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中国煤层气有利区带综合评价 总被引：1，自引：0，他引：1
煤层气含气区带综合评价是一个多因素、多层次、多目标的决策过程,其评价过程受到诸多因素的影响,需要选择科学、简捷、实用的数学模型来分析处理这些繁杂因素。因此,根据煤层气含气区带综合评价涉及的各种因素建立评价指标体系,并结合层次分析法和灰聚类分析各自的优点,建立煤层气含气区带综合评价模型。应用层次分析法确定各指标的权系数,然后通过灰聚类分析法来进行综合评价,较好地保证了权系数的客观性和准确性,定性、定量地对煤层气含气区带进行综合评价。可以为整个煤层气行业的资源综合评价奠定基础,同时通过评价案例进行了验证。评价结果表明,全国121个煤层气含气区带中,最有利区带是沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘,有利区带为鄂尔多斯盆地南缘、宁武、安阳-鹤壁和松藻地区。 相似文献
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大佛寺井田内4号煤组属低煤阶煤组,煤储层物性较好,煤层气资源丰富,然而井田内煤层气直井产气效果差异性较大。在研究煤储层参数特征的基础上,结合煤层气直井地面开发的实践,运用模糊数学方法,构建了4口工程参数一致、产气差异较大的煤层气直井储层各参数的评价隶属函数,通过计算评价值对4 上煤和4号煤储层进行了综合评价,评价结果与实际煤层气产能情况一致,即DFS-133和DFS-45井储层有利于地面煤层气开发,DFS-69和DFS-105井储层不利于地面煤层气开发。基于4口直井4号煤组煤层气储层的综合评价,认为在储层强化措施一致的情况下,井田内煤层气直井产气效果主要受储层资源因素、保存因素和开发因素3方面的控制。同时,研究结果对大佛寺井田4 上煤的煤层气勘探开发及选区具有重要的地质意义。 相似文献
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通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。 相似文献
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地质选区是煤层气勘探与开发的基础工作。我国低、中煤阶煤层气资源丰富,完善煤层气地质选区评价体系十分重要。笔者对影响煤层气勘探开发潜力的各种因素进行了综合分析,确定了主要影响因素,并利用多层次模糊评判法建立了低、中煤阶煤层气地质选区评价体系。研究表明:处在勘探初期的低煤阶煤层气选区的主要影响因素为煤层的生气潜力、储集性能和煤层气的保存条件;进入开发期的中煤阶煤层气选区的主要影响因素为煤层气的资源条件、赋存条件和开发条件。通过实例应用,彬长区块低煤阶煤层气勘探区可分为6类,一类区主要分布在亭南—大佛寺矿区以及雅店矿区北部区域,向周围煤层气勘探潜力降低;柳林区块中煤阶煤层气开发区可分为5类,一类区主要分布在东南部CLY井组和中北部FL-EP1井区的东北侧区域,北部聚财塔断层附近最不利于煤层气开发。 相似文献
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为对碎软低渗透煤储层产气潜力进行有效的定量评价,在等温吸附实验基础的基础上,以临储压差、临废压差、有效解吸量、有效解析效率为指标,对晋城赵庄矿淮北芦岭矿区三口直井煤层气产出潜力进行了定量评价,同时结合煤层气井的排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)赵庄矿区X-163井的临储压差为1.52MPa,有效解吸量为5.35~12.89m^3/t。芦岭矿区WLG-01井的临储压差为4.20MPa,有效解吸量介于8.01~9.43m^3/t。芦岭矿区WLG-03井的临储压差为1.77MPa,有效解吸量介于9.48~11.20m^3/t。说明有效解吸量决定煤层气采收率,临储压差反映见气难易程度,临废压差体现地层能量。临废压差越大,地层能量越强,驱动能力越强,解吸量越大,煤层气井产气潜力越高(2)比较X-163-3井、WLG-01井和WLG-03井煤层气产出潜力及排采历史,验证了芦岭比赵庄研究区的煤储层具有煤层气开发产气潜力和较高产气量的原因,也说明在施工过程中控制较低的井底流压,实现压降漏斗的稳定扩展,压降漏斗完美,并采用二氧化碳伴注压裂工艺,有利于碎软低渗透煤储层煤层气的抽采。 相似文献
