煤层气勘探方法与技术

煤层气勘探方法与技术中石油煤层气有限责任公司2009年4月内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气在煤矿生产中称为瓦斯,它是煤层在煤化过程中生成并储集于煤系地层中的非常规天然气。因此，在国外油气行业中，煤层气也被称为“煤层中的非常规天然气”煤层气的主要成份是甲烷（CH4），以吸附状态为主赋存于煤层中。其储集机理和生产特征有别于常规天然气煤层气的概念煤层气产出过程：解吸、扩散、渗流煤层气与常规天然气对比

煤层气＊甲烷含量>95%＊埋藏浅，300—1200m

＊渗透率低，井距小＊单井产量低（几千m3/d)＊生产年限长（20-30年）＊必须压裂，提高单井产量＊产出方式：吸附气，排水-降压-解吸

天然气＊甲烷和重烃等烃类气体＊埋藏深，>1500m

＊渗透率高，井距大＊单井产量高(~几十万m3/d)＊生产年限短（8－10年）＊储层压力大，自喷＊生产方式：游离气，在储层压力作用下直接流向井筒

煤层气井排采井场煤层气与常规天然气对比＊天然气井初始产量高，但衰减快＊煤层气单井产量不如常规天然气高，但气井服务年限长中国煤层气资源分布及特点我国煤层气资源十分丰富，与陆上常规天然气资源量相当（56万亿m3）埋深2000m以浅的煤层气资源量达36.81万亿m3，可采资源量约为10万亿m3沁水盆地和鄂尔多斯盆地是煤层气资源量最大的两大盆地，均超过10万亿m3，为规模开发提供了资源条件埋深1500m以浅的煤层气资源占总量的60%，有利于煤层气的勘探和开发据预测，2010、2020、2030、2050年，我国天然气供需缺口分别为268、830、1515、2080亿m3我国常规天然气可采资源量为22万亿m3，我国煤层气可采资源量为10万亿m32010年，我国煤层气产量将达到100亿m3，将弥补当年天然气供需缺口的37.3%。2020年将达到300亿m3，弥补当年天然气供需缺口的36.1%煤层气是可以有效弥补我国天然气供需缺口的最现实的非常规天然气资源弥补我国天然气供需缺口煤矿瓦斯一直是煤矿安全生产的重大隐患，近年来，煤矿重特大瓦斯爆炸事故时有发生，给人民群众生命财产造成了重大损失我国每年因瓦斯爆炸死亡约2000人，2004年10月-2005年3月，四起特大瓦斯爆炸事故死亡矿工594人先采气后采煤可以大大降低煤层中的瓦斯含量，有效减少重特大瓦斯爆炸事故，提高煤矿的经济效益国务院办公厅《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（国办发〔2006〕47号）中明确规定：“煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下，方可实施煤炭开采”有利于煤矿的安全生产煤层气的主要成分甲烷是“温室气体”，其温室效应是CO2的21倍采煤之前先开采利用煤层气，可以有效避免煤炭生产过程中的甲烷排放，变废为宝，避免资源浪费国办发〔2006〕47号文中明确规定：“限制企业直接向大气中排放煤层气”2007年5月30日由国务院颁布实施的《中国应对气候变化国家方案》中明确将煤层气的开发利用作为防止环境污染的重要手段，应最大限度地减少煤炭生产过程中的能源浪费和甲烷排放通过发展煤层气产业，预计2010年可减少甲烷温室气体排放约2亿吨二氧化碳当量有效减排甲烷温室气体，变废为宝国家十分重视煤层气的开发利用温家宝总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。请发改委研究、制定规划和措施。”为煤层气产业的发展指明了新的方向和机遇：既要开发新能源，又要兼顾瓦斯治理内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气勘探的目的与任务最终目的：探明煤层气地质储量和可采储量，制定开发方案任务：通过物探、钻井、测井、测试和先导性排采试验等方法，查明煤储层特征参数、煤层含气性、煤层气可采性，为煤层气田开发生产提供依据内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气勘探的方法野外地质勘测：野外踏勘、露头采样、地质剖面建立地震勘探：利用不同岩石地层对人工地震波反射特征的不同，识别地层界面、构造和岩性的地球物理勘探方法，包括野外地震数据采集、资料处理与解释、地层剖面和构造剖面建立钻井：利用机械方式钻开地层，形成煤层气产出的井筒通道，钻井可以直接获得地层和地层中流体的特征参数测井：利用不同岩石和不同流体的地球物理特性的差异（声学、电学、放射性等）识别地层岩性和地层中流体特征的地球物理勘探方法，声波测井、电法测井、放射性测井等测试：试井和实验室测试等。试井用于获取地层压力、渗透率等参数，实验室测试用于获取煤岩特征参数、煤岩工业成分数据、含气量数据和力学特征参数煤层气勘探阶段划分野外地质调查与选区评价：在盆地级别上，主要通过野外地质勘测、地震勘探、钻井等方法选择煤层气富集的有利勘探区块钻井与先导性排采试验：在区块级别上，通过钻井工程评价和井组生产试验，进一步确定煤层气开发区储量评价与开发方案编制：依据勘探成果和生产试验的结果，进行地质储量和可采储量的评价，确定煤层气经济可采性，编制开发方案区域勘探与选区评价有利区块确定开发区内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价地震勘探的基本原理地震勘探是利用地壳中岩（矿）石波阻抗等物理性质的差异来研究地质构造或者探测地下矿产的一门学科。地震勘探主要利用人工激发震源在地面激发地震波，入射到地层波阻抗界面反射回到地表，并被地表地震检波器和地震仪器接收记录。之所以能够利用地震反射波法进行煤田勘探，主要依据煤层低密度、低速度，沉积相对稳定，与围岩之间存在着较大的波阻抗差异，因而能形成能量强、连续性好、信噪比高的反射波。地震勘探的实施过程野外数据采集：布置地震测线和野外仪器，激发地震波，获得野外地震数据的磁带和野外地震监测记录地震资料处理：利用计算机和专用软件数据处理程序对野外采集的数据进行资料处理，获得用于地质解释的地震时间剖面地震资料解释：运用地震波传播的理论和煤田地质学的原理，综合地质、钻探和其他资料，对地震时间剖面进行研究分析，对各反射层相当的地层做出正确的判断，对目的层地质构造进行解释，绘制各种地震解释图件煤层地震反射波特征振幅特征:在纵向地层结构中，由于主要可采煤层波阻抗大大低于围岩，因此，煤层反射波振幅特征表现为强振幅亮点。当煤层厚度小于1/4波长时，煤层厚振幅强，煤层薄振幅相对较弱或反射波消失波形特征:在波形剖面中，煤层反射波通常以双相位出现，波形稳定，易识别，易对比。在时间剖面上，

