煤层气井排采时储层渗透率变化特征研究

通过建立煤储层渗透率变化率与体积应变之间关系的数学模型,考察了煤储层的体积应变和渗透率变化率在煤层气开发过程中的变化.结果表明:煤层的体积应变在煤层气开发过程中分为2个阶段,初始阶段体积收缩,体积应变为负,随着有效应力的变化,体积应变逐渐变化为正并持续增加;而渗透率呈先减小后增大的不对称U型变化,最终增加到原来的1.5倍.     

煤层气的储层特征及其对煤层气解吸的影响

煤层既是煤层气的源岩又是储集层,煤层气从煤层中的解吸受众多因素影响,其中煤层的储层特征就是其重要影响因素之一。文中从煤储层的孔隙结构特征、渗透性、储层压力、埋藏深度、温度、水分、煤阶和煤岩显微组分等方面,分析了它们对煤层气从煤中解吸的影响,力求为煤层气解吸机理研究和煤层气开采提供一定的理论支持。     

煤层气储层相对渗透率试验及数值模拟技术研究进展

气水相对渗透率是评价煤层气是否具有工业价值的关键参数之一,测量和估算煤层气储层的相对渗透率是推进煤层气产业化亟需解决的基础问题。通过梳理国内外气水相对渗透率的研究进展,重点从煤储层气水相对渗透率的试验方法、理论模型和数值模拟3方面展开论述,主要取得了4项认识：(1)非稳态法在煤储层相对渗透率的测试中应用范围更广泛,但较少探究原位温度的影响;微流控试验在可视化和量化多相流体渗流行为方面有很大的应用前景。(2)利用核磁共振成像、CT三维扫描试验等新兴技术手段对渗透率试验装置进行改进,可以实时捕获多相流体的驱替过程并使测试结果更为准确。但试验环境较难还原地层的原位条件,且传感器的精度和稳定性仍需要进一步提高。(3)尽管目前针对煤层气储层已建立了多种相对渗透率计算模型,但其之间仍存在不同的假设条件和适用范围,难以统一推广,且未考虑真实孔裂隙结构的几何形态。(4)数值模拟方法破除了物理试验中的样品尺寸限制,在结合煤层气现场开发数据的基础上,可以实现提高采收率过程中相对渗透率变化的动态刻画。最后指出,未来需要将气水相对渗透率的测试环境进一步拓展至原位储层温度条件,探究多类型混合气体与水相流动行为,...     

不同类型压裂返排液对煤层气储层的伤害实验研究

为了明确压裂返排液对煤层气储层的伤害情况,选择山西沁水盆地某煤层气矿区储层煤样和不同类型现场压裂返排液为研究对象,通过煤岩心驱替实验、煤储层裂缝导流能力实验以及煤层气解吸实验评价了不同类型压裂返排液对煤层气储层的伤害情况。结果表明:经过不同类型的压裂返排液污染后,目标区块煤层气储层煤岩心渗透率、裂缝导流能力和煤层气解吸能力均有不同程度的下降现象,其中线性胶压裂返排液对煤层气储层的伤害程度最大,清洁压裂返排液次之,活性水压裂返排液的伤害程度最小;结合不同类型压裂返排液的基本性能评价情况,认为压裂返排液对煤层气储层的伤害原因主要包括固相颗粒堵塞损害、微粒运移堵塞损害和水锁损害等。     

钻井过程中煤层气储层损害机理研究

由于煤层气储层的特殊性,钻井过程中容易造成储层损害,研究钻井过程中煤层气储层损害机理具有重要的实际意义。在分析山西沁水盆地煤层气储层特征的基础上,对钻井过程储层损害因素进行实验研究。过平衡钻井方式、毛细现象、钻井液滤液及固相颗粒侵入、水敏损害、聚合物滞留以及钻井液滤液与煤层水不配伍或配伍性差是煤层气钻井过程中储层损害主要因素。在过平衡钻井过程中,钻井液滤液及固相颗粒侵入速度、侵入半径和侵入深度随压差增加而增大。采用欠平衡钻井技术、减少钻井液滤液及固相颗粒侵入以及使用处理后煤层气采出水和可降解聚合物配制钻井液是减少储层损害程度有效措施。     

煤层气储层水锁损害机理及防水锁剂的研究

水锁效应是造成煤层气储层损害的主要因素之一,研究其水锁损害机理和防水锁技术有利于保护煤层气储层,从而提高煤层气采收率。以山西沁水盆地3号煤样为研究对象,实验研究了外来流体侵入对煤层气解吸时间和渗透率的影响。结果表明,外来流体侵入延长煤层气解吸时间和降低渗透率,随着含水率上升,煤层气解吸时间延长和渗透率降低。在此基础上进行了防水锁剂的研究,优选出了防水锁剂FSSJ,并对其性能进行了评价。结果表明,FSSJ起泡性弱、降低表面张力、增大接触角、降低煤芯自吸水量、减少煤层气储层水锁损害,具有较好的防水锁效果。煤层气储层水锁损害应具备自然条件、物质条件以及压力条件。     

