陈振宏等-影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例

第30卷第3期 石 油 学 报 V01．30No．3 2009年5月 ACTAPETR()LElSINICA May 2009 文章编号：0253—2697(2009)03-0409-04 影响煤层气井产量的关键因素 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 以沁水盆地南部樊庄区块为例 陈振宏 王一兵 杨焦生 王宪花 陈艳鹏 赵庆波 (中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007) 摘要：研究了沁水盆地南部樊庄区块煤层气投产井地质特征、压裂增产工艺、生产状况及排采技术等，分析了影响煤层气单井产量 的关键因素，并讨论了提高煤层气井单井产量需要关注的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 。研究结果表明。煤层气高产井通常临界解吸压力与地层压力的比 值较高，压裂施工时加砂量、用液量高；采用变排量施工工艺。控制裂缝形态，可提高压裂效果；特别是煤层气产出表现出“气、水差 异流向”规律：构造高部位利于产气，构造低部位利于产水。在煤层气开发中，必须保证科学的排采制度，坚持“缓慢、长期、持续、稳 定”的原则。排采早期保证液面稳定缓慢下降。在产气阶段，要保持合理套压，排采制度切忌变化频繁，避免由于煤层压力激动造成 煤层坍塌和堵塞。 关键词：煤层气开发；产能；解吸压力；地层压力；影响因素；排采制度 中图分类号：TEll2．11 文献标识码：A Influencingfactorsoncoal-bedmethaneproductionofsinglewell： AcaseofFanzhuangBlockinthesouthpartofQinshuiBasin CHENZhenhongWANGYibingYANGJiaoshengWANGXianhuaCHENYanpengZHAOQingbo (LangfangBranch，PetroChinaExplorationandDevelopmentResearchInstitute，Langfang065007，China) Abstract：Basedonthegeologiccharacteristics，fracturingandproductiontechnologiesandaccompanyingperformanceforproducing inFanzhuangBlockinthesouthpartofQingshuiBasin，theinfluencingfactorsoncoal—bedmethaneproductionofsinglewellwere analyzed．Itisprovedthatthehigh—capacitywellofcoal—bedmethanehasahighratioofcriticaldesorptionpressuretOformation pressure．Greatamountsofsandandfluidarerequiredinthecoal—bedmethanefracturingproduction．Especially，therearedifferen— tialflowdirectionsofgasandwater．Thevariabledisplacementfracturingtechnologycaneffectivelycontrolthefracturemorphology andenhancethefracturingeffect．Intheprocessofcoal—bedmethanedevelopment，theappropriateproducingmethodshouldbea— doptedwiththeprinciplesofunhurried，long-term，continuousandsteady．Itisnecessaryforslowlydroppingliquidlevelintheearly productionperiodandtakingadvisablecasingpressureingasproduction．