基于测井参数宏观煤岩类型预测及三维地质建模

为实现定量判别宏观煤岩类型分布特征,依据煤层气参数井煤岩描述结果,利用不同宏观煤岩类型在测井响应特征的差异性,建立宏观煤岩类型指数(HMLZ)。通过该判别方法完成SZB区块30口井宏观煤岩类型定量识别及验证,进一步采用随机建模方法实现宏观煤岩类型空间分布特征的三维可视化。结果表明HMLZ>20.0为光亮煤;10.0相似文献   

基于测井参数宏观煤岩类型预测及三维地质建模

为实现定量判别宏观煤岩类型分布特征,依据煤层气参数井煤岩描述结果,利用不同宏观煤岩类型在测井响应特征的差异性,建立宏观煤岩类型指数(HMLZ)。通过该判别方法完成SZB区块30口井宏观煤岩类型定量识别及验证,进一步采用随机建模方法实现宏观煤岩类型空间分布特征的三维可视化。结果表明HMLZ>20.0为光亮煤;10.0相似文献   

河北南部石炭一二叠纪煤层气烃源岩特征

河北南部地区石炭一二叠系煤层煤种丰富,峰峰、邯郸矿区煤层的宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主;显微煤岩类型为微镜煤、微镜惰煤及微暗煤;煤的结构以细、中宽条带状结构为主,在半亮煤和半暗煤中最多;有机显微组分以镜质组最高,一般可占50％～91％,惰质组占10％～35％,壳质组含量一般不超过5％,对煤层气来说,这是比较有利的烃源条件：区内大淑村矿2煤的矿物质含量最低,其煤的吸附能力较其它矿区高;主煤层镜质组最大反射率具有北高南低的分布规律,揭示了煤的生烃强度具有由南向北逐渐增高的趋势。该区煤层气源岩不仅影响煤的生烃能力,还影响着煤层对甲烷的吸附能力和煤层气的开采能力。     

提高解吸速度是煤层气藏工业化生产的关键

煤层气开采机理是排水—降压解吸—扩散—渗流—生产。提高解吸速度是煤层气藏工业化生产的关键。解吸速度可分为单位体积解吸速度和体积解吸速度。通过井网选择,增大解吸体积、提高解吸体积是实现煤层气工业化生产的有效途径,特别是割理不发育、含气量不太高、致密低渗透煤层气藏工业化生产的可靠措施。方形井网的解吸体积、解吸速度比直线井网大。     

高、低阶煤润湿性对甲烷吸附/解吸的影响

为研究不同煤阶煤体润湿性对煤层气吸附/解吸的影响,采集寺河煤矿3号煤与大佛寺煤矿4号煤样品进行接触角测量及吸附/解吸实验,通过热力学计算分析等量吸附热特征。结果表明,大佛寺4号煤水润湿性远好于寺河3号煤,原因在于大佛寺4号煤为低变质长焰煤,其所含羧基、羟基等含氧官能团数量较多,同时具有物质组分亲水性好及孔裂隙较发育的优势。煤体润湿性影响煤自身含水率大小,间接影响煤层气吸附/解吸特征。大佛寺4号煤与寺河3号煤润湿性、含水率、解吸率及采收率间关系复杂,受临界含水量制约,存在温度临界点。等量吸附热对比发现煤体亲水性不利于煤层气的吸附。煤层气吸附放热远小于解吸吸热,存在解吸滞后,且解吸滞后程度随着吸附/解吸量增加而逐渐减弱,低阶煤的减弱趋势更加明显。      

比德-三塘盆地比德区块煤储层特征及有利勘探区评价

基于比德-三塘盆地比德区块煤炭地质勘查及煤层气井取得的地质成果,对煤储层特征及有利区进行了研究。分析认为:该区块煤层厚度总体呈西北薄、东南厚的特点,且主力煤层厚度较大,平均为7.0m;煤的宏观煤岩类型多为半暗煤,其次为半亮煤,显微组分以镜质组为主,平均为67.11%;煤储层孔喉均一性较好,渗透率较高,有利于煤层气的渗流;主力煤层VL平均为26.4 cm3/t,煤岩的吸附能力较强,煤层含气潜力较大。综合分析并根据煤层厚度和埋深初步圈定了煤层气有利勘探区。     

