沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【摘要】煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分,合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量,降低开发成本.针对这一问题,以沁水盆地沁南东区块为依托,系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态,提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法.研究结果表明,研究区山西组3号煤层厚度4～6m,平均5.61 m,煤层埋藏深度在417.93～1 527.49 m.煤层含气量2.87～24.63 m3/t,平均为13.78 m3/t,且随着煤层埋藏深度的增加,煤层含气量按对数函数规律增高.煤层渗透率较低,试井渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2,平均为0.06×10-15 m2,且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低.根据研究区煤储层条件,对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算,并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数,确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距,500 m以浅的区域为350m×300m,在500～1 000 m的区域为300 m×250 m,在1 000 m以深的区域为250 m×250 m,实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整,这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考.【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2018(043)009【总页数】9页(P2525-2533)【关键词】沁南东区块;产能模拟;经济评价;井间距;优化【作者】孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【作者单位】中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】P618.11煤层气井单井产能低、生产周期长，要达到经济开发要求和提高采收率，井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分，也是开发工程中的关键环节，合理的井网布置对于有效提高煤储层压降速率、解吸速率、增加解吸量，大幅度地提高煤层气井产量，降低开发成本都具有十分重要的意义[1-4]。
沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化
沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化陶俊杰;李叶朋;杨春莉;张金波;申建【摘要】为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数.表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差.要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d 以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性.%To analyze the effect of drainage and extraction system on the output effect of a high coal rank coalbed methane well, based on the data of 51 coalbed methane wells in the south of Qinshui Basin similar to the geology conditions of drilling and completion wells, by analyzing the production characteristics of coalbed gas wells, the dynamic control parameters were established, such as the reduction rate of the dynamic liquid level, the amount of deep liquid production per unit, the fluctuation range of the dynamic liquid level, and the time of stopping the well. The relationship between the representational parameters and the average daily gas production volume is shown as follows: the faster the reduction rate of the liquid surface before the desorption, the larger the water inflow of the unit drawdown and the longer the time of stopping well; the more frequently the dynamic fluid level change, the worse the coal bed methane output. In order torealize efficient drainage in the research area, it is suggested to control the depth rate of the liquid level within 6 m/d at the initial stage of drainage; after putting into operation, control the quantity of deep water inflow within 0. 05 m3/(d·m); in the stable production stage and the o utput attenuation stage, control the intensity of discharge and extraction and keep the stability of the liquid level and the continuity of the drainage.【期刊名称】《煤矿安全》【年(卷),期】2018(049)004【总页数】4页(P5-8)【关键词】沁水盆地;煤层气;生产特征;排采控制;优化【作者】陶俊杰;李叶朋;杨春莉;张金波;申建【作者单位】中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国石油华北油田分公司,山西长治046000;中国石油华北油田分公司,山西长治 046000;中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国石油华北油田分公司,山西长治 046000【正文语种】中文【中图分类】TD713影响煤层气开发因素众多，除地应力、埋深、裂隙、煤体结构、煤层厚度、煤岩煤质等地质因素外，工程因素的影响尤为显著[1-7]。
沁水盆地煤层气勘探开发回顾与展望
中国煤层气
ＣＨ Ａ Ｃ０ＡＬＢＥＤ Ｍ匝 ＡＮＥ ｍ
Ｖｏ ． １７ Ｎｏ． ６ Ｄｅ ｅ ｅ ． Ｏ１ ｃ ｍｂ ｒ ２ ０
沁水盆地煤层 气勘探 开发 回顾 与展 望
赵 贤正
（ 副总经理 ，中国石油华北油 田分公司 ）
发展新 能源是 保 障国家 能源安 全 的一 项 战略举
局 ２２ １ 队在湾里构造完成 的第一 口石油勘探井湾 １
井 ，该 阶 段 未 发 现 油 气 藏 ，其 结 论 是 缺 乏 生 烃 条
件。
晋 １ 、１ 、１ 、１ 、１ 共 ５口井和晋 —１ —２ —３ —４ —５
试 ２ 、４三 口评 价井 ，在郑 庄 区完成 晋试 ６ 价 、３ 评 井和晋 试 ５ 探井 的钻探 ，并 对晋试 １ 预 井组 进 行试
４ ０ 。１９ ～１９ ，在樊 庄 区完 成晋 试 １ ２ ０方 ９ ８ ９９年 井组
一
第一阶段 （９７ ９５ ） １５ ～１７ 年 ：以古生界为对象
的石 油地质 普查 阶段 ，此 阶段 进 行 了 １ ２ ：０万 区域 地质 调查 及 石 油 地 质 普 查 ，１６ ９２年 由 山西 省 地 质
业开发 的 区域 主要位 于 沁水盆 地南部 中国石油矿 权 区 ，面积 ５ ６ ｋ ２ １９ ｍ ，煤 层气 资源量 １０ 万 亿 ｍ 。 ．８ ３
行井组试采开发试验 ， 基本获得成功 。中联煤层气 有 限 责任 公 司于 １９ ９７～１９ ９９年 ，在 工 区及 周 围先
后施 工煤 层 气参 数 井 和 试 验井 ６口 （ Ｌ一０ ２ Ｌ Ｔ ０ 、Ｔ
Hale Waihona Puke 采 ，取得 成 功 。２ ０ 又对 晋试 ２ 、４ 、６井 ００年 、３ 、５
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议叶建平1,2 彭小妹1 张小朋3(1.中联煤层气有限责任公司 2.中国煤炭学会煤层气专业委员会 3.中原油田井下特种作业处)摘 要:通过研究近几年沁水盆地煤层气的资源、地质、储层成果,剖析山西组3号煤层和太原组15号煤层性质差异及其根源,分析煤层气勘探开发生产状况,进一步论述了当前沁水盆地煤层气勘探开发所存在的问题,认为沁水盆地是我国煤层气勘探开发投入工程量最多、研究程度最高、产量最大的盆地。
提出沁水盆地已经具备作为整装特大型天然气田开发的条件,应该集中力量加快3号煤层煤层气勘探力度,积极研发15号煤层煤层气开发技术,争取到“十二五”末,煤层气探明储量达到8000亿m 3,建成年产量50亿m 3煤层气生产基地。
关键词:沁水盆地煤层气田煤层气勘探开发Exploration Orientation and Development Proposal of C oalbed Methanein Qinshui Basin of Shanxi ProvinceY e Jianping 1,2,Peng X iaomei 1,Zhang X iaopeng 3(1.China United C oalbed Methane C orporation Ltd. 2.C oalbed Methane S pecializedC ommittee ,China C oal S ociety 3.Downhole Service C om pany of Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau )Abstract :The authors think that Qinshui Basin is the cradle of China ’s C BM exploration and development and is als o the largest C BM production basin in China ,where we conducted m ore research and made m ore en 2gineering w ork of exploration and development ,after studying C BM res ources ,geological conditions ,reserv oir achievements in Qinshui Basin in the recent years and analyzing the differences and s ource between coal seam 3of Shanxi formation and coal seam 15of T aiyuan formation and the condition of C BM exploration ,develop 2ment and production.We should focus on accelerating and intensifying the exploration of coal seam 3,im prov 2ing the proportion of C BM proven reserves and actively making research and development on C BM development technology ,and finally realize the development of tw o main coal seams in the same pace.It is estimated that C BM proved reserves shall reach 800billion cubic meters and construct the C BM production base with the an 2nual production v olume of 5billion cubic meters by the end of “the twelfth 2five Y ear Plan ”.K eyw ords :Qinshui basin ;C BM field ;C BM ;exploration and development1 问题的提出山西沁水盆地拥有全国十分之一的煤层气资源,拥有四分之一煤层气矿权登记面积,拥有90%探明地质储量,现有产气量占全国煤层气产量的93%。
沁水盆地枣园井网区煤层气采出程度
沁水盆地枣园井网区煤层气采出程度
李明宅
【期刊名称】《石油学报》
【年(卷),期】2005(26)1
【摘要】利用试验井网的生产资料,探讨了煤层气的采收率、采出程度、降压范围和单井产能预测.截止到2003年11月底,沁水盆地枣园井网已累积产气
979.79×104m3,井网区的煤层气采出程度约为2.2%,有约2.36×108m3的煤层气可采储量没有被采出.目前枣园井网处于初期开采阶段,形成其压降漏斗的范围小于100m,仍属于单井排采生产.预计枣园井网形成大面积的压降漏斗后,其单井平均产气量在2500～3000 m3/d.开发井网的井距应适当缩小,在200～250m的井距较合适.