Thefrequentalternationofproducingmeasures，which wouldcausecoalseamcollapsingandblocking，shouldbeavoided． Keywords：coal—bedmethanedevelopment；capacity；desorptionpressure；formationpressures influencingfactor；producingmeas一 ●Ire ’ 1 影响煤层气井产量的主要参数 煤层气产出包括3个过程：煤基质孔隙的表面解 吸；通过基质和微孔隙扩散到裂隙；以达西渗流方式通 过裂隙向井筒运移[1。2]，对应甲烷气体在煤层中的流 动。井底流体相态及流动特征也经历3个阶段的变 化：饱和水单相流、非稳态流和气水两相流[3。4]。通常， 煤层气井的气产量公式可简化为【5] q=K。K，。h·(In≥)Ap2。(t) ，w 式中：Qg为煤层气产量，ITl3；K。为气相相对渗透率， btm2；Ap为生产压差。MPa；K。为绝对渗透率，弘m2； h为煤层厚度，m；^为供给半径，m；r。为煤层气井半 径，m；A为流体特性综合系数。 对于樊庄区块内各煤层气开发井来说，含气性变 化较小，煤层厚度、供给半径、气井半径及流体特征等 基金项目：国家重点基础研究发展规划(973)项目。高丰度煤层富集机制及提高开采效率基础研究”(2009CB219607)和中国石油天然气股份公司重大 科技专项“非常规油气资源勘探开发技术研究”(2008E一0801)联合资助。 作者简介：陈振宏，男，1979年5月生．2007年获中国科学院广州地球化学研究所博上学位．现在中国石油勘探开发研究院廊坊分院工作·主要从事 石油天然气地质及煤层气地质方面的研究。E—mail：cbmjimcoco@126．com 万方数据 石 油 学 报 2009年第30卷 基本相当，因此区块内影响煤层气井产量的因素主要 包括绝对渗透率K。、气水两相相对渗透率K，和生产 压差△p。这些因素主要受地质条件、工程参数和排采 技术等控制。 2地质条件对煤层气井产能的影响 2．1原始地层压力 沁水煤层气田地层压力随地层埋深规律性变化， 其原始压力与煤层的海拔高度成负线性相关关系，可 以用线性方程表示为 户一一0．0104h+6．6 (2) 式中：p为压力，MPa；h为煤层海拔高度，m。 利用式(2)对2006年投产的气井进行原始地层压 力计算，计算结果表明，原始地层压力介于3．31～ 4．98MPa之间，与单井产气量没有明显的相关性，说 明原始地层压力对煤层气井产能影响不大(图1)。 ， 毛 ^● g 一 、 蛔 旷 {L 软 磐 O∞ 5∞ ooo 500 000 5∞ O 3．5 4．o 4．5 5．o 原始地层压力，MP丑 图1 樊庄区块3号煤原始地层压力与单井产量的关系 Fig．1Correlationbetweeninitialreservoirpressureand singlewellproductionfromNo．3coal seamofFanzhuangBlock 2．2临界解吸压力 沁水盆地南部地区3号煤临界解吸压力变化范围 较大，一般为1．2～3．6MPa[6]。统计结果显示，临界 解吸压力与单井平均日产气量呈弱线性关系，临界解 吸压力越高，平均日产气量越高(图2)。 o b n● 暑 一 、 ■ 扩 {L {k ：磐 樯界解吸压力／MPa 图2樊庄区块投产井临界解吸压力与平均日产气量的关系 Fig．2Correlationbetweencriticaldesorptionpressureand dailyaveragegasproductioninFanzhuangBlock 理论上，临界解吸压力与地层压力越接近，煤层气 越容易解吸【7⋯。计算临界解吸压力户。与地层压力以 的比值、分析单井煤层气解吸压力与产气量的关系，能 够掌握临界解吸压力对煤层气井产能的影响程度。 沁水盆地南部樊庄区块煤层气埋深一般为600ITI 以浅，煤储层压力系数平均为0．67MPa／hmC9‘叫，地层 压力多在3．6～4．4MPa[1¨2|。计算结果显示，产气量 高、产气较为连续井的户。／户。