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叶建平
作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:,E-mail:
(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到亿m3,2009年达到亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长
近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量亿m3,新增探明储量近亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量亿m3,占;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量亿m3,占。其他地区占。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表1 全国煤层气探明储量分布情况
沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升
“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量亿m3,利用量亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量亿m3,利用量亿m3,利用率相对较低,。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)
说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,·s;残渣较少;煤层伤害率低,;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。
数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
煤层气排采生产技术
实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
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御龙装饰公司
刘萍 孙粉锦 李贵中 陈振宏 邓泽 庚勐 曾良君 杨泳
基金项目:国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目33《煤层气富集规律研究及有利区块预测评价》(编号:2008ZX05033)下属课题《中国煤层气有利区块评价与优选》(编号:2008ZX05033-005)。
作者简介:刘萍,1957年生,女,高级工程师,主要从事煤层气实验研究工作.E-mail:liuping69@petrochi-na.::.
(中石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘要:煤层含气量现场测试中发现以下问题:(1)慢速解吸法测量低煤阶煤层含气量时,残余气量小可能导致常规方法无法获得结果或误差偏大;(2)快速解吸法测试煤层气含气量时,粉碎煤样测试残余气的方式可能造成少量煤层气的散失而使残余气结果偏低,为此,需建立一种残余气预测的数值计算方法,加强实测与数值计算结果对比,提高含气量测试准确性和可靠度。以描述吸附过程Langmuir公式为参考,将解吸量对应吸附量,解吸时间对应吸附压力,结合实验分析数据,提出了一种用于预测残余气的数值计算新方法。通过与实测数据进行对比分析,认为该方法准确度较高、稳定性好,能够较准确获得低含气量情况下的残余气结果,并有效提高现场含气量测试工作效率。
关键词:煤层含气量 残余气 计算方法 Langmuir曲线拟合法
A New Method of Numerical Calculation to Predict Residual Gas
LIU Ping SUN Fenjin LI Guizhong CHEN Zhenhong DENG Ze GENG Meng ZENG Liangjun and YANG Yong
(Langfang Branch of Petro China Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)
Abstract: The following issues are found in the site test of coalbed gas content: (1) When slow desorption method is employed to measure the coalbed gas content, small amount of residual gas may lead to no result with the application of the routine method or high deviation; (2) When quick desorption method is employed to deter- mine the coalbed gas content, testing the residual gas by crushing coal sample may cause dissipation of a small a- mount of coal-bed gas and lead to lower residual gas results. Due to this, a method of numerical calculation to pre- dict residual gas shall be established to enhance the comparison of the actual measured result and the numerical calculation result and improve the accuracy and the reliability of the gas content test. By taking the Langmuir for- mula that describes the desorption process as reference, a new method of numerical calculation to predict residual gas is proposed by comparing the desorption quantity with the adsorption quantity, desorption time with the adsorp- tion pressure, as well as combining the experimental analysis data. Through comparative analysis with the meas- ured data, it is concluded that this method has high accuracy and good stability, and can obtain the result of the residual gas under low gas content more accurately, thus to enhance the work efficiency of site gas content test.
