沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。      

顾桥井田煤层气井多煤层合采产量影响因素分析

通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。      

煤层气井排采动态主控地质因素分析

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气(CBM)井的排采动态在整体上表现出明显差异,而单一区块内部煤层气井的排采动态也存在较大差异。本文就两个区块的煤系地层沉积相、煤层渗透率、断裂构造、地应力类型和构造应力强度以及顶底板岩性组合类型等因素对排采动态的影响开展对比分析。基于静态地质条件和排采动态资料的综合研究表明:煤系地层沉积相、煤层渗透率、地应力类型和构造应力强度的差异是两个区块煤层气井排采动态差异的主要原因;单一区块内煤层气井的排采动态差异受控于局部断裂构造、地应力类型以及煤层顶底板岩性组合类型等局部因素;在煤层气开发选区和开发井位部署时,应综合考虑资源量、渗透率和多种局部地质因素的共同影响。     

新疆阜康白杨河矿区煤层气排采影响因素与煤层气单井产量的预测

煤层气开发可分为包括地质、选区评价;钻井、压裂开发工程;排采生产三个阶段。在新的煤层气开发区域,由于无法准确、有效的建立煤层气分析模型,因此对新区域"甜点区"以及前期地质、工程施工工作的评价往往需要长时间的排采后,通过分析排采效果才能得出结论,这一时间往往需要1~3 a(不同区块略有不同),这不利于煤层气开发。通过在新疆阜康白杨河矿区煤层气排采研究和生产过程中,分析影响煤层气单井产量的主控因素,利用"有限元"的思想简化等温吸附曲线和煤层气有效排采降压漏斗曲线,对该地区煤层气单井排采有效降压范围进行计算,并对单井产量进行预测和对比。     

大宁?吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

大宁?吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集,体积酸压后试采获得突破,但试采井产能差异大,产能主控因素不明确,严重制约煤层气开发进程。针对大宁?吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井,从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标,运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明:酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素;砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素,可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标;提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度;控制排采速度不超过200 m3/d,以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。      

筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施

四川筠连地区煤层气田开发潜力较好，但大量低产低效井的存在制约了产能提升。为查明低效井成因，针对性地提高煤层气井产能，从地质、工程一体化的角度，结合地质条件并从工程因素出发，剖析高产井与地质因素的耦合关系，揭示地质、排采及工程3个方面影响下的低效井成因，并针对性提出相应的改造措施。结果表明，低效井主要分布在研究区北部、西部，受含气性、断层分布、开采层位、排采节奏及压裂窜井的影响，而高产井主要位于研究区中、南部，其产水量多低于1 m3/d，普遍具有流压低、持续产气时间长、产煤粉量低、矿化度高的特点。综合分析低效井治理效果发现，酸洗效果较好，震荡解堵效果不明显，二次压裂应严格控制施工参数。解决煤层气井低产低效问题，应从井位部署着手，围绕地质-工程-排采一体化开展井位设计和施工，开展有效合理的增产改造措施。      

GIS支持下的沁水煤田南部煤层气综合地质选区

根据对沁水煤田南部地质背景和煤层含气地质因素的研究，筛选出含气量、构造部位、纯煤厚度、储层压力梯度、有效埋藏深度为主要评价因素，在综合地质选区模型上，采用了地理信息系统（GIS）支持下的权重叠加模型和模糊综合评判模型，引入了煤层气可采度作为煤层气区评价（可采性等级区划）的衡量指标，获得了一批表示煤层气可采性的新数据。通过对这些数据进行域的圈定，划分出煤层气可采性有利区、较有利区、不利区三个等级，获得了沁水煤田南部煤层气可采性区划结果。     

煤层气储层产水量的分类和成因分析

利用统计分析、数值模拟手段将煤层气储层按照日产水量的多少分为四种类型,即:日产水量在1 m3以下的为特低产水煤层气储层,日产水量在1~5 m3的为低产水煤层气储层,日产水量在5~20 m3的为中产水煤层气储层,日产水量在20 m3以上的为高产水煤层气储层。深入分析了煤层气储层高产水、低产水的成因,发现含水层富水性与构造条件以及压裂措施是煤层气储层高产水的主要控制因素,煤层气储层物性是煤层气储层低产水的主要控制因素,同时排采模式等也间接影响着煤层气储层的产水量。进一步给出了产气量不理想情况下的高产水、特低产水煤层气储层的开发建议。      

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1 200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1 000 m3;中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×104 mg/L,日产气量500~1 000 m3;而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m3。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。      

