煤层气生产动态特征分析

发表时间：2018-06-25T14:58:12.400Z 来源：《基层建设》2018年第12期作者：王国华崔德广[导读] 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。

新疆维吾尔自治区煤田地质局一五六煤田地质勘探队乌鲁木齐 830009 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。

关键词：产气量；正相关性；流体势；临储比；层系组合 The analysis of coalbed methane production dynamic characteristics (No.156 Coalfield Geological Exploration Team of Xinjiang Coalfield Geology Bureau , Urumqi 830009) Abstract: Because of the different Geological conditions of coal seam and the heterogeneous influence of reservoir, the production of coal seam and gas well in the same area will be different. It is helpful to understand the factors of high yield and main control of coal seam gas well from regional analysis, and guide the development and deployment of coal seam gas well and the optimization of process plan.

阜康白杨河矿区煤炭资源丰富，煤变质程度中等，煤层气含量高，同时，煤储层物性较好，有利于煤层气的赋存和开发。

示范区主要含煤地层为八道湾组下段(J1b 1)和八道湾组中段(J1b 2)。开发的3套主力煤层39#、41#、42#全部位于八道湾组下段。由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。

一、示范区生产特征

为分析示范区的生产特征与产气分布规律，将从本区的产气、产水规律，以及与煤层构造、煤层厚度、流体势、层系组合等方面关系入手，深入研究本示范区煤层气井的高产主控因素。

1、产气量与构造的关系

从示范区煤层气井2015年10月31日的产气现状与构造关系叠合图可以看出（见图1），示范区西部部署的两排煤层气井，构造深部位井的产气效果要好于浅部位的井；示范区东部部署了三排煤层气井，构造中部的井产气效果最好，深部位井的产气效果次之，而浅部井的产气效果最差。总体来看，目前示范区全区浅部位井的产气效果都不理想，可能与浅部的井离火烧区较近，瓦斯风化带较深，浅部井的含气性较差等因素有关。

图1 示范区煤层气井产气现状与构造关系图

2、产气量与煤层厚度的关系

从示范区煤层气井产气现状与3套主力煤层厚度的叠合关系图可以看出（见图2），示范区煤层气井产气量与39#、42#煤层厚度大体上呈正相关性，即煤层厚度大的区域产气量高，而与41#煤层厚度的相关性不明显。

a.示范区煤层气井产气量与39#煤层厚度关系图

b.示范区煤层气井产气量与41#煤层厚度关系图

c.示范区煤层气井产气量与42#煤层厚度关系图

煤层气井出水特征

煤层气井出水截至2010年底，全国累计完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量为88亿立方米，但利用量仅为36亿立方米（地面14.5亿立方米和井下73.5亿立方米），抽采和利用率均较"十一五"规划目标差距较大。而按照规划，到2010年底，全国煤层气抽采量应达100亿立方米，利用量达80亿立方米。 2011年，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比分别增加36.7%和51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加22.7%和52.2%；地面煤层气产量23亿立方米，利用量18亿立方米，同比增加54.7%和47.5%。2012年全国煤层气产量125亿立方米，利用总量52亿立方米，不足国内天然气利用量的4%，且未完成产量155亿、利用量80亿的年度目标. 1根据国外煤层气长期开发的成功经验，煤层气的排采生产过程一般分为3 个阶段a. 排水降压阶段生产初期阶段，需进行大量排水，使煤储层压力下降。当储层压力下降到临界解吸压力以下，气体才能开始产出。这一阶段所需的时间，取决于煤层气地质条件和储层特征等因，当地质储层条件相同时，则取决于排水速度。 b. 稳产阶段随着排水的继续，气产量逐渐上升并趋于稳定，出现产气高峰，水产量则逐渐下降。该阶段持续时间长短取决于煤层气资源丰度和储层的渗透性特征。 c. 产量递减阶段当大量气体已经产出，煤基质中解吸的气体开始逐渐减少，尽管排水作业仍在继续，气产量和水产量都在不断下降，该阶段延长的时间较长，可达10 a 之久。 2.压裂工程对地下含水层的影响煤层气井增产强化工程主要包括射孔和水力压裂两部分，压裂作业是最有可能对地下水造成影响的环节。由煤层气产出机理和开发工程分析可知，压裂在近井地带形成一条高导流能力的裂缝，为煤层水和煤层气提供一条顺畅的通道，加速排水降压及煤层气的产出。煤层气压裂主要是使裂缝沿煤层延伸，以保证最大泄流面积及最大产气效果。垂向上，煤层气井压裂缝在目标煤层附近的区域产生一定的高度，从而造成煤层顶板含水层的破坏；横向上，由于煤层气井的服务年限一般较长，长期排采会导致目标煤层中的水大量产出。在构造或水文地质条件较复杂的地区，压裂作业可能会以各种方式影响目标煤层附近的地层，导致煤层气井排采时对邻近地层的含水性造成一定程度的影响。 3 山西沁水盆地南部太原组煤储层产出水氢氧同位素特征所采集的地表水15号煤层顶板灰岩水、煤层气井排出水和15号煤层水的氢氧同位素数据均分布在我国大气降水线附近, 氢氧同位素组成也均在我国大气降水的氢氧同位素组成范围内。说明地表水、煤层顶板灰岩水、煤层气井排出水和15号煤层水的原始来源均为大气降水, 受大气降水补给。排采15号煤的煤层气井排出水是煤层水和煤层顶板灰岩水的混合水。15号煤储层和顶板灰岩之间存在较强的水力联系,煤层在排水过程中接受灰岩水的大量补给。