【总页数】5页(P91-95)
【关键词】沁水盆地;枣园井网;煤层气;采收率;采出程度;压降
【作者】李明宅
【作者单位】中联煤层气有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE349
【相关文献】
1.中国煤层气勘探开发地质研究与技术进展——近年来我国已形成沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气工业开发区 [J], 宋岩
2.沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究 [J], 桑浩田;桑树勋;周效志;刘会虎;时伟;张凯
3.沁水盆地南部郑庄区块Z1井区煤层气产气特征及影响因素 [J], 许露露;田成;张焱林;徐聪;王璐
4.沁水盆地马必东区块马66井区煤层气赋存特征 [J], 刘燕
5.沁水盆地马必东区块马66井区煤层气赋存特征 [J], 刘燕
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沁水盆地深煤层注入CO2提高煤层气采收率可行性分析
沁水盆地深煤层注入CO2提高煤层气采收率可行性分析申建;秦勇;张春杰;胡秋嘉;陈伟【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2016(041)001【摘要】探讨CO2注入深煤层提高煤层气采收率可行性对于解放我国丰富深部煤层气资源具有积极意义.分析了沁水盆地不同深度条件下储层参数的变化规律,开展了CO2注入煤层增产效应的数值模拟研究.结果显示,煤储层参数随埋深呈非线性变化且各参数显著变化深度具有较好的对应性,存在500 ～ 600 m,950～1 150 m 两个关键转折界限,据此将煤层划分为浅部、过渡、深部三带.随着埋深增加煤储层强非均质向均质转换,即所有参数在浅部较为离散而深部收敛.通过不同深度煤层的CO2注入生产效果模拟显示,注入CO2后煤层气采收率均得到不同幅度提高;注入CO2提高煤层气采收率效果由过渡带、浅部、深部逐步递减;注入时间越早和越长,提高采收率效果越显著;要实现深部煤层气采收率显著增加必须保证一定的CO2注入量;深部CO2封存优势显著.【总页数】6页(P156-161)【作者】申建;秦勇;张春杰;胡秋嘉;陈伟【作者单位】中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州221116;中国石油华北油田分公司,河北任丘062552;中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州221116;中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州221116;中国石油华北油田分公司,河北任丘062552;中国石油华北油田分公司,河北任丘062552【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.山西沁水盆地柿庄北区块3#煤层注入埋藏CO2提高煤层气采收率试验和评价[J], 叶建平;张兵;SamWong2.注CO2提高煤层气采收率及CO2封存技术 [J], 张春杰;申建;秦勇;叶建平;张兵3.深煤层井组CO2注入提高采收率关键参数模拟和试验 [J], 叶建平;张兵;韩学婷;张春杰4.注烟道气提高煤层气采收率(CO2-ECBM)的可行性分析 [J], 王军红;王红瑞;于洪观5.沁水盆地南部注二氧化碳提高煤层气采收率微型先导性试验研究 [J], 叶建平;冯三利;范志强;王国强;William D.Gunter;Sam Wong;John R.Robinson因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地煤储层渗透率实验和模拟研究
沁水盆地煤储层渗透率实验和模拟研究郑贵强;凌标灿;朱雪征;杨德方【摘要】作为中国煤储层开发的一个关键参数,割理的可压缩性一直没有得到充分的研究.在本次研究中,从山西省沁水盆地选取了一些有代表性的煤样,并对这些煤样进行了包括He,N2,CH4和CO2四种气体在不同有效应力和温度下的实验研究.在实验数据的基础上,计算了兰氏常数并绘制出了兰氏曲线,并且也分别绘制了吸附和渗透率的曲线.实验结果表明:有效应力对煤储层的渗透率有重要的影响.在恒温35℃下,对于同一孔隙压力下的四种不同气体,随着有效应力的增加,渗透率是降低的.在实验结果的基础上,通过拟合数据计算出了割理的压缩系数.计算结果显示:对于四种测试气体,在恒温35℃下,随着孔隙压力的增加,割理的压缩系数呈现降低的趋势.此外,随着温度的增加,割理的压缩系数仅仅略微地增长.通过对实验结果的分析和资料研究,有效应力被认为是影响割理压缩性的重要参数.【期刊名称】《华北科技学院学报》【年(卷),期】2014(011)002【总页数】7页(P67-73)【关键词】中国煤;渗透率;割理压缩率;有效应力;温度【作者】郑贵强;凌标灿;朱雪征;杨德方【作者单位】华北科技学院安全工程学院,北京东燕郊101601;华北科技学院安全工程学院,北京东燕郊101601;华北科技学院安全工程学院,北京东燕郊101601;华北科技学院安全工程学院,北京东燕郊101601【正文语种】中文【中图分类】TD712+.50 引言中国煤层气的勘探开发潜力巨大。
然而，因为中国煤储层的“三低”特征，即低储层压力、低渗透率和低饱和度，使得在过去的几十年内，中国煤层气的产能一直比较低。
渗透率是提高煤层气采收率的关键参数之一，而割理的压缩率对渗透率有着重要影响，因此，很有必要对割理的可压缩性随着不同有效应力和温度的变化特征和变化规律进行研究。
实验室测得的数据可以转化为原位数据，因而对于现场的生产具有重要的指导意义[1-3]。
沁水盆地煤层气井钻井技术
２ ２ 钻 进参 数 （ 表 １ 。 见 ）
表 １ 钻进参数表
（）煤 的机 械 强 度 低 ， 压 碎 。当煤 层 被 破 碎 后 ， １ 易 煤 层难 以支撑 上覆 地层 的压 力 易 塌垮 ， 开 后 的煤 层 ， 钻 浸饱时 间越长 ， 煤层 塌垮 越厉 害 。
（） ２ 煤层孔隙和割理 发育。煤的孔隙体积一般 占 总体积 的 ６ ， 理 也 相 当 发 育 ， 开 后 滤 失 量 大 ， ０／ 割 ９ ５ 钻 易 吸水 垮塌 产生 漏失 ， 造成 孔 隙堵 塞 。 （）煤 的压力 系数 变化大 ， ３ 规律 差 。 同一 口井 不 同 的煤 层压 力 系数 不一 样 ， 时常 出现 上高 下低 。 （） ４ 煤液呈 酸性 ， 隙发育。因此要求 钻井液 的 孔 ｐ Ｈ值不大于 ７５否则造成堵塞煤层气通道 ， ．， 影响煤层 气 的早 日发 现 。 ２ 煤层 气钻 井技术
２ ３ 冲洗液 （ 。 见表 ２ ）
（） １冲洗液配制与维护： 土粉采用山东产 的钠土 粘 粉， 配制泥浆之前 ， 膨润土要进行预水化浸泡 ２ ｈ ４ 处理 ， 并充分搅拌。泥浆管理员要随时监测调整泥浆性能 ， 检 修、 维护泥浆净化装置 ， 保证其正常运转 ， 保证冲洗液各
维普资讯
（） ２ 冲洗液 的使用 ： 开为 防止 钻孔塌 坍 ， 一 可使 用粘
常， 因此采 用 常规 的钻井 方法 。 ２ １ 钻 具组 合 ．
合理的钻井技术是分不开的， ０ ０ 自２０ 年以来 ， 我公司先 后 与晋煤集 团蓝焰 公 司成 功合作 完成 了一期 、 期共 计 二 ６ ０余 口煤层 气 井 的施 工 任 务 。通过 近 几 年 的施 工 ， 我 们 掌握 了一 整套适 合 沁 水盆 地 煤层 气地 质 条 件 下 的 钻 井工艺 ， 文根据 煤层气 的特 点 ， 煤层 气井 钻井 技术 、 本 对 绳索取 技术等进行阐述。 １ 煤 层气 特点 煤层 气 顾名 思义 就 是煤 层 中 的气体 ， 其成 份 是 Ｃ 主要以吸附状态（ Ｈ， 其次以游离状态和少量溶解气） 存在 于煤层 中 ， 生 的机 理 是 降 压 、 析 、 散 、 透 的 产 调 扩 渗 过程 ， 煤层具有双重孔隙结构 ， 其机械物 理性质不 同于 常规砂 岩 ， 埋藏 深 度浅 、 力 低 ， 疏 松 易 垮 易 压缩 ， 它 压 且 内生裂隙发育等因素 ， 构成煤层气不同于油气特有的特
沁水盆地南部注二氧化碳提高煤层气采收率微型先导性试验研究
沁水盆地南部注二氧化碳提高煤层气采收率微型先导性试验研究第28卷第4期2007年7月石油学报A CT A PETROLEI SINICAVol.28JulyNo.42007基金项目:国家/十五0重大科技攻关项目(2004BA 616A O 08O 03)/注CO 2提高煤层气采收率技术研究0和中国加拿大合作项目(协议编号:7019346)/中国煤层气技术开发/CO 2埋藏0部分成果。
作者简介:叶建平,男,1962年9月生,2002年获中国矿业大学(北京)博士学位,现为中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,中联煤层气有限责任公司研究中心主任,教授级高级工程师,主要从事煤层气勘探与开发工作。
EOmail:**************文章编号:0253O 2697(2007)04O 0077O 04沁水盆地南部注二氧化碳提高煤层气采收率微型先导性试验研究叶建平1 冯三利1 范志强1 王国强1 William D.Gunter 2 Sam Wong 2 John R.Robinson 2(11中联煤层气有限责任公司北京 100011; 21Alberta Research Coun cil Edm on ton Canada T 6N 1E 4)摘要:在沁水盆地南部TL O 003井进行了单井注入CO 2提高煤层气采收率试验。