晋城地区煤层气井多层合采效果评价

煤层气井多煤层合采效果研究为煤炭安全、井下瓦斯治理、确定开发技术指标、单井配产、合理划分开发层系、煤层气高效开发以及制定中长期煤层气开发规划具有很好的参考价值。以晋城成庄矿区为例,将开发中后期排采效果检验井含气量等数据与邻近井原始含气量进行对比,分析3、9和15煤各煤层含气量在合层排采后的变化特征,以评价排采效果;并结合地质资料及现场排采动态进一步分析影响各煤层排采效果的主控因素。综合分析认为,成庄矿区经过多年地面煤层气多层合采,下部15号煤层比上部3号和9号煤层含气量降低更快。分析其原因认为成庄矿区15号煤层含气量降低较快的主要影响因素包括煤层渗透率、供液能力、储层压力及排采制度等。研究结果为剩余储量预测提供可靠的科学依据。      

低煤阶煤层气井排采初期压降幅度研究

排采制度是影响煤层气井产能的关键因素,尤其对于含气量较低的低煤阶煤层气井。为了确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,通过分析影响黄陇煤田煤储层渗透率变化的基质自调节作用和速敏效应,认为速敏效应是造成该区低煤阶煤储层在排采过程中渗透率变小的主要原因,提出以实验室煤岩心速敏实验数据和实验井生产统计数据为依据确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,得出了研究区煤层气井排采初期的临界压降幅度。     

煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。      

煤层气开发中煤粉产出机理及管控措施

煤粉问题是制约煤层气连续稳定排采的关键因素之一。以韩城煤层气区块为研究区,采用煤层气井现场监测、实验测试分析、物理模拟实验、现场工程应用相结合的方法,从煤粉产出的影响因素及成因、煤粉产出规律及管控措施方面,开展了煤粉产出机理及管控措施的系统研究。研究结果表明:影响煤粉产出的因素分为煤储层物性静态地质因素与煤层气开发动态工程因素两类。指出了不同煤体结构煤产出煤粉的倾向性及特征不同。碎粒煤和糜棱煤产出的煤粉体积分数高,产出煤粉量大。产出煤粉的成分以无机矿物和镜质组为主。在煤层气不同排采阶段,产出煤粉的体积分数和粒度特征具有明显的阶段性变化。在煤粉产出机理研究的基础上,结合煤层气井生产实践,从地质预防、储层改造、设备优选、生产预警、排采控制和工艺治理方面,提出了一套煤粉管控措施体系。应用于韩城区块煤层气井的煤粉管控,取得了良好效果。      

基于三维地质建模技术的煤层气抽采效果评价

三维地质建模可直观、可视化评价煤层气动态抽采效果,为后续开发方案调整提供指导。借助三维地质建模软件,以晋城寺河煤矿西二盘区3号煤层为研究对象,基于寺河煤矿地质、产能数据分析和数值模拟,建立能反映煤层空间几何形态变化、构造特征及煤储层属性参数动态变化的地质模型,实现研究区煤层气抽采效果动态评价。利用构建的三维地质模型开展产气量、储层压力分布、剩余含气量等重要参数的预测,结果表明:寺河煤矿煤层气井不同排采周期预测的平均日产气量逐渐降低,影响范围逐渐扩大;研究区平均储层压力从2010年的1.31 MPa降至2022年的0.60 MPa,较2010年下降54%;研究区平均剩余含气量从2010年的15.70 m3/t降至2022年5.65 m3/t。研究结果可真实、客观地为三维地质模型在煤层气抽采效果评价中的应用提供科学依据。      

松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示

西南地区晚二叠世龙潭组煤层气勘探开发取得较好的成效,该层位弱含水性制约着煤层气的排采。为揭示多煤层合采条件下煤储层的压降特征,以平面径向渗流理论为指导,利用松藻矿区Q1井地质工程数据,基于井底流压、套压、日产水量、日产气量数据的综合分析,建立了纵向上不同储层的井底流压数学模型,并分析不同储层的压降特征。研究表明:M₆、M₇、M₈煤层的初始产气时间分别为45d、162d、217d;储层压力和渗透率控制储层供液能力,导致压降效果随层位的降低而降低;储层临界解吸压力相差较大（4.07 MPa）和日产水量低（0.23 m3）影响多煤层的合采效果。加强选层综合研究、产水特征分析和注水时机研究,开展递进排采相关工艺设备研发和工程探索是弱含水煤层群合采的重要工作方向。      

