一、煤层气吸附时间计算及其影响因素分析（论文文献综述）
蔺亚兵[1]（2021）在《黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式》文中研究说明鄂尔多斯盆西南缘黄陇侏罗纪煤田低阶煤层气勘探开发取得局部突破,但规模性建产仍面临诸多地质问题。鉴于此,本文系统分析了该煤田高渗煤储层发育机理和低阶煤层气控藏要素,建立了高产地质模式,取得如下创新认识:（1）揭示了黄陇煤田低阶煤储层高渗发育机理。基于试井资料,提取构造应力场要素,发现深度600m左右煤储层渗透率最高,对应的侧压系数、水平主应力差、有效应力最低。建立了构造应力与煤储层渗透率的两段式反向耦合（<→D）模型,揭示了该煤田高渗煤储层发育特点及其地质控制机理。（2）揭示了第一次煤化跃变作用（FCJ）对早期煤化阶段煤孔结构及其吸附能力的控制特点。黄陇煤田FCJ位于镜质组随机反射率（Rr）0.60～0.65%之间,对煤吸附性产生了深刻影响。发现FCJ之前煤样朗格缪尔体积及游离烃产率随Rr增大呈减小趋势,主控因素为富惰质组煤的显微组分组成;之后两个参数显着增大,煤化作用影响更为显着,富惰质组特点对吸附性影响明显减弱。研究认为,煤化沥青质产物被镜质组吸附或堵塞镜质组孔隙,这是煤吸附性在FCJ前后突变的根本原因。（3）建立了黄陇煤田低阶煤层气成藏模式。发现煤层气富集区主要集中在黄陵矿区北部、焦坪矿区东部、彬长矿区中南部及永陇矿区中北部,埋深300～800m为煤层气富集最佳层段。根据煤层气稳定同位素组成判识,彬长矿区、永陇矿区和焦坪矿区为生物成因气,黄陵矿区发育次生生物成因气和热成因气两种类型。建立了盆缘缓坡水力封堵-生气二元成藏和多源富集成藏两类成藏模式。第一种类型是低阶煤储层在盆地边缘有利渗透率和水文地质条件作用下,次生生物成因气生成与保存的结果。第二种类型是煤系下伏地层油气资源通过垂向构造裂隙向煤系地层运移,并在煤系地层与煤层气共生成藏。（4）建立了黄陇煤田低阶煤层气高产地质模式。分析勘探开发试验资料,发现该煤田煤储层渗透率越高、水动力条件越弱,煤层气井产量越高,而资源条件差异对气井产能影响较小。直井和多分支水平井对低阶煤层气开发具有较好的适用性,U型井效果不甚显着。结合成藏模式,建立了背斜翼部高位、背斜轴部及向斜富集区三种煤层气高产地质模式。建议在背斜等构造高部位选择直井,在向斜低部位选择多分支水平井,形成两种井型优势互补的低阶煤层气开发技术体系。该论文包括插图114幅,表格29个,参考文献240篇。
李今超[2]（2020）在《沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究》文中认为煤层气资源量预测是煤层气开发的基础,单井产能主控因素及增产措施研究对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义。文章以沁水盆地南部郑庄区块为研究对象,基于郑庄区块参数井测试及实验资料,开发井地质及开发资料,研究了研究区的地质储量和技术可采储量,明确了单井产能的主控因素,提出了有效的产能定量预测方法和提高单井产能的技术系列,得到以下结论:郑庄区块3#煤埋深差异较大,分布在383～1336m之间。渗透率整体较低,平均为0.045m D。含气量整体较高,平均为22.4m3/t。厚度分布稳定,平均为5.63m。煤层平均温度为29.8℃,温度梯度约为1.83℃/100m。采用体积法预测研究区煤层气资源的地质储量,根据3#煤含气量与日产气量统计关系确定研究区含气量下限值为10m3/t,利用含气量10m3/t等值线、一级断层、矿权线确定研究区含气量面积为167.6km2;采用面积加权法计算煤层厚度为5.85m,计算含气量为23.09 m3/t,煤岩密度平均值为1.46 t/m3,预测煤层气地质储量为330.53×108m3。采用Arps产量递减法进行可采储量预测,郑一至郑四井区平均单井可采储量依次为244.68、211.23、576.02和245.9×104m3;研究区可采储量为73.84×108m3,目前技术条件下区块采收率仅为22%。含气量、渗透率越高,日产气量越高;当含气量大于15m3/t时,单井日产气量大于600m3;渗透率大于0.1m D时,日产气量大于1500m3。煤层气井日产气量随着埋深增加而先增加后降低,在埋深700m左右产量达到峰值。日产气量随吸附时间、兰氏压力的增加而降低,当吸附时间大于12d时,日产气量整体上小于800m3,而与兰氏体积的关系不明显。日产气量与镜质体反射率关系较为复杂。