煤层反射波呈波状起伏，且与相邻波组呈不平行关系构型特征:由于煤层沉积于地形凹陷部位，因此，煤层反射同相轴呈现明显的向斜构型，并在向斜边缘消失频率特征:一般的厚煤层视频率低、复合波出现，薄煤层频率高波阻抗特征:煤层的波阻抗与围岩波阻抗相差很大，它们之间所形成的界面反射系数达0.2～0.5，是一个良好的反射界面。在相对波阻抗剖面上，煤层表现为低波阻抗条带。煤层厚度变化的时间剖面图识别煤层，并查明主要目的煤层的几何形态、平面展布范围以及与煤层相关的构造发育情况查明煤层中裂缝或者割理发育情况查明煤层中流体（水、气）的特征及其富集规律煤层气地震勘探的任务地震技术在煤层气勘探开发中的应用前景利用地震属性提取技术和反演技术，进行煤储层描述和预测，预测煤储层的空间展布及物性变化应用高精度三维地震资料，建立靶区高精度构造模型，优化定向斜井、水平井井身轨迹设计，大大提高钻井和开发的成功率应用井间地震技术,分析井间储层及微裂缝分布利用AVO技术检测煤层气富集和裂缝分布规律：AVO技术是根据地震反射波振幅随炮检距变化而变化的规律，在叠前道集记录上获得诸如反射系数、振幅、频率等多种有用的信息，并对这些信息加以分析，对油气层进行直接检测的技术利用地震资料中的地震波波组特征（地震相）解释地震相所反映的沉积环境，为制定煤层气田开发方案提供依据应用三维地震资料和联井剖面，实现层序地层的等时对比，建立微构造模型，合理划分煤层气田的开发单元，优化开发方案，使煤层气的开发与调整更有针对性煤层气地震勘探阶段及要求地震普查：了解区域构造特征、建立与划分地震地层层序、提供参数井井位和预探井井位地震详查：查明主要煤系层段的分布与埋藏深度、厚度变化，查明主要断裂系统的展布，指出进行煤层气勘探的有利区块，提供评价井井位方案地震精查：进一步查明主要煤系地层、断裂系统的空间分布，对主要煤系层段的物性进行研究与探讨，提供开发井和开发井组方案煤层气地震测线部署原则

