為了明確煤層氣井解吸段數(shù)的確定方法及影響因素,基于前人提出的解吸階段劃分方法,提出了實際解吸段數(shù)概念和相應的確定方法,基于沁對水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層等溫吸附參數(shù)和解吸壓力數(shù)據(jù)研究,了解吸段數(shù)的影響因素及意義。結果表明,此次所提方法能夠有效確定煤層氣井解吸段數(shù)并估算初始解吸效率,煤層氣井實際解吸階段由蘭氏壓力、蘭氏體積和解吸壓力決定。蘭氏體積增加,解吸階段減少,解吸效率增加;蘭氏壓力增加,解吸段數(shù)先減少后增加,初始解吸效率先增加后降低。解吸壓力越高,煤層氣開發(fā)經歷的解吸階段越多,初始解吸效率越低。實際解吸階段是煤層氣儲層評價的有效參數(shù),沁水盆地南部煤層氣井只有1～2個解吸階段,大部分處于敏感解吸階段,總體解吸效率較高。鄂東緣煤層氣井一般有3～4個解吸階段,解吸效率整體較低。 

【文章來源】：新疆地質. 2020,38(03)北大核心CSCD

【文章頁數(shù)】：4 頁

【部分圖文】：

等溫吸附參數(shù)對關鍵壓力的影響

由表1可知，煤層氣井實際解吸段數(shù)越多，初始解吸效率越低。在特定儲層物性條件下，煤層氣儲層降壓能力總是有限的，不能實現(xiàn)完全降壓，因此，初始解吸效率低往往導致整個降壓過程解吸效率降低。因此，煤層氣井經歷的實際解吸段數(shù)越多，煤層氣整體解吸效率越低，解吸段數(shù)在一定程度上可以用來評價儲層解吸效率，提高儲層解吸效率的方法之一就是減少儲層解吸段數(shù)。圖2-a還表明，沁水盆地南部絕大部分煤層氣井解吸壓均小于敏感壓力，少數(shù)井解吸壓力略高于敏感壓力，說明沁水盆地南部大部分井處于敏感解吸階段，少數(shù)井具有快速解吸和敏感解吸兩個階段，因此，總體解吸效率較高。圖2-b則表明，鄂東緣解吸壓力與3個關鍵壓力關系多樣，當蘭氏體積小于25 cm3/g時，煤層氣井一般有3～4個解吸階段，反之，則有1～2個解吸階段，而低煤階煤層氣儲層蘭氏壓力一般小于25 cm3/g，因此低煤階儲層解吸階段較多，解吸效率整體較低。

通常認為解吸壓力越高，煤層氣含氣量越高，產氣量越高，因此常將解吸壓力作為儲層評價的關鍵指標。但據(jù)沁水盆地南部參數(shù)井解吸壓力與穩(wěn)產氣量關系可看出（圖3），隨著解吸壓力增加，單井日產氣量先增加后降低，解吸壓力為1.5～2 MPa時，日產氣量最高。主要是由于解吸壓力低于2 MPa的井解吸時處于敏感解吸階段，初始解吸效率大于2.59m3·(t·MPa)-1，解吸效率整體較高。如Q1、Q2井解吸壓力分別為2 MPa和3.2 MPa，日產氣量分別為1000 m3和2500 m3,Q2井解吸遠大于Q1井，但日產氣量卻小于Q1井，主要是解吸效率差異導致的，Q1、Q2井蘭氏體積分別為29.48 m3/t和40.25 m3/t，蘭氏壓力分別為2.83 MPa和3.03 MPa，兩井的等溫吸附曲線、解吸效率和敏感壓力見圖4。數(shù)據(jù)表明，Q1井解吸時處于敏感解吸段，初始解吸效率為6.61 m3·(t·MPa)-1，而Q2井解吸時處于快速解吸段，初始解吸效率為2.3 m3·(t·MPa)-1，解吸效率差異導致二者產量差異。圖4 兩口井等溫吸附曲線、解吸效率及敏感壓力

【參考文獻】：
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本文編號：3411989