【煤层气开发特点分析案例4000字】

–PAGE28–煤层气开发特点分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u17678煤层气开发特点分析案例 161231.1煤层气地质资源分析 157041.1.1煤层气资源分布 1203561.1.2煤层气地质条件分析 2315611.2煤层气开发方式研究 3215661.1.1煤层气开发特征） 3195841.1.2煤层气开发原则 3211301.1.3煤层气开发井型 4193111.3煤层气开发效益研究 6310781.3.1煤层气经济评价方法 7144571.3.2煤层气风险评价方法 81.1煤层气地质资源分析1.1.1煤层气资源分布根据2019年我国煤层气资源数据统计，按分布地域主要可划分四个分布区域。其中，东北部地区煤层气评价面积约10万平方公里左右，地质资源量大概为11.32×1012m3，约占全国总量的30.8%左右，可采资源总量约为4.32×1012m3，占全国总量的39.7%；华北地区煤层气评价面积约12万平方公里左右，地质资源量大概为10.47×1012m3，占全国总量的28.4%，可采资源量为2×1012m3，占全国总量的18.4%；西北部地区煤层气评价面积约9万平方公里左右，地质资源量大概为10.36×1012m3，占全国总量的28.1%，可采资源量为1.86×1012m3，占全国总量的26.3%；西南地区煤层气评价面积4万平方公里左右，地质资源量大概为4.66×1012m3，占全国总量的11.3%，可采资源量为1.7×1012m3，占全国总量的15.6%。[29-30]从各地区煤层气产量来看，山西是煤层气主要富集区，也具有国内开发程度相对成熟的区块，示范区块包括沁水盆地、鄂尔多斯东缘盆地等，累计探明的地质储量约为4875亿方，累计产量大概153亿方。据统计，2019年山西省煤层气产量为64.1亿立方米（来源公开资料整理），因此本文的研究数据和研究目标主要以山西煤层气开发数据为主。[31]图1.1中国陆域煤层气资源分区示意图Fig.1.1RegionaldiagramofChina'slandcoalbedmethaneresources1.1.2煤层气地质条件分析我国煤层气的地质条件复杂且多变，只有通过对煤层气地质条件的适应性的研究，才是实现我国煤层气产业高效开发的重要基础。了解了我国煤层地质资源条件，我们很容易清楚山西、陕西、内蒙古、新疆、贵州等地方因得天独厚的煤层气地质资源条件，是我国最具有规模化开采、发展煤层气产业的地区。煤层气开发项目的地质条件是煤层气开发最基本的物质基础及实现煤层气开发的根本前提，同时也可能是制约我国煤层气快速发展的瓶颈。影响煤层气开发的地质条件主要有：煤层的几何条件、含气饱和度、煤层的渗透性、储层的压力、储层的压力饱和度、煤层的物理特性等。煤层的厚度和地层的稳定性是煤层气藏形成的基础条件，也是煤层气开采和评价的一个重要参数。煤层厚度大，有利于煤层气的赋存，不仅产气量较理想而且资源丰度高。国内外开发经验及实践表明，单层煤厚度大于2m的煤层就具有高产可能。煤层气的储层含气饱和度是控制煤层气可采性的关键地质因素之一。从开发实践中不难看出我国部分含煤盆地煤层气储层的含气饱和度较低和渗透率低，严重影响了煤层气的商业开发，因此如何在含气饱和度较低、中低渗透率的储层进行商业化开采，将是未来技术发展的重要研究方向。煤层气储层压力和压力饱和度也是影响煤层气的重要因素，我国煤层气储层普遍是低压和低饱和度，仅靠压力很难实现开采，复杂的地质条件给我国煤层气开发带来很大难度，反过来也锻造出我国煤层气开发的特色技术。包括煤层气水平井、煤层气多分支水平井技术、针对不同煤阶的钻完井技术、煤层气压裂增产技术等等。同时也在不断建立煤层气标准技术体系，尤其是多分支水平井的开采技术在解决煤储层“三低”的特征方面的技术标准。总体而言，多分支水平井开发技术更适应我国的煤层地质条件，尤其是针对含气饱和度较低、渗透率低、储层压力低、煤层结构相对完整、煤层厚度稳定、变质程度高等煤层地质特征。1.2煤层气开发方式研究1.1.1煤层气开发特征）对于煤层气的开发技术其实并不需要多么高精尖，只有适合的技术才是最好的。国外煤层气开发相对我国而言比较早，例如美国煤层气的开发，经过50多年的积累沉淀，技术已经很成熟，但是美国技术是在美国的地质条件下不断完善和改进的，直接全部拿来套用到到中国的煤层气开发也不一定行。中国煤层气开始真正的起步，也是和外国服务公司开展合作，希望借鉴他们的优势，来推动中国煤层气的快速发展，但是大部分都是高兴而来失望而归，原因在于外国技术并不适用于中国独特的地质条件。国外技术必须进行改造，只有认识到这个地区煤层特点，然后对技术进行改进和完善，才能实现我国煤层气的有效开发。这就是技术的普遍性和特殊性的问题，国外技术必须与中国实际情况相结合，才能发挥其真正的作用。1.1.2煤层气开发原则煤层气开发坚持低成本、高效益的原则，确定有效的开发方式后、优选开发主力井型，同时对主力开发井型的技术可行性、经济性进行分析，编制煤层气整体开发部署方案。按照整体部署、分期实施、滚动开发的方案，制定产能建设实施步骤，明确各年度钻井和地面配套工程分期建设的工作量，为年度开发指标和资金筹措提供依据。