煤层气生产动态特征分析
中国煤层气储量、产量、标准及开发分析
中国煤层气储量、产量、标准及开发分析一、煤层气储量我国对煤层气资源进行评价已有十多轮，在2006年的资源评价中，我国的煤层气总量接近37万亿立方米，可采资源的总量接近11万亿立方米。
到了2015年对煤层气资源进行的动态评价则表明煤层气总量接近30万亿立方米，可采资源的总量约为12.5万亿立方米。
2020年中国煤层气探明储量为3315.54亿立方米，同比上升15.71%。
对于我国的煤层气资源，其分布可以划分为五大赋气区，按照资源量从少到多分别是青藏、东北、南方、西北和华北。
青藏赋气区仅占全国总量的万分之一左右，东北赋气区占全国的9.67%，南方赋气区占全国的18.18%，西北赋气区则大约占全国的四分之一，占比最大的华北赋气区，其资源最为丰富，约占全国的46.27%。
二、煤层气产量根据国家统计局数据显示，2015-2021年中国煤层气产量整体上呈上升趋势，到2021年中国煤层气产量达到104.7亿立方米，同比上升2.35%。
煤层气产量的增长主要是地面煤层气。
尽管行业发展还存在一些问题，但随着国家补贴的进行，以及各种问题的改善，煤层气的产能建设和实际产量都将迎来快速增长期，且抽采资源的利用率也将进一步提高。
分省市来看，中国煤层气主要产区在山西，2021年产量达到89.5亿立方米，占2021年煤层气总产量的85.48%。
三、煤层气标准现状截止我国煤层气行业发布国家标准与各类行业标准共87项，其中国家标准16项、行业标准71项。
各标准归口单位共17个，其中归口全国煤炭标准化技术委员会的国家标准与行业标准共17项，归口全国安全生产标准化技术委员会的行业标准7项，归口能源行业煤层气标准化技术委员会的行业标准43项。
对17个归口单位发布的87项标准进行了标准类别划分，其中基础类标准有14项，方法类标准有22项，管理类标准46项，产品类标准5项。
16项国家标准中，基础类标准5项、方法类标准7项、管理类标准2项、产品类标准2项。
煤层气开发——第6章 煤层气开采工程
（3）产水量
煤层水的产出体现在两个方面： ①煤层水的产出，给气体的解吸提供了一定的空间，保证了气体持续解吸；
②煤层水的产水降低了煤储层的孔隙压力，使之低于解吸压力，为气体解吸提供了先 天环境。
第一节 煤层气开采方法与原理
3.煤层气井排采类型划分
1）单井排采 单井开采的产气机理是：开井排水形成压降漏斗，在井底压力大于临界解吸 压力而小于原始地层压力时，只有水的单向流动。
第一节 煤层气开采方法与原理
（2）煤层气的排水降压 煤层气主要以吸附状态存在 于煤基质的微孔隙中，其生 产过程就是先排水，后采气。 煤层气的生产一般可分为 三个阶段：从煤基质孔隙的 表面解吸、通过基质和微孔 隙扩散到裂隙中、以达西流
方式通过裂隙流向井筒运移。 煤层气井周围气水分布及流动状 态径向剖面示意图
• 煤层的出水量和井口产水相平衡时，形成稳定的压力降落漏斗，降落漏 斗不再继续延伸和扩大，煤层各点储层压力也就不能得以进一步降低， 解吸停止，产气也就终止。
第一节 煤层气开采方法与原理
1、煤层气排采基本理论
（1）煤层气的储层特性
煤层气是一种介于常规天然气与煤层之间的非常规性天然气 资源，其主要成分是甲烷 。在地层压力作用下，煤层中的 甲烷分子大部分以单分子形式吸附于煤基质表面，只有很少 部分以游离气的形式存储于孔隙或裂隙中，或以溶解气的方 式存在于煤层水中。
第一节 煤层气开采方法与原理
• Ш饱和水单相流 压力在煤层和围岩共同传递阶段。排采继续进行，围岩中 压力影响半径增加，煤层中压力梯度逐渐等于甚至大于围岩中的压力梯度， 压力将在煤层和围岩中共同传递，直到煤层中排采影响半径范围内压力达到 临界解吸压力以下时，气体开始解吸，即进入非饱和两相流阶段。 • Ⅳ非饱和流阶段 排采继续进行，当煤层排采影响范围内压力达到临界解吸 压力以下时，一定数量的煤层气开始解吸，并形成气泡，阻碍水的流动，水 的相对惨透率开始下降，但此时气体的量较小，无论在基质孔隙中还是在裂 隙系统中，气水都是孤立的，没有互相连接，不能流动，此阶段称为非饱和 单相流阶段。
煤层气井排采过程中储层渗透率动态变化简析
均 割 理 压缩 系数 为 ：
＝
２ ． １初 始 割理 压 缩 系数 及 其 降低 率 煤 层气井排 采过程 中， 有 效 应 力 的 增
（ １ ＿ ｅ － ａ ｈ ａ ） ＝
ａ ＡＧ
（ １ ＿ ｅ － ａ ａ ｖ ） 加 是 导 致 储 层 渗 透 率 降 低 的 一 个 主 要 因 ａ Ａ ｐ、
（ ２ ）
素。 孟 召平 和 侯 泉 林 实验 表 明， 有效 应 力小
于５ ＭＰ ａ 时， 煤 储 层 应 力敏 感 性 最 强 ； 有 效 式 中， Ｃ ｒ为 平 均 割 理 压 缩 系 数 ， 即 应 力在 ５ —１ ０ Ｍ Ｐａ时，应 力 敏 感 性 较 强 ； 有 为 式 （ １ ） 中 的Ｃ ， Ｍ Ｐ ａ ～。 Ｃ ｆ ｏ 为 初始 割 理 压 来， 形 成 不连 续 气 泡 ， 不 饱 和水 单 相 流 阶 段 效 应力大于１ ０ ＭＰ ａ 时， 渗 透 率 下 降 速 度 明 ＭＰ ａ ～； Ａ ｄ为 有 效 应 力增 加 量 ， 显减 弱。 开 始 出现 ； 随 着 解 吸 气体 量 逐 渐 增 多， 出现 缩 系 数 ， 通 过 煤 岩 割 理 压 缩 系 数可 反应 煤 ａ ； ｏ 【 为割 理 压 缩 系数 降低 率 。 连续 气流， 即 进 入气一水 两 相 流 阶 段 。 在 不 ＭＰ 渗 透 率 对 有 效 应 力的 敏 感 性 。 在 其 他 条 件 时， 煤 层 气体 开始 从 煤 基质 内表 面上 解 吸 出
饱 和 水 单 相 流 和 气一水 两相 流 阶 段 ， 煤储 层 渗 透 率 的 变 化受 基质 收 缩 和 有 效 应 力增 加
煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析
煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析摘要本文对煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析进行了探讨，主要考虑了煤层气井排采过程中井底压力时间变化特征，提出了一种井底压力动态模型，应用于煤层气井排采初期，以研究介质流动特性。
实验数据的分析表明，在煤层气井排采初期，井底流压会受制外因素影响后随时间逐步恢复，时间恢复过程以指数或谐函数拟合最好。
关键词：煤层气井排采，井底流压动态模型，应用分析，介质流动特性正文煤层气井排采初期，井底流压受外部环境因素影响，其变化有其特殊性质，因此，提出一种井底流压动态模型，以便更加有效地研究其变化特性。
在煤层气井排采初期，流体的流量受到外界环境的影响，流体的物理特性发生改变。
该过程牵涉面较广，包括井身周围环境、井口泄漏压力以及井口外部环境（例如水深、山谷、地形等）等多因素。
