煤储集层解吸特征及其影响因素

中国煤层气储集层的解吸特征受多种因素影响,不同地区差异很大.煤层气解吸率一般在40%左右,多小于70%,主要与煤层原位含气量和储集层压力等因素有关.煤层气解吸时间主要为0.188 3～19.17d,随着煤阶的增高解吸时间有增大的趋势,其中以高煤阶煤岩吸附时间跨度最大,最高可达30d之上.统计大量实验数据发现,煤层形态、温度、煤阶、灰分含量、含气量、割理发育程度、沉积环境与煤岩类型是影响煤岩吸附时间的主要因素.根据数值模拟的结果,煤岩解吸量影响煤层气井的单井产量,解吸量越大单井产量越大.煤岩的吸附时间主要影响煤层气井产量峰值的大小和出现的时间,吸附时间越长,煤层气井产气高峰出现得越晚且峰值越小.图6参16     

埋深对深部煤层气储层物性及开发效果的影响——以鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块为例

基于鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块室内实验数据和开发数据,研究埋深对煤层气储层物性、开发效果及煤层气富集高产的影响,提出了深部煤层气储层富集高产区定量评价指标和计算公式。结果表明：埋深越大,煤层气越富集,研究区最大镜质组反射率随着埋深增加而增大,古地温随埋深增加持续升高,因此生烃能力随着埋深(古地温)增加持续增加,再加上高温热液烘烤,该区古地温明显高于正常值,利于煤层气大量生成,导致研究区CH₄含量随埋深增加而增加。埋深对煤层气井产量具有双重影响,储层渗透率随埋深增加呈负指数降低,当埋深达到1 500 m左右时,渗透率降至约为0.1 mD;但吸附时间随埋深增加而降低,即埋深越大,解吸效率越高,这是深部煤层气开发的有利因素。利用含气量、渗透率和吸附时间3个参数计算的产气指数表明,其与单井产量具有良好的相关性,能够对研究区煤层气富集高产区进行有效预测;研究区产气指数随埋深先增加后降低,在埋深为1 100 m附近达到最高,为最有利开发区。     

基于生产数据分析的沁水盆地南部煤层气井产能控制地质因素研究

产量是储层的反映,产量分析是认识储层最有效的方法。研究煤层气产能控制因素,可为煤层气勘探开发选区、井位部署及开发工程设计提供依据。沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的热点地区,初步实现了煤层气产业化,地面垂直井产气量一般在2 000~5 000 m3/d之间,但不同地区甚至同一地区的不同气井产气量有所差别。在对地面垂直井产气量数据对比分析的基础上,结合煤层气地质条件,分析影响气井产能的主要控制地质因素是构造条件、煤层厚度、煤层埋深、气含量、渗透率及水文地质条件。各种因素对气井产能的影响不同,煤层气井的产气潜力主要取决于各种主要控制因素的有效组合。     

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动３个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。     

煤储层吸附时间特征及影响因素

煤层气含量测定时获得的吸附时间参数是评价气体扩散速率的量化指标,也是煤层气资源评价的一个敏感性指标。该指标控制煤层气井初始和长期的产出速率,直接参与煤储层模拟。通过我国部分煤层气井的实际测试,对煤储层的吸附时间特征及影响测试值的因素进行了探讨,对吸附时间参数的应用提出了一些新认识。     

煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。     

低渗非达西煤层气井渗流数学模型建立与应用

低渗透煤层气藏中的气体渗流存在非达西效应,使用常规方法对其进行产量预测与计算时易出现误差。为有效解决该问题,在考虑启动压力梯度影响的条件下,建立了低渗煤层气藏气、水两相渗流数学模型。利用有限差分法进行了数值求解,编制煤层气直井开采数值模拟计算程序进行了产能预测,并分析了煤层参数对产量变化的影响。研究表明:①煤层气井生产时,存在气产量迅速升高、水产量迅速降低的阶段;②吸附时间越短,气产量越早到达高峰期,一定时间内产量也越高;启动压力梯度越大,高峰期后产量下降越快,最终产量也越小;③吸附气超饱和煤层气产量>饱和煤层气产量>欠饱和煤层气产量。     

