《煤炭科学技术》“煤层气勘探开发”研究领域 | 热文精选

“十四五”以来，我国煤层气勘探开发进入了新阶段，随着地质、钻井、完井、压裂、排采和提高采收率等方面关键技术进步，我国煤层气老气田低效区、薄煤层、深煤层等多个领域实现产气量突破，助力创新起主导作用的“新质生产力”发展。为了协助读者了解煤层气勘探开发研究领域内的研究热点和前沿问题，促进学术交流与合作，编辑部根据论文在中国知网的下载、引用等指标，整理了20篇《煤炭科学技术》2022年至今刊出的“煤层气勘探开发”研究领域最受关注论文，以飨读者。以刊期排序。

行业视野: 煤层气
类别; 86个
关键词; 115位
专家; 20篇
论文; 6004IP
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水分对煤层气吸附/解吸微观作用研究进展

作者(Author)：郑超, 马东民, 陈跃, 伋雨松, 马卓远, 王丽雅, 王馨

摘要：水分是制约煤层气吸附/解吸的关键因素之一，受煤储层多元孔隙结构和煤岩组分润湿性差异影响，煤−水−甲烷界面作用导致煤层气产出过程中CH4 与H2O 相互激励、相互制约。立足于水分对煤层气吸附/解吸作用的研究进展与前沿认识，从煤储层水分赋存状态、煤−水界面微观作用和水分对甲烷吸附/解吸影响3 个方面重点分析了水分与煤层气吸附/解吸微观效应之间的内在关系。研究认为煤储层孔隙结构及水分赋存状态复杂。以煤−水界面作用及孔隙结构特征为依据将煤储层水划分为结合水、束缚水和自由水3 种主要类型，不同类型水分对甲烷吸附的抑制作用机制存在差异、且对低阶煤的影响程度严重。水分相态变化成为影响甲烷解吸−运移的核心，水蒸汽分子通过竞争吸附置换吸附态甲烷，液态水在润湿性和毛细管力作用下水锁堵孔、抑制气−水运移。在地面煤层气钻采过程中水分的作用机理随储层温度−压力环境动态变化而变化。针对水分对甲烷解吸作用机理不清、影响界限不明的现状，由此提出了量化储层水分含量及分布特征，增强甲烷解吸与气−水运移，完善甲烷吸附/解吸理论与模型，强化水分激励、促进煤层气增产4 方面的科学问题及发展方向，进一步深化煤−水界面微观作用在煤层气解吸运移过程中的机理，促进煤层气持续稳定高效开发。

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煤炭科学技术

2023年第02期

209

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古交矿区太原组煤层气开发地质特征及产能优化

作者(Author)：刘一楠, 吴翔, 李勇, 徐立富

摘要：沁水盆地太原组深部煤层气资源丰富，勘探开发尚未系统开展。通过解剖沁水盆地西北部古交矿区煤层气钻井、压裂、排采资料和测试数据，揭示太原组煤层厚度、含气量、储层物性等地质条件和见气压力、排采规律等开发特征，结合数值模拟提出了开发井型和井网设计。研究区太原组8号和9号主力煤层分布稳定，累计厚度约5 m，埋深在500～900 m，以低灰和低硫煤为主，生气能力强，含气量约11m3/t。煤层物性中等，含气饱和度高，临储比高，见气时间早，具有较好的开发潜力。影响煤层气开发因素包括构造运动导致地应力集中，工程改造困难；主力煤层见气压力较低，气体解吸困难；开发过程中间歇性排采，裂缝或孔喉堵塞等。基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟，当储量丰度达到0.4×108 m3/km2，见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好，模拟预测20 a累计产气量达到957×104 m3。研究区水平井最佳开发指标为水平段长度700 m,8段压裂、井距300 m。当定向井与水平井距离在350 m时，布井开发效率最优。在定向井菱形井网中，短轴距离为200 m、长轴距离为300 m，开发效果最佳。综合上述煤层气开发地质条件分析，结合地质—工程一体化设计，明确了后续开发有利区和工艺选择，为研究区和类似地区煤层气高效开发提供地质支撑。