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中国低煤阶含煤盆地煤层厚度大,储层物性好,煤层气资源丰富,而对于低煤阶煤层气有利区优选评价目前还没有成型的模型,本文以占全国低煤阶煤层气总资源量50%的吐哈盆地为例,运用多层次模糊数学的思路,对资源因素、煤储层因素、保存因素以及次一级影响因素共计19项参数,进行关键要素定量排序,针对吐哈盆地特有的成藏地质条件建立了煤层气选区评价标准,通过"赋值加权求和定量排序"的方法,探讨了中国低煤阶煤层气评价标准及主控因素对煤层气赋存的影响。研究表明:吐哈盆地二级构造单元沙尔湖浅凹陷、大南湖浅凹陷和哈密凹陷是适合煤层气勘探开发的有利目标区。 相似文献
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辽宁阜新盆地煤层气地质条件模糊综合评判 总被引：3，自引：0，他引：3
应用模糊综合评判方法评价阜新盆地煤层气地质条件,解决了盆地煤层气地质条件评价的复杂性和模糊性。选取煤层厚度、埋藏深度、资源量、含气量、渗透率、煤储层压力、围岩条件等7项指标作为盆地煤层气地质条件模糊评判的评价指标,构成模糊评价因素集。将其分为好、较好、一般、较差和差5个级别。以阜新盆地煤层气地质特征为基础,采用定性与定量相结合的综合集成方法,划分盆地煤层气地质因素等级,从而构阜新盆地煤层气地质条件模糊评判矩阵。根据专家调查结果,确定以上各评价指标对总评价的权重为(0.0139,0.0039,0.0776,0.1837,0.5219,0.0745,0.1245)。最后,得出阜新盆地煤层气地质因素模糊综合评价取值为0.278245。所以阜新盆地煤层气地质条件较好,适于进行煤层气开发利用。 相似文献
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煤层气有利开发区既是煤层气富集区、高渗区,又是煤层气高产区,因此寻找能表征煤层气富集区、高渗区和高产区的主地质参数,是解决煤层气有利区优选问题的关键。基于区块尺度的煤层气有利区优选,建立了一种定量化的综合评价方法：(1)以含气量、储层压力、临界解吸压和试井渗透率为主地质参数并作为评价指标,以煤层气井稳产阶段平均日产气量作为衡量指标,采用灰色关联度分析法定量地确定各评价指标的权重系数以及评价值函数;(2)借助于MapInfo professional软件,计算煤层气区任意位置的综合评价值;(3)用产气量对综合评价值进行标定,确定煤层气开发区类型及分布范围。将该方法应用于沁水盆地南部勘探程度较高的郑庄区块,预测出煤层气有利开发区(产气量＞2 000 m3/d)的分布范围,研究结果对于下一步的煤层气钻井部署具有一定的参考意义。 相似文献
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基于我国煤层气勘探开发项目、煤层气田生产现状以及科研技术成果的调研资料,分析了煤层气田稳产、提产综合治理技术措施,深层煤层气取得勘探突破的地质条件和潜力,支撑上述两方面进展的煤层气水平井技术以及相配套的井网优化、排采技术。结果认为,我国煤层气田稳产、低产井提产综合治理最有效的技术措施有四类,包括增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术。提出了“煤层气水平井+技术体系”概念,即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术组合体系,强调在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的相互匹配。界定了深层煤层气涵义,深层煤储层一般存在游离气,临界深度受地层温度梯度和压力影响。指出深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气勘探重点领域和方向。 相似文献
