2021年全国煤层气学术研讨会
基本信息
2021-10-10
2021-10-10
中国煤炭学会;中国石油学会;煤层气产业技术创新战略联盟
会议文集
21. 沁水盆地东南部某高阶煤层气田薄煤层水平井产能影响因素分析
摘要： 沁水盆地某高阶煤层气田,具有高含气量、高渗透率、薄煤厚的特点,目前主要以水平井开发为主.本文采用地质静态、生产动态分析的方法,综合地质因素、开发因素、工程因素、煤矿开采等方面,对薄煤层煤层气井产能的影响因素进行分析.研究结果表明,地质因素(构造、埋深)对薄煤层水平井开发产能影响较大,因此增强薄煤层储层精细研究,是水平井开发成功的关键.
提交时间：2021-10-10
22. 沁水盆地中部煤层气构造控藏特征及有利区带优选
摘要： 沁水盆地中部地区是重要的高煤阶煤层气资源接替区,经过近几年的勘探发现,中部地区相对于南部已开发区的地质条件更加复杂,主要表现在煤层埋深大,构造复杂,褶皱、断裂发育,区域含气性较差,构造煤发育,试采效果差.本文以沁水盆地中部沁南区块为研究对象,剖析了区域褶皱、断裂的分布特征,从构造演化和构造运动的角度分析不同构造的形成原因.并且以沁南区块地震、评价井资料为基础,将区域局部构造划分为背斜带、斜坡带、向斜带和断裂带四类,统计分析了构造对于煤层气藏的影响,据此建立了沁水盆地构造控藏模式图.同时,提出燕山运动形成的一系列NNE向背斜带是控制煤层气富集高产的前提,喜山运动对于断层和褶皱的改造主要起到破坏作用.根据模式图建立了有利区带优选标准,认为背斜带含气量高、煤体结构好、地应力相对较小,产水量低,更容易获得高产的地区,属于一类有利区带;斜坡带和向斜带含气量较高,煤体结构较好,但是在埋深较大的中部地区,地应力较大,不利于获得高产,属于二类有利区带;破碎带含气性差、煤体结构破碎,无法获得高产的地区,属于三类区带.
提交时间：2021-10-10
23. 沁水盆地煤层气开发过程中地下水流场动态模拟研究
摘要： 本文结合煤层气生产的实际需要,针对沁水盆地部分地区产气量小而产水量大这一突出问题,以柿庄区块为重点研究区,通过水文地质条件分析、煤层气产出水的水文地球化学特征研究,以及对柿庄区块煤层气排采过程中水文地质模拟等方法手段,查明了研究区地下水系统的补给、径流和排泄条件,煤层气排采产出水的具体来源,模拟研究煤层气排采的地下水动力场动态变化情况.①完成了沁水盆地区域水文地质条件特征研究,分析纵向上含水层组,并划分了五套含水层组.②依据勘探与生产资料,分析柿庄区块煤层上下主要含水层的纵向分布和横向展布特征及主要含水层的补—径—排关系,划分地下水流动单元及流动系统.③依据收集勘探资料,分析重点研究区主要含水层水的化学特征;依据煤层气井产水的补充采样分析,查明柿庄区块煤系地下水的水化学类型.④依据勘探资料、煤层气井排采数据和计算的水文地质参数,采用MODFLOW软件建立了柿庄区块煤层气井水量预测模型.
提交时间：2021-10-10
24. 沁水盆地煤系页岩气地球化学特征及储层特征研究
摘要： 针对沁水盆地中段页岩气勘探程度低,烃源岩发育情况及特征不清楚等问题.利用有机地球化学方法对研究区发育的主要页岩层段进行有机质类型、丰度、成熟度、生烃潜能等方面的评价;利用矿物X射线衍射试验和扫描电镜分析方法研究了泥页岩矿物组成特征.得到以下结论:①根据富气泥页岩的发育层位、分布范围和埋藏深度划分了四套页岩层Y1、Y2、Y3、Y4.②通过对样品的分析,得出页岩有机地化特征,页岩干酪根为Ⅲ型腐殖型,有机质含量平均为1.90％,镜质组反射率平均为2.47％,干酪根处于高成熟阶段,具有较好的生烃潜力.③泥页岩黏土矿物含量介于2.4％～63％,平均为45.1％;其次为石英含量,介于8.7％～62.2％,平均为40.2％;其他矿物仅少数样品测得,所占比重不大,一般在10％以下.页岩脆性指数平均值＞30％.④综合评价后四套页岩层Y1,Y2、Y3、Y4中,整体Y2层段厚度大,TOC含量高,为较有利的页岩生气储层.为沁水盆地页岩气勘探提供一个可参考的指导方向和基础数据.
