《煤田地质与勘探》“深部煤层气开发技术” 虚拟专题

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《煤田地质与勘探》“深部煤层气开发技术” 虚拟专题

来源：煤田地质与勘探

在能源结构转型和环境保护的大背景下，深部煤层气的勘探开发已成为全球能源领域关注的焦点。《煤田地质与勘探》聚焦深部煤层气勘探开发前沿技术与工程实践，组织策划并出版了许多高质量论文成果，现整理汇编出来，供大家学习参考。

行业视野: 煤层气
类别; 56个
关键词; 90位
专家; 12篇
论文; 1396IP
点击量; 568次
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深部煤层近井激光热裂机理及工艺参数优化

作者(Author)：赵海峰, 杨紫怡, 梁为, 钟骏兵

摘要：中国深部煤层气资源丰富，是煤层气进一步开发的重要领域，但深部煤层气地质条件复杂，具有低孔、超低渗特征。在钻井过程中，钻井液进入储层易造成近井污染，常规水力压裂技术趋于在最大水平主应力方向造缝，全井眼的解堵困难。激光热裂技术具有短时间破裂岩石、同时通过机械设备调控能自由改变激光照射角度，形成径向裂缝、解决近井污染等优势。使用ABAQUS有限元软件，建立激光热裂煤层模型，探讨激光热裂机理及激光工艺参数的影响。分析裂缝长度与数量的变化规律，优选出解决现场近井污染区域的最佳激光参数。结果表明：(1) 激光照射热裂煤层是使煤层表面存在温差而产生热应力导致煤层破裂。(2) 裂缝数量与激光功率、激光照射煤层的时间呈正相关，激光功率由400 W增大到1 000 W时，裂缝数量由10条增加到37条；激光功率600 W时，照射时间由1 s增至15 s，裂缝数量由24条增至36条；裂缝数量与激光频率呈负相关，随着激光照射煤层距离增大先增大后减小，照射距离为10 cm时产生裂缝数量最多。(3) 裂缝长度与激光功率、照射煤层时间以及激光频率呈正相关，与照射煤层距离呈负相关，其中激光照射时间影响最明显，照射时间1 s时裂缝长度为1.52 mm，照射时间增加到5 s时裂缝长度激增为57.6 mm。以陕西韩城深部取心样品为例，激光热裂深部煤层2 m范围内的近井污染最佳激光功率为20 kW，最佳激光照射时间为2 280 s。相较于水力压裂，激光热裂煤层能形成更加复杂的裂缝，但形成的裂缝长度较小，实际应用中，建议将水力压裂技术与激光热裂技术相结合，以实现解堵和增渗的目的。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气开发先导试验效果与启示

作者(Author)：聂志宏, 徐凤银, 时小松, 熊先钺, 宋伟, 张雷, 刘莹, 孙伟, 冯延青, 刘世瑞, 闫霞, 孙潇逸, 吴满生

摘要：鄂尔多斯盆地东缘大宁−吉县区块深部煤层气勘探开发取得突破对煤层气产业带来重大影响，引起业内广泛关注和跟进。前期一些学者对深部煤层气勘探开发理论技术难点与对策开展了研究，但缺乏对典型气田开发先导试验系统总结。通过深入剖析深部煤层气地质特征与效益开发难点，总结大宁−吉县区块开发先导试验项目取得的进展和成效，明确开发规律并提出效益开发对策。结果表明：(1) 深部煤层具有广覆式发育、含气性好、游离气含量高、保存条件好、煤体结构好、脆性指数高、顶底板封盖性强等地质特征，但微构造发育、渗透性极差、矿化度高等因素制约了深部煤层气效益开发；(2) 不同地质条件下气井生产特征差异较大，通过先导试验落实气井产能和适应性开发技术对策，采用滚动开发模式可有效降低煤层强非均质性带来的开发风险；(3) 开展地质−工程一体化井网优化设计，构建井网与缝网高度弥合的人造气藏，可实现资源动用和采收率最大化；(4) “长水平段+多段多簇+大砂量”的大规模、大排量极限体积压裂技术可增大有效改造体积和井控储量，大幅提高单井产量；(5) 深部煤层气井具有“见气时间短、上产速度快、初期产量高、递减快”的生产特征，可实现短期快速规模上产，但气田长期稳产需持续新井投入；(6) 前期开发成本偏高，实现效益开发需不断提高工程作业效率、降低开发成本。综合认为，深部煤层气资源品质好，可动用性强，具备快速推广复制条件，大宁−吉县区块深部煤层气开发实践可为国内其他区块深部煤层气规模动用提供技术借鉴，对加快深部煤层气规模勘探开发具有重要意义。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

作者(Author)：张聪, 李梦溪, 胡秋嘉, 贾慧敏, 李可心, 王琪, 杨瑞强

摘要：为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发，以郑庄北−沁南西区块为研究对象，基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据，通过与浅部对比，阐述了中深部煤储层特征，分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进，进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明，郑庄北−沁南西区块3号煤平均埋深1 200 m左右，为中深部煤层气储层。随着埋深增加，研究区含气量和吸附时间均先增加后降低，含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1 100~1 200 m和800~1 000 m；随着埋深增加，研究区地应力场类型发生了2次转换，埋深小于600 m时，为逆断层型地应力场类型，水力压裂易形成水平缝，利于造长缝；埋深大于1 000 m时为走滑断层型地应力场类型，水力压裂易形成垂直缝，裂缝延伸较短；埋深为600~1 000 m时，地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段，水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比，中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加，无论是直井(定向井)还是水平井，均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井，埋深大于800 m后，压裂液量达到1 500 m3以上、排量12~15 m3/min以上、砂比10%~14%以上，单井日产气量可以达到1 000 m3以上；对于水平井，埋深大于800 m后，压裂段间距控制在70~90 m以下，单段液量、砂量分别达到2 000、150 m3以上，排量达到15 m3/min以上开发效果较好，单井产量突破18 000 m3。随着埋深增加，水平井开发方式明显优于直井，以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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深层煤层气全生命周期一体化排采工艺探索——以大宁–吉县区块为例

作者(Author)：曾雯婷, 葛腾泽, 王倩, 庞斌, 刘印华, 张康, 余莉珠

摘要：鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块探明了我国首个2 000 m以深煤层气田，深部煤层埋深大、压力高、含气量高、含气饱和度高、渗透率低，生产过程中表现出见气早、气液比高、产出液矿化度高等特点。该区块试采井应用抽油机举升系统出现了腐蚀、偏磨、气锁、卡堵泵等问题，导致排采连续性较差，为气田开发降本增效带来了一系列挑战。通过分析总结影响排采连续性的主要因素，根据深层煤层气井不同阶段生产参数及气液比的变化，同时基于现阶段水平井的主体开发井型，创新提出了初期利用自身能量生产、中期采用柱塞气举工艺、后期增压气举配合柱塞的“三段式”全生命周期一体化排采工艺组合探索思路，拟从根本上解决抽油机举升系统存在的问题，保障气井连续稳定生产，降低排采设备及运行维护成本。目前生产初期的排采工艺已完成现场试验，可满足连续稳定排采需求，创新一体化排采工艺探索取得突破后，对后期深层煤层气大规模开发过程中的高效排采具有重要意义。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

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