煤层气藏三维数值模拟

本文根据煤的储气特征,煤层气的吸附特征,排水降压解吸产机理建立了煤层气藏数学模型和三维全隐式差分模型,采用最佳变松驰求解,收敛度快,稳定性好。     

孔隙压力对煤岩基质解吸变形影响的试验研究

煤层气开采过程中,伴随着煤层气不断地吸附、解吸和渗流,煤体产生变形,极易导致煤和瓦斯突出事故。以晋城天地王坡煤矿为例,通过实验室内试验,模拟煤层气在复杂地层漫长的形成和逐渐开采过程,得到了孔隙压力与解吸量、应变的变化关系,并拟合得出其相应关系表达式,揭示了一些新的规律:(1)初期解吸速度较快,解吸量随时间的增长而不断增加,后期解吸速度减缓,解吸量逐渐趋于稳定;(2)孔隙压力与解吸量、应变呈现抛物线曲线关系,随孔隙压力的升高,吸附和膨胀变形占主导,其值均在增大;(3)存在最小孔隙压力值,随孔隙压力的增大,解吸时间增长,孔隙压力越小,吸附解吸规律越不明显,对于晋城天地王坡煤矿3#煤样,该值在1.0MPa左右;(4)不同加载方式对解吸量和变形量影响较大,先部分加载吸附后全部载荷解吸结果同比加全部载荷吸附解吸结果高13%～77%。试验结果可为煤层气(CBM)抽放安全和煤与瓦斯突出防治提供理论依据。     

鄂尔多斯盆地东南缘上古生界煤储层非均质性及其意义

鄂尔多斯盆地东南缘陆续发现一批高产井,显示了上古生界煤层气资源勘探开发的潜力。然而,受煤储层非均质性影响,同一区块相邻井组甚至同一井组不同单井的产气效果表现出较大差异,因此深化对煤储层非均质性的认识是实现高效勘探开发的客观途径。该文从岩石学、物性、吸附性、含气性等特征方面对煤储层非均质性进行了研究,结果显示,区内3号、5号、11号煤层分布稳定,厚度较大,是煤层气勘探与开发的主要目的层;煤层以半亮煤和半暗煤为主,镜质组含量较高,具有较好的可压裂性;以低灰-中灰的瘦煤、贫煤为主,部分地段发育少量无烟煤,煤级较高;煤岩孔隙度和渗透率均较低,吸附性强,吸附时间较短且解吸率较高,有利于煤层气的产出,但需要加强煤储层改造措施研究;含气量平均在11 m~3/t以上,最高可达19.73 m~3/t,含气饱和度平均在61%以上,表明资源密度较大且具有较高的地层能量,有利于煤层气解吸产出。     

不同形态压降漏斗模型对煤层气井产能的影响

为了研究压降漏斗形态对煤层气井产能的影响,探讨不同排采阶段煤储层压力变化规律,以期对煤储层解吸效果进行量化研究。针对径向流压力分布模型-对数函数模型难以准确反映各阶段的压降漏斗形态这一问题,建立了对数、线性、抛物线和椭圆型函数压降漏斗模型,提出了煤储层"解吸系数"与"有效解吸系数"的概念,并分析不同函数模型对煤层气解吸半径、产能和采收率的影响。研究结果表明,在同等解吸半径条件下,椭圆函数模型的解吸气量、采收率最高（38.05%）,对数函数模型的解吸气量、采收率最低（低于5%）;相同压降漏斗半径条件下,对数、线性、抛物线、椭圆函数模型的解吸半径及有效解吸半径依次增大,其中椭圆函数模型的解吸系数、有效解吸系数最大,压降半径达到140 m时,其解吸半径达到135 m,有效解吸系数达到0.725,解吸半径范围内的煤储层中气体得到充分解吸。研究结果及认识对于掌握煤层气井排采过程中的储层压降规律,指导煤层气井排采具有重要意义。      

煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_c)、临界解吸压力(P_j)和井间干扰压力(P_r)为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。     

构造煤与原生结构煤中甲烷扩散性能差异性分析

原生结构煤受构造应力破坏后形成不同类型煤体结构煤,其孔隙结构、吸附/解吸、扩散和渗透能力等将发生变化,从而影响煤层气的赋存与产出.通过对沁水盆地赵庄井田3号煤层原生结构煤与构造煤样品进行甲烷等温吸附实验、低温液氮和二氧化碳吸附实验,分析了构造煤与原生结构煤的吸附?解吸性能及孔隙结构特征;应用单孔和双孔非稳态扩散模型,揭...     

