松南气田火山岩气藏产水特征和控水策略

基于天然气单次闪蒸实验、气藏水化验分析两种方法,区分松辽盆地松南气田气井产水类型;结合气藏精细描述,分析不同气井的产水机理;进一步利用数值模拟,探索火山岩气藏控水策略。松南气田产水可分为凝析水和地层水两种类型,构造高部位火山机构气井产凝析水,构造低部位火山机构气井产地层水。断层引起的底水上窜是造成构造高部位钻井产少量地层水的主要原因。通过数值模拟发现,采气速度越高,边底水锥进越快。松南气田火山岩气藏最优采气速度约在3.6%。根据高部位高配、低部位低配的控水原则,明确了不同类型、不同构造部位火山岩气井合理产量,可有效控制火山岩气井出水,实现气藏稳产。     

有效应力对裂缝型低渗透砂岩油藏压力响应的影响

为了研究裂缝孔隙型低渗油藏中流体在双重介质之间的渗流规律及其影响,建立了双重介质间流体窜流的数学模型,并利用拉氏变换数值反演方法给出近似解析解;通过数值计算,研究窜流压力的动态特征,分析储容系数及窜流系数对压力响应的影响;通过压敏试验研究了有效应力对双重介质低渗油藏渗流能力的影响。研究结果表明：储容系数主要决定双重介质之间发生窜流现象的早晚,储容系数越大,发生窜流的时间越晚;储容系数越小,发生窜流的时间越早。窜流系数主要决定双重介质之间发生窜流压力的大小,窜流系数越大,发生窜流的压力越小;窜流系数越小,发生窜流的压力越大。有效应力对裂缝型低渗透油藏的渗流能力影响很大,有效应力的增加能够大大降低裂缝型油藏渗透率和孔隙度,以致降低储层的储容系数和窜流系数,从而影响双重介质间窜流压力的动态特征。因此,在裂缝型低渗透砂岩油藏开采中,保持压力、防止储层伤害是非常重要的。     

杭州湾富浅层气区工程超前排气井井距优化研究

对遭遇浅层气灾害地质的工程,一般防治措施多为建设前期布设超前排气井进行控制性排气。深入了解排气过程中气藏内部的气水运移规律,对于排气井井距的设计和高效率排气有重要意义。基于非饱和土两相渗流原理和杭州湾富浅层气区的典型概化地质模型,利用数值模拟方法研究了有控排气条件下气藏内部气水界面运移过程,探讨了影响超前排气井布设的因素,提出一种井距优化方法,并在实际工程中应用。结果表明：不同井口排气速率下,气藏内部气水分布形态与气体排放效果显著不同;工程超前排气井井距的设置可以淹井时间最长和剩余气藏厚度最小进行优化;原始气藏压力是影响井距优化的最显著因素,而储气层下部渗水系数、气藏厚度等并不影响最优井距的确定;调节井距对改善竖向排气井的排气效果随原始气藏压力系数减小而减弱;原始气藏压力系数大,井距适当减小,反之,可适度增加;对于气藏压力系数小的工程,建议发展水平排气井布设技术,以改善排气效果。此外,工程超前排气井的井距设置还应考虑与建(构)筑物的合理安全距离,达到高效、安全和避免投资浪费的目的。     

高阶煤煤层气井稳产时间预测方法及应用

煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄?郑庄区块不同井型的大量生产数据,明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念,提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明,煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产,稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式,基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间,误差仅为?8.30%~8.03%。稳产时间的影响因素较多,第一,稳产流压损耗系数越大稳产时间越短,稳产流压损耗系数与解吸压力成反比,与提产流压损耗系数成正比,提产流压损耗系数控制在0.006 5 d?1以下利于长期稳产;第二,开始稳产时刻,井底流压越高、稳产时间越长,应该高压提产、高压稳产;第三,对不同的煤层气井,稳产气量高,稳产时间不一定短,需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测,进而可确定合理的稳产气量。      