采用间歇式注入方式,共向3号煤层注入19218t 液态CO 2。
生产和储层模拟评价结果表明,大部分CO 2被煤层吸附,能显著提高单井产量和采收率。
多井试验模拟显示,在沁南无烟煤煤层中注入CO 2,能显著地提高煤层气采收率,同时实现了埋藏CO 2的目标。
关键词:沁水盆地;煤层气;二氧化碳;注入方式;提高采收率;先导试验中图分类号:T E 357 文献标识码:AMicro 2pilot test for enhanced coalbed methane recovery by injectingcarbon dioxide in south part of Q inshui BasinYe Jianping 1 Feng Sanli 1 Fan Zhiqiang 1 Wang Guoqiang 1 William D.Gunter 2Sam Wong 2 John R.Robinson 2(1.China United Coalbed Metha ne Corp or ation,Ltd.,Beij ing 100011,China ;2.Alber ta Resear ch Council ,Edmonton T 6N 1E 4,Cana da)Abstr act :A new kind of technology for using CO 2inject ion was proposed to enhance coalbed methane (CBM)recover y and store CO 2in the non 2mineable deep coal seams.T he m icro 2pilot test for CO 2injection was perfor med in TL 2003Well of the southern Qinshui Basin.In the micro 2pilot test ,19218t ons of liquefied CO 2wer e interm ittent ly injected into No.3coal seam.A set of high 2qualit y da 2ta were obtained,including the injection rates,surface and bottom 2hole pr essures and temperatures during injecting CO 2period,the bottom 2hole pr essures and temperatur es during shut 2in per iod,and the bot tom 2hole pr essures and temperatures,gas and water pr o 2duct ion rates,and gas composition during pr oduction period.The history match of the dataset fr om the micr o 2pilot test was success 2ful wit h the CMG simulator.The multi 2well simulat ion and numer ical pr ediction indicated that CO 2was almost adsorbed into No.3coal seam,and the coa lbed methane recover y incr eased mar kedly,while CO 2could be stor ed in No.3coal seam for a long term in sout h part of Qinshui Basin.Key words :Qinshui Basin;coalbed methane;carbondioxide;injection mode;enhanced r ecovery;pilot test1 概述二氧化碳和甲烷是两大主要温室气体,全球年排放量巨大。
寿阳地区煤层气井产水来源识别及有利区块预测
关键词 ： 煤层气开发 ； 含水层分析 ； 水文地球化学 ； 产水量 ； 岩性组合类型 ； 有利 区块 ； 寿 阳区块
中图 分 类 号 ： Ｐ ６ ４ １ 文献 标 识 码 ： Ａ
ＣＢＭ Ｗ ｅ ｌ ｌ Ｐｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｅ ｄ Ｗ ａ ｔ ｅ ｒ Ｓ ｏ ｕ ｒ ｃ ｅ Ｉ ｄ ｅ ｎ ｔ ｉ ｉｃ ｆ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ Ｆａ ｖ ｏ ｒ ａ ｂ ｌ ｅ Ｂｌ ｏ ｃ ｋ Ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ Ｓ ｈ ｏ ｕ ｙ ａ ｎ ｇ Ａｒ ｅ ａ
水， 对煤层气 排采 影响有限 ； Ｋ ２ 之上含水砂 岩层 可能是主要出水层 。 研究认 为 ， 该 区煤层气井 产水量受煤层与其 上下岩性组合 的控制 ， 岩性组合类 型平 面分布特 征对煤层气排采 具有指导 作用 ； 区内 １ ５ 煤层开发最 有利 ， 东北部 该煤层排采可能较西南部好 ； ３ 煤层次之 ， 南部地 区较北部地 区有利 ； ９ 煤层分 布不稳 定且上下均有较厚含水层 ， 开 发最为不利。
第２ ８ 卷１ ９ ６ ９ ￣ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ ４ — １ ８ ０ ３ ． ２ ０ １ ６ ． １ １ ． １ ３
中 国 煤 炭 地 质
沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测
第２ ５ 卷１ ０ 期 ２ ０ １ ３年 １ ０月
ｄ ｏ ｉ ： ｌ Ｏ ． ３ ９ ６ ９ ￣ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ ４ － １ ８ ０ ３ ． ２ ０ １ ３ ． １ ０ ． ０ ４
中 国 煤 炭 地 质
ＣＯＡＬ ＧＥＯＬＯＧＹ ＯＦ ＣＨＩ ＮＡ
Ｖｏ １ ． ２ ５ Ｎｏ ． １ ０ ０ｃ ｔ ． ２ ０１ ３
ｔ ｈ ｅ ｒ ｍａ ｌ ａ ｄ ｓ ｏ ｒ ｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ｃ ｕ ｎ ｒ ｅ ａ ｎ ｄ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｎ ｕ ｍｅ ｒ ｉ ｃ ａ ｌ ｓ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｓ ａ ｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ． ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ｅ ｄ ｗ ｉ ｔ ｈ ｃ ｏ ａ ｌ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ —
采 收率 预测 。根据预测结果总结 出寿阳区块采收率与钻井数关 系变化规律 ， 指出最优井问距为 ２ ８ ８ ｍ ￣ ２ １ ６ ｍ， 对应
的 采 收率 为 ５ ０ ． ４ ％。
关键词 ： 采收率 ； 类 比法 ； 解 吸法 ； 等温吸附法 ； 数值模 拟法 ； 寿 阳区块 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ２ ４ 文献标识码 ： Ａ
煤层气采收率预测方法及应用研究 - 孙以剑
煤层气采收率预测方法及应用研究孙以剑1张辉1左银卿1焦双志1刘舟搏1（1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院）摘要：煤层气采收率预测的准确与否，将直接影响可采储量的计算精度。
因此不论是在煤层气储量申报中，还是具体的开发阶段，油藏工程师需要重点论证区块的采收率来确定可采储量。
本文主要选取了国内较为适用的煤层气采收率预测方法（对类比法、等温吸附曲线法和气藏数值模拟法）进行研究、分析对比，从它们的工作原理、公式推导、适用条件以及存在问题等进行探讨。
其中类比法取决于目标区和类比区两者是否具有可比性；等温吸附曲线法虽然理论性较强，但没有考虑到煤层地质特征、开采方式及工作制度等条件对煤层气产能的影响，因此该方法确定的采收率通常比实际值偏高；数值模拟法确定的煤层气采收率相对准确，但模型建立复杂，参数考虑较多，计算过程繁琐。
本文以沁水煤层气田郑庄区块东大井区P1s3#煤层新增煤层气探明储量项目为例，分别采用了类比法、等温吸附曲线法和数值模拟法对煤层气的采收率进行了预测，并最终确定了该区的采收率为50%。