煤层气排采非饱和流阶段煤粉–气泡耦合作用机理

揭示煤层气排采储层非饱和流阶段煤粉与气体相互作用机理,对制定排采制度和提高产气量具有重要意义。通过气泡–煤粉微观作用实验装置,系统开展了不同直径大小的气泡对不同粒度和密度煤粉的作用实验,分析了气泡对煤粉运移轨迹和速度的影响及捕获煤粉特征。结果表明,气泡产出能够影响煤粉的运移轨迹,甚至能够捕获煤粉;煤粉通过气泡时会产生3种运动类型：沿着气泡表面运移到气泡底部最后被捕获、沿着气泡表面运移到气泡底部最后脱落及接近气泡时被排斥而轨迹发生偏转。煤粉若被气泡捕捉,则运动速度呈现出减小–增大–减小的变化特征;若未被气泡捕获,速度呈现出减小–增大–减小–增大的变化特征。不同条件下气泡对煤粉的捕获效率高达64.38%～86.64%;在气泡表面最高点附近发生碰撞煤粉被捕获的概率最大,并且随着偏离角度的增大,气泡捕获效率均呈现出逐渐减小的趋势;在相同的碰撞位置下,气泡对煤粉的捕获效率随着煤粉密度、煤粉粒径的增大而减小,随着气泡直径的增大而增大。煤层气产气初期应根据储层的实际导流能力合理控制降压速率,若储层导流能力较强,应加大排采速率,增大气体解吸对煤粉的扰动和捕获作用,促使大量煤粉随地下水或气泡产出;若储层...     

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。      

采动区远程卸压煤层气抽采地面井产能影响因素

以淮南矿区远程卸压煤层气地面井抽采工程实践为依托,通过工程试验和系统分析,探讨了远程卸压煤层气地面井的产能特点及其影响因素。研究结果表明,远程卸压煤层气地面井的产能曲线可分为两个阶段,在较短时间内顺利完成第Ⅰ阶段的井才能有较高产能。研究还显示,煤层气地面井产能受地层结构和采动影响较大。在研究区,当地层结构为松散层厚度<406 m,基岩与松散层厚度比值>0.74,下保护层与被保护层间距为6670 m,且平均采高≤2.2 m,平均产煤低于3 898 t/d时,利于远程卸压煤层气地面井抽采;当松散层厚度>430 m,11-2煤和13-1煤层间距>74 m,基岩与松散层厚度比值<0.7时,卸压煤层气地面直井成功率较低,此时,可通过改变井位和优化井身结构来适应地层结构的变化,提高地面井抽采成功率。      

晋城地区煤层气解吸及碳同位素分馏特征

通过晋城地区煤心样的解吸实验,计算获得该区煤层甲烷的解吸率为65.0% ~ 96.2%,预测煤层气井应具有较高的采收率。煤层吸附时间为0.33~8 d,表明生产井短时间内可以达到产能高峰。罐装煤样气体解吸过程可分为两个阶段,第一阶段气体解吸速率较高,第二阶段解吸速率较低。解吸过程中甲烷碳同位素变重的趋势同样可分为先快后慢两个阶段。煤储层气体解吸过程中发生的同位素分馏效应导致井口气样甲烷碳同位素值在一定范围内波动。波动持续时间越长,预示该井的开采稳定性越好,可以获得长期稳定的产气量。通过对煤样解吸气量与甲烷碳同位素的相关分析,获得了总解吸量预测方程,根据该方程可以预测生产井的可采储量。     

CO2/N2二元气体对甲烷在煤中吸附影响的分子模拟研究

二元气驱技术(CO₂/N₂-ECBM)已成为煤层气增产的重要手段,明确CO₂/N₂在煤层中的竞争吸附规律以及对煤层物性的影响具有重大意义。利用分子模拟软件Materials Studio建立延川南煤层气实际区块温度、压力条件下的煤分子模型。基于巨正则蒙特卡洛(GCMC)方法研究CO₂/N₂交替驱替煤层气技术中各注入阶段对CH₄吸附的影响,明确CO₂、N₂对煤层孔渗物性的影响规律。结果表明:在CO₂注入阶段,煤层中甲烷迅速解吸;煤中气体吸附总量上升,煤基质膨胀效应增强,导致煤的孔隙体积降低。而转N₂注入后,由于N₂分压作用使得CH₄、CO₂吸附量呈现出不同程度的降低;当ω_N2/ω_CO2≤0.6时煤分子中气体总吸附量迅速降低,而当N₂饱和吸附后气体总吸附量保持稳定。煤层孔渗物性随着气体吸附总量呈现出迅速增大后趋于平缓的趋势。此外,ω_N2/ω_CO2>0.6后N₂吸附率迅速降低,这会使得产出气中CH₄纯度较低,导致后期提纯成本大大增加。因此,当ω_N2/ω_CO2=0.6左右时,CH₄解吸量为最大值,煤孔隙率较高,最有利于煤层气的开发。      

Prediction Model of Coal Reservoir Pressure and its Implication for the Law of Coal Reservoir Depressurization

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.