中国煤层气开发综合效益评价

煤层气开发是解决我国目前能源短缺最可行的途径之一。从战略影响、煤矿安全、环境保护、能源安全、经济效益等方面对中国煤层气开发综合效益进行定性分析，采用价值法建立了煤层气开发综合效益评价指标体系。对体现煤层气开发价值的行业投资效益、安全效益、环境效益、直接经济效益、国民经济效益等进行量化，得出煤层气开发综合效益的综合值,并对中国煤层气不同开发阶段综合效益进行估值。研究可知,2010年煤层气的销售收入可达约50亿元，除国民经济拉动效益外的综合效益达到280亿元，国民经济拉动效益更是接近700亿元,煤层气开发综合效益巨大。     

煤层气评价重要参数及选区原则

控制煤层气成藏的因素不同于常规油气和固体煤,评价参数和选区标准、采气方式都有特殊性。根据国内外煤层气勘探开发的实际资料,提出１０项重要评价参数的分级方案,其中６项（煤层总厚度,含气量,地解比,孔隙半径,原始渗透率,灰分含量）分为４级,４项（含气饱和度,割理,有效地应力,资源丰度）分为３级。煤层气勘探的基本思路是找向斜、找斜坡,既要避开水动力强冲刷区和浅埋藏区,又要有承压水封堵条件和侧向水封堵条件,同时煤层既要有好的储集物性,物性又不能太好而导致煤层气散失。总结我国３０多个地区１５０多口煤层气勘探试验井的成败经验,借鉴国外煤层气勘探成功实例,针对我国煤层气分布地质特点,提出煤层气勘探选区评价的１１项原则。表２参３（王孝陵摘）     

灰色聚类分析在煤层气选区评价中的应用

运用灰色聚类分析理论,结合煤层气勘探选区的基本理论,并考虑影响煤层气高产富集的各种因素,优选其中具有代表性的参数,对我国部分煤层气勘探重点区域进行灰色聚类分析。在此基础上,优选出最佳勘探目标区。经与实际情况对比,证明该方法具有较好的实用性。     

不同煤阶煤层气选区评价参数的研究与应用

目前,国外煤层气开发主要以中低煤阶为主,而我国则以中高煤阶为主;不同煤阶具有不同的煤层气地质特点与选区评价标准。为此,通过对国内外重点煤层气盆地的煤层气评价参数对比研究,提出了不同煤阶的煤层气选区评价参数,包括:煤层气资源规模及丰度、煤层厚度、煤层含气量、煤层气吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、地解比、构造发育状况及水文地质条件。在此基础上,通过对重点煤层气区的类比分析,初步建立了我国煤层气选区评价标准,并优选出煤层气有利富集区16个:其中Ⅰ类最有利富集区6个,包括沁水盆地南部、阜新盆地刘家区块、鄂尔多斯盆地东部、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南部、二连盆地霍林河地区;Ⅱ类有利富集区4个,包括沁水盆地北部、鄂尔多斯盆地乌审旗地区、黔西盘关地区、川南古蔺—叙永地区;Ⅲ类较有利富集区6个。     

煤层气测井评价方法探讨

煤层气是一种清洁的能源,煤层气的开发利用既能降低煤炭开采过程中的瓦斯事故,具有安全效应;又能有效减排温室气体,产生环保效应;综合利用后还可产生较大经济效益。测井评价煤层气在煤层气的评价中占有重要地位,本文对煤层气测井评价方法做了详细介绍,对煤层气测井技术的发展进行了展望。     

辽河盆地东部凹陷煤层气勘探选区模糊综合评价

辽河盆地是我国煤、油、气共生盆地之一, 东部凹陷煤层具有发育面积广、厚度大、变质程度较低、埋藏较深等特点。开展东部凹陷煤层气选区评价, 对于优选煤层气有利勘探区, 实现该区非常规煤层气与常规石油天然气共采具有重要意义。选取煤层累计厚度、含气量、含气饱和度、煤层气储量丰度、煤层连续性和盖层条件作为评价因素, 建立 了适合研究区的模糊综合评价模型, 并在此基础上, 应用模糊综合评判方法对东部凹陷煤层气选区进行综合评价。结果表明, 热河台-三界泡区和欧利坨子区为有利区, 其中, 热河台-三界泡区煤层具有厚度大、连续性好、埋深较浅等有利因素, 是东部凹陷煤层气最有利勘探区。     