关键词：煤层气采收率预测方法等温吸附曲线数值模拟Prediction Method of Recovery Ratio and Application Study forCoalbed MethaneSUN Yijian1ZUO Yinqing1Y AN Aihua1GUO Xibuo1CUI Lihua1(1. Exploration and Development Research Institute of HuaBei Oilfield Company, Renqiu 062552,China.)Abstract: The prediction accuracy of coalbed methane recovery ratio will directly affect the computational accuracy of recoverable reserves. So whether in the process of CBM reserves declaration or during a specific stage of development, reservoir engineers need to focus on recovery ratio of the block to determine the recoverable reserves. In this article, we mainly select appropriate domestic prediction methods of coalbed methane recovery ratio (analogy method, isothermal adsorption curve method and numerical gas reservoir simulation method) for research, analysis and comparison. The working principle, development of formula, application conditions and problems are discussed. The analogy method depends on the comparability between the target area and the analog area. The isothermal adsorption curve method has better theory. Without considering the impact of the geological characteristics of coalbed ,production method and working system, so the the recovery ratio by the isothermal adsorption curve method is usually higher than the actual value. The recovery ratio by the numerical simulation method is more accurate, but the model needs to be set up more complicatedly and needs the more parameters and more complicated calculation. In this article, we select the newly increased proved reserves of P1s3# coal bed, Dong Da well field, Zheng Zhuang block of Qin Shui coalbed methane field as an instance. We use the three methods respectively to predict the recovery ratio. Ultimately we determine the recovery ratio in this area is 50%.Keywords: Coalbed Methane Recovery Ratio Prediction Method Isothermal Adsorption Curve Numerical Simulation1孙以剑，男，高级工程师，1993年毕业于黑龙江大学数学专业，中国石油华北油田公司勘探开发研究院，现从事煤层气开发及数值模拟应用研究，yjy_syj18@。
山西沁水盆地樊庄区块煤层气高产区预测
山西沁水盆地樊庄区块煤层气高产区预测林然;倪小明;王延斌【期刊名称】《高校地质学报》【年(卷),期】2012(018)003【摘要】Accurate prediction of high coalbed methane (CBM) production is important to reduce investment risk. Based on the data of the exploration and development from some vertical CBM wells in the Fanzhuang blocks of the Qinshui basin, the enrichment evaluation indicators system of CBM was established according to the enrichment factors of CBM, and three types of enrichment degree in the block was distinguished using multi-level fuzzy comprehensive evaluation method. According to the hasic principles of structunal curvature and combining with the actual data of the block, the prediction method of the coal reservoir permeability on structunal curvature was set up. Based on the correlation of the permeability to the curvature, the high permeability areas were indentified. Coupling the CBM enrichment areas to higher permeability areas using a index method, the prediction of high CBM production area in the block was achieved. The production data from the wells indicates that the prediction method of high CBM production area is reliable.%准确预测煤层气高产区是降低工程投资风险的重要保障.以沁水盆地樊庄区块部分煤层气垂直井的勘探开发资料为基础,根据煤层气富集的影响因素建立了煤层气富集评价指标体系,应用多层次模糊综合评价法把研究区划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类三种富集类型.根据构造曲率的基本原理,结合研究区资料,建立了采用构造曲率来预测渗透率的方法,并根据构造曲率与煤储层渗透率的关系识别出高渗区.运用指标法将富集区与高渗区耦合,实现了樊庄区块高产区的预测.已有生产资料表明,应用此方法进行高产区预测是可行的.【总页数】5页(P558-562)【作者】林然;倪小明;王延斌【作者单位】河南理工大学能源科学与工程学院,焦作454000;河南理工大学能源科学与工程学院,焦作454000;中国矿业大学地球科学与测绘工程学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.沁水盆地樊庄区块煤层气开发生产规律分析 [J], 周叡;鲁秀芹;张俊杰;左银卿;刘华;邹学学;苗耀2.远程控制在煤层气排采中的应用——以沁水盆地樊庄区块为例 [J], 孟祥迎;吴倡名;李红昕;王宝;唐雅娟;梁春红3.沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策 [J], 张永平;杨延辉;邵国良;陈龙伟;魏宁;张利文4.沁水盆地南部高煤阶煤层气评价工作及其成效——以郑庄—樊庄区块为例 [J], 孟庆春;张永平;郭希波;孙以剑;张俊杰5.高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例 [J], 胡秋嘉;贾慧敏;祁空军;樊彬;于家盛;刘春春;谢琳璘;张庆;何军因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地煤层气资源量评价与勘探预测免费范文精选
加工转化沁水盆地煤层气资源量评价与勘探预测薛茹1 毛灵涛2(1 郑州航空工业管理学院建筑工程管理系,450015;2 中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室北京100083)摘要根据煤层气资源/储量规范(试行) 中的容积法对沁水盆地煤层气资源进行计算,提出了综合考虑区域构造单元、含煤地层沉积特征和实际分布范围来划分计算单元的划分原则,并对沁水盆地煤层气资源的勘探进行了预测分析。
