煤層氣勘探方法

煤層氣勘探方法提綱一、煤層氣勘探開發(fā)原則與階段劃分二、煤層氣主要儲層參數(shù)測試三、煤層氣物探技術(shù)四、煤層氣固井技術(shù)五、煤層氣排采技術(shù)一、煤層氣勘探開發(fā)原則與階段劃分1煤層氣勘探開發(fā)的目的、任務(wù)2煤層氣勘探開發(fā)原則3煤層氣勘探開發(fā)的階段劃分4煤層氣儲量評價煤層氣勘探開發(fā)原則與階段劃分煤層氣與常規(guī)天然氣的不同點不同點常規(guī)天然氣煤層氣生源條件低等生物（但煤成氣與煤層氣同源）高等植物儲集條件儲集形式運移后成藏的圈閉氣自生自儲的吸附氣儲層巖性砂巖、灰?guī)r煤層滲透性滲透性高滲透性低孔隙結(jié)構(gòu)孔隙或溶洞--單孔隙基質(zhì)微孔隙和裂隙--雙孔隙比表面積1.5×104m2/m37-30×107m2/m3儲層壓力高壓低壓勘探方式找構(gòu)造，找圈閉，試氣有煤田勘探基礎(chǔ)，需要長時間排采試驗開采方式開發(fā)方式整體或分區(qū)滾動勘探開發(fā)產(chǎn)出方式自噴，可以關(guān)井排水降壓采氣，連續(xù)開采，不能關(guān)井井距大，避免井間干擾小，需要井間干擾開采深度深度較大，或只要承壓深淺不限較淺，一般300-1000m單井產(chǎn)量高低增產(chǎn)改造一般不需增產(chǎn)改造垂直井必須改造氣井服務(wù)年限7-8年20年井口壓力高低集輸處理氣水分離與水處理不用專門裝置首站加壓不用建加壓站(1)、查明煤層氣資源量/儲量；(2)、為煤層氣田開發(fā)提供依據(jù)；(3)、為煤層氣礦權(quán)轉(zhuǎn)讓、證卷交易等商業(yè)性活動提供依據(jù)。1煤層氣勘探開發(fā)的目的、任務(wù)(1)、充分反映煤層氣的特殊地質(zhì)規(guī)律；(2)、有利于中國煤層氣產(chǎn)業(yè)的成長和發(fā)展；(3)、科學(xué)性、實用性和可操作性。2煤層氣勘探開發(fā)原則煤儲層的特點決定了煤層氣的勘探開發(fā)難于劃分明顯的階段，最適合進行滾動勘探開發(fā)。根據(jù)近年來煤層氣勘探開發(fā)經(jīng)驗，劃分為三個階段：

煤層氣資源評價與選區(qū)煤層氣勘查—區(qū)域勘探、預(yù)探、詳探

煤層氣開發(fā)3煤層氣勘探開發(fā)的階段劃分3.1階段劃分3煤層氣勘探開發(fā)的階段劃分1、煤層氣區(qū)域勘探階段煤層氣區(qū)域勘探階段是指從優(yōu)選出的勘查目標(biāo)區(qū)準(zhǔn)備鉆煤層氣參數(shù)井開始，到獲取煤層氣儲層參數(shù)的全過程。2、煤層氣預(yù)探階段煤層氣預(yù)探階段是指從煤層氣區(qū)域勘探獲得煤層氣儲層參數(shù)開始，進一步優(yōu)選煤層氣參數(shù)井，進行壓裂、單井排水采氣試驗等工作，直到獲得單井煤層氣工業(yè)氣流的全過程。3、煤層氣詳探階段煤層氣詳探階段是指從煤層氣預(yù)探階段獲得單井煤層氣工業(yè)氣流開始，進行井組生產(chǎn)試驗，獲得井組氣產(chǎn)量、水產(chǎn)量、氣井壓力等可靠生產(chǎn)數(shù)據(jù)，全部或大部探明勘探目標(biāo)區(qū)的全過程。3.2煤層氣勘查各階段的劃分及其定義3.3煤層氣勘查方法及步驟煤層氣田勘查要遵循：區(qū)域勘探—預(yù)查—詳查三個階段階段作業(yè)任務(wù)目的1參數(shù)井評價確定目標(biāo)區(qū)資源和潛力確定鉆井確定儲層參數(shù)2單井排采試驗確定煤層氣井生產(chǎn)潛力3井組排采試驗確定煤層氣目標(biāo)區(qū)勘查階段的作業(yè)任務(wù)和目的3煤層氣勘探開發(fā)的階段劃分1根據(jù)已有資料，優(yōu)選參數(shù)井井位；2物、化探普查工作，編制勘查部署方案；3鉆井、地質(zhì)設(shè)計、工程施工設(shè)計和煤層取芯設(shè)計；4鉆井：獲取地層及煤層層序、深度、厚度數(shù)據(jù)；進行地質(zhì)錄井和氣測錄井；煤層及其頂、底板取芯；5取芯：按設(shè)計技術(shù)要求選用繩索式半合管取芯工具，煤層取芯率要求見DZ/T0216—2002；6測井：獲取地層和煤層的深度及厚度參數(shù)；檢查固井質(zhì)量；7試井：應(yīng)進行注入/壓降法試井；8煤的化驗分析方法見GB212—91；煤層含氣量測定方法見GB/T19559—2004；煤的等溫吸附試驗方法見GB/T19560—2004；9根據(jù)地質(zhì)參數(shù)優(yōu)選煤層氣井，進行壓裂和單井排采；10根據(jù)煤層氣井連續(xù)試采情況，確定下一步試驗井組的部署；11按照規(guī)范要求，計算地質(zhì)儲量和相應(yīng)的可采儲量；12煤儲層數(shù)值模擬，進行煤層氣開發(fā)規(guī)模和潛力量化評價。3.3煤層氣勘查方法及步驟3煤層氣勘探開發(fā)的階段劃分3.4煤層氣地質(zhì)評價理論與技術(shù)

1、資源評價與選區(qū)階段的地質(zhì)評價調(diào)查地下煤層氣資源賦存條件、賦存數(shù)量，優(yōu)選評價研究潛在的勘查區(qū)，部署參數(shù)井位——選區(qū)、布井1查明勘查目標(biāo)區(qū)的構(gòu)造類型、構(gòu)造要素、發(fā)育史及分布情況；評價勘查工作區(qū)的構(gòu)造復(fù)雜程度。2查明勘查目標(biāo)區(qū)可采煤層層位、層數(shù)、厚度和分布范圍，評價煤層的穩(wěn)定程度和連續(xù)性。3查明勘查目標(biāo)區(qū)煤層的含氣性及其分布規(guī)律；確定煤層氣風(fēng)化帶的分布深度及范圍。4查明勘查目標(biāo)區(qū)各主煤層的儲層特征（如：孔隙度、滲透率、儲層壓力、地應(yīng)力、儲層溫度等），等溫吸附特征，及其影響因素。5查明勘查目標(biāo)區(qū)煤巖、煤質(zhì)特征。煤芯宏觀特征。煤層頂?shù)装鍘r性、孔隙度、滲透率、力學(xué)性質(zhì)。6查明煤層水、煤層氣的性質(zhì)、組成成分及其分布情況。7進行井組和/或單井排采試驗，確定煤層氣井的產(chǎn)能情況，煤層氣開發(fā)的可行性。8計算煤層氣儲量（見DZ/T0216—2002）。9運用煤儲層數(shù)值模擬技術(shù)，進行井組優(yōu)化、產(chǎn)能預(yù)測、采收率預(yù)測；對煤層氣開發(fā)規(guī)模和潛力進行量化評價。2、勘查階段的地質(zhì)評價3.4煤層氣地質(zhì)評價理論與技術(shù)

