煤层气采收率的影响因素及确定方法研究

煤层气藏工程原理
煤层气藏工程主要是通过钻井、水力压裂等方式来提高煤层气的采收率，其原理包括以下几个方面：
1. 煤层气运移规律：煤层气处于煤层孔隙和吸附态之间，存在于煤层中的毛细管、微孔和微缝中。

在煤层中，煤层气的运移主要取决于渗透性、孔隙度和岩石物性等因素。

2. 压裂技术：通过利用高压液体将水或气等注入到煤层中，使煤层裂开，以增加渗透性，从而提高煤层气的采收率。

3. 孔隙压缩：煤层气被压缩在煤层中，当煤层被抽取时，煤层内部的压力会下降，这将导致煤层气从孔隙中释放出来。

4. 井筒参数控制：在钻井过程中，井筒的直径、壁面质量和物理性质等参数对煤层气的开采产生影响。

正确地控制井筒参数可以增加煤层气的产出。

总之，煤层气藏工程原理是通过改变煤层内部的渗透性、压力和孔隙度等因素，来提高煤层气的采收率。

煤层气目标区优选影响因素分析及要素权重确定摘要:在分析煤层气目标区优劣影响因素的基础上,文章对煤层气目标区优选的主要影响因素相对权重进行定性和定量分析,并给出了定量取值和模糊等级划分,为科学合理地对各目标区评价、优选和排序提供了可靠的参数依据。

关键词:煤层气目标区;影响因素;AHP;权重煤层气目标区是指现阶段查明的煤层气相对富集地区,是煤层气勘探开发的基本空间单元。

我国的煤层气经济开发处于初级阶段[1],因此对于煤层气目标区的优选工作相对于煤层气经济开发尤为重要。

煤层气目标区优选评价属矿产资源开发优选评价的范畴,为了科学、合理地进行评价,必须对影响煤层气勘探目标区优劣的因素进行详细的分析研究。

文章选择层次分析和模糊决策相结合的方法对各影响因素在各层次中的相对权重进行确定和模糊等级划分,对煤层气目标区优选进行了初步评价研究。

1煤层气目标区优劣影响因素影响煤层气目标区优劣的因素较多,而且关系错综复杂,主要包括含气性因素、煤储层因素、盖层因素、控气地质因素及开发基础因素等。

在诸多影响因素中,某些因素是对煤层气勘探开发前景具有一票否决作用的“关键因素”,某些因素则仅是一种必要条件。

①含气性因素。

气性因素主要由含气量、资源量、资源丰度、含气梯度、气体组成等组成。

其中,含气量和气体组成是基本要素,其它要素均可根据基本要素和储层的几何要素换算得出。

由于煤层气基本上均由烷烃气体组成,故气体组成要素在评价深度范围内失去对比意义。

显然,含气量在目标区优选中起着“一票否决”的作用。

②煤储层因素。

煤储层因素的涵义极为广泛,既有几何要素又有物性要素,还有物质组成要素。

几何要素包括煤储层分布的面积、厚度、埋深、形态和稳定性等,在煤层气的经济评价中具有决定性作用。

物质组成要素包括以煤岩组分为主的有机组成和以无机矿物为主的无机组成。

物性要素包括孔隙—割理性、储层压力、临界解吸压力、排驱压力、含气饱和度等等。

其中,渗透率与储层的其它物性之间具有因果关系,对煤层气开发成功与否具有决定性作用,应当高度重视。

一种煤层气采收率分析新方法朱苏阳;李传亮;杜志敏;彭小龙;王超文【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)006【摘要】目前煤层气采收率计算方法较为简单,对采收率影响因素的认识并不系统.为此,提出了一种煤层气采收率分析新方法,并对其进行了验证,该方法可以反映煤层气不同生产阶段采收率的影响因素.煤层气采收率主要受压降波及效率和解吸效率的影响.压降波及效率受井网、井型及压裂等工程因素控制;解吸效率受到气体吸附特征与废弃压力等因素影响,每降低0.1 MPa的废弃压力,可以提高采收率为4.43％.开发初期煤层气的采出程度取决于压降波及效率,提高压降波及效率可以提高煤层气的采气速度;而开发后期,煤层气的采出程度主要由解吸效率控制.提高煤层气压降波及效率的有效方法是采用与煤层地质特征参数所匹配的井网,使井网有效控制煤层,形成体积解吸;负压采气可以进一步降低煤层气藏的废弃压力,从而提高煤层气解吸效率.【总页数】6页(P99-104)【作者】朱苏阳;李传亮;杜志敏;彭小龙;王超文【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610599;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610599;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610599;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610599;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610599【正文语种】中文【中图分类】TE313.7【相关文献】1.油藏高含水开发期确定采收率的一种新方法 [J], 谷建伟;李晓庆2.煤层气采收率的影响因素及提高采收率策略研究 [J], 王杰3.一种标定水驱采收率的新方法——统计法 [J], 陈焕杰;苗国生;等4.一种经济可行的提高采收率新方法 [J], Gillo,TH;刘北羿5.一种提高采收率的新方法——ASPaM [J],因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

