煤层气地质储量计算方法

煤层气是一种非常规天然气资源，煤层气有两种赋存状态，吸附在煤颗粒表面的吸附气；悬浮在微孔隙中的游离气，本文根据吸附气和游离气的物理状态阐述煤层气地质储量的计算和主要参数的确定方法。     

致密气井动态储量计算方法讨论

针对延长气田延北区块主力气藏山23层单井动态储量认识不清,产能评价不确定性大等问题,通过调研目前石油行业计算气藏动态储量较为成熟的各类方法,对比不同方法的计算原理和典型井计算结果的合理性和适用性,对产能贡献大的Ⅰ类储层气井、Ⅱ类储层气井筛选出最优动态储量计算方法。研究结果表明：生产初期物质平衡法计算的动态储量偏低,但是对于定点测压关键井,根据年度测压数据和累采量及时更新物质平衡法曲线图,可逐步校正动态储量;生产初期产量递减法计算的动态储量也偏低;不稳定生产拟合法,因整合了多种递减法和特征图版,能高效提供更准确的动态储量结果。认为延北区块应以不稳定生产拟合法(Topaze法)为主,物质平衡法、产量递减法等为辅进行单井和气藏动态储量的评估和预测。以上成果认识,对合理配产、调整开发方案具有一定指导意义。     

利用测井资料计算煤层气单井控制地质储量

煤层气有两种贮存状态：吸附在煤颗粒表面的吸附气;悬浮在微孔隙中的游离气。根据吸附气和游离气的物理状态阐述煤层气地质储量的计算以及利用测井资料确定主要参数的方法。     

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量

气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据,但对低渗透气藏,由于地层的低渗透性及强非均质性特征,很难准确计算出气井的动态储量。针对此问题,结合低渗透气藏单井的动态生产数据,统计分析了大量气井生产指示曲线,将其划分为3种类型,即标准型、波动型、分段型,并描述了不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因,最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动态储量的方法。实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少,计算结果合理、可信,可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。     

煤层气藏物质平衡方程式的推导及储量计算方法

本从物质平衡原理出发，依据煤层气藏储层特征，在综合考虑多种因素的情况下，系统全面地对煤层气藏物质平衡方程式进行推导，并,提出了两种简单易行的求解此类物质平衡方程式的线性化方法，最后通过实例对方法进行了对比分析。     

DC构造动态储量计算方法对比与评价

为合理地开采DC构造下二叠统气藏,选取该构造生产史较长的DS1井、DS001–X1井,采用物质平衡法、现代产量递减分析法、生产史拟合法、产量累计法计算两井的动态储量。结果表明,两口井动态储量大,具有较大的开采潜力。所采用的计算方法计算过程相对简便,但产量累计法需在气藏开发到一定程度、气井产量发生连续递减后才可使用,目前物质平衡法、现代产量递减分析法及生产史拟合法计算的结果较为准确。     

海上凝析气井动态储量计算方法

气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静态物质平衡法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力,对于凝析气井的关井会造成井底的积液,积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型,在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性,应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力,减小了气井产量损失,对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。     

煤层气储量评价方法与计算技术

煤层气独特的解吸/吸附机理决定了其储量评价方法与计算技术有别于常规天然气。力图把煤层气、煤炭、天然气储量规范中的相关内容有机地结合起来,进一步阐述《煤层气资源/储量规范》中评价与计算探明储量的基本要求,探讨了如何确定计算条件、单元划分和计算方法,如何选取储量计算参数等方面的技术问题。在对煤层气采收率预测方法评述的基础上,借助于已提交储量报告的研究成果,提出综合求取采收率,按气藏分别赋值的观点,以达到使储量计算结果更加合理和科学的目的。     

超高压气藏单井控制动态储量评价方法

针对超高压气藏开发过程中存在岩石变形、岩石压缩系数不是常数、渗透率应力敏感等特性,利用超高压气藏岩石压缩系数变化及渗透率应力敏感的实验成果,建立了考虑压缩系数连续变化的超高压气藏物质平衡方程和变形介质气井产能方程,并提出了用此方程拟合气井生产数据评价超高压气藏气井井控动态储量的新方法。应用结果表明,超高压气藏岩石压缩系数和渗透率应力敏感对储量的计算结果影响非常大,若不考虑这些因素,计算的储量值则会偏小15%~20%.     

缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算方法研究

由于缝洞型碳酸盐岩油藏储集体分布和流体性质非常复杂,难以及时对储量规模做出准确评估以致缺乏经济有效的开发方案。讨论了现有的静态储量计算法,并建立起改进的、更适用于缝洞型碳酸盐岩油藏储量分析计算的动态方法。以塔河油田为例,在对缝洞型碳酸盐岩储集体特征分析的基础之上,通过讨论现有的储量计算方法,指出其由于难以准确描述缝洞体空间非均匀分布、部分地质参数难以获取,致使储量计算结果误差较大。提出一种改进的动态储量计算方法,该方法以物质平衡理论为基础,对缝洞体具体形态和分布要求不高,并能够在所需参数相对较精简的情况下更为准确地对缝洞系统储量进行分析和评估,结果准确可信。通过具体油藏应用,证明了该方法的正确性与可靠性,对开发此类油藏具有一定的理论价值和实际意义。     