3、開發(fā)階段的地質(zhì)評價勘查階段的成果進行分析研究，同時運用儲層模擬技術(shù)進行井網(wǎng)優(yōu)化，對鉆井、完井、增產(chǎn)方式、排采技術(shù)及地面建設(shè)方案等選擇；對煤層氣田的開發(fā)進行經(jīng)濟、技術(shù)可行性分析；編制煤層氣田開發(fā)方案。3.4煤層氣地質(zhì)評價理論與技術(shù)

通過連續(xù)排采作業(yè)，建立氣水產(chǎn)量與壓力和時間的對應(yīng)關(guān)系；形成井間干擾，建立產(chǎn)能曲線，了解儲層裂隙發(fā)育情況和滲透率的各向異性；運用儲層模擬技術(shù)進行井網(wǎng)優(yōu)化和鉆井、完井及增產(chǎn)方式選擇；開發(fā)經(jīng)濟、技術(shù)可行性分析。綜上所述，煤層氣地質(zhì)評價理論與技術(shù)發(fā)展，完善了煤層氣富集形式和產(chǎn)出機理，建立了野外測試和室內(nèi)分析方法和技術(shù)體系，建立煤層氣戰(zhàn)略選區(qū)——區(qū)域勘探——重點開發(fā)的勘探模式。4煤層氣儲量評價

根據(jù)現(xiàn)行《煤層氣資源/儲量規(guī)范》（DZ/T0216—2002）要求：1、從地質(zhì)、經(jīng)濟、技術(shù)和資源等方面，對煤層氣儲量可靠性和開發(fā)可行性作出評價；2、對儲量規(guī)模、資源豐度、埋藏深度、儲層物性等作出評價分類。規(guī)定了我國煤層氣資源/儲量分類分級標(biāo)準(zhǔn)及定義、儲量計算方法、儲量評價標(biāo)準(zhǔn)和儲量報告的編寫要求。適用于地面鉆井開發(fā)時的煤層氣資源/儲量計算，適用于煤層氣的資源勘查、儲量計算、開發(fā)設(shè)計及報告編寫；可以作為煤層氣礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓、證券交易以及其它公益性和商業(yè)性礦業(yè)活動中儲量評估的依據(jù)。適用范圍4煤層氣儲量評價累計產(chǎn)量已開發(fā)待開發(fā)

剩余經(jīng)濟可采儲量經(jīng)濟可采儲量

原始可采儲量

地質(zhì)儲量資源量煤層氣總資源量煤層氣資源煤層氣資源：是指以地下煤層為儲集層且具有經(jīng)濟意義的煤層氣富集體。其數(shù)量表述分為資源量和儲量。定義4煤層氣儲量評價煤層氣資源量

是指根據(jù)一定的地質(zhì)和工程依據(jù)估算的賦存于煤層中，當(dāng)前可開采或未來可能開采的，具有現(xiàn)實經(jīng)濟意義和潛在經(jīng)濟意義的煤層氣數(shù)量。定義

是指在原始狀態(tài)下，賦存于已發(fā)現(xiàn)的具有明確計算邊界的煤層氣藏中的煤層氣總量。煤層氣地質(zhì)儲量4煤層氣儲量評價煤層氣地質(zhì)儲量原始可采儲量（簡稱可采儲量）：是地質(zhì)儲量的可采部分。是指在現(xiàn)行的經(jīng)濟條件和政府法規(guī)允許的條件下，采用現(xiàn)有的技術(shù)，預(yù)期從某一具有明確計算邊界的已知煤層氣藏中可最終采出的煤層氣數(shù)量。經(jīng)濟可采儲量：原始可采儲量中經(jīng)濟的部分。是指在現(xiàn)行的經(jīng)濟條件和政府法規(guī)允許的條件下，采用現(xiàn)有的技術(shù)，預(yù)期從某一具有明確計算邊界的已知煤層氣藏中可以采出，并經(jīng)過經(jīng)濟評價認(rèn)為開采和銷售活動具有經(jīng)濟效益的那部分煤層氣儲量。經(jīng)濟可采儲量是累計產(chǎn)量和剩余經(jīng)濟可采儲量之和。剩余經(jīng)濟可采儲量：是指在現(xiàn)行的經(jīng)濟條件和政府法規(guī)允許的條件下，采用現(xiàn)有的技術(shù)，從指定的時間算起，預(yù)期從某一具有明確計算邊界的已知煤層氣藏中可以采出，并經(jīng)過經(jīng)濟評價認(rèn)為開采和銷售活動具有經(jīng)濟效益的那部分煤層氣數(shù)量。定義4煤層氣儲量評價煤層氣勘探開發(fā)階段的劃分《規(guī)程》將煤層氣勘探開發(fā)劃分為煤層氣勘探和煤層氣開發(fā)兩個階段，其中煤層氣勘探階段又分為選區(qū)與勘探。煤層氣勘探煤層氣開發(fā)煤層氣勘探開發(fā)選區(qū)勘探定義4煤層氣儲量評價分類依據(jù)經(jīng)濟效益█經(jīng)濟的▆次經(jīng)濟的▄內(nèi)蘊經(jīng)濟的煤層氣資源/儲量分類與分級分級依據(jù)地質(zhì)認(rèn)識程度

▄

預(yù)測的

▆

控制的

█

探明的4煤層氣儲量評價分類經(jīng)濟的：在當(dāng)時的市場經(jīng)濟條件下，生產(chǎn)和銷售煤層氣在技術(shù)上可行、經(jīng)濟上合理、地質(zhì)上可靠并且整個經(jīng)營活動能夠滿足投資回報的要求。次經(jīng)濟的：在當(dāng)時的市場經(jīng)濟條件下，生產(chǎn)和銷售煤層氣活動暫時沒有經(jīng)濟效益，是不經(jīng)濟的，但在經(jīng)濟環(huán)境改變或政府給予扶持政策的條件下,可以轉(zhuǎn)變?yōu)榻?jīng)濟的。內(nèi)蘊經(jīng)濟的：在當(dāng)時的市場經(jīng)濟條件下，由于不確定因素多，尚無法判斷生產(chǎn)和銷售煤層氣是經(jīng)濟的還是不經(jīng)濟的，也包括當(dāng)前尚無法判定經(jīng)濟屬性的部分。煤層氣資源/儲量分類與分級4煤層氣儲量評價分級預(yù)測的：初步認(rèn)識了煤層氣資源的分布規(guī)律，獲得了煤層氣藏中典型構(gòu)造環(huán)境下的儲層參數(shù)。因沒有進行排采試驗，僅有一些含煤性﹑含氣性參數(shù)井工程，大部分儲層參數(shù)條件是推測得到的，煤層氣資源的可靠程度很低，儲量的可信系數(shù)為0.1～0.2。控制的：基本查明了煤層氣藏的地質(zhì)特征和儲層及其含氣性的展布規(guī)律，開采技術(shù)條件基本得到了控制，并通過單井試驗和儲層數(shù)值模擬了解了典型地質(zhì)背景下煤層氣地面鉆井的單井產(chǎn)能情況。但由于參數(shù)井和生產(chǎn)試驗井?dāng)?shù)量有限，不足以完全了解整個氣藏計算范圍內(nèi)的氣體賦存條件和產(chǎn)氣潛能，因此煤層氣資源可靠程度不高，儲量的可信系數(shù)為0.5左右。探明的：查明了煤層氣藏的地質(zhì)特征、儲層及其含氣性的展布規(guī)律和開采技術(shù)條件（包括儲層物性、壓力系統(tǒng)和氣體流動能力等）；通過實施小井網(wǎng)和/或單井煤層氣試驗或開發(fā)井網(wǎng)證實了勘探范圍內(nèi)的煤層氣資源及可采性。煤層氣資源的可靠程度很高，儲量的可信系數(shù)為0.7～0.9。煤層氣資源/儲量分類與分級4煤層氣儲量評價煤層氣資源/儲量分類與分級體系

分級

分類

開發(fā)勘探選區(qū)

