CN115075778B - 煤层气/煤层一体化采收方法、装置、电子设备及介质 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种煤层气/煤层一体化采收方法、装置、电子设备及介质。该方法可以包括：建立煤层气/煤层一体化开发井网；针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；将合成气中的CO2注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。本发明实现深层难采煤炭开发，并解决煤气化后生产出来的煤化气中CO2排放问题，应用CO2提高油气藏采收率及封存，实现经济有效开发利用。
Description
技术领域
本发明涉及煤炭资源综合利用领域，更具体地，涉及一种煤层气/煤层一体化采收方法、装置、电子设备及介质。
背景技术
世界煤炭资源非常丰富，煤炭是世界储量最丰富的化石燃料。目前，世界煤炭储量估计为1.055万亿吨，其中大部分储量为无烟煤和烟煤(储量7349.03亿吨，占比70％)。出于战略安全和环境保护的考虑，全世界各国都在致力于发展多元化的能源形式。从社会经济发展的需求和现有的能源状况来看，清洁高效综合利用可采储量相对较多的煤炭资源，一方面可以满足不断增长的能源需求，另一方面也可以促进能源结构多元化，为建设生态文明社会做出重大贡献。
煤气化是煤炭高效洁净利用的核心技术之一，其产物合成气(CO与H2)是诸多煤化工过程的起点，大力发展煤气化技术可以有效降低煤化工过程的成本。受传统煤气化工艺的启发，也出现了将煤的开采与气化工艺结合起来进行的设想：煤地下气化(undergroundcoal gasification,UCG)。煤地下气化工艺将地底的煤层当作一个封闭的气化炉，对煤层进行有控制的燃烧气化。与传统煤气化工艺相似，气化剂一般为O2(空气)与H2O，通过注入井注入至地下通道(或洞穴)，与煤层就地反应。煤地下气化工艺节省了煤炭开采与运输的成本，另一方面也降低了采矿工人的安全，为煤炭的开发和加工利用提供了潜在的发展方向。
然而，目前地下煤气化主要针对浅层煤炭气化问题。而传统机械开采方法难以开采薄层煤、陡倾斜煤层、埋藏深度大于1000米、废矿区残留地下的煤。如果开采深层煤层气化综合开发可实现这部分煤炭综合利用。另外，煤气化后生产出来的煤化气(H2、CH4、CO2、SO2等混合体)存在大量CO2，如何解决CO2排放的问题，也是亟待研究的重点。
因此，有必要开发一种煤层气/煤层一体化采收方法、装置、电子设备及介质。
公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明提出了一种煤层气/煤层一体化采收方法、装置、电子设备及介质，其能够实现深层难采煤炭开发，并解决煤气化后生产出来的煤化气中CO2排放问题，应用CO2提高油气藏采收率及封存，实现经济有效开发利用。
第一方面，本公开实施例提供了一种煤层气/煤层一体化采收方法，包括：
建立煤层气/煤层一体化开发井网；
针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
将所述合成气中的CO2注入所述煤层气层，针对所述煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
所述吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
优选地，所述煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网。
优选地，所述菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，所述注入井设置于所述菱形井网的顶点，所述产出井设置于所述菱形井网的内部中心点。
优选地，确定所述菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据所述单井控制经济极限储量，计算井距。
优选地，通过公式(1)计算单井控制经济极限储量：
Gg＝Ggm+k×Ggz (1)
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率。
优选地，计算井距包括：
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
优选地，注CO2提高油气藏采收率末期，实施CO2封存，降低CO2排放。
作为本公开实施例的一种具体实现方式，
第二方面，本公开实施例还提供了一种煤层气/煤层一体化采收装置，包括：
建网模块，建立煤层气/煤层一体化开发井网；
煤层气开采模块，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
煤层反应模块，通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
煤层气再开采模块，将所述合成气中的CO2注入所述煤层气层，针对所述煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
封存模块，所述吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
优选地，所述煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网。
