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。      

贵州织金地区煤层气合采开发实践与认识

贵州省是薄至中厚煤层群发育的典型地区,煤层数量多、厚度薄、渗透率低、地应力高、压力系统多层叠置等资源禀赋特征导致国内外主流煤层气开发工艺技术本土化困难,煤层气资源难以动用。多、薄煤层煤层气地质特征的特殊性决定了煤层气开发技术的明显选择性,多煤层合采成为该地区煤层气资源高效开发利用的必由之路。2009年至今,中石化华东油气分公司在贵州织金区块陆续完成23口合采煤层气井的部署工作,实现了单井最大日产气量达5 000 m3、试验井组(10口直井)单井平均日产气量超1 000 m3的突破。对此,基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践,系统分析了该地区多、薄煤层煤层气成藏地质条件,归纳总结了开发关键工艺的地质适用性,从地质选层、开发模式及排采管控等方面取得以下认识:(1) 建立了合采产层优化判别方法,明确了以珠藏次向斜III煤组20、23、27、30号煤层为主的最优层位组合关系;(2) 形成了定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式;(3) 制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的的精细化排采管控制度。研究成果有助于促进该区域的多煤层煤层气开发,对贵州省煤层气高效开发具有重要的参考价值。      

鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气老井挖潜技术及应用

综合运用地质、压裂及排采动态等资料研究了韩城区块部分煤层气井低产原因,认为储层物性差、断层影响含气量和含气饱和度、多层开采临近水层被压裂沟通、开发井网不完善、越流补给导致储层不能有效降压、局部构造煤发育使煤层压裂造缝难度大并且排采煤粉堵塞渗流通道是造成煤层气井低产的主要因素。通过技术攻关,形成了跨层压裂、封层堵水、酸化解堵、修井工艺优化、加大排采强度等针对性的老井挖潜技术。通过现场试验表明,系列挖潜技术在韩城区块现场应用效果显著,有效提高了单井产气量,对该区块及其他类似地质条件区块的煤层气开发具有一定指导作用。      

樊庄区块煤层气井产气特征及控制因素

在对樊庄区块大量煤层气生产和地质资料研究基础上,总结了煤层气井产气规律,从地质、工程两个方面探讨了影响气井产能的主要因素,据此提出了合理化的排采建议。研究认为:与中、低阶煤相比,高阶煤储层结构的特殊性(连通孔隙、割理不发育)造就了气产量稳定阶段,高峰过后存在一个明显的降低现象;地质因素对产能的控制主要体现在构造部位上,复向斜构造的次级背斜核部或构造线方向的各种构造交接部位是煤层气开发气井部署的有利区域;工程因素则重点体现在排采措施上,尤其是降压初期的排采控制,该区排采初期液面下降应控制在2~6 m/d,排水泵量控制在1.5~4 m~3/d,最大排水泵量控制在5~10 m~3/d。     

煤层气地质工程一体化平台的建设构想

基于国内煤层气井产量普遍较低,煤层气行业地质研究与工程脱节较严重的实际情况,迫切需要引入地质工程一体化思路,有助于形成科学的工程决策。提出煤层气地质工程一体化平台的理论构想,规划设计平台的业务架构与功能架构,集成Petrel地质建模、Compass钻完井设计、MFrac压裂设计、CBM-SIM储层数值模拟等各类专业软件工具,建立地质工程一体化共享数据库、产气贡献监测平台和智能排采远程控制平台,固化标准的地质工程一体化技术工作流程,并建立相应的专业知识库。通过平台的建设打通煤层气勘探开发上下游的专业壁垒,实现全流程数据与成果共享,打造集煤层气开发的地质评价、工程设计优化、数据共享于一体的服务平台。以煤储层三维地质模型为基础,开展地质及煤储层综合评价研究,对钻井、固井、压裂、排采等工程作业方案进行设计及动态优化,集成气井产气贡献监测和智能排采远程控制系统,实现煤层气地质工程一体化和项目全生命周期管理,同时可以减少重复工作量,提高煤层气勘探开发工程效率和气井产量,实现降本增效。      

