四川煤层气勘探开发应注意的问题

“天生盆地必有油,有煤炭的地方一定有煤层气”。煤层气主要以吸附状态储存在煤层的基质孔隙和裂缝孔隙（又称割理）中。全国的煤层气资源量约32万亿m^3,相当于450亿吨标准煤或350亿吨标准油,与陆上常规天然气资源量相当。我省的煤层气资源量约3480亿m^3。开发煤层气应从八个方面去思考和工作,重点是压裂问题、排水采气问题、综合研究问题等。     

河北省煤层气资源及其勘探开发建议

河北省煤层气资源分布总体呈现南高北低、东高西低的趋势,煤层气集中在邯峰矿区-开平煤田的NE向带状区域。通过对省内4个重点区及5个一般地区煤层资源评价,底板标高-2000m以浅的煤层气资源总量为6046．32亿m^3,可采资源量为2523亿m^3,主要分布在底板标高为-1500m～-2000m的煤层中。根据煤层气资源和煤储层物性特征,认为峰峰矿区是河北省煤层气勘查开发的有利地区。在大淑村、小屯矿等无烟煤、贫煤发育区,可实施短半径水平分支井;在煤层气富集、渗透率适当的中煤级煤地区,可以实施垂直井或井组;在高瓦斯的煤矿开拓区,可以采用三维立体的煤层气（瓦斯）抽采模式。     

安徽两淮地区煤层气勘探开发现状及建议

煤层气资源是清洁能源,商业开发利用煤层气具有良好的经济效益和社会效益,安徽两淮地区具有丰富的煤层气资源,最新估算结果表明2000m以浅资源量为5155.47×108m3,其中淮南煤田为3614.07×108m3,淮北煤田(除濉萧矿区)为1541.40×108m3。由于地质条件的限制,目前两淮煤田主要以瓦斯井下抽采为主,采用地面钻井商业开采煤层气暂未取得成功。本文在系统总结分析两淮地区煤层气勘探开发现状的基础上,从产业规划、基础地质研究、开发技术攻关以及政策扶持等方面,对安徽省煤层气产业发展提出建议和对策。     

地应力影响煤层气勘探开发的研究现状与展望

通过总结评述前人关于地应力影响煤层气勘探开发的相关文献和成果,讨论了地应力与煤层气成藏、地应力与煤储层渗透率、地应力与煤储层压裂改造、地应力与煤层气井位部署的关系,对相关研究工作的未来走势进行了展望。认为：地应力控制着煤层气成藏过程中的各个环节,是影响煤层渗透率中最主要的因素,也是煤层气井压裂设计和井网部署必须考虑的重要参数。地应力研究对煤层气勘探开发意义重大,且亟待加强。     

中石油煤层气勘探开发提速

国土资源网消息（2011—03—23）近日,据中国石油天然气集团公司有关负责人介绍,“十二五”期间,中石油对煤层气的勘探开发将全面提速,到2015年达到40亿立方米的规模。2010年中石油煤层气业务新增探明储量首次突破1000亿立方米,并已经形成了13亿立方米的产能规模。在页岩气方面,2010年中国石油启动了四川、云南等页岩气产业化示范区建设工作。     

煤层气勘探开发专家韩保山

<正>韩保山(1973.9—),男,汉族,河南林州人,工学硕士,高级工程师,硕士研究生导师。现任中煤科工集团西安研究院有限公司煤层气开发工程研究所副所长。韩保山多年来主要从事煤层气勘探开发领域的科研     

地震技术在煤层气勘探开发中的应用现状与发展趋势

地质研究程度欠佳是造成我国煤层气开发投入/产出效率偏低的重要原因之一,当前大量的低产煤层气井是对不利的地质因素认识不清引起的。基于对煤层气富集主控地质因素的地球物理响应特征分析,认为构造、煤层厚度、煤体结构、裂隙系统等在地震弹性参数上均有明确的响应特征,但煤层含气性响应微弱,地震预测难度大。依据当前地震勘探技术发展现状,提出在三个层次上开展煤层气地震技术的研究与攻关:1)充分发挥采集、处理、解释等地震技术在构造勘探中的优势,大幅提高煤层赋存形态及构造的控制精度;2)加强井震联合反演、属性分析等技术研究,开展煤层厚度、围岩(岩性组合)、煤层宏观结构等岩性预测;3)开展煤层含气性、裂隙系统、煤体结构、地应力等煤层储层物性的岩石物理测试及地震预测方法的研究。     

黑龙江省煤层气勘探开发的目标与方向

黑龙江省东部三江地区为煤层气资源主要富集带，其六个矿区4350km^2煤层气资源量初步评价为1870亿m^3，通过对各盆地煤层气参数和评价条件研究，共选择出八个目标区，优选其中的鹤岗南—鸟山区、鸡西区邱家—荣华区为首选勘探开发区。针对不同情况，采用地面钻井抽放、生产矿井和废弃矿井抽放相结合的开采方式，循序渐进、滚动发展，不失为一条科学合理的发展之路。     

中国煤层气勘探开发的进展与趋势

中国目前处于从煤层气资源大国转型为生产大国的关键时期，煤层气勘探与开发活动取得突破，但产业发展仍存在诸多问题。通过总结我国近期煤层气勘探开发活动的进展情况，指出了产业发展面临的主要技术问题，阐述了国家和国内主要煤层气企业今后五年的发展趋势，以期对我国煤层气勘探开发活动有所促进。     

