利用开发初期的煤层气井生产数据反求储层渗透率

在煤层气开发过程中确定储层渗透率是一个至关重要的因素,是有效评价煤层气井产能,合理安排生产制度,制定和优化开发方案的关键。而目前储层渗透率多是利用经验公式计算获得,或是停止生产重新测试,存在忽视生产过程中渗透率动态变化、影响生产等问题。本文应用渗流力学理论,结合煤层气实际生产特征,提出由生产数据反求煤层等效渗透率和裂缝渗透率的方法,通过编程计算等效渗透率评价煤层气压裂直井产能,裂缝渗透率评价煤层气井的压裂效果,并以延长煤层气实际生产数据进行计算求证,结果表明反求得到的渗透率能很好的匹配实际情况。     

煤储层酸化增渗影响因素及酸化压裂选井原则

为了明确酸化压裂对煤储层增产改造的适应性,通过煤样碳酸岩含量测试和酸液浸泡前后渗透率实验,得到了酸液对煤样渗透率的影响规律,提出了酸化压裂工艺选井原则并开展现场实施。结果表明,6块煤样在酸液中浸泡后渗透率增加了1.34～11.73倍,表明酸化压裂确实能够有效提高煤样渗透率,且碳酸盐矿物含量越高,渗透率增加倍数越大,酸化效果越好。酸化压裂应该选择碳酸盐含量大于1%,黏土矿物含量低于2%,含气量大于16m3/t,储层渗透率为0.1～0.2mD的井,才能获得较好的效果。实践表明研究内容对煤层气井酸化压裂增产工艺实施具有指导意义。     

重复压裂转向机制流-固耦合分析

重复压裂已成为油田老井挖潜、稳产增产的重要技术手段,而地应力转向机制与压裂时机选择一直是制约该技术增产效果的关键问题。对ABAQUS有限元软件平台进行了二次开发,考虑储层孔隙度和渗透性随岩石体积应变的动态演化,实现了流体压力变化与岩石物性参数的全面耦合,并分析了重复压裂转向机制。结果表明,地应力转向现象普遍存在,人工裂缝对地应力的影响范围有限,而孔隙压力变化是造成地应力转向的主要因素;随着生产的持续进行,地层压力下降变缓,岩石体积应变变化趋缓,导致渗透率下降趋于平稳,应力转向距离逐渐增大并最终趋稳;应力差越大、应力转向距离越小,越难形成重复压裂转向裂缝。其研究结果实现了流-固耦合作用下地应力转向的可视化描述,直观地模拟结果有利于指导重复压裂的应用实施。     

各向异性低渗透油藏菱形反九点井网压裂裂缝优化

在低渗透油藏开发中普遍采用菱形反九点井网,但采油井等缝长压裂将导致非均匀驱替,当油藏物性各向异性时,非均匀驱替现象更加明显。以往针对菱形反九点井网的研究主要基于等缝长压裂,未考虑利用不等缝长设计改善开发效果。根据某各向异性低渗透油藏基本参数建立数值模型,进行不等缝长设计,分析油藏渗透性各向异性及油水井压裂情况对菱形反九点井网水驱效果的影响。随着储层Kx∶Ky的增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增大。在相等Kx∶Ky条件下,注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小,对边井裂缝优化穿透比影响较大。数值模拟结果表明,在各向异性低渗透油藏中进行不等缝长优化设计,能有效改善菱形反九点井网的开发效果,优化结果对于各向异性低渗透油藏的水力压裂设计以及井网布置具有一定的指导意义。     

微破裂四维向量扫描影像裂缝监测技术在依兰煤层气区块中的应用

煤层气储层的裂隙系统,总体上非均质性强,渗透率低,对煤层气产能起决定的作用,其低渗特征决定了大部分煤层气井需要进行水力压裂改造。应用微破裂四维影像监测技术,采用多波多分量数据采集和矢量叠加网格扫描的方法,实现压裂裂缝的三维立体显示,使煤层气储层压裂裂隙的解释更加直观,能够有效起到优化压裂方案和衡量压裂效果的作用。依兰煤层气区块首次应用该方法对压裂改造过程实时监测,得到了煤田主应力方向,获取了煤层气井压裂裂缝长度、高度及方位,认识了动态压裂过程中压裂裂缝的扩展规律,建立了煤层气井的压裂裂缝三维形态,对后续压裂设计和施工参数优化起到了一定的指导作用。     