Keywords: coalbed gas content; residual gas; calculation method; Langmuir curve fitting method
引言
煤层气含量是表征煤层气储层特征的关键参数之一,准确获取煤层气含量对于煤层气资源勘探开发和煤矿瓦斯灾害防治具有重要意义。在测试过程中,煤层含气量分为损失气量、解吸气量和残余气量3部分,损失气量通过数值方法回归计算,解吸气量和残余气量则是实际解吸测试得到(钱凯等,1996,五戏岩等,2005)。一般情况下,残余气可通过选取解吸剩余样品并破碎获得,但特殊情况下,直接测试不能满足残余气测试的要求。针对以上问题,本文将详细探讨导致该特殊情况的原因,并首次提出一种基于Langmuir公式的残余气预测算新方法。
1 残余气测试中存在的特殊问题
国内学者对煤层含气量的测试和计算方法进行了大量的研究,周胜国,徐成法等(1995,2002,2005)通过解吸模拟实验,发现煤样全过程解吸特征曲线为不对称的S型,认为解吸初期气体解吸是与解吸时间的平方根呈线形关系需修正;张群等(2009)通过模拟实验发现实测的模拟损失气量比美国矿业局直接法估算的损失气量高很多;邓泽等(2008)通过分析测试中解吸温度和损失时间对损失气量的影响,提出曲线拟合法计算损失气量;高绪晨等(1999),傅雪海等(1999),董红等(2001),杨东根等(2010),根据含气煤层的测井物理响应,基于含气煤岩物理特征和密度、伽马、声波时差等测井的统计关系,提出了间接计算含气量的方法;张群等(1999),对残余气做了大量分析研究,认为残余气在煤层气中占的比例变化很大,为15%~30%,受煤级、灰分和煤样粒度等因素影响,煤级和灰分越高,残余气含量亦越高;刘洪林等(2000),指出煤阶、灰分、温度、显微煤岩类型、割理发育程度及煤样粒度等参数是影响吸附时间长短的重要因素,并决定了残余气的比例。前人的研究主要集中在损失气的模拟和计算、总含气量的直接或间接预测以及残余气比重的影响因素分析,未对有关残余气的计算方法进行详细论述。
目前常用的含气量测试方法有慢速解吸法和快速解吸法,这两种方法在残余气现场操作和测试中均存在一些问题,主要表现在:(1)利用慢速解吸法测量低煤阶煤层含气量时,由于含气量普遍偏小,残余气量更低,常规方法可能无法直接测得残余气量,或因测值太低导致误差增大;(2)快速解吸法测试煤层气含气量时,由于人为终止自然解吸,并通过粉碎煤样测试残余气,可能造成少量煤层气散失,致使残余气的测试结果小于实际值,总含气量偏小,另一方面由于解吸记录数据较少,不能正确反映煤岩解吸规律,无法得到吸附时间、扩散能力等关键参数。针对以上问题,本文提出一种新的残余气数值计算方法,即Langmuir曲线拟合法,试图从数值计算的角度探讨残余气,解决存在的问题。
2 残余气比重的影响因素和Langmuir曲线拟合法的提出
煤层气解吸曲线特征
图1为高煤阶、低煤阶样品解吸曲线,由图可知,两样品解吸气量随时间延长,均不断增大,呈先陡后缓的曲线形态。解吸记录起始点为将煤样密封至解吸罐的时刻,由于此时解吸压力为大气压力(远低于临界压力),吸附于大中孔隙表面的煤层气率先通过有利路径解吸,导致解吸初期曲线陡峭,但在吸附时间()之后,随着常规解吸试验的进行,煤基质中气体浓度逐渐减小,产生扩散的驱动力即浓度梯度亦随之减小,越来越多的气体难以克服微孔隙产生的扩散阻力,不能从煤中解吸出来(周胜国,2002),曲线之间逐渐趋于平缓,此时解吸出来的煤层气以残留在煤基质内的微孔表面的气体为主。
图1 某高(a)低(b)煤阶解吸曲线
残余气比重的影响因素分析
残余气比重是指残余气占总含气量的百分比。其影响因素主要包括煤阶、煤样粒度和灰分等。煤阶不同,岩隙结构不同。低阶煤以大、中孔为主,有利于解吸扩散,同时微孔比例小,保持残余气的能力有限,即残余气比重小;相反高阶煤微孔发育,气体需克服较大的扩散阻力,使得自然解吸结束时仍残余相对较多的煤层气;中阶煤介于二者之间。煤样粒度对解吸速度有一定影响,一般而言,粉煤、煤屑(钻屑)、煤心(块样)的解吸速度依次减小,吸附时间增大,残余气滞留能力增强(徐成法等,2005)。煤样越碎,解吸距离缩短,扩散阻力减小,使得在柱状和块状煤样中不能解吸出来的一些气体解吸出来,因此一般情况下煤样粒度越小,残余气比重越小。另外随着煤中灰分的增加,残余气含量逐渐增高,两者呈较好的正相关关系。通过煤岩学和扫描电子显微镜研究,初步认为,这是因为煤中存在的细小矿物如黏土矿物等充填在煤的孔隙中,不同程度地阻碍了气体的运移通道,使气体在煤中扩散运移的能力减弱,不利于气体从煤中解吸出来所致。此外煤岩组分、测试温度等对残余气比重也有一定程度的影响。