提交时间：2021-10-10
25. 深层煤岩损失气计算新方法
摘要： 煤层含气量是储层评价和开发指标预测的关键参数,目前常用的USBM法无法准确获取深层煤岩的损失气量.为了探索适用于深层煤岩取心含气量测试新方法,引用煤岩经典的双孔双渗理论模型,考虑解吸过程中含水饱和度、温度等对气体产出的影响,基于鄂尔多斯东缘本溪组8号煤P1样品现场解吸获得的实测数据,开展含气量测试全过程仿真计算.研究表明:①P1样品新方法计算的损失气为12.8m3/t,损失气占比33.3％.其中井筒提升损失了9.7m3/t,占比25.2％,地面暴露期间损失了8.1m3/t,占比8.1％.现场实测解吸气为23.54m3/t,含气量总计36.37m3/t.②USBM法不适合长时间散失的深层煤岩损失气计算.以至井筒一半时刻为损失起算时间,采用60分钟以内实测数据进行线性回归获得损失气13m3/t,总气量为36m3/t,损失气受回归数据点控制.结合等温吸附计算的该样品原位最大吸附能力25.16m3/t,推测原位为超饱和吸附状态,含游离气,且一开始提升就发生逸散.因此应以开始提升时刻为损失起算时间,采用60min以内实测数据进行线性回归获得损失气25.93m3/t,USBM计算结果明显偏大且不合理;③P1样品中游离气含量为11.21m3/t,游离气占比30.8％,吸附游离比例解吸7:3;装罐解吸损失气以游离气逸散为主,样品开始自然解吸时,吸附气已逸散20.30％,游离气逸散63.15％;解吸至7h左右,累计解吸气产出66.9％,累计游离气产出94.31％.深层煤岩损失气计算新方法,也可在页岩含气量测试中开展应用.
提交时间：2021-10-10
26. 深/浅节理煤层水平井井壁稳定规律研究
摘要： 为研究深/浅节理煤层水平井井壁稳定规律,建立了节理煤层井壁稳定评价模型,探究节理对深/浅煤层水平井壁稳定的影响规律并用以指导工程.利用强度准则构建深煤层裂纹扩展破坏的判据,建立深/浅节理煤层井壁稳定评价模型.以一条裂纹为例,利用该模型研究裂纹的倾角、长度对深/浅煤层水平井壁稳定的影响规律,判断不同深度煤层的可破裂性.结果表明,同煤层深度下,随着裂纹倾角的增大,井壁不稳定趋势为先减小后增大;随裂纹长度增大,井壁不稳定的趋势逐渐增大.不同煤层深度下,随着裂纹倾角增大,煤层可压裂临界深度值为先增加后减小;随裂纹长度增加,煤层可压裂临界深度值逐渐减小.该分析科学合理,研究其规律对深部煤层钻井和压裂工程有重要的指导意义.
提交时间：2021-10-10
27. 滇东雨汪区块煤层气直井产能模拟及井网优化设计
摘要： 老厂矿区雨汪区块多煤层发育,是中国西南地区重要的煤炭及煤层气富集区之一.本文结合实际排采资料,利用COMET3数值模拟软件,对雨汪区块内的Y1井、Y2井和Y3井进行产能模拟,并以Y1井的地质资料和生产资料为基础,设计模拟方案,提出直井的井网优化建议,为后续煤层气的井位布置提供依据.结果显示:Y1井相对高产,Y2井产量相对中等,Y3产量最低,模拟结果可信度较高.双井的井间距为100m时,气井产气量较高,最高日产气量可达769.7m3,模拟350天总产气量达103997m3,并且产气稳定,不易衰减;正三角形布井,且井间距为100m时,气井产气量较高且产量稳定.