现有储层改造工艺条件下,碎煤比例越低,煤层气井日产气量越高,碎煤比例低于0.6时,日产气量达到600m3以上。利用灰色关联系数筛选出了碎煤比例、埋深、Langmuir压力、厚度、Langmuir体积、镜质体反射率等6个产能主控因素。采用GM（1,N）模型可以定量预测煤层气井产气量,预测值与实测值相关性在0.8以上。针对埋深大于700m,碳酸盐矿物含量大于1%的直井进行酸化压裂,增产效果较好;针对碎软煤发育区域的直井,开展顶底板压裂效果较好,平均单井日增产气量500 m3以上。在研究区渗透率为0.01m D的区域,200m井距试验井日产气量比相邻300m井距老井日产气量增加近2000m3。在由于煤体结构破碎造成的低渗区采用筛管完井水平井开发效果较好,平均单井日产量达到3000m3以上;在由于裂缝不发育的原生结构煤低渗区,采用套管完井水平井分段压裂的方式进行开发,平均单井日产量能够达到8000m3以上,开发效果较好。该论文有图51幅,表19个,参考文献80篇。
李嘉伟[3]（2020）在《天荣井田二1-1号煤层气储层物性及特征》文中提出煤层气储层物性及特征是煤层气地质理论的重要内容,是影响煤层气开发成效的关键因素。基于天荣井田煤层气勘探资料、相关测试数据及基础地质资料,采用煤层气地质理论对井田内二1-1号煤层气储层物性及特征进行了研究。结果表明:天荣井田二1-1号煤层厚度大且分布稳定、煤岩特性良好;煤储层压力状态分异显着,欠压-高压均有分布;煤变质程度较高,促使了煤层生烃,煤层气吸附储集能力强、吸附量大、煤层气含量高;煤层渗透性极差,煤层气解吸速率相对偏低,不利于煤层气高产、稳产、提高采收率,开发周期延长。
张军建[4]（2020）在《中高阶煤储层孔裂隙结构及多层合采孔渗动态研究 ——以黔西土城和滇东老厂先导区为例》文中提出本文以黔西-滇东多煤层发育区中、高阶煤样为研究对象,利用土城和老厂先导区的18件煤样,运用扫描电镜、高压压汞、低温液氮、二氧化碳吸附、高压等温吸附和激光拉曼等现代测试手段,对煤样孔裂隙分布和非均质性特征进行精细表征。同时利用覆压核磁和覆压渗透率测试技术分析了孔裂隙应力敏感性,揭示了中高阶煤样吸附孔、渗流孔和裂隙应力应变特征。并利用变体积压缩系数,构建了应力作用下的渗透率动态变化模型。此外,通过物理模拟实验揭示了中高阶煤甲烷吸附、自然解吸、定压解吸和气驱水过程中吸附态甲烷和游离态甲烷的动态变化过程。综合上述成果,利用数值模拟手段对典型煤层气井开展多层合采模拟研究,探讨合采过程中孔渗动态及合层开采的影响因素。取得如下主要成果。（1）根据2100nm吸附孔特征,利用Ro,max值将研究区样品划分为A、B和C型。中阶煤样为A型,以半开放孔为主,优势孔径为1050nm。高阶煤样品包括B和C型。B型样品中发育墨水瓶状吸附孔,优势孔径为210nm。C型样品吸附孔形态变化较大,为前两类样品的过渡阶段。A型样品中吸附孔体积非均质性最强,而比表面积非均质性弱于B和C型。随着煤变质程度的增高,0.42.0nm孔径的微孔分布形态逐渐由A型的多峰态变化为C型的三峰态和B型的双峰态。该部分微孔体积非均质性和表面非均质性具有良好的一致性。不同于吸附孔,所有样品渗流孔多以半开放孔为主。其中,A型样品中渗流孔最为发育,且对应的渗流孔体积非均质性强于其他两类型。（2）应力作用下,中高阶煤样孔隙和裂隙的孔渗动态变化具有明显差异。同一煤样的孔隙和裂隙体积均随应力增大呈指数下降,且渗流孔和裂隙的应力敏感性强于吸附孔。随煤变质程度和压实程度增高,高阶煤样吸附孔大量发育,导致应力敏感性低于中阶煤样,但仍表现为渗流孔应力敏感性强于吸附孔的特征。同时,应力作用后,同一样品吸附孔非均质性变化大于渗流孔和裂隙。且应力变化对孔裂隙压缩系数和非均质性的影响具有阶段性。即低压阶段,随应力增加孔裂隙压缩系数和非均质性变化明显。高压阶段,两者逐渐趋于稳定。（3）煤样吸附态甲烷和游离态甲烷的吸附解吸过程具有显着差异。吸附过程中,吸附态和游离态甲烷数量与甲烷注入压力分别满足朗格缪尔方程和线性关系。相同甲烷注入压力下,吸附态甲烷数量在前期呈线性增加,后期以对数形式增加。游离态甲烷吸附数量随注入时间呈单调线性增加,且饱和时间远小于吸附态甲烷。自然解吸过程中,所有样品吸附态甲烷数量变化过程基本一致,即分为前期的快速解吸和后期的缓慢解吸阶段。同时,由于中阶煤样的渗流孔发育,初始游离态甲烷含量较高,导致解吸过程中游离态甲烷变化速率高于高阶煤。此外,降压梯度与煤中甲烷解吸量具有负相关关系,即逐级降压过程可明显提高煤样中吸附态甲烷解吸量。（4）合采过程中层间干扰主要发生在排采前期,排采后期逐渐减弱至消失。