在此基础上，开发出一种模型，以研究煤层气井排采初期井底流压动态变化，从而更好地发现介质流动特性并做出相应运行调节措施。
该模型可分为三大模块：一是介质储量动态变化模型，二是井底压力动态变化模型，三是介质渗流动能变化模型。
首先，建立一个反映煤层气井排采初期储量动态变化的井底压力模型，通过计算机模拟来验证该模型的准确性和可靠性。
其次，建立一个介质渗流动能变化模型，以确定不同环境下介质渗流动能的变化规律。
最后，实施煤层气井排采初期井底流压动态模型，模拟井底压力及流体流量动态变化，并分析其变化特性。
该模型应用于煤层气井排采初期，结果表明，在此时期，井底流压会受外部环境因素影响而发生变化，时间恢复过程以指数或谐函数拟合最好。
从实验数据分析可以看出，在煤层气井排采初期，井底流压会随着时间的推移变化产生相应的变化规律，因此在实际工程中，该模型可以用来更好地控制煤层气井排采过程中井底压力的变化，优化煤层气排采技术。
在煤层气井排采初期，由于井底流压的变化，可能会影响气井的开发量，因此，该模型可以用来预测井底流压的变化趋势，从而进一步改善排采方案，提高开发效益。
煤层气排采动态参数及其相互关系
文献标 识码 ：Ａ 中图分 类号 ：Ｐ １ ．１ ６ ８１
Ｄｙ ｍ ｉ ｒ ｍ ｅ ｅ ｓｏ ｎａ ｃｐａ ａ ｔ ｒ ｆＣＢＭ ｌ ａ ｎ ｅａ ｅａ ｉ ｎｓ ｐ ｗｅ ｌ ｄｒ ｉ ａｇ ｎｄ ｒ ｌ ｔｏ ｈｉ ａｍｏ ｈｅ ｎｇ ｔ ｍ
排采 是煤 层气 井开发 的重 要环 节 ，煤层气 井 的 生产 实际 上是排 水 降压采 气 的过程 ，煤层 气井 产量 则直 接受 控于排 采制 度 的调整 。对 于不 同的煤 层气 地质 、储 层条件 和排 采 阶段 ，需要 制定 不 同的排采 制度 。 因此在排 采过 程 中 ，必须 测 定各项 排采 动态
摘 要：排采 制度 是保证 煤 层 气井生产 排 采成 功 的关键要 素 。 以煤 层 气开发 潘 河试验 区生 产资料 为
依托 ，利用统计、对 比的方法，对试验 区排采过程 中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进 行综合研究。 结果表明，区内煤层气排采过程及其动态参数具有 明显的阶段性特征；排采过程中， 动液面深度和套压为正相 关关系，二者可通过相互调整控制井底压 力。根据各阶段排采动态参数
ｒ ｌ ｔｏ ｓ ｉ ａ ｓ ｄ ｔ ｏ ｔ ｏ ｏ ｌ ｐ ｅ ｓ ｒ ．Ａｎ ａ ａ ｔｖ ｒ ｄ ｃ ｉ ｎ ｓ ｓｅ ｔ ｉ ｅ ｅ ｔ ｐ ｏ ｕ ｔ ｎ ｅ ａ ｉ ｎ ｈ ｐ ｃ ｎ ｂｅ ｕ ｅ ｏ ｃ ｎ ｒ ｌ ｄ ｗｎ ｗｅ ｌ ｒ ｓ ｕ ｅ ｄ ｐ ｅ ｐ ｏ ｕ ｔｏ ｙ ｔ ｍ ｏ ｄ ｆ ｒ ｎ ｒ ｄ ｃｉ ｉ ｏ ｓａ ｅ ｓｐ ｉ ｔ ｄ ｏ ｔ ｂ ｓ ｄ ｏ ｈ ｒ ｃ ｅ ｓｏ ｙ ａ ｃｐ ｒ ｍｅ ｅ ｓ ａ ｖ ｒ ｔｇ ． ｔ ｇ ｓｗａ ｏ ｎ ｅ ｕ ， ａ ｅ ｎ ｃ ａ ａ ｔ ｒ ｆｄ ｎ ｍｉ ａ ａ ｔ ｒ ｔｅ ｅ ｙ ｓ ａ ｅ
沁水煤层气田樊庄区块直井产出特征及排采控制方法
ｔ ｎ ｄ ｔ ，ａ ｄｂ ｋ ｎ ｔ ｏ ｓ ｅ ｔ ｎ ｔｅ ｃ ａａ ｔｒ ｔ ｓｏ ａ ｒｓ ｒ ｏｒ ｎ ｔ ｉ ａｅ ． ｈ ｒｄ ｃｉｎ ｐ ｉ ａ ｏ ａ ｎ ｙ ｔ ｉｇ ｉ ｏｃ ｎ ｉ ｒ ｉ ｈ ｒ ｃｅ ｓ ｃ ｆ ｏ ｌ ｅ ｅ ｖ ｉ ｉ ｓ ｒ ａ Ｔ ｅ ｐ ｏ ｕ ｔ ｍ－ ａ ｎ ｄａ ｏ ｈ ｉ ｉ ｃ ｈ ｏ
ｃ ｓ ｆＣＢＭ ｌ ｉ ｉｉ ｅ ｎ ｏ ｆ ｅ ｓａ ｅ ，ａ ｄ ｃ ｒｅ ｐ ｎ ｉｇ ｐ ｏ ｕ ｔｏ ｏ ｔｏ ｔ ｏ ｓ ａｅ ｆｒ ｌｔｄ， ｅ ｓｏ ｗｅｌ ｓ ｄｖｄ ｄ ｉｔ ｖ ｔｇ ｓ ｎ ｏ ｒｓ ｏ ｄｎ ｒｄ ｃｉｎ ｃ ｎｒ ｌｍｅｈ ｄ ｌ ｏｍｕ ａｅ ｉ ｗｈｃ ｒｖｄ ｅ ｒ ｔ ａ ｒｔｒａ ｆｒｃ ｎｒ ｌｏ ｌ ｐ ｏ ｕ ｔ ｎ ｉ ａ ｚ ｕａ ｇ Ｂ ｏ ｋ． ｉｈ ｐ ｉｅ ｔ ｏｅ ｉｌ ｃ ｅ ｏ ｏ ｔｏ ｆｗｅｌ ｒｄ ｃｉ ｎ Ｆ ｎ ｈ ｎ ｌｃ ｏ ｈ ｃ ｉ ｉ ｏ
（ 国石 油 华 北 油 田煤 层 勘 探 开 发分 公 司 ，山 西 中 Ｏ８Ｏ ） ４ＯＯ
摘
要 ：沁水 盆地 樊庄 区块煤 层 气开采 已初 具规模 ， 目前 最早 投产 的煤层 气井 生产 时 间 已接 近 ４
年 。通过 生产 动 态数 据 的跟踪 分析 ，结合本 区煤 层储 层特征 ，对该 区煤层 气井的排 采特 点有 了一
层 以西 为郑庄 区块 ，以东 为樊庄 区块 ，总 体构 造形
山西 组 为 主 要 含 煤 地 层 。 ３ 煤 为 开 发 主 要 煤 层 。
沁水 盆地 樊庄 区块 ３ 煤厚 度 比较稳定 ，一般 在 ５ ０ ．
～
７Ｏ ．ｍ之 间 ；埋 深 相 对 较 浅 ，大 部 分 地 区 埋 深介
高煤阶煤层气储层动态渗透率特征及其对煤层气产量的影响
ｉｓｅ ｆ ｃ ｎ ｔ ｅ ｃ ａ ｂｅ ｅ ｈａ ｕ ｐｕ ｔ ｆ ｅ ｔｏ ｈ ｏ ｌ ｄ ｍ ｔ ｎｅ ｏ ｔ ｔ
ＣＨＥＮ ｈ ｎ ｏ ｇ ＣＨ ＥＮ ｎ ｅ ｇ ＹＡＮＧ ｉｏ ｈ ｎ ＤＥ Ｚ ｅｈ ｎ Ｙａ ｐ ｎ Ｊａ ｓ ｅ ｇ ＮＧ ｅ ＺＨＡＯ ｈ ｎ Ｗ ＡＮＧ Ｙｉ ｉ ｇ Ｚ Ｙｕ ｏ ｇ ｂｎ
＿＿ ＿ ＿
＿ 一
口同Βιβλιοθήκη 煤 阶煤 层 气 储 层 动 态 渗 透 率 特 征 及 其对 煤 层 气 产 量 的 影 响
陈 振 宏 陈 艳 鹏 杨 焦 生 邓 泽 赵 玉 红 王 一 兵
（ 国石 油 勘探 开发 研 究 院 廊 坊分 院 中 河北廊坊 ０５０） ６ ０ ７
摘 要 ：通 过 开展 干样 煤 储 层 地 质 效 应 实 验 ， 合 数 值 模 拟 方 法 ， 究 了煤 储 层 渗 透 率 动 态 变 化 特 征 及 其对 煤 层 气 井 产 能 的 影 响 结 研
ｗａｓｄｏ ｉ ｎ ｔｔ ｅ ｂ ｇｉｎｉ ｎｄｔ ｅ ｍ ａ ｒｘ ｓ ｉ ｋａ ｅ ｅ ｆｃ ｎ ｒ ａｓ ｄ ｇｒ ｄｕ ｌｙ ａ ｈｅｄｅ ｅｏ ｍ ｎａ ｔａ ｈ ｅ ｎ ｎｇ ａ ｈ ｔ ｉ ｈｒｎ ｇ ｆｅ ｔｉｃ ｅ ｅ ａ ａ ｌ ｓｔ ｖ ｌｐｍ ｅ ｏｃ ｅ ｅ ｎｔｐｒ ｅ ｄ ｄ Ｔｈｅｇ ｓ ｐ ｒ ｅ ｂｉ — ａ ｅｍ ａ ｌ ｉ
煤层气勘探开发现状、问题及其建议
煤层气勘探开发现状、问题及其建议我国煤层气产业开发较晚，目前还处于起步阶段，各个方面还不成熟，依然面临着很多的困难。
只有科学的解决这些难题才能促进煤层气产业更好地发展。
本文简要论述了现阶段我国在煤层气开采方面的现状及问题，并提出几条建议，以期促进我国煤层气产业的进步。
标签：煤层气勘探；开发现状；问题；建议煤层氣俗称瓦斯，是一种非常规气体能源，存在煤炭开采的过程中。
