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中国煤层气储层具有独特性,由于成煤期后构造破坏强烈,构造煤发育,所以具有煤层气储层低含气饱和度、低渗透率以及低压力的“三低”特性;煤层气储层的原地应力比较大;目前的煤层气开发以中、高阶煤为主;中、高阶煤具有非常强烈的非均质性。针对中国煤层气储层的基本特性,文章提出了煤层气的开发技术,主要包括“动中之静”概念在煤层气选区评价中的应用;研究了煤层气储层封盖条件,主要包括煤层气储层的区域盖层研究和地下水动力学研究;煤层气储层保护研究,主要是指在煤层气钻井和完井工程作业过程中对煤层气储层所造成的伤害进行预防并使伤害程度最小化;煤层气储层增产措施研究,指建立有效的原地应力释放区、井间干扰效果明显、提高储层的导流能力以及有效压差;加快煤层气解吸速率和提高解吸量的研究。     

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从认识煤层气储层的基本特征入手，结合煤岩学、油气层物理学和渗流力学等理论，通过地质调查、实验室测试、试井、测井和排采试验等手段，提出了进行煤层气储集层评价所需的参数及其组合。主要包括以下几类参数：①煤层气储集层赋存状态及煤岩参数；②煤层气储集特征参数；③煤层气储集层物性参数；④流体特征参数；⑤生产排采参数。将上述几类参数进行组合，列出了７大类共４９项参数，进而提出了煤层气储集层参数评价标准     

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煤中裂隙是煤层气运移产出的通道，对其成因进行探讨是煤层气地质学的重要内容。文章根据宏观和微观观测，发现煤中存在一种流体压力致裂的特殊裂隙，这些裂隙的成因无法用诸如应力场的作用来解释。此类裂隙的形成与煤中流体（液体和气体）密切相关，流体的来源有两类:煤化作用过程中形成的以甲烷为主的流体和补给来的地下水,且以前者为主。当孔隙或裂隙中流体压力大于垂直裂隙(或基质孔隙)壁的正应力时，孔隙或裂隙将沿最大主应力方向延伸、沿最小主应力方向张开；当流体压力降低时扩展终止。流体压力导致孔隙向割理的转化、割理向继承性裂隙以及外生裂隙的进一步扩展。流体压力的集中是周期性的，即流体压力增加—裂隙扩展—压力降低—裂隙闭合，这与烃源岩微裂缝排烃机理类似。     

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文章首次基于Ansys有限元分析软件对水力割缝技术开采低渗透煤储层煤层气进行了数值模拟的计算研究，指出地应力是煤层气运移的重要影响因素，给出了煤层气赋存和运移特征及地应力对煤层气运移的作用机理，建立了煤层气开采水力割缝平面应变有限元模型，得到了钻井前后、水力割缝前后近井地带的地应力场变化规律及其影响范围。钻井后近井地带应力平均降低60％，但井口周边产生了应力集中区，应力场以井孔为中心向井身周边呈辐射状向外递减，应力降影响范围为300~450 mm。水力割缝后井周区域应力场变化显著，近井地带应力平均降低84.5％，且沿两侧割缝末端连线方向应力降影响最为明显，影响范围以此向外辐射达3000 mm，为钻井孔径的20倍，同时在割缝末端产生了应力集中区，并向背离割缝方向扩散，使得沿割缝方向产生大量裂缝，从而打通割理和裂隙，缩短渗透路径，继而提高煤层气产量。数值模拟结果表明，水力割缝技术可达到使近井地带充分卸压的目的。在现场实践中，此方法对利用定量化指标评估水力割缝效果具有十分重要的指导意义。     

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在煤层水压力作用下,煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体从而形成煤层气藏。煤层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。煤层水处于一定的封闭条件下时,煤岩储层表现为具较高的储层压力和含气量;水的不可压缩性对煤岩割理、孔隙起到了支撑作用,使煤岩储层能保持较高的渗透率。在煤层气开采过程中,合理控制煤层水的排采速度,是防止井筒附近应力过分集中,造成煤岩储层孔隙度、渗透率急剧下降的重要手段     

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煤层气主要以吸附状态赋存在煤岩基质中，只有当储层压力降低后才可以从基质中解吸出来，煤岩裂隙或割理中多被水充满，而裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，煤层气需要通过排水（裂隙或割理）降压（煤岩储层）方式才得以采出，故煤层气的产量受煤岩性质、压力水平和两相渗流特征等多种因素的影响。文章分析认为，影响煤层气井单井产量的主要因素包括煤岩渗透率、孔隙度、吸附能力、含气量、临界解吸压力、相对渗透率等；为提高煤层气井单井产量，必须通过洞穴完井、压裂改造或水平井等方式，改善井底渗流条件，有效地降低井底流压，扩大压力波及范围，增加有效解吸区，扩展两相渗流区范围。为实现煤层气的规模开发，必须深化认识储层特征，结合地质实际，选择合适的开发技术。     