根据地质任务，对全区进行整体规化，统一部署，分期实施测线布置任务明确，针对性强，长度够，能控制所要研究的地质对象地震普查、详查测线必须形成闭合网主测线方向原则上要垂直构造走向，为了特殊地质目的，也可布置少量其它方向测线地震测线按直线施工，要精心选线，无法按直线施工时，可采取弯线施工地震测线要通过主要探井相邻工区和不同年度的地震测线要满覆盖相互联接煤层气地震测网密度要求地震普查：主测线距8㎞，连络测线距不大于16㎞地震详查：主测线距2㎞，连络测线距不大于4㎞地震精查：三维地震内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气钻井技术

直井按其目的一般分为参数井、参数+生产试验井、生产井。直井以其工艺简单、成本低等特点，得到广泛的应用水平井按其工艺一般分为水平井、多分支水平井、U型井（末端对接井）、短半径水平井等。水平井以其单井产量高、资金回收快等特点，也越来越受到关注比较内容多分支水平井常规直井适用储层条件特别有利于低渗低压储层，要求煤层相对稳定仅在高渗地区有较好的产气效果；对煤体破坏程度很敏感技术成熟度有待规范化，设备与关键技术本土化不足已经规范化和系统化技术难度很大，关键环节仍依赖国外相对简单，国内已经完全掌握产能特点快速、高产、高回采率排水周期长，生产周期长，回采率低钻井成本目前很高，但有巨大下降空间已经降到很低生产成本单位面积生产成本很低单位面积生产成本很高主要特点地表要求(钻前与销售)山地作业优势明显单井要求简单，但对综合开发来说由于井口多，钻前要求很高服务面积0.5-1.0Km20.06Km2作业维护集中分散服务年限短，3-5年长，15-20年投资回收快，2-3年慢，8年产量曲线持续衰减稳产维持时间长作业成本综合成本低，综合成本高，煤、气共采潜力对实现“先采气后采煤战略”具有重要现实意义对近期和中期采煤计划没有很大帮助，而且遗留钢套管对采煤有重大伤害多分支水平井与直井特点对比1)技术成熟，对施工设备的要求较低；2)地质条件的适用性较强；3)钻井过程中，井壁稳定性较好，且能够完成较为详实的录井工作；4)不足是钻速较慢，对储层伤害较大，单井建井周期长。常规直井钻井的工程特点

应满足钻井、完井和生产的需要以及获取参数的需要；应充分考虑到出现漏、涌、塌、卡等复杂情况的处理作业需要（一般应留有余地）；能保障钻井工程安全、优质、快速、低成本施工。井身结构设计原则直井井身结构设计流程图开钻程序钻头尺寸套管类型套管尺寸一开ф311.1表层套管ф244.5二开ф215.9生产套管ф139.7（ф177.8）煤层气常规直井井身结构表

单位:mm20m煤Φ244.5mm表套Φ311.1mm钻头Φ139.7mmΦ215.9mm上返200m30m煤层气直井井身结构示意图30m井身质量：井身、井斜、井底位移等；钻井液质量：密度、失水、固相含量等；固井质量：水泥浆比重，水泥返高，胶结程度等；录井质量：岩屑录井，泥浆录井，气测录井等；常规直井钻井的工程质量控制

评级指标评

级

级

别优

良合

格基本合格不合格井

深/m≤500≤1000≤1500≤500≤1000≤1500≤500≤1000≤1500达不到基本合格全井最大井斜角

/゜≤1.5≤2≤2.5≤2≤2.5≤3≤2.5≤3≤3.5井底水平位移/m≤5≤10≤15≤10≤20≤30≤15≤25≤35全角变化率/(゜/25m)≤1.2≤1.3≤1.4井径扩大率

/%全井＜15＜20＜25煤层段＜25＜35＜40注1：井底水平位移和最大井斜角计算至井底。注2：全角变化率为连续三个测点的计算值全不超表内值。注3：全角变化率和井底水平位移的计算方法按Q/CUCBM0301-2002第9章9.1条的公式进行计算。注4：地层倾角大于150，最大井斜角可适当放宽10～20，特殊情况以设计要求为准。井身质量验收评级标准性能