四川合兴场底水气藏排中小学采气数值模拟研究

针对四川合兴场须二底水气藏目前开采中的主要问题，应用双重介质三维二相模型，借助于排水采气的单井处理技术，进行了排水采气的数值模拟研究，根据17个排水方案的模拟计算结果，分析了双重介质底水气藏的水侵规律，推荐了科学合理的排水方案，对气井的复活或延长气井和气藏的开采期，提高采出程度均具有重要的指导意义。     

缝洞型油藏井钻遇大尺度部分充填溶洞数学模型

缝洞型油藏不同介质间流体窜流的研究对于大尺度溶洞中原油是否能够得到有效开发具有重大意义.基于缝洞型油藏大尺度溶洞充填特征,建立了井钻遇大尺度部分充填溶洞数学模型,采用Laplace变换和Stehfest数值反演,分别得到了基岩-溶洞未充填区域窜流量、溶洞充填区域-溶洞未充填区域窜流量和大尺度溶洞无因次流量,并分析了不同参数对窜流特征曲线的影响.研究结果表明:流体窜流过程可划分为4个流动阶段,流动前期和中前期主要为基质中流体向溶洞未充填部分窜流;流动中后期和后期主要为溶洞充填物流体向溶洞未充填部分窜流.在流动前期,基质和未充填溶洞间流体交换对部分充填溶洞流量贡献较大;而流动后期,溶洞充填物和未充填溶洞间流体交换对部分充填溶洞流量贡献较大.重力会导致溶洞充填物-溶洞未充填部分窜流量减小,而基质-溶洞未充填部分窜流不受到重力影响.溶洞充填程度、溶洞未充填部分和基质系统能量等因素对窜流特征曲线具有重大的影响.研究方法和结果对合理分析缝洞型油藏大尺度溶洞流动特征具有一定的指导意义.      

缝洞型底水气藏水平井水侵动态数学模型与影响因素研究

在含有底水的气藏开发过程中,随着气体的采出,气井井底压力逐渐降低,底水会发生向上锥进的现象,严重影响产气。因此若能预先求得气井水侵动态,这对于开发底水气藏具有重要的意义。同时,与常规底水气藏不同,缝洞型底水气藏呈现出三重介质的特性,溶洞和天然裂缝较发育,其非均质性较强,气体渗流的过程更为复杂。通过采用渗透率变异处理储层中裂缝、溶洞的发育,考虑到裂缝和溶洞的存在仅改变了储集层的渗透率,同时在均质底水气藏水平井水锥动态计算方法的基础上,利用渗透率变异理论建立了缝洞型底水气藏临界产量和水锥突破时间公式,并对其影响因素进行了分析。根据所得公式可以近似求解缝洞型底水气藏中水平井的临界产量、见水时间以及见水位置,可用来指导实际缝洞型储层水平井的合理开发,延缓开发过程中底水锥进,延长见水时间,同时还可以确定见水位置为后续压锥及堵水调剖的实施提供依据。通过建立的数值模拟模型以及实际生产数据,验证了本方法研究的可靠性,数值模拟结果从直观上展示了缝洞型底水气藏水平井水锥研究的正确性。     

库车坳陷克深8气藏双重介质储层属性建模

正克深8气藏位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带上,是克深大气田的众多高效气藏之一(江同文等,2016),天然气地质储量约1600亿方,主要含气层系为下白垩统巴什基奇克组的致密砂岩,埋深大于6700 m,自上而下可划分为3个岩性段。岩芯、成像测井及开发资料表明构造裂缝是控制该气藏高产的重要因素,基质孔隙是控制该气藏稳产的重要因素,属于典型的超深层裂缝-孔隙型双重介质致密砂岩储层。系统开展克深8气藏双重介质储     