而且，这种能源危害性很大，当空气中煤层气的浓度达到一定的比例，遇火就会发生爆炸。
在煤炭开采中，富集的煤层气会发生喷出的危险，造成事故。
但同时，煤层气又是一种优质能源，含的热值非常高，可用来发电，也可以做燃料。
由于这种能源能够减少污染气体的排放，保护环境，因而受到很多国家的关注。
1我国煤层气勘探开发利用现状煤层气作为一种新型能源，受到很多国家的重视。
由于煤层气的成分与天然气相似，产物无污染，因而被看做优质能源。
我国对煤层气的勘探始于上世纪九十年代初，而且煤层气的含量居世界第三位，主要分布在陕西、山西、辽宁等地。
经勘探发现，仅辽宁省煤层气的产气量就已经很庞大，与澳大利亚全国的产气量相当，因此，加强对煤层气的勘探对我国经济的发展意义重大。
但是由于煤层气的潜在危险高，资金投入大，而且还需要高科技确保勘探的质量，所以，限制了煤层气产业的发展。
只有加大对煤层气勘探的研究，掌握煤层气勘探过程中的规律以及相关的开发技术，加大科研经费的投入，并确保专业人才的全面参与，解决相关的技术难题，才能确保煤层气的勘探量，而煤层气也将成为一种不可替代的优质能源，对保护环境意义重大，促进经济的全面发展。
2中国煤层气勘探开发中遇到的问题与障碍2.1技术与工艺无实质性进展中国煤层气有其自身的特殊性，比如“三低”现象以及地质变动性等，都增加了勘探的难度。
低压、低渗、低饱和的特殊性同时增加了勘探过程中的危险，生产技术没有得到突破性的提高。
如果在实际的勘探过程中，不能准确地测量压裂径长，就无法布置勘探井组，也就无法有效地进行开采。
大宁-吉县区块深层煤层气生产特征与开发技术对策
大宁-吉县区块深层煤层气生产特征与开发技术对策聂志宏;时小松;孙伟;闫霞;黄红星;刘莹;冯延青【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2022(50)3【摘要】鄂尔多斯盆地埋深超过2 000 m的深层煤层气资源丰富,是煤层气勘探开发重要领域,鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块开展了一批深层煤层气工艺试验,初步取得一定效果,但规模效益开发主体技术亟待攻关。
基于实验分析、生产数据和裂缝监测等资料,通过对大宁-吉县区块深层煤层气储层特征、生产动态和压裂改造效果开展评价,分析了深层煤层气生产特征并提出开发技术对策。
研究认为:(1)深层煤储层具有“低渗、高含气、高含气饱和度、富含游离气”的特征;(2)深层煤层气产能主要受资源富集、微构造和有效改造规模控制,在正向微构造发育区,资源越富集、加液强度越大、加砂强度越大,越有利于扩大供气能力和提高单井产量;(3)深层煤层气生产井呈现出以游离气产出为主的高产期、游离气和吸附气共同产出的稳产及递减期和以吸附气产出为主的低产期三段式产出特征。
基于上述认识,提出了深层煤层气开发技术对策,实施的D6-7P1井取得较好生产效果,证实在有利区实施超大规模加砂压裂可有效提高深层煤层气产能。
【总页数】8页(P193-200)【作者】聂志宏;时小松;孙伟;闫霞;黄红星;刘莹;冯延青【作者单位】中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司;中石油煤层气有限责任公司【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例2.鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区煤层气分布特征3.鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块煤层气水平井分段压裂实践4.大宁—吉县区块深部8号煤储层特征及可压裂性评价5.大宁-吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
煤层气井排采速率与产能分析
煤层气井排采速率与产能分析发布时间：2022-07-26T01:33:30.406Z 来源：《科学与技术》2022年第30卷第3月第5期作者：张亮李新丁志强程红玲[导读] 煤层气是一种不可再生资源，是重要的战略资源，通过煤层气的开发，能够降低煤层中瓦斯气的张亮李新丁志强程红玲中国石化中原石油工程公司井下特种作业公司河南濮阳 457001摘要：煤层气是一种不可再生资源，是重要的战略资源，通过煤层气的开发，能够降低煤层中瓦斯气的浓度，提高煤田开采的安全性；煤层气井的排采必须以合理的、缓慢的速率进行，否则将造成储层的严重伤害。
本文通过对淮南煤层气井组PX2-1井排采过程进行分析研究，定量分析了该井的产气规律与产能分析，为该区块煤层气井的排采提供了依据。
关键词：煤层气；排采；产能；渗透率一、排采速率对煤层气井产能的作用机制1、排采半径排采阶段，如果液面下降速率过快，井筒附近的流体就会以较高的速度和较大流体压差流向井筒，有效应力快速增加，裂缝过早闭合，无法将压力传递到更远处，造成压降漏斗得不到充分扩展，排采半径得不到有效延伸，只有井筒附近很小范围内的煤层得到了有效降压，有效排采半径变得很小，产气量在达到高峰后，由于气源的供应不足而急剧下降，无法长期持续生产。
2、速敏效应在排采过程中，井筒附近地层流体压力逐渐降低，与外边界形成压力差，驱使远处的气和水向井筒运移，流体在裂缝中的运移势必携带一定量的固体颗粒（煤粉或支撑剂），流速越大，携带能力越强，排采速率过快，将造成单位距离内流体压差过高，从而造成裂缝内流体流速加快，高速流体携带大量的煤粉及支撑剂快速向井筒运移。
如果这些煤粉或支撑剂运移到了井筒，还可通过冲洗排出；如果堆积在临井地带，将堵塞裂缝，产生速敏效应，造成储层渗透性严重降低，致使煤层气井既不产水，也不产气，速敏效应可以通过控制液面下降速度得以最大限度的消除，从某种程度上速敏效应是可以避免的。
3、裂缝闭合水力加砂压裂旨在建立具有较高导流能力的主支撑裂缝，同时使煤层中的众多微裂缝相互连通并部分支撑，在煤层中形成复杂的连通网络体系，从而达到改善煤层的裂隙系统，提高渗透性，实现增产的效果。
柳林地区煤层气开采动态及单井产量主控因素分析