某边坡动态变形特征分析

某边坡动态变形特征分析摘要：以某边坡为工程背景，研究了该边坡近期的变形特征，将变形体的变形形式分为2种情形，排水固结沉陷型、滑移型，其中，排水固结沉陷型变形形式主要以不均匀变形为主；滑移型包括了沿老滑面滑移型和土体剪损滑移型。关键词：边坡变形特征动态滑动面稳定性 1、引言边坡变形特征分析是边坡工程的重要研究内容，以某边坡为工程背景，除边坡区外新城建设已具规模，边坡区的前沿望江大道和民德路一带城镇建设基本完成，按规划要求，边坡区内近期将安置十个单位及近万移民。然而近几年的道路建设已使该区多处出现了一定规模的变形，严重影响县城区移民迁建工作。其中最大一处民德小学变形体影响面积超过3万m2，使已建成道路破坏；近期东部因部分移民房屋基础开挖以引起部分坡体变形，在短短两个月的时间内，水平位移达l-6cm，变形体的影响宽度达60-70m，且处在进一步发展之中。因此，研究该边坡近期的变形特征，对于边坡区的防治与治理工作具有重要意义。 2、边坡近期变形分析近期变形发生在1998年新城建设之后，到目前为止，先后形成了陈家院子、石院子、石院子后、民德小学、民德小学东等5处较大规模变形体，涉及总面积达10万多m2。体积50多万m3。 2，1排水固结沉陷型排水固结沉陷型。此类变形以民德小学、陈家院子和石院子变形体为代表，其中民德小学变形体最典型。该变形体位于崩滑堆积平台中区前缘，其变形形式主要以不均匀变形为主，后期见前缘部分土坡体有明显的滑移变形，尤其公路路面明显外鼓变形。该变形体在民德小学一带差异变形较大，最大量可达50－70cm，导致这座近千学生的小学宿舍与教学楼严重开裂变形，从而不得不整体搬迁。后来随着东部挡墙基础的回填，地下水逐步回升，以及前沿坡角的减缓和保护等措施，才使得该变形体的变形有所减缓，目前已处于基本稳定状态。造成这种大范围变形的内在因素是由于民德小学一带表部粘土层分布较厚，由于地下水位高，自然条件下，大都处于饱和状态(如图1示)，当下部碎块石层中的地下水快速疏干，上部弱透水的粘土层缓慢排水产生固结变形，由于该土层下部强度相对较高的块石层接触面起伏不平，导致上部土层不均匀的压缩变形。在地表具体表现为总体沉陷而局部水平拉裂变形。民德小学变形体的变形具有以下特征：(1)后缘大部分区域的变形与前缘开挖临空面没有直接的关系。变形体后缘距公路开挖面在100余米之外，大遍区域并无中层滑带产生，而底部滑带大都倾向山里，无滑动条件，说这一区域的后期变形只能是随地下水的疏干范围的扩大而扩大的。(2)民德小学早期NW－SE向拉裂变形与基岩面形态条件有关，因为区前