云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨

云南恩洪区块属于多薄煤层发育区,煤层气资源丰富,但勘探开发程度较低。以恩洪区块煤层气井资料为基础,分析了前期单井产气量低的原因,探讨了多煤层合采的必要性及开发层系划分方式和单井开发潜力,进而结合流体可动性和国外煤层气开发经验,提出适合恩洪区块的煤层气开发方式。研究表明:恩洪区块单煤层资源丰度较低,前期煤层气井动用的资源不足是产气量低的重要原因;恩洪区块单井多煤层合采动用储量多,单井合采尽可能多的厚度大于0.5 m的原生-碎裂结构煤层是提高单井产气量的有效方式;恩洪区块煤层气吸附时间短,扩散能力强,但受地应力强度大、非均质性强和煤体结构复杂影响,渗透率较低且空间变化剧烈;分段压裂适合恩洪区块多薄煤层和弱含水的煤系地层特点,多煤层合采可依据煤层垂向上分布特点合理划分开发层系进行分段压裂合层排采,进行排水阶段缓降液面-见套压后憋压-稳产期稳压,之后缓慢降压的排采措施,最后形成各组整体降压提高产量。      

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。      

煤矿采动条件下煤层气储层模型及应用

煤矿区煤层气开发受煤矿采动影响,为实现煤矿采动条件下煤层气井产能数值模拟,抽象概化了采动条件下煤层气开发的地质模型,构建了采动条件下煤层气储层的数学模型,并通过对CBM-SIM软件二次开发,实现了采动条件下煤层气储层的数值模拟。在建模和数值解算软件开发中,基于采动离层量变化曲线公式构建了采动条件下储层渗透率变化曲线公式,利用采动井水位变化规律构建了储层漏失水量变化公式,利用时间卡机制解决了煤储层渗透率及漏失水量的动态求解和循环迭代过程中作为系数和边界条件的调用赋值,实现了渗透率随采动影响的动态变化、储层水漏失降压和储层产气的耦合解算。应用开发的软件对淮南矿区某矿采动条件下煤层气抽采井生产数据进行历史拟合和产量模拟应用,预测煤层气产量曲线与实际生产曲线基本一致,判定系数达到0.92。      

基于产生式系统的煤层气井排采异常识别技术

煤层气井排采过程中易出现排采异常的问题,研究煤层气井排采异常识别对煤层气高效开发具有重要意义。总结了煤层气井常见排采异常类型,并选取了压力、产量、冲次、电流4个参数作为特征参数,基于模拟人类思维方式的产生式专家系统,通过分析4个特征参数与生产状态的对应关系,构建了12个煤层气井常见的产生式规则,并采用正向推理的方式设计了推理机,实现了煤层气井常见排采异常类型的有效识别。实例表明,用产生式规则推理技术来识别煤层气井排采异常类型,具有过程简单、结论准确的优点。      

贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术

贵州对江南井田煤层气开发进展缓慢,通过前期勘探阶段实践,该区块存在的主要问题是钻井效率低、固井漏失严重、压裂改造周期长,单井产量低,客观评价井田煤层气地质特征及开发技术对后续煤层气的开发至关重要。通过对井田煤层厚度、煤体结构、储层压力、含气量、渗透性等方面进行了系统研究,结合井田以往钻井、压裂及排采实践,提出了井田煤层气开发以定向井为主,在M18煤层构造简单、煤体结构好、含气量高、煤层稳定且厚度大于3 m的区域,宜采用水平井的开发方式,在M25和M29煤,M78和M79煤构造简单、含气量高、煤层稳定且层间距小于5 m的区域,宜采用层间水平井的开发技术,漏失井段宜采用空气潜孔锤快速钻进技术,非漏失井段宜采用螺杆复合钻进技术,固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式,直井和定向井压裂宜采用复合桥塞层组多级压裂,水平井宜采用油管拖动水力喷砂射孔压裂技术,排采宜采用合层排采+分层控压技术,形成一套适宜于对江南井田地形地质条件下的煤层气开发技术,为今后研究区大规模煤层气商业开发提供参考。      