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鄂尔多斯盆地东缘保德区块是国内中?低阶煤中首个完成5亿m3产能建设并达产的煤层气田,在中国煤层气行业树立了标杆地位。在区块开发过程中,大多数煤层气开发井两套主力煤层合层开发取得了良好的效果,均优于单层开发;但在局部区域,在相同的开发技术工艺条件下,部分开发井合层开发效果不理想,单层开发优于合层开发。从保德区块各煤层气单/合层开发井的地质条件、气藏特征及产气效果3个方面对区块进行整体评价,研究认为,煤层气地质条件是控制单/合层开发效果的根本因素,控制气藏特征并与之共同影响产气效果。根据主要量化指标确定单/合层排采效果差异性,优选1套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标,即对于2套煤层原始地层压力差值不超过0.6 MPa、临界解吸压力差值小于0.4 MPa、渗透率差值在2×10?3 μm2以内,适合煤层气合层开发。在此基础上,指出下步区域及层系开发调整的重点区域,即区块1单元西部、2单元中西部优先单层开发8+9号煤层更有利,3单元南部优先单层开发4+5号煤层更有利;针对区块8+9号煤层剩余未动用储量多的区域,可通过调整层系开发顺序的方式,即暂时封堵4+5号煤层、优先开发8+9号煤层。研究成果对多层系煤层气田高效开发具有重要指导意义。 相似文献
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煤层气井排采历史地质分析 总被引：8，自引：0，他引：8
根据晋城、潞安、焦作、铁法4个矿区25口煤层气生产试验井的排采资料,从煤储层渗透性和含气饱和度、生产压降条件、地下水系统、储层能量系统等方面综合分析研究,将排采曲线归纳为4种具有代表性的类型。认为煤储层渗透率0．5mD以上、临储压力比0．6以上以及含气饱和度80％以上,是获得高产煤层气井的必要储层条件。同时,煤储层和围岩的不同组合。将直接影响煤层气井的生产状况。 相似文献
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鄂尔多斯盆地东缘地区煤层气资源量巨大,现已成为我国煤层气主力产区之一。区块自开发以来,针对中浅层煤层大斜度井与水平井开展了液力无杆泵、水力射流泵、电潜泵、隔膜泵排采工艺试验,生产中发现上述4类无杆排采工艺具有能有效避免大斜度井与水平井管杆偏磨的优点,但同时存在防煤粉防砂能力一般、防腐蚀防垢能力一般,存在高压刺漏风险、下泵深度受限、地面设备可靠性不强等缺点。通过分析区块前期中浅层煤层气井无杆排采工艺试验效果,总结了各类无杆排采工艺的优缺点,并指出中浅层煤层气井无杆排采工艺的改进方向。目前,随着煤层气勘探开发领域由中浅层煤层逐步转向深层煤层,原有中浅层煤层气井无杆排采工艺已无法满足深层煤层气井的排水采气需求,针对深层煤层气 “原生结构煤发育、地层压力高、高含气、高饱和、游离气与吸附气共存”的地质特征和 “见气早、气液比高”的生产特点,认为深层煤层气井无杆排采工艺需跳出中浅层煤层气井无杆排采工艺的思路,可以借鉴区块内致密气和海陆过渡相页岩气先导试验井的采气工艺经验,在生产现场开展“同心管气举”工艺、“小油管+泡排”工艺与“连续油管+柱塞+气举”工艺试验,能在有效避免传统无杆排采工艺缺点的同时实现深层煤层气的高效开发。 相似文献
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为了充分认识柿庄南区块煤层气井储层压力变化特征及其对煤层气井产量的影响,基于对柿庄南区块储层地质参数的分析及实际生产数据的剖析,对不同类型生产井的储层压降类型进行分析归类,并结合排采异常井对气井低产原因、排采控制方法及储层敏感效应进行具体分析。结果表明:柿庄南区块煤层气井储层压降可分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型,其中快速下降型井更有利于煤层气高产稳产,但若降压速率超过快速下降型井的最大降压速率反而会使储层受到压敏、速敏效应,降低储层渗透率,同时导致压降漏斗扩展受限,最终抑制煤层气井达到高产稳产。 相似文献
