煤层气排采模拟系统软件的研制及应用

煤层气排采模拟系统软件综合考虑煤岩特性,依据最新煤层气基础理论、排采理论所开发的一套供排采一体化软件;软件能够完成煤层气井产气临界解吸压力的预测、渗透率动态变化预测以及产气、产水动态变化预测,并依据产能预测结果对螺杆泵、机抽两种排采方式做参数优化设计。通过与现场煤层气井实际排采数据对比分析表明：该软件能够较好地预测煤层气井临界解吸压力、产气产水量,并基于产能曲线做排采优化设计,对现场具有一定的指导意义。     

煤层气多分支井产能预测研究

煤层气多分支井产能预测具有重要意义,然而煤层气储集、渗流方式不同于常规气藏,准确的产能预测难度很大。本文基于物质平衡法,综合考虑煤基质收缩、裂隙应力敏感性,建立了煤层气多分支井产能预测模型,并将其应用到沁水盆地樊庄区块煤层气井的产能预测中,通过与该区块实际产气量进行对比,结果表明该模型预测结果较为准确,产气峰值之后产气预测更为精确。     

煤层气渗流机理及产能影响因素分析

煤层气的开发日益受到重视,但是单井产气量难以有较大提高,是一直制约煤层气开发的主要问题。笔者试图从渗流机理和地质因素两个大的方面入手,分析影响煤层气井产能的因素,找出问题所在。     

浅谈萨北油田钻井工程项目质量管理

钻井是油田产能建设的第一步,固井质量的好坏,对油水井的使用寿命,能否达到理想的产能有着决定性的影响。对萨北油田从钻前准备、施工运行到质量监督的具体做法进行了阐述,取得了一些认识。     

不同压裂工艺下煤层气井排采效果分析

结合淮北芦岭矿5口煤层气井现场排采情况,对不同压裂工艺下煤层气井排采效果进行分析提出相应的观点,为以后该区域开发煤层气提供参考。     

开发低煤阶煤层气的径向水平井技术

低煤阶煤层气的开发由于受其储层特点、开发技术、施工作业等各种因素的影响,长期以来开发效率一直较低。为提高低煤阶煤层气开发效率,提高煤层气井产量,本文在简要分析低煤阶煤层气的特点之后,对径向水平井技术的技术特点及其在低煤阶煤层气开发中的应用进行了详细论述。     

沁南煤层气井潜孔锤钻井工艺技术研究

通过对沁水盆地南部煤层气井潜孔锤钻井技术的应用,总结了适合一系列适合该区域潜孔锤钻井技术措施,得出了施工煤层气井潜孔锤钻井的关键技术环节,为以后的高效快速开采煤层气奠定了基础。     

用标准手段规范煤层气弃置井的处置

在煤层气勘探开发的过程中,会产生大量的弃置井,对于这些弃置井的处置,国家有相关的规定和要求。但在实践中发现,关于此类井处置的国家规定非常笼统,在很多情况下都无法执行。因此,有必要制定煤层气弃置井的专项标准,通过标准手段规范各类煤层气弃置井的处置方法。制定并试行了《煤层气弃置井处置规范》,取得了良好的预期效果。     

神府区块煤层气固井技术研究及应用

本文介绍了煤层气固井的特点及难点,根据煤层气井的特点及煤储层的特性,优化了适合煤层气井固井的低失水早强水泥浆体系,并且成功在FG-T1并应用,固井质量优质,总结出了适合煤层气固井的水泥浆体系及工艺.     

辽河油田水平井完井效率分析与评价

完井效率的评价是对完井后产能的影响进行的评价、其实质是油气层损害评价技术;因此,完井效率评价就是围绕着产能与油气损害进行.表皮系数是完井效率评价主要影响因素,表皮系数越大完井效率越小,反之表皮系数越小完井效率越大.应用水平井完井效率来预测完井的产能,合理的选择水平井完井方式来满足油田的生产需要.     

澳大利亚煤层气制LNG项目开发及其面临的挑战

近年来澳大利亚煤层气探明储量增长迅速,2008年底煤层气经济可采储量达15．1万亿立方英尺,占澳天然气经济可采总储量的12％以上。目前澳大利亚已经规划了澳大利亚太平洋项目（APLNG）、渔夫项目、格拉德斯通项目（GLNG）、昆士兰柯蒂斯项目（QCLNG）等8个煤层气制LNG项目,合计产能超过5000万吨／年,占澳大利亚所有规划LNG产能的40％。其中格拉德斯通项目和昆士兰柯蒂斯项目发展较快,气源和市场已经基本落实,开始进行EPC招标;其余部分项目已完成前端工程设计,正在陆续推进。虽然项目发展速度很快．但要顺利投产仍面临储量的落实、煤层气资源开发的技术和经验不足、严格的废水处理要求、销售市场的落实以及政府政策的影响等各方面的挑战。澳大利亚煤层气制LNG项目的开发成功,不仅能部分满足中国、印度等潜在天然气市场大国对LNG资源的新增需求,也将进一步加快亚太地区包括煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气资源开发的步伐。     