吉林省梨树地区致密碎屑岩压裂地质因素分析

为提高吉林省梨树地区气井压裂增产效果,笔者对压裂井回顾总结,将压裂裂缝还原至地质环境中,以定量求取影响压裂效果的地质参数。结果表明梨树地区3 000 m以下储层需要大规模压裂改造才能获得产能突破;压裂裂缝与地层倾角派生的法向、切向应力是影响压裂裂缝形态和改造效果的定量地质因素;在复杂构造带出现的压裂差异,导致压后气井产能差异较大。     

考虑压裂裂缝的煤层气藏井网井距确定方法

煤层气藏具有低渗透率特点, 这使得其在直井排采前须对产层进行压裂改造,而压裂裂缝参数对井距的确定影响很大,因此研究裂缝长度、导流能力与井距的关系具有实际意义。通过对比不同裂缝穿透比和导流能力下的煤层气产量与采出程度,探讨裂缝参数对煤层气产出的影响规律;并以煤层气开采15a采出程度达到50%时的井距作为评价指标,研究压裂效果与井距的关系。研究结果表明,裂缝越长,导流能力越大,井距就越大-尤其在渗透率较小时,裂缝参数对井距的影响更明显。因此,在确定煤层气藏井距时,由于人工裂缝影响,裂缝方向的井距可适当放大。以我国韩城矿区煤层气区块储层参数为例,在给定优化指标下,宜选择矩形井网(350m×300m),或菱形井网(对角线长度为700m×400m)。      

基于微地震向量扫描的煤层气井天然裂缝监测

天然裂缝发育程度是影响煤层气产能的主要因素,为了准确获取沁水盆地南部A煤层气田井组的天然裂缝发育程度和分布位置,采用地面微地震向量扫描技术对区域内7口二次压裂井进行天然裂缝发育情况监测。在压裂井周围部署一定量的三分量检波器,采集压裂过程中周边储层的微地震事件,进行Semblance叠加后得到监测区内不同时刻的破裂能量切片,解释出监测区内天然裂缝发育情况。对比井组单井产能,与监测到的天然裂缝表现出良好的相关性,揭示了天然裂缝是影响煤层气单井产能的主控因素,同时表明煤层气储层非均质性强,天然裂缝呈现局部发育特征,且比较分散、面积小,常规的三维地震预测方法难以有效的识别。应用该技术能够准确地识别出煤层气储层的天然裂缝发育情况,为调整井位的部署及优选层位提供可靠的指导。      

水力压裂条件下焦作矿区低渗煤层气试验井产能预测

为了探索焦作"三软"煤层（软煤、软顶和软底）水力压裂条件下煤层气渗透机理及产出规律,首先基于储层裂缝扩展模型,考虑压裂后煤体孔隙率对渗透率的影响,建立储层裂缝渗透模型,并进行试验单井的应用及分析,得出压裂缝长度、宽度、渗透率以及压裂后储层参数等指标;而后通过等温吸附曲线法与历史拟合法的综合分析,对煤层气井的采收率进行预测;最后结合所得指标参数与采收率,运用FracproPT软件对矿区GW-002试验井进行2 430 d的产能预测。结果表明:该试验井模拟预测的平均日产气量可达596.87 m3,采收率可达32.86%,累计产气量可达1.09×106 m3,数值模拟出的产气量与实采数据较为吻合,满足煤层气开采技术要求,可用于指导焦作矿区煤层气井压裂抽采实践与产能预测。      

沁水盆地南部高阶煤储层垂直压裂缝导流能力分析

以沁水盆地南部山西组高阶煤储层压裂缝的地质模型为依据,对常规储层压裂缝导流能力的计算模型进行修正,建立起适合高阶煤储层水力压裂填砂裂缝导流能力的计算模型;通过分析沁水盆地南部压裂施工工艺及煤储层力学特征,结合支撑剂在牛顿力学中的沉降理论,进行了填砂裂缝的导流能力计算,分析了影响因素,评估了结果的可靠性。研究表明:压裂缝中砂分布是分区的,且各区域的导流能力不同;缝长和缝宽越小,砂分布越均匀,单层砂重越大,则导流能力越强;导流能力与气井产能呈正相关关系。研究结果对于优化施工参数、获取最佳导流能力、提高煤层气井产能具有重要意义。      

Determination of in-situ stress direction from cleat orientation mapping for coal bed methane exploration in south-eastern part of Jharia coalfield, India