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本文对我国主要煤田的热演化史类型及含煤盆地进行了分类,论述了主要煤田的热演化史特点。指出煤系的生气、成藏过程与莫霍面深度、构造岩浆带和主要生气期与构造形成期的配置有密切的关系。进而结合生、储、盖、圈、保等条件分析,提出了近期勘探、开发浅层煤成气的优选区。     

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由于煤层结构的特殊性，使得煤层气的测井评价方法有别于常规天然气层的评价方法。针对煤层的物性特点及其储气机理，借鉴国内外煤层气测井评价方面的经验，从灰分组分分析，固定碳含量分析，煤质分析，割理程度的评价，割理孔隙度求取等几方面入手，全面详细地论述了煤层含气量和可采储量的测井评价方法。     

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基于吐哈盆地与粉河盆地（Powder River Basin）的煤层气地质资料，探讨了两盆地地质构造演化特征，对比分析了两盆地煤阶、煤岩、煤质、含气量及饱和度等物性条件，指出了吐哈盆地与粉河盆地在煤层气含量构成、渗透率及水文地质条件等方面的差异。     

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安徽淮南煤田西部二叠纪含煤地层中，煤层甲烷含量具有如下规模性变化：纵向上为中，下部高于上部，横上则为中部高，东，西部低，本区煤 变质程度仅达气煤阶段，甲烷含量与煤层埋深之间的下相关关系约在地表下垂深１２００ｍ以浅反映得比较明显，尽管煤甲层烷的封闭条件比较好，但受构造的影响，局部降低了围岩的气密性，并形成了贫，富甲烷区段。     

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在榆林气田的地质研究中，首先提出了山2段三分的小层划分方案，指出了山₂3砂体稳定分布为气井获得高产的物质基础，并以此为主要目的层段分析了砂岩储层孔隙发育的控制因素，指出砂岩中高石英含量是形成榆林气田山2低孔高渗储层关键因素，而以粒间孔、粒间溶孔及高岭石晶间孔为主的特殊的孔隙组合方式是形成高渗储层的主要因素之一。针对榆林气田沙漠和黄土塬的地表条件复杂性，形成了以波形归纳分析、Strata反演等储层厚度预测为主，AVO分析、吸收系数等含气性检测为辅的山2段含气砂岩横向预测技术系列。储层地质建模以GRIDSTAT和GMSS为软件平台，将确定性地质建模和随机建模方法相结合，建立了储层参数和构造三维模型。通过山2段气藏精细描述，先后优选开发目标区块6个，提供开发井位120余口，已实施井钻井成功率达到了85％以上，应用效果良好。     

油气藏测井描述系统的建立及应用

本文从建立微机测井资料数字处理系统出发,以岩心为标准,研究确定地区性测井资料数字处理的数学模型和处理参数。利用多种资料综合分析,确定出油(气)藏的类型和油(气)、水层的测井解释标准。用数学方法确定出主要储量参数在油(气)藏内各井点的数值。并用二重积分法计算储量。     

微生物油气勘探技术及其应用

介绍了地表微生物油气勘探技术的基本原理、常用指标和异常模式。总结了地表微生物油气勘探技术数十年来的发展概况与应用现状。通过具体实例分析了微生物油气勘探技术在未开采区和成熟探区油气勘探中的应用价值:在未开采区,可以筛选出有利的含油气区,特别是与地震勘探结合,可对地震探明构造的含油气远景进行评价,是判断地震探明构造是否存在烃类充注的可靠工具;在成熟探区,通过微生物储层评价可绘制地下含油气储层最可能的分布模式,识别老产区中的漏失产层以及老油井的扩边范围,是老区复查的重要勘探手段。     

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沁水盆地是我国重要的煤层气勘探地区,盆地内蕴藏着丰富的煤炭资源和煤层气资源。该盆地面积约2.4×14km2,预计煤层气资源量约6.85×1012m3。到目前为止,整个沁水盆地共有煤层气井48口。经过原煤炭部、中联煤层气有限责任公司、CNPC等单位近年的勘探,相继在该盆地南部获得高产煤层气流。初步查明沁水 盆地南部为一个煤成气高渗富集区,具有良好的勘探开发前景。分析了该盆地南部聚煤条件与生气潜力,研究了煤储层特征及含气性,结果发现自盆地中部向南具有煤层气勘探井成功率增高的趋势。因此,该区勘探的战略方向应尽量向南。     