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煤粉问题是制约煤层气连续稳定排采的关键因素之一。以韩城煤层气区块为研究区,采用煤层气井现场监测、实验测试分析、物理模拟实验、现场工程应用相结合的方法,从煤粉产出的影响因素及成因、煤粉产出规律及管控措施方面,开展了煤粉产出机理及管控措施的系统研究。研究结果表明:影响煤粉产出的因素分为煤储层物性静态地质因素与煤层气开发动态工程因素两类。指出了不同煤体结构煤产出煤粉的倾向性及特征不同。碎粒煤和糜棱煤产出的煤粉体积分数高,产出煤粉量大。产出煤粉的成分以无机矿物和镜质组为主。在煤层气不同排采阶段,产出煤粉的体积分数和粒度特征具有明显的阶段性变化。在煤粉产出机理研究的基础上,结合煤层气井生产实践,从地质预防、储层改造、设备优选、生产预警、排采控制和工艺治理方面,提出了一套煤粉管控措施体系。应用于韩城区块煤层气井的煤粉管控,取得了良好效果。 相似文献
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鄂尔多斯盆地埋深超过2 000 m的深层煤层气资源丰富,是煤层气勘探开发重要领域,鄂尔多斯盆地东缘大宁?吉县区块开展了一批深层煤层气工艺试验,初步取得一定效果,但规模效益开发主体技术亟待攻关。基于实验分析、生产数据和裂缝监测等资料,通过对大宁?吉县区块深层煤层气储层特征、生产动态和压裂改造效果开展评价,分析了深层煤层气生产特征并提出开发技术对策。研究认为:(1) 深层煤储层具有“低渗、高含气、高含气饱和度、富含游离气”的特征;(2) 深层煤层气产能主要受资源富集、微构造和有效改造规模控制,在正向微构造发育区,资源越富集、加液强度越大、加砂强度越大,越有利于扩大供气能力和提高单井产量;(3) 深层煤层气生产井呈现出以游离气产出为主的高产期、游离气和吸附气共同产出的稳产及递减期和以吸附气产出为主的低产期三段式产出特征。基于上述认识,提出了深层煤层气开发技术对策,实施的D6-7P1井取得较好生产效果,证实在有利区实施超大规模加砂压裂可有效提高深层煤层气产能。 相似文献
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物质平衡法在煤层气藏生产动态预测中的应用 总被引：2，自引：0，他引：2
针对煤层气井的生产特点,综合考虑煤层甲烷吸附/解吸特性、煤岩基质膨胀/收缩特性和储层有效应力的影响,通过引入等效半径模型,结合真实气体拟压力函数,建立了基于物质平衡法的压裂直井与水平井生产动态预测数学模型。实例计算结果表明:基于物质平衡法的压裂直井与水平井生产动态预测方法,能够利用少量现有数据完成生产动态预测,并对相对渗透率的变化趋势进行分析,可减少计算所需参数,降低计算量。通过对比煤层气压裂直井和水平井生产动态预测结果发现,在相同地质条件下,水平井的单井产能高于压裂直井(前者约为后者的2.3倍),且水平井的开采周期比压裂直井短。因此,在针对具体储层条件选择井型时,应在经济评价的基础上,综合分析两种井型的适用性,优选完井参数。 相似文献
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煤储层具有高吸附性、低渗透性、易压缩与易破碎的特征,煤层气水平井钻完井过程中常常造成煤储层伤害,导致煤层渗透率和单井煤层气产量大幅度降低。通过实验分析,揭示水平井钻完井液中的固相颗粒、流体流动诱导产生的固相成分对煤储层微裂隙堵塞成因,阐明煤层气水平井钻完井中储层伤害的机理。在此基础上,提出水平井双层管柱筛管完井技术,分析其减轻煤储层伤害的机理,即通过冲管水力冲击作用消除水平井壁钻井液泥饼,清除井壁附近堵塞微裂隙煤粉,并在近井地带产生应力增渗作用。相对于煤层气常规的多分支水平井及分段压裂水平井,水平井双层管柱筛管完井的稳定日产气量、稳产周期均大幅提升。该技术在沁水盆地南部部分区域推广应用显示,3号煤层气井平均日产气量提升到20 000 m3,同时实现15号煤层气的开发突破,平均日产气量提升到10 000 m3以上。研究成果对于降低煤层气水平井钻完井过程中的储层伤害,提高煤层气井产量具有重要的理论和实践意义。 相似文献