煤层气压裂和排采技术应用现状与进展

在当前国际能源供需矛盾日益突出的形势下,煤层气的资源勘探开发备受世界瞩目。对于此类非常规气田的开发人们借鉴常规油气田开发技术并加以改进,探索出开发煤层气的技术。主要概述了国内外煤层气井的压裂技术和排采技术的研究现状,分析存在的问题;对比各技术的优缺点和适用性,提出我国煤层气开发技术需加强的方面,展望未来发展趋势。清洁压裂液研制、二氧化碳泡沫压裂和氮气泡沫压裂技术改善,排采使用装置和排采工作制度改进是目前我国煤层气发展的主要技术突破点。     

煤层气与常规气田开发项目经济评价方法差异性探讨

煤层气的成功开发对于改善煤矿的安全生产条件、增加洁净能源、带动相关产业的发展具有极其重要的意义。着重从评价范围的界定、决策气价的确定、成本费用的测算、排采费用的处理、经济评价期、投资构成及投资水平指标、优惠政策的处理7个方面比较分析了煤层气开发项目与常规气田开发项目的差异性,探讨了煤层气开发项目经济评价方法,指出煤层气开发项目的经济评价,在采用常规气田开发项目经济评价方法的基础上,应结合煤层气开发项目的差异性进行必要的调整。     

胜利油田稠油热采数值模拟研究进展

"十一五"以来,胜利油田将数值模拟技术贯穿于稠油热采开发的整个过程,在常规应用方面取得了巨大进展,新建产能超过800×104t。回顾了"十一五"以来胜利油田稠油热采数值模拟方面的研究成果,对近年来稠油油藏开发的热点技术,如火烧油层、泡沫蒸汽驱、HDCS强化热采、热采多分支井等的驱油机理进行了总结概括;在此基础上,重点分析了这几种稠油热采开发方式数值模拟的技术关键,详细说明了模拟过程中其具体的处理办法及现场应用效果。根据研究现状指出了稠油热采数值模拟软件的发展方向,当前最主要是解决稠油油藏敏感性、热化学驱及稠油的非达西渗流3方面的数值模拟问题。     

采动影响区煤层动态含气量数值模拟

煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。基于矿井瓦斯工作实践,划分了煤矿采动影响区类型,阐述了采动影响区煤层动态含气量的数值模拟方法,并以阳煤集团二矿为例对采动影响区内煤层动态含气量进行了估算。     

一井两层分采工艺新技术在铁山气田的应用及评价

铁山气田是具有多产层迭合型的“小而肥”气田,具有实施一井两层分采工艺新技术的地质条件。一井两层分采工艺新技术在铁山２１井、铁山５井实施中,经过精心设计、精心施工,取得圆满成功。不仅为铁山气田实现四套产层立体高效开发和被评为全国高效开发气田创造条件,而且为节约成本和今后推广“分采工艺新技术”积累了经验,为提高川东气田采气工艺技术水平创造了条件。文中对其地质条件、技术实施情况及模拟试验进行分析。     

阜新盆地煤层气资源可采性模糊数学评价

煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础。针对煤层气资源勘探开发的实际情况及目前煤层气开采的技术水平，基于模糊数学理论，在系统分析影响煤层气可采性主要储层地质参数、储集参数和物性参数等的基础上，建立了煤层气资源可采性评价指标体系，确定了评价参数隶属函数矩阵修正系数的方法，提出了煤层气可采性量化综合评价方案；并以阜新煤田为例，进行了煤层气可采性的综合评价。评价结果与实际情况较一致。     

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。     

煤层气储层数值模拟研究的应用

储层数值模拟是确定煤层气开发方案和评价采收率的有效方法,其遵循常规油气藏数值模拟步骤,通常包括选择模型、资料输入、灵敏度试验、历史拟合和动态预测5个环节。煤层气属于非常规天然气,其储层数值模拟基于解吸―扩散―渗流的地质模型,在具体模拟过程中具有自身的特点。结合在新集煤层气试验区开展的储层数值模拟研究工作,重点阐述了模拟研究中的两个重要环节:模拟模型的建立(资料输入)和历史拟合。模拟模型的建立是进行储层数值模拟工作的基础,试验区模拟模型的具体内容包括:确定模拟区域及边界条件,剖分网格、确定流体的PVT性质参数、处理储层描述数据和处理动态数据等。历史拟合是运用已有生产井的动态资料校正模拟模型的逆过程。通过历史拟合,获得了更能够真实反映试验区储层特征的参数,分析了5煤层和6煤层附近的大段砂岩层对煤层气产量的贡献,提出了排采作业建议,并采用历史拟合的储层参数进行了动态预测。     

沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化

煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的"低渗、低压、低产"的特点,国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴,煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此,介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术,总结了优化设计经验,并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议,对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。     