柳林地区煤层气开采动态及单井产量主控因素分析刘云亮;张培河【摘要】Liulin area is one of the hot places of CBM exploration and development in China, and preliminarily realized the commercial CBM development. Based on the CBM well production data of Liulin area, the gas dy-namic of CBM wells was analyzed, and according to the output the gas wells statistics were made, the proportion of the middle production wells is high, accounting for 42.9%, the high gas production wells is 28.6%, and the low and very low gas production wells is 28.5%. Analysis of the CBM wells drainage curve, three types of CBM wells production modes were summed up, they are single peak, peak- stable and low-peak - peak - stable. From the influence of the structure, gas content, permeability, thickness of coal seam, coal seam depth, hydrogeologi-cal conditions and other geological factors on CBM wells production capacity, the influence of various geologi-cal factors on gas wells productivity was analyzed, and the relationship among various factors and the produc-tivity of CBM wells was set up Studies suggested that the high yield of CBM wells in Liulin area is not con-trolled by a single factor, but depends on the advantageously match of a variety of main controlling factors and combined action.%柳林地区是我国煤层气勘探开发的热点地区之一，初步实现了煤层气商业化开发。
第四章 煤层气的赋存状态
Q q immΣ
式中：Q — 吸附时释放出的热量；qimm某中 性液体中的浸润热； —固体的比表面积
煤的比表面积相当大，采用CO2做介质测得煤的比表面积大体为 50~200 cm2/g
表面能的差异性决定了煤对气体吸附能力的不同。表面能 越高，煤吸附气体的能力就越大。表面能的大小又受控于 煤的变质程度、煤体结构和组分等因素。 通常情况下，煤对煤层气的吸附属于快速、可逆的物理吸 附，是通过煤分子与气体分子之间的分子间作用力－van
der Waals力中的Debye诱导力、London色散力和静电引力
来实现的 ，并由此形成吸附势阱深度Ea（势垒）。自由 气体分子只有损失部分能量Ea才能停留在煤孔隙表面上，
因此煤对煤层气的吸附过程是一个放热过程。
煤具有对煤层气的吸附作用，其关键就在于煤表面具有一 定的表面能，具有把周围介质中的气体分子吸到表面上的 能力，主要表现在：
h3
h4 h5
-7.40674×102
2.18330×100 -2.20999×10-3
-5.46350×103
2.77573×10-1 -3.87416×10-3
s0
s1 s2 s3
1.19784×10-1
-7.17823×10-4 4.93854×10-6 -1.03826×10-8
1.64764×10-1
ZnRT
n=
M
—（mol 数）
所以：
pV =
ZMRT
表示气体压缩的另一种方法是等温压缩系数（Cg）法，即在一定温度下，随压力改变，气 体体积的变化率
Cg
nRTZ ，则 p
1 1 V p V p
因V
煤层气水平井产气特征及动态采收率
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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分形介质煤层气压力动态分析
（２ ～（５式 构成 了无 限大外边 界条件 下定 产 １ ） １） 量 生产 时的定 解 问题 ， 解 可 得 到无 因次井 筒 压 力 求
的 Ｌ ｐａｅ 间解为 ａｌ 空 ｃ
一
气体压缩系数 ，／ ａ １ＭＰ ；
Ｃ —— 井筒 储存 系数 ， 。ＭＰ ； Ｉ／ ａ ｎ
分形 指数 ；
—
ｒ —
井筒 半 径 ， ｍ。
由运 动方 程 、 续 性方 程 以及 真实 气 体状 态 方 连
程， 可得分形介质煤储层 中煤层气 的运移满足如下 无 因次 方程 ， ８ 即
＋
卫
Ｆ ￣Ｆ Ｄ Ｄ ＝ Ｆ Ｄ
～ ［ 【 叫
Ｄ ｕ ＋。 Ｄ ］ ｍ。 十
引
言
气在裂 隙系统 中流动服 从 Ｄ ｒｙ ａ 定律 且为等温 流 ｃ 动， 而拟稳态条件下煤基质微孔 隙中解吸气 向裂 隙
扩散 服从 Ｆｃ 一 定 律 ； 储 层 压力 通 常较 低 ， ｉ ｋ第 煤 可 假 设 ｚ为 常数 。
早在 １９ ９ ０年 ， ｈ ｎ Ｃ ａｇ和 Ｙ ｒｓｓ 便 建 立 了 分 ｏｔ … ｏ 形 油气 藏理论 分 析模 型 ， 开创 了分 形 油 气 藏 渗 流力
定 解条 件为
ｃ 一
其中
ｐ＝ｄ 一０ ｆ —１பைடு நூலகம்
式 中 ： — —储 层压 力 ， ａ ｐ ＭＰ ； ｐ—— 初 始压力 ， ａ ｉ ＭＰ ；
ｐ —— 井底 流动压 力 ， ａ ＭＰ ；
— —
Ｉ ＝ （ ｒ÷ １ ＿ １ ３ ）
ｉ ｒ ｎ ） ＝ ｌ
（ ５ １） 一ｏ
Ｆｉ Ｄ — Ｒ
ｉ
＇
２ 、
煤层气生产动态特征分析
煤层气生产动态特征分析摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。
从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。
关键词：产气量；正相关性；流体势；临储比；层系组合The analysis of coalbed methane production dynamic characteristics(No.156 Coalfield Geological Exploration Team of Xinjiang Coalfield Geology Bureau , Urumqi 830009)Abstract: Because of the different Geological conditions of coal seam and the heterogeneous influence of reservoir, the production of coal seam and gas well in the same area will be different. It is helpful to understand the factors of high yield and main control of coal seam gas well from regional analysis, and guide the development and deployment of coal seam gas well and the optimization of process plan.阜康白杨河矿区煤炭资源丰富，煤变质程度中等，煤层气含量高，同时，煤储层物性较好，有利于煤层气的赋存和开发。