值高，达到0．47～o．98， 平均值为0．73：如P1一a井和P1一b井p。／p，值分别达 到0．95和0．98，接近饱和状态，在生产中表现为出气 早且产量高，截至2008年2月底，以2500～3000 m3／d稳产一年半。而产气状况相对差的井，户。／p，值 明显偏低，一般为0．38～0．76，平均值为0．55，产气量 一般在1000m3／d以下。 由此可见，临界解吸压力与地层压力的比值越高， 煤层出气越容易，产气量也越高且稳定(图3)。 乏 ! 、 捆 ￡ 采 岳 之／幺 图3樊庄区块投产井p。／pl值与平均日产气量的关系 Fig．3CorrelationbetweentheratioofPttoP。anddaily averagegasproductioninFanzhuangBlock 2．3构造部位 2006年樊庄区块投产井的分析统计结果显示，煤 层气井水产量与煤层海拔关系密切。供液能力高的井 其分布表现出两个显著特征：①临近断层分布，断层附 近裂缝发育，易与顶地板及地表水等水体沟通，供液能 力强，如P押一X等，邻近东西向小断层，供液能力在10 m3／d以上；②产水量与构造相对高点呈负相关，构造 相对低部位处于地下水汇集区，供液能力强。 图4展示了樊庄区块蒲池地区煤层气投产井平均 日产水量与煤层海拔的关系。可以看出，从西北到东 南方向，煤层海拔呈现逐渐升高的趋势，且处于相对低 部位的1号、2号、9号和16号井的平均日产水量明显 高于相邻井，处于最低部位的1号和2号井，平均日产 水量分别达到12m3／d和14m3／d。 煤层气高产井多位于构造相对高点(表1)，一般 距离断层较远。这是由于局部的煤层背斜轴部处于张 性应力环境，煤储层物性较好mj，使得煤层气更容易 ．．．暨～ ◆．一 一 湖咖姗咖姗咖蝴o． 3 3 2 2 l l 万方数据 第3期 陈振宏等：影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例 411 解吸，出气快，产量高；而近断层地带裂缝发育，压裂易 于与断层连通，煤层气沿裂缝逸出，造成产气量低。 图4樊庄区块蒲池地区煤层顶海拔与单井产水量的关系 Fig．4Correlationbetweentheheightabovesealevelof coalseanlandsinglewelldailyaveragewater productioninFanzhuangBlock 表1 樊庄区块背斜、向斜及其翼部井的产气情况 Table1 Statistics011gasproductionoftheanticline。 synclineandlimbofFanzhuangBlock 笔者提出煤层气“气、水差异流向”规律：构造高部 位利于产气，构造低部位利于产水；构造低部位大量产 水，加速构造高部位降压，利于煤层气解吸。 此外，煤储层杨氏模量较高的井产水量较大 (图5)。 专： !i i 1 耋 塞 杨氏模鼍／MPa 图5樊庄区块煤储层杨氏模量与单井产水量的关系 Fig．5Correlationbetweenthemodulusofelasticityandsingle welldailyaveragewaterproductioninFanzhuangBlock 3增产施工工艺对煤层气井产能的影响 3．1压裂液体系 以樊庄区块2006年施工的63口井为例，其中应 用活性水施工40口，应用清洁压裂液施工21口，应用 冻胶施工2口。截至2008年2月20日，以连续10d 最高平均日产气量作为分析依据，生产数据对比表明， 活性水体系见气比例高达93％，单井生产状况较好， 产量在2000m3以上的井主要是活性水体系，比例达 到80％。 3．2加砂量 对54口已产气井进行分析发现。加砂量在40m3 以下时，多数井产量在1000m3／d以下，加砂量达到 40m3以上后高产井数量增加较明显(图6)。其中，7 口井首次施工均没有完成设计 要求 对教师党员的评价套管和固井爆破片与爆破装置仓库管理基本要求三甲医院都需要复审吗 ，加砂量严重不足， 造成后期产气量较差。 ：、 b n。 譬 、一 、 ■ r {L 袄 譬 图6 樊庄区块加砂量与单井产气量的关系 Fig．