重奖征集煤层气开采与常规油气开采的异同 [复制链接]

煤层气试井和一般油气井试井的差别
煤层气地层在初始打开时，由于地层压力一般高于临界解吸压力，常常不存在游离气(在美国的部分煤层气层中也有存在游离气的情况)。此时为了测试储层的渗透率，经常采用注入／压降试井方法。煤储层中裂隙等较大孔隙中的储层流体是水。煤储层压力表现为煤层水压力，被测井常常是水井，并按水井试井方法进行地层参数分析，而普通的试井分析的对象是油或气。
煤层气注入／压降试井方法是一种单井压力瞬变测试，测试时以恒定排量将水注入井中一段时间后关井。注入和关井阶段都用井下压力计记录井底压力，这两个阶段的压力数据可独立用于分析求得渗透率。注入压降测试方法在煤层气勘探中应用相当广泛。
注入压降试井主要有以下优点：
(1)流体的注入提高了地层压力，保证了在测试过程中为单相流，它适用于负压、正常压力和超压等各种情况的煤层气井；
(2)不需要井下机械泵送设备，简化了操作步骤，降低了成本；
(3)可以用标准试井分析方法来分析，结果比较可靠；
(4)探测半径较大，时间相对较短。
注入压降试井对于低渗透率煤层很难进行，因为要保持非常低的注入排量，因此在采用注入压降方法时，必须预防以下两点：
(1)地层伤害。其原因之一，是由于注入的流体可能与地层的化学环境不相容，发生反应；之二，是由于有可能注入了会堵塞储层孔隙的微粒，因此把取自被测试层位的地层水回注到测试井中是最理想的，至少应当采用与地层和气藏流体相容的淡水。
(2)压开地层。如果注入过程中排量控制不好，使井底压力超过了测试层的破裂压力，就可能会压开地层，产生裂缝，这种裂缝的产生被认为是自然渗透率或井筒伤害的假象，使测试结果不可
靠。因此在注入压降过程中一定要保证井底压力低于地层破裂压力。

按我的理解应该有以下几点不同吧：
（1）钻井方面：常规天然气勘探中，由于储层的渗透率比煤高得多（致密气层除外）、气层压力高，驱动力大，加上是弹性驱动，因此气体容易高采收率采出，又加上钻井成本高，因此天然气开发一般采“稀井广探、稀井高产”的模式开采，即少打井，一般在高渗区布井。油田由于要用注水驱油，所以油井很密。不管是气井还是油井（常规的，不是致密储层或薄储层）用直井开发的较多，也有钻水平井或丛式井的。煤由于渗透率低，单井产量低，因此比较适合用水平井、水平多分支井开采，但煤层钻井时易垮埸，也是一个大问题；如果不打水平井，打直井时必须用很密的井网。有的煤层气不用钻井，用报废煤井生产，但这不能普遍采用。
（2）固井、完井方面：常规油气井用下套管固井后射孔、衬管、裸眼完井都可能，但对煤层气，固井射孔投资又大，又伤害储层，可能很少应用。
（3）煤层气的开发听说要先排水，而且单井产量低，有可能还要增压才能输送，如果距用户太远的话，成本是个大问题。天然气由于产量高、能自喷，因此在初期简单多了，但要考虑安全和提高采率、稳产等问题，生产后水淹、修井这些也麻烦得很。
（4）勘探方面：油气的勘探程序是借助本区或邻区已取得的地质资料，新作少量的概查或详查地震，进行生储盖圈运保的评价论证，优选一个好的目标区块布一口探井，钻井时上综合录井队、测井、测试、试油等工作，最后证实是否有油气。而煤层气论证主要应到煤田地质队去收集煤层厚度、面积、煤阶、含瓦斯情况，气公司自已作一些煤的吸附性、渗透性等研究，相对油气勘探应简单一些 。
油气勘探由于要求较高的保存条件，因此一般要求盆地较大，埋深相对深一些，初期勘探时一般勘探背斜，等资料多后再勘探岩性、地层等油气藏；而煤层气则很容易保存，背斜、向斜、斜坡都可以，特别是在山区，可能向斜区还更好些。

通俗点说，我认为煤层气开采不同点概况2点：
一、储层不同；二、煤层气井首先是水井。

煤层气储层为煤，煤储层的性质就决定了开采工艺的不同。1）吸附性；2)渗透性；  3）储层压力及地应力；
煤层气吸附主要吸附在煤中，煤层气产出是一个排水、降压产出的过程。
煤层物理性质及渗透性低，一般需要进行增产措施。水利切割、压裂等。

国家出台了一系列的关于煤层气开采、利用的有关鼓励政策，相信煤层气在我国将会有很大的发展！探讨煤层气的开发技术非常有意义。

以上的甲烷组成，另外5%的气体一般是CO2

储层保护技术差别大

煤层气的存储方式和常规天然气有很大不同，煤层气以吸附形式存于煤层中，自生自储，具有吸附性，而常规天然气主要以游离形式存在，无吸附性，所以煤层气的开采收到煤级，煤性质的影响。