优选地，所述菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，所述注入井设置于所述菱形井网的顶点，所述产出井设置于所述菱形井网的内部中心点。
优选地，确定所述菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据所述单井控制经济极限储量，计算井距。
优选地，通过公式(1)计算单井控制经济极限储量：
Gg＝Ggm+k×Ggz (1)
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率。
优选地，计算井距包括：
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
优选地，注CO2提高油气藏采收率末期，实施CO2封存，降低CO2排放。
第三方面，本公开实施例还提供了一种电子设备，该电子设备包括：
存储器，存储有可执行指令；
处理器，所述处理器运行所述存储器中的所述可执行指令，以实现所述的煤层气/煤层一体化采收方法。
第四方面，本公开实施例还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的煤层气/煤层一体化采收方法。
其有益效果在于：
(1)通过就地燃烧反应，实现深层难采煤炭开发；
(2)煤地下气化工艺省却了煤炭开采与运输的成本，另一方面也间接保证了煤矿工人的安全，为煤炭的开发和加工利用提供了潜在的发展方向；
(3)同时考虑煤层气生产及后期地下煤气化注采要求，部署一体化开发井网，节约后期投资成本。
本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的一个实施例的不同夹角菱形井网的示意图。
图2示出了根据本发明的一个实施例的压裂直井压力传播的示意图。
图3示出了根据本发明的一个实施例的菱形井网计算的示意图。
图4示出了根据本发明的一个实施例的煤层气/煤层一体化采收方法的步骤的流程图。
图5示出了根据本发明的一个实施例的鄂尔多斯盆地A区块煤层气开发阶段的煤层气/煤层一体化开发井网的示意图。
图6示出了根据本发明的一个实施例的鄂尔多斯盆地A区块煤炭地下气化综合利用阶段的煤层气/煤层一体化开发井网的示意图。
图7示出了根据本发明的一个实施例的一种煤层气/煤层一体化采收装置的框图。
附图标记说明：
201、建网模块；202、煤层气开采模块；203、煤层反应模块；204、煤层气再开采模块；205、封存模块。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。
本发明提供一种煤层气/煤层一体化采收方法，包括：
建立煤层气/煤层一体化开发井网；
针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
将合成气中的CO2注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
在一个示例中，煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网。
在一个示例中，菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，注入井设置于菱形井网的顶点，产出井设置于菱形井网的内部中心点。
在一个示例中，确定菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据单井控制经济极限储量，计算井距。
在一个示例中，通过公式(1)计算单井控制经济极限储量：
Gg＝Ggm+k×Ggz (1)
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率。
在一个示例中，计算井距包括：
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
在一个示例中，注CO2提高油气藏采收率末期，实施CO2封存，降低CO2排放。
具体地，煤炭地下气化综合利用一体化开发井网优化要素通常包括：井网样式(井间平面几何形态)、井网方位和井网密度等。不同于常规气藏开发，目标区煤层气渗透率低，小井距井网实施钻采开发才能在煤层中形成大面积的压降漏斗。本次研究通过结合煤层气及煤制气井网布署特点，部署井的经济性，优化井距及井网形态。
图1示出了根据本发明的一个实施例的不同夹角菱形井网的示意图。
建立煤层气/煤层一体化开发井网；煤层气开发中多采用矩形井网、菱形井网。考虑顶底板岩性封隔性、含气量及不同方向渗透性差异性等评价，选择菱形井网，以实现后期排水降压过程中井与井之间的均匀整体压降的目的。该井网类型要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井使相邻的四口井呈一菱形，如图1所示。该布井形式的最大优点是在煤层气开发排水降压时，在井与井之间的压力降低比较均匀，可以达到开发区域同时降压的目的。
图2示出了根据本发明的一个实施例的压裂直井压力传播的示意图。