地質(zhì)可靠性已發(fā)現(xiàn)的待發(fā)現(xiàn)的探明的控制的預(yù)測的推測的

經(jīng)濟可行性經(jīng)濟的累計產(chǎn)量探明經(jīng)濟可采儲量探明可采儲量探明地質(zhì)儲量探明經(jīng)濟可采儲量探明可采儲量探明地質(zhì)儲量控制經(jīng)濟可采儲量控制可采儲量控制地質(zhì)儲量預(yù)測經(jīng)濟可采儲量預(yù)測可采儲量預(yù)測地質(zhì)儲量已開發(fā)探明儲量剩余探明經(jīng)濟可采儲量待開發(fā)探明儲量次經(jīng)濟的內(nèi)蘊經(jīng)濟的推測資源量工程控制開發(fā)井網(wǎng)小型井網(wǎng)和/或單井試驗單井試驗含煤性、含氣性參數(shù)井工程沒有實施參數(shù)井和試驗井，依靠煤田、油氣或其它勘探成果綜合分析單井產(chǎn)量下限：儲量起算條件勘查程度和認(rèn)識程度：煤層氣儲量計算以單井產(chǎn)量下限為起算標(biāo)準(zhǔn)，即只有在煤層氣井產(chǎn)氣量達到產(chǎn)量下限的地區(qū)才可以計算探明儲量。根據(jù)國內(nèi)平均條件，確定單井平均產(chǎn)量下限值見下表。煤層埋深（m）單井平均產(chǎn)量（m3/d）＜500500500～10001000＞10002000儲量起算單井產(chǎn)量下限標(biāo)準(zhǔn)4煤層氣儲量評價各級煤層氣儲量勘查程度和認(rèn)識程度要求儲量分級探明的控制的預(yù)測的勘查程度煤炭鉆孔和/或煤層氣井關(guān)于儲層的基本控制井（孔）距達到附錄B的要求；在有物探工程控制的情況下，附錄B中的井（孔）控要求可以適當(dāng)放寬。煤炭鉆孔和/或煤層氣井關(guān)于儲層的基本控制井（孔）距不超過附錄B規(guī)定距離的2倍；在有物探工程控制的情況下，附錄B中的井（孔）控要求可以適當(dāng)放寬。有一定的井（孔）和/或物探控制。煤層氣參數(shù)井井距一般不超過附錄B規(guī)定距離的2倍。參數(shù)井煤層全部取芯，收獲率75%～90%，進行了地球物理測井，并通過實驗和測試獲得了氣藏煤質(zhì)、含氣量、氣水性質(zhì)、儲層物性、壓力等資料。已鉆煤層氣參數(shù)井，根據(jù)需要進行了煤層取芯和測井，并獲得了關(guān)于煤質(zhì)、含氣量、氣水性質(zhì)、儲層物性、壓力等資料，有一定的井（孔）控制程度。關(guān)鍵部位有參數(shù)井（孔）控制，煤層已有取芯資料，鉆井（孔）煤層進行了煤質(zhì)、含氣量、氣水性質(zhì)、儲層物性、壓力等分析，獲得了相關(guān)資料。氣藏已進行了小型井網(wǎng)開發(fā)試驗和／或單井試采。在氣藏地質(zhì)條件一致的條件下，可以借用鄰區(qū)試采或生產(chǎn)成果。通過試采已經(jīng)取得了關(guān)于氣井壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量及隨時間變化規(guī)律等的可靠資料。試采井井距不超過附錄B規(guī)定距離的2倍。在有代表性部位進行了單井試采。取得了關(guān)于氣井壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量及隨時間變化規(guī)律等的相關(guān)資料。認(rèn)識程度煤層構(gòu)造形態(tài)清楚，煤層厚度、變質(zhì)程度、含氣量等分布變化情況清楚，提交儲量計算圖件比例尺不小于1:25000。儲量參數(shù)研究深入，選值可靠；經(jīng)過試采取得了生產(chǎn)曲線，獲得了氣井產(chǎn)能認(rèn)識；進行了開發(fā)概念設(shè)計和數(shù)值模擬，經(jīng)濟評價，開發(fā)是經(jīng)濟的。煤層構(gòu)造形態(tài)、厚度、變質(zhì)程度、含氣量等情況基本清楚，提交儲量計算圖件比例尺不小于1:50000；進行了儲量參數(shù)研究，選值基本可靠；經(jīng)過試采取得了生產(chǎn)曲線，基本了解了氣井產(chǎn)能；進行了初步經(jīng)濟評價或開發(fā)評價，開發(fā)是經(jīng)濟的或次經(jīng)濟的。初步了解了煤層構(gòu)造形態(tài)、厚度、變質(zhì)程度、含氣量等分布變化，提交儲量計算圖件比例尺不小于1:100000；由煤田鉆孔合理推測或少數(shù)參數(shù)井初步確定了儲量參數(shù)；未進行試采，通過類比求得氣井產(chǎn)能；只進行了地質(zhì)評價和初步經(jīng)濟評價，開發(fā)是有經(jīng)濟價值的。儲量計算單元與計算邊界儲量計算單元儲量計算單元一般是煤層氣藏，即是各種地質(zhì)因素控制的含氣的煤儲集體，當(dāng)沒有明確的煤層氣藏地質(zhì)邊界時按煤層氣藏計算邊界計算。計算單元在平面上一般稱區(qū)塊，面積很大的區(qū)塊可細(xì)分井塊（或井區(qū)），同一區(qū)塊應(yīng)基本具有相同或相似的構(gòu)造條件、儲氣條件等；縱向上一般以單一煤層為計算單元，煤層相對集中的煤層組可合并計算單元，煤層風(fēng)化帶以淺的煤儲層中不計算儲量，關(guān)于風(fēng)化帶的各項指標(biāo)參照《煤、泥炭地質(zhì)勘查規(guī)范》。儲量計算邊界儲量計算單元的邊界，最好由查明的煤層氣藏的各類地質(zhì)邊界，如斷層、地層變化（變薄、尖滅、剝蝕、變質(zhì)等）、含氣量下限、煤層凈厚下限（0.5～0.8m）等邊界確定（對煤層組的情況可根據(jù)實際條件做適當(dāng)調(diào)整）；若未查明地質(zhì)邊界，主要由達到產(chǎn)量下限值的煤層氣井圈定，由于各種原因也可由礦權(quán)區(qū)邊界、自然地理邊界或人為儲量計算線等圈定。4煤層氣儲量評價儲量計算單元與計算邊界煤層類型變質(zhì)程度(Ro,max)%空氣干燥基含氣量（m3/t）褐煤-長焰煤＜0.71氣煤-瘦煤0.7～1.94貧煤-無煙煤＞1.98儲量計算邊界4煤層氣儲量評價類比法體積法地質(zhì)儲量計算方法類比法主要利用與已開發(fā)煤層氣田（或相似儲層）的相關(guān)關(guān)系計算儲量。計算時要繪制出已開發(fā)區(qū)關(guān)于生產(chǎn)特性和儲量相關(guān)關(guān)系的典型曲線，求得計算區(qū)可類比的儲量參數(shù)再配合其它方法進行儲量計算。類比法可用于預(yù)測地質(zhì)儲量的計算。Gi=0.01AhDCad