渗透率、孔隙度和储层压力是影响合层排采的主要因素,即孔渗特征及其动态变化是影响合采阶段的排水、降压和产气过程的因素之一。改进的渗透率模型表明较高的体积压缩系数使本层渗透率下降幅度变大,储层压降漏斗难以扩展,对本层最大和平均产气速率具有抑制作用。且本层渗透率的快速下降导致邻近层产出水量增加,储层压降范围变大,邻近层最大和平均产气速率均明显增加。同时,存在临界体积压缩系数,该临界值下的储层渗透率变化对合采产能影响很小,现有样品表明该值多对应于样品中的吸附孔。因此,仅考虑渗流孔和裂隙压缩空间的变体积压缩系数渗透率动态模型更能真实反映排采过程中应力敏感性引起的孔渗变化过程。本论文有图105幅,表16个,参考文献296篇。
唐剑茹[5]（2020）在《沁水盆地南部高阶煤储层特征及解吸差异性》文中指出研究沁水盆地南部高阶煤储层特征及解吸差异性对于煤层气科学高效开发具有重要指导意义。本论文基于沁水盆地南部樊庄、郑庄、长治、安泽四大区块资料整理与分析、地质调查、实验模拟和数据测试,研究不同区块高阶煤储层临界解吸压力差异发育特征,阐明了不同区块临界解吸压力差异发育的主要原因,探讨其地质与工程控制因素,为后续不同区块的高效开发政策制定及储层改造工艺参数选取等提供了理论支撑。结果显示:研究区新鲜煤样自然失水率较低,在饱和湿度下煤样能够将孔隙中全部吸满水分,煤层水赋存相态以自由水态为主。干燥样品的水分测试表明部分留存在煤岩孔隙中的水难以排出。同一粒度不同湿度下,湿度越大煤粉越易吸收水分,不同粒度煤粉吸收水分的能力与自身粒径及所处的空气湿度有关。研究区煤岩接触角多小于90度,对地层水有较强的亲水性,利于煤毛细管吸水。高阶煤储层具有较强的亲水性,孔隙中的水在自然状态下难以释出,影响了煤层气井排水降压。不同地区、不同性质的高阶煤注水后,初期解吸速度均有所减慢,但不同地区、不同性质的煤岩受影响程度差异较大。煤层含水抑制初期甲烷解吸速度,但随着甲烷的不断解吸,煤岩孔裂隙中水逐渐排出后,吸附甲烷均能解吸出来,不会降低解吸量。樊庄区块大部分井的理论临界解吸压力值要高于实测值1MPa以上,但也有部分井两值接近或者前者偏低;郑庄区块理论临界解吸压力值普遍高于实测值2MPa左右;沁南东区块理论与实测解吸压力值基本相当;安泽区块实测临界解吸压力值高于理论值。研究区块实测临界解吸压力值与理论临界解吸压力值差异性的主要控制因素是煤体结构,由此决定了三种解吸差异类型。该论文有图47幅,表21个,参考文献81篇。
康永尚,李喆,王金,孙良忠,毛得雷,孙晗森,顾骄杨[6]（2018）在《不同煤级区煤层气可动性和初始排水速度控制策略》文中指出对中国20个区块/煤矿煤层气地质参数进行了系统整理,开展了煤层气吸附时间和渗透率随煤级变化规律分析,并结合不同煤级区煤层气井的产气曲线,揭示了峰值产量出现前后不同煤级区产气动态差异的原因,以期为不同煤级区初始排水速度控制提供依据。研究结果表明:（1）吸附时间随煤级升高呈"U"型变化规律,中、低煤级区煤岩吸附时间一般低于15d,高煤级区吸附时间变化大,吸附时间在0.1～85.54d变化;（2）区块/煤矿间煤储层渗透率随煤级升高没有明显的规律性变化,同一区块内部,渗透率变化级差达2～3个数量级;（3）峰值产量出现时间与初始排水速度和煤岩吸附时间有较好的对应关系,而与渗透率的关系不明显;（4）在不同煤级区,针对不同井层煤储层吸附时间与渗透率的配置关系,应采用针对性初始排水速度控制策略:中、低煤级区煤岩吸附时间短,对低渗透井层应严格控制初始排水速度;高煤级区吸附时间变化区间大,对吸附时间长、渗透率高的井层,可适当加快初始排水速度。
李喆[7]（2018）在《不同煤级煤岩吸附时间变化规律及其在滇东黔西的应用》文中研究指明本文基于全国21个煤层气区块/煤矿的煤级、显微组分和工业组分等资料,探讨了不同煤级条件下,煤岩吸附时间的变化规律及其与各影响因素关系,并重点剖析了沁水盆地柿庄区块以及滇东黔西地区老厂和恩洪区块吸附时间的影响因素。研究表明:煤级是影响煤岩吸附时间的主要因素,随煤级变化,煤岩吸附时间整体呈“U”型变化规律;除煤级影响外,镜质组含量、灰分含量是影响煤岩吸附时间的次要因素,煤岩吸附时间与镜质组含量呈正相关、与灰分含量（变化区间较大时）呈负相关关系。在不同煤级吸附时间影响因素研究的基础上,结合渗透率的变化,探讨不同煤级流体可动性的变化规律,并结合相应的排采动态曲线,讨论和制定针对初始排水速度控制的排采优化策略,并应用于滇东黔西老厂和恩洪区块。研究表明:在我国煤岩低渗透率的背景下,结合煤岩吸附时间,初始排水速度控制应强调“缓慢”二字,特别是吸附时间较短的煤层,更应强调“缓慢”,以求使压降漏斗充分扩展,达到高产、稳产的目的。