中高煤阶煤层气井产量递减类型及控制因素——以晋城和韩城矿区为例

通过对晋城、韩城矿区煤层气井生产动态资料的分析和研究,认为煤层气井产量递减具有指数递减、调和递减、复合递减、突变递减和周期性递减等5种类型;而影响煤层气产量和递减类型的主要因素是边界条件、煤层气吸附特性、煤储层渗透率、解吸过程中的渗透率反弹、井间干扰、层间干扰和排采制度。研究还显示,通过对煤储层进行二次压裂、合理布设井网、合理调整排采制度、低产合采井选择性封层、准确把握合适的合采时机以及实施侧钻技术,有利于恢复和提高煤层气单井产量,延缓产量递减期,减缓递减速度,使递减类型趋向双曲线或调和递减类型,从而提高煤层气最终采收率。      

用典型曲线计算煤层气资源量

参考先进能源公司(ARI)2002年关于粉河盆地煤层气资源评价的研究报告,结合煤层气地质学和煤层气开发理论,提出了一种计算煤层气可采资源量的方法,即使用煤层气典型生产井的产量预测曲线,通过"极限产量"截尾"的方法,计算一评价单元的煤层气可采资源量.并给出了该方法的使用步骤、优点及局限性.     

新疆深部煤层气资源勘探潜力

美国已取得深部煤层气的商业化开发,国内深部煤层气开发也显示出较好产气潜力,近年来,新疆煤层气勘查开发逐步向深部扩展。新疆埋深1 000~2 000 m煤层气资源量大,占总资源量的69.74%,深部煤层气勘查成果显著,昭示出广阔的勘探开发前景。从新疆煤炭火烧区分布广、煤层倾角大、低阶煤、低地温梯度、"三气"共采等方面探讨了新疆深部煤层气开发的必要性和有利条件,提出了要规模开发新疆深部煤层气急需要解决深部煤层气地质理论、储层改造技术、排采技术、"三气"共采等理论和开发技术难题。在深部煤层气地质理论和开发技术的不断探索和进步下,深部煤层气将成为未来新疆煤层气开发的重点领域。     

关于煤层气排采动态变化机制的新认识

对于影响煤层气排采动态的几个基本地质问题,从新的视角进行了分析。在此基础上,基于沁水盆地南缘寺河区块3号煤层上覆含水层的水文地质条件和岩石物理性质,模拟了煤层气井排采过程中储层压力降漏斗的大小,求出了储层压力降漏斗影响下煤层气解吸、产出的量值,得到的模拟排采曲线与实际排采曲线变化趋势吻合较好。本文认为,煤层中只有少量束缚水和一些重力水;煤层气井压裂增产形成的压裂缝使得煤层与顶板以上的含水层相互贯通,煤层气排采时抽排的地下水实际上应是煤层顶板上方含水层的承压水;抽水形成承压水头降落漏斗(即储层压力降漏斗),其影响范围内的煤层气得到不同程度的解吸和释放,这就是煤层气排采的动力学机制。     

沁水盆地柿庄南区块煤层气井储层压降类型及排采控制分析

为了充分认识柿庄南区块煤层气井储层压力变化特征及其对煤层气井产量的影响,基于对柿庄南区块储层地质参数的分析及实际生产数据的剖析,对不同类型生产井的储层压降类型进行分析归类,并结合排采异常井对气井低产原因、排采控制方法及储层敏感效应进行具体分析。结果表明:柿庄南区块煤层气井储层压降可分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型,其中快速下降型井更有利于煤层气高产稳产,但若降压速率超过快速下降型井的最大降压速率反而会使储层受到压敏、速敏效应,降低储层渗透率,同时导致压降漏斗扩展受限,最终抑制煤层气井达到高产稳产。      

