黔西-滇东煤层气地质信息数据库

过去15年内，全国各主要煤层气区块在水平井技术的开发实践中显示出显著差异，需要针对不同地质条件进行技术优化以提升复制性。基于典型案例数据统计分析，研究了井型、井身结构、完井方式、储层强化技术、排采装备及工艺的优化方法。结果表明，井型和井身结构对煤层气开发至关重要，尤其推荐U型和L型水平井。优化井身结构时，应确保水平段井眼光滑，U型井水平段井眼下倾，L型井则需设置沉煤粉“口袋”。根据地应力、煤层埋深和渗透性选择适当的完井方式。排采阶段推荐采用智能化、精细化的排采装备，严格控制排液速率以保证水平井的高效稳产。

寺河井田煤层气井高产区随排采时间推移而扩大，低产区则逐渐缩小，产能区域差异显著。构造、含气性、渗透率是控制产能分布的地质因素，其中含气性与产能分布最为一致，构造通过影响含气性间接控制产能分布，高渗透率区域产能与渗透率显著相关。压裂、储层伤害、井下采掘活动等工程因素也影响产能，尤其是储层伤害和井下采掘活动影响较大。合理规划井上下联合开采时间关系，可优化气井产能。

通过对鄂尔多斯盆地东南缘 26 口煤层气井水压致裂地应力测试数据分析，揭示了该区二叠系山西组2号煤层现今地应力分布规律、储层压力特征及其耦合关系，并探讨了其主控因素。 研究结果表明： 鄂尔多斯盆地东南缘二叠系山西组 2 号煤层破裂压力梯度、闭合压力梯度和煤储层压力梯度的平均值分别为 1.96 MPa/100 m、1.69 MPa/100 m 和 0.71 MPa/100 m。 煤储层最大水平主应力、最小水平主应力和垂直主应力以及储层压力均随煤层埋藏深度增大呈线性规律增高。 在埋深小于 1000 m 的煤储层，地应力状态主要表现为 σv > σhmax > σhmin，最小水平主应力小于 16 MPa，现今地应力处于拉伸应力状态，煤储层有效应力系数 K0 为 0.48，低于油气盆地页岩层中的有效应力系数（K0 = 0.80）。 在埋深大于 1000 m 的煤储层，地应力状态转化为 σhmax ≥ σv ≥ σhmin，最小水平主应力大于 16 MPa，现今地应力转化为挤压应力状态。 鄂尔多斯盆地东南缘现今地应力受华北区域构造应力场控制，最大水平主应力方向主要以 NEE-SWW 方向为特征。 与沁水盆地南部相比，鄂尔多斯盆地东南缘煤储层压力偏低，在相同深度条件下，其煤储层压力要比沁水盆地南部偏低 0.73～0.93 MPa。

为解决煤层强度低、割理发育导致的煤层气井井壁失稳问题，本研究结合现场取样统计分析和扫描电镜等试验手段，对研究区煤岩的宏微观结构、力学强度参数及变形破坏特征进行了深入分析。在此基础上，利用通用离散元数值模拟软件，构建了充分反映煤岩割理结构的模型，探究了影响煤层气井井壁稳定性的关键因素。 研究发现，研究区煤岩割理发育，面割理和端割理近似垂直，呈现网状和树枝状分布。煤岩力学参数离散性强，单轴和三轴压缩试验表明，煤岩应力应变曲线均表现出压密、弹性、屈服和脆性破坏四个阶段。 不考虑渗流作用时，井周最大剪切应力和剪切位移随井底压力的变化趋势一致，均呈现先减小后增大的趋势。此外，井径增大会导致井周剪切位移增大，增加井壁失稳风险。在井径恒定的情况下，割理密度越高，煤层井周块体越容易发生剪切滑落，井眼稳定性越差。 本研究结果可为煤层气井安全高效钻井提供理论依据。

基于煤层气井井斜因素，运用Matlab数值模拟、对比分析和线性回归等方法，探讨了钻孔井眼轨迹、井口侧磨深度与最大井斜方位的差值、最大井斜角度及其深度对井口侧磨的影响。研究结果表明，井口侧磨在与最大井斜方位相反的方向上最为严重，且侧磨深度与最大井斜角度及深度呈现线性相关。针对煤层气井井口磨损问题，必须从钻井防斜措施入手，以根本解决井口侧磨难题。

东软老师授课的案例，特别适合初学者，内容简单易懂，一学即会。

东软医保网络智能监控数据库模型正在通过优化方案进行进一步提升。

第9章讲述了大连东软信息学院计算机系数据库课程组的事务与并发性。

优化栅格数据存储的方式与中国地质大学空间数据库PPT相关联。