6Correlationbetweenthesandvolumeandsinglewell dailyaveragegasproductioninFanzhuangBlock 这是由于加砂量的增加有利于增加缝长和缝宽， 释放更大范围内的应力，增加煤层气井的降压范围，提 高煤层气产量。加砂量不足对产气影响明显。 在总液量方面，活性水体系最高为616．9m3，最低 为334．45m3，平均为425．32m3；清洁压裂液最高为 333m3，最低为226m3，平均为279．92m3；冻胶平均用 液为302．87m3；在加砂量基本一致的情况下，清洁 压裂液具有携砂能力强的特点，比活性水少用液 量146．57m3。 在成本允许的范围内，适量增大施工规模，形成更 宽、更长的裂缝系统有利于提高后期产气水平。对于 冻胶和清洁压裂液这样的黏性体系，前置液量确定了 在支撑剂达到端部前裂缝的穿透深度，泵入充分的前 置液量是造出设计缝长的关键。因此，适当提高前置 液比例有利于提高压裂效果。 3．3变排量施工工艺 具有明显天然裂缝特征或多裂缝特征的井的平均 产量为1820m3／d．远高于多裂缝特征不明显的井(平 均产量为820ITl3／d)。滤失量较大的并。无法积聚有 效的净压力张开裂缝，最终形成的有效缝网少，导致压 裂效果不理想，大部分单井产气量不高的井都属于这 种情况；而单一裂缝延伸为主的平均产量最低。多数不 产气井均属于此类。因此煤层压裂既需要一定的纵深 改造，又需要张开更多的有效缝网。 由小排量开始的变排量施工工艺利于裂缝形态控 制，提高压裂效果。统计表明，变排量施工的33口井， 万方数据 412 石 油 学 报 2009年第30卷 施工中一般以3"-4m3／min的排量开始，前置液末期 一般升至5m3／rain，采取逐步增加的变排量施工工 艺。截至2007年底，33口井有31口产气。 其他30口井没有采用明显的变排量措施，初期即 采用大排量，活性水达到7m3／min以上，清洁压裂液 也在5ITl3／min以上。这些井目前有7口井没有产气。 后期高排量有利于提高裂缝宽度、降低滤失时间、 提高压裂效率。混砂液速度的提高和泵注时间的减少 使得支撑剂沉降时间和压裂液黏度降解减少L1“。同 时，高排量可直接改善携砂能力，在多裂缝发育、滤失 系数高以及压裂液携砂能力有限的情况下，小排量施 工容易导致脱砂。因此，在满足施工安全的前提下，由 小排量开始，依据砂比、泵压等参数采用变排量的施工 工艺更适合沁水樊庄地区的煤层情况，从而获得理想 的裂缝形态和更好的见气效果。 3．4压裂液返排率 研究结果显示，返排率越高越有利于提高压后产 气能力(图7)。压裂液对煤层的伤害是存在的，同时 对比相关系数，清洁压裂液对煤层的伤害高于活性 水，说明清洁压裂液的返排率对后期的产气量影响更 为明显。 o 三口 n’ 宦 V 、 ● r {L 采 矗 5∞ O∞ 500 000 5∞ 000 5∞ O 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 返捧率，％ 图7樊庄区块清洁压裂液返排率与单井产气量的关系 Fig．7Correlationbetweentheflowbackrateoftheclean fracturingfluidandsinglewelldailyaveragegas productioninFanzhuangBlock 4采气技术对煤层气井产能的影响 排采制度调整不当，将导致产气时间晚或产气效 果不好，如P2一X井液面下降较快且不稳定，套管压力 波动大。投产89d开始产气，但产气量较低，最高产 气量为1080m3。由于排采制度调整不当，导致液面 上升，煤层停止解吸，产气量很快降低到0。 合适的排采制度是保证煤层气井高产稳产的主要 保证。煤层气排采应当坚持“缓慢、长期、持续、稳定” 的原则，排采早期通过调整工作制度了解每个单井煤 层产液规律和产量，建立产液动态平衡，保证液面稳定 缓慢下降。在临近产期阶段，要判断煤层临界解吸压 力，并稳定控制在解吸压力附近2～4d，防止出现气水 两相渗流、地层产水量相对减少、液面突降而造成压力 波动，从而产生煤粉，对煤层渗透性造成伤害。产气阶 段要保持合理的套管压力，套管压力过高会造成气体 大量涌入油管，混气水携带煤粉能力大大增强，进而出 现煤层渗流通道堵塞或卡泵；同时会造成在液面相同 条件下降低煤层气的解吸速度，还会造成油管气、水同 喷，产量难以控制。 