煤层气田老井网立体开发方式探讨

为提高煤层气开发区块储量动用程度,当单井产量进入递减期后,需进行开发方案调整,通过调层或补层等措施实现增产稳产。在时间上,认为投产时应优先开发主力煤层,待进入递减期后,对次主力煤层进行补层合采;在空间上,结合开发动态,利用层次分析法,确定影响产量的主控指标及其权重,再对不同煤层求取各指标差值,归一化处理后精细确定井区的主力煤层分布特征;通过对地质储量与采出气量进行网格化处理,求取剩余储量分布特征,最终通过主力煤层分布与对应的剩余储量分布的叠加,确定最佳的开发顺序;并针对不同的开发顺序优化压裂和排采工艺。提出的煤层气老井网内立体开发方式,在樊庄区块郑村井区已取得好的应用效果,提高了煤层气采收率,实现了区块长期稳产,对多煤层发育的区块,该技术具有推广借鉴意义。移动阅读      

煤矿区地面煤层气抽采效果评价方法探讨——以寺河煤矿某区块为例

评价煤矿区地面煤层气抽采的效果,可为煤层气后续开发和矿井开采设计提供技术依据。通过分析目前地面煤层气抽采效果评价现状,结合煤层气资源开发和煤矿安全生产对煤层气抽采效果评价的需要,提出了以煤层气含量降低率和煤层剩余气含量作为评价指标、以煤储层地质条件相近为评价单元划分原则,并在评价单元内实施一定数量检测井实测煤层剩余气含量的煤矿区地面煤层气抽采效果检测与评价方法。在煤储层地质条件划分的前提下,还提出了以煤层气含量降低率和煤层剩余气含量结果为划分依据的煤矿区地面煤层气抽采效果分级方法供探讨。该方法在晋城寺河矿某区块的应用,一定程度上证明了该套煤矿区地面煤层气抽采效果评价方法的合理性和可操作性。      

煤层气单井排采水压传播动态研究

以泰斯公式为基础,通过修正与概化煤层气单井排采的产水量,将煤层视为含水层,建立煤层气单井排采水压传播数值模型。以沁水盆地ZX井为例,利用建立的模型计算排采过程中水压传播范围,并采用COMET3数值模拟软件模拟ZX井排采过程中的压力传播动态,对比二者结果,认为建立的煤层气单井排采水压传播数值模型计算结果可靠,方法较为合理。     

韩城地区煤层气多层合采开发效果评价

单一煤层的煤层气资源丰度通常都比较低,且各向异性特征显著,为了提高单井产能,常把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以合采的方式进行开发。通过理论分析层间差异下的多层合采煤层气井开发动态,并基于韩城地区3号、5号和11号煤储层特征,经过分析该地区煤层气多层合采井的排采实例,对多层合采井的开发效果进行了评价。结果表明:低丰度煤层气藏的开发宜采用多层合采方式进行,但需注意多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出问题,应在生产过程中调整措施。      

柳林地区煤层气开采动态及单井产量主控因素分析

柳林地区是我国煤层气勘探开发的热点地区之一,初步实现了煤层气商业化开发。根据柳林地区煤层气井生产数据,对气井产气动态进行了分析,按产量大小进行了气井统计,中产气井比例较高,为42.9%,高产气井占28.6%,低和极低产气井比例为28.5%。分析煤层气井排采曲线特征,总结归纳气井的产气模式有单峰式、高峰-稳定式和低峰-高峰-稳定式三类。从影响煤层气产能的构造、气含量、渗透率、煤层厚度、煤层埋深、水文地质条件等地质因素入手,分析了各地质因素对气井产能的影响,并建立各类因素与煤层气井产能的关系。研究认为:柳林地区煤层气井的高产条件并非受单一因素的控制,而是主要取决于多种有利地质主控因素的有机匹配、共同作用的结果。