示范区主要含煤地层为八道湾组下段(J1b 1)和八道湾组中段(J1b 2)。
开发的3套主力煤层39#、41#、42#全部位于八道湾组下段。
煤层气排采时渗透率动态特征研究
煤层气排采时渗透率动态特征研究蔡振华;廖新维;杜志强;张倩;范希良【摘要】正确认识煤层气井开采过程中的渗透性变化特征是实现煤层气科学高效开发的重要前提.目前,大量的室内实验研究渗透率随排采的变化时仅考虑压力敏感性,而没有考虑在实际生产过程中存在的基质收缩效应的影响.笔者提出一种动态分析方法,利用实际生产数据,分段拟合出不同生产时间下的煤层参数,包括渗透率和地层压力等,并且在前人研究的基础上建立了考虑应力敏感效应和基质收缩效应的渗透率数学模型,通过数据回归获得到模型的具体参数.该方法可以用于描述煤层渗透率的动态特征,预测煤层气产量变化,指导现场配产.【期刊名称】《河南理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(033)002【总页数】5页(P149-153)【关键词】煤层气;应力敏感;基质收缩;动态渗透率;生产动态分析【作者】蔡振华;廖新维;杜志强;张倩;范希良【作者单位】海油发展工程技术公司,天津300450;中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249;中煤科工集团西安研究院煤层气所,西安710077;中国石油新疆油田公司油藏评价处,新疆克拉玛依,834000;中国石油长庆油田公司,西安710077【正文语种】中文【中图分类】TE33+2煤层非均质性强，气井生产动态变化复杂，气井产能的控制因素众多[1]，如果直接沿用常规油气预测方法往往会导致不理想的生产结果．究其原因在于煤层与常规储层物性差异极大，煤层具有极强的应力敏感特征和胀缩性[2-3]．煤层是双重孔隙储层，基质孔隙内比表面积大且吸附能力强，渗透率极低不能作为生产流动的介质．其主要流动介质是裂缝系统也就是割理，是连接基质和井筒主要通道，实际生产过程中，通过人工压裂致裂缝是实现煤层气增产的主要方式[4]．Jones等指出天然裂缝性储层连通率降低的主要原因是地层压力降低，有效应力增加[5]．岩石的孔隙结构在应力作用下会发生形变，当其承受的有效应力升高时，裂缝会发生收缩式闭合．国内蒋海军等通过大量实验得出类似规律——压力下降导致煤层膨胀，裂缝宽度增加[6]．目前，测定煤层压力敏感程度的主要手段是室内实验[7]，通过改变围压测量渗透率的变化情况．但是，煤层与致密砂岩和页岩相比，疏松易坍塌，取样难度大．而且煤层非均质性极强，实验样品并不能反映煤层普遍特征．由于前人实验只是对煤储层应力敏感性开展研究较多，没有考虑基质收缩效应．本文提出了利用生产动态分析确定煤层压力敏感性特征的方法，通过气井生产数据，反演出不同储层压力下的渗透率．该方法能够反映多种效应综合作用煤层渗透率实际动态特征，揭示煤层气井的生产规律，为准确预测生产动态提供基础，可以合理确定煤层气的开发方式、工作制度和开采速度, 从而提高最终采收率．常见的气井生产动态分析方法包括传统的Arps方法和现代的Normalized Pressure Integral(NPI)、Blasingame曲线特征分析等方法[8-12]．现代生产动态分析方法的基本原理是将不稳定试井原理与生产动态相结合，通过引入新的无因次流量、压力和拟时间函数，利用典型曲线拟合的方法，包括生产历史拟合方法，实现不关井条件下利用气井日常生产数据(井口压力和产量)反演出煤层渗透率．Blasingame在建立递减曲线典型图版时引入了拟压力规整化产量(q/Δp)和拟时间函数tca考虑变井底流压生产情况和随地层压力变化的气体的PVT性质．气体物质平衡拟时间为式中：tca为物质平衡时间，d；μg为气体黏度，Pa·s；cg为气体压缩系数，MPa-1；qg为煤层气流量，m3/d．可得到无量纲产量qD和时间tD，即则渗透率k可以获得，即式中：k为渗透率，md；q为产气量，m3/d；cti为初始综合压缩系数，MPa-1；φ为孔隙度，无量纲；T为煤层温度，K；pi为煤层原始压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；re为煤层边界半径；rw为井底半径．为了进一步获取渗透率动态特征，真实反映应力敏感性和基质收缩性对煤层渗透率的影响．将生产数据按照相应标准平均分成若干段，在每一段承接前一段又影响下一段，这样就能获得在不同时间段内渗透率的变化特征．如图1所示，将黑勇士某口多分支水平煤层气井平均分为6段，对每段进行生产动态拟合，反演出各时间段内的渗透率．煤层渗透率模型是近30 年来的研究热点领域，Enever等通过对澳大利亚煤层研究表明，煤层渗透率与有效应力呈指数关系[13]；McKeeC等在研究美国多个煤层气区块后发现，煤层埋藏深度和有效应力增加导致割理裂缝系统收缩，渗透率呈指数降低[14]．国内的研究者也做了大量研究，唐书恒对阳泉、韩城等矿区实测发现煤层渗透率与原地最小主应力为指数关系[15]．此外，气体从基质表面脱落，导致基质收缩，裂缝宽度变大，从而渗透率增加，也就是基质收缩效应[16]，如图2．根据程波等人研究表明，考虑渗透率与地层压力耦合和基质收缩效应等因素影响，可以建立如下渗透率的数学模型[18-20]，即其中，式中：ki为原始煤层渗透率，md；φ为孔隙度；φi为初始孔隙度；εv为煤层体应变；Kc为杨氏模量；υ为煤的泊松比；α为Biot有效应力系数,0≤α≤1．p为煤层压力，MPa；σavg为平均压应力，MPa；εs为基质收缩引起的应变．对式(5)两边取自然对数，则变形为其中，以美国黑勇士盆地区块内某口多分支水平井为例，该井从2010年开始产水量极小，甚至为0，所以可以视为单相流动，而且排采连续，没有检泵等关井操作措施．该井产气历史数据按照每段100 d分为6段，连续进行动态拟合分析，获得每段的渗透率和地层压力．由图3可知该井渗透率随着生产时间连续下降，但下速度逐渐变缓，按照式(11)对数据进行处理，如图4所示，回归线性方程为即A′=-0.0756,B′=-0.927.(1)煤层渗透率动态变化复杂，受应力敏感效应、膨胀效应和基质收缩效应的综合影响．常规实验大多仅从应力敏感性方面做研究，对煤层渗透率缺乏充分的认识．