试验研究煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究倪小明1，2a，贾炳1，曹运兴2b（1．山西晋城无烟煤矿业集团公司，山西晋城048006；2．河南理工大学a．能源科学与工程学院；b．安全科学与工程学院，河南焦作454000）摘要：最大限度地提高CH 4气体初始解吸压力是提高其采收率的重要途径之一。

针对我国“低压”煤储层的临储压力比小、初始解吸压力低、活性水压裂效果不甚理想的现状，系统分析了水力压裂伴注N 2增能压裂提高采收率的机理，结合施工现场情况，设计了水力压裂伴注N 2增能压裂煤储层工艺参数。

屯留井田水力压裂伴注N 2增能压裂与常规活性水压裂的临界解吸压力对比表明：水力压裂伴注N 2能提高煤层气井排采初期的临界解吸压力，在其他条件相同的情况下，一定程度上能提高煤层气井的采收率。

关键词：N 2增能；水力压裂；煤层气；采收率中图分类号：TD82；P618文献标志码：A文章编号：1008－4495（2012）01－0001－03收稿日期：2011－05－26；2011－09－25修订基金项目：国家自然科学基金项目（40902044）；中国博士后科学基金项目（20100480848）；河南理工大学博士基金项目（B2009－51）作者简介：倪小明（1979—），男，山西临汾人，副教授，博士后，主要从事煤层气抽采方面的研究工作。

E －mail ：nxm1979@126．com 。

对煤储层压裂改造是提高煤层气井产能的关键技术之一。

为达到良好的压裂效果，国内外研究者从煤储层特性、压裂液性能、支撑剂性能、煤储层伤害、压裂过程裂缝展布、压裂效果的影响因素等方面进行了卓有成效的研究［1－3］。

清洁压裂液携砂能力较强，但对煤储层的污染较严重［4］；冻胶压裂液携砂能力较强，但煤储层温度低，低温破胶是其需要攻克的难题；CO 2泡沫压裂理论上能提高煤层气井采收率，但目前许多煤储层温度低，低温状态如何转化是其主要瓶颈［5－7］；活性水压裂液因其价格低廉、来源广、对煤储层的污染较少而成为目前储层改造的主要方式，但活性水压裂液携砂能力较差。