CNG汽车产业综合效益评价方法

随着CNG汽车产业的快速发展,所产生的综合效益也开始显现。然而,由于各地产业规模、结构和发展水平的不同,如何评价其产业综合效益就成为难题。通常,综合效益评价采用层次分析和模糊综合评判相结合的方法,但专家认为评判的成分较多,难以进一步挖掘产业发展结构数据所反映的信息。为此,通过分析CNG汽车产业的构成和产生效益的特点,构建起由反映经济效益、社会效益和环境效益3个方面共15个评价指标构成的分层次的评价指标体系,并运用层次分析法确定出各指标的贡献权重。为尽可能消除评价过程中人为因素对结果的影响,对评价指标进行了标准化处理,并引入修正系数以消除产业规模、结构和发展水平差异化的影响,建立起基于该产业基础数据的综合效益评价模型。该评价方法减少了常规评价模型中的人为评判因素,为全面、客观地反映CNG汽车产业发展效果进行了尝试。通过对四川省和自贡市的实例计算,验证了模型的合理性,为科学地评价CNG汽车产业发展效果提供了依据。     

煤层气成像测井资料综合评价方法

利用QS盆地ZZ区块成像测井资料开展区域煤层气测井综合评价,从煤层的顶底板质量、煤层的内部结构、裂缝发育状况、地质构造、区域煤层含气量的变化情况等方面进行了综合分析,得到区域变化规律,将区域煤层与顶底板特性综合起来形成一个完整的煤层系统,按其性质优劣划分成3个级别,从而进行煤层气勘探开发有利区带的预测.分析结果得到了区域实际煤层气量的证实.     

煤层气区块开发潜力评价方法探讨

煤层气区块开发潜力的评价是对目标区块能否实施开发的重要依据。在调研近年来国内外开展煤层气区块评价工作的基础上，针对目标区块普遍钻孔少、资料参数不够完备的情况，提出建立煤层气储层地质模型、建立煤层气储层参数评价标准以及煤层气储层开发潜力综合评价方法，对从事煤层气研究的人员和现场工作者提供了一套新思路，具有重要参考价值。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下天然气地球化学特征及其对靖边气田气源再认识

在鄂尔多斯盆地东部龙探1井盐下马五₇储层获得了低产天然气。测试资料显示,其甲烷含量为96.871％,C₂⁺重烃组分含量仅为2.396％,具高演化干气特征;非烃组分含量很低,应属储层中的正常天然气;甲烷的碳同位素组成偏轻,δ¹³C₁值为-39.26‰,代表了奥陶系原生过成熟油型气的特征;C₂⁺重烃组分的单体烃碳同位素显著偏重,分布于-19.27‰～-23.78‰之间,与高演化的煤成气相似。仅从空间配置关系判断,上古生界煤成气混入的可能性很小,因而,次生因素——TSR反应等是造成重烃组分碳同位素偏重的主要原因。以龙探1井马五₇天然气为油型气端元,甲烷碳同位素组成作为主要指标,进行靖边气田奥陶系天然气主要气源的判识,得出了靖边气田奥陶系风化壳天然气的主要气源应是上古生界煤系的认识。     

碳酸盐岩风化壳型有效储层的形成与控制因素研究——以塔里木盆地英买力-牙哈地区为例

中国海相油气勘探近年来进展很快,并不断在深部发现优质碳酸盐岩储层。其中风化壳型储层作为深部重要的碳酸盐岩储集体类型而倍受重视,特别是在塔里木盆地塔北地区,风化壳型油气藏蕴藏了丰富的油气资源,近期引起了大家的高度关注。塔北英买力—牙哈地区寒武系—奥陶系风化壳型储层的储集空间以溶蚀孔洞缝为主,储层物性好,厚度大,分布范围广。研究发现该区储层的形成受早期沉积相带、风化淋滤、构造运动产生的断裂及相伴生的溶蚀作用等因素的制约。风化壳岩溶作用和构造破裂作用极大的改善了储集空间的性能,使英买力—牙哈地区在埋深6 000 m左右,依然保存了高孔渗性的风化壳型岩溶储层。岩溶作用受多种因素控制,如古地貌、构造沉降与抬升、风化淋滤时间、古气候等,从而在碳酸盐岩风化壳面下部形成大量的溶蚀孔、洞、缝,其主要集中分布在风化壳面下150 m,部分地区可达200 m。     

库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源岩排烃特征及资源潜力评价

库车坳陷侏罗系致密砂岩油气藏的勘探日趋重要,其主力烃源岩排烃特征及资源潜力的研究亟待加强。根据排烃门限理论,笔者利用生烃潜力法研究库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源岩在不同地质历史时期的排烃特征,并对其资源潜力进行评价。研究表明:库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源岩Ⅱ型有机质的排烃门限为0.7%,Ⅲ型有机质的排烃门限为0.8%。该套烃源岩的主要排烃期为康村组和库车组沉积期,属于晚期排烃,地质历史时期主要有3个排烃中心,即克拉苏地区、大北地区及迪那—依南地区。总排烃量和总远景资源量分别为887.06×108t和47.02×108t,其中石油与天然气的远景资源量分别为22.96×108t和3.02×1012 m3。综合分析后认为,侏罗系致密砂岩油气藏以中、下侏罗统煤系烃源岩为主力供烃源岩,具有良好的资源前景。     