CO_2注入煤层中煤储层渗透率变化规律研究

基于煤层渗透率变化对提高煤层气采收率的重要性,研究了煤中矿物质与CO2反应引起的煤层渗透率随时间变化以及渗透率的改善效果。结果表明:煤体渗透率随CO2注入时间的增加呈现出先增大后减小的趋势,渗透率变化量最大值出现在注入CO2后的1.75个月左右;煤储层中注入CO2对原始渗透率较低或较高的煤层改善效果都不理想,而对中等原始渗透率(0.303 6~3.099 0)×10-3μm2的煤层改善效果较好。最后通过分析渗透率与孔隙度随时间的关系,建立了R-R型、I-R型、I-I型3种孔隙度-渗透率关系模型,其中,I-I型对煤层气开发最为有利。     

吐哈盆地煤储层物性特征研究及煤层气资源前景

在详细研究吐哈盆地煤储层物性的基础上，对该盆地煤层气前景进行了初步评价。根据煤储层的孔隙分布特征、渗透性及对甲烷的吸附能力，吐哈盆地可分为：①盆地南部沙尔湖预测区及大南湖预测区的贫气区；②北部坳陷及哈密坳陷的低中煤层气富集的中渗区；③盆地西部的艾维尔沟矿区、托克逊坳陷及东部的野马泉勘探区为中等煤层气富集的低渗区。认为今后煤层气研究工作重点区域应放在有利煤层气储存的地区。     

中国煤储层渗透性及其主要影响因素

利用９０年代以来全国煤层气钻井的大部分试井渗透率资料,客观地评价了我国主要煤层气聚集区、带煤储层渗透性状况,研究了中国煤层渗透率的主要影响因素．我国煤层渗透率普遍低于美国煤盆地．区域上具有一定的分布规律．华北聚气区东部渗透率相对较低,而西部渗透率相对较高．东北聚气区、华南聚气区煤储层的渗透率较低．地应力是影响中国煤层渗透率的主要因素,渗透率随深度的变化趋势是应力的函数．     

求取煤储层渗透率的试井方法比较

煤储层渗透率可以通过不同的方法获得，而用试井方法求取煤储层渗透率是目前国内外广泛应用于煤层气勘探过程中行之有效的方法。本文详细地介绍了目前煤层气勘探阶段所采用的4种试井方法以及这些方法的设计、工艺和施工程序，并指出了这些方法的适用范围和优、缺点。     

高煤阶煤储层敏感性对煤层气井排采的影响

为实现高煤阶煤储层煤层气井的高效开采,对高煤阶煤储层寺河3号煤层进行了流速敏感性和应力敏感性试验分析,并且结合现场工程,研究了高煤阶煤储层敏感性对煤层气井排采的影响。试验结果表明,高煤阶煤储层具有流速敏感性,流速敏感性损害最严重时渗透率降为初始值的50%,换向驱替时渗透率也降低,最小降低为初始值的62.1%;黏土含量越高的储层,渗透率的降低幅度也越大。高煤阶煤储层具有强应力敏感性,而且存在明显不可逆性;净围压从2 MPa升高到5 MPa,渗透率降低为初始渗透率的20%~50%,升压后再降压,渗透率不能恢复到初始水平,不可逆损害率最大超过50%;渗透率越低的储层,应力敏感性越强。煤层气井的排采,尤其在排采初期,应遵循连续、缓慢、稳定的原则。     

煤层气地面开发及利用趋势探讨

介绍了国内外煤层气资源开发利用现状,分析认为“十三五”阶段我国煤层气开发的重点是地面煤层气开发。基于我国煤层地质条件及煤矿开采需求,介绍了地面煤层气开发中的压裂增透技术及煤矿区煤层气地面井抽采技术,分析了煤层气地面开发面临的政策和经济性问题,并提出相应建议。简述了地面煤层气利用方式,指出地面煤层气利用项目需要根据集输条件、气源规模和气源组成,选择恰当的利用途径。通过对地面煤层气开发利用情况分析,指出地面煤层气开发利用对提高煤层气利用效率具有积极意义,是未来煤层气开发利用的发展方向。     