煤层气产出过程

第五章煤层气产出过程煤层气井的排采过程与常规天然气井显然不同，通常具有一个产气高峰期。这种差异，起源于煤层气主要以吸附状态赋存。第一节主要内容：在煤层气开采初期一般要进行“脱水”处理，即所谓的“排水降压”过程，目的是诱导煤层气的解吸、扩散、渗流作用由高势能方向往低势能方向连续进行。一、煤层气流动机理煤层气产出包括三个相互联系的过程，即解吸、扩散与渗流。地下水的采出使煤层气压力降低。当煤层压力降低到一定程度时，煤中被吸附的气体开始从微孔隙表面分离，即解吸。解析气浓度在解吸面附近较高，在裂隙空间中较低。因此，煤层气会在浓度梯度的驱动下，通过孔隙—微裂隙系统向裂隙空间扩散。在煤层中，可能有三种扩散机理：以分子之间相互作用为主的体积扩散，以分子—表面相互作用为主的Knudsen扩散，基质表面的吸附气层表面扩散。按照煤层中发生的物理过程，煤层气产出相继经历了三个阶段：第一阶段，水的单相流。在此阶段，煤层裂隙空间被水所充满，为地下水单相流动阶段。第二阶段，非饱和单相流。这一阶段，裂隙中为地下水的非饱和单相流阶段，虽然出现气—水两项阶段，单只有水相才能够连续流动。第三阶段，气—水两相流。随着储层压力下降和水饱和度降低，水的相对渗透率不断下降，气的相对渗透率逐渐升高。最终，在煤层裂隙系统中形成了气—水两相达西流，煤层气连续产出。上述三个阶段在时间和空间上都是一个连续的过程。随着排采时间的延长，第三阶段从井筒沿径向逐渐向周围的煤层中推进，形成一个足以使煤层气连续产出的降压漏斗。二、煤层气开采过程原始地层条件下，煤层及其围岩中地下水一般较多，储层压力大致等同于水

气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/ 2 〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录测压时间井深（m）压力（MPa）压力梯度（MPa/100m）备注 86.4.28 9：00014.25 9：20100014.930.068 9：40150015.270.068 10：00200015.610.068 10：20227115.800.070 10：40270016.100.070 11：00295016.280.0722950遇阻测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。

系统动态特性分析

系统动态特性分析。（1）时域响应解析算法――部分分式展开法。用拉氏变换法求系统的单位阶跃响应，可直接得出输出c(t)随时间t 变化的规律，对于高阶系统，输出的拉氏变换象函数为： s den num s s G s C 11)()(?=? = （21）对函数c(s)进行部分分式展开，我们可以用num,[den,0]来表示c(s)的分子和分母。例 15 给定系统的传递函数： 24 50351024 247)(23423+++++++=s s s s s s s s G 用以下命令对 s s G ) (进行部分分式展开。 >> num=[1,7,24,24] den=[1,10,35,50,24] [r,p,k]=residue(num,[den,0]) 输出结果为 r= p= k= -1.0000 -4.0000 [ ] 2.0000 -3.0000 -1.0000 -2.0000 -1.0000 -1.0000 1.0000 0 输出函数c(s)为： 01 11213241)(+++-+-+++-= s s s s s s C 拉氏变换得： 12)(234+--+-=----t t t t e e e e t c （2）单位阶跃响应的求法：控制系统工具箱中给出了一个函数step()来直接求取线性系统的阶跃响应，如果已知传递函数为： den num s G = )( 则该函数可有以下几种调用格式： step(num,den) (22) step(num,den,t) (23) 或 step(G) (24) step(G,t) (25) 该函数将绘制出系统在单位阶跃输入条件下的动态响应图，同时给出稳态值。对于式23和25，t 为图像显示的时间长度，是用户指定的时间向量。式22和24的显示时间由系统根据输出曲线的形状自行设定。

煤层气基础知识

1.1. 煤层气的定义和基本特征从矿产资源的角度讲，煤层气是以甲烷为主要成分（含量＞85%），是在煤化作用过程中形成的，储集在煤层气及其临近岩层之中的，可以利用开发技术将其从煤层中采出并加以利用的非常规天然气。对煤层气而言，煤层既是气源岩，又是。煤层具有一系列独特的物理、化学性质和特殊的岩石力学性质，因而使煤层气在贮气机理、孔渗性能、气井的产气机理和产量动态等方面与常规天然气有明显的区别（详见表1.1），表现出鲜明的特征。表1.1 煤层气藏与常规天然气藏基本特征的对比特征煤层气常规天然气气藏类型层状的沉积岩局部圈闭气源自生外源储基层岩性有机质高度富集的可燃有积岩，易受入井液、水泥等的伤害几乎是100%的无机质岩石，不易受伤害双重空隙结构煤基质块中的孔隙是主要的孔隙，占总空隙体积德绝大部分；裂隙系统是天然气裂隙，占总空隙体积的次要部分，它们基本上等间距分布，并使煤具有不连续性主要发育于石灰岩、白云岩，页岩及致密砂岩中。天然裂隙（包括节理、裂隙、溶道、洞穴等）将粒间孔隙分割成一个个方块，裂隙是随机分布的气体的贮存气体的绝大部分贝吸附在煤的内表面上，孔隙空间中很少或没有游离气气体以游离态贮集在岩石的孔隙空间中流动机理在基质中的流动是由浓度梯度引起的扩散，然后由于压力梯度的作用在裂隙中引起渗滤流动是由压力梯度引起的层流，并服从达西定律；在近井地带可出现紊流气产出机理解吸-扩散-渗流在气体自身的压力梯度作用下流动气井生产状况气产量随时间而增加，直至达最大值，然后大降。起初主要产水，气水值随时间而增大气产量开始最大，然后随时间而降低。起初，很少或者没有水产出，但气水值随时间而减少机械性能由于煤具有脆性和裂隙较发育，因而是一种较弱的岩石，这使钻井的稳定性较差，并影响水力压裂的效果。在一定条件下，可采用特殊的洞穴完井技术。杨氏模量在700MPa范围内岩石较坚硬，通常钻井的稳定性不成问题。杨氏模量在7000MPa范围内储层性质易被压缩，孔隙体积压缩系数在 0.01MPa-1范围内，因而孔隙度、渗透性对应力较敏感，在生产期间有明显的变化压缩性很小，孔隙体积压缩系数在10-4MPa-1范围内，孔隙度、渗透性在生产期间的变化不明显资料来源：张新民中国煤层气地质与资源评价2002年

