本文選題：煤層氣 + 古交礦區(qū)�。� 參考：《中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)》2017年碩士論文

【摘要】：古交礦區(qū)位于沁水盆地西北部,距離山西省太原市30多公里,其煤層氣勘探開(kāi)發(fā)工作開(kāi)展較晚,主要的開(kāi)發(fā)煤層為山西組2號(hào)煤和太原組8、9號(hào)煤。本文以古交礦區(qū)馬蘭礦、屯蘭礦和東曲礦煤層氣地質(zhì)與開(kāi)發(fā)資料為基礎(chǔ),建立了適用于研究區(qū)的煤儲(chǔ)層含氣量測(cè)井預(yù)測(cè)模型,分析了煤層含氣量分布特征;闡明了該區(qū)煤儲(chǔ)層含氣量及煤層氣富集控制機(jī)理;基于煤層氣井產(chǎn)能分析提出了針對(duì)性的煤層氣開(kāi)發(fā)建議。研究對(duì)于指導(dǎo)該區(qū)煤層氣的開(kāi)發(fā)具有理論和實(shí)際意義。基于研究區(qū)煤儲(chǔ)層補(bǔ)償密度、自然伽馬、視電阻率、自然電位和井徑測(cè)井解釋值與實(shí)測(cè)含氣量之間的關(guān)系,建立了含氣量多參數(shù)線性回歸模型。利用含氣量實(shí)測(cè)值對(duì)模型進(jìn)行了驗(yàn)證,結(jié)果顯示:含氣量計(jì)算值的絕對(duì)誤差為0.02-3.82 cm3/g,平均1.39 cm3/g;相對(duì)誤差0.24-37.85%,平均17.68%。研究結(jié)果表明,所建立的模型在研究區(qū)含氣量預(yù)測(cè)應(yīng)用方面具有一定的可行性。分析了研究區(qū)煤儲(chǔ)層含氣量特征,在平面上確定了馬蘭礦西南部為煤層風(fēng)氧化區(qū),含氣量和甲烷濃度相對(duì)較低,李家社斷層北部為3套煤層的高含氣量區(qū)域;在縱向上煤儲(chǔ)層含氣量和甲烷濃度由高到低依次為8號(hào)、9號(hào)、2號(hào)煤層;基于灰色關(guān)聯(lián)度分析法,進(jìn)一步對(duì)煤儲(chǔ)層含氣量的影響因素進(jìn)行了分析,按影響程度由強(qiáng)到弱排序依次為:構(gòu)造特征、煤層埋深、頂板性質(zhì)和煤的巖石學(xué)性質(zhì)。對(duì)研究區(qū)的煤層氣井排采曲線進(jìn)行了系統(tǒng)分析,按氣井產(chǎn)氣曲線特征將其劃分為下降型、平穩(wěn)型、多箱型、上升型、多峰型5種類(lèi)型。從地質(zhì)條件、壓裂效果和開(kāi)發(fā)方式等角度揭示了造成氣井產(chǎn)能較大差異的原因。進(jìn)一步提出了針對(duì)古交礦區(qū)的煤層氣井開(kāi)發(fā)建議:1)在西部向斜控制區(qū),井網(wǎng)布置優(yōu)先選擇倒梯形井網(wǎng),對(duì)處在構(gòu)造低部位的氣井,適當(dāng)增加其排采強(qiáng)度;2)東部斷層控制區(qū)的李家社-頭南峁地塹區(qū),井網(wǎng)布置優(yōu)先選擇梅花形井網(wǎng),同時(shí)根據(jù)含煤層系地質(zhì)特征選擇針對(duì)性的直接或間接壓裂方式進(jìn)行開(kāi)發(fā);3)研究區(qū)煤層氣井在開(kāi)發(fā)方式的選擇上應(yīng)盡量選擇單煤層開(kāi)發(fā),如要選擇多煤層合采,需要提前制定與儲(chǔ)層物性相匹配的排采制度。
[Abstract]:Gujiao mining area is located in the northwest of Qinshui Basin, more than 30 kilometers from Taiyuan City, Shanxi Province. The exploration and development of coal bed methane in Gujiao mining area is late. The main coal seam is Shanxi No. 2 coal and Taiyuan formation No. 8,9 coal. Based on the geological and development data of coalbed methane in Ma Lan, Tunlan and Dongqu mines in Gujiao mining area, a prediction model of gas content in coal reservoir is established, and the distribution characteristics of gas content in coal seam are analyzed. This paper expounds the gas content of coal reservoir and the control mechanism of coalbed methane enrichment in this area, and puts forward some suggestions for the development of coalbed methane based on the productivity analysis of coalbed gas wells. The study is of theoretical and practical significance for guiding the development of coalbed methane in this area. Based on the relationship between the compensation density, gamma ray, apparent resistivity, natural potential and well diameter log interpretation value and the measured gas content in the study area, a multi-parameter linear regression model of gas content is established. The results show that the absolute error of the calculated gas content is 0.02-3.82 cm ~ 3 / g, with an average of 1.39 cm ~ 3 / g, and the relative error is 0.24-37.85, with an average of 17.68%. The results show that the model is feasible in predicting the gas content in the study area. The characteristics of gas content in coal reservoir in the study area are analyzed. The southwest of Ma Lan mine is determined as the wind oxidation zone of coal seam on the plane, and the gas content and methane concentration are relatively low, and the northern part of Lijiaxe fault is the high gas content area of three sets of coal seams. The gas content and methane concentration of coal reservoir are in turn 8, 9 and 2 from high to low. Based on grey correlation analysis, the influencing factors of gas content in coal reservoir are further analyzed. The order of influence degree from strong to weak is: structural characteristics, coal seam burial depth, roof properties and petrological properties of coal. The production curve of coalbed gas wells in the study area is systematically analyzed. According to the characteristics of gas production curves, it can be divided into five types: descending type, stable type, multi-box type, rising type and multi-peak type. From geological conditions, fracturing effects and development methods, the reasons for the great difference of gas well productivity are revealed. Furthermore, it is put forward that in the western syncline control area, the well pattern is arranged in preference to the inverted trapezoid well pattern, and for the gas wells in the low structural position, the development suggestion of coalbed methane wells in Gujiao mining area is proposed. Properly increase its drainage intensity (2) in the eastern fault control area of Lijiashe Tumao graben area, well pattern layout is preferred to select the Meihua well pattern. At the same time, according to the geological characteristics of coal seam system, we should select direct or indirect fracturing methods to develop coal bed gas wells in the research area. In the development mode of coalbed gas wells, we should choose as far as possible the development mode of single coal seam, such as multiple coal seam combined production. It is necessary to establish a production discharge system matching reservoir physical properties in advance.
【學(xué)位授予單位】：中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類(lèi)號(hào)】：TE37

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本文編號(hào)：1971681