关键词煤层气资源评价沁水盆地盖层气藏煤层气资源量的大小、分布是煤层气地质评价的重要内容,也是煤层气开发前经济预算的主要依据。
煤层气资源量计算的准确与否直接影响到煤层气开发的经济效益。
所以,煤层气储量计算单元的划分、资源量计算方法及计算参数的确定等问题,是当前煤层气科技工作者的工作重点。
目前,国内外普遍的作法是以煤样的含气量和煤炭储量的乘积求出煤层气资源量[8]1 沁水盆地地质概况沁水盆地位于山西省中部及东南部,东以平定-昔阳-左权-长治-晋城一线的煤层露头线为界,西至霍山隆起以东煤层露头线与汾河地堑的东部边界,南起阳城,北抵盂县、寿阳。
盆地长轴总体呈NNE向延伸,南北长约320km,东西宽约180km,有效含煤面积31100km2。
盆地的沉积盖层自下而上依次为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石干峰组。
其岩性以含砾砂岩、砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉质泥砂岩、泥岩及煤层等,其中能够对煤层气起到封盖作用的岩性主要是泥质岩类,包括粉砂岩、泥质粉砂岩、粉沙泥质岩及泥岩。
就含煤层段而言,泥质岩很发育,山西组泥岩百分含量在60%左右,太原组泥岩百分含量在50%以上,且变化范围不大,全区稳定发育,是煤层气吸附储集的良好盖层。
煤层不仅是煤层气藏的源岩,同时又是煤层气藏的储层。
煤层的稳定发育并具有一定的厚度和规模是煤层气富集的基础。
沁水盆地稳定发育的主要可采煤层主要是太原组和山西组,煤层总厚度变化在3 65~18 5m之间。
沁水盆地和顺区块和6井组产能影响因素分析
第43卷 第6期 煤田地质与勘探Vol. 43 No.62015年12月 COAL GEOLOGY & EXPLORA TION Dec . 2015收稿日期: 2014-10-23作者简介:付玉通(1986—)，男，山东曹县人，助理工程师，博士研究生，从事煤层气勘探与开发工作.E-mail ：fytxuzhidan@引用格式: 付玉通，徐志丹，崔彬，等. 沁水盆地和顺区块和6井组产能影响因素分析[J]. 煤田地质与勘探，2015，43(6)：29–31.文章编号: 1001-1986(2015)06-0029-03沁水盆地和顺区块和6井组产能影响因素分析付玉通1, 2，徐志丹3，崔 彬1，许祖伟1(1. 中国石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏 南京 210011；2. 中国矿业大学资源与地球科学院，江苏 徐州 221116；3. 西安石文软件有限公司，陕西 西安 710075)摘要: 从煤层含气量、吸附能力与渗透性三个方面对和6井组低产原因进行了分析，认为井组资源量正常，但煤层吸附能力强和原始渗透率低是和6井组普遍低产的根本原因。
煤层吸附能力强导致解吸压力低，低解吸压力使得煤层解吸后压降困难，压降漏斗难以向远端扩展，仅井筒周围地带解吸；煤层原始渗透率低，已解吸煤层气向井筒运移困难。
渗透性相对较好的背斜翼部与已降压的煤矿采空区周围相对高产，为有利开发区。
关 键 词：和顺区块；解吸压力；吸附能力；压降漏斗；渗透率中图分类号：P618.11 文献标识码：A DOI: 10.3969/j.issn.1001-1986.2015.06.005Analysis of controls in CBM wells production of well group He 6 in Heshunblock in Qinshui basinFU Y utong 1, 2, XU Zhidan 3, CUI Bin 1, XU Zuwei 1(1. Unconventional Resources Exploration and Development Headquarter , East China Company , SINOPEC , Nanjing 210011, China ; 2. School of Mineral Resource and Geoscience , China University of Mining and Technology ,Xuzhou 221116, China ; 3. X ′ian Shiwen Software Company , Xi ′an 710075, China ) Abstract: This article has analyzed reasons of low-yield of well group He 6 from CBM content, adsorption ability and permeability. The authors think that the amount of resources is normal, the adsorption capacity is too strong and permeability is too low. Because of strong adsorption ability, desorption pressure is very low. It’s difficult to drop the coal pressure after desorption. The pressure dropdown distribution is difficult to extend and limit near the wellbore. Original permeability is low, which leads difficult migration of fluid. Anticline, where the permeability is high, and goaf, where the pressure has dropped, are relatively high yield area.Key words: Heshun block; desorption pressure; adsorption ability; pressure drawdown; permeability沁水盆地和顺区块煤层气勘探开发已进入第6个年头，累计投产煤层气井50余口，先后建成和6与和2两个试验井组，但区块产气量一直偏低，煤层气勘探尚未取得实质性突破。
山西沁水盆地煤层气采出水达标处理试验
通讯作者：刘昌伟，２００９年毕业于西安建筑科技大学环境工程专业，硕士，现在濮阳市鹏鑫化工有限公司从事水污染控制工程、油气田污染治理方面的研究工作。
通信地址：河南省濮阳市华龙区胜利西路６４号，４５７００１。
Ｅ ｍａｉｌ：１７３０３９３０１０１＠１６３．ｃｏｍ。
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０２３．０５．００２山西沁水盆地煤层气采出水达标处理试验刘昌伟１ 张鹏超２ 韩健３（１．濮阳市鹏鑫化工有限公司；２．濮阳经济技术开发区环境保护局；３．河南省生态环境监测和安全中心）摘 要 山西沁水盆地某区块煤层气采出水水质相对清洁，其主要超标项目为：悬浮物８７．５７±１１６．６１ｍｇ／Ｌ，ＣＯＤ３５．１３±２６．４６ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５７．９４±６．１７ｍｇ／Ｌ，氨氮５．１６±６．３７ｍｇ／Ｌ，氟化物６．３８±２．３８ｍｇ／Ｌ，挥发酚０．０２±０．００４３ｍｇ／Ｌ，石油类１．２８±０．７１ｍｇ／Ｌ。
文章采用“混凝沉淀＋化学氧化＋活性炭吸附＋活性氧化铝除氟”技术工艺处理后，采出水各超标项目降至ＣＯＤ７．２５±３．８０ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５０．９４±０．４８ｍｇ／Ｌ，氨氮０．１０±０．０６ｍｇ／Ｌ，氟化物０．４１±０．２５ｍｇ／Ｌ，挥发酚０．００２３±０．００１１ｍｇ／Ｌ和石油类０．０２±０．０１ｍｇ／Ｌ，均满足ＧＢ３８３８—２００２《地表水环境质量标准》基本项目标准限值Ⅲ类要求；悬浮物降至５．９０±２．７４ｍｇ／Ｌ，满足ＧＢ８９７８—１９９６《污水综合排放标准》一级标准。
研究结果表明，该处理工艺可以有效解决山西沁水盆地某区块煤层气采出水的污染问题。