四川煤层气开发模式研究

为了解决四川煤层气单井产量差异大、产能规模小、探明储量极低等问题与挑战,以古叙矿区为例运用“一票否决+多层次模糊评价+多层空间叠加”等方法来应对煤层气开发选区等主要问题,综合分析了钻完井各种井型的条件与经济效益情况,提出“丛式井组为主体成井方式、地面煤层气开发模式、煤炭与煤层气有机协调的井上下联合抽采开发模式及关闭矿井煤层气抽采模式”分别适用于筠连和芙蓉矿区、古叙矿区及零星矿井;坚持传统“清水+砂”方式储层改造继续扩大运用,开展新型压裂液的研究是解决南方高煤阶构造复杂区煤层气开发的基本策略。     

浅析中国煤层气勘探开发思路

中国作为煤炭资源大国,拥有丰富的煤层气资源,国内专家估算,埋深2000米以浅的全国煤层气总资源量约为35万亿立方米,约相当于450亿吨标准煤,与我国常规天然气的资源量相当,集中分布在华北和西北地区,其中华北地区占57%、西剑匕地区占33%、华南地区占8%、东北地区占2%。勘探开发和利用煤层气对于缓解我国油气资源短缺,改善能源结构,减少瓦斯灾害,加速改善我国天然气工业的落后面貌,对于开拓下一个世纪后备能源,实现国民经济可持续发展具有重要的战略意义。     

陕西省煤层气资源与勘探开发前景分析

陕西省煤层气资源相当丰富,埋深2000 m以浅的煤层气资源量为25624.88亿m³。通过对五大煤田煤储层展布、煤层气含量、煤层渗透率、煤变质特征、煤的吸附性能等条件的综合分析以及煤层气资源量的计算,认为陕西省煤层气开发储层条件比较优越,煤层气勘探开发条件最好的地区为渭北和陕北石炭二叠纪煤田,韩城矿区可作为煤层气勘探开发的靶区。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深变化较大,不同埋深的煤层气成藏特征及储层改造方式差别较大.目前煤层气勘探开发深度逐渐从1000 m以浅延伸到2000 m以深,为了研究不同埋深条件下煤层气资源高效勘探开发理论技术,系统梳理回顾了鄂尔多斯盆地东缘近30年的勘探开发实践,按照地质认识转变、技术发展、勘探工作量、勘探成果和产气量变化,...     

柳林煤层气勘探开发试验区水文地质研究

柳林煤层气试验区区域水文地质条件简单,围岩含水层是煤层水的主要来源,4、8号煤层可动水含水饱和度为39%,裂隙及割理是重力水赋存的储集空间和运移通道。8号煤层的含水性、水活跃程度和产水量强于4、5号煤层。采用斯蒂夫离子图解划分采出水的煤层属性和煤层合采时的主产水层,煤层水属正常-略超压状态。水力坡度较陡的区域是部署开发井的有利地带。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

【目的】沁水盆地郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发,整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后,单井产量达到直井的10~50倍,目前已成为主体开发井型,但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素,改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践,结合地质特征与工程参数,分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素,并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明: 单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下,中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层,整体资源富集;高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内;原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系;研究区水平主应力差介于8~16 MPa,且随埋深增加而增大,无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上,当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好,井平均稳产气量可达到9 700 m³/d;水平段越长,煤层稳产气量越高;采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式,稳产气量随压裂规模增加而显著提高,压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著,当排量<7 m³/min时,水平井稳产气量整体小于2 000 m³/d;当排量增大到8~10 m³/min时,稳产气量逐渐增高;当排量保持在10~12 m³/min,稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m³/d;当排量提高到16~18 m³/min时,稳产气量突破18 000 m³/d。最后,优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数,通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

     

论贵州煤层气地质特点与勘探开发战略

贵州煤层气地质条件具有“一弱、两多、三高、四大”的特点,即龙潭组富水性弱,控气构造类型多和煤层层数多,煤层含气量高、资源丰度高、储层压力及地应力高,以及煤层气资源量大、煤级变化大、煤层渗透性变化大和地质条件垂向变化大。贵州煤层气的赋存特点,一方面体现出其煤层气资源富集程度高、储层能量大、开发潜力巨大的优势;另一方面存在影响煤层渗透性及储层改造的不利因素,因此煤层气勘探开发需要寻找新的思路与方法。针对贵州省目前煤层气地质研究程度,提出近期应加大对煤层气勘探开发投入,准确摸清全省煤层气资源潜力状况,在此基础上分析各类煤层气开发技术对煤层气地质条件的适应性,进而合理制定煤层气资源勘探开发利用战略与规划。根据贵州省煤层气的开发现状建议将织纳煤田作为现阶段煤层气地面勘探开发的主攻区域,借鉴煤层气开发晋城模式,尽快在未采动区实施以地面直井和丛式井组为主的上部煤层群煤层气开发先导性示范工程;对六盘水及其他煤田则可借鉴淮南模式,通过远距离保护层大面积采动卸压,综合利用采前、采中、采后矿井和地面煤层气抽采技术,实施采动区煤层气开采,继而建设与之配套的分布式煤层气小型化利用、储运技术与装置。     

韩城矿区煤层气勘探开发前景评述

通过对韩城矿区构造,煤层煤质,地质概况的研究认为该矿区煤层多,厚度较大,有机含量较高,变质程度高,具有良好的气源岩及生烃能力;表明南区生储条件好于北区,在南区试１井一次性点火初期日产气３０００立方米,予计具有可观的煤层气量。