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沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识

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沁水 盆地 高阶煤 煤层气 开发 再认识
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第35卷第6期 安全与管理 。117‘沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识田炜 王会涛中国石油华北油田公司田炜等.沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识.天然气工业,2015,35(6):117—123.摘 要 近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因。为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识:①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”(解吸性、扩散性和渗透性);不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关。关键词 煤层气开发 沁水盆地 解吸性 扩散系数 渗透率 水力压裂 仿树形水平井0.3787/i.000 0976.2015.06.018of BM 62550,5,,17—123,6/25/2015.(000—0976;n BM)of no in to BM in an in—on BM in of of of wa—of BM ew in 1)is in BM 2)BM in n or s)3)”is a BM it o is to to BM 4)BM to of BM BM)of 家科技重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井示范工程”(编号:2011中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目(编号:2013作者简介:田炜,1970年生,高级工程师;目前负责中国石油华北油田公司所承担国家及中石油煤层气重大科技专项的管理工作。地址:(062552)河北省任丘市会战南道中国石油华北油田公司。电话:(0317)2721032。E—015年6月中国的煤层气开发始于20世纪90年代山西省沁水盆地,20余年来该产业的发展跌宕起伏。近年来,在页岩气炙手可热的大背景下,中国的煤层气产业又出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要问题。在眼下产业整体低迷的形势下,需要对该产业的发展进行再认识。1对资源的再认识据国土资源部2006年全国油气资源评价成果,我国主要含气盆地埋深浅于2 000 ×1012 中可采资源量为10.9×1012 水、鄂尔多斯等8个主要盆地的煤层气资源量均大于1×1012 源量共约26×1012 全国总量的70%。上数据是我国煤层气权威性表述,被广泛引用,这一轮全国煤层气资源评价采用了以体积法为主的评价方法体系,以煤层含气量、可采系数、煤层气资源类别评价标准等为关键评价参数[1]。但由于目前煤层气的技术可采界限和经济界限并不明确,其可采系数的确定也就存在偏差。因此可采资源量也可能存在一定误差。长期以来我国煤层气资源的评价是以含气性为核心指标的,煤层的含气性通常用吨煤含气量、吸附饱和度、甲烷浓度和资源丰度等4个要素来衡量心],由此在我国45个煤层气有利区域内,沁水盆地以高含气量成为最先开发的热点,殊不知含气性与资源可动用性并不一样。二十多年的不懈努力,虽使沁水盆地成为国内目前最大的煤层气地面抽采生产基地,但约20×108 二五”160×108 成这一局面的原因相信是多方面的,但纵观全世界煤层气开发,高阶煤气田大规模开发的非常少,成功开发的煤层气田都是低阶煤,含气量比沁水盆地低得多,但产量高得多(表1)。表1全球主要煤层气田物性对}。 