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煤炭科学技术

2022年第08期

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基于煤层气与煤炭协调开发的地面抽采工程部署关键技术进展

作者(Author)：降文萍, 柴建禄, 张　群, 张培河, 姜在炳

摘要：煤矿区煤层气地面抽采具有煤炭安全开采效率高、清洁利用煤层气资源和减少瓦斯大气排放的多重效应，其煤层气产量多年来占了全国总量的主要比例。"十一五"至"十三五"期间，依托国家油气重大专项，基于煤层气与煤炭协调开发的指导理念，研究了煤矿区地面煤层气抽采工程部署的特点及存在问题，按照受煤炭采动影响与否将煤矿区煤层气地面抽采分为预抽和采动抽采2种类型，在对两种拍采类型的抽采对象、可抽采时间和空间特征研究基础上，分别总结形成了煤层气地面预拍和采动拍采的工程部署方法体系。结合原始条件下煤层气开发模拟技术现状分析，梳理了煤矿区煤层气地面预抽模拟技术体系；在采动抽采技术特点及关键储层参数变化规律的研究基础上，基于渗透性控制气体运移规律的认识，提出了采动抽采效果预测模拟方法。根据煤矿区地面抽采具有安全效应特征，提出了煤矿区地面煤层气抽采间接经济效益的评价指标，即地面抽采前矿井瓦斯灾害治理费用与地面抽采后矿井瓦斯灾害治理费用的差值，并建立了包含预拍和采动拍采的比较全面的地面煤层气抽采工程经济性评价方法。煤矿区地面抽采工程部署及相关技术是预判煤矿区地面煤层气低成本高回报效果、煤层气与煤炭资源协调开发的关键手段，建议在煤矿区进一步推广应用。

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煤炭科学技术

2022年第12期

297

406
超临界二氧化碳对煤体增透的作用机理及影响因素分析

作者(Author)：刘佳佳, 聂子硕, 于宝种, 杨迪

摘要：在如今的双碳背景下，超临界二氧化碳压裂技术不仅能增透煤体，还能用于地质封存二氧化碳，因此其在煤炭领域越来越受到重视。然而超临界二氧化碳对煤体增透的作用机理和主要影响因素尚未明晰，故为掌握其作用机理，探究其主要影响因素，进行了数据处理和总结分析。首先，明确了超临界二氧化碳对煤体增透的作用机理主要包含3 个方面：对煤体微观组分的改造作用、对煤基质的溶胀效应以及对煤中瓦斯的驱替作用。其次，阐述了影响超临界二氧化碳增透煤体的主要因素包含作用温度、作用压力、作用时间和煤体含水率，并得到了主要因素与煤体特性之间的关系：煤体孔隙率和渗透率会随着作用温度的升高而降低，随着作用压力、作用时间和煤体含水率的增加而增大，且其与作用压力和短时浸泡时间皆符合正指数函数关系；煤体力学强度会随着作用时间和含水率的增加而逐渐弱化，且抗压强度、弹性模量和抗拉强度与作用时间皆符合负指数函数关系。最后，对超临界二氧化碳增透煤体所存在的问题进行了探讨，指出现今研究忽略了浸泡次数对超临界二氧化碳增透煤体效果的影响，以及缺乏对主控因素和最佳增透条件的分析，可以仿照循环液氮致裂试验来进行超临界二氧化碳循环浸泡次数研究，可通过正交实验法来确定超临界二氧化碳增透煤体的主控因素和最佳增透条件。研究成果对于优化超临界二氧化碳增透技术、封存二氧化碳以及提高煤层气抽采效果具有一定的指导意义。

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煤炭科学技术

2023年第02期

448

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地面井分区式瓦斯抽采技术体系及工程实践

作者(Author)：李延河

摘要：为有效减少煤层瓦斯含量，实现瓦斯资源的高效利用并降低井下瓦斯治理难度，结合首山一矿现场地质特征，构建了地面井分区式瓦斯抽采技术，旨在实现矿区瓦斯治理体系化。基于采矿活动的时空分布特征，将井田划分为未采区、采动区和采空区，分区建立不同地面井进行瓦斯抽采，实现瓦斯治理向瓦斯利用并重转变。体系化瓦斯治理技术包括地面井井位科学布置、井身结构及施工设计、未采区储层压裂增透和排采与集输工程4部分。综合考虑空间层位、煤层特征、地面位置、煤层回采和瓦斯赋存条件进行地面井井位选取。在采动区，基于煤层回采后垮落带和裂隙带高度，设计采动区直井和L型井井底层位分别位于裂隙带中上部，借助本煤层回采的卸压效果，实现区域内多煤层瓦斯高效抽采。设计了未采区L型井井身、采动区直井井身、采动区L型井井身和采空区直井井身。对未采区煤层进行水力压裂实现煤层增透，选用定向射孔+泵送桥塞式光套管压裂的复合压裂工艺进行煤层压裂，采用深穿透加强弹进行射孔作业，支撑剂采用0.841/0.42 mm石英砂。在首山一矿进行地面井分区式瓦斯抽采技术工程实践，统计了矿区内不同类型地面井瓦斯抽采情况，结果显示：采动区地面井单井瓦斯日产量最高可超过4万m3，单井累计瓦斯抽采量高达259.7万m3，井田区域内目前在抽钻井11口，累计抽采量高达1 425.2万m3。现场效果检验表明实施地面井分区式瓦斯抽采技术可实现瓦斯的高效抽采，形成了“采一层治多层”的瓦斯治理模式。