Accurate prediction of in-situ stress directions plays a key role in any Coal Bed Methane (CBM) exploration and exploitation project in order to estimate the production potential of the CBM reservoirs. Permeability is one of the most important factors for determination of CBM productivity. The coal seams in Jharia coalfield generally show low permeability in the range of 0.5 md to 3 md. To estimate the in-situ stress direction in the study area, an attempt has been made to undertake the cleat orientation mapping of four regional coal seams of two underground coal mines located at south-eastern part of Jharia coalfield, India. Cleat orientation mapping is critical to determine the maximum principal compressive horizontal stress (S_H) direction for CBM exploration and exploitation, which in turn controls the direction of maximum gas or water flow though coal beds. From the field study it is found that the average face and butt cleat azimuths are towards N15°W and N75°E respectively. Average permeability of the four above-mentioned major coal seams has been calculated from well logs of nine CBM wells distributing over an area of 7.5 km², adjacent to the underground mines. The cleat orientations are congruous with the regional lineament pattern and fits well with the average permeability contour map of the study area to infer the orientation of in-situ maximum horizontal stress. Goodness of fit for the exponential regressions between vertical stress and permeability for individual coal seams varies between 0.6 and 0.84. The cleat orientation is further validated from the previous fracture analysis using FMI well log in Parbatpur area located southern part of the Jharia coalfield. The major coal seams under the study area exhibit directional permeability, with the maximum permeability, oriented parallel to the direction of face cleat orientation.     

西湖1井钻前地震压力预测

西湖1井是准噶尔盆地南缘深部地层进一步油气勘探研究提供基础资料而部署的一口风险预探井。该井钻探构造高陡,钻遇断裂多,地层变化大,钻前地层压力预测更为重要。在地震地质解释研究的基础上,综合分析了工区内已钻的异常压力分布情况和形成机理,确定了本区地层压力的经验公式。通过对地震速度研究,建立三维速度场,进行层速度反演,提取井点地震速度。正确地估算了西湖1井的地层压力,为井身结构工程设计提供了依据,确保了钻井的顺利,地层压力预测结果与完钻后地层压力测试一致。     

Characteristics and origins of coal cleat: A review

Cleats are natural opening-mode fractures in coal beds. They account for most of the permeability and much of the porosity of coalbed gas reservoirs and can have a significant effect on the success of engineering procedures such as cavity stimulations. Because permeability and stimulation success are commonly limiting factors in gas well performance, knowledge of cleat characteristics and origins is essential for successful exploration and production. Although the coal–cleat literature spans at least 160 years, mining issues have been the principal focus, and quantitative data are almost exclusively limited to orientation and spacing information. Few data are available on apertures, heights, lengths, connectivity, and the relation of cleat formation to diagenesis, characteristics that are critical to permeability. Moreover, recent studies of cleat orientation patterns and fracture style suggest that new investigations of even these well-studied parameters can yield insight into coal permeability. More effective predictions of cleat patterns will come from advances in understanding cleat origins. Although cleat formation has been speculatively attributed to diagenetic and/or tectonic processes, a viable mechanical process for creating cleats has yet to be demonstrated. Progress in this area may come from recent developments in fracture mechanics and in coal geochemistry.     

深部煤储层应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响

深部煤储层处于高地应力环境中,其渗透率变化特征与浅部存在较大差异,为研究有效应力对深部煤储层渗透率的差异性影响,以及应力敏感性各向异性特征,以沁水盆地横岭区块15号煤层为研究对象,采样深度1 200~1 700 m,采用覆压孔渗实验,开展平行层理和垂直层理样品在不同有效应力下的渗透率变化规律研究,探究其应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响。结果表明:渗透率随有效应力的增加呈幂指函数降低,平行层理面渗透率总体高于垂直层理面,且在2个方向上渗透率变化规律呈正相关性。选取储层孔裂隙压缩系数、渗透率损害率和渗透率曲率3个参数作为煤储层应力敏感性评价指标,其中,孔裂隙压缩系数随有效应力增加,以5 MPa为界限先后呈现正相关性和负相关性,渗透率损害率和渗透率曲率分别与有效应力呈指数上升和下降的规律。基于应力敏感性参数,推导出煤层气井产能模型,模型显示,不考虑应力敏感性的气井产量高于考虑应力敏感性,揭示了应力敏感性对煤层气产量的影响程度,即在5 MPa生产压差下,气井的产量降低幅度随应力敏感性系数的增大整体呈增高趋势。针对应力敏感性的阶段划分,研究区目标煤层在煤层气排采过程中应采用小–中–大的排采方案来控制生产流量。      