本文提出动态分析反演方法，通过实际生产数据获得渗透率随着生产动态规律，该方法能够反映多种效应综合作用煤层渗透率实际动态特征，能够把握煤层气井的生产规律，为准确预测生产动态提供基础，合理确定煤层气的开发方式、工作制度和开采速度, 从而提高最终采收率．(2)本文在综合前人建立的煤层渗透率数学模型的基础上，推导了考虑应力敏感性和基质收缩效应的渗透率与地层压力的关系式，该关系式可以指导渗透率数据的处理．(3)通过实例分析，该方法可以确定煤层渗透率与压力的关系，预测煤层渗透率，指导排采制度，合理释放气井产能．E-mail：**************【相关文献】[1] 徐涛,苏现波,倪小明.沁南地区潘庄区块煤层气井产能主控因素研究[J].河南理工大学学报:自然科学版,2013,32(1):25-29.[2] 郭春华,周文,孙晗森，等.考虑应力敏感性的煤层气井排采特征[J].煤田地质与勘探，2011,39(5):27-30.[3] 李相臣，康毅力，罗平亚.应力对煤岩裂缝宽度及渗透率的影响[J].煤田地质与勘探，2009，37(4):29-32.[4] 倪小明，朱明阳，苏现波.煤层气垂直井重复水力压裂综合评价方法研究[J].河南理工大学学报：自然科学版,2012,31(1):39-43.[5] JONES F O.A Laboratory Study of the Effects of Confining Pressure on Fracture Flow and Storage Capacity in Carbonate Rocks[J]. JPT，1975：21-27.[6] 蒋海军,鄢捷年.裂缝性储层应力敏感性实验研究[J].石油钻探技术,2000,28(6):32-33.[7] 林鑫,张士诚,张劲.柳林煤层气储层敏感性评价实验[J].煤田地质与勘探，2011,39(6):28-35.[8] 胡建国.产量递减的典型曲线分析[J].新疆石油地质,2009,30(6)：720-722.[9] 胡建国，张盛宗.应用典型曲线进行产量递减分析[J].中国海上油气,1995(9):325-333.[10] 廖新维，沈平平.现代试井分析[M].北京:石油工程出版社,2002.[11] 孔祥言.高等渗流力学[M].合肥:中国科学技术大学出版社,1999.[12] 庄惠农.气藏动态描述和试井[M].北京:石油工业出版社,2004.[13] ENEVER JRE, HENNING A. The relationship between permeability and effective stress for Australian coal and its implications with respect to coalbed methane exploration and reservoir modeling[C]//Proceedings of the 1997 International Coalbed Methane Symposium.[S.l.]:[s.n.],1997：13-22.[14] MCKEE C R, BUMB A C, KOENIG R A. Stress dependent permeability and porosity of Coal [J]. Rocky Mountain Association of Geologist, 1998,3(1)：143-153.[15] 唐书恒.煤储层渗透性影响因素探讨[J].中国煤田地质,2001,13(1):28-30.[16] 周锋德,姚光庆,唐仲华.煤基质收缩和膨胀对甲烷开采和二氧化碳存储的影响[J].天然气地球科学，2010,21(2):150-156.[17] GAYER R, HARRIS I. Coalbed Methane and Coal Geology [M].London: Geological Society,1996:204-212.[18] 程波,叶佩鑫,隆清明，等.煤基质收缩效应和有效应力对煤层渗透率影响的新数学模型[J].矿业安全与环保,2010,37(2):1-3.[19] ZIMMERMAN RW, SOMERTON W H, SKING M. Compressibility of rocks [J]. Journal of Geophysical Research, 1986, 91(b12): 12765-12777.[20] MCKEE C R, BUMB A C, KOENING R A. Stress-dependent permeability and porosity of coal in: Proceeding of Coal bed Methane Symposium [M].Tuscaloosa, Alabama:[s.n.],1987.[21] SCHWERER F C, PAVONE A M. Effect of pressure-dependent permeability on well test analysis and long term production of methane from coal seams [C]//The SPE Unconventional Gas Recovery Symposium. Pittsburgh Pennsylvania:SPE,1984.[22] 周军平,鲜学福,姜永东，等.考虑有效应力和煤基质收缩效应的渗透率模型[J].西南石油大学学报，2009,31(1):4-8.。
煤层气井底流压生产动态研究
第41卷 第2期 煤田地质与勘探Vol. 41 No.2 2013年4月COAL GEOLOGY & EXPLORA TIONApr. 2013收稿日期:2011-09-09基金项目: 国家科技重大专项课题(2011ZX05034-003; 2011ZX05042-002)；国家科技重大专项项目(2011ZX05061;2011ZX05062; 2011ZX05063)文章编号: 1001-1986(2013)02-0021-04煤层气井底流压生产动态研究赵 金，张遂安(中国石油大学煤层气研究中心，北京 102249)摘要: 井底流压对煤层气的开采至关重要。
在考虑煤层产水量与井底流压的耦合作用下，基于质量和能量守恒定律建立了计算井底流压的数学模型。
采用压力增量迭代法，利用matlab7.11编写了求解程序，分析了排采参数相互间的关系。
研究结果表明：产水量与井底流压两者的关系呈非线性关系；储层渗透率越好、煤层厚度越厚，产水量与井底流压的耦合关系会更显著些；气液两相流阶段中，高产气量不仅能降低环空中气体流动的压降损失，还利于煤层气在地面管汇的运输。