煤层气降压开采机理研究

模拟计算了解吸时间、渗透率、等温吸附线形态、压差、含气饱和度等方面因素对煤层气产量高低的影响．分析了煤层气产出的机理。研究表明．低含气饱和程度、低地层压力、低渗透是造成我国煤层气产量较低的原因;解吸时间越短．气产量高峰期越早．高峰期产量越高．高峰期过后产量下降也越快;相渗曲线越陡．残余气饱和度越小对气产出越有利;等温吸附线在地层压力变化范围内的缓陡程度决定气产量的高低。     

工程参数对L 区煤层气直井产量影响的定量研究

针对煤层气产量影响因素以地质因素定性分析为主的现状,提出从工程角度研究工程参数对产量影响的思路,即从钻完井、压裂、排采等3 个工程环节出发,先用灰色关联分析筛选出与产量关联的参数,再用相关性分析剔除“共线”参数,最后建立产量与工程参数间的数学模型,评价各工程参数对煤层气井产量的影响。通过分析L 区49 口井实际产量发现,各工程参数对产量影响程度为:降液速度/压裂液量/射孔厚度/累产水量/关井时间/浸泡时间/压裂排量/见气时间/完钻井深/见气套压。结合开发效果分析认为,排采速度过快和压裂裂缝沟通灰岩含水层是导致L 区产量不理想的主要原因,与实际相符。结果表明,从工程角度分析不同工程参数对煤层气井产量的影响程度是可行的,为煤层气产量主控因素分析提供了一种新的研究思路。     

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煤层甲烷在煤储层中的储集及渗流与常规天然气大不相同，其影响因素多样而复杂。 影响煤层气产量的主要因素是煤层渗透率、煤层厚度及含气量。大量煤层气井生产实践证明，含气量是影响产量的物质基础，而渗透率是影响产量大小的控制性因素。煤层含气量与煤层厚度及埋深一般有正相关关系，而渗透率一般随埋深增加而减小。用产气潜能与产气能力将更全面地反映含气量及渗透率对煤层气井产量的影响。把含气量引入达西流产量公式也许能更真实地反映甲烷气体在煤储层中流动产出的特征。     

中国应尽快实现低渗煤层气藏工业化生产

中国煤层气藏的特点是渗透率低,解吸速度低,产量低,产量递减快,工业化生产难,必须改变管道市场销售观念,特别是在改变常规天然气长井距散采方式,而是采用压缩天然气（ＣＮＧ）、吸附天然气（ＡＮＧ）技术,开拓零星分散而广阔的煤层气销售市场,采用裸眼洞穴应力释放完井法、释放应力,提高渗透率,提高排水速度,提高解吸速度;采用超井距多井多层群井集采;排水排沙同时集排。中国低渗煤层气藏工业化生产指日可待。     

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地应力研究结果可为煤层气评价选区提供重要的资料，对于井下某一煤层，通过测试和计算可得到地应力，地层压力，解吸压力以及据以上基础数据而得出的许多推算值，它们构成了一个复杂的力学系统从而影响煤层气的储存和产出，通常上述数据进行分析时，特别是小汲到不同煤层和不同 煤层之间的对比时，显得相当麻烦。介绍了一种煤层气井地应力评价图解法，可对同一井的不同煤导以及据以上可可对不同地区不同井的煤层按深度将有关的各项     

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煤层气可采资源量是各界人士广为关注的问题，而可采资源量计算的关键是如何确定煤层气采收率。文章从煤层气采收率的影响因素入手，通过对气藏地质特征、开发技术、经济因素等因素的分析，根据各种因素及其综合作用的结果，提出了5种确定煤层气采收率的方法。首先可以根据解吸实验数据来计算；其次对有生产或试验井网的地方，可以通过生产数据的历史拟合来模拟计算煤层气采收率；第三可以通过物理模拟方法确定煤层气采收率或结合历史拟合来模拟计算；最后可以参考国内外有关文献资料和研究成果，通过地质等类比确定煤层气采收率。     