储层地质建模方法在克拉2气田气藏描述中的应用

在地表条件恶劣、地下地质情况复杂、井眼少的条件下 ,为了弥补勘探阶段资料的不足、更好地认识评估沉积储层特征、减小勘探风险 ,有必要选择合适的露头作为野外储层实验区 ,并从沉积学入手展开研究 ,建立储层地质资料库。通过露头剖面和井下沉积相对比分析 ,建立沉积模式 ,确定不同时期沉积相的展布。通过露头剖面砂体追踪以及砂体内部建筑结构要素分析 ,建立砂体骨架原型模型。结合钻井和测井资料 ,采用随机模拟方法建立储层地质预测模型 ,并按一定的地质规律预测井间砂体空间叠置及夹层分布规律。储层地质建模方法成功地运用于库车坳陷克拉 2气田气藏描述 ,为准确评价气田储层性质及潜在能力提供了可靠依据。     

油藏模拟技术及其应用

油藏模拟技术可以复现油藏生产历史过程,并预测未来的开采动态。油藏模拟的重要环节为建立油藏模型、确定油藏参数、选择模拟器和掌握模拟技巧。油藏模拟技术商品化有明显的社会效益和经济效益。     

天然气藏地球化学描述方法及其应用

天然气轻烃指纹的测定一般限制在C₈以内,在全烃色谱上可检测出55项参数,其中16项参数的聚类相关系数大于0.52,可作为天然气地球化学描述参数指标,判识天然气藏内部的分隔性和联通性。新场气田Jp₁⁵气藏依此指标,可划分出4个含气单元,目前,大多己知气田均分布于这些单元中。     

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图像融合是一种信息综合处理技术，通过对多个图像信息的提取与综合，获得同一目标的更准确、更为全面和更为可靠的图像描述，以利于目标的检测、识别或跟踪。油气储层图像（形）融合方法是一种空间域的加权图像融合的方法，它既可适用于无噪声图像的融合，也可适用于含噪声图像的融合；加权系数可采用简单方法确定，也可采用PCA变换确定，在图像融合过程中加权是自动进行的。油气储层图像融合充分利用和继承了多个表征储层特征和品质的图像中包含的冗余信息和互补信息，强化了图像中的信息，增强了图像的可靠性，因此融合后的储层图像具有良好的鲁棒性。文章基于储层裂缝富集区是油气的储集空间，成功地对某地区嘉凌江组嘉二1储层的储层裂缝分布图和储层地震综合预测图进行了融合处理，应用该图形在嘉二1储层的含天然气背景区中更准确和更可靠地圈定出天然气富集目标区，并为钻探所证实，这极大地提高了勘探成功率。     

现代油藏描述技术及其应用

油藏描述就是对油藏的各种参数进行三维空间的定量描述和表征,也就是要建立反映油藏构造、沉积、成岩、流体等特征的三维油藏地质模型.油藏描述技术的发展和应用使我国油藏研究由定性和半定量走向定量化,由传统的油藏地质研究转入多学科一体化综合的系统研究.但是,如何针对不同勘探、开发阶段我国陆相高度非均质复杂油藏进行描述,仍然是对我国石油地质工作者的一种挑战.在近十年的油藏描述实践中,通过对胜利、大港、辽河、中原、华北等油田的油藏进行描述,逐步形成了具有中国陆相油藏特色的油藏描述技术路线,提出了一些新观点、新技术和新方法.并将其用于指导油藏描述研究.实践表明,这些理论、方法和技术,在油田勘探与开发的早期可预测油气的富集区、高产区,降低成本,提高勘探成功率;在油田的开发阶段,则对油田开发先导实验区的选择,开发方案的制定、调整、油田的综合治理具有指导意义,并能从根本上改善油田的开发效果,提高采收率.     

红台低压致密气藏压裂技术配套与应用

吐哈红台气田储层具有“四低”（即低丰度、低孔隙压力、低孔隙度、低渗透率）、“二强”（水敏伤害强、非均质性较强）的特点,造成常规压裂技术适应性差,通过配套采用氮气增能泡沫压裂液、压裂施工参数优化、压裂-投产一体化管柱、机械分层压裂和树脂涂层砂防支撑剂回流等技术,较好地解决了常规气井压裂工艺中存在的压裂液返排率低、储层污染,压裂规模偏小和压后峰值产能的损失,层内防砂等问题,取得了良好现场应用效果,对同类气田的开发具有一定的借鉴意义。