密度g/cm3塑性粘度MPa﹒s中压失水ml固相含量

%含砂量%粘土含量%pH值指标1.03～1.0515～20<9<4<0.21～28～8.5

煤层气井钻井液匹配参数井段钻压kN转速r/min排量L/s煤层段20～5040～506～8非煤层段40～6060～6510～15煤层气井绳索取芯施工工程参数

套管外径

mm试压压力

MPa30分钟降压

MPaф139.720≤0.5ф177.820≤0.5煤层气直井生产套管试压标准固井水泥胶结质量评价标准等级优良合格基本合格不合格第一界面声幅值≤10%10%<声幅值≤20%20%<声幅值≤30%声幅值>30%第二界面地层波强、清晰地层波较强、较清晰地层波较弱、可辩认地层波弱、难辩认1、开钻前验收煤层气井钻井工程的钻前验收内容包括井场布置、设备安装、钻井工程准备、HSE等2、二开验收二开验收项目按二开要求进行验收，不符合要求的要限期整改，经整改后达到规定标准才能二开钻进。3、钻井完井交接验收钻井完井后，7天内由施工单位向中联公司项目经理部发出待交井申请书，由项目经理部组织交接的双方人员到现场进行交接验收。交接内容：井身质量、取芯质量、固井质量、完井质量、井场环保和钻井工程地质资料验收，并按中联公司钻井完井交接验收书项目进行填写交接验收。4、钻井完井最终验收煤层气钻井验收程序空气冲击钻井的工艺及特点

—以引进美国雪姆公司T685为例1）空气潜孔锤钻进效率高2）对储层伤害较小3）对环境污染小4）设备自动化程度高，易于搬迁，适合丘陵地区施工5）自动化程度的提高，大大降低了工人劳动强度车载顶驱空气钻机：T685空气冲击钻系统配置

——以山西沁南地区为例序号名称型号数量功率（KW）制造厂商1顶驱车载钻机T685WS1台美国雪姆公司2压缩机36m3/2.4MPa1台美国雪姆公司3主机发动机QSK-191台563康明斯4顶驱1台45吨美国雪姆公司5泥浆泵850/50型1台90石家庄煤机厂

T685WS顶驱车载钻机主要设备空气潜孔锤钻头1水平井的钻井特点1)多分支水平井实现割理和裂隙更有效连通，使气、水快速产出；2)多分支水平井避免了固井、压裂对煤储层的伤害；3)多分支水平井控制范围大，降低了地面集输工程的成本；4)多分支水平井减少了地表植被破坏，更加有利于环境保护;但多分支水平井钻井工艺技术复杂，钻井成本高；适用范围窄，要求目标煤层稳定，煤体结构完整、煤岩强度较高。煤层气水平井钻井技术主水平井眼6～8分支水平井眼4口抽排直井1口主井眼常规直井4×4开发井网多分支水平井与直井对比2多分支水平井的关键环节

1)地质认识的程度，并非所有的地区所有的煤层都适合钻多分支水平井，因此在施工前必须对目标煤层进行深入的研究；2)连通技术，连通一般此依靠旋转磁场定位系统来实现；3)井眼轨迹控制，利用LWD或MWD、EMWD等监测井眼轨迹方位、井斜、工具面来实现井眼轨迹控制；4)井眼稳定性控制。一是要优化井身结构设计；二是合理控制钻井液体系；三是钻进过程中，采取相对稳定的井眼工程技术措施。煤层气水平井钻井技术3多分支水平井煤层的保护措施

1)钻井液性能控制；2)完成井眼进尺后，采取替浆洗井措施；3)采用平衡钻井或欠平衡钻井技术。煤层气水平井钻井技术4实例分析以晋城为例，根据地质条件和煤层特性提出两种井身结构：方案一，在距水平井井口200m且与主水平井眼在同一剖面上设计1口垂直井，与主水平井眼在煤层内贯通，保持井眼打开，用于排水采气方案二，主水平井下泵直接抽排水采气，分支井同方案一洞穴沟通两井45°45°100m煤层主水平井眼分支水平井眼口袋直井排采方案一水平分枝井眼水平主井眼煤层方案二煤层气水平井钻井技术多分支水平井示意图：生产井工程井多分支水平井工程井井身结构和套管程序开钻序号钻头直径mm钻达层位套管外径mm钢级壁厚mm套管口袋m备注一开311.15>50m，入完整基岩不小于20m244.5J558.94<1m水泥返至地面二开215.9煤层顶板以上5m177．8J558.05<2mG级固井水泥返至地面。三开152.4设计要求深度裸眼完井井眼轨迹三维投影图DS01井眼轨迹三维投影图