埋深均鬻器 煤雩别地嚣NI m” 例利履 m r L 。‘d‘, L 。‘d o.9%~1.2%100~1 000加拿大阿尔伯塔盆地o.5%%200 700澳大利亚鲍温盆地 1.5% 100~600中国沁水盆地 2.0%~4.0%300~800>510~500O.1~10.2~0.5870%~97%90%~100%75%~90%30 0003 0006 000~30 000l 200表1说明煤岩含气量固然很重要,能弥补一些气田开发物性上的短板,但它不是煤层气田工业化开发的决定性因素。近几年研究人员从富集程度、煤层构造、水动力、热演化、埋深等方面对煤层气高产进行了大量研究工作。“十一五”期问业内普遍认为煤层气富集即可高产,可实践证明富集不是我国煤层气开发的主要矛盾;随着认识深入,“十二五”期间提出了“富集+高渗透率”的高产模式;但根据煤层气产出过程是“排水一降压一解吸一扩散一渗流”的认识口]。在吨煤含气量大于5 者认为煤层气资源动用的决定因素应是“三性”,即可解吸性、可扩散性和渗透性。煤层气甲烷分子是物理吸附在煤基质表面的,它与煤表面的相互作用是各向异性,甲烷在煤上的吸附均可用—描述[4],其分子之间的吸附力是煤层气解吸首先需要克服的阻力。其次甲烷在煤中的扩散是孔隙一裂隙问的流动,其过程要克服类似于毛细管的扩散阻力,扩散系数是表征扩散阻力的重要参数,它反映了气体在运移过程中质量浓度的变化[5]。郝石生认为,扩散气体的分子量越大,分子摩尔体积越大,扩散系数越小[6j。最后从微裂隙到裂缝过程中的渗流阻力是煤层气到达井筒的最后阻力,这个流动过程基本符合常规油气的渗流规律。以上分析表明,如果煤岩的解吸性和扩散性差,“富集+高渗透率”的模式也未必就能获得高产。“十二五”以来,业内对煤层渗透率的研究越来越重视,但解吸和扩散对产量的影响还需要深入研究。陈振宏等用12 935 烟煤在含气量高的情况下,96 图1)口]。由于该实验用的是煤心,笔者认为以上数据应该是不同煤阶解吸与扩散共同作用的结果,这恰恰能说明产气量与解吸和扩散的难度息息相关,鉴于解吸所需克服的吸附力属于范德华力,所以大部分煤层气开发面临的真正难题是如何克服扩散阻力和渗流阻力。不同区块“三性”指标的好坏有所不同,这也预示着不同区域制约煤层气高产的主控因素也各不相同,有可能是单因素的,还有可能是多因素耦合的结果,为万方数据第35卷第6期 安全与管理,#锄粤一g≤褂型餐矬澎鑫图1 高煤阶与低煤阶煤层气阶段解吸速率模拟结果图此需要采取的改造措施也应有所不同。目前针对克服吸附力和毛细管阻力的措施还很少见,微生物破解分子问吸附力、换微裂隙扩散通道物性改善等措施应是下一步的研究方向;对于高阶煤,扩散阻力的改善是难度最大的,如果解吸和扩散阻力都比较大的储层,按目前技术水平是无法动用的。罗平亚院士指出:解吸一扩散一渗流是一个串联发生的过程。其单井产量取决于这三个步骤中最慢的一步[8]。综上所述,从全国整体看,煤层气开发的热点应该从单纯追求高含气区块跳出来,不论高阶煤还是低阶煤,在煤层条件下以“三性”为核心的可动用储量评价是下步勘探的重点,而针对“三性”的改造措施是气田开发的落脚点。借鉴国外煤层气开发经验,中低煤阶区块应是我国煤层气产业现实的突破口,山西保德区块已充分证明这点,而高阶煤区块将是我国煤层气长久持续发展的资源保障。2对勘探评价程序的再认识我国煤层气开发先驱大体由两部分人员组成,一是煤炭专家,二是油气专家,两类专家各有所长,但煤层气是赋存于固体矿藏中的流体矿藏,大家都有认知盲点。由于煤层埋藏浅,其构造与几千米地下的油气藏相比要简单得多,这本是煤层气开发的有利因素,可这也导致了地质工作者在前期地质综合研究过程中的轻敌,在一定程度上为眼下的被动局势埋下了伏笔。当时在被认为“一马平川”的煤层上布井,考虑地面因素往往多于地下因素,为了抢矿权、追进度,许多必要的评价程序被缩减,有没有煤、含气量高低、是否有大的构造似乎成为布井依据的全部,而渗透性、解吸性、微构造等研究严重滞后,评价试采的严谨性缩水。由此带来的同井区产量差异直到现在还无法得到合理的解释。严峻的生产形势已经使从业者深刻认识到煤层气田的勘探评价工作同样需要一丝不苟,在试采效果不明朗的区域已不可能见到大规模建设。在人们趋于谨慎的同时,另一种倾向开始慢慢出现,即常规油气中高、尖、昂贵的技术手段逐步由石油工程师引入。