式中：Gi---煤層氣地質(zhì)儲量，108m3；

A---煤層含氣面積，km2；

h---煤層凈厚度，m；

D---煤的容重，t/m3。4煤層氣儲量評價儲量計算參數(shù)的選取原則儲量計算參數(shù)煤田勘探

區(qū)非煤田勘探區(qū)詳查（含）以上普查（含）以上找

煤含煤性參數(shù)含煤（氣）面積煤田勘探成果可以滿足各級儲量和資源量計算的精度要求①煤田勘探成果可以滿足概算（含）以下各級儲量和資源量計算的精度要求②證實儲量的計算需根據(jù)實際情況補做地震、參數(shù)井等煤田勘探成果僅能用于預(yù)測資源量的計算。其它各級資源量和儲量的計算必須通過專門的地震、鉆探等確定。計算預(yù)測資源量時可以根據(jù)鄰區(qū)煤田勘探成果或根據(jù)區(qū)域地質(zhì)調(diào)查和煤層露頭、小煤窯等合理推測。其它各級資源量和儲量的計算必須通過專門的地震、鉆探等確定。煤層凈厚煤層埋深含氣性參數(shù)含氣量①煤田勘探成果中除“改進型直接法”可用于可能級儲量或資源量計算以外，其他各種方法所測定的結(jié)果包括礦井瓦斯涌出量等也僅能用于預(yù)測資源量計算。②概算級（含）以上的資源量或儲量計算都必須采用煤層氣專用直接解吸法測定結(jié)果氣成分煤儲層物性與壓力參數(shù)煤質(zhì)容重①煤田勘探成果可以作為可能級（含）以下各級資源量和儲量計算；也可以作為概算（含）以上各級資源量和儲量計算的重要參考。②概算（含）以上各級資源量和儲量計算必須按照煤層氣勘探的專門技術(shù)規(guī)程和規(guī)范通過參數(shù)井取芯后在實驗室測定?；曳菟謸]發(fā)分力學(xué)性質(zhì)RO%等溫吸附性質(zhì)主要用于可能（含）以上的儲量和資源量計算，須進行專門的取芯后按照相關(guān)實驗規(guī)程進行試驗室測定。滲透率主要用于運用儲層模擬法進行的儲量和資源量計算，沒有可資利用的煤田勘探成果，各級儲量和資源量的計算都需要進行專門的現(xiàn)場地層測試。儲層壓力生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)氣產(chǎn)量主要用于運用儲層模擬法進行的概算（含）以上的儲量和資源量計算，沒有可資利用的煤田勘探成果，通過對氣井進行排采試生產(chǎn)獲得。水產(chǎn)量液面深度井底壓力套壓井距數(shù)值模擬法產(chǎn)量遞減法采收率計算法可采儲量計算方法數(shù)值模擬法等溫吸附曲線法產(chǎn)量遞減法類比法Gr=Gi

Rf

Gr--可采儲量Gi--地質(zhì)儲量Rf--采收率%4煤層氣儲量評價煤層氣可采儲量計算方法產(chǎn)量遞減法

產(chǎn)量遞減法是通過研究煤層氣井的產(chǎn)氣規(guī)律、分析氣井的生產(chǎn)特性和歷史資料來預(yù)測儲量，一般是在煤層氣井經(jīng)歷了產(chǎn)氣高峰開始穩(wěn)產(chǎn)并出現(xiàn)遞減后，利用產(chǎn)量遞減曲線的斜率對未來產(chǎn)量進行計算。產(chǎn)量遞減法實際上是煤層氣井生產(chǎn)特性外推法，運用產(chǎn)量遞減法必須滿足以下幾個條件：有理由相信所選用的生產(chǎn)曲線具有氣藏產(chǎn)氣潛能的典型代表意義；可以明確界定氣井的產(chǎn)氣面積；產(chǎn)量—時間曲線上在產(chǎn)氣高峰后至少有半年以上穩(wěn)定的氣產(chǎn)量遞減曲線斜率值；必須有效排除由于市場減縮、修井、或地表水處理等非地質(zhì)原因造成的產(chǎn)量變化對遞減曲線斜率值判定的影響。遞減段4煤層氣儲量評價煤層氣可采儲量計算方法等溫吸附曲線法Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中Cgi----原始儲層條件下的煤層含氣量，實測含氣量，m3/t；

Cga----廢棄壓力條件下的煤層含氣量，廢棄含氣量，m3/t。4煤層氣儲量評價煤層氣含量的換算

可采用干燥無灰基（dry,ash-freebasis）或空氣干燥基(air-drybasis)兩種基準(zhǔn)含氣量近似計算煤層氣儲量，其換算關(guān)系可根據(jù)下式計算：

Cad=Cdaf(1-Mad-Ad)

式中Cad---煤的空氣干燥基含氣量,m3/t；

Cdaf---煤的干燥無灰基含氣量,m3/t；

Mad---煤中原煤基水分,%；

Ad---煤中灰分,%。干燥無灰基daf灰分Aad全水分Mt水分Mad外在水分空氣干燥基ad原煤基4煤層氣儲量評價分類氣田煤層氣地質(zhì)儲量（108m3）特大型＞3000大型300～3000中型30～300小型＜30儲量規(guī)模分類4煤層氣儲量評價儲量豐度分類分類地質(zhì)儲量豐度（108m3/km2）高＞3.0中1.0～3.0低0.5～1.0特低＜0.54煤層氣儲量評價煤層氣井產(chǎn)能分類分類穩(wěn)定日產(chǎn)量（104m3/d）高＞1.0中0.3～1.0低0.1～0.3特低＜0.14煤層氣儲量評價煤層氣藏埋深分類分類產(chǎn)層中部埋深（m）深＞1000中500～1000淺＜5004煤層氣儲量評價煤層氣探明地質(zhì)儲量計算的基本井控要求

構(gòu)造復(fù)雜程度儲層穩(wěn)定程度基本井距km

類特點型特點

第Ⅰ類構(gòu)造簡單1、煤系產(chǎn)狀平緩

2、簡單的單斜構(gòu)造

3、寬緩的褶皺構(gòu)造第一型煤層穩(wěn)定,煤厚變化很小,或沿一定方向逐漸發(fā)生變化3.0-4.0第二型煤層厚度有一定變化,但僅局部地段出現(xiàn)少量的減薄,沒有尖滅0-3.0第三型煤層不穩(wěn)定,煤層厚度變化很大,且具有明顯的變薄,尖滅或分叉現(xiàn)象1.5-0

第Ⅱ類構(gòu)造較復(fù)雜1、煤系地層產(chǎn)狀平緩，但具有波狀起伏2、煤系地層呈簡單的褶皺構(gòu)造，兩翼傾角較陡，并有稀疏斷層3、煤系地層呈簡單的褶皺構(gòu)造，但具有較多斷層，對煤層有相當(dāng)?shù)钠茐淖饔玫谝恍兔簩臃€(wěn)定,煤厚變化很小,或沿一定方向逐漸發(fā)生變化0-3.0第二型煤層厚度有一定變化,但僅局部地段出現(xiàn)少量的減薄,沒有尖滅1.0-0第三型煤層不穩(wěn)定,煤層厚度變化很大,具有明顯的變薄,尖滅或分叉現(xiàn)象0.5-1.0

第Ⅲ類構(gòu)造復(fù)雜1、煤系地層呈緊密復(fù)雜褶皺，并拌有較多斷層，產(chǎn)狀變化劇烈2、褶皺雖不劇烈，但具有密集的斷層，煤層遭受較大破壞3、煤層受到火成巖體侵入，使煤層受到嚴(yán)重破壞第一型煤層穩(wěn)定,煤厚變化很小,或沿一定方向逐漸發(fā)生變化1.0-0第二型煤層厚度有一定變化,但僅局部地段出現(xiàn)少量的減薄,沒有尖滅0.5-1.0第三型煤層不穩(wěn)定,煤層厚度變化很大,具有明顯的變薄,尖滅或分叉現(xiàn)象0.5煤層氣探明地質(zhì)儲量報告編寫要求1前言：煤層氣田名稱、地理位置、登記區(qū)塊名稱和許可證號碼、已有含氣面積和儲量、本次申報含氣面積和儲量申報單位等。2概況：勘查開發(fā)簡史、煤田勘查背景，煤炭生產(chǎn)概況，煤層氣勘查所實施的工作量、勘查單位、資料截止日期和取得資料情況等。3地質(zhì)條件：區(qū)域構(gòu)造位置、構(gòu)造特征、地層及煤層發(fā)育特征、水文地質(zhì)特征、煤層氣勘查工程的地質(zhì)代表性、儲層特征、含氣性及其分布特征等。4排采試驗與產(chǎn)能分析：單井排采或小井網(wǎng)開發(fā)試驗的時間、生產(chǎn)工藝，單井和井網(wǎng)產(chǎn)能及開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)特征等。5儲量計算：儲量計算方式與方法選擇、儲量級別和類別的確定、參數(shù)確定、計算結(jié)果、可采儲量計算和采收率確定方法與依據(jù)、以及儲量復(fù)算或核算前后儲量參數(shù)變化的原因和依據(jù)。6儲量評價：規(guī)模評價、地質(zhì)綜合評價、經(jīng)濟評價、可行性評價等。7存在問題與建議C1報告正文C2報告附圖表C3報告附件報告正文煤層氣探明地質(zhì)儲量報告編寫要求附圖：氣田位置及登記區(qū)塊位置圖、含氣面積圖、煤層底板等高線圖，煤層厚度等值線圖、煤層含氣量等值線圖、主要氣井氣水產(chǎn)量曲線圖、確定儲量參數(shù)依據(jù)等的有關(guān)圖件。附表：氣田地質(zhì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表、排采成果表、儲層模擬成果表、儲量參數(shù)原始數(shù)據(jù)表、主要氣井或分單元儲量參數(shù)和儲量計算表、開發(fā)數(shù)據(jù)表、經(jīng)濟評價表。報告附圖表C1報告正文C2報告附圖表C3報告附件煤層氣探明地質(zhì)儲量報告編寫要求