DS01多分支水平井现场潘庄国际合作项目实施的6口多分支水平井轨迹多分支水平井—双井连通U型井多分支水平井主要设计原则主水平井眼一般采用中（小）曲率半径和“直—增—增—稳（水平）”的连增复合型剖面，井眼轨迹圆滑、摩阻和扭矩小，造斜点选在煤层顶部砂岩或泥岩层内；分支井眼采用中曲率半径“增—稳”剖面，与主水平井眼呈45°夹角。裸眼井标准测井（4） 双侧向（DLL）、自然电位（SP）、自然伽马（GR）、双井径（CAL）。综合测井（9）双测向（DLL）、微球形聚焦（MSFL）、自然伽马（GR）、自然电位（SP）、双井径（CAL1）（CAL2）、补偿密度（DEN）、补偿中子（CNL）、补偿声波（AC）、井温（TEMP）套管井全井进行声幅、自然伽马、套管接箍测井、声波变密度测井煤层气测井技术

采样间距及回放要求：煤系地层采样间隔一般不大于0.05m，非煤系地层采样间隔一般不大于0.10m；主要煤层及其上下各20m井段，回放1:50深度比例尺放大曲线，以精细研究煤层结构为适应地质研究或生产需要，可选测下列测井项目：地层倾角测井、阵列声波（或长源距声波）、核磁共振测井、微电阻率扫描、声波扫描成像、拟稳态井温测井等。煤层气测井技术要求序号

曲线名称

图件深度比例最大测量速度m/h

单位

1双侧向1：2001200.m2微球形聚焦1：200800.m3声波时差1：2001200s/m4声波变密度（或全波列）1：2001200s5补偿密度1：200500g/cm36补偿中子1：200500PU7自然电位1：2002000MV8自然伽马1：200500API9双井径1：2002000Cm10声幅1：2001200MV11套管接箍1：2001500MV12井温1：2001000C13井斜1：500（连斜）10001点/25m(点测)14地层倾角1：200700现场测井速度、深度比例尺、测量值单位表评

级

指

标评

级

级

别优

良合

格基本合格不合格测速小于规定容限符合规定容限基本符合规定容限超过规定容限深度误差小于规定容限符合规定容限基本符合规定容限超过规定容限仪器刻度小于规定容限符合规定容限基本符合规定容限不齐全或超过规定容限曲线重复性优于规定容限符合规定容限基本符合规定容限不符合规定容限图头填写齐全、准确、清晰齐全、准确、较潦草齐全、准确、潦草不全或不准确单条测井曲线质量验收评级标准评

级

指

标评

级

级

别优

良合

格基本合格不合格单条合格率

/%100100≥90＜90五条重点曲线质量密度、声波、深测向、井径、自然伽马皆达到优良。密度、声波、深测向、井径、自然伽马达到合格以上。密度、深测向必须合格。五条重点曲线中有一条不合格。全井测井曲线质量验收评级标煤层气测井现场提交的资料单条（或单个组合下井仪）井场监视测井曲线图一套（1：200），供检查质量用综合测井曲线现场合成图一张（1：200），供现场解释用记录全套测井曲线的磁性介质（软盘或光盘）现场综合报告井斜测量记录表1、前言2、测井施工概况3、测井解释模型及处理参数的选择4、测井资料综合解释5、井身及固井质量评价6、结论与建议测井解释报告编制提纲内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气主要储层参数测定方法特性测定方法备注储集能力实验室等温吸附曲线测定吸附体积煤芯解吸试验气成份煤芯解吸试验或生产井采样测定储层几何形态测井、录井及煤芯数据或地质分析扩散率煤芯解吸试验1煤岩基质特性测定特性测定方法备注储层压力试井、静压测量储层绝对渗透率试井储层相对渗透率数值模拟、实验室煤芯测定有效厚度录井、测井孔隙率数值模拟、实验室煤芯测定孔隙体积压缩系数实验室煤芯测定流体性质成分与流体性质测定或生产井采样测定抽排体积几何形态地质研究、数值模拟、产量历史拟合2天然裂隙系统特性测定

煤层气主要储层参数测定方法煤层气主要储层参数的测定1储集能力测定

一般采用兰格繆尔等温吸附线测定，其方程式：V=VLP/PL+PV—吸附量；P—压力；VL—兰氏体积；PL—兰氏压力等温吸附线的应用以下四个方面:1)评价煤层的最大吸附能力；2）预测生产过程中煤层气的临界解吸压力；3）预测生产过程中压力降低时煤层气产出量和产出速率（吸附时间）；4）确定储层初始含气饱和度。煤层等温吸附曲线2煤层气含量测定