关键词 沁水盆地；煤层气；采出水；达标处理中图分类号：Ｘ７０３．１；ＴＥ９９２．２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００５ ３１５８（２０２３）０５ ０００７ ０６犈狓狆犲狉犻犿犲狀狋犪犾犚犲狊犲犪狉犮犺狅狀犛狋犪狀犱犪狉犱犜狉犲犪狋犿犲狀狋狅犳犆狅犪犾犫犲犱犕犲狋犺犪狀犲犘狉狅犱狌犮犲犱犠犪狋犲狉犻狀犛犺犪狀狓犻犙犻狀狊犺狌犻犅犪狊犻狀ＬｉｕＣｈａｎｇｗｅｉ１ ＺｈａｎｇＰｅｎｇｃｈａｏ２ ＨａｎＪｉａｎ３（１．犘狌狔犪狀犵犘犲狀犵狓犻狀犆犺犲犿犻犮犪犾犆狅．，犔狋犱．；２．犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犪犾犘狉狅狋犲犮狋犻狅狀犅狌狉犲犪狌狅犳犖犪狋犻狅狀犪犾犘狌狔犪狀犵犈犮狅狀狅犿犻犮犪狀犱犜犲犮犺狀狅犾狅犵犻犮犪犾犇犲狏犲犾狅狆犿犲狀狋犣狅狀犲；３．犎犲狀犪狀犈犮狅犾狅犵犻犮犪犾犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犕狅狀犻狋狅狉犻狀犵犪狀犱犛犪犳犲狋狔犆犲狀狋犲狉）犃犅犛犜犚犃犆犜 ＴｈｅｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｏｆＣＢＭｐｒｏｄｕｃｅｄｆｒｏｍａｂｌｏｃｋｉｎＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎｏｆＳｈａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｅｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｃｌｅａｎ，ａｎｄｔｈｅｍａｉｎｅｘｃｅｅｄｉｎｇｉｔｅｍｓａｒｅ：ｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓ８７．５７±１１６．６１ｍｇ／Ｌ，ＣＯＤ３５．１３±２６．４６ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５７．９４±６．１７ｍｇ／Ｌ，ａｍｍｏｎｉａ５．１６±６．３７ｍｇ／Ｌ，ｆｌｕｏｒｉｄｅ６．３８±２．３８ｍｇ／Ｌ，ｖｏｌａｔｉｌｅｐｈｅｎｏｌｓ０．０２±０．００４３ｍｇ／Ｌ，ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ１．２８±０．７１ｍｇ／Ｌ．Ｔｈｅａｒｔｉｃｌｅａｄｏｐｔｓ“ｃｏａｇｕｌａｔｉｏｎｐｒｅｃｉｐｉｔａｔｉｏｎ＋ｃｈｅｍｉｃａｌｏｘｉｄａｔｉｏｎ＋ａｃｔｉｖａｔｅｄｃａｒｂｏｎａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ＋ａｃｔｉｖａｔｅｄａｌｕｍｉｎａｆｌｕｏｒｉｄｅ”ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｐｒｏｃｅｓｓ，ｔｈｅｅｘｔｒａｃｔｅｄｗａｔｅｒｏｆｅａｃｈｅｘｃｅｅｄｉｎｇｔｈｅｓｔａｎｄａｒｄｉｔｅｍｓｄｏｗｎｔｏＣＯＤ７．２５±３．８０ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５０．９４±０．４８ｍｇ／Ｌ，ａｍｍｏｎｉａｎｉｔｒｏｇｅｎ０．１０±０．０６ｍｇ／Ｌ，ｆｌｕｏｒｉｄｅ０．４１±０．２５ｍｇ／Ｌ，ｖｏｌａｔｉｌｅｐｈｅｎｏｌｓ０．００２３±０．００１１ｍｇ／Ｌａｎｄｐｅｔｒｏｌｅｕｍ０．０２±０．０１ｍｇ／Ｌ，ａｌｌｍｅｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆＧＢ３８３８—２００２“犛狌狉犳犪犮犲犠犪狋犲狉犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犪犾犙狌犪犾犻狋狔犛狋犪狀犱犪狉犱狊”ｂａｓｉｃｐｒｏｊｅｃｔｓｔａｎｄａｒｄｌｉｍｉｔⅢ；ｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｔｏ５．９０±２．７４ｍｇ／Ｌ，ｗｈｉｃｈｍｅｅｔｓｔｈｅＧＢ８９７８—１９９６“犆狅犿狆狉犲犺犲狀狊犻狏犲犠犪狊狋犲狑犪狋犲狉犇犻狊犮犺犪狉犵犲犛狋犪狀犱犪狉犱”ＣｌａｓｓＩｓｔａｎｄａｒｄ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｎｔｈａｔｔｈｉｓｔｒｅａｔｍｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｃａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｓｏｌｖｅｔｈｅｐｏｌｌｕｔｉｏｎｐｒｏｂｌｅｍｏｆＣＢＭｗａｔｅｒｉｎａｂｌｏｃｋｏｆＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎ，ＳｈａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｅ．犓犈犢犠犗犚犇犛 ＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎ；ｃｏａｌｂｅｄｍｅｔｈａｎｅ；ｐｒｏｄｕｃｅｄｗａｔｅｒ；ｓｔａｎｄａｒｄｔｒｅａｔｍｅｎｔ０ 引 言煤层气即煤层瓦斯气，主要成分为甲烷，属优质清洁能源和化工原料。
沁水盆地寿阳区块3号和9号煤层合层排采的可行性研究
中 国 煤 炭 地 质
Ｃ０ＡＬ ＧＥ０ＬｏＧＹ ０Ｆ ＣＨＩ ＮＡ
Ｖｏ １ ． ２５ Ｎｏ ． １ ｌ ＮＯ Ｖ ． ２ ０１ ３
沁 水 盆 地 寿 阳 区块 ３ 号和 ９ 号煤 层 合层 排 采 的 可行 性 研 究
王振 云 ， 唐书恒 ， 孙鹏杰 ， 郑贵强
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第２ ５ 卷１ １ 期 ２ ０ １ ３ 年ｌ １ 月
沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识
沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识康永尚;陈晶;张兵;张守仁;叶建平;郭明强;秦绍锋;吴见;王金【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2016(041)009【摘要】煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义.针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究.研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式.通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限.建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系.【总页数】10页(P2263-2272)【作者】康永尚;陈晶;张兵;张守仁;叶建平;郭明强;秦绍锋;吴见;王金【作者单位】中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.沁水盆地南部煤层气井产出水源解析及合层排采可行性判识 [J], 秦勇;张政;白建平;刘东海;田永东2.沁水盆地寿阳区块3号和9号煤层合层排采的可行性研究 [J], 王振云;唐书恒;孙鹏杰;郑贵强3.基于支持向量机的煤层气井排采层位水源判识 [J], 李叶朋;申建;陶俊杰4.寿阳南燕竹区煤层气井排水降压阶段压降漏斗状态分析及其排采管控意义 [J], 王海侨;韩军昌5.寿阳区块煤层气井排采中断对储层伤害的定量化分析 [J], 张红军;王海侨;胡宇霆;韩军昌因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地寿阳区块煤层气井高产水影响因素
沁水盆地寿阳区块煤层气井高产水影响因素吕玉民;柳迎红;王存武;郭广山;朱学申;蒋锐【摘要】为揭示沁水盆地寿阳区块煤层气井产水异常高的主控因素,对该区的区域水文地质条件、煤层与顶底板及其含水层岩性组合关系以及不同压裂工艺对煤层气井产水特征的影响进行了系统分析,指出了导致寿阳区块煤层气井高产水的地质风险和工程风险,并提出了相应的规避措施.研究结果表明:压裂施工排量过大(＞7m3/min)形成的压裂缝高过大,沟通了煤层附近的含水层,这是导致煤层气井高产水的直接原因;煤系地层中发育的高角度裂缝性含水砂岩层以及断层是导致煤层气井高产水的关键地质风险.此外,顶底板岩性厚度以及区域水文地质条件也是造成该区煤层气井高产水的重要因素.因此,降低压裂施工排量、规避围岩中的高角度裂缝性含水层、远离断层、选择厚层的顶底板泥岩发育区是降低煤层气井高产水的重要手段.%In order to reveal the controlling factors causing high water production of coalbed methane (CBM) wells in Shouyang block,Qinshui Basin,this paper makes a systematic analysis of the impacts of regional hydrogeological conditions,lithological association of coal seams and roofs and floors as well as aquifers,and fracturing techniques on water production of CBM wells,summarizes the geological risk and engineering risk leading to high water production,and finally brings in measures to avoid those risks.Results show that too high fracturing pumping rate is the immediate cause of high water production of CBM wells due to hydraulic connection between coal seams and aquifers,and high angle fractured aquifers nearby coal reservoirs in coal measure strata is the critical geological risk causing high water production of CBMwells.Additionally,unfavorable lithological association and regional hydrogeological conditions are the important factors causing high water production of CBM wells.Therefore,decreasing fracturing pumpingrate,avoiding high angle fractured aquifers,and choosing coal seams which develops thick argillaceous roof and floors are the important measures to limit water production of CBM wells.