附件可包括：地質(zhì)研究報告、煤儲層描述研究報告、儲量參數(shù)研究報告、關(guān)鍵井單井評價報告、試驗生產(chǎn)報告等。報告附件C1報告正文C2報告附圖表C3報告附件二、煤層氣主要儲層參數(shù)測試1煤層氣主要儲層參數(shù)測定方法2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定3煤層氣試井基礎(chǔ)理論1煤層氣主要儲層參數(shù)測定方法特性測定方法備注儲集能力實驗室等溫吸附曲線測定吸附體積煤芯解吸試驗氣成份煤芯解吸試驗或生產(chǎn)井采樣測定儲層幾何形態(tài)測井、錄井及煤芯數(shù)據(jù)或地質(zhì)分析擴散率煤芯解吸試驗(1)煤巖基質(zhì)特性測定特性測定方法備注儲層壓力試井、靜壓測量儲層絕對滲透率試井儲層相對滲透率數(shù)值模擬、實驗室煤芯測定有效厚度錄井、測井孔隙率數(shù)值模擬、實驗室煤芯測定孔隙體積壓縮系數(shù)實驗室煤芯測定流體性質(zhì)成分與流體性質(zhì)測定或生產(chǎn)井采樣測定抽排體積幾何形態(tài)地質(zhì)研究、數(shù)值模擬、產(chǎn)量歷史擬合(2)天然裂隙系統(tǒng)特性測定

1煤層氣主要儲層參數(shù)測定方法2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定(1)儲集能力測定一般采用蘭格繆爾等溫吸附線測定，其方程式：V=VLP/PL+PV—吸附量；P—壓力；VL—蘭氏體積；PL—蘭氏壓力等溫吸附線的應(yīng)用以下四個方面:1)評價煤層的最大吸附能力；2）預(yù)測生產(chǎn)過程中煤層氣的臨界解吸壓力；3）預(yù)測生產(chǎn)過程中壓力降低時煤層氣產(chǎn)出量和產(chǎn)出速率（吸附時間）；4）確定儲層初始含氣飽和度。2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定(1)儲集能力測定

煤層等溫吸附曲線(2)煤層氣含量測定直接法——直接測量從試驗煤樣中釋放出的氣體；間接法——利用實驗室測定的等溫吸附等參數(shù)計算獲得。直接法測定煤層氣含量，包括三個部分：損失量、實測解吸量、殘余量。Q=32.0368（VLL+Vm+Vrd）/mQ—含氣量；VLL—損失量；Vm—解吸量；Vrd—殘余量；m—煤樣重量換算成干燥無灰基:Qdaf=32.0368（VLL+Vm+Vrd）/mad(1-Aad-Mad)2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定煤層生氣量與含氣量(3)滲透率測定控制煤層氣產(chǎn)量的最重要的儲層特征之一，通過試井估算ka、p、s等未知參數(shù)。試井?dāng)?shù)據(jù)是精確估算原地裂隙系統(tǒng)滲透率的唯一方法。應(yīng)用于煤巖雙孔隙度儲層模型的方程如下：2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定qsi—流體的地表產(chǎn)量STB/d；Ka—絕對滲透率md；Kri—想對滲透率；H—儲層厚度ft；p—探測區(qū)平均壓力psi；pwf—井底壓力psi；Bi—地層體積系數(shù)；re—外邊界排水半徑ft；rw—井筒半徑ft(4)煤層氣井常用試井方法1）鉆桿測試（DST）2）段塞測試法3）注入/壓降測試法4）水箱測試法5）多井干擾測試法2煤層氣主要儲層參數(shù)的測定3.1、煤層氣的產(chǎn)出機理

賦存于煤層中的甲烷氣有三種狀態(tài)，即游離狀態(tài)、吸附狀態(tài)和溶解狀態(tài)。煤層中絕大部分裂縫空間被水飽和。

當(dāng)煤層壓力降低到煤層氣臨界解吸壓力時，煤中被吸附的甲烷開始與微孔隙表面分離，叫做解吸。由于割理中的壓力降低，解吸作用也可在煤層的割理─基質(zhì)界面發(fā)生。解吸的氣體通過基巖中微孔隙擴散進入裂縫網(wǎng)絡(luò)中，再經(jīng)裂縫網(wǎng)絡(luò)流向井筒。

CH4CH4CH4CH4CH4CoalMatrixCH4H2OCoalCleats3煤層氣試井基礎(chǔ)理論3.2、煤層氣產(chǎn)出三個階段

階段Ⅰ：壓力下降比較少，井附近只有單相水流動。屬于單相流階段。

階段Ⅱ：儲層壓力進一步下降，井筒附近有一定數(shù)量的甲烷從煤的表面解吸，開始形成氣泡，阻礙水流動，水的相對滲透性下降，但氣泡是孤立的，沒有互相連接。這一階段叫做非飽和單相流階段。

階段Ⅲ

：儲層壓力進一步下降，有更多的氣解吸出來，則井筒附近水中含氣已達到飽和，氣泡互相連接形成連續(xù)的流線，氣的相對滲透率大于零。隨著壓力下降和水飽和度降低，氣的相對滲透率逐漸上升，氣產(chǎn)量逐漸增加。這一階段叫做兩相流階段。

煤層氣田大規(guī)模開發(fā)需要大量的初始投資，因此，在開發(fā)煤層氣田之前首先要查清煤層氣儲層的特性，并對煤層氣井的長期產(chǎn)能和最終采收率進行預(yù)測。

滲透率是控制煤層甲烷開采的主要儲層參數(shù)之一，煤層在水飽和條件下，滲透率對煤層氣井排出水的初始速度起著控制作用。因此，滲透率控制著儲層脫水速度和達到最大采氣量所需的開采時間。

準(zhǔn)確測定煤儲層滲透率在確定最優(yōu)井距和增產(chǎn)設(shè)計，以及完井設(shè)計和優(yōu)化儲層動態(tài)管理方面十分重要。

3.3、試井機理

壓力瞬變測試即可以提供包括滲透率和儲層壓力在內(nèi)的、用于評價煤層甲烷氣井生產(chǎn)潛能、采收率和經(jīng)濟可行性的重要資料，并可進行水力壓裂井裂縫長度和裂縫導(dǎo)流能力的估算。

所謂“試井”，顧名思義，就是對油氣井或水井進行測試。試井是一種以滲流力學(xué)理論為基礎(chǔ)，以各種測試儀表為手段，通過對油氣井或水井生產(chǎn)動態(tài)的測試來研究油、氣、水層和測試井的各種物理參數(shù)、生產(chǎn)能力，以及油、氣、水層之間的連通關(guān)系的方法。3.3、試井機理