提交时间：2021-10-10
28. 滇东黔西煤层气井高压气动力诱导起裂压裂与前置二氧化碳压裂先导试验
摘要： 滇东黔西地区煤层具有煤体结构多样、纵向多层叠置、煤层含水性弱、目的层煤岩松软塑性强等特点.针对此类煤层压裂造缝及储层保护技术要求,开展了高压气动力诱导起裂压裂与前置二氧化碳压裂先导试验,并与常规活性水加砂压裂进行对比分析.结论如下:高压气动力诱导起裂压裂在降低破裂压力与施工难度方面有明显的优势.前置二氧化碳可以充分发挥二氧化碳的造缝能力,较活性水加砂压裂储层改造体积提高了36.02％,但前置二氧化碳压裂因二氧化碳受热膨胀而具有更高的施工压力,较活性水压裂而言,其施工压力增长了161.54％.
提交时间：2021-10-10
29. 煤储层气水储量评估方法研究进展
摘要： 中国煤层气资源丰富,经过三十多年的技术积累和工程示范,已初步实现煤层气的规模化开发利用.但目前储量动态评估技术相对滞后,导致甜点区判别不准,排采制度不合理.不同煤层的气水赋存状态可能存在较大差异,且煤层气体解吸速度受排水速度影响显著.因此,准确预测煤储层气水储量及其动态变化特征对于确定开发甜点、制定合理排采制度具有重要意义.目前煤层气储量评估方法包括容积法、物质平衡法、数值模拟法和产量递减法等.容积法计算过程中各参数的不确定性较强.物质平衡法未能考虑煤层气开发过程中的压力滞后效应.数值模拟法过程复杂,对地质资料与动态数据的要求高.产量递减法适用于开发程度较高的煤层气田.现有研究对煤层水的赋存状态认识不清,上述储量评估方法未能估算煤层水的地质储量,且无法准确描述其对煤层气不同赋存状态和产量的影响规律.针对上述问题,研究提出将煤层水划分为吸附态和游离态,建立了超临界甲烷—液态水竞争吸附模型,提出了煤储层气水储量动态预测方法.所提出的储量估算方法能够有效预测甲烷和水原始储量及其在开发过程中的变化,丰富和发展了煤储层地质储量预测方法,且对煤层气井排采制度优化设计具有重要指导意义.
提交时间：2021-10-10
30. 煤层气井排采初期压降速度转折点确定与分析
摘要： 本文以排水降压阶段与产气阶段之间井底流压下降速度的转折点为研究目标,定量分析煤层气井合理排采制度.分别从实际生产资料、室内实验、数值模拟等角度对煤层气井压降速度转折点存在的重要性以及合理范围进行深入探讨.结果表明,由于受到应力敏感、贾敏效应、煤粉运移等多方面的影响,转折点压力越低,煤储层在排采初期就受到严重损害,导致峰值产气和平均产气量均较低.定量分析结果表明,转折点压力为临界解吸压力70％左右时开发效果较好,且不宜低于临界解吸压力的35％.
提交时间：2021-10-10
31. 煤层气多层合采纳米溶解增渗快速解吸压裂技术
摘要： 煤层气工业化生产的关键是提高解吸速度.提高解吸速度的方法有六种:第一,利用极性相似性溶解原理,溶解煤岩等岩石通缝扩喉,沟通形成连通的原生纳米孔缝体系,全程提高煤层岩石渗透率,大幅度提高解吸速度,大幅度降低起裂压力;第二,深煤层高温纳米孔缝可燃冰融化游离甲烷气;第三,高粘携砂压裂建造网络长缝体系增加解吸体积;第四,关井七天使压裂液再纳米孔缝中生成纳米膜,置换吸附甲烷气解吸;第五,多层分段压裂合层开采,先采游离气形成降压,带动煤层降压解吸;第六连续排水降压解吸.1％煤岩纳米溶解剂,驱替压力从80％下降至99.6％,渗透率从0.05md增加到10～80md,起裂压力下降30％以上;1％砂岩纳米溶解剂,驱替压力下降40％～80％,渗透率从0.05md增加到5～30md,起裂压力下降10％以上.纳米清洁压裂液冰水易溶解、常温水易溶解、50000ppm地层水易溶解,1.1％纳米清洁压裂液粘度35～57mPa.s.使用1％纳米溶解剂2000立方米,10米厚的任何储层都可以快速实现日产气量3万立方米.