王金[8]（2018）在《滇东黔西地区煤层气储集地质条件和煤层气井产能预测研究》文中认为本文首先综合煤层气赋存特点、产出机理及前人研究成果,形成了煤层气储集地质条件综合评价方法,即原地资源丰度评价、流体可动性评价和理论可采资源丰度评价。结合研究区多/薄煤层的特点,进一步升华为多煤层储集地质条件评价方法。研究表明:恩洪和老厂区块单层和主力煤层累积原地资源丰度均较低,多煤层（厚度大于0.5m的煤层）累积资源丰度高。流体可动性评价表明,恩洪区块与老厂区块相比,吸附时间短,渗透率高,煤层气的扩散和渗流速度快;吸附时间与煤体结构关系不明显,单煤层渗透率受到煤体结构的影响,两区块间渗透率差异是由地应力强度差异造成的。采用蒙特卡洛方法预测理论采收率,结果表明,恩洪区块煤层气理论采收率的平均值为69%,基于该值与资源丰度乘积得到的理论可采资源丰度和考虑煤体结构调整后的理论可采资源丰度结果均表明,恩洪区块多煤层累积理论可采资源丰度很高,在井控面积300m×350m条件下,EH-C6井多煤层合采EUR是主力煤层合采EUR的四倍,产能预测结果显示恩洪区块单井仅合采主力煤层产能较低,合采厚度大于0.5m的煤层可提高单井产能。渗透率是影响单井产能的另一因素,渗透率越大,产能越高。
孙良忠[9]（2018）在《不同地质条件下煤层气开发经济效益评价》文中研究说明我国煤层气资源量丰富,开发利用煤层气不仅具有一定的经济效益,还具有安全效益、环保效益和社会效益等综合性效益,自上世纪90年代我国投入煤层气勘探开发以来,已积累了大量排采动态资料。由于我国煤层气地质条件的复杂性,不同地区、不同区块的经济效益差异很大。本文选择煤层气地质条件不同的三个区块——柿庄南区块（沁水盆地）、韩城区块（鄂尔多斯盆地）和白杨河区块（准噶尔盆地）,充分利用这些区块的静态地质资料开展了煤层气储集地质条件和开发工程条件对比研究,利用排采动态资料进行了各区块代表井的产能模拟与预测,并开展了煤层气开发经济效益评价,建立了以丰富地质资料和排采动态资料为基础,以分类代表井产能预测为纽带,对不同地质条件下煤层气开发经济效益进行评价的模型。本文研究得出以下认识:（1）渗透率和资源丰度是影响产能的两个重要因素,但在不同区块的敏感性具有差异性;（2）煤储层渗透率的差异明显受到区块间应力强度差异的控制:地应力强度越高,渗透率越低;（3）煤层气开发项目回收周期较长,短期内难以保证收益,不可操之过急;（4）在一定资源丰度的前提下,若区块煤储层渗透率整体高于0.1mD,长期来看煤层气开发能够达到8%的内部收益率,渗透率小于0.1mD的区块则比较困难;（5）区块煤层气开发经济效益具有典型的“短板效应”;（6）提升产量是提高区块经济效益的关键。根据这些认识,最后对企业发挥主观能动性和对政府制定产业政策提出了配套性建议。
李朋朋,张小东,杨延辉,丁哲,张硕[10]（2017）在《不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素》文中指出基于沁水盆地南部长治和安泽区块103口煤层气井的实测资料,探讨不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素。研究结果表明,不同变形程度煤的孔隙结构导致其解吸特征具有较大差异。随着煤变形程度的增加,吸附时间迅速减小。相对于未变形煤和弱变形煤,强变形煤由于裂隙和大、中孔隙发育较多且连通性较好,导致甲烷运移距离较短,解吸速率较大且解吸量急剧增加,吸附时间显着减小;解吸后期,强变形煤由于小孔隙和微孔隙发育,吸附能力增强且连通性较差,导致甲烷解吸和运移的难度增大,解吸速率迅速下降,而弱变形煤和未变形煤受孔隙、裂隙特征和取心煤样几何形态的共同影响,解吸速率变化较小且吸附时间较长。依据煤层气井排采数据可知,煤的变形程度差异是导致煤层气井产气量不同的主要原因,明确煤的吸附时间可以为预测煤层气井的产气量提供依据。
二、煤层气吸附时间计算及其影响因素分析（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、煤层气吸附时间计算及其影响因素分析（论文提纲范文）
（1）黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 问题提出 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 现存问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 论文工作量 |