井网方位的确定通常根据。煤层人工裂缝一般沿着面割理方向延伸，实际煤层气藏沿面割理、端割理两个方向布井，如图2所示。由于面割理方向为主渗透率方向，加上人工裂缝的影响，面割理方向压力传播快，而端割理方向受次渗透率控制，压力传播较慢。为了使煤层气井各方向压降均衡，井间干扰时间相同，以达到产气量最大，沿面割理方向井距可适当放大一些，而端割理方向井距应控制小一些。因此，对于各向异性煤层压裂直井，应选择矩形井网与菱形井网，其中，矩形长边沿面割理方向，短边沿端割理方向；菱形井网长对角线沿面割理方向，短对角线沿端割理方向；矩形长宽关系与菱形对角线长度关系受裂缝参数和煤层渗透率的影响压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位，长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行。考虑到主应力延伸方向，在四口井中心的位置，加密一口煤层气开发井，加密煤层气开发井在菱形井网中间，作为后期煤制气改造后产气井。考虑中间加密井为后期煤制气产气井，为了防止生产过程中气窜，加密井不压裂。
在确定了煤炭地下气化综合利用一体化井网井型，下一步评价一体化井网井距。菱形井网的井距通过以下方法确定：
开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使高丰度区单井控制储量不会过大，而低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量。在此基础上，根据资源丰度，进一步求取井距或井网密度。
其中，Gg为单井控制储量，q为稳产期末单井平均产能，d为每年产气天数，t为气藏稳年限，N为稳产期末可采储量采出程度，Er为气藏采收率。
一口煤层气井/煤制气井从钻井到废弃时支出的总费用包括：钻井、储层改造(煤制气通道)、地面建设、采气成本等方面。要想取得经济效益，其总费用应该大于销售收入，这要求具备足够的储量，即单井控制经济极限储量，它是选择合理井距的一个重要经济指标。通过公式(1)计算单井控制经济极限储量。
由于经济极限井距的大小同时受资源丰度的影响很大，在不考虑井网密度对于采收率的影响时，根据单井控制经济极限储量，可以算出经济极限井距。本次计算过程中考虑了两种储量的叠加，煤层气储量及煤制气储量。另外，因为采用的为菱形井网还要考虑压裂后直井人工裂缝的展布及泄气范围。根据压裂直井压力传播示意图，可知，人工裂缝方向沿着面割理方向，煤层气开发过程中等势线以椭圆形式向外扩展，椭圆焦距为裂缝半长，如图2所示。其椭圆等势面满足
其中，Lf为裂缝半长。
根据菱形面积计算公式：
图3示出了根据本发明的一个实施例的菱形井网计算的示意图。
Dx、Dy之间关系与设计菱形井网夹角相关。根据图3，可得Dx与Dy之间的关系为：
θ为菱形井网夹角，根据裂缝发育程度及展布特征确定。
一个菱形包含了2口直井的泄气面积，由此可获得单井控制面积内长轴Dx的计算公式为公式(2)，短轴Dy的计算公式为公式(3)。
煤炭地下气化综合利用，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采，在煤层气产气末期，开展煤气化作业。在注气井气井底部点火，并通过进气口鼓如空气等方式引燃后，在气化通道的一端形成燃烧区，其燃烧面称为火焰工作面。生成的高温气体通过压力作用，沿气化通道向前渗透，同时把其携带的热量传给周围的煤层。注入气与煤层就地反应，产出合成气，生成的合成气等从产出井产出，灰渣、研石等固体废料则留在地下。采出煤气用来烧锅炉发电，实现联合循环发电。
煤气化后生产出来的煤化气(H2、CH4、CO2、SO2等混合体)存在大量CO2，通过碳分离，可以注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采，也可以注入油藏或气藏中，可提高油气藏采收率。当气井产出CO2摩尔百分数高于10％后，实施CO2封存，降低CO2排放。地下煤气化产生的CO2废气回注到天然气藏底部，不仅实现了提高石油及天然气采收率且达到了封存部分CO2的目的，是一种良好的节能减排措施。
本发明还提供一种煤层气/煤层一体化采收装置，包括：
建网模块，建立煤层气/煤层一体化开发井网；
煤层气开采模块，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
煤层反应模块，通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
煤层气再开采模块，将合成气中的CO2注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
封存模块，吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
在一个示例中，煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网。
在一个示例中，菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，注入井设置于菱形井网的顶点，产出井设置于菱形井网的内部中心点。
在一个示例中，确定菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据单井控制经济极限储量，计算井距。
在一个示例中，通过公式(1)计算单井控制经济极限储量：
Gg＝Ggm+k×Ggz (1)
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率。
在一个示例中，计算井距包括：
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
在一个示例中，注CO2提高油气藏采收率末期，实施CO2封存，降低CO2排放。
