煤层气井采气机理分析

从水文地质的角度分析了稳定状态和非稳定状态下煤层气井的生产过程,揭示了煤层气井生产的实质就是通过排水达到降压、采气,以地下水运移规律为指导进行排采是煤层气井持续、稳定、高产的关键。同时结合不同地质情况分析了煤层气井的产气规律及趋势,为煤层气井的预测生产提供了理论依据。     

煤层气井采气机理分析

从水文地质的角度分析了稳定状态和非稳定状态下煤层气井的生产过程，揭示了煤层气井生产的实质就是通过排水达到降压、采气，以地下水运移规律为指导进行排采是煤层气井持续、稳定、高产的关键。同时结合不同地质情况分析了煤层气井的产气规律及趋势，为煤层气井的预测生产提供了理论依据。     

三交地区煤层气井产量的拟合分析

以河东煤田三交区块煤层气井生产资料为基础,利用煤层气地质学和地下水动力学原理对煤层气井的生产曲线进行了拟合分析,并最终确定了两口煤层气井的水文地质参数。利用Ja-cob公式获得了既定水文地质条件下的产气量及产水量的理论曲线。对比分析结果表明,生产曲线和理论曲线拟合较好,用理论模型进行煤层气井的产能预报是可行的;理论产水量及产气量偏低的原因是由于煤层气开采过程中压裂的影响,开采初期压裂增强了煤层的渗流能力,使得实际值大于理论值。     

影响沁南—中南煤层气井解吸压力的地质因素及其作用机制

以沁南的郑庄-樊庄区块和沁中南的长治-安泽区块为研究区,依据煤层气地质背景和气井排采资料,对各区块煤层气井的解吸压力分布特征以及引起区块间解吸压力差异的主要因素进行研究。结果表明:沁南的郑庄-樊庄区块西、北部煤层气井的实际解吸压力明显高于东南部、中部;沁中南的长治-安泽区块,解吸压力总体呈东西两翼低中部高的条带状展布;实际解吸压力和临界解吸压力的对应关系一定程度上与煤级有关;煤级,灰分含量及煤体结构的差异是盆地南部与中南部解吸压力差异的主要原因,地质构造、埋深是沁水盆地南部煤层气井解吸压力局部性变化的主要因素,而埋深、地应力是沁水盆地中南部煤层气井解吸压力区内差异的主要因素。     

三交区块煤层气井煤粉产出动态规律及管控措施

为查明煤粉产出对煤层气井开发的影响,揭示煤粉产出的动态规律,制定合理的煤粉管控措施;以鄂尔多斯盆地东缘三交区块8口煤层气井和典型井SJ23-1的现场煤粉体积分数监测和排采数据为依据,分析了煤粉对煤层气井排采的影响,划分了煤层气井排采煤粉的4个阶段,根据三交区块产出煤粉的动态特征和地质条件制定了合理的煤粉管控措施;实践表明:煤粉的产出是多种因素综合的结果,排采初期和产气量快速上升期是煤层气井发生卡泵的高发期,制定的管控措施能有效地减少卡泵事故的发生,减少煤粉对储层的伤害,更好地保护煤储层,延长煤层气井的生产周期,提高煤层气井的产气能力.     

气井产量递减类型及气藏地质工程因素分析——以柿庄南矿区煤层气井为例

为提高煤层气井单井产能,有必要弄清气井产量下降阶段时间的长短,递减速率的快慢,遵循何种递减类型等.在研究柿庄南煤层物性的基础上,结合区块内43口进入递减期的典型气井,利用Aprs递减分析方法,拟合出各井的递减模型,计算出各井的递减速率,从气藏地质和气藏工程两个角度研究煤层气井产量递减的控制因素.结果表明,煤层气井产量以指数递减和调和递减为主,初始递减率较小.影响煤层气单井产能的气藏地质因素主要包括煤层厚度、孔隙度、渗透率、相对渗透率、含气量、吸附常数、煤层压力和临界解析压力;气藏工程因素主要包括井底流压、表皮因子、边界半径和裂缝参数.     