5 结论 (1)解吸压力与地层压力的比值、压裂施工时加 砂量及液量高，有利于煤层气解吸，提高单井产鼍；变 排量施工工艺，利于控制裂缝形态，提高压裂效果；煤 层气产出表现出“气、水差异流向”规律，构造高部位煤 层气更容易解吸，产气快，产量高。 (2)科学的排采制度是保证煤层气井高产稳产的 关键，应当坚持“缓慢、长期、持续、稳定”的原则，保证 液面稳定缓慢下降，保持合理的套管压力。工作制度 切忌变化频繁，避免由于煤层压力激动造成煤层坍塌 和堵塞。 致谢 本项目得到了中国石油勘探开发研究院孙 乎高级工程师的悉心指导以及华北油田研究院白建梅 工程师的大力协助，在此谨向他们表示感谢! 参 考 文 献 [1]陈振宏．宋岩．高、低煤阶煤层气藏成藏过程及优势地质模型 [J]．新疆石油地质，2007，26(3)；275—278． ChenZhenhong，SongYah．Formationprocessesandadvanta— geousmodelsforhigh-low-rankcoalbedmethanereservoirsEJ]． XinjiangPetroleumGeology，20{)7，26(3)：275—278． [2]王红岩，李景明，刘洪林，等．煤层气基础理论、聚集规律及开采 技术 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 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(收稿日期2008-09．18改回日期2008．11—13编辑 黄小娟) 万方数据 影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄 区块为例 作者： 陈振宏， 王一兵， 杨焦生， 王宪花， 陈艳鹏， 赵庆波， CHEN Zhenhong， WANG Yibing， YANG Jiaosheng， WANG Xianhua， CHEN Yanpeng， ZHAO Qingbo 作者单位： 中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊,065007 刊名： 石油学报 英文刊名： ACTA PETROLEI SINICA 年，卷(期)： 2009，30(3) 被引用次数： 0次 参考文献(14条) 1.秦勇;宋党育;王超 山西南部晚古生代煤的煤化作用及其控气特征 1997(03) 2.陈振宏;贾承造;宋岩 高、低煤阶煤层气藏物性差异及其成因[期刊论文]-石油学报 2008(02) 3.饶孟余;钟建华;杨陆武 无烟煤煤层气成藏与产气机理研究--以沁水盆地无烟煤为例[期刊论文]-石油学报 2004(04) 4.Crosdale P J;Beamish B B;Valix M Coalbed methane sorption related to coal composition 1998 5.陈振宏;贾承造;宋岩 构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响[期刊论文]-石油勘探与开发 2007(04) 6.陈振宏 高低煤阶煤层气藏主控因素差异性对比研究 2007 7.张建博;王红岩;赵庆波 中国煤层气地质 2000 8.陈刚 沁水盆地燕山期构造热事件及其油气地质意义 1997(02) 9.赵庆波;李五忠;孙粉锦 中国煤层气分布特征及高产富集因素 1997(04) 10.McKee C R Using permeability vs depth correlations to assess the potential for producing gas from coal seams 1986(01) 11.叶建平;史保生;张春才 中国煤储层渗透性及其主要影响因素 1999(02) 12.Ates Y;Barron Y Effect of gas absorption on the strength of coal 1998(03) 13.王红岩;李景明;刘洪林 煤层气基础理论、聚集规律及开采技术方法进展[期刊论文]-石油勘探与开发 2004(06) 14.