具体地，煤炭地下气化综合利用一体化开发井网优化要素通常包括：井网样式(井间平面几何形态)、井网方位和井网密度等。不同于常规气藏开发，目标区煤层气渗透率低，小井距井网实施钻采开发才能在煤层中形成大面积的压降漏斗。本次研究通过结合煤层气及煤制气井网布署特点，部署井的经济性，优化井距及井网形态。
建立煤层气/煤层一体化开发井网；煤层气开发中多采用矩形井网、菱形井网。考虑顶底板岩性封隔性、含气量及不同方向渗透性差异性等评价，选择菱形井网，以实现后期排水降压过程中井与井之间的均匀整体压降的目的。该井网类型要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井使相邻的四口井呈一菱形，如图2所示。该布井形式的最大优点是在煤层气开发排水降压时，在井与井之间的压力降低比较均匀，可以达到开发区域同时降压的目的。
井网方位的确定通常根据。煤层人工裂缝一般沿着面割理方向延伸，实际煤层气藏沿面割理、端割理两个方向布井，如图3所示。由于面割理方向为主渗透率方向，加上人工裂缝的影响，面割理方向压力传播快，而端割理方向受次渗透率控制，压力传播较慢。为了使煤层气井各方向压降均衡，井间干扰时间相同，以达到产气量最大，沿面割理方向井距可适当放大一些，而端割理方向井距应控制小一些。因此，对于各向异性煤层压裂直井，应选择矩形井网与菱形井网，其中，矩形长边沿面割理方向，短边沿端割理方向；菱形井网长对角线沿面割理方向，短对角线沿端割理方向；矩形长宽关系与菱形对角线长度关系受裂缝参数和煤层渗透率的影响压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位，长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行。考虑到主应力延伸方向，在四口井中心的位置，加密一口煤层气开发井，加密煤层气开发井在菱形井网中间，作为后期煤制气改造后产气井。考虑中间加密井为后期煤制气产气井，为了防止生产过程中气窜，加密井不压裂。
在确定了煤炭地下气化综合利用一体化井网井型，下一步评价一体化井网井距。菱形井网的井距通过以下方法确定：
开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使高丰度区单井控制储量不会过大，而低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量。在此基础上，根据资源丰度，进一步求取井距或井网密度。
其中，Gg为单井控制储量，q为稳产期末单井平均产能，d为每年产气天数，t为气藏稳年限，N为稳产期末可采储量采出程度，Er为气藏采收率。
一口煤层气井/煤制气井从钻井到废弃时支出的总费用包括：钻井、储层改造(煤制气通道)、地面建设、采气成本等方面。要想取得经济效益，其总费用应该大于销售收入，这要求具备足够的储量，即单井控制经济极限储量，它是选择合理井距的一个重要经济指标。通过公式(1)计算单井控制经济极限储量。
由于经济极限井距的大小同时受资源丰度的影响很大，在不考虑井网密度对于采收率的影响时，根据单井控制经济极限储量，可以算出经济极限井距。本次计算过程中考虑了两种储量的叠加，煤层气储量及煤制气储量。另外，因为采用的为菱形井网还要考虑压裂后直井人工裂缝的展布及泄气范围。根据压裂直井压力传播示意图，可知，人工裂缝方向沿着面割理方向，煤层气开发过程中等势线以椭圆形式向外扩展，椭圆焦距为裂缝半长，如图3所示。其椭圆等势面满足
其中，Lf为裂缝半长。
根据菱形面积计算公式：
Dx、Dy之间关系与设计菱形井网夹角相关。根据图4，可得Dx与Dy之间的关系为：
θ为菱形井网夹角，根据裂缝发育程度及展布特征确定。
一个菱形包含了2口直井的泄气面积，由此可获得单井控制面积内长轴Dx的计算公式为公式(2)，短轴Dy的计算公式为公式(3)。
煤炭地下气化综合利用，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采，在煤层气产气末期，开展煤气化作业。在注气井气井底部点火，并通过进气口鼓如空气等方式引燃后，在气化通道的一端形成燃烧区，其燃烧面称为火焰工作面。生成的高温气体通过压力作用，沿气化通道向前渗透，同时把其携带的热量传给周围的煤层。注入气与煤层就地反应，产出合成气，生成的合成气等从产出井产出，灰渣、研石等固体废料则留在地下。采出煤气用来烧锅炉发电，实现联合循环发电。
传统机械开采主要针对深度低于1000米的煤层，但是对于深度大于1000米的煤层，机械开采存在难度；本发明提出结合煤层气开发井网综合利用的模式，通过燃烧深层煤层，实现深层煤炭气化开发。
煤气化后生产出来的煤化气(H2、CH4、CO2、SO2等混合体)存在大量CO2，通过碳分离，可以注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采，也可以注入油藏或气藏中，可提高油气藏采收率。当气井产出CO2摩尔百分数高于10％后，实施CO2封存，降低CO2排放。地下煤气化产生的CO2废气回注到天然气藏底部，不仅实现了提高石油及天然气采收率且达到了封存部分CO2的目的，是一种良好的节能减排措施。
本发明还提供一种电子设备，电子设备包括：存储器，存储有可执行指令；处理器，处理器运行存储器中的可执行指令，以实现上述的煤层气/煤层一体化采收方法。
本发明还提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述的煤层气/煤层一体化采收方法。