煤层气开发技术及产出规律特征

煤层气开发工艺及排采技术一、产出理论（前言）煤层气开采通过抽排煤层及上覆岩层中的地下水，从而降低煤储层的压力，促使煤层中吸附的甲烷气体解吸释放出来。煤储层条件和煤层气赋存环境条件是煤层气开发的基本地质条件，煤层气开发是在充分认识这些基本地质条件基础上通过特定的工程（钻井、压裂、排采等工艺）改变煤层气赋存环境条件（地应力、地下水压力、地温环境）使煤储层条件发生变化的过程，从而使煤层中吸附的甲烷气解吸出来。煤层气的排采是一个“解吸-扩散-渗流”的连续过程，在实际排采中可分为三个阶段，Ⅰ阶段为排水降压阶段，煤储层压力高于煤层气解吸压力，该阶段主要是产水，并有少量的游离器和溶解气产出；Ⅱ阶段为稳定生产阶段，煤储层压力降至煤层气解吸压力之下，产气量相对稳定，并逐渐达到产量高峰（一般在3年左右），产水量下降到较低水平；Ⅲ阶段为产气量下降阶段，产少量水或不产水，该阶段的开采时间最长。由于煤层气抽采目的、对象、条件和资源条件的不同，形成了不同的煤层气开发模式，总体上分为煤矿井下抽采和地面钻井抽采两大类。

图表 1典型煤层气井的气、水产量变化示意图时间产量 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 产气量产水量临界解压力压力

二、煤层气的开发工艺煤层气开发的目的主要是有效地开发和利用煤层气资源、最大限度的改善煤矿安全生产条件（降低瓦斯）、更好的保护环境等几个方面。按照煤层气开发服务目的不同，煤层气开发总体上分为煤矿井下抽采和地面钻井开发两大类，而我们公司目前所实行的“采煤采气一体化”的瓦斯治理模式是把上述两种开发方式的有效结合，它不仅有效的服务了煤矿的安全生产而且实现了煤矿瓦斯利用的最大化。（一）、煤矿井下抽采目前煤矿井下抽采技术已由单一的本煤层抽采发展到本煤层抽采、邻近层抽采、采动区抽采等多对象抽采；抽采技术也由单一的钻孔抽采发展到钻孔、巷道、地面井和混合抽采等。按抽采对象的不同煤矿井下抽采开采层抽采邻近层抽采围岩抽采采空区抽采采动区抽采废弃矿井抽采

2021年气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题欧阳光明（2021.03.07）一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水 2.1m3/d （凝析水）为纯气藏。该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录

答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段：（1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。（2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。（3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。

常规油田生产动态分析

1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。 2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。（图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》）单井动态分析模板一、收集资料 1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管

柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。二、分析内容 1、日产液量变化； 2、综合含水变化； 3、日产油量变化； 4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化； 5、气油比变化； 6、对应注水井注水能力变化； 7、深井泵工作状况； 8、措施效果评价等。 ——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注采油井生产曲线注水井生产曲线

三、分析步骤 1、概况 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。日产液量变化 3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％；日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％；日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％；日产液量小于10t，波动幅度在±30％；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。 3.1.2日产液量变化原因分析日产液量上升的主要原因有： ①油井工作制度调整； ②对应油井注水见效；