沁水盆地煤层气产能差异及采收率

为揭示沁水盆地不同含气区域煤层气产能差异,采用理论分析和数值模拟的方法,研究了沁水盆地典型区块煤层气储层特征及其对产能的影响.基于沁水盆地煤层气井产气量数据,总结发现各区块煤层气产能存在明显差异,分析了影响煤层气井产能的主控因素.提出以目标煤层资源丰度、渗透率、临界解吸压力作为关键参数评价产能方法.研究结果表明:沁水盆地南部煤层气资源可采性优于北部,典型区块煤层气开发前景优劣排序为潘庄、大宁、寿阳、古交.     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验,分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大,与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性;区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象;见气时套压的控制与产气量具有一定规律,套压小于0.5 MPa 开井产气,效果最差,套压0.51.0 MPa 开井产气,效果次之,套压大于1.0 MPa 开井产气,效果最好。     

考虑启动压力的煤层气直井采收率预测模型

为查明煤层气井组排采时各井产气量差异的主要原因,采用实验室启动压力梯度和渗透率关系测试实验与渗流理论方法,构建了考虑启动压力的煤层气垂直井采收率预测模型.晋城矿区潘庄区块煤层气井的采收率计算结果表明:临界解吸压力、煤储层的导流能力的大小对煤层气井采收率的影响较大.改善煤储层的导流能力是提高采收率的重要途径.煤储层临界解吸压力、产气半径的差异性导致人为划定的单井控制面积计算采收率的局限性.     

阜新盆地刘家区煤层气井产能的主要影响因素

为了获得理想的煤层气井产能,结合几年来阜新盆地刘家区煤层气开发实践,对煤层气主控地质因素进行综合分析,认为影响刘家区煤层气井产能的主要因素为单井控制的煤层气资源量、地质构造、岩浆活动、煤储层渗透率、临界解吸压力、盖层条件和气井施工工艺.提出了煤层气开发的布井原则和有利区块,可对刘家区或其它煤层气开发区选择有利的煤层气井位提供借鉴.     

融合注意力机制的煤层气产量动态预测

为了提升煤层气产量的预测精度,提出融合注意力(Attention)机制并结合卷积神经网络（convolutional neural networks,CNN）和长短期记忆神经网络（long short term memory,LSTM)的煤层气产量动态预测模型。利用随机森林变量筛选方法,确定井底流压、动液面高度、套压、冲次为排采过程中影响煤层气产量的主控因素;利用CNN信息提取优势,提取煤层气排采数据的特征向量,并将特征向量作为LSTM网络的输入;再将LSTM隐含层融合注意力机制提取重要信息权重,有效解决信息长期依赖性和信息丢失。实验结果表明：融合注意力机制的CNN-LSTM煤层气产量动态预测模型各方面均表现较优。具体表现为：1. 模型预测性能较好,利用不同模型对比预测,改进后的煤层气产量预测模型精度最高,比标准的LSTM预测精度提升了3%~4%;2. 泛化性能较优,预测同一区块不同生产天数的6口煤层气井产量时,预测60天日产气量的平均相对误差均小于5%,预测200天日产气量的平均相对误差均小于8%。     

基于动态权函数的煤层可压性综合评价

煤层可压性直接影响着煤层气井的产量和企业的生产成本.为科学地对煤层可压性进行评价,以煤层地质参数为切入点,利用动态权函数综合评价煤层可压性.首先,针对煤层地质参数进行初选,利用数理统计的方法优选出主控影响参数;其次,通过分析主观赋权法和客观赋权法,对比其优势与不足,引入动态加权函数对煤层可压性参数进行赋值;再次,利用动...     

大倾角储层煤层气多层合采产量控制地质与工程因素

针对大倾角储层煤层气多层合采的特点，以库拜煤田煤层气井的实际排采动态资料为基础，通过分析排采动态典型指标与地质要素和工程要素之间的关系，剖析了库拜煤田大倾角储层多层合采煤层气井产能的控制因素，并用灰色关联分析定量评价了各影响因素的重要性。结果表明：（1）大倾角储层煤层气合层排采产量与单井动用资源丰度、储层压力梯度、煤体结构、临界解吸压力、初始排水速度、压裂效果、初始见气时间具有较好的相关性，但与渗透率、吸附时间相关性较差。储层压力梯度和储层压力是影响该研究区产能的主控因素；（2）新疆库拜煤田大倾角储层靶点压力特征、含气量、渗透率基本处于同一水平，同埋深不同煤层物性非均质性较小，层间干扰作用小，较适合合层排采。论文研究成果可作为大倾角储层煤层气合层排采提供指导。     

寺河井田下组煤煤层气开发有利区优选及穿煤柱水平井井位部署

寺河井田在煤炭开采前需要通过地面预抽方式降低瓦斯含量以解决煤炭开采过程中的瓦斯突出等问题。煤矿区地面煤层气开发工程要做到与煤炭的协调开发,煤层气抽采区块的优选及井位的合理部署至关重要。本文利用FLAC3D软件模拟,建立煤层底板采动效应地质模型,开展针对性的研究上组煤采动后下伏岩层应力变化;结合煤矿采掘部署,选取下组煤煤层气开发的主控因素为指标,建立采动区下组煤煤层气开发潜力评价指标体系,采用层次分析法和模糊综合评价相结合的方法,评价煤层气开发的有利区块;以煤层气与煤炭协调开发为前提,确定穿煤柱水平井煤层气开发井位部署的原则,研究水平井设计的关键要素及内容,优化设计15口井位。研究表明：9号煤层和15号煤层都处在3号煤层开采卸压范围内;东五盘区是寺河井田部署下组煤煤层气水平井的优选区,开展的1口煤层气井最高日产气量达到了9 522 m3。     

