中国煤层气勘探开发现状,提出一套较为完整的适合于我国的煤层气开发项目的经济评价模型.分别从固定资产投资、采气成本预测、税收以及销售收入等方面作了详细论述.采用财务内部收益率、财务净现值、投资回收期、投资利润率和投资利税率5个经济指标评价煤层气商业开发的可行性.     

自进式水射流钻进技术在煤层气开发中的应用

自进式高压水射流钻进技术是在煤层气勘探井内布置机械或水力扩孔装置,对准选定的煤层进行扩孔后,下入特制的转向工具,在300mm的曲率半径内实现由垂直转向水平进行钻进.自进式钻头由旋转喷嘴、钻屑整合装置及推力提供装置等组成,其带动为其提供高压水动力的特制胶管向前连续钻进.高压水通过高压胶管为自进式钻头提供动力,进行钻进、推动及排渣.该技术可以在同一煤层气勘探井内的不同煤层内完成多个水平钻孔,这些径向水平钻孔可以沟通新的瓦斯流动通道,从而大幅度地提高煤层气产量.     

沁南煤层气田开发区块内煤层气生产接替研究

通过对煤层富气高渗地质规律及煤层气井排采主控因素的研究,结合对开发区块煤层气井工程数据与测试资料的分析,提出了沁南煤层气田开发区块内煤层气生产接替方法,依据煤层富气高渗等级和地解压差等级将开发区划分为5类煤层气开发单元.研究表明:I类至V类开发单元面积分别占研究区面积的1.10%,20.86%,47.44%,28.96%,1.64%;开发单元的分布受地质构造的影响最为显著,开发单元展布与煤层含气性、渗透性的区域性变化及煤层压差吻合程度较高;区块内煤储层压力四周高、中心低且变化梯度大的部位,地解压差小,有利于压降扩展,开发单元类型级别高;开发区内地形较为平缓,开发单元多位于煤层埋深1000 m以浅地区,对煤层气开发施工较为有利.开发区内产能接替工艺开发技术表明:后期井网部署应以现有井网为中心,以埋深1000 m为界,在Ⅲ类以上开发单元区域向四周布井,布井时考虑地形落差可采用分层次(多层次)布井;现有井网内煤层气井产能低下区域采用二次压裂或补充小井距井以提高煤层气井产能;在地层稳定、构造简单的地形和缓区可考虑水平井生产工艺.     

自进式水射流钻进技术在煤层气开发中的应用

自进式高压水射流钻进技术是在煤层气勘探井内布置机械或水力扩孔装置,对准选定的煤层进行扩孔后,下入特制的转向工具,在300mm的曲率半径内实现由垂直转向水平进行钻进.自进式钻头由旋转喷嘴、钻屑整合装置及推力提供装置等组成,其带动为其提供高压水动力的特制胶管向前连续钻进.高压水通过高压胶管为自进式钻头提供动力,进行钻进、推动及排渣.该技术可以在同一煤层气勘探井内的不同煤层内完成多个水平钻孔,这些径向水平钻孔可以沟通新的瓦斯流动通道,从而大幅度地提高煤层气产量.     

石门沟煤矿3号煤层瓦斯赋存规律探究

煤层瓦斯质量体积(含量)是煤层瓦斯主要参数之一,是矿井进行瓦斯涌出量预测、煤与瓦斯突出预测和瓦斯抽放设计的重要依据.只有摸清矿井瓦斯赋存规律,才能对采掘面瓦斯抽放制定合理的技术措施.为避免石门沟煤矿瓦斯治理的盲目性,笔者通过分析煤层瓦斯质量体积与埋藏深度的关系,并结合矿井地质构造,研究了煤层瓦斯赋存规律,总结得出石门沟煤矿3号煤层瓦斯质量体积受地质构造控制,在远离地质构造区域,瓦斯质量体积与埋藏深度呈正相关,并推出其关系式,为矿井瓦斯治理提供可靠数据.     

石门沟煤矿3号煤层瓦斯赋存规律探究

煤层瓦斯质量体积（含量）是煤层瓦斯主要参数之一,是矿井进行瓦斯涌出量预测、煤与瓦斯突出预测和瓦斯抽放设计的重要依据.只有摸清矿井瓦斯赋存规律,才能对采掘面瓦斯抽放制定合理的技术措施.为避免石门沟煤矿瓦斯治理的盲目性,笔者通过分析煤层瓦斯质量体积与埋藏深度的关系,并结合矿井地质构造,研究了煤层瓦斯赋存规律,总结得出石门沟煤矿3号煤层瓦斯质量体积受地质构造控制,在远离地质构造区域,瓦斯质量体积与埋藏深度呈正相关,并推出其关系式,为矿井瓦斯治理提供可靠数据.     

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.     

郑庄东大井区煤层含气量主控地质因素

以郑庄区块东大井区为主要研究对象,综合运用实验测试数据、煤田钻孔及煤层气井资料,并结合沉积、构造和地下水动力的原理和方法,深入分析了该区煤层含气量分布和主控地质因素。研究结果表明:研究区煤层含气量较高,总体呈自东向西逐渐增大的趋势,且主要受煤层埋藏深度、地质构造和水动力条件三个因素控制。即煤层埋深对含气量分布具有较好的控制作用,总体上含气量高值区大都位于北部深埋区域;地质构造对含气量的影响主要表现为次级构造叠加在煤层埋深影响的总体背景之上导致含气量展布复杂化;北部地区水动力条件对煤层气的运移和富集具有显著的控制作用,是影响煤层含气量展布的主要因素;而南部地区则由于埋深和断层等因素的影响,从而导致水动力条件与煤层含气量的相关性不太明显。     

Reservoir reconstruction technologies for coalbed methane recovery in deep and multiple seams

Multiple coal seams widely develop in the deep Chinese coal-bearing strata. Ground in situ stress and coal seam gas pressure increase continuously with the increase of the mining depth, and coal and gas outburst disasters become increasingly severe. When the coal is very deep, the gas content and pressure will elevate and thus coal seams tends to outburst-prone seams. The safety and economics of exploited firstmined coal seams are tremendously restricted. Meanwhile, the multiple seams occurrence conditions resulted in different methane pressure systems in the coal-bearing strata, which made the reservoir reconstruction of coal difficult. Given the characteristics of low saturation, low permeability, strong anisotropy and soft coal of Chinese coal seams, a single hydraulic fracturing surface well for reservoir reconstruction to pre-drain the coalbed methane(CBM) of multiple seams concurrently under the different gas pressure systems has not yet gained any breakthroughs. Based on analyses of the main features of deep CBM reservoirs in China, current gas control methods and the existing challenges in deep and multiple seams, we proposed a new technology for deep CBM reservoir reconstruction to realize simultaneous high-efficiency coal mining and gas extraction. In particular, we determined the first-mined seam according to the principles of effectiveness and economics, and used hydraulic fracturing surface well to reconstruct the first-mined seam which enlarges the selection range of the first-mined seam. During the process of mining first-mined seam, adjacent coal seams could be reconstructed under the mining effect which promoted high-efficiency pressure relief gas extraction by using spatial and comprehensive gas drainage methods(combination of underground and ground CBM extraction methods). A typical integrated reservoir reconstruction technology, ‘‘One well for triple use", was detailed introduced and successfully applied in the Luling coal mine. The application showed that the proposed technology could effectively promote coal mining safety and simultaneously high-efficiency gas extraction.