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。      

压裂煤储层气水两相流模型及煤层气产量分析

水力压裂是促使煤层气增产的关键技术,研究压裂煤储层中的气水两相流特征具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块2 000m以深的8号煤层为研究对象,建立了研究区COMSOL软件下的模拟模型,基于储层物性参数和煤层气井排采参数,得到了与实际产量较接近的日产气量和日产水量。研究表明,排采过程中储层压降范围是以井口为中心,从压裂区逐渐向未压裂区扩展的近似椭圆形区域,椭圆长短轴分别沿水力压裂区域的长短边方向,压裂区压降速度远大于未压裂区。压裂区大小和井底流压变化特征对煤层气井产量产生重要影响,扩大压裂区有利于煤层气井稳产阶段日产气量提升;排采阶段井底流压的大幅波动和台阶式下沉会导致煤层气井后期产量的下降。     

煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,提出了煤层气流压回升型不正常井起因,通过理论研究和现场数据分析,明确煤层气井流压回升对储层伤害机理,提出流压回升对储层伤害程度评价方法及治理对策。研究结果表明:煤层气井煤没度增加导致套压降低,套压下降速率越快,则井底流压下降越快;煤没度增加速率过快的煤层气井,其井底流压回升对储层伤害严重,导致气体产出阻力增加,部分气体被毛细管压力封堵在孔隙中,难以产出。流压回升伤害指数可以表征流压回升导致储层伤害程度,抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水量小于煤层向井筒供水量是井底流压回升的主要原因,其治理措施可通过液压冲洗清除固定凡尔煤粉,通过机械振动清除游动凡尔煤粉,通过恒沉没防气锁工艺与煤层气井间断抽水工艺相结合措施治理气锁。      

卸压区不同钻孔长度抽采条件下瓦斯运移特性试验

研究抽采过程中瓦斯运移特性有助于了解抽采气体来源、不同位置对抽采效果的贡献及抽采降压规律,为合理确定抽采时间、设计抽采位置和钻孔长度等提供依据。利用自主研发的多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统,开展了卸压区不同钻孔长度条件下瓦斯抽采的物理模拟试验,分析了抽采过程中煤层瓦斯运移相对速度和方向特征。研究结果表明：抽采前期和钻孔周围区域分别是抽采量主要贡献时期和区域,瓦斯压力梯度大,流动快。卸压区瓦斯流动相对速度最快,应力集中区使得瓦斯相对流动速度衰减加速,且对原始区的瓦斯流动形成一道屏障,使其相对流动速度趋于0。随着抽采时间的增加,瓦斯相对流动速度逐渐衰减,对于瓦斯运移方向而言,抽采一旦开始便在煤层中形成了较为固定的运移通道,但在抽采后期和钻孔深部区域,由于瓦斯压力梯度小,流动缓慢,运移方向的不稳定性增强。而随着钻孔长度增加,卸压区内瓦斯相对流动速度表现出增大的趋势,因此,适当增大卸压区钻孔长度将有利于现场瓦斯开采。     

煤层气藏水平井渗流规律与压力动态分析

通过气体拟压力代替Langmuir吸附公式中的压力,得到了煤层气藏水平井拟稳态渗流的数学模型。采用积分变换和分离变量等方法求解了数学模型,给出了Laplace变换空间解。绘制并分析了吸附因子、储容比、窜流系数和渗透率模数对典型曲线的影响。通过分析指出,拟稳态流的双对数压力导数曲线会出现明显的“V”形曲线,并且储容比和煤层气吸附系数主要影响“V”形曲线的深浅,而窜流系数主要影响“V”形曲线出现时间的早晚。渗透率变异系数主要影响典型曲线的晚期形态,而对早期形态没有影响。      