煤层气藏产能动态预测方法及参数敏感性分析

煤层气体在开发阶段经历了解吸—扩散—渗流的复杂过程,会引起孔隙结构的变化,对产能造成一定影响。因此,研究煤层气藏的物质平衡时,需要考虑自调节效应对孔隙变化的影响。通过建立模型,推导了煤层气藏的物质平衡方程,结合气、水产能方程以及相渗曲线,并且考虑偏差因子随压力的变化,对煤层气藏产能进行动态预测,预测结果通过与实际生产数据历史拟合,验证了模型具有较高的可靠性。通过参数敏感性分析,得出煤层气井生产中后期不同敏感性条件下储层压力与时间成指数对应关系及其对气井生产的影响。综合分析结果表明,自调节效应好、渗透率高、朗氏压力高和煤层厚度大的煤层气藏产能相对较高。     

煤层气峰值产量拟合及产量动态预测方法研究

煤层气属于非常规天然气,它的产能受多种因素影响,数值模拟过程复杂且资料难以获得。通过选取3种产量动态预测分析方法（Weibull模型法、广义翁氏模型法和H-C-Z模型法）,并进行对比分析,结果认为：H-C-Z模型法由于模型中的线性关系与煤层气开采机理不吻合,预测误差较大;广义翁氏模型法虽然拟合峰值产量有较高准确度,但其拟合峰值产量时间误差较大,难以满足精度要求;Weibull模型法对峰值产量及其出现时间的拟合精度均较高。因此Weibull模型法更适合预测煤层气产量。     

煤层气井排采制度及配套工艺技术

根据延川南煤层气试验区煤层气井排采过程中,因排液速度不合理和排采工艺不完善,造成煤层气排采井生产周期短、产气量低、资料录取不准确的现状,通过试验区45口井排采工作的摸索和试验,探索了"五段制"的工作制度和合理的套压范围,形成了防砂防气锁的斜井泵排采技术、电子压力计地面直读监测技术、捞砂泵捞砂技术,结果表明"五段制"的排采制度保证了延川南试验区煤层气排采井产气量稳步上升,日产气量超过16 000 m3,生产周期由224 d延长至353 d。     

煤层气井产出剖面测试技术实验研究

针对煤层气井的开发特点制定了基于集流和非集流测量的实施技术方案。设计并加工压阻式流量计、过流式电容持水率计、压差流量计等实验样机,开展了气水两相条件下的实验研究,考察了各传感器在气／水两相流条件下的响应规律,研究出一套集流条件下的产气、产水量解释方法,证实了煤层气井产出剖面测量方法和传感技术的可行性。     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

应用于煤层气井测试的热式质量流量计研究

文章针对煤层气井纯气情况下产气剖面测试的难题,开展了热式质量流量传感技术研究。介绍了热式质量流量计的工作原理,并研制了原理实验样机。开展了室内和模拟井实验,获得了热式质量流量计原理样机在不同温度和不同倾角度下的动态响应规律,证明了其测量气体流量的可行性,为热式质量流量计现场样机的研制奠定了基础。     

Productivity control factors and extraction practice of coalbed methane horizontal well

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0．5倍,I盏界解吸压力阶段、小于0．5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第l阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3m／d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1rn／d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为0．5m／d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

煤层气井气水两相流动阶段流入动态研究

煤层气井在开采过程中必定经历气水两相流动阶段,气水两相流动的结果,必然导致煤层气藏压力动态发生变化.因此,研究煤层气井气水两相渗流理论,对于预测煤层气井气水两相流动阶段井底流压的变化及产量动态具有非常重要的作用.基于质量守恒原理,建立了煤层气井气水两相流动阶段地层瞬态渗流的数学模型.通过定义气水两相拟压力函数,同时考虑...     

煤层气开发目标区精选体系与方法研究

国内对煤层气的研究已有20年的历程,但至今尚未建立完善的煤层气目标区精选体系,这也制约了我国煤层气大规模工业化开发的步伐。在收集了大量煤层气基础资料和借鉴前人研究成果的基础上,详细分析了煤储层地质因素对煤层气丰度和开发效果的影响,建立了相应的煤层气目标区评价指标体系。通过层次分析法确定权重,利用无量纲化指标处理方法对指标进行标准化处理,采用加权平均模型对目标区进行模糊综合评价。最后以国内部分矿区为例进行了综合评价、排序,实际应用效果良好。     

中国煤层气地面井中长期生产规模的情景预测

采用情景分析这一基本方法分析了影响煤层气产业发展的情景因素,认为中国煤层气产业发展规模呈国家需求与技术进步双要素单向增长趋势,存在较低规模、基准规模、跨越规模3类可能的基本情景。根据中国煤层气产业发展现状并参考美国煤层气产业发展历史,进一步筛选出单井产量、钻井总数、投产井比例3个关键要素,对今后20年期间中国煤层气地面井产量进行了情景设计和模拟分析。研究认为,在技术较大进步情景下,未来4个五年计划末期的全国地面井产量规模可能分别为113×10⁸m³、252×10⁸m³、452×10⁸m³和624×10⁸m³。这种情景的实现,需要在现有基础上进一步强化国家产业政策的扶持,提高煤层气井增产技术进步的速度,加大煤层气基地产能建设的力度。