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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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含气量是影响煤层气井生产的关键参数，但是，多数煤层气井无法直接获得目标煤层含气量，且解吸法测定的低阶煤储层含气量误差较大。文章以大佛寺井田煤层含气量动态变化特征为研究目标，结合煤层气井排采数据对煤储层参数动态的同步反馈，采用“定体积法”分析煤层气井排采数据，进行4#煤储层实时含气量的动态反演。结果表明：（1）设定多个原始含气量，实时含气量随时间变化呈线性递减关系，且下降趋势一致，皆能得到实时含气量变化线性斜率相同的结果：产气量与含气量消耗同步，且与生产时间间隔无关。（2）分析1 d、3 d、5 d的不同时间步长，设定原始含气量分别为2 m3/t、3 m3/t、4 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、8 m3/t时，煤储层实时含气量变化关系高度一致，认为煤层气井遵循“定体积”产气规律，即不存在压降漏斗的形成与扩展。（3）连续排采阶段，实时含气量与排采时间呈线性降低关系，排采间断前后两个阶段煤储层实时含气量线性降低速率不同：为-0.00546和 -0.00435；第二阶段较第一阶段实时含气量变化斜率减小，是因为排采过程产生煤粉，堵塞阻碍块煤的解吸作用，造成储层伤害，能够解吸的煤层体积缩小。 相似文献
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关于煤层气排采动态变化机制的新认识 总被引：1，自引：0，他引：1
对于影响煤层气排采动态的几个基本地质问题,从新的视角进行了分析。在此基础上,基于沁水盆地南缘寺河区块3号煤层上覆含水层的水文地质条件和岩石物理性质,模拟了煤层气井排采过程中储层压力降漏斗的大小,求出了储层压力降漏斗影响下煤层气解吸、产出的量值,得到的模拟排采曲线与实际排采曲线变化趋势吻合较好。本文认为,煤层中只有少量束缚水和一些重力水;煤层气井压裂增产形成的压裂缝使得煤层与顶板以上的含水层相互贯通,煤层气排采时抽排的地下水实际上应是煤层顶板上方含水层的承压水;抽水形成承压水头降落漏斗(即储层压力降漏斗),其影响范围内的煤层气得到不同程度的解吸和释放,这就是煤层气排采的动力学机制。 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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沁水煤层气田高阶煤解吸气碳同位素分馏特征及其意义 总被引：3，自引：0，他引：3
沁水盆地是我国煤层气勘探开发的重要有利区,沁水煤层气田位于盆地东南部。对采自沁水煤层气田两口井的煤开展了罐解吸实验。结果表明,该地区煤层气解吸速率很快,96 h后解吸气量都达到了总解吸气量的60%~85%,720 h后解吸过程基本结束;解吸气量大,平均在18 m3/t以上。煤层气解吸过程中甲烷发生碳同位素分馏,δ13C1值变化与解吸率呈良好的线性关系,参考这种正相关关系曲线,定期监视煤层气降压排采过程中甲烷δ13C1值的变化情况,可以大致推测出该地区煤层气解吸率,从而预测煤层气的采出程度。跟踪测试沁水煤层气田A1和A1-3井在试采过程的甲烷δ13C1变化情况,推测现在采出的煤层气可能主要是煤层裂隙中以游离形式存在的煤层气,表明该区煤层气稳产性较好,资源前景广阔。 相似文献
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通过对晋城、韩城矿区煤层气井生产动态资料的分析和研究,认为煤层气井产量递减具有指数递减、调和递减、复合递减、突变递减和周期性递减等5种类型;而影响煤层气产量和递减类型的主要因素是边界条件、煤层气吸附特性、煤储层渗透率、解吸过程中的渗透率反弹、井间干扰、层间干扰和排采制度。研究还显示,通过对煤储层进行二次压裂、合理布设井网、合理调整排采制度、低产合采井选择性封层、准确把握合适的合采时机以及实施侧钻技术,有利于恢复和提高煤层气单井产量,延缓产量递减期,减缓递减速度,使递减类型趋向双曲线或调和递减类型,从而提高煤层气最终采收率。 相似文献
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排采管控方法对煤层气储层动态渗透率具有显著影响。基于煤层气井不同排采阶段渗透率的主控因素，以提高和改善渗透率为目标，提出了针对性的排采对策。井底流压大于原始储层压力时，降压速度为0.03~0.05 MPa/d，可降低压裂液和速敏伤害；井底流压在原始地层压力和解吸压力之间时，以小于0.03 MPa/d的速度降压，避免加剧储层"渗透率漏斗"；在解吸压力以上0.2~0.3 MPa时开始以0.01 MPa/d速度降压，在解吸压力附近稳压排水30 d，解吸后套压控制在0.2~0.3 MPa左右，避免两相流造成的水相渗透率下降；提产段通过变速提产强化基质收缩作用改善储层渗透率；稳产段主要通过单位压降增产量来确定合理的稳产产量，实现煤层气井长期高产稳产。现场试验表明，该方法取得了较好的应用效果。 相似文献