| 2 煤层气地质背景 |
| 2.1 构造及现代地热场 |
| 2.2 含煤地层及其沉积环境 |
| 2.3 煤储层及其基本属性 |
| 2.4 水文地质条件 |
| 2.5 小结 |
| 3 低阶煤储层物性及其地质控因 |
| 3.1 低阶煤样孔隙和裂隙发育特点 |
| 3.2 低阶煤样吸附性 |
| 3.3 低阶煤储层渗透性及其地质控制 |
| 3.4 低阶煤储层流体能量 |
| 3.5 小结 |
| 4 低阶煤层气成藏要素与模式 |
| 4.1 延安组油气显示与分布 |
| 4.2 延安组油气成因与来源 |
| 4.3 延安组煤层气控藏地质要素 |
| 4.4 延安组煤层气成藏地质模式 |
| 4.5 小结 |
| 5 低阶煤层气井产能影响因素及高产模式 |
| 5.1 煤层气可采性地质控制 |
| 5.2 低阶煤层气井产能工程控因 |
| 5.3 低阶煤层气高产地质模式 |
| 5.4 黄陇煤田低阶煤层气开发对策 |
| 5.5 小结 |
| 6 结论与创新点 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 创新点 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（2）沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 变量注释表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.3 研究内容与方案 |
| 1.4 论文工作量 |
| 2 郑庄区块地质概况 |
| 2.1 基础地质条件 |
| 2.2 煤储层特征 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 研究区煤层气资源量计算 |
| 3.1 资源量计算方法概况 |
| 3.2 研究区地质储量 |
| 3.3 研究区技术可采储量 |
| 3.4 本章小节 |
| 4 煤层气井产能控制因素及产能预测 |
| 4.1 地质因素 |
| 4.2 工程因素 |
| 4.3 基于灰色关联法的煤层气井产能预测 |
| 4.4 本章小节 |
| 5 煤层气单井增产措施 |
| 5.1 压裂工艺改进 |
| 5.2 井距调整试验 |
| 5.3 开发方式转变 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（3）天荣井田二1-1号煤层气储层物性及特征（论文提纲范文）
| 1 研究区概况 |
| 2 储层物性及特征 |
| 2.1 煤层与煤岩特征 |
| 2.1.1 煤层特征 |
| 2.1.2 煤岩特征 |
| 1) 煤的物理性质。 |
| 2) 宏观及显微煤岩组分特征。 |
| 2.2 煤层气含量 |
| 2.3 煤层渗透性 |
| 2.4 煤储层压力 |
| 2.5 煤的等温吸附与煤层气解吸特性 |
| 1) 煤的等温吸附特性。 |
| 2) 煤层气解吸特性。 |
| 3 结 语 |
（4）中高阶煤储层孔裂隙结构及多层合采孔渗动态研究 ——以黔西土城和滇东老厂先导区为例（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 现存问题 |
| 1.4 研究计划 |
| 1.5 论文工作量与创新点 |
| 2 地质背景及煤层气开发概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 煤层气开发概况 |
| 3 中高阶煤样孔裂隙结构特征及其演化规律 |
| 3.1 实验方法及相关理论 |
| 3.2 样品采集与基础特征 |
| 3.3 样品孔裂隙特征 |
| 3.4 分子结构控制下的孔隙演化 |
| 3.5 小结 |
| 4 中高阶煤样孔隙和裂隙孔渗动态变化规律 |
| 4.1 实验方法与处理过程 |
| 4.2 根据NMR测试的煤样孔隙和裂隙应力应变特征 |
| 4.3 根据覆压渗透率的煤样渗透率动态变化 |
| 4.4 不同测试方法获得的压缩系数对比 |
| 4.5 小结 |
| 5 中高阶煤吸附态甲烷和游离态甲烷运移规律 |
| 5.1 实验方法与数据处理 |
| 5.2 吸附过程中不同相态甲烷变化规律 |
| 5.3 解吸过程中不同相态甲烷变化规律 |
| 5.4 煤级对甲烷吸附解吸过程的影响 |
| 5.5 小结 |