直接法——直接测量从试验煤样中释放出的气体；间接法——利用实验室测定的等温吸附等参数计算获得。直接法测定煤层气含量，包括三个部分：损失量、实测解吸量、残余量。Q=32.0368（VLL+Vm+Vrd）/mQ—含气量；VLL—损失量；Vm—解吸量；Vrd—残余量；m—煤样重量换算成干燥无灰基:Qdaf=32.0368（VLL+Vm+Vrd）/mad(1-Aad-Mad)煤层气主要储层参数的测定煤层生气量与含气量煤层气主要储层参数的测定3渗透率测定控制煤层气产量的最重要的储层特征之一，通过试井估算ka、p、s等未知参数。试井数据是精确估算原地裂隙系统渗透率的唯一方法。应用于煤岩双孔隙度储层模型的方程如下：qsi—流体的地表产量STB/d；Ka—绝对渗透率md；Kri—想对渗透率；H—储层厚度ft；p—探测区平均压力psi；pwf—井底压力psi；Bi—地层体积系数；re—外边界排水半径ft；rw—井筒半径ft煤层气主要储层参数的测定4煤层气井常用试井方法1）钻杆测试（DST）2）段塞测试法3）注入/压降测试法4）水箱测试法5）多井干扰测试法煤层气主要储层参数的测定试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油气井或水井生产动态的测试来研究油、气、水层和测试井的各种物理参数、生产能力，以及油、气、水层之间的连通关系的方法。

试井可以提供包括渗透率和储层压力在内的、用于评价煤层甲烷气井生产潜能、采收率和经济可行性的重要资料，并可进行水力压裂井裂缝长度和裂缝导流能力的估算。

试井过程包括现场测试和试井解释两个阶段煤层气试井技术注入压降试井是以恒定排量将水注入储层，在井筒周围形成水饱和状态后关井。注入和关井阶段都用井下压力计记录井底压力，根据注水排量和压力数据可以求得渗透率、储层压力等参数。

进行注入/压降试井最关健的考虑因素是地层破裂压力。如果在注入阶段超过了破裂压力，则计算出的渗透率偏高。

注入/压降试井方法

①流体的注入提高了地层压力，保证了在测试过程中为单相流；它适用于负压、正常压力和超压等各种情况的煤层气井。

②不需要井下机械泵送设备，简化了操作步骤，降低了成本。

③可以用标准试井分析方法来分析，结果比较可靠。

④探测半径较大；时间相对较短。

注入/压降试井的主要优点第一，地层伤害。其一，由于注入的流体可能与地层的化学环境不相容，发生反应，产生伤害。其二，有可能注入了会堵塞产层的微粒，产生伤害。因此，把取自被测试层位的地层水回注到测试井中是很理想的。至少应当采用与地层和气藏流体相容的淡水。

第二，压开地层。由于注入过程中排量控制不好，使井底压力超过了测试层的破裂压力就可能会压开地层，产生裂缝。这种裂缝会产生认为是自然渗透率或井筒伤害的假象，使测试不可靠。因此，在注入压降过程中一定要保证井底压力低于地层破裂压力。注入压降方法主要缺点在试井过程中，我们提供一个脉冲输入（即流量的变化），然后监测储层的响应（即压力的变化）。储层的响应由如下这些参数进行描述：

表皮效应、井筒储集效应、到边界的距离、裂隙的特征、多孔效应等等。

试井过程中的储层响应效应

1．表皮效应

压力的传递并不是在整个储层中均匀地发生的。特别是，经常有这样一个围绕井筒的带，由于有钻井泥浆的泥皮或完井时水泥的影响，造成这一带的渗透率比储层的其它部分的渗透率降低，就好象一层表皮围绕着井筒，导致过高的压降。

这就是表皮效应。

“表皮”造成的压降△PS，是钻井中实际测得的压力与不受伤害时钻井中应有的压力之差。

裸眼井压裂井

2．井筒储集效应

对于注入压降试井来说，最重要的就是保持流量的恒定。但是如果采用井口关井，当井一关闭，地面产量立即变为0，但在井底，液体仍然源源不断地由管柱流入地层，直到最后井筒与周围的地层压力达到平衡，此时的井底流量才变为0。这就是所谓的井筒“续流效应”。

由于井筒储集的影响，井下记录的压力响应一部分是井筒储集效应造成的，而不是储层特征的响应。因此试井时间必须足够长，使得井筒储集效应结束。

减小井筒储集效应的最好办法是采用井底关井工具。

3．无限作用径向流

一旦井筒储集效应结束，井底记录的压力变化则反映了从储层传递出的压力。随着时间的推移，压力响应反映了距井筒越来越远的储层条件。最终，压力响应会受到储层边界作用的影响。但是在到达边界之前，从压力响应中所反映的好象是无限大储层一样。这个中间时间段的压力响应，即在早期井筒储集为主的响应与晚期边界为主的响应之间的一段，称为无限作用阶段。

