川南煤田煤层气勘探进展.ppt

川南煤田煤层气勘探进展与建议 概况 四川省煤炭种类较齐全，以无烟煤、贫煤为为主，次为瘦煤、烟煤。煤炭资源发育在晚二迭世龙潭组煤系P3l、晚三迭须家河组T3xj及早侏罗世白田坝组J1bt含煤系等5个成煤时期的5套含煤地层中，晚二迭世龙潭组煤系是我省最主要的成煤期之一。 C14 C24 C25 C19 C13 C16 C23 煤层对比 川南地区煤层对比的区域标志 1 四川省煤层气勘探工作 1989年《地面钻孔抽放煤层气》了解煤层气地面抽采的基本原理及国外抽采现状。 1996年《四川省煤层气资源评价》概算了全省各含煤区煤层气资源量。 2001年《四川省古叙矿区古蔺煤层气资源评价》 2002年《四川省煤层气开发利用研究》——3480亿m3。 《川南煤田煤层气靶区研究》——四个重点靶区八个预探井位。 1.1 初步预测了全川的煤层气资源量，圈定了煤层气勘探的有利靶区 1. 3 我省第一个煤层气开发利用规划发布 2008——2010年先后完成了大村煤层气试验井组三口井的钻探、完井、后期压裂改造工作，现正在排采作业，产量超过500m3/d，最高超过2000m3/d，现产量稳定。 1. 4 初步实施了煤层气射孔、压裂工艺，获得较好效果 应解决的难题 煤层厚度薄 层数多 地层倾角较大 地应力高 构造复杂，对煤层破坏性较强 煤层渗透率低~~极低(0.001~~0.1md) 2 大村煤层气试验井组 2.1位置示意图 试验区构造概况示意图 目的煤层C19、C23、C25层位较稳定，以薄~中厚煤层为主，无烟煤Ⅲ； 煤体质地较坚硬，煤芯以块状、短柱状为主。 宏观煤岩类型主要为半亮～半暗型煤，煤岩成分以亮煤为主，暗煤次之，碎裂结构煤和原生结构煤。 裂隙较发育～发育，煤层显微组分以镜质组为主，平均含量均超过70%，其次为惰质组； 为常压储层；渗透性较差，且层间差别较大；吸附能力和储气能力比较强，含气饱和度较高等。 煤层物理特征 2.2压裂改造方案 运用FracproPT软件对井组煤储层地层压力、杨氏模量、泊松比、孔隙度、渗透率等基本参数对改造方案进行优化，模拟煤储层形成裂缝的长度、高度和宽度，合适的改造强度和铺砂浓度更有利于压后煤储层稳定出气。 关键技术 选用高性能活性剂，降低压裂液摩阻加快压裂液返排，选用无机盐型粘土稳定剂，能有效降低煤层伤害和减少煤层污染，选用清水+KCL+表面活性剂和较大排量，严防砂堵砂卡事故发生，解决渗透率低、倾角和排采难度大的问题； C19+C23煤层合压提高改造程度，解决煤层厚度薄的问题 变排量压裂、增大支撑剂用量、尾追粗砂和适量顶替能提高近井区域裂缝导流能力，应对地应力高和排采难的难题。 FracproPT三维模型模拟结果 施工曲线与拟合曲线 DC-1井 DC-2井 DCMT-3井 井号 DC-1井 DC-2井 DCMT-3井 层位 C19+C23 C25 C19+C23 C25 C19+C23 C25 FracproPT模拟 102.5*2 102.5*2 94.8*2 94.8*2 98.8*2 98.8*2 FracproPT压后拟合 73.5*2 64.1*2 79.6*2 69.6*2 82.5*2 71.6*2 微地震监测 189.7 152.6 差值（监测-模拟） 0.1 -37.0 裂缝条数 3 2 4 3 3 2 裂缝延伸情况统计表 排采技术 利用生产回流水助抽保证井下抽油泵等工具正常工作，降低地面抽油机的负荷，保障井筒内液体平稳下降、煤储层解吸产气时间的合理化；电子压力计监测为制定合理的排采制度提供依据；出气后加强气井管理，采用控压限流保证气井的稳产高产。 煤层气井产气量变化 2.3 改造效果 在我国西南地区首次获得群孔煤层气工业气流，也是国内薄煤层、大倾角、低渗透率煤层气地面抽采的首次成功，运用的煤储层改造技术、煤层气排采技术等在西南地区具有普遍的推广意义和示范作用。 煤层气井排采出压进地层的部分压裂液、地层流体、煤层气、煤粉、压裂砂等物质，其水质清澈、无煤粉、无压裂砂，出水连续，气体燃烧火焰呈橘黄色，气体成分中CH4超过90%。产出水为氯化物碳酸氢盐钠型。 3.1 寻找高渗富集区非常重要 制约煤储层出气与否的关键在于煤储层渗透率，从实验井的试井解释来看，渗透性都很低，因此需要在寻找高渗富集区的工作方面做进一步的工作。 3.2 应开发适合倾斜地层的储层模拟软件 研究中采用的FracproPT三维模型的假设条件是地层水平、均质，模拟的裂缝是对称的，实际上试验井组地层倾角30°，据裂缝监测结果，上倾方向裂缝延伸长，而支撑剂充填相反，所以在以后的煤储层改造方案制定中，务必开发适合倾斜地层的储层模拟软件，或采用校正系数，确保设计与结果的更好复合性。 3.3 能否整体开发