多管齐下的技术攻关本无可厚非,但对于煤层气这种非常规资源,如何将现有低成本的工程技术针对煤层特点有效地、系统地优化整合可能是当前更需要重视的问题,例如射流泵在常规油气开发中是现成的、但并不常用的一项技术,如今在煤层气水平井中却取得了很好的效果;在国外前期评价资料井所录取的资料甚至替代了高昂的三维地震等等。这些做法需要决策者打破常规油气思维定式不断去实践,从而找到一套行之有效、经济可行的煤层气资源评价方法。3对水的再认识许丕伟等指出口]:在整个煤层气生成过程中,均有大量水的存在,煤层水对煤层气的赋存、散失起着重要作用。傅雪海等口叩将煤层水分成自由水和束缚水两类,在煤层气开发过程中,按生产工艺也可分为注入水和采出水两类。3.1高压注入水是一把双刃剑国内煤层气从业者都知道水力压裂对煤层气开发的重要性,目前国内生产的上万口直井当中99%的都是经过压裂的,其中90%以上又是经过水力压裂的,水力压裂无疑是目前煤层气开发的重要利器。水力压裂改造煤储层渗透性能使煤层气形成商业气流,但在现场实践过程中,有一个残酷的现实是:同一区域内水力压裂的井有20%不出气,还有20%以上的井低产。当我们在分析这个现象时,往往考虑的是煤层结构、井眼质量、射孔方式及压裂参数等因素,而忽视了压裂水对煤层的伤害。大量理论研究和实验结果均表明:煤中含水会大幅度降低甲烷的吸附量(图2)[11|。100 200 300 400 500 600 700压力/6 896 55 .304 8 ∞全与管理 · 123 ·[12]赵东,冯增朝,赵阳升.煤层瓦斯解吸影响因素的试验研究[J].煤炭科学技术,2010,38(5j:43 46.n tO ;.010,38(5):43 46.[13]朱庆忠,芹银卿,杨延辉.如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例[J].天然气工业,2015,35(2):106 109.ow tO in BM of a in a—].01 5,35(2):106一109.[14]田炜,陈洪明,梅永贵,李新彩.沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考[J].天然气工业,2011,31(11):3(j 33.i p—of in 0儿,31(11):30—33.[15]杨勇,崔树清,倪元勇,王风锐,杨益涵,郎淑敏.煤层气仿树形水平井的探索与实践[J].天然气工业,2014,34(8):92—96.i of a S 1 in 014,34(8):92—96.(修改回稿日期2015 05—05编辑陈嵩)o’070707070,o,o,o,、>7070,、>70770,070,0707070'70,o?070,070,o,o,o,070’o,0707、>7国际能源署下调天然气需求量预期近日,国际能源署(布报告称,在2013年和2014年天然气市场增势显著放缓后,未来5年,全球天然气需求量将年增长2%,略低于去年2.3%的预测值。下调的原因是亚洲天然气需求走弱,天然气价格持续走高,迫使消费者转向其他选择方案。该年度报告对天然气需求、供应和贸易量进行了详细分析和5年预测,认为到预测期结束前,全球天然气需求量将年增长2%。国际能源署执行主任范德胡芬表示,2014年亚洲天然气市场需求疲软。雪上加霜的是低廉的煤炭价格和可再生能源的成本优势,让天然气在过去两年的市场竞争异常艰辛。这种竞争强度在未来5年还会持续。亚洲天然气价格往往与石油价格相关联。前几年,油价徘徊在每桶100美元,这意味着亚洲消费者与世界其他地区的买家相比,要为天然气付出更高的溢价。如今石油价格暴跌的影响已蔓延至亚洲天然气市场,亚洲天然气溢价大幅收窄,这使得天然气需求量在短期内将有所增长,但是不会像油价下跌那样突然。这份报告称,长期来看,对天然气的需求预测变得更加不确定,特别是亚洲。目前一些亚洲国家已经决定推进扩大燃煤发电计划,而不是燃气发电。(天工摘自《中国化工报》)万方数据沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识作者: 田炜, 王会涛, 中国石油华北油田公司刊名: 天然气工业英文刊名: (期): 2015,35(6)引用本文格式:水盆地高阶煤煤层气开发再认识[期刊论文]015(6)
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