試井資料的測取和分析是試井工作的兩個重要組成部分。前者即現(xiàn)場測試，為的是取得足夠的可靠的資料；后者即試井解釋，要求通過分析測得的資料，得到盡可能多的關(guān)于地層和測試井的可靠信息。

煤層甲烷儲層動態(tài)預(yù)測的兩個最重要性質(zhì)是滲透率和儲層壓力，是從試井中得到的這些參數(shù)。

3.3、試井機理3.4、注入/壓降試井方法

注入壓降試井是以恒定排量將水注入儲層，在井筒周圍形成水飽和狀態(tài)后關(guān)井。注入和關(guān)井階段都用井下壓力計記錄井底壓力，根據(jù)注水排量和壓力數(shù)據(jù)可以求得滲透率、儲層壓力等參數(shù)。

進行注入/壓降試井最關(guān)健的考慮因素是地層破裂壓力。如果在注入階段超過了破裂壓力，則計算出的滲透率偏高。

注入/壓降試井的主要優(yōu)點是：

①流體的注入提高了地層壓力，保證了在測試過程中為單相流；它適用于負(fù)壓、正常壓力和超壓等各種情況的煤層氣井。

②不需要井下機械泵送設(shè)備，簡化了操作步驟，降低了成本。

③可以用標(biāo)準(zhǔn)試井分析方法來分析，結(jié)果比較可靠。

④探測半徑較大；時間相對較短。

注入壓降方法主要缺點：

第一，地層傷害。其一，由于注入的流體可能與地層的化學(xué)環(huán)境不相容，發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生傷害。其二，有可能注入了會堵塞產(chǎn)層的微粒，產(chǎn)生傷害。因此，把取自被測試層位的地層水回注到測試井中是很理想的。至少應(yīng)當(dāng)采用與地層和氣藏流體相容的淡水。

第二，壓開地層。由于注入過程中排量控制不好，使井底壓力超過了測試層的破裂壓力就可能會壓開地層，產(chǎn)生裂縫。這種裂縫會產(chǎn)生認(rèn)為是自然滲透率或井筒傷害的假象，使測試不可靠。因此，在注入壓降過程中一定要保證井底壓力低于地層破裂壓力。四、試井有關(guān)概念

在試井過程中，我們提供一個脈沖輸入（即流量的變化），然后監(jiān)測儲層的響應(yīng)（即壓力的變化）。儲層的響應(yīng)由如下這些參數(shù)進行描述：

表皮效應(yīng)、井筒儲集效應(yīng)、到邊界的距離、裂隙的特征、多孔效應(yīng)等等。

1．表皮效應(yīng)

壓力的傳遞并不是在整個儲層中均勻地發(fā)生的。特別是，經(jīng)常有這樣一個圍繞井筒的帶，由于有鉆井泥漿的泥皮或完井時水泥的影響，造成這一帶的滲透率比儲層的其它部分的滲透率降低，就好象一層表皮圍繞著井筒，導(dǎo)致過高的壓降。

這就是表皮效應(yīng)。

“表皮”造成的壓降△PS，是鉆井中實際測得的壓力與不受傷害時鉆井中應(yīng)有的壓力之差。

裸眼井壓裂井2．井筒儲集效應(yīng)

對于注入壓降試井來說，最重要的就是保持流量的恒定。但是如果采用井口關(guān)井，當(dāng)井一關(guān)閉，地面產(chǎn)量立即變?yōu)?，但在井底，液體仍然源源不斷地由管柱流入地層，直到最后井筒與周圍的地層壓力達到平衡，此時的井底流量才變?yōu)?。這就是所謂的井筒“續(xù)流效應(yīng)”。

由于井筒儲集的影響，井下記錄的壓力響應(yīng)一部分是井筒儲集效應(yīng)造成的，而不是儲層特征的響應(yīng)。因此試井時間必須足夠長，使得井筒儲集效應(yīng)結(jié)束。

減小井筒儲集效應(yīng)的最好辦法是采用井底關(guān)井工具。

3．無限作用徑向流

一旦井筒儲集效應(yīng)結(jié)束，井底記錄的壓力變化則反映了從儲層傳遞出的壓力。隨著時間的推移，壓力響應(yīng)反映了距井筒越來越遠(yuǎn)的儲層條件。最終，壓力響應(yīng)會受到儲層邊界作用的影響。但是在到達邊界之前，從壓力響應(yīng)中所反映的好象是無限大儲層一樣。這個中間時間段的壓力響應(yīng)，即在早期井筒儲集為主的響應(yīng)與晚期邊界為主的響應(yīng)之間的一段，稱為無限作用階段。

在無限作用階段，最易識別和最重要的流動類型之一是徑向流。無限作用徑向流是試井解釋技術(shù)的基礎(chǔ)。

在半對數(shù)座標(biāo)中，無限作用徑向流的壓力響應(yīng)為一條直線。除早期響應(yīng)以外，徑向流的壓力響應(yīng)與時間的對數(shù)呈比例關(guān)系。

4．儲層邊界響應(yīng)

實際上，儲層并不真正是無限大的。因此，無限作用徑向流階段不可能一直持續(xù)下去，最終在測試的井中將會感覺到儲層邊界的作用。

①閉合邊界

②斷層邊界

③常壓邊界

5．調(diào)查半徑

由于壓力響應(yīng)符合擴散原理，對于無限大儲層，那么鉆井中的壓力改變應(yīng)當(dāng)在整個儲層中的每一處都能感覺到。但是，從實際情況看，總是存在一定距離外的某一點，在這一點上的壓力響應(yīng)十分微弱，根本監(jiān)測不到，該點確定了在測試過程中被測試的儲層的范圍。我們把鉆井到該點的距離稱為調(diào)查半徑。

6.試井分析模型

由于試井時間很短，所以在分析時，可以簡化為兩種模型：描述徑向流的模型和描述水力壓裂井的模型。

徑向流模型描述的是裸眼井或未經(jīng)水力壓裂激化的套管井中的水流。

線性流模型用來描述水力壓裂井中的流動狀態(tài)，因為水力壓裂改變了近井地帶的水流狀態(tài)，形成了較強的線性水流。

徑向流儲層模型

為了減小描述方程的復(fù)雜性，徑向流模型模型假定：

★在地表以恒定的流量進行生產(chǎn)；

★在上下不滲透邊界之間的所有流體，均由井筒沿直徑方向流向儲層；

★假定儲層的外邊界無限大；

★在邊界上有時有水流的流動（導(dǎo)水邊界），有時沒有水流（不導(dǎo)水邊界）；

★對于其內(nèi)邊界，井筒完全穿透了儲層，并且完全開放允許水流進入；

★通常假定儲層是水平的，儲層模型的巖石性質(zhì)、滲透率、孔隙度和壓縮性都與其所在位置和壓力無關(guān)；

★假定流體的飽和度在整個儲層中是一致的；

★流體的性質(zhì)，粘度、地層體積系數(shù)和壓縮性都與壓力無關(guān)。

水力壓裂井模型

水力壓裂激化的目的，是將井筒與自然裂隙系統(tǒng)連通，以減小近井地帶滲透率遭破壞造成的影響。水力壓裂形成了高導(dǎo)水性的通道，這些通道降低了流體進入井筒所需的壓降。激化后的試井分析就是用來評價這些高導(dǎo)水性通道的性質(zhì)的。

水力壓裂井的模型與徑向流儲層模型使用相同的假定。假定儲層是單一的水平徑流層，具有不變的巖石及流體性質(zhì)和均勻的初始壓力；井筒被高度等于儲層厚度的獨立裂逢所切割；假定裂逢是垂直的，裂逢半長在井的各個方向都一樣；裂逢中的水流全部流向井筒，水流形態(tài)是片狀的；水流呈線性地進入裂逢表面并線性地通過裂逢流向井筒。

7.流動階段的識別

在雙對數(shù)曲線（lg△p—lgt）上，各種不同類型的儲層，在各個不同的流動階段，均有各不相同的形狀。因此，可以通過雙對數(shù)曲線分析來判別某些儲層類型，并且區(qū)分各個不同的流動階段。由于這個緣故，雙對數(shù)曲線被稱為“診斷曲線”。