渗透性既是煤层气保存条件，也是煤层气的产出条件。煤层顶底渗透性好，煤层中的甲烷在漫长的地史时期会发生运移、扩散或直接逸出，不利于煤层气的保存，甲烷含量会很低，或者煤层顶底板因渗透性好直接与含水层导通，煤层气开采中水降不下去，储层压力难以下降，甲烷难以解吸。在开发煤层气时，要求煤层自身有很好的渗透性，渗透性是决定气体和水在煤层中流动的主要因素。煤层的渗透系数小，阻碍甲烷的解吸及扩散，有气也排不出来，。韩城矿区施工3口煤层气井，均对各个产气煤层的顶底板作了孔隙度和渗透率测试，结果有效孔隙率均小于4%，垂直渗透率小于0.1md，说明矿区内煤层围岩致密、封闭性好。煤层的渗透性测试结果，试一号各煤层的渗透性之高，据当时国内领先地位，但是，试二、试三井的测试结果却相反，因为渗透性低停止了后续工作。现在分析其原因，认为试二、试三井主要是由于井位靠近矿区浅部，受边部构造活动影响，煤层中层滑构造发育，形成大量的粉末状煤层，阻碍了渗透性所致，这个经验对于今后煤层气井网的布設至关重要。
3、构造条件
韩城矿区位于鄂尔多斯盆地东南缘，浅部构造线密集，形迹以NE向为主，断裂多呈高角度，构造裂隙以压扭为主。井下小构造是导致煤和瓦斯突出的主要因素。矿区中深部为倾向北西的单斜构造，属构造稳定区，该区地层平缓，倾角仅5℃左右，与其它相邻矿区一样，在单斜构造上迭加着宽缓的波状起伏。一般认为，远离构造线密集区的波状起伏的轴部是煤层气的有利选区，具有产气量大，产水量小的特征。
4、经济因素分析
韩城矿区是陕西省的煤电基地之一，因开发较中、西区内公路、铁路运输发达，交通便利。至2000年，陕西省内（除陕南）各主要大城市均已实现了天然气管网化，韩城矿区煤层气进入管网方便，易实现商业化。因此，开发韩城煤层气，有商业性的产气量、有能够满足商业开发的资源量，煤层气有消费市场，开发潜力巨大。

1）我国煤层气藏普遍存在低压（压力系数小
于0 .8）、低饱和度（小于70%）、低渗透的特征。煤
层的渗透率一般为0 .001 × 10 - 3 ～ 0 .1 × 10 - 3μm2，
国内渗透率最大的煤层也仅为0 .54 × 10 - 3 ～ 3 .8 ×
10 - 3μm2，其渗透率比美国煤层的渗透率低2 ～ 3
个数量级。
（2）非均质性强。我国大部分中阶煤层气藏
均具有非均质性，使得井筒影响范围特别小，从而
使井网整体降压的作用难以发挥。
（3）高煤阶气。据估计，我国的高煤阶煤层气
资源占总资源的27 .6% 以上。在理论上，这些煤
层不具有产气的能力，但实际上在沁水盆地的无烟
煤中取得了单井和小型开发试验区的产气突破，已
证明高煤阶也是一个重要的煤层气开发目标。但
是，高煤阶气具有低渗和难脱附的特点，限制了目
前常规开采技术的应用。
由于我国煤层气藏具有以上特点，如果只采用
抽排煤层中的承压水来降低煤层压力的方法，使煤
层中吸附的甲烷气释放出来，而不采取任何增产措
施，不仅煤层气单井产量较低，而且许多井将失去
开采的价值。为了提高煤层气单井的产量，获得经
济产量，必须采取一些新的增产措施。
3 煤层气开采增产措施
目前国内外煤层气增产技术主要有［3］：水力压
裂改造技术、煤中多元气体驱替技术和定向羽状水
平钻井技术。
3 .1 水力压裂改造技术
3 .1 .1 原理及应用情况
水力压裂改造技术是开采煤层气的一种有效
的增产方法。它应用于煤层气增产的主要机理为：
通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现
的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生
更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。
通过对煤层进行水力压裂，可产生有较高导流
能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水
降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层
气尤为重要；可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤
害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速
度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。
目前，水力压裂改造措施是国内外煤层气井
增产的主要手段。在美国14 000 余口煤层气井
中，有90% 以上的煤层是通过水力压裂改造的，
经压裂后的煤层，其内部可出现众多延伸很远的裂
缝，使得在井中抽气时井孔周围出现大面积的压力
下降，煤层受降压影响产生气体解吸的表面积增
大，保证了煤层气能迅速并相对持久地泄放，其产
量较压裂前增加5 ～ 20 倍，增采效果非常显著。水
力压裂改造技术在我国也得到了很好的应用。目
前几乎所有产气量在1 000 m3 / d 以上的煤层气井
都经过压裂改造

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