在无限作用阶段，最易识别和最重要的流动类型之一是径向流。无限作用径向流是试井解释技术的基础。

4．储层边界响应

实际上，储层并不真正是无限大的。因此，无限作用径向流阶段不可能一直持续下去，最终在测试的钻孔中将会感觉到储层边界的作用。

①闭合边界

②断层边界

③常压边界

5．调查半径

由于压力响应符合扩散原理，对于无限大储层，那么钻井中的压力改变应当在整个储层中的每一处都能感觉到。但是，从实际情况看，总是存在一定距离外的某一点，在这一点上的压力响应十分微弱，根本监测不到，该点确定了在测试过程中被测试的储层的范围。我们把钻井到该点的距离称为调查半径。

由于试井时间很短，所以在分析时，可以简化为两种模型：描述径向流的模型和描述水力压裂井的模型。

径向流模型描述的是裸眼井或未经水力压裂激化的套管井中的水流。

线性流模型用来描述水力压裂井中的流动状态，因为水力压裂改变了近井地带的水流状态，形成了较强的线性水流。

试井分析模型

原地应力测试，一般采用微型压裂法。测试时用注入泵以大排量向煤层注水，迅速使煤层产生裂缝，对压降曲线进行分析，获得裂缝的闭合压力。

微型压裂一般需要进行三至四个周期的注入压降测试。在第1周期注入时，地层开始破裂，其最高点为破裂压力，而后压力突然下降并延伸，延伸段为裂缝的延伸压力，关井以后，由于流体流动，摩擦压力梯度迅速降低，随着流体渗入地层，当井底压力等于最小原地应力时，裂缝闭合。反映裂缝闭合时的压力即瞬时关井压力。其后，当流体继续渗入到测试地层时，井底压力不均衡地降低到原始地层压力。

在第2周期时，当压力超过最小原地应力时，裂缝重新张开，第2周期的最高压力为重张压力，破裂压力与重张压力之差为抗张强度。原地应力测试及分析方法

内容1煤层气资源及开发煤层气的重大意义2煤层气勘探的目的与任务3煤层气勘探的方法与阶段划分4煤层气地震勘探技术5煤层气钻井技术6煤层气储层参数测试技术7煤层气储量评价煤层气储量评价要求根据现行《煤层气资源/储量规范》（DZ/T0216—2002）要求：1、从地质、经济、技术和资源等方面，对煤层气储量可靠性和开发可行性作出评价；2、对储量规模、资源丰度、埋藏深度、储层物性等作出评价分类。累计产量已开发待开发

剩余经济可采储量经济可采储量

原始可采储量

地质储量资源量煤层气总资源量煤层气资源构成煤层气资源量和储量定义

资源量是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开采或未来可能开采的，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量。

地质储量是指在原始状态下，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。煤层气地质储量原始可采储量（简称可采储量）：是地质储量的可采部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终采出的煤层气数量。经济可采储量：原始可采储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可采储量是累计产量和剩余经济可采储量之和。剩余经济可采储量：是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，从指定的时间算起，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。分类依据经济效益█经济的▆次经济的▄内蕴经济的煤层气资源/储量分类与分级分级依据地质认识程度

▄

预测的

▆

控制的

█

探明的分类经济的：在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求。次经济的：在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或政府给予扶持政策的条件下,可以转变为经济的。内蕴经济的：在当时的市场经济条件下，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。煤层气资源/储量分类与分级分级预测的：初步认识了煤层气资源的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数。因没有进行排采试验，仅有一些含煤性﹑含气性参数井工程，大部分储层参数条件是推测得到的，煤层气资源的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。控制的：基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气资源可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。探明的：查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的展布规律和开采技术条件（包括储层物性、压力系统和气体流动能力等）；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源及可采性。煤层气资源的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。煤层气资源/储量分类与分级煤层气资源/储量分类与分级体系