樊庄地区3#和15#煤层合层排采的可行性研究

煤层群发育的地区实施分层压裂、合层排采工艺技术是降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措之一。准确掌握此项技术的适用条件是提高其成功率的重要保障。根据煤层气井垂直井产气特点,系统分析了樊庄区块3^#煤层和15^#煤层合层排采的主要影响因素;根据樊庄地区勘探开发资料,得出该区上下围岩性质、煤储层物性特征及水力压裂后渗透率;根据地下水动力学原理及勘探资料,绘制出该区3^#煤层和15^#煤层地下水流势图;根据煤层气井排采特点,结合达西定律,最终得出研究区3^#煤层和15^#煤层适合合层排采的区域。现场部分井的开发试验验证了理论分析的可靠性。      

煤层气开采井组合方案设计与分析

我国煤层气地面开发目前大多以直井为主,分支水平井和U形井为辅,但是单井产量普遍较低。国外针对煤层地质特点,开发了V形井、多向羽状分支井、多层开采等新型开采模式,提高了煤层气单井产量,降低了采气成本。借鉴国外经验,详细设计了新型煤层气开采井组合方案:2口工程井成90°、共用1口抽排直井,2口工程井V形布置、共用1口抽排直井,锚形水平井和组合式锚形水平井等。以鄂尔多斯保德地区某煤层气区块的地质参数为依据,利用Eclipse气藏模拟软件,模拟分析了各方案的单井产气量、单井建井成本以及经济效益。与传统直井、分支水平开发模式对比发现,新方案能大大提高煤层气的单井产量,降低单位体积采气成本,提高经济效益。其中组合式锚形水平井的产气量最高,单位体积采气成本最低;V形井的经济效益最高。最后,针对新型煤层气开采井组合的研究现状,提出了发展建议。      

南海北部大陆边缘盆地深水油气成藏条件早期预测与评价

与浅水陆架区一样, 南海北部深水盆地新生代均处于南海北部准被动大陆边缘的构造环境,具有北部大陆边缘拉张裂陷的区域地质特征,盆地结构与中国东部裂谷断陷盆地类似,属双层或三层结构类型。该深水盆地油气运聚成藏的基本地质条件亦与浅水区类似,但陆坡深水区凹陷裂陷更深、沉积充填规模更大,且发育4套烃源岩和3套储盖组合类型,使深水油气运聚成藏有了良好的基础。基于深水区少井无井、地质资料缺乏的现状,借鉴浅水区油气成藏地质条件,并依据跨越深水区地震剖面层序地层,重点对深水油气运聚成藏条件进行了早期预测与综合评价,旨在加快和推进深水油气勘探进程。     

单井原油计量误差综合论证分析

油田进入中高含水期,目前仍采用二相分离器,玻璃管量油,人工化验含水进行单井原油计量,从二相分离器量油机理进行了对原油计量误差论证.为进一步提高单井原油计量的精度,适应目前油田高含水期计量工作需要,并对单井原油计量技术进行了探讨.     

秦皇岛32—6油田钻井液体系室内评价与优选

在对秦皇岛32—6油田钻井液研制和优选的过程中,通过对阳离子、3S及PPS 3种钻井液体系流变性、抑制性、润滑性、造壁性及生物毒性等方面的综合评价,优选出一套性能良好的钻井液配方,该配方即3S钻井液体系。     

合成气转化为低碳烯烃Fe/活性炭催化剂制备及性能表征

本研究以活性炭作为载体制备铁基催化剂 ,通过对不同铁盐、活性炭、助剂的筛选 ,研制出具有高活性和高选择性的合成气转化为低碳烯烃催化剂。对反应前及反应过程中催化体相结构的XRD测试结果表明 ,Fe—Cu—K/活性炭催化剂反应前主要由α -Fe、Fe3O4 以及CuO组成 ,经与合成气反应转变为α -Fe、Fe5C2 、、Fe7C3、CuO和K2 O。Fe—Mn—K/活性炭催化剂的晶体结构主要以Fe嵌入MnO当中形成的 (Fe ,Mn)O结构存在。实验中得出的α -Fe、FexCy 以及 (Fe ,Mn)O与激光热解法制备的催化剂的的晶体结构相似。对催化剂的制备方法进行了筛选 ,考察了不同助剂Cu、Mn、Si、K等元素对催化性能的影响 ,结果表明以草酸铁为铁盐 ,椰壳炭为载体的Fe—Mn—K/活性炭催化剂的催化效果最佳 ,在 1.5MPa、32 0℃、空速 6 0 0h- 1条件下作催化性能测试 ,CO转化率达到 97.4 %以上 ,C=2 ～C=4 选择性达到 6 8%以上。