【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2017(031)005【总页数】7页(P1088-1094)【关键词】煤层气;高产水;地质;工程;寿阳【作者】吕玉民;柳迎红;王存武;郭广山;朱学申;蒋锐【作者单位】中海油研究总院新能源研究中心,北京100028;中海油研究总院新能源研究中心,北京100028;中海油研究总院新能源研究中心,北京100028;中海油研究总院新能源研究中心,北京100028;中海油研究总院新能源研究中心,北京100028;中海油研究总院新能源研究中心,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE132.2排水降压是煤层气开发的主要开发手段。
沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气开发条件对比
沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气开发条件对比王金;康永尚;姜杉钰;张兵;顾娇杨【摘要】Based on the geological data and drainage dynamic data in two blocks,this paper analyzes the causes of difference between the two blocks from three aspects including resources,fluid mobility and fracturing engineering conditions,discusses the key issues of CBM development of Shouyang block and gives some suggestions.The study shows that the resources and the fluid mobility of each coal seam in Shizhuang are wonderful,so Shizhuang block is suitable for CBM development.The resources of each coal seam in Shouyang block are weak but the ultimate recovery resources of multiple coal seams is up to 1.57× 10s m3/km2 and the desorption potential is also satisfactory since desorption quantity index of each single seam is about 9 m3/t.What's more,the fluid mobility is beneficial to CBM development,the average value of permeability is 7.57× 10-3 μtm2,even though the adsorption time is more than 15 pared with Shizhuang block,there are not only more sandstone aquifers with high permeability in coal measure strata in Shouyang block,but also the actual implementation of fracturing is bigger,so the fault and hydraulic fractures are easy to connect coal seam with aquifers.It is suggested that multiple coal seams developed together is a necessary way for Shouyangblock.When it comes to select appropriate well horizon,it is crucial to avoid faults,take into account the lithological combination of coal roof and floor and optimize or control fracturing volume.%基于沁水盆地寿阳和柿庄区块的地质和排采资料,从主采煤储层的资源性、储层流体可动性、压裂工程条件开展2个区块的对比分析,讨论寿阳区块煤层气开发的关键问题,提出下一步开发对策.结果表明:柿庄区块各煤层的资源性和流体可动性较好,具备单层排采的条件,而寿阳区块主力煤层的累计资源丰度高达1.57×108 m3/km2,解吸潜力大,3套煤层的有效解吸量均为9 m3/t左右,流体可动性强,渗透率平均7.57×10-3 μrm2,吸附时间大于15d,具备多层合采的条件;与柿庄区块相比,寿阳区块煤系中砂体发育广泛,煤系外源水供给能力更强,且实际压裂规模更大,断裂和压裂缝沟通含水层造成煤层气井高产水的风险更大.建议寿阳区块坚持以合层排采为主,在井层优选时,首先应规避断裂,其次应考虑目标煤层顶底板的岩性组合,同时要注意优化和控制压裂规模.【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2017(045)004【总页数】7页(P56-62)【关键词】寿阳区块;柿庄区块;煤层气;开发条件;资源性;流体可动性;压裂工程条件【作者】王金;康永尚;姜杉钰;张兵;顾娇杨【作者单位】中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中联煤层气有限责任公司,北京100011;中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司,北京100011;中联煤层气有限责任公司,北京100011【正文语种】中文【中图分类】TE122沁水盆地煤层气勘探开发区块主要集中于盆地南部[1-5]，潘庄、樊庄和柿庄等煤层气区块相继获得高产，而位于沁水盆地北端的寿阳区块，当前开发效果较差，部分煤层气井产水量极高，其原因及解决办法是当前亟待研究的重要问题。
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中国煤炭地质COAL GEOLOGY OF CHINAVol.25No.10Oct.2013第25卷10期2013年10月文章编号:1674-1803(2013)10-0018-04doi:10.3969/j.issn.1674-1803.2013.10.04基金项目：国家科技重大专项课题（2011ZX05034-003）；国家自然科学基金项目（41272176）。
作者简介：王振云（1988—），女，中国地质大学（北京）能源学院在读研究生，从事非常规油气地质研究。
收稿日期：2013-07-25责任编辑：唐锦秀0引言在煤层气资源的勘探开发中,煤层气采收率的高低是判定煤层气资源开发成功与否的重要参数。
煤层气采收率计算的可靠程度也关系到煤层气勘探开发部署、制定规划和投资规模的确定。
因此,对煤层气采收率计算是煤层气勘探工作的一项重要内容。
在煤层气采收率计算方面,前人已做了大量的研究工作,如拜文华等[1]对山西沁水煤层气田采收率进行预测，综合多种方法得出了3号煤与15号煤的采收率；张培河等[2]系统论述了确定采收率的各种方法，丰富了煤层气采收率研究的理论基础；刘长久等[3]采用等温吸附曲线法计算铁法煤盆地煤层气采收率为39.88%～64.73%。
由于煤层气藏中煤储层的双重孔隙介质及气液两相流特性，前人关于煤层气采收率的计算方法有多种，可归纳为四类即：类比法、解吸法、等温吸附法和数值模拟法[4]。