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煤炭科学技术

2023年第03期

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煤层气开发井网密度和井距优化研究——以韩城北区块为例

作者(Author)：王之朕, 张松航, 唐书恒, 王凯峰, 张迁, 林文姬

摘要：煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m 时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km2 不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10 口/km2 时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中井网密度为20 口/km2 即井距为200 m×250 m 的方案内部收益率为11.27%,净现值为1 437 万元,投资回收期为7.49 年,经济指标最优。综合分析认为,韩城北区块最佳开发井网密度为20 口/km2,最佳井距方案为200 m×250 m。

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煤炭科学技术

2023年第03期

168

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煤储层水文地质特征及其煤层气开发意义研究综述

作者(Author)：赵馨悦, 韦波, 袁亮, 葛燕燕, 胡永, 李鑫, 王毛毛, 贾超, 玛依拉·艾山, 田继军

摘要：我国煤层气资源开发具有广阔的前景,煤储层水的演化过程及其在煤层气开发过程中的运移规律对煤层气的富集和产能有重要影响。文章阐明了煤储层水的组成、性质、来源及同位素年代学研究进展;分析了煤储层水运移过程中压降漏斗的扩展规律和井间干扰机理,探讨了煤储层水运移过程中可能造成的储层伤害,并根据煤储层水的演化过程及其在煤层气开发中的运移规律,对煤层气开发提出几点建议。研究总结表明:①煤储层水来源于原始沉积水、渗入水、深成水以及成岩水,原始沉积水的钠氯系数 (rNa+/rCl−)< 0.5,肖勒系数 IBE>0.129,矿化度>10 000 mg/L;渗入水则与原始沉积水相反,深层水的 δD 介于−80‰~+40‰,δ18O 介于+7‰~+9.5‰,成岩水 δD 介于−65‰~−20‰,δ18O 介于+5‰~+25‰;②煤储层水地球化学特征对煤层气的富集、开发有重要指示意义,煤层气高含气区通常具有钠氯系数、脱硫系数、镁钙系数小,变质程度高的特点,低含气区反之;③煤储层水运移过程中形成的压降漏斗以及井间干扰有利于提高煤层气井产量,我国煤层气井大多采用矩形或菱形井网部署,最优井距通常在 250~400 m;④煤储层水运移会引起水锁伤害、水敏伤害及速敏伤害等,通过实施合理排采强度、开展井网优化以及向入井流体中加入防水锁剂和煤粉分散剂方式等降低储层伤害。研究成果可为提高我国煤层气勘探效率和产量提供一定的理论依据。

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煤炭科学技术

2023年第04期

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沁水盆地郑庄区块煤层气水平井钻井体系优化

作者(Author)：李贵山, 于振锋, 杨晋东, 宋新亚, 郭琛

摘要：郑庄区块位于沁水盆地西南部,主产气层位为山西组 3 号煤和太原组 15 号煤,区内煤层赋存特征以及含气性无论从垂向上还是横向上均差异较大。分别对 3 号煤和 15 号煤的主裂缝延伸方向以及含气性进行分析,在此基础上对该地层水平井钻井体系进行了优化,结果显示:3 号煤的水平最大主应力方向应为北东 45°~60°,南西 225°~240°;15 号煤的水平最大主应力方向应为北东60°~75°,南西 240°~255°。15 号煤水平最大主应力方向与 3 号煤的相差 15°左右。3 号煤层属特低硫~低硫无烟煤,煤厚基本在 5~6 m。15 号煤层属中高硫~高硫无烟煤,煤层厚度在横向上总体较稳定,一般为 4~5 m,煤层结构较为复杂。3 号煤层和 15 号煤层含气量由区块南部向北部略有增加的趋势,呈现北东向展布的相对富集区夹小面积零星分布的相对低含气量区。优化钻井体系主要从钻井设计方案优化和钻井过程优化两个方面来实施。钻井设计方案优化主要包括:钻井设计理念的优化、井位优化和钻井轨迹设计优化。钻井过程优化主要包括:钻井设备优化、钻井液体系优化和井眼轨迹控制。井眼轨迹控制包括:无导眼精准着陆、弯曲段井眼轨迹控制、着陆时井眼轨迹控制和着陆后水平段井眼轨迹控制。ZH-L36 井运用优化后的钻井体系,最终煤层钻遇率达到 99%,压裂后产气量达 4 万 m3/d。区块运用优化后的钻井体系,日产气量提高了 100 万 m3/d。

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煤炭科学技术

2023年第04期

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