鸡西盆地梨树煤矿地面煤层气开发井网部署优化研究

为优化地面煤层气开发井网部署,以梨树煤矿煤层气地面垂直压裂井为例,利用数值模拟软件(CBM-SIM)对其生产数据进行历史拟合,修正煤储层参数,建立地质模型。在此基础上,设计了300 m×250 m、250 m×200 m、200 m×200 m三种煤层气开发井间距,进行了产能预测及采收率计算。考虑到煤矿区不同区域地面煤层气开发目的不同,从煤层气井产能与经济两个方面,优化了研究区内地面煤层气开发井网部署。研究表明:1区内井网布置形式采用矩形法,考虑到构造、煤田钻孔及地形地貌因素,局部可采用不规则井网。2区内煤矿开拓准备区采用200m×200 m的井间距,排采5 a,累计产量200.43×10~4m~3,采收率达51.28%;煤矿规划区采用300 m×250 m的井间距,排采15 a,累计产量422.64×10~4m~3,采收率达48.94%。     

煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施

排采管控方法对煤层气储层动态渗透率具有显著影响。基于煤层气井不同排采阶段渗透率的主控因素，以提高和改善渗透率为目标，提出了针对性的排采对策。井底流压大于原始储层压力时，降压速度为0.03~0.05 MPa/d，可降低压裂液和速敏伤害；井底流压在原始地层压力和解吸压力之间时，以小于0.03 MPa/d的速度降压，避免加剧储层"渗透率漏斗"；在解吸压力以上0.2~0.3 MPa时开始以0.01 MPa/d速度降压，在解吸压力附近稳压排水30 d，解吸后套压控制在0.2~0.3 MPa左右，避免两相流造成的水相渗透率下降；提产段通过变速提产强化基质收缩作用改善储层渗透率；稳产段主要通过单位压降增产量来确定合理的稳产产量，实现煤层气井长期高产稳产。现场试验表明，该方法取得了较好的应用效果。      

六盘水地区煤层气井合层排采实践与认识

为了提高煤层气井合层排采效果，需要合理划分排采阶段并制定与之对应的管控措施。基于贵州六盘水地区以往煤层气勘查与试采工作，分析该区二叠系龙潭组煤层气地质条件和煤储层特征，对比分析两口煤层气井合层排采管控制度及其效果。结果表明:研究区具有煤层层数多、单层厚度薄、含气量高、储层压力大、煤层渗透率低、局部构造煤发育等煤层气地质特点，使煤层气井排采过程中压敏效应和贾敏效应较明显，储层伤害较严重，煤层气井高产时间较短，产气量较低。应该优选厚度较大、含气性好的原生结构煤层或煤组进行射孔压裂。在合层排采过程中，对排采阶段进行合理划分，并根据排采阶段控制流压、套压、流压降幅、套压降幅和液面高度等参数，可有效减小压敏效应、贾敏效应、速敏效应等储层伤害。合理的合层排采管控有助于实现控制产气量稳定平稳上升、煤层气井长期稳产与高产的目标。      

陕北三叠纪煤田蟠龙至高家屯勘查区煤层气赋存规律研究

煤层气的富集规律受多种地质因素的影响。在分析蟠龙至高家屯勘查区煤层气地质特征的基础上,从埋深,顶板岩性,水文地质三个方面探讨了研究区煤层气富集规律。研究表明,研究区瓦窑堡组含有效煤层三层,分别为5号煤、3号煤和3~(-1)号煤,煤层以薄煤层为主,埋藏较浅,R_(o,max)平均0.78%,生烃能力较强。研究区煤层气平均含气量为0.470m~3/t,含气量较低。三叠世晚期印支运动和早白垩世燕山运动使煤系抬升造成煤层气逸散是影响研究区煤层气含气量低的关键因素。蟠龙至高家屯勘查区煤层气富集主要受埋深和水文地质条件影响。研究区煤层气含气饱和度低,致使煤层顶板岩性对煤层气富集影响不明显。     

河东煤田三交区块水文地质条件控气的正负耦合效应

煤层气的开采受多种地质因素的影响,不同区块的主控因素各不相同.山西河东煤田三交区块构造简单,煤岩渗透率和临储比相对其他区块较优,含气性良好,是煤层气开采的优势区块,但是区内不同气井产气量却相差很大.结合现场排采井采出水的水质分析实验与stiff图解法,综合分析各种地质因素,认为水文条件是该区块控气的主要因素,且水文地质控气存在着正负效应耦合的特殊性,合理分析水文地质特征是成功开采煤层气的关键所在.