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煤矿区煤层气开发受煤矿采动影响,为实现煤矿采动条件下煤层气井产能数值模拟,抽象概化了采动条件下煤层气开发的地质模型,构建了采动条件下煤层气储层的数学模型,并通过对CBM-SIM软件二次开发,实现了采动条件下煤层气储层的数值模拟。在建模和数值解算软件开发中,基于采动离层量变化曲线公式构建了采动条件下储层渗透率变化曲线公式,利用采动井水位变化规律构建了储层漏失水量变化公式,利用时间卡机制解决了煤储层渗透率及漏失水量的动态求解和循环迭代过程中作为系数和边界条件的调用赋值,实现了渗透率随采动影响的动态变化、储层水漏失降压和储层产气的耦合解算。应用开发的软件对淮南矿区某矿采动条件下煤层气抽采井生产数据进行历史拟合和产量模拟应用,预测煤层气产量曲线与实际生产曲线基本一致,判定系数达到0.92。 相似文献
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利用CBM-SIM煤层气数值模拟软件,以焦坪矿区低阶煤层为例,研究了煤层厚度、渗透率、含气量、吸附性、储层压力、含气饱和度和临储比等煤储层因素对煤层气井产量的影响。结果表明:气井产量随煤层厚度、渗透率、含气量、Langmuir压力、含气饱和度和临储比的增大而增大,随Langmuir体积的增大而减小;储层压力不影响产气量大小,只改变气井的产气时间;含气饱和度和临储比能更好地反映多个因素变化时的产气量变化。 相似文献
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开发过程中因受应力压实效应和基质解吸收缩效应的共同影响,导致煤储层渗透率发生复杂的变化。目前,已有诸多学者建立一系列的煤储层渗透率动态模型。然而,对欠饱和煤层气藏开发过程中的不同生产阶段,何种效应对煤储层渗透率起主导作用仍未达成共识。本研究在总结已有的渗透率变化模型的基础上,分析欠饱和煤层气藏开发过程中的降压解吸特征、有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应,并对现有的渗透率模型进行改进与对比分析,以达到定量分析欠饱和煤层气藏储层渗透率变化规律的目的,最后通过鄂尔多斯东南缘韩城煤层气田实例分析煤储层渗透率动态变化特征及其主控因素。结果表明欠饱和煤层气藏开发过程中渗透率动态变化特征可以临界解吸压力划分为两个阶段,前一阶段仅为有效应力效应作用阶段,后一阶段则受有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应影响,且后两种效应随着储层压力的降低而进一步显现。对比分析显示SD改进模型在描述欠饱和煤层气藏渗透率动态变化上优于PM改进模型。因此,借助SD改进模型对韩城煤层气井进行实例计算,分析结果显示煤储层渗透率改善效果依次为3#>11#>5#,区内煤储层渗透率改善效果取决于含气饱和度,而渗透率应力伤害受控于地解压差。 相似文献
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影响一号向斜煤层气可采性的主要地质因素 总被引：3，自引：1，他引：2
在回顾该地区煤层气勘探历史的基础上,从影响煤层气开采的主要地质因素出发,论述了煤层渗透性及决定煤层渗透性的古、今地应力场特征、煤层天然裂隙发育程度、现今有效地应力大小以及地层压力、等温吸附／解吸特征、含气饱和程度及气体扩散速率等;探讨了一号向斜不同部位煤层气开采具有的不同地质影响因素。了解并掌握这些因素有利于煤层气进一步勘探和开发。 相似文献
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YAN Xinlu ZHANG Songhang TANG Shuheng LI Zhongcheng WANG Kaifeng YI Yongxiang DANG Feng HU Qiuping 《《地质学报》英文版》2019,93(3):692-703
The main methods of coalbed methane(CBM) development are drainage and depressurization, and a precise prediction of coal reservoir pressure is thus crucial for the evaluation of reservoir potentials and the formulation of reasonable development plans. This work established a new reservoir pressure prediction model based on the material balance equation(MBE) of coal reservoir, which considers the self-regulating effects of coal reservoirs and the dynamic change of equivalent drainage area(EDA). According to the proposed model, the reservoir pressure can be predicted based on reservoir condition data and the actual production data of a single well. Compared with traditional reservoir pressure prediction models