陈振宏;宋岩 高、低煤阶煤层气藏成藏过程及优势地质模型[期刊论文]-新疆石油地质 2007(03) 相似文献(10条) 1.期刊论文 刘贻军.辛文杰 煤层气开发关键地质控制因素探讨 -中国煤炭2003,29(11) 通过对我国煤层气勘探和先导性开发试验成果的总结和研究,提出控制我国煤层气产能的两大类地质因素以及所包含的子因素和基本参数的标准,并 与其他研究者的研究成果进行了对比,同时根据这些参数标准对我国煤层气勘探、开发的有利靶区进行了比较分析. 2.学位论文 曹雯 沁水盆地樊庄区块3<'＃>煤煤层气产能研究 2005 我国煤层气资源相当丰富。开发利用煤层气能够缓解我国能源短缺的紧张局面，对于减少煤矿瓦斯事故也是至关重要的。 本论文分析了沁水盆地樊庄区块3＃煤的试采产量现状及影响该区产量的主控因素，结合数值模拟方法预测了沁水盆地樊庄区块3＃煤层气的产能和 采收率，探索了该区实现经济开发的途径，对今后煤层气开发具有重要的指导意义。 樊庄区块3＃煤煤层含气量高、厚度较大，但是煤层渗透率低，是制约该区块煤层气开发的重要因素。因此，本文提出采用直井压裂和定向羽状水平 井两种方式开采该区块。 用直井压裂方式开采，沁水煤层气田樊庄区块产能属于中-低产水平。樊庄区块试采区渗透率0.5-1mD，含气量为25m3/t，在此条件下预测20年单井 平均日产气为1800～3000m3。在沁水樊庄区块试采区梅花形井网500m井距为最佳井距。经济开采年限为20年，累产气4.3×108m3，采收率44.3％。当气 价高于0.74元/m3情况下，方案才有经济效益。 采用定向羽状水平井开采樊庄区块3＃煤，煤层气单井产量与直井比较有大幅度的提高，具有良好的经济效益。预计10年平均单井产气量大于 3×104m3，采收率接近50％。但是国内没有采用定向羽状水平井开发煤层气的先例，因此运用该项技术存在较大的风险，建议开展定向羽状水平井先导 性实验并进行动态跟踪和评价。 3.期刊论文 王秀茹.Wang Xiuru 刘家区煤层气产能主控地质因素分析 -中国煤层气2007,4(2) 本文结合刘家区煤层气开发实践,对其主控地质因素进行了综合分析,就单井控制煤层气可采资源量、构造发育情况、岩浆活动情况、水文地质情况 、煤储层改造后的综合渗透率、临界解吸压力和盖层条件进行了论述.提出了该区煤层气开发的布井原则和有利区块. 4.期刊论文 孟艳军.汤达祯.许浩.Meng Yanjun.Tang Dazhen.Xu Hao 煤层气产能潜力模糊数学评价研究——以河 东煤田柳林矿区为例 -中国煤炭地质2010,22(6) 在系统分析影响煤层气产能潜力开发地质因素的基础上,确立了以二级评价指标地质储量参数和开发参数为支撑的煤层气产能潜力模糊评价体系及对 应的三级评价指标,采用模糊数学方法对各评价指标进行了权重赋值,建立了用于煤层气产能潜力评价模糊数学评价模型.利用该模型,对河东煤田柳林矿 区的煤层气产能潜力进行了评价,认为该矿区3-5#煤层煤层气产能潜力较大,为该矿区煤层气开发的有利层段. 5.期刊论文 张培河.Zhang Peihe 煤层气井产能分级方案研究 -中国煤层气2007,4(1) 煤层气井产能的分级便于煤层气开发管理、产能的调整,对科学地规划煤层气开发方案、调整气井作业动态,以及对煤层气开发的各项作业顺利实施 具有重要指导作用.本文在综合考虑了煤层气开发方式、开发阶段以及开发的技术和工艺,按照气井产能的稳定程度、井口压力、产量大小,把地面垂直井 分为高产气井、较高产气井、中等产气井和低产气井4类. 6.会议论文 李相臣.康毅力.游利军.董昭雄 煤层变形机理及其对煤层气开发的影响 2009 煤层气储层具有双重孔隙系统，渗透率主要受裂缝控制；煤的吸附特性会引起基质收缩或膨胀，从而使煤层气储层不同于常规油气储层，所以系统 地分析煤层变形机理及其对产能的影响非常必要。本文将储层变形分为裂缝体积变化引起的变形、基块弹性压缩引起的变形和基质收缩/膨胀引起的变形 三类，揭示了影响储层变形的各主要因素。利用室内实验手段，指出了变形发生的可能性及相应条件下的表现。根据煤层气渗流规律和储层变形的特征 表述，定量分析了储层变形对气井产能的影响。研究结果指出，考虑储层变形预测气井产能时，井底流压存在一个拐点值，高于拐点值解吸变形占主导 地位；低于拐点值裂缝和基质双重变形占主导地位。