煤层气生产动态特征分析

煤层气生产动态特征分析发表时间：2018-06-25T14:58:12.400Z 来源：《基层建设》2018年第12期作者：王国华崔德广[导读] 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。新疆维吾尔自治区煤田地质局一五六煤田地质勘探队乌鲁木齐 830009 摘要：由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。关键词：产气量；正相关性；流体势；临储比；层系组合 The analysis of coalbed methane production dynamic characteristics (No.156 Coalfield Geological Exploration Team of Xinjiang Coalfield Geology Bureau , Urumqi 830009) Abstract: Because of the different Geological conditions of coal seam and the heterogeneous influence of reservoir, the production of coal seam and gas well in the same area will be different. It is helpful to understand the factors of high yield and main control of coal seam gas well from regional analysis, and guide the development and deployment of coal seam gas well and the optimization of process plan. 阜康白杨河矿区煤炭资源丰富，煤变质程度中等，煤层气含量高，同时，煤储层物性较好，有利于煤层气的赋存和开发。示范区主要含煤地层为八道湾组下段(J1b 1)和八道湾组中段(J1b 2)。开发的3套主力煤层39#、41#、42#全部位于八道湾组下段。由于煤层地质条件的差异以及储层的非均质性影响，同一区块的煤层气井生产情况也会各有差异。从区域上分析煤层气井的生产特征及规律，有利于了解本区煤层气井高产主控的因素，指导后期开发部署及工艺方案的优化。一、示范区生产特征为分析示范区的生产特征与产气分布规律，将从本区的产气、产水规律，以及与煤层构造、煤层厚度、流体势、层系组合等方面关系入手，深入研究本示范区煤层气井的高产主控因素。 1、产气量与构造的关系从示范区煤层气井2015年10月31日的产气现状与构造关系叠合图可以看出（见图1），示范区西部部署的两排煤层气井，构造深部位井的产气效果要好于浅部位的井；示范区东部部署了三排煤层气井，构造中部的井产气效果最好，深部位井的产气效果次之，而浅部井的产气效果最差。总体来看，目前示范区全区浅部位井的产气效果都不理想，可能与浅部的井离火烧区较近，瓦斯风化带较深，浅部井的含气性较差等因素有关。图1 示范区煤层气井产气现状与构造关系图 2、产气量与煤层厚度的关系从示范区煤层气井产气现状与3套主力煤层厚度的叠合关系图可以看出（见图2），示范区煤层气井产气量与39#、42#煤层厚度大体上呈正相关性，即煤层厚度大的区域产气量高，而与41#煤层厚度的相关性不明显。 a.示范区煤层气井产气量与39#煤层厚度关系图 b.示范区煤层气井产气量与41#煤层厚度关系图 c.示范区煤层气井产气量与42#煤层厚度关系图

丰城区块煤层气地质特征及资源量估算

地质研究丰城区块煤层气地质特征及资源量估算周尚忠张文忠 (中石油中联煤层气有限责任公司) 周尚忠,张文忠.丰城区块煤层气地质特征及资源量估算.录井工程,2011,22(2):62-64 摘要从丰城区块煤层气已探明资料入手,介绍了该区块钻探、开发井排采试气现状,同时从主力煤层赋存情况、煤层水文地质、煤层含气性、煤层渗透性和煤的等温吸附性5个方面分析了该区块煤系地层及煤层气地质特征。该区块主力煤层为二叠系上统龙潭组的B 4煤层,该煤层厚度较大(平均厚度1.73m),含气量高(平均15.00m 3/t),依据相关行业标准规定的煤层气体积计算方法,结合已钻井资料,估算煤层气资源量约为5.45 1010m 3,预示丰城区块有较好的煤层气开发前景。关键词丰城区块煤层气含气量地质特征水文地质估算周尚忠高级工程师,1962年生,现在中石油中联煤层气有限责任公司从事煤层气勘探开发研究工作。通信地址:100011北京市东城区安外大街甲88号。电话:(010)64240708。E -m ail:z housz8816@vip.s https://www.360docs.net/doc/7e2322633.html, 0 引言煤层气是煤在煤化作用[1](泥炭或腐泥转变为煤的地球物理化学作用,包括煤成岩作用和煤变质作用)过程中生成的气体,主要以吸附状态赋存于煤层内[2] ,成分以CH 4为主。煤层气是优质的能源和基础化工原料,具有热值高、污染少、安全性高的特点,是石油和天然气等常规地质能源的重要补充。煤层气的开发利用,对于缓解我国油气供应的紧张局面和减少温室气体排放量具有重要意义。丰城区块位于江西省丰城市、樟树市以及新余市范围内。近年来,有关部门对该区块煤层气储集层进行了大量的勘探开发工作,钻探过程中气测录井见到了很好的煤层气显示,试排气效果也比较理想,显示出该区块煤层气开发前景较好,因此有必要对该区块地质特征和储量情况进行深入研究,为进一步开发该区块煤层气提供可靠的依据。 1 勘探开发现状 1994年1月第一口煤层气试验井QSH 1井开钻,至3月完井,完井井深1038m ,B 4煤层埋深为963.00~966.45m,煤层厚度3.45m,煤层含气量为18.33m 3/t,气测录井储集层的甲烷体积分数最高为96.17%。进行排采试气207d,最长一次连续试气112d,试气最高产量为7122m 3/d,稳定产气量为140~160m 3/d 。 1996年11月第二口试验井GSH 2井开钻,完井井深863m,B 4煤层埋深为803.58~806.38m,其中含气层3层。B 4煤层含气量为17.46m 3/t,渗透率为3.34m D,地层压力为8.48M Pa,压力系数为1.056,气测录井储集层的甲烷体积分数平均为95.4%~97.0%。排采试气306d,前期正常产气量为600~1100m 3 /d,峰值产气量为1460m 3 /d,后期稳定的产气量为500~700m 3/d [3]。自1999年至今,已钻井19口,对其中的13口井进行了排采作业,其中00X 井最高产气量达到了1700m 3/d 。一系列钻探和排采试气工作的进行,为该区块地质特征研究和煤层气资源量估算提供了基础资料。 2 地质特征 2.1 构造概况丰城区块所在区域的构造位置处于扬子地台东南缘与华南褶皱系东北隅之间部分地域,属于萍乐坳陷带之中段。萍乐坳陷带呈反 S 形展布,为一复式向斜构造,以向斜相对宽长、背斜相对窄短的隔挡式构造为特点,总体构造较复杂。按照中华人民共和国地质矿产行业标准DZ/T0216-2010 煤层气资源/储量规范 ,其构造类别为类,龙潭组煤系地层以隔挡式褶曲为主,在丰城区块内自东向西构 62 录井工程 2011年6月