同时对开发井钻井、录井、测井、试井、完井、增产改造、排采、地面集输、净化处理、动态监测、气田开发跟踪研究等工作作出具体要求。1.1.3煤层气开发井型（1）参数井实施煤层气参数井的目的是要取全、取准各项煤层气评价参数，进一步确定矿区煤层气的地质条件和气藏特征。如果勘探结果证明该区煤层气资源具备商业开采价值，参数井可转换为开发井的垂直井，也可与水平井对接作为生产直井。（2）评价井根据参数井和预探井的勘探结果，选择煤层厚度大、含气量高和产气量较高的井区部署实施煤层气评价井，，进一步评价和落实矿区煤层气产能和商业开采价值。（3）开发井根据产能评价结果和相邻区块煤层气开发情况，进行规模部署，整体开发。煤层气常采用的开发井型有直井/定向井（压裂）、U型联通井、单支水平井、多分支水平井（裸眼完井、主支筛管完井）、远端连通水平井（钢套管压裂）等。煤层气项目的开发不但资金投入大，并且有技术密集和开发风险高等特点，因此，开发井型的优选一定要满足科学合理性，需要根据勘探评价成果以及经济效益进行优选确定，本文研究的重点是鄂尔多斯东缘盆地煤层气多分支水平井开发井型的优选及分析工作。图1.2煤层气U型井井身结构示意图Fig.1.2ShaftstructurediagramofCBMU-shapedwell图1.3单井筒多分支水平井井深结构示意图（筛管完井）Fig.1.3Diagramofwelldepthstructureofmulti-branchhorizontalwellwithsinglewellbore图1.4双井筒多分支水平井井深结构示意图（主支筛管完井）Fig.1.4Diagramofwelldepthstructureofmulti-branchhorizontalwellwithdoublewellbore图1.5直井/定向井井深结构示意图（压裂）Fig.1.5Diagramofvertical/directionalwelldepthstructure1.3煤层气开发效益研究煤层气开发的最终目的是实现其应有的经济价值。在我国地质条件好的矿区并不意味着其经济价值高，煤层气资源的经济价值除受自身地质和开采条件影响外，还受目标矿区所在市场环境、地理条件、开发技术、当地政策等因素制约。国内外对气田开发项目经济效益研究都沿用了传统的经济评价方法，但是国外对效益评估的外延进行了扩充，补充了环境效益和风险的概念[33］。经济效益评价依然是煤层气开发项目可行性论证的重要组成部分，目的是通过对实施项目的投入、产出、成本结构、效益、风险等问题进行科学分析与评估，论证其经济可行性或经济合理性，为项目的开发决策提供科学依据。[34]-[36]1.3.1煤层气经济评价方法煤层气田具有低产、低丰度、低压气藏，单位产能投资成本较高等特征，因此，急需针对煤层气低成本的开发配套技术进行攻关，尤其是开发阶段投资占比最大的开发井型的选择，适合煤层气开发的工艺技术，实现煤层气低成本、高效益的开采。传统的经济评价方法有很多种，根据不同项目的需要采用具体的评价方法。大概运用到的有净现值法、现值指数法、投资回收期法、成本效益法等方法，来科学地评价工程的盈利能力,为多分支水平井投资过程中优化设计提供科学的理论基础。本文主要在煤层气多分支水平井开发技术理论研究的基础上，同时研究其经济性运用到一下方法。［36］-［39］（1）净现值法净现值法又称收益现值法，在煤层气整个开发周期中经济评价的合理性和可操作性方面更为可取，是气藏资源性资产价值评估最常采用的方法，按照净现值基本方法假定煤层气资源以某种方式投入开发,未来产生的净现金流按照一定的折现率折算成现值。［40］‚即为资源的经济价值：（1.1）式中：Cn-第n年的净现值流通；CI-为煤层气开发现金总投入；CO-为煤层气开发现金总流出；（CI-CO）n-为第n年的净现值；i-贴现率；N-整个项目年数。财务净现值是指按煤层气生产单位的目标收益率或设定的折现率,将煤层气项目计算期内每年净现金流量折现到项目建设期开始的现值之和。财务净现值考察的是项目在计算期内的盈利能力，如果财务净现值大于等于零的项目则是可以接受的[41]。（2）投资回收期法投资回收期有静态投资回收期和动态投资回收期两种。煤层气项目开发时间长，所以采用动态投资回收期相对合理。动态投资回收期是指项目的净收益抵偿全部投资所需的时间，它是反映项目投资，投资回收能力的评价指标，投资回收期一般从建设初期年份开始算起。[42]投资回收期是以项目开发的净收益抵偿全部投资所需要的时间时长，它是考察项目在财务上投资回收能力的重要指标。投资回收期应不大于煤层气行业的基准投资回收期，按照目前煤层气井的使用寿命15年左右预估，则投资回收期应不大于8年，否则该项目投资金额就不能按规定的期限内回收。[42-46]（3）成本效益分析法成本效益分析法是通过比较使用的技术全部成本和效益来评估技术可行性的一种方法，作为一种经济评价方法，寻求在煤层气开发投资决策上如何以最小的成本结构获得最大的收益[47]。在该方法中，某一项目或决策的所有成本和收益都将被列出，并进行量化分析对比研究，为煤层气开发的井型优选决策提供科学依据。1.3.2煤层气风险评价方法煤层气项目风险评价的方法很多，评价方法的选择直接关系到对风险量化的科学性与合理性。一般来说，风险评价选择的方