which regard EDA as a fixed value, the proposed model can better predict the average pressure of reservoirs. Moreover, orthogonal experiments were designed to evaluate the sensitivity of reservoir parameters on the reservoir pressure prediction results of this proposed model. The results show that the saturation of irreducible water is the most sensitive parameter, followed by Langmuir volume and reservoir porosity, and Langmuir pressure is the least sensitive parameter. In addition, the pressure drop of reservoirs is negatively correlated with the saturation of irreducible water and the Langmuir volume, while it is positively correlated with porosity. This work analyzed the reservoir pressure drop characteristics of the CBM wells in the Shizhuangnan Block of the Qinshui Basin, and the results show that the CBM reservoir depressurization can be divided into three types, i.e., rapidly drop type, medium-term stability type, and slowly drop type. The drainage features of wells were reasonably interpreted based on the comprehensive analysis of the reservoir depressurization type; the latter was coupled to the corresponding permeability dynamic change characteristics, eventually proving the applicability of the proposed model. 相似文献
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洪水地区位于沁水盆地东缘中部,15号煤层是该区主要的可采煤层之一,根据区内煤层气参数井测试数据、试井资料及煤炭地质勘查资料,对15号煤层储层特征进行了研究。结果显示：研究区15号煤层为高变质程度的贫煤,煤储层渗透率在0．047～0．1lmD,属低渗透率煤层,储层压力梯度为0．402～0．965MPa／lOOm,平均为0．672MPa／100m,属于欠压地层,煤层含气量为9．02—20．67m3／t,平均16．18m。／t,含气量较高。整体来看,研究区属于低渗透、低储层压力梯度和临储比,高含气量的煤层气富集区。 相似文献
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为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m3/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的 40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。 相似文献
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宏观煤岩类型差异是影响煤层气吸附/解吸特征及煤层气井产能的重要因素之一。针对保德区块BX-2井8+9号煤4种不同宏观煤岩类型样品,开展工业分析、显微组分、润湿性及等温吸附/解吸实验研究,探讨了煤岩类型对煤层气吸附/解吸特征的影响及其机制。结果表明:暗淡煤、半暗煤、半亮煤和光亮煤的镜质组含量逐渐增大,水分和灰分含量逐渐降低,亲水性逐渐减弱,Langmuir体积逐渐增大;光亮煤和半亮煤具有更强的吸附能力,同时具有更高的启动压力、转折压力和敏感压力,解吸过程中对应的有效阶段区间宽度更大,更有利于煤层气开发。宏观煤岩类型对吸附/解吸特征的影响机制主要体现在不同煤岩类型煤组分和润湿性的差异。基于宏观煤岩类型分层厚度占比参数,对BX-2井解吸特征参数进行了加权平均计算,并将该井煤层气解吸阶段划分为缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸3个阶段,将排采阶段划分为排水降压、不稳定产气、稳定产气和产气衰减4个阶段。排水降压阶段应控制排水速度,减少应力敏感效应对渗透性的伤害;不稳定产气阶段应适当控制套压,尽量扩大解吸半径;稳定产气和产气衰减阶段应适当增大生产压差,利用解吸效率高的优势延长产气高峰期和稳产期。 相似文献