职工思想动态分析报告

职工思想动态分析报告篇一：员工思想动态分析报告四员工思想动态分析报告按照公司的安排与部署，厂快速行动，结合近期生产状况，组织人力对各车间员工思想动态进行了走访调研。从调研结果来看，员工队伍的思想主流是好的，是积极向上的，只是个别人还存在着急躁、懒散、不满等情绪。针对这些问题，工厂也采取了相应的解决措施，维持了工厂的大局稳定，保证了生产的安全稳定运行。现将调研情况总结汇报如下：一、工厂员工的基本状况厂现有员工340人，其中男职工275人，男职工65人；党员115人，占33.8%；35岁以下青工158人，占46.5%；大专以上学历168人，占49.4%，员工构成较为合理，这是一支特别能战斗的队伍。工厂员工主要有三部分构成，一是研究院划拨人员，这部分人技术比较过硬，思想上比较积极，约占员工总数的一半；二是电石厂炼焦装臵调过来的人员，这部分人有生产经验，经历过停车，对现在的工作岗位比较珍惜，工作积极性较高，约占员工总数的20%；三是护卫队转岗人员，这部分人虽经历过培训，但是工作经验不足，技术水平也不是很过硬，是工厂重点关注的群体，约占员工总数的20%。二、员工思想状况的主流方向 1、大部分员工工作上兢兢业业、勇于奉献、工作热情高，思想基本稳定。能够关心工厂发展，积极为工厂生产任务的完成献计献策，并积极投入到一线生产。随着生产条件和生活环境的逐步改善，员工也愈加珍惜自己的工作岗位。自觉遵守公司、工厂的各项规章制度，努力完成本职工作。稳定的员工思想，确保了工厂各项工作的有序开展，为工厂的发展奠定了坚实的思想基础。 2、工厂以愿景文化为切入点，注重培育特色理念，逐步形成了碳纤维文化体系，并得到了广大职工的一致认可。碳纤维产业现状及未来发展趋势验证了工厂的文化理念的正确性与科学性。真正做到了用事业凝聚人，用文化感染人。 3、通过开展“质量是企业的生命”巡回演讲及“促发展，保安全，练技能”全员大培训活动，全体员工的质量意识得到了强化，工作学习的积极性更加高涨，责任意识进一步增强。 4、通过开展形势任务教育活动，使全体员工认识到了工厂面临的重大机遇与严峻形势。重大机遇是作为“4+1”发展定位之一，碳纤维项目得到了中油与公司高层的一致认可，得到了国家的密切关注，并要求我们加快产业化发展步伐，尽快将产业做大、做强；严峻形势是当前国内碳纤维行业竞

