沁水煤层气田开发技术及应用效果

沁水煤层气田是我国发现的第一个高煤阶煤层气田，开发试验证实煤层产气稳定，开发前景好，目前规模开发已全面铺开，实践证实影响气田开发效果的关键因素在于开发技术的选择。现主要采用直井/丛式井压裂排采和多分支水平井开发技术，在对上述两种技术的应用现状和开采效果进行分析的基础上，认为多分支水平井技术更有利于提高气井产量、加快采气速度、提高煤层气采收率，并且可以克服直井/丛式井压裂施工对煤层顶底板造成破坏以及地层应力变化对煤炭开采带来的不利影响。     

井组数值模拟技术在沁水煤层气田开发中的应用

煤层气田渗透性一般较差,单井降压范围小、效果差,常需大井组长期排采以达到整体降压、提高开发效果的目的。选取沁水气田的一个典型生产井组,采用数值模拟方法,对其开采动态、开发效果进行了分析评价。介绍了数模软件ECLIPS中CBM模块的一些特点,综合地质认识成果和测试资料建立了该井组的非均质数值模型;使用多种拟合方法和技巧,同时对井组和单井的产气(水)量、井底压力等生产历史进行拟合,保证了修正的地质模型更接近实际储层情况;在此基础上进行了生产动态预测,对不同产气井的计算开发指标进行了对比分析,量化了该区的开发前景。该研究成果为研究煤层气井组产气能力及井间干扰提供了有效的方法,对煤层气井组的现场排采具有一定的指导意义。     

煤层气田开发数值模拟研究

国内外对于常规气田开发数值模拟的研究较为成熟,但对于煤层气田开发方案优化设计所涉及的内容较少。从多层合采方案设计、合理排采速度计算、井网设计等煤层气与常规气田有显著不同的方面进行阐述,以河东煤田柳林示范区为例,利用数值模拟软件进行开发方案的优化设计,可为煤层气田的开发提供一定的指导。     

煤层围岩在煤层气勘探开发中的作用

煤层既是煤层气的生气源岩 ,又是储集岩 ,但煤层围岩的性质、构造、水动力系统对煤层气藏的形成以及煤层气可采性的影响是不可忽视的。经对煤层围岩储气性、围岩构造发育程度及水动力条件与煤层气藏的形成进行分析 ,指出在对煤层认识的同时 ,也要对煤层围岩及围岩构造进行研究。提出在勘探过程中 ,将煤系地层在一定范围内视为一个煤层组合是适合我国低渗、低压的煤层特点和当前技术装备水平条件的切实可行的方法     

陕甘宁盆地中部气田开发对环境的影响

通过对陕甘宁盆地中部气田开发区现场调查及监测，分析了气田开发对区域内大气环境、地面水环境、地下水环境和生态环境的影响，在综合国内外技术和经验的基础上，针对气田开发区域水资源缺乏、生态环境脆弱的特点，提出气田的开发必须实现清洁生产，实施全过程控制污染和绿化工程作为两项根本性措施，以保护区域地面水和地下水环境，提高地面绿化率，从而有效地控制气田开发区域内的水土流失和土壤沙化，保护生态环境，使气田开发对区域环境的影响尽可能降至最低程度     

2000年以来中国大气田勘探开发特征

截至2013年底,中国共探明51个大气田,天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛。总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征,可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征:仅发现于沉积面积大于10×10~4km~2的盆地,已在9个盆地中探明了大气田;2005年前大气田探明天然气总储量较少,为2.708588×10~(12)m~3,之后则较大,2013年底探明天然气总储量为8.168377×10~(12)m~3;大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍,储量丰度最大的克拉2气田为59.05×10~8m~3/km~2,最小的靖边气田为0.684×10~8m~3/km~2;深度介于3000~4500m的大气田探明储量比例大,占总储量的46.11%。中国大气田开发特征:大气田的产量是中国天然气工业的支柱,2013年大气田总产量达922.72×10~8m~3,占全国天然气总产量的76.3%;大气田的产量中以煤成气为主,2013年大气田中煤成气总产量为710.13×10~8m~3,煤成气占全国大气田总产量的77.0%;关键大气田(苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田)的产量是支撑产气大国的基石。     