實踐證明：壓力導(dǎo)數(shù)比壓力本身更加敏感，對于一般壓力分析不明顯而常常被忽略的微小變化，壓力導(dǎo)數(shù)卻把它們放大而有了明顯的反映，從而可以加以判別和解釋。壓力導(dǎo)數(shù)曲線的這些內(nèi)在的優(yōu)越性，使得它成了試井解釋最重要的診斷工具。

將壓力解釋圖版與壓力導(dǎo)數(shù)圖版迭加在一起，得到一個新的復(fù)合解釋圖版。用復(fù)合圖版同時進行兩種圖版的擬合，可以互為補充、互相驗證。早期井筒儲集階段

在純井筒儲集階段，lg△P和lgt成線性關(guān)系，在直角坐標(biāo)系中，lg△P與lgt成直線，在雙對數(shù)坐標(biāo)系中，△P與t成直線，且其斜率為1。

因此，在純井筒儲集階段，雙對數(shù)曲線呈斜率為1的直線（為簡便起見，稱它為45°線）；早期資料斜率為1的雙對數(shù)曲線，即45°線，就是井筒儲集的“診斷曲線”。

而在壓力導(dǎo)數(shù)解釋圖版上，在早期純井筒儲集階段同樣為斜率為1的直線（45°線）。無限作用徑向流動階段

即是半對數(shù)曲線（MDH曲線或Horner曲線）呈直線的階段。壓降試驗中，“壓降漏斗”徑向地向外擴大，在邊界的影響可以忽略時，流動狀態(tài)類似無限大地層徑向流動，所以稱作“無限作用徑向流動階段”。

徑向流動階段的識別曲線就是井底關(guān)井壓力PWS（△t）與關(guān)井時間△t或其函數(shù)（tP+△t）/△t的半對數(shù)曲線。在徑向流動階段，它們呈現(xiàn)一條直線，其斜率為m=（2.121x10-3qμB）/Kh。量出這個斜率后，很容易根據(jù)公式求出滲透率K。

在壓力導(dǎo)數(shù)解釋圖版上，徑向流動階段表現(xiàn)為一條水平直線段，即所謂的“0.5線”。實例1實例23.5、原地應(yīng)力測試及分析方法

1.曲線特征

原地應(yīng)力測試，一般采用微型壓裂法。測試時用注入泵以大排量向煤層注水，迅速使煤層產(chǎn)生裂縫，對壓降曲線進行分析，獲得裂縫的閉合壓力。

微型壓裂一般需要進行三至四個周期的注入壓降測試。在第1周期注入時，地層開始破裂，其最高點為破裂壓力，而后壓力突然下降并延伸，延伸段為裂縫的延伸壓力，關(guān)井以后，由于流體流動，摩擦壓力梯度迅速降低，隨著流體滲入地層，當(dāng)井底壓力等于最小原地應(yīng)力時，裂縫閉合。反映裂縫閉合時的壓力即瞬時關(guān)井壓力。其后，當(dāng)流體繼續(xù)滲入到測試地層時，井底壓力不均衡地降低到原始地層壓力。

在第2周期時，當(dāng)壓力超過最小原地應(yīng)力時，裂縫重新張開，第2周期的最高壓力為重張壓力，破裂壓力與重張壓力之差為抗張強度。

對于煤層的原地應(yīng)力測試，很難獲得特征明顯的壓裂曲線。

當(dāng)煤層被壓開時，壓力不是突然下降，而是緩慢上升，上升速度逐漸減小，曲線彎曲，且隨注入時間增加而上升，無明顯的破裂等特征，亦無明顯的瞬時關(guān)井壓力。

這是由于煤層是非彈性的，且自然裂隙發(fā)育，破裂時壓力下降的情況可能不出現(xiàn)，而關(guān)井時，裂縫閉合前、后的壓力下降也是逐漸過渡的。2.裂隙閉合壓力的分析

裂縫的“開啟”和“閉合”改變了流體的漏失速率，裂縫閉合壓力是泵注停止后壓降曲線上斜率變化的拐點。為了根據(jù)關(guān)井壓力數(shù)據(jù)確定裂縫閉合壓力，一般采用瞬時關(guān)井壓力法、雙對數(shù)法和時間平方根法。

(1)瞬時關(guān)井壓力法

煤層氣井原地應(yīng)力測試經(jīng)驗表明，在大多數(shù)原地應(yīng)力測試中，煤層的圍巖在壓降期會出現(xiàn)瞬時關(guān)井壓力，而煤層的瞬時關(guān)井壓力非常不明顯，很難分辨，無法應(yīng)用瞬時關(guān)井壓力法求取煤層的閉合壓力。(2)雙對數(shù)法

雙對數(shù)法就是對壓降期數(shù)據(jù)作log△P—logt曲線，在該曲線上存在一條0.5斜率直線，偏離該斜率線點的壓力為裂縫閉合壓力。

右圖是壓降數(shù)據(jù)雙對數(shù)曲線圖，圖中箭頭所指為閉合壓力。(3)時間平方根法

時間平方根法是對壓降期作井底壓力與關(guān)井時間的平方根曲線。裂縫閉合之前有一條直線，裂縫閉合之后出現(xiàn)另一條直線，兩條直線的交點為閉合壓力。三、煤層氣物探技術(shù)1煤層氣地震勘探技術(shù)2煤層氣測井1煤層氣地震勘探技術(shù)

地震勘探主要目的是對地質(zhì)構(gòu)造研究、探測及裂隙的探測技術(shù)煤層氣地震勘探的核心是查明煤層及頂板中裂隙裂縫發(fā)育的方向和密度。其主要方法有三類：多波多分量裂隙裂縫檢測技術(shù)(2)S波裂隙裂縫檢測技術(shù)(3)P波裂隙裂縫檢測技術(shù)(1)多波多分量裂隙裂縫檢測技術(shù)理論上，含有裂縫的介質(zhì)是各向異性介質(zhì)，地震多波多分量是研究各向異性介質(zhì)中波傳播規(guī)律的理想方法。但是，由于多波多分量地震采集的高成本和轉(zhuǎn)換波處理、解釋的復(fù)雜化，使得這種技術(shù)的推廣應(yīng)用受到極大限制。(2)S波裂隙裂縫檢測技術(shù)S波分裂是地下各向異性存在的最好證據(jù)，利用S波分裂檢測裂隙裂縫已經(jīng)成為研究裂縫性儲層的一種可靠技術(shù)手段。但是，S波地震采集的成本高，而且難以得到高質(zhì)量的S波數(shù)據(jù)，這就限制了S波方法的應(yīng)用。(3)P波裂隙裂縫檢測技術(shù)由于P波地震勘探成本低，從20世紀(jì)90年代起，地球物理學(xué)家把目光轉(zhuǎn)向P波勘探，用P波代替S波/轉(zhuǎn)換波檢測裂隙裂縫已成為一個重要研究課題。1煤層氣地震勘探技術(shù)利用國內(nèi)外油氣勘探的成功經(jīng)驗并結(jié)合煤層氣勘探的特點，提出利用“兩個理論、五項技術(shù)”

兩個理論——雙相介質(zhì)理論和各向異性介質(zhì)理論五項技術(shù)——地震屬性技術(shù)、地震反演技術(shù)、AVO技術(shù)、方位各向異性技術(shù)和基于MAPGIS的多源信息預(yù)測技術(shù)國內(nèi)外地震勘探的新進展(1)、地震屬性技術(shù)地震屬性技術(shù)是指提取、顯示、分析和評價地震屬性的技術(shù)有兩組反射波，在100附近的反射波是界面1形成的反射波，在200附近的反射波是界面2合成地震記錄(據(jù)楊雙安)(2)．地震反演技術(shù)地震反演利用地表觀測地震資料，根據(jù)鉆井測井?dāng)?shù)據(jù)縱向分辨率很高的有利條件，對井旁地震資料進行約束反演，是反演地層波阻抗(或速度)的地震特殊處理解釋技術(shù)。地震反演通常指波阻抗反演波阻抗反演剖面(3)．AVO技術(shù)AVO(AmplitudeVersusOffset)技術(shù)是利用反射系數(shù)隨入射角變化的原理，在疊前道集上分析振幅隨炮檢距變化的規(guī)律，估求巖石的彈性參數(shù)、研究巖性、檢測油氣的重要技術(shù)煤層的AVO梯度異常(據(jù)高云峰)(4)．方位各向異性技術(shù)含裂隙裂縫介質(zhì)的性質(zhì)可以用各向異性介質(zhì)理論進行解釋，而傳統(tǒng)的地震理論僅研究各向同性介質(zhì)