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出四个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
实施例1
图4示出了根据本发明的一个实施例的煤层气/煤层一体化采收方法的步骤的流程图。
如图4所示，该煤层气/煤层一体化采收方法包括：步骤101，建立煤层气/煤层一体化开发井网；步骤102，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；步骤103，通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；步骤104，将合成气中的CO2注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；步骤105，吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
将本发明应用到鄂尔多斯盆地A区块，系统探讨煤气化、CO2提高采收率、地质封存联合开发方法。
目标区内主要含煤地层太原组1#煤层和山西组2#煤层，层间距25～100m。区内横向分布较为稳定，1#煤层厚度为1～15m，2#煤层厚度为0.2～20.0m。参照煤层气资源储量规范中要求的净厚度下限值(0.5～0.8m)，本区井网设计选取1#煤层厚度为1～15m、2#煤层厚度为0.5～20.0m区域进行井位部署。气藏探明地质储量为45亿m3，煤层气资源丰度变化范围1～1.8m3/km2，平均为1.5m3/km2。考虑煤层发育情况，叠合储量丰度为3.0m3/km2。开发方案初步设计的气藏单井服务期30年，其中开采煤层气15年，煤制气15年。煤层气稳产期为8年，稳产期内单井平均日产量为2000m3/d，假设稳产期末可采储量采出程度为62.5％，气藏采收率为54％。
根据单井合理控制储量法评价煤层气合理井距计算，单井控制地质储量为0.156亿m3。根据裂缝展布特征确定θ＝60°，可求得长轴井距为425m，短轴为245米。单井钻井和气建合计成本采用170万元/井，气井改造为煤制气井折算为当前投资成本10万元/井，单井年平均采气操作费用16.7万元/年·井，开采年限30年，产出气售价1.1元/m3，煤层气及煤制气采收率均取0.54。单位面积煤层气及煤制气储层叠合率取60％；则单井控制经济极限储量为0.07亿m3，资源丰度为3.0亿m3/km2，则相应的经济极限井距为长轴井距为201m，短轴为116米。因此，综合以上方法，煤制气及煤层气一体化井网合理井距定为长轴井距为240m，短轴为138米。
为保证建产区储量控制程度和单井产能，综合构造特征、储层展布、物性变化和储量叠合程度等因素，在井网井距井形控制下，采用不规则开发井网。
图5示出了根据本发明的一个实施例的鄂尔多斯盆地A区块煤层气开发阶段的煤层气/煤层一体化开发井网的示意图。
图6示出了根据本发明的一个实施例的鄂尔多斯盆地A区块煤炭地下气化综合利用阶段的煤层气/煤层一体化开发井网的示意图。
图5为鄂尔多斯盆地A区块煤层气开发阶段开发井网。考虑煤气化过程需要在注气井气井底部点火，对已有井网调整，部署注气井及采气井，形成煤炭地下气化综合利用一体化开发井网，如图6所示。
煤炭地下气化综合利用，在煤层气产气末期，开展煤气化作业。在注气井气井底部点火，并通过进气口鼓如空气等方式引燃后，在气化通道的一端形成燃烧区，其燃烧面称为火焰工作面。生成的高温气体通过压力作用，沿气化通道向前渗透，同时把其携带的热量传给周围的煤层。注入气与煤层就地反应，产出合成气，生成的合成气等从产出井产出，灰渣、研石等固体废料则留在地下。采出煤气用来烧锅炉发电，实现联合循环发电。
煤气化后生产出来的煤化气(H2、CH4、CO2、SO2等混合体)存在大量CO2，通过碳分离，注入油藏或气藏中，可提高油气藏采收率。当气井产出CO2摩尔百分数高于10％后，实施CO2封存，降低CO2排放。
实施例2
图7示出了根据本发明的一个实施例的一种煤层气/煤层一体化采收装置的框图。
如图7所示，该煤层气/煤层一体化采收装置，包括：
建网模块201，建立煤层气/煤层一体化开发井网；
煤层气开采模块202，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
煤层反应模块203，通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
煤层气再开采模块204，将合成气中的CO2注入煤层气层，针对煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
封存模块205，吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
作为优选方案，煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网。
作为优选方案，菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，注入井设置于菱形井网的顶点，产出井设置于菱形井网的内部中心点。
作为优选方案，确定菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据单井控制经济极限储量，计算井距。
作为优选方案，通过公式(1)计算单井控制经济极限储量：
Gg＝Ggm+k×Ggz (1)