Langmuir曲线拟合法
Langmuir公式是根据汽化和凝聚动力学平衡原理建立的,其方程简单实用,已被广泛应用于煤和其他吸附剂对气体的吸附,同时,根据其动态平衡的假设,该方程同样可以描述煤层气解吸过程。煤层气吸附和解吸通常认为是一种可逆过程,但是适用于煤层气吸附的Langmuir公式能否较好地描述其解吸曲线形态值得研究。为此,基于Langmuir公式,通过参数意义转换,提出用于预测残余气含量的新方法,并通过拟合度检验判断其是否适用于解吸过程。
标准Langmuir公式为
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式中:V为吸附量,m3/t;P为吸附压力,MPa;VL为Langmuir体积,即理论最大吸附量,m3/t;PL为Langmuir压力,即体积达到时,对应的吸附压力,MPa。可以看出,吸附量随压力的增大不断增加,当压力趋近于无穷大时,吸附量亦无限接近吸附量最大值,而解吸量同样随着解吸时间的增大不断增加,当解吸时间趋近于无穷大时,解吸气量亦接近于最大值而趋于稳定,体现出与吸附曲线相似的曲线变化形态,因此变换Lang-muir公式的字母意义,将解吸量对应吸附量,解吸时间对应吸附压力,即根据吸附和解吸的可逆性规律得
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其中:G为实测解吸气含量,m3/t;T为实测解吸时间,h;GL为极限解吸气含量,m3/t;TL为解吸气含量达到时对应的实测解吸时间,ho变换公式(2),得
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根据实测解吸数据,参照式(3)得到T/G与T的对应关系图,拟合即可得到极限解吸含气量GL。又因为GL为实测解吸气量Q2与Q3残余气量之和,则可由下式求得残余气量
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3 现场应用
Langmuir曲线拟合法计算残余气主要依据现场解吸数据,其结果的可靠性主要受限于解吸时间的长短,如图2所示,解吸时间越长,解吸曲线越平缓,预测值越可靠。
吐哈盆地某煤层气井测试中发现,大量低阶煤样品均存在残余气极低而无法直接测量或误差大的问题。以某样品A为例,采用本文提出的Langmuir曲线拟合法对低煤阶煤层残余气量进行计算,达到了比较满意的效果,如图3所示,预测极限解吸气量为,且根据解吸测得的Q2=,求得残余气含量为,相关系数在以上,具有较高的可信度;同时得到了该区残余气比重分布(图4),残余气比重为,平均。
针对在快速解吸条件下残余气测量误差可能增大的情况,利用Langmuir曲线拟合法对某井10个样品48h内的解吸数据进行拟合分析,得到残余气值。从表1和图5可以看出,预测值比实测值普遍偏高,平均高出16%。说明现场快速解吸法中关于48h之后即进入残余气测试阶段的规定欠妥,期间造成部分煤层气散失,对损失气量Q1乃至总含气量有一定影响,建议将解吸时间延长至解吸曲线较平缓或解吸量日增长不超过10%的时刻。另外二次取样也会影响残余气测试的准确性,建议现场尽量均匀取样,且至少重复测试2次,取两组相近数据的平均值作为最终残余气量。
图2 样品A实测解吸曲线
图3 样品A拟合曲线
图4 残余气比重分布
表1 某井样品实测结果
续表
图5 残余气结果对比
4 结论
(1)针对残余气测试中主要存在问题,根据煤层气吸附和解吸过程的可逆性规律,首次提出类似于Langmuir公式的残余气预测方法,通过现场实测数据验证,该方法拟合度较高,具有一定的可靠性。
(2)快速解吸条件下,残余气实测值普遍偏低,建议延长解吸时间至解吸曲线较平缓或日增长解吸量不超过10%的时刻,且保持均匀取样,至少重复测试两次,取两组相近数据的平均值作为最终残余气值。
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