分级

分类

开发勘探选区

地质可靠性已发现的待发现的探明的控制的预测的推测的

经济可行性经济的累计产量探明经济可采储量探明可采储量探明地质储量探明经济可采储量探明可采储量探明地质储量控制经济可采储量控制可采储量控制地质储量预测经济可采储量预测可采储量预测地质储量已开发探明储量剩余探明经济可采储量待开发探明储量次经济的内蕴经济的推测资源量工程控制开发井网小型井网和/或单井试验单井试验含煤性、含气性参数井工程没有实施参数井和试验井，依靠煤田、油气或其它勘探成果综合分析单井产量下限：煤层气储量起算条件煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量。根据国内平均条件，确定单井平均产量下限值见下表。煤层埋深（m）单井平均产量（m3/d）＜500500500～10001000＞10002000储量起算单井产量下限标准各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求储量分级探明的控制的预测的勘查程度煤炭钻孔和/或煤层气井关于储层的基本控制井（孔）距达到附录B的要求；在有物探工程控制的情况下，附录B中的井（孔）控要求可以适当放宽。煤炭钻孔和/或煤层气井关于储层的基本控制井（孔）距不超过附录B规定距离的2倍；在有物探工程控制的情况下，附录B中的井（孔）控要求可以适当放宽。有一定的井（孔）和/或物探控制。煤层气参数井井距一般不超过附录B规定距离的2倍。参数井煤层全部取芯，收获率75%～90%，进行了地球物理测井，并通过实验和测试获得了气藏煤质、含气量、气水性质、储层物性、压力等资料。已钻煤层气参数井，根据需要进行了煤层取芯和测井，并获得了关于煤质、含气量、气水性质、储层物性、压力等资料，有一定的井（孔）控制程度。关键部位有参数井（孔）控制，煤层已有取芯资料，钻井（孔）煤层进行了煤质、含气量、气水性质、储层物性、压力等分析，获得了相关资料。气藏已进行了小型井网开发试验和／或单井试采。在气藏地质条件一致的条件下，可以借用邻区试采或生产成果。通过试采已经取得了关于气井压力、产气量、产水量及随时间变化规律等的可靠资料。试采井井距不超过附录B规定距离的2倍。在有代表性部位进行了单井试采。取得了关于气井压力、产气量、产水量及随时间变化规律等的相关资料。认识程度煤层构造形态清楚，煤层厚度、变质程度、含气量等分布变化情况清楚，提交储量计算图件比例尺不小于1:25000。储量参数研究深入，选值可靠；经过试采取得了生产曲线，获得了气井产能认识；进行了开发概念设计和数值模拟，经济评价，开发是经济的。煤层构造形态、厚度、变质程度、含气量等情况基本清楚，提交储量计算图件比例尺不小于1:50000；进行了储量参数研究，选值基本可靠；经过试采取得了生产曲线，基本了解了气井产能；进行了初步经济评价或开发评价，开发是经济的或次经济的。初步了解了煤层构造形态、厚度、变质程度、含气量等分布变化，提交储量计算图件比例尺不小于1:100000；由煤田钻孔合理推测或少数参数井初步确定了储量参数；未进行试采，通过类比求得气井产能；只进行了地质评价和初步经济评价，开发是有经济价值的。煤层气储量计算单元与计算边界储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块（或井区），同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量，关于风化带的各项指标参照《煤炭资源地质勘探规范》。储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化（变薄、尖灭、剥蚀、变质等）、含气量下限、煤层净厚下限（0.5～0.8m）等边界确定（对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整）；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层气储量计算单元与计算边界煤层类型变质程度(Romax)%空气干燥基含气量（m3/t）褐煤-长焰煤＜0.71气煤-瘦煤

0.7～1.94贫煤-无烟煤＞1.98类比法体积法地质储量计算方法类比法主要利用与已开发煤层气田（或相似储层）的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其它方法进行储量计算。类比法可用于预测地质储量的计算。Gi=0.01AhDCad

式中：Gi---煤层气地质储量，108m3；

A---煤层含气面积，km2；

h---煤层净厚度，m；

D---煤的容重，t/m3。煤层气地质储量计算方法数值模拟法产量递减法采收率计算法可采储量计算方法数值模拟法等温吸附曲线法产量递减法类比法

Gr=Gi

Rf

Gr--可采储量Gi--地质储量Rf--采收率%煤层气可采储量计算方法煤层气可采储量计算方法——产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰开始稳产并出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；可以明确界定气井的产气面积；产量—时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；必须有效排除由于市场减缩、修井、或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。递减段

Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中Cgi----原始储层条件下的煤层含气量，实测含气量，m3/t；

Cga----废弃压力条件下的煤层含气量，废弃含气量，m3/t。煤层气可采储量计算方法——等温吸附曲线法煤层气含量的换算

可采用干燥无灰基（dry,ash-freebasis）或空气干燥基(air-drybasis)两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：