提交时间：2021-10-10
32. 煤层气水平井分段水力压裂后产能预测
摘要： 准确预测煤层气水平井分段压裂后的产能是减少工程盲目投资、参数优化的基础.根据断裂理论力学、水力压裂原理,分析得出水平段与水平最小主应力平行及有一定夹角情况下压裂后裂缝形态.根据压裂效果最好的裂缝形态,考虑压裂改造区与未改造区储层渗透率的差异,构建了改造区和未改造区煤层气水平分段压裂后产能预测模型.沁水盆地柿庄南区块煤层气水平井实际产能的对比,在一定程度上验证了模型的准确性.结果表明:煤层气井分段数、射孔间距、压裂液量、施工排量、射孔数等决定了压裂改造区的范围.一定范围内增加分段压裂的段数,可大幅度提高煤层气井的产能.该预测模型为煤层气水平井分段压裂工艺参数优化提供了理论依据.
提交时间：2021-10-10
33. 煤层气生产井套压控制技术研究
摘要： 煤层气生产过程中,不合理的排采制度以及由此导致的煤岩裂隙内煤粉的滞留和阻塞将在很大程度上引起储层渗透率的损害,从而影响煤层气高产和稳产目标的实现.此外,负责调整煤层气井动液面高度的排水泵通常会遭遇埋泵和卡泵事故,破坏煤层气生产的连续性.针对煤层气生产面临的挑战,本文详细阐述了基于套压释放和补偿的煤层气井井底流压控制系统的套压控制机制和工作流程.系统主要通过在套压控制管道和压力补偿管道上分别安装由PID控制器控制的压力释放自动调节阀和压力补偿自动调节阀,将井底流压稳定地控制在设定井底流压附近,从而避免因井底流压的剧烈波动导致的储层渗透率损害.同时,通过套压控制井底流压可将排水泵从调节井底流压的角色中解放出来,极大地降低卡泵事故发生的风险,而且能在很大程度上避免频繁地调整泵参数和辅助注水作业.仿真计算表明,PID控制器能够对井内压力变化做出迅速响应,通过调整阀门开度,使得井内压力在极短的时间内即可恢复并稳定在设定压力附近.
提交时间：2021-10-10
34. "煤层气系统"含水模式建立及潜力层测井评价
摘要： 随着当今对新能源需求的增加,非常规煤层气清洁能源的开发日益受到人们的重视.目前,煤储层含水性严重制约着储层资源动用量,准确识别和评价煤层气储层含水性是煤层气开发的迫切需求.针对鄂尔多斯盆地J区块主力煤层局部产水高、产水原因不明、资源动用率不高等问题,紧密围绕煤储层地质特征,以常规和成像测井资料为基础,充分利用地质、岩心、排采、压裂等资料,探讨了含水性来源,详细分析了煤层气储层含水各地质主控因素,基于测井信息构建了评价含水主控因素,建立了区块型"煤层气系统含水结构模式",其中顶板裂缝灰岩富含水层模式不利于动用开发.该技术推广应用在鄂尔多斯盆地J区块现场,针对性动用J区块主力煤层煤,扩大了资源动用范围,为煤层气储层潜力层挖潜、射孔层位优选提供技术保障,最终提高煤层气单井产量以及示范区资源动用量.
提交时间：2021-10-10
35. 煤层顶板间接压裂裂缝扩展规律及影响因素分析
摘要： 为了研究煤储层顶板间接压裂裂缝扩展规律,根据间接压裂裂缝扩展数学模型,构建了几何模型,利用数值模拟软件,分析了顶板与煤层最小水平应力差、射孔位置距、煤层断裂能、煤层弹性模量、施工排量、压裂液粘度等因素对煤层顶板压裂裂缝扩展的影响.得出顶板与煤层应力差越大,顶板裂缝延伸越远.顶板射孔位置距煤层与顶板界面越远、煤层断裂能和弹性模量越大,裂缝在顶板延伸越远.提高压裂液排量、增加压裂液粘度,有助于增加煤层内裂缝长度.
提交时间：2021-10-10
36. 煤岩二次压裂暂堵转向数值模拟研究
摘要： 针对煤岩二次压裂暂堵转向规律不明确的问题,通过数值模拟手段,从不同应力差、裂缝夹角、压裂液粘度和施工排量方面进行模拟,研究二次压裂裂缝暂堵后能否转向及转向幅度.结果表明,低水平应力差时,裂缝扩展路径具有随机性;应力差增大,高水平应力差对裂缝的扩展起控制作用,转向半径就越小.夹角越小,在应力场的作用下,水力裂缝迅速转向,重新沿着原方向延伸扩展;当角度变大,水力裂缝会延伸较远的距离后才完全转向,转向半径较大,转向较慢.压裂液粘度的增加会增大施工净压力,在施工过程中影响裂缝的形态,造出"短宽缝".压裂液排量的增加会增大施工净压力,排量达到一定值后,对转向半径影响作用减小.