关 键 词：煤层气；井底流压；耦合效应；软件应用中图分类号：P618.13 文献标识码：A DOI: 10.3969/j.issn.1001-1986.2013.02.005Production dynamics of CBM bottom hole pressureZHAO Jin, ZHANG Suian(Coalbed Methane Development Center , China University of Petroleum , Beijing 102249, China )Abstract: Bottom hole pressure (BHP) has a great effect on CBM production, so it’s necessary for us to calculate BHP accurately during CBM production. The mathematical models of BHP calculation were developed based on mass conservation law and energy conservation law, considering the influence between water production and BHP during the flow process. Matlab7.11 was used to write solving program. And the relationship among operational parameters and their effects on deliverability were analyzed. The results show that the coupling effect between water production in coal seam and BHP make them not follow a linear relationship, especially when reservoir per-meability is good and coal seam is thick. High gas production rate can not only reduce pressure drop losses in the ring, but is convenient for CBM transportation on the ground.Key words: CBM; bottom hole pressure; software application; coupling effect煤层气井生产过程中的井底流压，不仅制约着煤层气井的水产量和气产量，而且还对储层渗透率等储层特性具有一定的影响。
关于煤层气井产气量影响因素分析
关于煤层气井产气量影响因素分析摘要：煤层气产气量与煤储层解吸压力、原始地层压力、压裂液返排率以及压裂情况等密切相关，同时排采制度对煤层气产气量也有显著影响。
受煤层气开发时间、规模、地质条件、完井方式、排采方式与工作制度等方面的影响，煤层气井的生产效果往往会有较大的差别。
本文立足于地质条件、项目条件与排采条件等层面，针对此区块煤层气井形成气体数量的管控条件展开探究，并且基于实验数据对煤层气井产气量控制因素进行研究，可为其他区块煤层气的开发提供借鉴。
关键词：煤层气井；产气量；影响因素引言研究当前该区煤层气井的生产特征是后期大范围开发的基础，同时为最大限度地发挥煤层气井的生产潜力、提高煤层气田的开发效益，明确工区煤层气井产能的主控因素成为关键所在。
1气井产能影响因素在煤层气开发过程中，煤储层的储集性能、渗透率和吸附解吸受多方面影响。
通过对比不同井之间的地质、工程，以及后期排采等方面的差异，总结分析认为影响煤层气井产能主要有以下几点因素：1.1解吸压力临界解吸压力是煤层气开始解吸时的地层压力，解吸压力越高，随着地层压力降低，煤层气解吸的时间越早，有效解吸面积越大，产量越高。
临界解吸压力与平均日产气有明显的正相关关系，小试验井组区块东南部解吸压力明显较高，产气量较高。
1.2产液量产液量主要与地层供液能力相关。
目前的开采技术都是通过对煤层水的大量抽排，降低地层压力，从而使煤层解吸渗流。
当地层供液能力强，地层压力难以下降，煤层气解吸困难。
含水较弱的地层，煤层水补给困难，储层压力随着排采水的采出而降低，从而利于煤层气解吸。
1.3渗透率渗透率是控制气井产气量的最本质因素，它决定煤层气是否能从储层中成功采出。
在煤层气排采过程中，储层渗透率会随着有效应力、流速、支撑剂嵌入深度和铺砂浓度等因素的改变发生动态变化。
引起这种变化主要包含两个因素：应力敏感性、煤基质收缩性。
一方面随着裂缝中的水排出，裂缝中流体承担的压力减小，而上覆地层压力不变，有效应力增加，使煤储层受到收缩，发生强烈的应力敏感，导致渗透率下降；另一方面煤层气的解吸产出使得煤基质收缩，煤裂隙空间扩大，渗透率增大。
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煤层气生产动态特征分析
发表时间：2018-06-25T14:58:12.400Z 来源：《基层建设》2018年第12期作者：王国华崔德广[导读] 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。
新疆维吾尔自治区煤田地质局一五六煤田地质勘探队乌鲁木齐 830009 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。
从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。
关键词：产气量；正相关性；流体势；临储比；层系组合 The analysis of coalbed methane production dynamic characteristics (No.156 Coalfield Geological Exploration Team of Xinjiang Coalfield Geology Bureau , Urumqi 830009) Abstract: Because of the different Geological conditions of coal seam and the heterogeneous influence of reservoir, the production of coal seam and gas well in the same area will be different. It is helpful to understand the factors of high yield and main control of coal seam gas well from regional analysis, and guide the development and deployment of coal seam gas well and the optimization of process plan.