超破裂压力注气开发煤层甲烷探讨

中国大多数煤层气藏具有低压、低渗、低饱和等特点，采用常规增产改造和降压开发技术难于奏效。文章提出了超破裂压力注气技术开发该类低渗煤层气藏的设想，将一次开采与增产改造、提高采收率紧密结合，在开发初期即实施提高采收率措施。研究表明，煤层甲烷解吸-扩散-渗流过程受多种因素影响，在煤层气开发中，一方面需要提高煤层渗透率，另一方面还必须促进甲烷高效快速解吸。超破裂压力注气开发煤层甲烷的机理主要包括降低甲烷分压诱发甲烷解吸，通过竞争吸附置换解吸甲烷，诱发微裂隙形成和天然裂缝延伸，补充能量，防止裂缝闭合和水相圈闭，降低应力敏感损害。超破裂压力注气方式包括注气吞吐和气驱，注气吞吐适用于单井开发，气驱则要形成注采井网。要针对注气开发煤层气特点，选用合理的注气和完井方式，形成注气开发煤层气配套技术，提高煤层甲烷产量和采收率。     

气田开发地下水污染预测模型参数的测定

为研究气田开采作业中污染物从地表渗入引起的浅层地下水污染,选择某井场气田水下渗引起的地下水污染区域进行抽水试验与弥散试验,并应用国际上通用的MODFLOW和MT3DMS软件对试验场地下水流和水质运移模型进行识别,确定主要模型参数,包括含水层渗透系数K、给水度Sy、有效孔隙度ne及弥散度α等。试验结果表明,选用胭脂红合成食用色素作示踪剂具有色度大、性质稳定、不易吸附等优点,选用软件界面好、易操作、精度高、速度快、通用性强。     

辽河油田欧15井深层煤层甲烷气开发试验

辽河油田欧15井煤层甲烷气开发试验主要进行了入井液体的配伍性实验、施工前期准备、压前压后作业、压前压后井温测试、微型测试压裂、大型加砂压裂施工、泵抽排液测气等工序施工，压裂增产见到了一定效果。 该井压前基本不产气，压后数月可稳定在日产气量100 m³左右。实践表明，欧15井大型加砂压裂，从施工设计、压裂液选择、支撑剂选择、现场施工是非常成功的，为深层煤层压裂提供了很好的技术实例。文章还介绍了欧15井在煤层甲烷气开采试验方面取得的成功经验和认识。     

煤层气固态储运的可行性

煤层气作为一种储量丰富的洁净能源长期以来受储运技术制约得不到有效利用，其自由排放在给煤矿生产造成安全隐患的同时也带来了严重的环境污染。为此，对应用天然气水合物技术处理矿井瓦斯，开采煤层气资源问题进行了可行性研究。结果表明：煤层气水合物制备条件温和、储气性能优良，合成工艺技术难度不大。应用固态水合物方式储运煤层气在经济上、技术上具有可行性，与传统的LNG、CNG以及管道气体输送技术相比，费用低、操作灵活、安全性更高。如通过优化现有各项工艺参数，投入商业化应用，将产生巨大的经济效益和社会效益。     

煤层气流固耦合渗流模型求解过程中的参数处理

在对煤层气的流固耦合渗流模型的求解过程中，总体上采用显式交替耦合求解的方法进行，其实现过程为：煤岩变形场方程的求解滞后于煤层气渗流力学模型求解一个时间步。具体来说，首先对有限差分后的流体渗流场方程进行求解，然后将求得的孔隙流体压力增量传递给煤岩变形场方程，煤岩变形场方程将计算所得的体积应变和应力变化再传给渗流模型，据此对物性参数（孔隙度、渗透率、孔隙压缩系数）进行修改，继而进行下一时间步长的计算，如此反复进行，直至结束。流固耦合渗流数学模型采用IMPES方法进行求解中，对于计算过程的非线性问题表现在时间取值问题和空间取值问题两个方面，对此应采用显式方法进行线性化处理。     

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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。     