对储层变形的深入研究，对制定合理的煤层气开发方案和生产措施十分有益。 7.会议论文 接铭训 中国煤层气产业发展现状及前景展望 2005 本文对中国煤层气产业发展现状及前景进行了探讨。煤层气(又称煤层瓦斯)是吸附在煤层中的非常规天然气,其组成成分与常规天然气一样,是一种 高效的洁净能源,是常规天然气的现实接替能源。先采气后采煤,既可以充分地利用宝贵的煤层气资源,又可以有效地防治煤矿重大瓦斯事故,从根本上改 善煤矿生产安全条件。近年来,中国的煤层气勘探、开发工作呈现出良好的发展态势,尤其是在沁水盆地南部、北部和鄂尔多斯盆地东缘等地区的进展迅 速,在很多地区实现了产气突破。随着国家批准的“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目”、“煤层气开发示范工程”、“重大高技术建设项 目”在这些地区的实施,以及技术的不断创新、优惠政策的鼓励和投入资金的推动,通过井下和地面两种方式协同开发,近期可望实现(30～40)×108m3的 煤层气年产能。 8.会议论文 张群 我国煤层气富集成藏条件和有利开发区分析 2007 提出了煤层气藏的概念,分析总结了我国煤层气富集成藏条件,指出了我国煤层气富集成藏的有利区域。认为,在大地构造背景复杂的我国,地质构造 条件较简单、没有或很少有构造煤、地应力低的地区,是形成大型、高产能煤层气藏的最佳地质条件。不论中煤级煤,还是高煤级煤、低煤级煤,只要煤储 层特征参数组合匹配关系良好,都能实现煤层气的商业性开发。沁水含气带和鄂尔多斯盆地中的含气带具有形成大型煤层气藏的地质条件,具有建立煤层 气开发基地的潜在条件。我国北方侏罗-白垩纪低煤级煤,厚度大,地质条件简单,资源丰富,煤层气开发前景看好。 9.期刊论文 傅雪海.秦勇.姜波.韦重韬 高煤级煤储层煤层气产能"瓶颈"问题研究 -地质论评2004,50(5) 基于山西沁水盆地高煤级煤储层宏观裂隙、显微裂隙的连续观测,孔隙的系统测量,结合应力渗透率、气-水相对渗透率、吸附膨胀等实验成果,分析 了高煤级煤储层三级渗流特征,探讨了有效应力和煤基质收缩对高煤级煤储层渗透率的耦合作用,系统揭示了在地面排水降压开发煤层气的过程中,高煤级 煤储层初期产气量高,数月后急剧衰减之"瓶颈"现象,找出了造成高煤级煤储层产气缺陷的根本原因.鉴于高煤级煤储层物性的特殊性,指出了高煤级煤储 层煤层气开发的技术和措施. 10.期刊论文 姚国欣.王建明 国外煤层气生产概况及对加速我国煤层气产业发展的思考 -中外能源2010,15(4) 我国煤层气资源丰富,埋深2000m以浅的煤层气资源量达到31.46×1012m3,是世界第三大煤层气储藏国.加速我国煤层气产业发展,既有利于煤矿安全 生产,增加洁净能源供应,也有利于减少温室气体排放.美国是煤层气产业发展最早、最快、最成功的国家,居世界领先地位,其煤层气产量从1985年的 2.8×108m3增加至2008年的493×108m3;加拿大的煤层气资源集中在西部的沉积盆地,以艾伯塔省为主,该省2008年产量达到73.4×1.08m3.我国目前已建 成地面煤层气产能20×108m3,产量5×108m3,民用煤层气用户超过90万户,煤层气发电装机容量达到92×104kW,2008年井下抽采瓦斯53×108m3.具体进展 表现为山西煤层气顺利注入西气东输主干线,沁水盆地南部煤层气开发示范工程开始商业运营,煤层气进入规模化开发新阶段;与此同时,相关行业标准陆 续出台,有关技术取得可喜进步,招商引资和对外合作也初见成效;国家还出台了一系列方针政策支持煤层气产业发展.但也存在一些亟待解决的问题,如探 明储景仅占总资源量很少一部分,煤层气年商业产量不足4×108m3,煤矿瓦斯平均抽出率仅23%等.国有企业应勇于承担加快我国煤层气产业发展的重任,加 大人力、物力、财力投入,加快煤层气勘探开发步伐;科技创新方面应以重大科技专项为契机,尽快取得突破性进展;同时应进一步加速煤层气管网建设,加 强招商引资和对外合作. 本文链接：http://d.wanfangdata.com.cn/Periodical_syxb200903016.aspx 授权使用：(zhangganguk)，授权号：5f29682e-3a60-4312-83c0-9edb00c0f6c6 下载时间：2011年5月6日