微支撑剂对页岩油气的增产机理及选配原则

水力压裂是页岩油气增产的主要手段,其核心是向储层连续泵入压裂液迫使储层产生水力裂缝/缝网形成油气运移高效通道,从而达到油气增产的目的。相较人工主缝,微裂缝具有数量大、缝宽小、走向复杂等特点,常规支撑剂无法对其形成有效支撑,如何提高微裂缝的导流能力是进一步提高页岩油气产能的关键。微缝导流能力实验表明:微支撑剂嵌入页岩裂缝表面导致一定程度的渗透率损害,但支撑微裂缝的渗透率仍比页岩基质渗透率高出2～3个数量级,仍可为页岩油气运移提供有效渗流通道。本文系统分析了微支撑剂对微裂缝的支撑特性、微支撑剂的长距离输运性能及辅助降滤等特征,提出了微支撑剂对致密油气增产的内在机制。结合我国致密油气储层基质孔隙尺度,形成了考虑微裂缝开度及基质孔隙尺寸的微支撑剂选配原则。     

特低渗油藏多段压裂水平井注水可行性分析

摘要：针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题,论文采用流线模拟方法,研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征,探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下,压裂水平井注水能增大单井注入量,提高采油速度和阶段采出程度。同时,交错部署裂缝,裂缝穿透比为02~04时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险,边部水窜、多条裂缝水窜,加速油井水淹,从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定,裂缝规模可控的条件下,可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。     

虚拟井约束地震反演方法在台地斜坡带鲕滩储层预测中的应用——以四川盆地龙岗地区某单元为例

目前的地震反演均是基于已钻井的地质信息,对无井或少井地区的地震储层预测仍然比较困难。采用叠前和叠后混合反演的办法,实现虚拟井约束地震反演,能弥补缺少钻井的缺陷。该方法充分利用了叠前反演分辨率高和叠后反演效率高、抗噪能力强的优点,运用遗传算法原理,在优选控制点处进行精细的叠前地震波形反演以构建虚拟井,然后以虚拟井作为约束信息进行叠后反演,能够达到储层预测的目的。对四川盆地龙岗地区无井台缘斜坡带鲕滩储层进行了应用尝试,预测效果较好。虚拟井约束地震反演方法对油气勘探初期少井或无井研究区的储层预测是行之有效的技术方法之一。     

新场气田分段压裂水平井裂缝布局优化

新场气田属于大型多层致密砂岩异常高压气藏,储层物性差,非均质性强,气井动用储量低。目前,为大幅度提高气井产能,提高储量动用长度,该气藏多采用多段压裂水平井开发。因此,迫切需要论证裂缝参数及其组合对多段压裂水平井开发效果的影响,为气藏下步科学高效开发和持续高产稳产提供理论基础。以川西新场气田为研究对象,采用数值模拟法深入研究了压裂水平井裂缝几何布局对气井产能的影响,包括非均匀裂缝长度、非均匀裂缝间距、压裂规模与裂缝数量、裂缝长度与间距的匹配、裂缝夹角与间距的匹配。结果表明:对于多段压裂水平井,U型模式的裂缝长度布局最优;均匀裂缝间距开发效果优于非均匀裂缝间距;水力压裂时,少段数长缝能取得更佳的开发效果;0. 67~1倍缝长的裂缝间距布局、垂直于井筒的正交裂缝布局有利于改善压裂水平井开发效果,裂缝间距的增大能有效降低非正交裂缝低夹角对产量的影响。     

桩基后压浆对深基坑降水渗流场的影响

钻孔灌注桩后压浆后,与坑外含水层相比,基坑范围内含水层的渗透系数减小,这对基坑降水渗流场具有比较明显的影响。某广场式建筑由五幢塔楼和地下车库组成,采用桩侧后压浆钻孔灌注桩,基坑开挖深度21m,承压含水层组厚10m,透水性较强,采用敞开式完整井降水,井位主要沿基坑周边布置。在对水文地质条件进行概化后,建立了地下水三维非稳定流数值模型,进行了非均质渗流场模拟,并与均质渗流场作比较。结果表明,坑内后压浆区域的渗透系数减小后,坑内水力坡度变陡,单井涌水量减小,井数应相应增加;若模型计算域全部按注浆后的渗透系数考虑,则会严重降低补给强度、低估基坑总涌水量;在相同的降深要求下,坑内后压浆后渗透系数减小、但坑外渗透系数不变,基坑总补给量基本没有变化。现场监测与模拟结果较为一致。研究成果对类似工程地下水控制有一定的借鉴意义。