煤层气勘探开发程序分解.ppt

由于煤层气藏的特殊性和煤层气开发项目经济状况的不确定性，为了合理、有效地开发一个地区的煤层气资源，特别需要有正确的策略和工作步骤。通常，一个煤层气开发项目的实施，需要经过开发潜力的初步评价，小型试验开发，项目可行论证、大规模工业性开发等不同阶段。我们将大规模工业性开发前的各项工作统称为煤层气勘探阶段。 煤层气资源勘探开发程序 煤层气资源勘探开发程序 在一个地区进行煤层气资源开发，首要的任务是评价该地区煤层气的生产潜力。这一任务的实现，包括二个步骤，即地质评价和测试井施工。 第二项任务是进行小型试验性开发。以确定性层气藏中气体的产出能力，并是加确测试井所获得的气含量和渗透率数据以及评价干扰效果对产量运态的影响。 第三项任务是进行大规模工业性开发。建立精确的气藏描述、并将其外推到其它类似区域。根据对生产数据的历史拟合，进一步改进气藏描述，从而可建立起气藏模型。利用气藏模型，进行气井间距、完井、生产制度、生产设施的设计和优化。 煤层气资源勘探开发程序 获取地质资料和工程数据 煤层气资源勘探开发程序 测试井数据采集的要求 参数 测试次数 备注 煤层厚度 所有煤层 确定纯煤厚度 煤质 潜在目标煤层中至少2个 煤层气含量 潜在目标煤层，2个/层 煤层气组成 潜在目标煤层，2个/层 吸附性能 主要目标煤层，1个/层 渗透率 主要目标煤层，1个/层 储层压力 主要目标煤层，1个/层 原地应力 主要目标煤层，1个/层 生产潜力评价 煤层气资源勘探开发程序 试验性生产 5点式井网小型试验 5点式袖珍型井组生产试验 。 排采0.5~1年，井间干扰 利用COMET2 CBM储层模拟程序拟合气、水产量 。 开发潜力的快速而确定性的评价 煤层气资源勘探开发程序 试验性生产 山西午试1井组区5煤顶面标高等值线 2000年起，中石油在大宁—吉县进行煤层气勘探，施工18口勘探井；2004年开始，长庆油田选择吉试1井所在的午城地区施工了10口煤层气生产井，井间距350 ～600m，进行小型试验性生产；并施工羽状水平井1口，吉平1。 煤层气资源勘探开发程序 试验性生产 2003年起，中联公司在陕西韩城进行煤层气勘探，施工1口参数井；2004年开始在该井附近施工了5口煤层气生产井，目标煤层为3、5号，井间距多为250 ～300m，形成6口井组，进行小型试验性生产。 气 藏 描 述 数 据 数据名称 主要来源 数据名称 主要来源 割理系统的渗透率 试井、历史拟合 气藏几何形态 地质描述 割理渗透率的方向性 构造等高线 地质描述、制图 垂向渗透性 埋深 制图 割理系统的孔隙度 历史拟合、煤心测试 煤层的纯厚度 测井 初始煤层气含量 煤心解吸试验 层位 地质描述 储层温度 测井 煤层的视密度（容重） 煤样分析 Langmuir体积(VL) 等温吸附试验 灰分 煤样分析 Langmuir压力(PL) 等温吸附试验 单井排气面积 地质分析 临界解吸压力 试井 初始储层压力 试井 吸附时间 煤心解吸试验 初始水饱和度 试井 扩散系数 气-水相对渗透率 历史拟合、试验室测试 割理间距 现场及煤心描述 气-水毛管压力 试验室测试 孔隙体积压缩系数 煤样试验 含水层岩石性能 试验室测试 基质收缩系数 煤样试验 流 体 PVT 数 据 气体地层体积系数 气体分析 水地层体积系数 水体分析 气体粘度 气体分析 水的粘度 水体分析 气体比重 气体分析 水在标准状态下的密度 水体分析 气体组成 气体分析 气体在水中的溶解度 气体溶解度试验 循 环 数 据 最小时间步长 饱和度的最大变化 最大时间步长 压力的最大变化 时间步长倍增量 有限差分求解的容许误差 水产量随时间的变化 允许的最大水产量 气产量随时间的变化 允许的最大气产量 井底(井口)压力随时间的变化 允许的最小井底压力 井的产能指数 井筒半径 钻井实测 表皮因子 试井 压裂裂缝长度 压裂分析 序 号 参数名称 单 位 煤 层 编 号 备 注 3＃ 5＃ 11＃ A 储层描述 1 煤层深度 m 630.59 659.80 697.51 2 煤层厚度 m 1.13 4.32 5.93 3 裂隙系统绝对渗透率 md 3.2 2.6 1.4 4 裂隙孔隙度 % 2 1 1 初始煤层气含量 m3/t,ad 10.73 8.64 6054 Langmuir体积 m3/t,ad 21.29 21.18 21.07 Langmuir压力 Mpa 2.07 2.23 2.39 吸附时间 day 3 3 3 孔隙体积压缩系数 1/Mpa 4.35E-09 4.35E-09 4.35E-09 煤基质收缩系数 1/Mpa 4.35E-09 4.35E-09 4.