提交时间：2021-10-10
37. 煤炭地下气化发展现状及技术挑战
摘要： 煤炭地下气化作为一种煤炭原位流态化开采方法,可实现煤炭资源高效清洁利用,提高天然气产量,实现战略资源接替,将成为中国现代能源体系发展的重要领域.本文简要分析了煤炭地下气化优势及基本原理,围绕煤炭地下气化思路的提出、完善和现场试验的开展,综述了国内外典型煤炭地下气化项目的发展历程.从煤炭地下气化选址原则、气化通道连通方式、井身单元结构设计、固井水泥浆体系四个方面,系统地阐述了煤炭地下气化关键技术,为中国煤炭地下气化项目的实施提供理论基础.分析了制约地下气化项目产业化发展的核心问题,探索性提出煤炭地下气化面临的技术挑战.总结了下一步重点关注的与岩石力学问题相关的主要研究方向,为中国未来煤炭地下气化的发展提供了思路,具有积极的指导意义.
提交时间：2021-10-10
38. 神府区块煤层压裂砂堵原因分析及技术对策
摘要： 煤层气压裂改造是提高产气量的主要手段,通过研究神府15口煤层气井压裂施工曲线情况,分析了神府区块煤层易砂堵的原因.研究表明:起裂压力不明显的煤层气井,不可一味追求高砂比,要根据压裂曲线进行实时调整,可有效降低砂堵风险;上升型压裂施工曲线易出现砂堵情况,在压裂的时候要注意排量和砂比的控制,出现砂堵情况后及时停砂并增加胶液的注入量,适当提高排量,有助于解堵;井径扩大率较大的煤层段,固井的水泥环较厚,易造成射孔的孔眼变小、变少,压裂施工时,在前置液加入适量粉陶作为支撑剂段塞,可以有效地打磨井眼及裂缝壁面,减少井眼及裂缝壁面的摩擦阻力,为后续添加支撑剂提供便利,同时段塞支撑剂可有效封堵微裂缝,阻止微裂缝的扩展,有利于增加主裂缝的缝长;加砂困难的地层可以采用多级铺砂压裂技术,以控制缝高向储层下方延伸,保障支撑剂的有效支撑.
提交时间：2021-10-10
39. 鄂东缘黄土塬三维地震采集技术攻关及应用研究
摘要： 鄂尔多斯盆地东缘蕴含丰富的煤层气、致密砂岩气资源,是当今油气勘探的重点.但该区域地表黄土巨厚,吸收衰减严重,地震资料信噪比低,同时储层厚度薄.如何提高地震资料信噪比、有效拓宽资料频宽,提高资料主频,从而提高薄储层、小断层的预测精度,成为该区地震勘探亟待解决的难题.为了解决该难题,已经有研究人员提出了黄土塬二维弯线、直测线、宽线+非纵、常规三维等地震采集技术,但还不能完全满足精细的煤层气、致密砂岩气勘探需求.本文创新性地提出了基于非常规气技术经济一体化的"两宽一高"三维地震采集技术.同时在该区采用基于黄土模型和潮湿黄土厚度模型的激发因数设计+5Hz宽频高灵敏度单点接收技术,有效地提高了资料的信噪比和主频,拓宽了频宽,提高了叠前反演和薄储层的识别精度,满足勘探开发及水平井轨迹设计的需要.
提交时间：2021-10-10
40. 高阶深煤层寿阳ST区排采分析及产能评价
摘要： 寿阳ST区煤层气为深层高阶煤.埋深介于769.2～1589.6m,大部分区域埋深大于1000m.主要煤层9号、15号煤镜质体反射率介于2.27％～3.03％.通过对寿阳ST区地质条件以及10口已排采井分析表明,深层高阶煤产能同时受地质、储层改造、排采三方面因素影响,含气量、渗透性是其产能的主控因素.高阶深煤层的煤层气井应采用较低的排采速度为宜.煤储层的改造工艺对深层高阶煤的开发至关重要,是深层高阶煤开发需要发展的关键技术.
提交时间：2021-10-10
- 1
- 2