煤系气田高温煤层气采收技术研究煤层气是一种重要的清洁能源资源，在中国煤炭资源丰富的背景下，煤矿瓦斯资源的高效利用对于降低能源污染、保障能源供应具有重要意义。

近年来，高温煤层气采收技术在煤系气田开发中受到了广泛关注，其在提高煤层气采收率、降低渗流压力等方面具有巨大的潜力。

本文将重点讨论高温煤层气采收技术的研究进展和应用前景。

高温煤层气采收技术是指在高温环境下进行煤层气采收的一种方法。

传统的煤层气采收多采用地下水煤层气开采技术，但在低温环境下，水蒸汽在地下的温度和压力下很大程度上失去了驱动能力，导致采收效果欠佳。

而在高温环境下，水蒸汽的温度和压力可以达到较高的水平，能够更好地推动瓦斯运移，提高采收率。

高温煤层气采收技术主要包括两种方法：一种是通过加热煤层，提高煤层渗透系数和瓦斯运移速率；另一种是通过喷射高温水蒸汽，形成高温高压气体，增加瓦斯驱替效果。

加热煤层的方法可以采用地源热泵、电加热、微波加热等不同方式，实现对煤层进行加热，增加瓦斯的渗透速率。

而喷射高温水蒸汽的方法则需要在开采过程中加入高温高压水蒸汽，通过对瓦斯进行驱替，促使其从煤层中释放出来。

两种方法各有优缺点，具体选择取决于不同的煤层气田开发需求和地质条件。

在实际应用中，高温煤层气采收技术已经取得了一定的进展和成果。

首先，在煤层气采收率方面，通过提高煤层温度，增大瓦斯运移速率，可以大幅度提高煤层气采收率。

研究表明，煤温每升高1℃，煤气的运移距离可增加0.38m，初始含气量可增加0.05m3/t。

其次，在降低渗流压力方面，通过高温煤层气采收技术，可以加速煤层瓦斯运移和释放，减少煤层中的渗流压力，提高采收效果。

此外，高温煤层气采收技术对于提高煤层气的可采性也具有一定的作用，可以改善煤层孔隙结构，增加可渗透性，从而提高瓦斯的采出率。

但是，需要注意的是，高温煤层气采收技术也存在一些挑战和问题。

首先，高温环境下的煤层瓦斯开采对设备和材料的要求更高，需要耐高温、耐压的设备，增加了成本投入。

第31卷第4期辽宁工程技术大学学报（自然科学版）2012年8月V ol.31No.4Journal of Liaoning Technical University （Natural Science ）Aug.2012收稿日期：33基金项目：国家科技重大专项基金资助项目（ZX 53）；中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(QL )作者简介：袁文峰（），男，山西运城人，博士，主要从事矿产普查与勘探、煤层气开发技术等方向研究本文编校：朱艳华文章编号：1008-0562(2012)04-0441-04煤层气水平井产气特征及动态采收率袁文峰1，刘升贵2，张新亮3，石晓静2(1.中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院，北京100083；2.中国矿业大学(北京)力学与建筑工程学院，北京100083；3.国家安全生产监督管理总局，北京100713)摘要：为了揭示煤层气水平井产气特征，采用理论分析与数值模拟的方法，以潘庄区块为例，研究了煤层气水平井动态采收率变化规律.以煤层气勘探井测试资料为基础，分析了潘庄区块煤储层含气量、渗透率、储层压力梯度分布规律，总结了潘庄区块煤层气水平井产气曲线特征.研究结果表明：气井产气曲线特征表现为产气峰值出现时间早、持续时间长的特点；水平井排采5年后采收率可达50%，15年后采收率可达67%.关键词：煤层气；含气量；渗透率；水平井；动态采收率；储层压力；产气量；井底压力中图分类号：TE 33文献标志码：AProductivity and dynamic recovery rate in coal-bed methane horizontal wellYUAN Wenfeng 1,LIU Shenggui 2,ZHANG Xinliang 3,SHI Xiaojing 1(1.College of Geoscience &Surveying Engineer ing,China Univer sity of Mining and Technology (Beijing),Beijing 100083,China;2.School of Mechanics &Civil Engineering,China University of Mining and Technology (Beijing),Beijing 100083,China;3.State Administr ation of Wor k Safety ,Beijing 100713,China)Abstra ct:Theoretical analysis and numerical simulation method are applied to investigate the characteristics of gas production in coal-bed methane (CBM)horizontal well.Also,the variation of dynamic recovery rate in CBM horizontal well at Panzhuang Block is studied.Based on the testing data in exploration well at Panzhuang Block,the distribution of gas content,permeability,reservoir pressure are analyzed,and the gas production curve characteristics in CBM horizontal well are summarized.Results indicate that the gas peak occurs in early stage,and lasts a long period.The gas recovery rate in horizontal well can reach 50%after ten years drainage,and reach 67%after fifteen years drainage.Key wor ds:coal-bed methane;gas content;permeability;horizontal well;dynamic gas recovery;reservoir pressure;gas production;well bottom pressure0引言沁水盆地是中国石炭二叠纪主要的聚煤盆地之一，具有构造简单，含煤面积广，煤层赋存稳定，煤层含气量高，煤层气资源量大，开发条件较好的特点[1-4].