建井期联合抽采煤层气实现的关键技术的确定

对于建井期的煤矿,可以使用井上下联合抽采煤层气的方式,达到延长地面煤层气井和井下瓦斯抽采钻孔的抽采时间,提高抽采量和抽采效果,有利于井下安全高效采煤的目的。     

我国首口煤层气井二氧化碳压裂成功

近日，由中原油田井下特种作业处设计施工的LG-3井二氧化碳压裂煤层气井获得成功，这是我国首次在煤层气开发中应用二氧化碳压裂技术。2007年，安徽淮北矿业集团与中原油田井下特种作业处签订了芦岭煤层气开发合同。LG-3井在施工中采取了多项压裂施工技术措施，有效克服了煤层构造复杂、地层不稳定，加砂数量大等技术难题。中原压裂队伍凭借国内煤层气压裂排采的领先技术，充分借鉴二氧化碳压裂在天然气井的成功经验，确保实验井安全优质完工。     

煤矿区煤层气全生命周期综合评价研究

系统总结了“十三五”以来煤矿区煤层气在地面开发、井下抽采、集输和利用方面技术发展基础;基于构建的煤矿区煤层气全生命周期综合评价方法和模型,从技术-经济-环境多维度指标量化评价了垂直井、丛式井、水平井、U型井4项典型地面开发技术,顶板高位钻孔抽采、本煤层顺层钻孔抽采和底板穿层钻孔抽采3项典型井下抽采技术,管道集输、压缩煤层气集输、液化煤层气集输3项集输技术,以及不同浓度煤层气发电、供热、制LNG和CNG等7项利用技术的综合效益。通过科学量化评价煤矿区煤层气开发—集输—利用全产业链的技术水平、经济价值和环境效益,对煤矿区煤层气产业发展技术优选和投资决策具有重要参考价值。     

中国石化非常规油气勘探全面展开

2010年5月6日,由中石化华东钻井公司承担的中国石化皖南第1口页岩气探井—宣1井在安徽省顺利开钻;2010年5月7日,位于贵州省大方县境内的特大型页岩气井—方深1井进行国内首次压裂施工获得成功;古1井、平1井、和6井、和7井等煤层气井相继在安徽、河南、山西等地开钻。中国石化页岩气、煤层气等非常规油气勘探项目在山西、陕西、贵州、安徽、江苏等地全面展开。     

低、中煤阶煤层气地质选区评价体系

近年来,随着人们对能源需求量的不断上升,我国的煤层气开发规模也在不断扩大,煤层气勘探开发工作取得了显著进展。我国有着丰富的低、中煤阶煤层气资源,这为其的开发提供了良好的条件。而在煤层气勘探开发过程中,地质选区乃是一项最基础的工作。为了有效做好地质选区工作,要深入分析影响低、中煤阶煤层气勘探开发潜力的各项因素,找出最主要的影响因素,然后建立科学的地质选区评价体系。本文主要研究了低、中煤阶煤层气地质选区评价体系的建立。     

煤层气开采技术探讨

由于地质的内部结构和煤炭的生成环境,使得形成的煤层气的含气饱和度较低,并且内部的压力环境和石头成都都较小。文章介绍了煤层气储藏方式及不同的存储层的特征,并在此基础上探讨煤层气的开采技术,以及在开采过程中的关键技术要点,重点对煤层气完井种类和压裂技术做了详细介绍。     

煤层气藏的不均一性以及煤层气探测研究

炭化甲烷储层的非均质性比常规煤储层更明显。其主要是由于储煤层内岩石的物理化学成分极不均匀,储煤层内孔隙系统极不均匀,及封闭外部保护环境条件的变化。甲烷碳酸盐岩储层的总体非均质性对甲烷碳酸盐岩勘探选择的评价有明显影响,并将影响勘探井网的优化开发。本文重点研究煤层气藏的普遍性和非均质性,就煤层气勘探技术问题展开研究与探讨。     

东于煤矿松软突出煤层地面煤层气水平井钻井工程方案优选

水平井作为煤层气地面抽采井的一种,能够最大程度上增加与煤体的接触面积,增加产量.以东于煤矿地面煤层气抽采水平井组MJDH01-H井组为例,优化了适合东于矿区松软煤层水平井的井身结构设计、钻进工艺参数、固井方案、钻井液、套管射孔等关键施工技术,为东于矿区松软煤层地面水平井完井施工提供了技术借鉴.     

中海油发展监督技术公司开钻煤层气

作为中国海油第一家在煤层气上打井的子公司,2012年2月22日,中海油能源发展股份有限公司监督监理技术分公司（下称监督技术公司）山西煤层气项目组完成了中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）1口井的开钻工作,并计划2012年完成4到5口水平井和10口直井的作业任务。过去,监督技术公司主要提供海上油气田的钻完井作业服务．