沁水盆地煤地质与煤层气聚集单元特征研究

通过对沁水盆地煤层气聚集单元分析,可以看出煤层气聚集单元划分需要查明影响煤层气成藏的各种地质因素。煤层气聚集成藏是天然气成藏中的特殊情况,其特殊的成因机制使得聚集单元分析不能套用常规石油天然气聚集单元的划分原则,其中煤地质基础研究特别是煤层气基础研究是煤层气聚集单元分析的基础;对于一个完整盆地,煤聚积规律研究对煤层气最为重要,因此应该在高分辨率层序地层单元划分的基础上进行精细的富煤单元分析;对于指导煤层气勘探与开发,盆地内部次级单元的划分是实用的,也是难度更大的;沁水盆地煤层气聚集单元可以用以下“富气区”描述,即沁南极富气区、东翼斜坡带富气区、西翼斜坡带低富气区、西山较低富气区和高平一晋城低富气区,因此沁南区是煤层气成藏有利区。     

流固耦合作用下注气开采煤层气增产规律研究

提高低渗透煤层气产量是我国煤层气开采中急需解决的关键问题,加速煤层甲烷解吸过程的注气增产方法是提高低渗透煤层气产量的有效途径。由于排采降压在孔隙流体压力变化的范围内会引起储层孔隙介质的应力和应变的变化,造成有效渗透率和孔隙度的降低,同时也影响注气和产气的动态参数。研究这些规律,首先建立了注气开采煤层气多组分流体扩散渗流的流固耦合模型,利用数值方法研究了注气开采煤层气的增产机理。研究表明,注入二氧化碳气体不但减少了煤层甲烷的分压．加速了煤层甲烷的解吸;而且二氧化碳气体比甲烷气体更易吸附,竞争吸附置换煤层甲烷分子,从而提高了煤层气产量,同时必须重视耦合作用对注气增产造成的不利影响。     

沁水盆地南部煤层气藏特征

以油气、煤田和煤层气勘探阶段积累的资料为基础,系统探讨了沁南煤层气藏的特征。通过对气藏静态特征（包括煤层空间几何形态、煤层气成分和含量、储层物性、吸附特征、储层压力及封闭条件）和动态过程（包括煤层气形成、运移和聚集）的分析,指出晚古生代的煤层在经历了印支期和燕山期两次煤化作用生成的煤层气,在喜马拉雅期遭受了严重的调整与改造后逐渐形成现今的沁南煤层气藏。直接控制该煤层气藏中煤层气富集程度的因素为顶底板与边界断层。目前的高产煤层气井基本上都位于地下水滞流区。     

煤层气井井下管杆缓蚀剂研制

针对韩城区块煤层气井长期存在的井下管杆腐蚀问题,通过对现场采出气、液及腐蚀产物进行分析,判断韩城区块主要腐蚀因素为CO2、H2S在高矿化度环境下多组分协同作用。通过静态腐蚀失重法和电化学方法对缓蚀剂进行了筛选、复配及最佳添加浓度等实验研究,研制出了适合该区块的缓蚀剂。室内实验结果表明,该缓蚀剂在韩城区块腐蚀环境下取得了很好的缓蚀效果,年均腐蚀速率降到0.045mm.a-1,能经济高效的解决该区块煤层气井下管杆腐蚀问题。     

Influence of overpressure on coalbed methane reservoir in south Qinshui basin

In theory, from the high temperature and pressure during the coal generating gas to the present low temperature and pressure of coalbed methane reservoir, the accumulation of coalbed methane was from oversaturated to undersaturated. The gas content of the coalbed methane reservoir in the south Qinshui basin was 12-35.7 m3/t. According to the isotherm and measured gas content of No. 3 coal, the adsorbed gas content in some wells was highly saturated and oversaturated, which was hard to theoretically understand. In addition, there were no thermogenic and biogenic gases at the late stage in the south Qinshui basin. This article proposed that the overpressure was the main reason for the present high saturation of the coalbed methane reservoir. In early Cretaceous, the coalbed methane reservoir was characterized by overpressure and high saturation caused by gas generation from coal measure source rocks. In late Cretaceous, the coalbed methane reservoir was rapidly uplifted, and with the temperature and pressure decreasing, the pressure condition of adsorbed gas changed from overpressure to normal-under pressure, which resulted in the high saturation and gas content in the present coalbed methane reservoir.