潘庄区块位于沁水盆地南部向西北倾的斜坡带上，煤层气储层具有高资源丰度、高储层压力梯度及高渗透率的特点，是目前中国煤层气勘探程度最高、开发潜力最大、最有商业化开发前景地区[5].本文以沁水盆地潘庄区块的煤层气勘探井测试资料及生产井排采数据为基础，分析了潘庄区块煤储层含气量、渗透率、储层压力梯度分布规律，总结了潘庄区块煤层气水平井产气曲线特征，研究了煤层气水平井动态采收率变化规律.1储层条件影响煤层气成藏的因素比较多，可将各因素分为生气条件、储气条件、运移条件及保存条件四类.储层形成过程决定煤层生气条件，储层改造过程形成储气条件、运移条件，保存条件随储层形成过程及储层改造过程一直变化的，区域煤层气富集过程实际上是运移条件起作用的过程[5-8].从而总结出影响煤层气井采收率的关键储层参数，即含气量（资源丰度）、储层渗透率、储层压力梯度等三要素[9-14].潘庄区块3号煤层埋深220～600m ，煤层厚度4～7m ，含0.5～1.0m 的夹矸煤层埋深总体为由东南向西北加大.可见厚度较大且分布基本稳定的煤层是在该区开发煤层气的物质基础和有利条件.2012-0-12011008-0012009091978-.辽宁工程技术大学学报（自然科学版）第31卷442潘庄全区煤层气含气量变化趋势总体上是随埋深变化，自盆地边缘浅部向中部含气量增高的特征.潘庄全区3号煤层含气量平均值19.5m 3/t ，最高值位于西部的刘家腰向斜、东部的潘河向斜轴部.受寺头断层影响西区块3号煤层含气量从西部、南部向中部逐渐增大，最高值为30.11m 3/t .东区块内3号煤层含气量从外围向中部逐渐减低，低值区位于成庄矿边缘.分析试井测试资料，潘庄区块煤层总体上煤层渗透率较高，3号煤层渗透率普遍高于0.5mD ，适合大规模商业化开发.其中PZC02、PZC03、TL-006、TL-007井3号煤层实测渗透率分别为1.9mD 、0.8mD 、0.605mD 和2.00mD.渗透率差异性表现为区块东部高于西部，南部比北部稍好.其原因在于区块东南部上覆地层厚度（220～350m ）小于区块西北部（400～750m ）.潘庄区块煤储层压力介于2.16~5.05MPa ，压力梯度为0.59~0.91MPa/100m ，平均为0.71MPa/100m.煤层多处于欠压状态，其中潘河实验区试井实测资料显示，3号煤储层压力为1.97MPa ，压力梯度为7.76kPa/m.15号煤储层压力为2.76MPa ，压力梯度为8.06kPa/m ，储层压力梯度较高.测试资料表明（见图1）潘庄区块3号煤层对甲烷具有很强的吸附能力.3号煤的朗格缪尔体积介于35.3~46.38m 3/t 之间，平均为42.91m 3/t ，朗格缪尔压力介于2.69~3.22MPa 之间，平均为2.93MPa.图1等温吸附曲线Fig.1isothermal adsorption curve从TL-003井3号煤的理论吸附量为27.05m 3/t ，而实测含气量为24.15m 3/t ，则含气饱和度高达85.67%.该区主煤层的含气饱和度较高，部分区域达到90%以上.临界解吸压力与储层压力之比为0.35~0.7（见图2），部分井临界解吸压力与储层压力之比甚至接近，具有比较好的产气潜力，实际排采结果也证明了这一点.图2潘庄区块临界解吸压力与储层压力之比Fig.2ratio of critical desorption pressure and reservoirpressure in PanZhuang block综上所述，晋城潘庄区块属于典型的高渗富集区，是目前中国所发现的最有利的区块，是最具进入商业性开发的地区.其主要优势表现在：煤层厚度大、分布稳定；气含量高且保存条件好；储层压力梯度高；渗透率较高；含气饱和度高.2煤层气井排采情况沁水盆地南部已施工煤层气水平井100余口，其中潘庄区块已施工煤层气水平井15口，大宁区块7口，樊庄区块46口，郑庄区块40余口.煤层气水平井取得了较好的产气效果.大宁煤矿区单井稳定日产量超2万m 3/d ，潘庄区块水平井井组单井稳定日产量超5万m 3/d ，樊庄区块规模化开发井组，单井达到2.5万m 3/d 的稳定产量.在此，以P01-1井为典型井分析煤层气水平井的产气规律.P01-1井排采两个月后开始产气，临界解吸压力为2.06MPa ，井底压力降至0.95MPa 获得稳定产气量，稳定产气量2.1万~6.8万m 3/d （见图3）.钻井区平均饱和度约90%，平均含气量20m 3/t ，平均煤厚6.1m ，平均压力梯度0.8~0.85Mpa/100m.该井控制面积0.6km 2，区域资源丰度1.1亿m 3/km 2，排采四年累计产气量4848.08万m 3，采收率46.3%（见表1）.表1水平井P01-1井排采数据统计表Tab.1production data statistics of the horizontal well P01-1年度日产气量/(m 3d -1)累计产气量/m 3采收率/%1368831346229512.92431112919794727.93277043930995837.64251264848078946.35101520253035246810压力/MPaCQ -93煤CQ-915煤P AN-33煤PZ 1-23煤吸附量/(m 3t -1)00.10.20.30.40.50.60.70.8PZC02PZC03PZC06TL-006TL-007TL-011井号临界解吸压力与储层压力之比/%1.0第4期袁文峰，等：煤层气水平井产气特征及动态采收率443图3水平井P01-1井产气量Fig.3gas production of the horizontal well P01-13煤层气井动态采收率分析为分析煤层气井动态采收率，需借助储藏数值模拟软件进行数值模拟分析.