沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测
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。
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
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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。
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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
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（） 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。
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中 国 煤 炭 地 质