沁水盆地北端煤层气储层特征及富集机制

煤层气的富集与储层特征密切相关,并受地质条件的制约。在详细研究煤储层特征及煤层气富集机制的基础上,对沁水盆地北端煤层气的开发前景进行了初步评价。煤岩、煤质、煤体结构及孔渗性、吸附性的观察和测试显示,该区煤层厚度大,热演化程度高,局部发育构造煤,裂隙较发育,吸附性能力强,含气量高,含气饱和度偏低,适合煤层气的开发。该区煤层气的富集主要受控于热演化史和埋藏史。在区域变质的背景上,叠加了岩浆热变质作用,生气强度大。另外,煤层的埋深、顶底板封闭性及水文地质条件都会影响煤层含气量的大小,煤层气富集是多因素有效配置的结果。     

喇嘛店油气田气顶流动单元及其对开发的影响

因气顶、油气界面的存在及严重的陆相储层非均质性，使气顶油气田与纯气田、纯油田的开发明显不同。针对井网较难控制的砂体窄小、微相、岩性、物性快变区，用离散井点的储层参数进行各种纯数学方法的平面内差成图方法，将很难客观、细致地揭示流动单元。为此提出使用大量成因信息与沉积模式进行平面微相精细研究以控制复杂的微相级单砂体，用微相内能量相单元精细研究以揭示单砂体内部变化规律，再结合渗流系数、存储系数、净毛比划分流动单元的能量相控流动单元的研究方法；并以喇嘛店气顶油气田为例，用此在SⅠ油层组的2小层识别出4种24处微相、5类47个流动单元，因差异显著、平面分布复杂的不同类型流动单元的气层油淹速度与程度不同，将造成严重的平面指进型油淹、低渗型残气区、气油界面呈多指形复杂曲面，且气油界面的快升，将造成严重的损能、损油、损气。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

地层水、煤层结构对煤层甲烷开采效率的影响

煤层甲烷是一类由煤层自生自储的非常规天然气,在中国具有巨大的资源前景;煤层中的天然气主要呈吸附状态储集,煤层甲烷的开发实贡上是如何有效地将天然气从煤层中解吸出来。地层水的静水压力控制了甲烷气的解吸作用,地层水的排出可为气体的解吸提供压力差和空间。煤层结构不仅影响煤层的孔渗性能,同时制约着其中天然气排出的难易程度。另外,在煤层甲烷地质评价中诸如物性、含气量等参数的求取亦需认真对待。     

国外深水气田开发工程模式探讨

通过对国外已经投产和即将投产的20多个项目进行深入调研,重点介绍了最具代表性的三个国外典型深水气田的开发工程模式,同时详细分析了国外深水气田和我国南海海域深水气田开发所面临的技术挑战,为未来我国南海海域深水气田开发工程模式的选择提供参考。     

拓展新思路、提高气田开发水平和效益

我国天然气工业处于快速发展阶段，“十一五”期间特别要大力发展和创新低渗砂岩气藏、深层异常高压气藏、多层疏松砂岩水驱气藏、高含硫气藏和深层凝析气藏开发开采技术。文章就其中一些复杂气藏的开发问题提出了10条建议，希望能拓展新思路，特别关注一些我国还未应用的工艺技术，包括水驱气藏注N₂或聚合物粘稠液阻水治水技术、水驱气藏与凝析气藏开发后期注N₂技术、凝析气藏提高气藏采收率和单井产量的各种技术。另外，发展我国压缩机装备和注气技术、加强与俄罗斯为首的独联体国家石油天然气科技交流也至关重要，成组气田开发和低渗气藏试井及动态分析工作等也应受到重视。     

应力敏感及液锁对煤层气储层伤害程度实验研究

煤层气成功开发的关键是提高单井产能，而提高日产气量的途径之一是降低各种原因引起的储层伤害。文章研究了有效应力变化及入井液体对储层渗透率的伤害问题。通过实验测定发现，煤层气储层压力敏感性伤害的程度远大于砂岩储层，在有效覆压增加10 MPa时，渗透率仅为原始值的20％左右，而气藏砂岩能保持原始渗透率的90％；入井液体饱和度为10％时对储层渗透率伤害超过50％。该研究为进一步认识伤害程度以及采取降低伤害的措施提供了指导意见,文章还提出尝试选择水力冲孔、水力割缝等其它增产措施，以及在各种施工中应尽量控制液体滤失量的建议。