(a)各向同性介質(zhì)(b)各向異性介質(zhì)(5)．基于MAPGIS的多源信息預(yù)測技術(shù)利用GIS作為平臺，把煤層和圍巖的裂隙屬性、煤層厚度、斷層及其它構(gòu)造分布、煤層埋藏深度、煤層的傾角與露頭位置、煤化程度等數(shù)據(jù)通過復(fù)合、集成及融合，生成各種專題圖件多源信息融合方法和綜合分析有利區(qū)預(yù)測有利區(qū)預(yù)測指導(dǎo)勘探裸眼井標(biāo)準(zhǔn)測井（4） 雙側(cè)向（DLL）、自然電位（SP）、自然伽馬（GR）、雙井徑（CAL）。綜合測井（9）雙測向（DLL）、微球形聚焦（MSFL）、自然伽馬（GR）、自然電位（SP）、雙井徑（CAL1）（CAL2）、補償密度（DEN）、補償中子（CNL）、補償聲波（AC）、井溫（TEMP）套管井全井進行聲幅、自然伽馬、套管接箍測井、聲波變密度測井2煤層氣測井技術(shù)

測井技術(shù)要求采樣間距及回放要求：煤系地層采樣間隔一般不大于0.05m,非煤系地層采樣間隔一般不大于0.10m；主要煤層及其上下各20m井段，回放1:50深度比例尺放大曲線，以精細(xì)研究煤層結(jié)構(gòu)。為適應(yīng)地質(zhì)研究或生產(chǎn)需要，可選測下列測井項目：地層傾角測井、陣列聲波（或長源距聲波）、核磁共振測井、微電阻率掃描、聲波掃描成像、擬穩(wěn)態(tài)井溫測井等。2煤層氣測井技術(shù)

序號

曲線名稱

圖件深度比例最大測量速度m/h

單位

1雙側(cè)向1：2001200

.m2微球形聚焦1：200800

.m3聲波時差1：2001200

s/m4聲波變密度（或全波列）1：2001200

s5補償密度1：200500g/cm36補償中子1：200500PU7自然電位1：2002000MV8自然伽馬1：200500API9雙井徑1：2002000Cm10聲幅1：2001200MV11套管接箍1：2001500MV12井溫1：2001000

C13井斜1：500（連斜）10001點/25m(點測)14地層傾角1：200700現(xiàn)場測井速度深度比例測量值單位表2煤層氣測井技術(shù)

評

級

指

標(biāo)評

級

級

別優(yōu)

良合

格基本合格不合格測速小于規(guī)定容限符合規(guī)定容限基本符合規(guī)定容限超過規(guī)定容限深度誤差小于規(guī)定容限符合規(guī)定容限基本符合規(guī)定容限超過規(guī)定容限儀器刻度小于規(guī)定容限符合規(guī)定容限基本符合規(guī)定容限不齊全或超過規(guī)定容限曲線重復(fù)性優(yōu)于規(guī)定容限符合規(guī)定容限基本符合規(guī)定容限不符合規(guī)定容限圖頭填寫齊全、準(zhǔn)確、清晰齊全、準(zhǔn)確、較潦草齊全、準(zhǔn)確、潦草不全或不準(zhǔn)確單條測井曲線質(zhì)量驗收評級標(biāo)準(zhǔn)2煤層氣測井技術(shù)

評

級

指

標(biāo)評

級

級

別優(yōu)

良合

格基本合格不合格單條合格率

/%100100≥90＜90五條重點曲線質(zhì)量密度、聲波、深測向、井徑、自然伽馬皆達到優(yōu)良。密度、聲波、深測向、井徑、自然伽馬達到合格以上。密度、深測向必須合格。五條重點曲線中有一條不合格。全井測井曲線質(zhì)量驗收評級標(biāo)2煤層氣測井技術(shù)

名稱符號曲線名檢查項目名單位標(biāo)準(zhǔn)刻度值車間刻度值測前刻度值測后刻度值

低值高值低值高值低值高值低值高值雙側(cè)向DLLRDRDΩ.m10100010±0.51000±5010±0.51000±5010±0.51000±50RSRSΩ.m15150015±0.751500±7515±0.751500±7515±0.751500±75微球形聚焦MSFLMSFLMSFLΩ．M010000±21000+800±21000±80測前值±2測前值±2002000±5200+300±5200±30CALCALCALInch812測前值±0.5測前值±0.5補償密度DENDENMgg/cm32.32.3±0.0252.3±0.025Al2.82.8±0.0252.8±0.025反Mg2.43自然伽馬GRGRGRAPI0150補償中子CNCNLCNLPU15LSW/(SSN×8)=0.073～0.086±2±2測井儀刻度誤差標(biāo)準(zhǔn)參考表2煤層氣測井技術(shù)

煤層氣測井現(xiàn)場提交的資料

（1）單條（或單個組合下井儀）井場監(jiān)視測井曲線圖一套（1：200），供檢查質(zhì)量用（2）綜合測井曲線現(xiàn)場合成圖一張（1：200），供現(xiàn)場解釋用，格式見附錄E圖E.8。（3）記錄全套測井曲線的磁性介質(zhì)（軟盤或光盤）（4）現(xiàn)場綜合報告（5）井斜測量記錄表2煤層氣測井技術(shù)

1、前言2、測井施工概況3、測井解釋模型及處理參數(shù)的選擇4、測井資料綜合解釋5、井身及固井質(zhì)量評價6、結(jié)論與建議2煤層氣測井技術(shù)

測井解釋報告編制提綱

四、煤層氣固井技術(shù)1煤層氣固井技術(shù)與工藝2煤層氣井固井質(zhì)量檢測與評價研究煤層氣固井技術(shù)，首先要考慮的兩個因素：1、將儲層及相鄰的上下巖層封閉，以便建立產(chǎn)區(qū)通道。

2、用優(yōu)質(zhì)的水泥和不同作用的外加劑調(diào)配出性能優(yōu)良的水泥漿，優(yōu)質(zhì)的水泥環(huán)保護產(chǎn)層,保障壓裂作業(yè),延長每一口井的開發(fā)壽命1煤層氣固井技術(shù)與工藝(1)煤層氣固井技術(shù)要求水泥返高計算：H＝（Fd/10-ρm）×hd/(ρc-ρm)Fd——煤儲層破裂梯度，kPa/m；ρm——固井時井內(nèi)鉆井液密度，g/cm3；hd——煤層深度，m；ρc——最大水泥漿平均密度,g/cm3；水泥漿密度計算方法：ρ=Fd/10-100Po/h式中:ρ——最大水泥漿平均密度，g/cm3；Fd——煤儲層破裂梯度，kPa/m；h——煤層氣井垂深,m；Po——固井時水泥漿流動壓力和摩阻壓降之和，MPa。(2)煤層氣固井施工工藝要求煤層氣井表層套管固井水泥漿返至地面。煤層氣井生產(chǎn)套管固井應(yīng)采用低密度（≤1.6g/cm3）水泥漿，試塊28天抗壓強度大于14MPa。水泥漿上返至最上一個目的煤儲層以上200m。1煤層氣固井技術(shù)與工藝套管外徑mm試壓壓力MPa30分鐘降壓MPaф139.720≤0.5ф177.820≤0.5(