阜康白杨河矿区煤炭资源丰富，煤变质程度中等，煤层气含量高，同时，煤储层物性较好，有利于煤层气的赋存和开发。
示范区主要含煤地层为八道湾组下段(J1b 1)和八道湾组中段(J1b 2)。
开发的3套主力煤层39#、41#、42#全部位于八道湾组下段。
由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。
从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。
一、示范区生产特征
为分析示范区的生产特征与产气分布规律，将从本区的产气、产水规律，以及与煤层构造、煤层厚度、流体势、层系组合等方面关系入手，深入研究本示范区煤层气井的高产主控因素。
1、产气量与构造的关系
从示范区煤层气井2015年10月31日的产气现状与构造关系叠合图可以看出（见图1），示范区西部部署的两排煤层气井，构造深部位井的产气效果要好于浅部位的井；示范区东部部署了三排煤层气井，构造中部的井产气效果最好，深部位井的产气效果次之，而浅部井的产气效果最差。
总体来看，目前示范区全区浅部位井的产气效果都不理想，可能与浅部的井离火烧区较近，瓦斯风化带较深，浅部井的含气性较差等因素有关。
图1 示范区煤层气井产气现状与构造关系图
2、产气量与煤层厚度的关系
从示范区煤层气井产气现状与3套主力煤层厚度的叠合关系图可以看出（见图2），示范区煤层气井产气量与39#、42#煤层厚度大体上呈正相关性，即煤层厚度大的区域产气量高，而与41#煤层厚度的相关性不明显。
a.示范区煤层气井产气量与39#煤层厚度关系图
b.示范区煤层气井产气量与41#煤层厚度关系图
c.示范区煤层气井产气量与42#煤层厚度关系图
图2 示范区煤层气井产气量与厚度关系图
3、产气量与流体势的关系
从储层流体势的分布图可以看出，示范区流体势总体上呈东西两边高，中间转折部位低的特点。
另外，从示范区煤层气井产气现状与储层流体势的叠合图可以看出（见图3），大体而言，本区流体势相对较高部位井的产气效果比较好，而在流体势低部位的井，产气效果都不太好，甚至不产气。
分析认为，地层流体流动的趋势是从流体势高的地方向流体势低的地方流动，高势区的井容易降压，因此产气效果好，而低势区的井不容易降压，因此产气效果不好。
图3 示范区煤层气井产气量与流体势关系图
4、产气量随井底压力的变化关系
煤层气的产出机理是通过排水降压促使煤层气从煤层解吸，经过煤储层的渗流通道流动产出，通常而言，煤层气井从产气量与井底压力呈负相关性，即井底压力越低，井从产气量越高。
从示范区煤层气井产气情况随井底压力的变化关系图可以看出（见图4），总体上，随着时间推移，区域内井底流压降低范围的逐渐扩大，产气井数逐渐增多，产气范围从原先的小井网周围逐渐扩大至全区范围。
但同时，从图中也可看出，位于构造浅部的井，尽管井底压力也随着时间推移在不断降低，但是浅部井的产气效果并不理想，并没有出现像较深部位区域那样产气井逐渐增多，产气量逐渐上升的情况，这进一步说明浅部位井的含气性较差。
图4 示范区煤层气井产气量随井底压力变化关系图
5、产气量与临储比的关系
临储比是反映煤层气富集程度与保存情况以及储层压力情况的参数，通常与井的产气量有较好的正相关性。
从示范区煤层气井产气现状与临储比的叠合图可以看出（见图5），本区总体上处于临储比高值区域的煤层气井产气效果较好，而处于临储比低值区域的井产气效果不大理想。
本示范区煤层气井临储比在0.125-0.829之间，低于0.5的约占64%，总体偏低，可能会对区块的长期高产稳产造成一定的影响。
图5 示范区煤层气井产气量与临储比关系图
6、产气量与层系组合的关系
层系的组合对煤层气井的产量影响较大。
从开发的角度来说，合层开采的各产层必须属于同一个压力系统，具有相近的储层物性，才能合采开采，否则就会因层间差异产生层间干扰。
从示范区3套煤层的气藏地质特征参数看，39#、41#、42#煤层储层物性，特别是渗透性差异较大，合采开采可能会产生层间干扰。
由于没有更多的数据，也没有开展合层开采产出剖面测试，是否有层间干扰暂时无法证实，对于何种层系组合最产量最为有利，暂且只能通过统计数据进行分析判断。
通过对示范区煤层气井生产层位的统计，本区主要以39#+41#+42#三层合采为主，约占所有开发井数的74%，其次为41#+42#，所占比例为11%，再次为单采42#煤层，井数比例为9%，再其次为39#+41#合采，最后为合采42#+44#。
见图6。
图6 示范区煤层气井产气量与层系组合关系图
从示范区煤层气井产气现状与层系组合关系图、不同生产层位产气分布图和对不同层系组合见气情况与平均产气量的统计表可以看出（见图7、图8和表1），3层合采的见气率虽然不是最高，但是其1000m3/d以上的中高产井数最多，单井平均产气量也最高；41#+42#合采
中水平。
图7 示范区煤层气井产气量与层系组合关系图图8 不同层位产气分布统计图。