本文针对寿阳区块15号煤层利用上述4种方法进行了采收率预测及对比分析，并用COMET3数值模拟软件对该地区井网井距进行了优化，最终得出较为合理、科学和准确的采收率。
1寿阳区块煤层气田概况寿阳区块位于山西省中部、沁水煤田北端，在区域构造的控制下，地层总体上为走向近东西，倾向南的单斜构造，在此背景上又发育着一些次一级的褶皱和断裂。
已有地质成果显示，区块内稳定发育的煤层主要有3号、9号和15号煤层，其中3、15号煤均覆盖全区，9号煤在西南局部存在无煤区。
本文目的层为太原组15号煤。
15号煤层为稳定可采煤层，煤层厚度1.5～6.08m ，平均3.57m ，向南煤层变薄；煤层结构沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测王振云1,唐书恒1,孙鹏杰1,张松航1,朱卫平2（1.中国地质大学能源学院，北京100083；2.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密839009）摘要：煤层气采收率的确定对于产业的发展具有较大指导意义。
通过对类比法、解吸法、等温吸附曲线法及储层数值模拟法适用性分析，并结合沁水盆地寿阳区块煤储层特征，应用COMET3数值模拟软件，对15号煤储层生产数据进行历史拟合，校正了基础参数，基于不同井距设计了6种不同的井网方案，对各种方案进行了产能数值模拟及采收率预测。
根据预测结果总结出寿阳区块采收率与钻井数关系变化规律，指出最优井间距为288m×216m ，对应的采收率为50.4%。
关键词：采收率；类比法；解吸法；等温吸附法；数值模拟法；寿阳区块中图分类号：TE324文献标识码：ACBM Well Pattern Optimization and Recovery Rate Prediction in Shouyang Block,Qinshui BasinWang Zhenyun 1,Tang Shuheng 1,Sun Pengjie 1,Zhang Songhang 1and Zhu Weiping 2(1.School of Energy Resources,CUGB,Beijing 100083;2.Exploration and Exploitation Research Institute,Turpan-Hami Oilfield Company,CNPC,Hami,Xinjiang 839009)Abstract:The estimation of CBM recovery rate has guiding significance in industrial development.Through analogy,desorption,iso⁃thermal adsorption curve and reservoir numerical simulation methods applicability analysis,combined with coal reservoir characteris⁃tics in the Shouyang block,Qinshui Basin,using numerical simulation software COMET3,carried out No.15coal reservoir production data history matching,corrected basic parameters.According to different well spacing designed 6different well pattern schemes,car⁃ried out capacity numerical simulation and recovery rate prediction.Based on predicted results summed up relationship between recov⁃ery rate and well number in Shouyang block,pointed out that the optimal well spacing is 288m×216m,corresponding recovery rate is 50.4%.Keywords:recovery rate;analog method;desorption method;isothermal adsorption method;numerical simulation method;Shouyangblock10期较复杂，一般含1～2层泥岩夹矸，个别达3层；煤层埋深435.2～926.7m，平均为626.8m，总体变化趋势是由北向南方向埋深加大；平均含气量为13.29m3/t；煤岩最大镜质体反射率为1.91%～2.34%，煤变质阶段主要属于贫煤。
寿阳煤层气田大部分井在投产20～50d内均能产气，多数井在累计产水400m3以内就开始产气。
15号煤层初始累积产水量为97～409m3。
由于煤层接近高含水的奥陶纪灰岩，平均日产水量和初始累计产水量都相对较高。
目前试验区内井已经进入早期排采降压产气阶段，并逐步进入稳产阶段。
2煤层气采收率计算方法选择通过近些年的探索，在煤层气井采收率预测方面提出很多理论方法。
目前国内对煤层气采收率预测的方法有类比法、解吸法、等温吸附法和数值模拟法等。
2.1类比法类比法是一种简单的煤层气采收率预测方法，是通过已开发区块的煤层气采收率来预测地质条件和工程条件与之相近的煤层气区块的采收率[5]。
我国煤层气勘探开发起步较晚，目前仍没有开发枯竭的煤层气藏。
而在美国圣胡安、黑勇士、粉河以及阿巴拉契亚等盆地都已成功地进行煤层气商业性开发，这些盆地的煤层气采收率在50%～80%[6]（表1）。
类比法确定的煤层气采收率的可靠性，很大程度上取决于研究者对研究区和类比区的认识程度，盆地圣胡安黑勇士尤因塔拉顿粉河阿巴粒契亚区块面积/km241445180581015545180518煤阶气煤气、肥煤褐煤长、气煤褐煤气煤渗透率/10-3um-21～501～255～201～2010～201～15井数/口4000330017520012001000日产气/m3·d-17000～500002800～32504000～113205000～113202000～42502830煤层厚度/m9～304.6～7.68～9.15～1512.2～302～6.1含气量/m3·t-18.5～177～1411.35～193～511.3～22采收率/%806550556050表1美国部分含煤盆地煤层气采收率统计表Table1Statistics of CBM recovery rate in part of US coal basins以及研究者自身的技术水平和经验。
因此，应用该方法确定煤层气采收率局限性较大，预测的可靠程度较低。
2.2解吸法直接法测试煤层含气量时，含气量由损失气、解吸气和残余气三部分组成。
显然，损失气和解吸气是在自然状态下能解吸出来的两部分，理论上煤层气的采收率可以认为是损失气和解吸气占总含气量的比例。
但在在实际的排采过程中，损失气和解吸气能否采出，还取决于很多方面的因素，如：煤岩煤质特征、煤体结构、变质程度、煤储层渗透率、工程水平等，从而导致采收率预测的不准确性。
解吸法确定煤层气的采收率可以认为是解吸气与损失气之和占总气含量的百分比，可以认为是理论最高采收率[7]。
表2统计出了不同煤阶直接法实测含气量数值，实际上，解吸气和损失气能否采出来，受制于煤的变质程度、煤岩组成、煤质特征、煤体结构、煤层渗透性等诸多地质因素的影响。
这些因素的存在直接影响了采收率预测结果的实用性。
2.3等温吸附法依据等温吸附曲线法进行采收率预测的原理是利用等温吸附曲线估算出废弃压力下对应的煤层残余含气量，结合原始煤层含气量可得到降压过程产出气量，进而估算出技术采收率[8]。
等温吸附法的关键是废弃压力的确定。
因目前我国没有枯竭的煤层气藏，根据美国煤层气开发实践，煤层气气田在排水降压采气的过程中，整体降压煤级名称褐煤(R max＜0.5)长焰煤(0.5≤R max＜0.65)气煤(0.65≤R max＜0.9)肥煤(0.9≤R max＜1.2)焦煤(1.2≤R max＜1.7)瘦煤(1.7≤R max＜1.9)贫煤(1.9≤R max＜2.5)无烟煤Ⅰ(2.5≤R max＜4.0)无烟煤Ⅱ(4.0≤R max＜6.0)样品个数101156275914546444气含量/m3·t-1损失气0.225.951.31.591.21.70.941.530.91解吸气1.325.955.014.199.9913.0511.3916.1815.81残余气0.270.482.40.961.131.881.292.551.82总气量1.816.448.716.7512.3116.6313.6320.8818.54采收率/%85.0592.474.7380.9691.6789.8987.0887.5690.21注：用煤的镜质体平均最大反射率进行煤化程度分级，R max/%。
表2不同煤阶直接法实测含气量统计表Table2Statistics of measured methane content ofdifferent coal rank reservoirs through direct method王振云,等：沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测19第25卷中国煤炭地质85%认为是经济可行的，即把储层压力的15%作为废气压力来计算煤层气的采收率。