中国煤层气资源分布特征

中国煤层气资源分布特征字号:[ 大中小] 发布时间:2008-03-10 来源:中国能源网据中联公司最新一轮的全国煤层气资源预测结果显示（2002年），中国陆上烟煤煤田和无烟煤煤田中（未包括褐煤煤田），在埋深300～2000m范围内煤层气资源总量为31.46×1012m3，世界位居第三(俄罗斯17～113×1012m3、加拿大6～76×1012m3、中国31.46×101212m3、美国11～19×1012m3)。研究表明，中国的煤层气资源不仅广泛分布于全国各地，而且还具有显著的时域性和地域富集特点。中国煤层气资源分布略图中国煤层气资源的时域分布特征从赋存地层分析，中国的煤层气资源主要赋存于南方早石炭世（C1）、北方石炭二叠纪（C-P）、南方晚二叠世（P2）、晚三叠世（T3）、早-中侏罗世（J1-2）、东北早白垩世（K1）、晚第三纪（R3）等含煤地层（图2-2），表现出突出的时域分布特征。早中侏罗世煤系和石炭二叠纪煤系的煤层气资源量分别为14.51×1012m3、13.69×1012m3，分别占总资源量的46.13%、43.52%；其次是晚二叠世煤系，资源量为2.87×1012m3，占资源总量的9.14%；其余煤系仅为0.38×1012m3，占1.20%（早石炭世煤系0.039×1012m3、晚三叠世煤系0.068×1012m3、早白垩世煤系0.267×1012m3和晚第三纪煤系0.004×1012m3）。

中国主要含煤地层及其煤层气资源量分布直方图（单位：108m3) 中国煤层气资源的地域富集特征从地域分布角度看，中国的煤层气资源虽然广泛分布于新、晋、陕、冀、豫、皖、辽、吉、黑、蒙、云、贵、川、渝、湘、赣、鄂、甘、宁、青、苏、浙、鲁、桂等24个省、市、自治区，但却表现出显著的区带分布特征，具有显著的区带特征。研究表明，昆仑-秦岭、阴山东西向巨型构造带和贺兰-龙门山-哀牢山近南北向巨型构造带，控制了中国的聚煤规律和煤层气分布特征；而贺兰山-龙门山陡变带、大兴安岭-武陵山陡变带、中国东部陆缘陡变带等三条SN-NNE向深层构造带明显地制约了中国煤层气资源的分布和可采性，其中中部区煤层气资源最为富集。在众多的煤层气含气区，以晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，为17.25×1012m3，占全国煤层气总资源量的54.83%；其次是北疆区，煤层气资源量为6.88×1012m3，占全国总量的21.86%；冀豫皖含气区煤层气资源量为2.89×1012m3，占全国总量的9.18%；云贵川渝含气区煤层气资源量为2.83×1012m3，占全国总量的8.99%。在上述含气区内，又集中分布在为数不多的几个含气带。主要有鄂尔多斯盆地北部（55825.61×108m3）、沁水（55157.77×108m3）、吐-哈（26258.98×108m3）、鄂尔多斯盆地东缘（19962.27×108m3）、六盘水（15094.34×108m3）、准东（14532.17×108m3）、鄂尔多斯盆地西部（12732.0×108m3）等含气带。不同埋藏深度煤层气资源分布特征根据煤层埋藏深度和煤层气勘探开发需要，将煤层气赋存深度划分为300～1000m，1000～1500m和1500～2000m三个区间，各深度区间煤层气资源量分别为： 300～1000m 范围内，煤层气资源量为9.1381×1012m3，约占总资源量的29.05%； 1000～1500m范围内，煤层气资源量为9.9435×1012m3，约占总资源量的31.60%； 1500～2000m范围内，煤层气资源量为12.3796×1012m3，约占总资源量的39.35%。以上统计表明，1500m以浅的煤层气资源量占中国煤层气资源总量的60%（图2-3），有利于煤层气资源的勘探开发。学习是成就事业的基石