煤层气抽采过程中煤储层参数动态响应物理模拟

针对在煤层气抽采工程现场难以对煤储层参数动态响应进行深入研究的问题,提出了基于物理相似模拟技术,采用真实煤样建立相似物理模型,试验研究煤层气抽采过程中煤储层参数动态响应特征的方法,并利用自主研制的煤层气抽采物理模拟试验系统,开展了三维应力状态下单一储层煤层气抽采物理模拟试验,初步获得了煤储层抽采流量、气体压力、流场及温度等参数的动态演化规律:抽采流量在抽采初期急剧增大,然后逐渐降低;距离钻孔越近气体压力下降越快;靠近钻孔处气体流速较大;抽采初期,煤储层温度变化量小,抽采后期,随着吸附气体的解吸,温度变化量逐渐增大。研究结果可为数值模拟和煤层气抽采工程设计提供基础参数和理论依据。     

鸡西盆地煤层气远景初探

鸡西盆地煤层多、煤层气储层分布广,储集条件较好。通过对鸡西盆地的煤层特征、煤层的含气性等研究分析,确定了煤层气目标区,对今后勘探开发具有一定的指导意义。     

煤层气物性参数随埋深变化规律研究

针对深部煤层煤层气的"高地应力、低渗透性"特性导致开发难度大的问题,分析了沁水盆地南部煤层气井岩心试验数据和测井、试井、压裂、生产等实际资料,研究了主要储层物性参数与埋深的关系。研究结果表明:不同储层物性随埋深变化规律各不同,具有跃变式变化特征;拐点变化值并不是一个确定埋深。利用BP神经网络模拟物性参数变化拐点的结果表明:选取的关键参数不同,得到的物性随埋深变化拐点值是不一致的。以力学参数为关键参数的深部煤层埋深拐点为1 043 m;侧重物性参数的埋深拐点为659~950 m;以产能因素为关键参数的埋深拐点为927~1 171 m。     

煤矿区煤层气与煤炭协调开发模式初探

在分析和总结晋城、两淮和松藻3个矿区地质条件及煤层气与煤炭开发时间顺序、空间布局、技术途径的基础上,初步提出3种典型地质条件下煤层气与煤炭协调开发模式及其适用条件,为相似条件下煤层气与煤炭协调开发提供借鉴。     

煤层气排采中煤粉产出量动态变化及影响因素

为了解煤层气排采过程中煤粉产出动态变化规律,对沁水盆地南部投产后的煤层气井不同排采阶段煤粉产出量进行记录和统计,分析了煤粉产出影响因素,并通过实例研究了煤粉产出量动态变化与产气量的关系。结果表明:产水阶段和产水产气两相流阶段是最易产出煤粉的阶段,其中产水产气两相流阶段煤粉产出量总体较高,且煤粉产出明显不稳定、不连续。导流裂缝发育特征、储层构造软煤带发育特征及其与导流裂缝的配置关系,地层流体携粉作用以及排采工作制度是影响煤粉产出量变化的主要因素。最后,提出了加强煤储层地质研究,避开原生煤粉源,研制便携式煤粉产出定量测定装置,制定煤粉预警措施,以及合理优化排采工作制度以减少煤粉对煤层气排采的危害。     

屯留井田煤层气井排采主控因素研究

为提高煤层气井的产能,分析煤层气排采机理和排采阶段,并从地质构造、顶底板岩性、压裂液及井网部署等方面,探讨影响屯留井田煤层气井排采的主要因素。研究认为褶皱对煤层气井的排采效果影响较大,裂隙和顶底板也对煤层气排采有一定影响;采用压裂工艺对煤储层强化改造中,活性水+氮气压裂液体系助排效果优于活性水压裂,而清洁压裂液助排效果最差;研究区煤储层特征决定了屯留井田煤层气井难以获得高产量,但可能产气时间较长。同时研究认为,研究区煤层气井井网宜采用排间距200 m×250 m的小井网结构,且井位布置应与主裂缝延伸方向(东北方向)平行。     

深煤层煤层气开发有效途径展望

我国深煤层煤层气资源量巨大,埋深在1000～2000m的煤层气资源量占2000m以浅资源总量的61％。由于深煤层所具有的“高温、高地应力、高孔隙压力、低渗透率”特殊的地质条件和储层物性,与浅煤层相比,深煤层储层物性特征较差,目前我国煤层气开发主要集中在浅部,随着勘探工作的不断深入,对深部的勘探已大势所趋。但仍缺乏系统的研究成果;与浅煤层相比,特殊的地质条件使得适用于浅煤层煤层气的开发技术不能直接应用于深煤层煤层气开发。鉴于深煤层储层的独特特点,注CO2提高采收率增产技术、煤层气与煤系地层砂岩气共采技术将是提高深煤层煤层气井产气能力的有效途径。