| 6 排采过程中孔渗动态变化及对合采产能的影响 |
| 6.1 利用NMR测试的渗透率动态模型 |
| 6.2 多层合采数值模型构建 |
| 6.3 合采产能敏感性分析 |
| 6.4 孔渗动态变化对合采产能影响 |
| 6.5 小结 |
| 7 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（5）沁水盆地南部高阶煤储层特征及解吸差异性（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 问题提出 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 实物工作量 |
| 2 地质背景 |
| 2.1 研究区地理概况 |
| 2.2 沉积背景与含煤特征 |
| 2.3 构造背景 |
| 2.4 水文地质条件 |
| 2.5 煤层气地质特征 |
| 3 煤储层微孔隙水赋存状态 |
| 3.1 煤储层水赋存的基本认识 |
| 3.2 地层状态下煤储层含水性实验研究 |
| 3.3 地层状态下煤储层水分布状态 |
| 3.4 小结 |
| 4 高压注水对煤岩解吸能力影响分析 |
| 4.1 高压注水前后煤岩解吸能力对比模拟实验 |
| 4.2 表征实验煤岩物理特性 |
| 4.3 小结 |
| 5 临界解吸压力差异及其影响因素 |
| 5.1 临界解吸压力计算方法 |
| 5.2 沁水盆地南部各区块临界解吸压力特征 |
| 5.3 临界解吸压力差异影响因素 |
| 5.4 小结 |
| 6 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（6）不同煤级区煤层气可动性和初始排水速度控制策略（论文提纲范文）
| 1 煤层气分布概况 |
| 2 不同煤级区煤层气可动性 |
| 2.1 不同煤级区吸附时间变化规律 |
| 2.2 不同煤级区渗透率变化规律 |
| 3 不同煤级区煤层气井生产动态对比 |
| 4 不同煤级区煤层气井初始排水策略 |
| 5 结论 |
（7）不同煤级煤岩吸附时间变化规律及其在滇东黔西的应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.3.1 国内外研究现状 |
| 1.3.2 存在问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.4.3 工作亮点 |
| 1.5 主要完成工作量 |
| 第2章 我国主要煤层气区分布和滇东黔西地质概况 |
| 2.1 我国主要煤层气区分布 |
| 2.2 滇东-黔西地区(应用区)地质概况 |
| 2.2.1 地理位置及勘探开发现状 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.2.3 区域沉积特征及地层发育情况 |
| 2.2.4 区域水文地质特征 |
| 第3章 不同煤级区吸附时间分布及主控因素研究 |
| 3.1 资料收集情况 |
| 3.2 吸附时间主控因素分析 |
| 3.2.1 区间对比法 |
| 3.2.2 区域各因素平均值对比 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 单一区块内部吸附时间影响因素分析 |
| 4.1 沁水盆地柿庄区块吸附时间研究 |
| 4.1.1 吸附时间分布特点及主要影响因素选取 |
| 4.1.2 Ro,max对吸附时间的影响 |
| 4.1.3 煤质对吸附时间的影响 |
| 4.2 滇东老厂和恩洪区块吸附时间研究 |
| 4.2.1 吸附时间分布特点 |
| 4.2.2 Ro,max对吸附时间的影响 |
| 4.2.3 煤质对吸附时间的影响 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 不同煤级区流体可动性分析及排采策略探讨 |
| 5.1 流体可动性分析 |
| 5.1.1 渗透率与煤级关系 |
| 5.1.2 吸附时间与煤级关系 |
| 5.2 煤层气井生产动态对比 |
| 5.3 不同煤级区排采策略探讨 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 恩洪和老厂流体可动性对比和排采策略 |
| 6.1 流体可动性对比 |
| 6.1.1 渗透率对比及其主控因素 |
| 6.1.2 吸附时间对比 |
| 6.2 煤层气井生产动态对比 |