大直径双钻孔强化抽采瓦斯效应及效果分析

为探讨大直径双钻孔强化抽采瓦斯效应,以山西石泉煤矿30110回采工作面为对象,利用RFPA2D-Gas建立不同直径单孔和双?350 mm钻孔的数值模型,分析了钻孔周围煤体的应力分布、损伤破裂、透气性演化及瓦斯运移规律,并对双?350 mm钻孔抽采效果进行了考察验证。模拟结果表明:?100、?250、?350和双?350 mm钻孔卸压半径分别为0.25、0.9、1.2、2.2 m;?250、?350和双?350 mm钻孔周边煤体损伤破坏以蝴蝶展翅形态向钻孔上方两侧延展;双?350 mm钻孔上方1.5 m处煤体透气性系数可由0.25 m2/(MPa2·d)增至240 m2/(MPa2·d);瓦斯运移速率随钻孔直径增加而增大,在抽采过程中逐渐降低,当煤体破裂时会有一定幅度增加。现场考察结果显示双?350 mm钻孔可利用钻孔塌裂强化抽采效果,抽采半径为2 m,流量可达?100 mm钻孔的21倍,抽采总量为?100 mm钻孔的10倍以上,甚至可达到40倍。      

井底应力场对气体钻井井斜的影响

建立了油气井钻井过程中的井底力学模型,该力学模型考虑了井眼内压力、岩石节理、井眼深度、地应力、岩石材料特性、井眼直径等影响因素,并讨论了各个因素对井底应力场的影响,阐明了气体钻井时井底应力场分布变化对井眼井斜的影响。气体钻井时井眼内的压力远小于井眼周围的围压,井底会出现很大的拉应力,岩石容易破坏,因此,气体钻井时钻井速度远远大于钻井液钻井,但拉应力越大,井眼与岩石节理面交接处产生的应力集中越大,应力集中处岩石更容易破坏,也更易产生井斜。气体钻井时井底的应力状态对地层倾角、材料特性、井眼直径、井眼深度及初始地应力的变化较钻井液钻井时更敏感。     

高含硫气藏非稳态水平井产量预测模型研究

元素硫从含硫天然气中析出沉降会影响流体流动,常规的水平井产量预测模型无法用于高含硫气藏水平井非稳态产量预测。本文基于非稳态椭圆流理论,耦合基质内的椭圆流动和裂缝内的非达西流动,考虑元素硫沉积及缝间干扰效应的影响,建立了适用于酸化水平井与酸压水平井的非稳态产量预测模型。分析了硫沉积对渗透率、孔隙度的影响,计算了不同裂缝参数对产能的影响,该模型适用于变井底流压生产条件。计算结果表明：科学准确的元素硫溶解度模型能较好地预测高含硫气藏水平井产量。酸压改造后缝间干扰现象会降低气井产能,且随着时间逐渐增强。硫沉积会降低储层渗透率和孔隙度,使得产量下降。增大裂缝导流能力,增加裂缝半长或者裂缝数量都能有效提高水平井产量,与裂缝导流能力相比,裂缝半长和裂缝数量对产量的影响更大。     

煤层气井越流补给的判识方法

排水降压是煤层气开发的技术依据,及时判别煤层气井是否存在越流补给,将关乎到排采工作制度的制定和产气量预测。通过煤层气井不同排采阶段的实际产水量与理论值的比较,并结合套压、井底流压、动液面和产气量的变化特征,能够快速判识越流补给。若煤层气井实际产水量明显高于理论值,且开始产气时动液面上升后不再下降,产气量和套压保持在较低水平,则认为该井存在越流补给。在此基础上,根据动液面、套压和产气量特征划分越流补给井类型,确定合理的后续排采制度。通过分析沁水盆地煤层气井的排采数据,验证了越流补给井及类型的快速识别方法。      

顺煤层瓦斯抽采钻孔封孔新工艺

瓦斯抽采效果在很大程度上取决于封孔方法和封孔质量。针对祁南矿原有封孔工艺封孔深度不够和材料本身的弱点,对钻孔封孔原有的工艺进行了改进。通过增加封孔深度、采用新式封孔材料等,避免了短路风流,减轻封孔管路中负压的消耗,并使抽采瓦斯的体积浓度提高了25%~50%,提高了生产效益。      

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。