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率。
作为优选方案，计算井距包括：
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
作为优选方案，注CO2提高油气藏采收率末期，实施CO2封存，降低CO2排放。
实施例3
本公开提供一种电子设备包括，该电子设备包括：存储器，存储有可执行指令；处理器，处理器运行存储器中的可执行指令，以实现上述煤层气/煤层一体化采收方法。
根据本公开实施例的电子设备包括存储器和处理器。
该存储器用于存储非暂时性计算机可读指令。具体地，存储器可以包括一个或多个计算机程序产品，该计算机程序产品可以包括各种形式的计算机可读存储介质，例如易失性存储器和/或非易失性存储器。该易失性存储器例如可以包括随机存取存储器(RAM)和/或高速缓冲存储器(cache)等。该非易失性存储器例如可以包括只读存储器(ROM)、硬盘、闪存等。
该处理器可以是中央处理单元(CPU)或者具有数据处理能力和/或指令执行能力的其它形式的处理单元，并且可以控制电子设备中的其它组件以执行期望的功能。在本公开的一个实施例中，该处理器用于运行该存储器中存储的该计算机可读指令。
本领域技术人员应能理解，为了解决如何获得良好用户体验效果的技术问题，本实施例中也可以包括诸如通信总线、接口等公知的结构，这些公知的结构也应包含在本公开的保护范围之内。
有关本实施例的详细说明可以参考前述各实施例中的相应说明，在此不再赘述。
实施例4
本公开实施例提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的煤层气/煤层一体化采收方法。
根据本公开实施例的计算机可读存储介质，其上存储有非暂时性计算机可读指令。当该非暂时性计算机可读指令由处理器运行时，执行前述的本公开各实施例方法的全部或部分步骤。
上述计算机可读存储介质包括但不限于：光存储介质(例如：CD－ROM和DVD)、磁光存储介质(例如：MO)、磁存储介质(例如：磁带或移动硬盘)、具有内置的可重写非易失性存储器的媒体(例如：存储卡)和具有内置ROM的媒体(例如：ROM盒)。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (6)
1.一种煤层气/煤层一体化采收方法，其特征在于，包括：
建立煤层气/煤层一体化开发井网；
针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
将所述合成气中的CO2注入所述煤层气层，针对所述煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
所述吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2；
其中，所述煤层气/煤层一体化开发井网为菱形井网；
其中，确定所述菱形井网的井距包括：
计算单井控制经济极限储量；
根据所述单井控制经济极限储量，计算井距；
其中，通过公式（1）计算单井控制经济极限储量：
（1）
其中，Gg为单井控制经济极限储量，Ggm为单井控制煤层气经济极限储量，，Ggz为单井控制煤制气经济极限储量，，k为单位面积煤层气及煤制气储层叠合率，C1为单井钻井和气建合计成本，C2为气井改造为煤制气井折算为当前投资成本，P1为煤层气单井年平均采气操作费用，T1为煤层气开采年限，P2为煤制气单井年平均采气操作费用，T2为煤制气开采年限，Ag为煤层气售价，Agz为煤制气售价，Erm为煤层气开采采收率，Erz为煤制气开采采收率；
其中，计算井距包括：
（2）
（3）
其中，F为资源丰度，Dx、Dy为菱形井网长轴、短轴，θ为菱形井网夹角。
2.根据权利要求1所述的煤层气/煤层一体化采收方法，其中，所述菱形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，所述注入井设置于所述菱形井网的顶点，所述产出井设置于所述菱形井网的内部中心点。
3.根据权利要求1所述的煤层气/煤层一体化采收方法，其中，还包括：
将所述合成气中的CO2注入油藏或气藏中，提高油气藏采收率。
4.一种煤层气/煤层一体化采收装置，应用权利要求1-3中任一项所述的煤层气/煤层一体化采收方法，其特征在于，包括：
建网模块，建立煤层气/煤层一体化开发井网；
煤层气开采模块，针对煤层气层的煤层气进行衰竭式开采；
煤层反应模块，通过注入井注入气化剂至地下深煤层，与煤层进行就地燃烧反应，合成气从产出井产出；
煤层气再开采模块，将所述合成气中的CO2注入所述煤层气层，针对所述煤层气层的吸附气进行解吸附式开采；
封存模块，所述吸附气开采完成后，将一体化开发井网封井，封存CO2。
5.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：
存储器，存储有可执行指令；
处理器，所述处理器运行所述存储器中的所述可执行指令，以实现权利要求1-3中任一项所述的煤层气/煤层一体化采收方法。
6.一种计算机可读存储介质，其特征在于，该计算机可读存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-3中任一项所述的煤层气/煤层一体化采收方法。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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