| 6.3 排采策略讨论 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历 |
（8）滇东黔西地区煤层气储集地质条件和煤层气井产能预测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和题目来源 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.3.1 煤层气储集地质条件国内外研究现状 |
| 1.3.2 研究区煤层气储集地质条件研究现状 |
| 1.3.3 存在问题 |
| 1.4 研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 主要工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置和自然概况 |
| 2.2 含煤盆地形成与演化 |
| 2.3 区域构造特征 |
| 2.4 煤系地层特征 |
| 2.5 水文地质特征 |
| 第3章 煤层气储集地质条件综合评价方法 |
| 3.1 煤层气勘探开发现状和存在问题 |
| 3.1.1 煤层气勘探开发现状 |
| 3.1.2 研究区存在的主要煤层气地质问题 |
| 3.2 煤层气产能影响因素 |
| 3.3 煤层气产出机理和关键问题 |
| 3.3.1 解吸过程和关键问题 |
| 3.3.2 扩散过程和关键问题 |
| 3.3.3 渗流过程和关键问题 |
| 3.4 多煤层煤层气储集地质条件综合评价方法 |
| 3.4.1 多煤层煤层气原地资源丰度估算方法 |
| 3.4.2 多煤层煤层气理论可采资源丰度评价方法 |
| 3.4.3 煤储层流体可动性评价方法 |
| 第4章 多煤层煤层气原地资源丰度评价 |
| 4.1 煤层厚度特征 |
| 4.1.1 煤层厚度特征 |
| 4.1.2 主力煤层厚度平面分布规律 |
| 4.2 含气性特征分析 |
| 4.2.1 煤层含气量特征 |
| 4.2.2 煤层含气量影响因素分析 |
| 4.2.3 气体成分特征 |
| 4.2.4 主力煤层含气量平面分布规律 |
| 4.3 原地资源丰度评价 |
| 4.3.1 主力煤层原地资源丰度评价 |
| 4.3.2 多煤层原地资源丰度评价 |
| 第5章 煤储层流体可动性评价 |
| 5.1 煤体结构测井解释 |
| 5.2 吸附时间评价 |
| 5.2.1 吸附时间分布特征 |
| 5.2.2 吸附时间影响因素 |
| 5.3 渗透率评价 |
| 5.3.1 渗透率分布特征 |
| 5.3.2 渗透率影响因素分析 |
| 第6章 恩洪区块理论可采资源丰度和单井产能预测 |
| 6.1 理论采收率预测Monte-Carlo方法 |
| 6.1.1 理论采收率估算数学模型 |
| 6.1.2 蒙特卡罗模拟原理 |
| 6.1.3 模拟参数取值 |
| 6.1.4 理论采收率预测结果 |
| 6.2 理论可采资源丰度评价 |
| 6.2.1 主力煤层理论可采资源丰度评价 |
| 6.2.2 多煤层理论可采资源丰度评价 |
| 6.2.3 考虑煤体结构调整后的理论可采资源丰度评价 |
| 6.3 单井EUR和产能预测 |
| 6.3.1 单井EUR预测 |
| 6.3.2 单井产能预测 |
| 6.4 未来研究展望 |
| 第7章 成果与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）不同地质条件下煤层气开发经济效益评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 主要完成工作量 |
| 第2章 典型区块煤层气地质特征及其对比分析 |
| 2.1 概述 |
| 2.1.1 储集地质条件评价内容 |
| 2.1.2 开发工程条件评价内容 |
| 2.2 柿庄南区块(沁水盆地)煤层气地质特征 |
| 2.2.1 区域地质概况 |
| 2.2.2 煤层气储集地质条件 |
| 2.2.3 煤层气开发工程条件 |
| 2.3 韩城区块(鄂尔多斯盆地)煤层气地质特征 |
| 2.3.1 区域地质概况 |
| 2.3.2 煤层气储集地质条件 |
| 2.3.3 煤层气开发工程条件 |
| 2.4 白杨河区块(准噶尔盆地)煤层气地质特征 |
| 2.4.1 区域地质概况 |
| 2.4.2 煤层气储集地质条件 |
| 2.4.3 煤层气开发工程条件 |
| 2.5 研究区地质条件对比总结 |
| 第3章 不同地质条件下煤层气井产能预测 |