在此，使用CBM-Sim 软件建模，模拟获得直井和水平井产气潜力，分析各生产年度煤层气井动态采收率.数值模拟所需的地质力学参数较多[15]，主要储层参数见表2.依据实际生产井P01-1井建立水平井模型，其控制面积为0.6km 2，并建立相应的直井模型，其控制面积为0.1km 2.表2储层参数Tab.2reservoir par ameter类别参数绝对渗透率/mD 2.0储层压力/MPa 2.40密度/(kg m -3)1500兰氏体积/(m 3t -1)38.6兰氏压力/MPa 2.5解吸时间/d 6.14温度/℃18.0含气饱和度/%85煤厚/m 6.0孔隙度/%1.5表3的模拟结果表明，在同样的地质背景、相同的生产时间等条件下，水平井的单井产能、累计产气量和采收率明显好于垂直井.前三年多分支水平井的累计产气量为垂直井的10.03倍.多分支水平井排采五年的气体采收率为垂直井的1.42倍，排采五年后，直井采收率可达35.87%，水平井采收率达到51.06%.排采十五年，直井采收率可达60%，水平井采收率可达75%，高于储量报告申报的采收率为55%的取值[16].受储层高资源丰度、高储层压力梯度及高渗透率影响，潘庄区块气井产气效果较好.直井产气特征曲线（见图4），直井产气峰值在排采第一年内出现，持续时间达4年，第五年出现明显衰减，第九年以后平均日产量降至1000m 3以下.水平井产气特征曲线（见图5），由于水平井排采降压面积是直井六倍，水平井产气峰值在排采第二年内出现，随后出现明显衰减，第六年以后平均日产量降至10000m 3以下，直至第十五年平均日产量仍高于1400m 3.表3直井、水平井动态采收率预测Tab.3dynamicrecovery rate prediction of straight well andhorizontal well直井水平井年度累计气产量/m 3采收率/%累计气产量/m 3采收率/%111688548.3577065709.342218934815.642332945028.283323064023.0832********.284425566030.413809294046.185502050335.874211673051.066564089540.304510492054.687615013143.944757241057.688657392946.974935718059.849693126349.525079846061.5910723630051.705198078063.0211751999253.735296353064.2112774714055.355378952065.2113794706756.785454388066.1314812432758.0555********.8515828248659.185564714067.47图4直井产气特征Fig.4gas production of the vertical well图5水平井产气特征Fig.5gas production of the horizontal well36573010951460排采时间/d12345井底流压/M P a气产量井底流压气产量×104/(m d -1)123456711排采时间/d4321气产量×103/(m d -1)011排采时间/d5100采收率/%012341234567891012131415气产量×104/(m d -1)0102030405060708090平均日产气量采收率1234567891012131415102030405060708090100采收率/%平均日产气量采收率辽宁工程技术大学学报（自然科学版）第31卷4444结论（1）潘庄区块煤储层的显著特点是资源丰度高、储层压力梯度高、渗透率高，受其影响煤层气井产气曲线表现出产气峰值出现时间早，直井高产期持续5~6年，水平井高产期持续3~4年.（2）排采十五年，直井采收率可达59%，水平井采收率可达67%，高于储量报告申报的采收率为55%的取值.（3）实际生产数据及模拟数据表明，受水平井排采降压面积大的影响，水平井产气峰值比直井产气峰值晚出现，在排采第二年内出现，随后出现明显衰减.参考文献:[1]Li u Shenggui,Hao Nai,Li Huifang.Proc.of t he20th InternationalSymposium on Mine Planning and Equipment Selection[C].Almaty: RSE NC CPMRM RK,2011:1413-1428.[2]杨陆武.2006年煤层气学术研讨会论文集[C].北京:地质出版社,2006:100-113.Y ang Luwu.2006CBM academic conference papers[C].Beijing: Geological Publishing House,2006:100-113.[3]叶建平,吴建光,房超,等.沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响[J].天然气工业,2011,31(5):16-20.Y e Jianping,W u Jianguang,Fang Chao,et al.Regional geological and reservoir charact eri s t ics of the Panhe CBM Gas 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