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文章提出了新的煤层气资源量分类系统，建立了利用气藏数值模拟技术预测煤层气井最终可采量和利用损失分析法估算可采量这样两种预测煤层气技术可采资源量的方法。在此基础上指出：以煤层气富气区（带）为评价单元，准确地确定关键煤储层参数（煤层埋深、厚度、气含量、储层压力、渗透率）；运用气藏数值模拟技术和损失分析两种方法，分别计算处于不同勘探开发程度的煤层气富气区（带）的技术可采资源量；是现阶段在我国进行煤层气资源可采性定量评价的有效技术途径。     

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议：我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。     

煤层气数值模拟的二维交替隐式求解

数值模拟是确定煤层气开发方案和评价采收率的有效方法,目前广泛应用的三维全隐式差分法求解难度大,计算复杂。根据煤层气的储气特征、吸附特征和解吸机理建立了反映煤层气解吸、扩散及渗流过程的气、水两相耦合流动三维数学模型,模型考虑了煤层非均质各向异性的影响,运用块中心差分格式,对气、水相偏微分方程进行空间差分和时间差分,采用二维交替隐式求解,实现了煤层气数值模拟计算。在此基础上开发出煤层气井数值模拟软件,适用于煤层气整个开采期,可以对煤层气生产进行预测,以此制定合理的开发方案,优化煤层气开采。     

煤层气排采技术评价与设备优选

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系。应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度。通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性。现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发。     

安阳矿区双全井田煤层气可采潜力分析

河南省安阳矿区双全井田有望成为豫北地区煤层气开发的理想靶区。在分析双全井田地质背景的基础上,重点系统计算、分析了影响该区煤层气可采潜力的煤层气可采资源量,储层能势和渗流能力3个因素。结果显示：①双全井田煤层气地质资源量为为35×108 m3,可采资源量为19×108 m3,可采资源丰度为0.89×108 m3/km2,具有资源量大的特点;②煤层气压力状态接近正常,煤层气含气饱和度高,平均为86.26％,有望成为高产气田;③渗透率极差是制约该区煤层气开采的最为不利因素,但该区具有成煤时代多,煤层分布范围广,厚度大,含气量高等有利条件,在一定程度上可以弥补煤层渗透率低的缺陷。结论认为：双全井田具有很好的煤层气开发潜力。     

文章编号:1001 3482(2012)10 0059 06

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系.应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度.通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性.现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发.     

数字模拟技术在鄂尔多斯盆地煤层气区块的应用

较之于常规气藏,煤层气藏最大的不同点便是煤层气以吸附、游离和溶解3种状态赋存于煤孔隙中,3种状态处于一个动平衡过程。煤层气井的排采是一个排水降压过程,其产出特征与常规天然气也有所不同,排采过程要经过解吸、扩散和渗流3个过程,常规的油气数值模拟不能描述这一过程。为此,介绍了煤层气数值模拟技术理论和软件的主要特点,采用煤层气数值模拟技术,以鄂尔多斯盆地煤层气保德区块直井井组和临汾区块水平井为例,在单井静、动态参数准备、地质模型建立和历史拟合的基础上,采用变井底流压预测技术,对煤层气井的产气、产水情况及生产动态关键参数进行预测,基于指标对比结果预测：保德区块15年后井组采出程度将超过55%,临汾区块12年的累计产量低值为1 238×104 m3。该成果为区块煤层气井合理工作制度的确立和开发措施调整提供了借鉴依据。     

地面钻井式抽采混合煤层气研究与实践

为促进煤矿安全、资源利用、环境保护和综合效益的和谐发展,根据混合煤层气的产出机理及钻井式抽采混合煤层气的原理,对混合煤层气富集的控制因素和井位设计原则等进行了较深入的研究和探讨。研究与实践表明,采用地面钻井方式对采动区和采空区混合煤层气进行抽采,单井产量高,见效快,既可以减轻因煤矿抽放至大气造成大气污染,又可减少CH4向连通的正在开采的工作面运移,减轻其通风压力,大大缓解煤炭开采过程中的安全事故,是油、煤两大企业合作的基础。对同类煤层气资源的有效开发具有重要的参考价值与借鉴意义。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

煤层气井排采控制技术发展现状与展望

总结煤层气井排采控制工艺的发展历程,在现阶段自动化排采技术的基础上,展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高,维护方便,综合运营成本低,目前在煤层气开发领域已大量推广,但是排采控制制度及设备参数的设定,全部依靠人工凭借经验手动设置,存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合,进行智慧排采决策系统的开发,为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置,是该领域未来的一个重点研究方向。     

我国煤层气勘探开发现状、前景及产业化发展建议

煤层气的主要成分与天然气相似,是常规天然气的战略补充资源,它将在我国未来一次能源中占据重要地位。我国埋深2000m以浅的煤层气资源总量为34.5×1012m^3,可采资源量约10×1012m^3,其中华北煤层气资源量占全国资源总量的62%,这对于建设煤层气生产基地与规模利用极为有利。我国煤层气抽放利用和勘探开发所取得的成果显示了煤层气产业良好的发展前景。加快发展我国煤层气产业,还需要政府从产业发展高度制定系统的开发规划、长远发展战略以及相关法规,狠抓科技进步,加大资金投入和扶持力度。