| 3.1 COMET3数值模拟软件简介 |
| 3.2 柿庄南区块典型煤层气井产量预测 |
| 3.2.1 煤层气井产量分类和代表井排采情况 |
| 3.2.2 产量历史拟合和产量预测 |
| 3.3 韩城区块典型煤层气井产量预测 |
| 3.3.1 煤层气井产量分类和典型井排采情况 |
| 3.3.2 产量历史拟合和产量预测 |
| 3.4 白杨河区块典型煤层气井产量预测 |
| 3.4.1 煤层气代表井排采情况 |
| 3.4.2 产量历史拟合和产量预测 |
| 3.5 不同区块单井产量影响因素探讨 |
| 3.5.1 资源丰度影响作用 |
| 3.5.2 渗透率影响作用 |
| 第4章 不同地质条件下煤层气开发概念设计 |
| 4.1 开发概念设计原则、开发方式和和井网井距设计 |
| 4.1.1 煤层气开发概念设计原则 |
| 4.1.2 开发方式 |
| 4.1.3 井网井距设计 |
| 4.2 产能规划 |
| 4.3 煤层气开发投资和经营费用预测 |
| 4.3.1 工程造价和经营费用取值标准 |
| 4.3.2 煤层气开发投资和经营费用预测 |
| 第5章 不同地质条件下煤层气开发经济效益评价 |
| 5.1 基于净现值法的经济效益评价模型 |
| 5.2 我国现行煤层气产业财税政策和财税参数取值 |
| 5.2.1 现行有关政策条文 |
| 5.2.2 税费法规和条款 |
| 5.2.3 煤层气开发利用补贴政策 |
| 5.2.4 煤层气开发财税相关参数取值标准 |
| 5.3 煤层气开发经济评价结果 |
| 5.3.1 柿庄南区块煤层气开发经济评价结果 |
| 5.3.2 韩城区块煤层气开发经济评价结果 |
| 5.3.3 白杨河区块煤层气开发经济评价结果 |
| 5.4 煤层气开发经济效益影响因素分析与建议 |
| 5.4.1 煤层气开发经济效益影响因素分析 |
| 5.4.2 煤层气开发相关建议 |
| 第6章 结论和建议 |
| 参考文献 |
| 附录A 柿庄南区块煤层气开发经济效益评价表 |
| 附录B 韩城区块煤层气开发经济效益评价表 |
| 附录C 白杨河区块煤层气开发经济效益评价表 |
| 致谢 |
（10）不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素（论文提纲范文）
| 1 不同变形程度煤的吸附时间 |
| 2 不同变形程度煤吸附时间的影响因素 |
| 2.1 孔隙和裂隙发育特征 |
| 2.1.1 孔隙和裂隙发育类型 |
| 2.1.2 孔隙结构参数 |
| 2.1.3 孔隙连通性 |
| 2.2 显微组分 |
| 2.3 水分和灰分含量 |
| 2.4 含气量和含气饱和度 |
| 3 煤层气井排采实例分析 |
| 4 结论 |
四、煤层气吸附时间计算及其影响因素分析（论文参考文献）
- [1]黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式[D]. 蔺亚兵. 中国矿业大学, 2021
- [2]沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究[D]. 李今超. 中国矿业大学, 2020(07)
- [3]天荣井田二1-1号煤层气储层物性及特征[J]. 李嘉伟. 煤, 2020(11)
- [4]中高阶煤储层孔裂隙结构及多层合采孔渗动态研究 ——以黔西土城和滇东老厂先导区为例[D]. 张军建. 中国矿业大学, 2020(01)
- [5]沁水盆地南部高阶煤储层特征及解吸差异性[D]. 唐剑茹. 中国矿业大学, 2020(03)
- [6]不同煤级区煤层气可动性和初始排水速度控制策略[J]. 康永尚,李喆,王金,孙良忠,毛得雷,孙晗森,顾骄杨. 石油学报, 2018(10)
- [7]不同煤级煤岩吸附时间变化规律及其在滇东黔西的应用[D]. 李喆. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [8]滇东黔西地区煤层气储集地质条件和煤层气井产能预测研究[D]. 王金. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [9]不同地质条件下煤层气开发经济效益评价[D]. 孙良忠. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素[J]. 李朋朋,张小东,杨延辉,丁哲,张硕. 油气地质与采收率, 2017(04)