对我国煤层气勘探前景的再认识

我国的煤层气勘探已经取得了令人鼓舞的成果,众多地区的勘探开发试验取得了工业性突破,并发现了大型煤层气田。与此同时,也存在着勘探开发的技术难题和不同认识,主要集中体现在煤层气地质条件的影响方面。作者从影响煤层气勘探的地质条件出发,探讨了煤层气资源的可采性,认为目前能够采用排水来气方法开发煤层气资源的地区是有限的,这主要受制于煤层气的可采性,而煤层气的可采性则主要取决于煤体结构、地层压力和水文地质条件。文中首比提出了划分煤层气的3种水文地质类型及分布区域,分析了不同水文地质类型对煤层气可采性造成的不同影响,探讨了煤层气综合勘探开发的前景,并提出了今后煤层气勘探工作的建议。      

豫西含煤区煤层气可采性分析

影响煤层气可采性的主要地质因素有：煤层的渗透性、储层压力、含气饱和度、解吸率等。其中煤层的渗透性是关键因素之一,包括煤体结构和割理发育程度两个方面。依据各项地质条件分析,对豫西各煤田进行评价选区,认为平顶山等煤田的煤体结构保存较好,割理发育,煤层气可采性较好,为下步煤层气试验开发的有利地区。     

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煤层气藏主要出现在晚古生代以来的几个成煤期,分布在大陆板块相对稳定区带的沉积构造盆地。煤层气的勘探开发方式与石油、常规天然气及煤炭虽有相近之处,但各成体系各有其法,煤层气勘探开发技术已经形成以地面垂向钻井开采为特征的现代煤层气勘探开发技术体系。我国煤层气产业刚刚崛起,已经实现了勘探试验的突破,开始进入区域勘探阶段。我国煤层气资源极为丰富,开发前景极为广阔,应当制定二十一世纪煤层气工业的发展目标和规划,合理布局整体部署,制定鼓励煤层气工业发展的政策,加大对煤层气勘探开发的投入,同时还应当积极对外合作,坚持科技进步,坚持依法勘探开发。     

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我国已将煤层气正式列为鼓励开发的新矿种，近几年的勘探和生产实践也昭示了中国煤层气资源的良好开发潜势，许多煤层气田的煤层气勘探已经进入了申报储量阶段。因此，亟待建立诸如规范煤层气资源评价、科学地计算和管理煤层气储量等的管理体系。分析了煤层气作为独立新矿种的特殊性及其对储量管理的客观要求，分析了美国煤层气储量管理的经验，探讨了我国煤层气储量管理的最终目标与现实储量实施之间的距离。结果认为，规范我国煤层气储量管理工作的关键在于健全储量管理体系。提出了建立我国煤层气储量管理规范的技术思路和储量分类分级体系。     

沁水盆地晋城地区煤层气成因

沁水盆地晋城地区山西组和太原组煤岩中煤层气δ¹³C₁值为-2.963%～-3.539%,明显低于模拟实验和经验公式计算的原生煤层气δ¹³C₁值(-2.701%),由此判断其为次生煤层气.由于该区煤层气组分中,甲烷含量占绝对优势(>98%),不存在甲烷和CO₂碳同位素的交换,而且其保存条件良好,也不可能受到次生生物作用的影响,所以,煤层的解吸-扩散-运移作用才是晋城地区次生煤层气形成的真正原因.     

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中国的煤层大多具有致密、低渗透率特性，煤层气解吸、渗流困难，影响煤层气产量的因素较多且复杂。文章系统地分析和总结了煤层介质的低渗透率特性、煤层气的解吸扩散渗流特性、煤层与围岩的组合方式、含气饱和度对煤层气产量的影响，并用R/S分析方法研究了煤层气不稳定渗流产量的变化趋势，在此基础上，用灰色GM(1，1)模型预测了煤层气产量的变化规律，进行了实例分析。结果表明：煤层渗透率中等、含气饱和度在78%以上、压裂等措施是获得高产量煤层气的关键因素；R/S分析方法和GM(1，1)模型相结合是预测煤层气不稳定渗流产量变化的有效方法；根据上述关键因素和分析及预测的方法，科学预测煤层气不稳定渗流产量变化规律，有利于合理开发煤层气资源，提供洁净的能源，有效地保护大气环境，并从根本上改善煤矿安全生产条件，减少瓦斯爆炸事故。