煤层气井产能影响因素分析

煤层气井产能影响因素分析在我国,煤层气的开发日益受到重视,但是单井产气量却一直难以有较大提高,这也是一直制约煤层气开发的主要问题。本文试图从地质因素和开发技术两个大的方面入手,分析影响煤层气井产能的种种因素,找出问题所在。 1 地质因素地质因素是决定煤层气富集及产出的关键,是影响气井产能的内在因素。以沁水盆地南部煤层气的开发为例,通过研究及勘探开发的实践表明,气井产能受煤构造部位、煤层厚度、埋深、气含量、渗透率、水文地质条件等因素影响。不同地区煤层气地质、储层条件对比情况见表1。 1.1 1.1.1 构造发育及分布褶皱煤层气勘探开发资料显示,褶皱对煤层气井的产量有一定影响。中联煤在潘河地区的煤层气井分布在背斜、向斜的不同部位,虽然各种产量井在背斜、向斜上的分布没有明显的比例优势,产能分布与构造关系不十分显著,但在背斜轴部,高产井的比例高[1],向斜和褶皱翼部的高产井比例分别为75%和59%,背斜轴部的煤层气井全为高产井(表2)。中石油在樊庄区块进行的煤层气开发也基本上表现为相同的产气特征,在背斜区和褶皱翼部高产气井的比例高。表2 不同构造位置区的气井产气状况[2] 1.1.2 断层断层对煤层气开发的影响表现为:①在局部范围内使煤层厚度或煤体结构发生变化,如煤层变薄、煤层渗透率降低等;②导通邻近含水层,导致产水量大、降压困难等；③使附近的煤层气逸散,气含量降低; ④使煤层气井间形成隔离屏障,阻断井间的联系,降低开发效果；⑤增加钻井、固井、压裂作业等的施工难度,对煤储层的污染可能更大。这些都会导致产气量降低,因此断层对煤层气井的产量影响是比较显著的。 1.2 煤层厚度煤层厚度越大，向井筒渗流汇聚的煤层气就越充足,产气量就越高。对沁水盆地南部煤层气井产量与目标煤层厚度进行统计发现,随着煤层厚度的增大,煤层气井产量有增加的趋势。 1.3 煤层埋深煤层气理论研究和勘探开发的实践表明,深度是影响煤层气井产量的重要因素之一。煤层气开发目标煤层埋藏越浅,则地应力低、渗透率高,排水降压容易,气井产量就越高。如郑庄区块，煤层埋藏较深(超过1 000 m),气井产量较低,多为500~1 000 m3/d。在潘庄区块，煤层在300~600 m,煤层气井产量较高。晋煤集团在潘庄井组的部分气井排采时间超过15 年，产气仍在 2 000 m3/d 左右，目前在该区实施的煤层气开发井，产量一般在 3 000~5 000 m3/d，且有多口自喷。 1.4 煤层气含量煤层气理论研究及勘探开发的实践表明,气含量是决定煤层气丰度高低的关键参数,是影响煤层气富集高产的主要控制因素。如潘庄区块寺河西区,目前气含量为12~15 m3/t,气井单井产量多在3 000 m3/d 以上;寺河东区含气量为8~10 m3/t,气井产量为800~1 000 m3/d; 成庄井田煤层气含量为7~14 m3/t,井产量在800~1 500 m3/d。 1.5 煤层渗透率渗透率是煤层气富集高产的主要控制参数之一。我国煤层气勘探开发注入/压降测试的煤层渗透率与美国相比差2~3 个数量级,是制约我国煤层气勘探开发的主要地质因素。1.6 水文地质条件水文地质条件不仅对煤层气保存具有重要作用,而且是煤储层压力和煤层渗透性的重要影响因素。同时,由于煤层气的产出是通过排水降压来实现的,因此水文地质条件对煤层气开发作业影响显著,进而对气井产能产生影响[3‐5]。 2 开发技术 2.1 钻井技术与常规天然气储层相比,煤层气储层应力敏感性强、吸附性强,钻井施工容易对其造成损害,这不但影响测井资料对储层渗透率、孔隙度等参数的正确解释,而且使生产井

气藏气井生产动态分析题改图之令狐文艳创作

气藏气井生产动态分析题令狐文艳一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录

生产动态分析内容

2.1 生产动态分析内容 2.1.1 注水状况分析 2.1.1.1 分析注水量、分层注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2.1.1.2 分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率。 2.1.1.3 搞清油井见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 2.1.2 油层压力状况分析 2.1.2.1 分析油层压力（静液面）、流动压力（动液面）、压力变化趋势及其对生产的影响。 2.1.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在合理的水平上。 2.1.2.3 搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 2.1.3 含水率变化分析 2.1. 3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施。 2.1. 3.2 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。 2.1. 3.3 分析注入水单层突进，平面舌进，边水指进，底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。 2.1.4 气油比变化分析 2.1.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。 2.1.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。 2.1.4.3 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。 2.1.5 油田生产能力变化分析 2.1.5.1 分析采油指数（采油强度）、采液指数（采液强度）变化及其变化原因。 2.1.5.2 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.5 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.2 油藏动态分析 2.2.1 油藏地质特点再认识 2.2.1.1 利用油田开发后钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。 2.2.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识。 2.2.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。 2.2.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。 2.2.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按GBn 269规定核算地质储量。 2.2.2 层系、井网、注水方式适应性分析 2.2.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。 2.2.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。 2.2.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。 2.2.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。2.2.3 油田稳产趋势分析 2.2. 3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线，分析油田产液量、产油量、注水量、