高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素

为揭示高阶煤煤层气井产量递减规律,基于沁水盆地南部樊庄区块10余年的开发数据,通过数值模拟、统计分析等方法,对现有开发技术条件下高阶煤煤层气井产量递减点（即煤层气井产量开始递减时的煤层气采出程度）、递减类型及影响因素进行分析。结果表明：樊庄区块煤层气井产量递减点平均为25%,单井平均递减点为21%,大部分井在排采4 a后开始递减;煤层气井递减点由基质渗透率和裂缝半长决定,基质渗透率和裂缝半长越大,单井有效控制半径越大、有效控制储量越多,递减点越大;基质渗透率越高,裂缝半长增加引起的递减点增幅越大。由此可知,渗透率是煤层气井递减类型的主控因素,渗透率越高,递减指数越小,递减速度越慢。随着渗透率增加,递减类型依次为线性递减、指数递减和双曲递减。综合分析认为,储层平均孔隙半径越大,煤的应力敏感性越弱,煤基质收缩对渗透率的改善程度越大,导致储层动态渗透率越高,递减速度越慢。该研究为合理控制高阶煤煤层气井产量递减具有指导意义。移动阅读     

高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤-碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m³/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m³/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m³的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。     

煤变质作用对煤层气赋存和富集的控制--以沁水盆地为例

通过对国内外有关煤变质作用与煤层气形成、赋存和富集关系研究成果的系统总结，阐述了煤变质作用类型及煤变质作用程度与煤层气的生成、吸附量、煤储层孔隙—裂隙系统形成发育及煤层特性的相互关系，认为煤变质作用对煤层气赋存富集的影响集中体现在它对煤储层孔隙一裂隙系统形成发育过程的控制上。并以沁水盆地为例，探讨了高阶煤煤变质作用对煤层气赋存富集的控制作用，提出了对沁水盆地高阶煤煤层气勘探开发研究的几点思考和建议。     

沁水盆地煤与煤层气地质条件

沁水盆地位于山西省东南部,含煤面积29 500km^2,煤炭储量5 100亿t,为特大型含煤盆地。通过分析沁水盆地煤层埋深、厚度、构造特征、顶底板岩性及煤储层特征,认为该区主要煤层含气量高,煤层割理、裂隙发育,煤变质程度高,煤层厚度大、埋深适度,构造简单,煤层气资源量大,产出条件优良,是我国煤层气勘探开发最有利的地区之一。     

沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨

以沁水盆地南部区块煤层气生产井的工程、测试、监测数据为依据,对影响煤层气井产能的储层生产控制因素进行了分析,探讨了优化储层生产控制、提高煤层气井产能的工程措施,重点研究了水力压裂工艺施工参数与煤层气井产能的关系,提出了有利于提高煤层气井产能的水力压裂工艺施工参数。结果表明：合理控制钻井液的密度与粘度,可提高煤层气井的产能;煤层气井的产能与固井工艺中的水泥浆密度与用量呈现负相关关系;水力压裂采用变砂比、控制压裂液、变排量等施工工艺和优化的工艺参数值可有效提高煤层气井气产量。     

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。     

四川筠连地区高阶煤煤层气井解堵技术及应用

四川筠连地区乐平组煤层为低孔、低渗的高阶煤储层。部分煤层气井在生产过程中产气量出现快速下降,严重制约了煤层气井的开发效益。结合排采、水化学、检泵等生产动态信息系统分析煤层气井产气量下降的原因,认为煤层结垢与煤粉堵塞裂缝通道是产气量下降的主要原因。针对堵塞问题,对筠连地区煤层气区块开展了酸洗、水力震荡、等离子脉冲、注水等解堵工艺措施试验。现场排采动态表明,酸洗与等离子脉冲具有较好的增产效果。酸洗主要针对结垢的井,通过将酸液注入井筒,与井筒和近井筒地带无机垢充分反应,以达到解除井筒和近井筒地带通道堵塞的目的,酸洗措施成功率高,投入产出比1∶1.8,是区域内首选低成本有效性措施;等离子脉冲解堵主要针对煤粉和结垢井,通过物理震荡的方式粉碎堵塞物,然后通过洗井将堵塞物携带出井筒,从而实现解堵,实施后增产效果较佳,煤层气产量增产达130%,但因实施数量有限,区域适应性还有待评价;水力震荡、注水等解堵措施主要是针对煤粉堵塞井,通过水力冲击以及水力循环的方式带出煤粉以达到解堵的效果,但该措施本身也会造成储层激动,容易产生副作用,措施整体有效率不到30%,增产效果不明显。上述4种解堵措施均有其适应条件,需要根据堵塞原因,采取与之适应的措施才能获得最佳的解堵效果。研究成果可为我国同类煤层气井解堵、增产提供一定的借鉴。      

基于多元回归分析的煤储层高渗区预测——以沁水盆地为例

煤储层的渗透性是控制煤层气开采的主要储层参数之一。本文以沁水盆地为例,在总结我国煤储层渗透性特征的基础上,依据煤储层渗透性的影响因素,用多元回归分析方法建立煤储层渗透性预测模型。沁水盆地煤储层渗透性的多元回归方程,具有较高的拟合度。预测结果显示,沁水盆地有利于煤层气开发的高渗区,主要集中在南部的潘庄-阳城、北部的阳泉-寿阳及太原西山煤田等地区。     

基于多元逐步回归分析的煤储层含气量预测模型——以沁水盆地为例

以沁水盆地为例,运用多元逐步回归分析方法,建立了以Langmuir体积和含气饱和度为参数的含气量预测模型;复相关系数、F检验、t检验结果表明,该模型满足线性与方差齐性的假设,拟合效果较好。运用此模型,结合多因素权重分析确定的含气饱和度和实测的Langmuir体积数据,实现了沁水盆地山西组主煤层含气量预测。对比分析显示,该含气量预测模型有一定的可行性。     

物理模拟技术在沁水煤层气藏水动力研究中的应用

通过煤层气成藏模拟实验,研究了水动力条件对煤层气成藏的控制作用。实验结果表明：在强烈的水动力交替作用下,煤层气藏中的甲烷碳同位素由-29.50‰变为-36.60‰,且变轻过程中具有阶段性特征;甲烷体积分数由96.35%减小为12.42%;二氧化碳由0.75%变为0.68%,随后增大到1.13%;氮气体积分数由2.9%变为86.45%。这些变化一方面说明煤层气成藏过程的复杂性,另一方面表明强烈的水动力作用对煤层气成藏会造成不利影响。通过对以高煤阶为典型特点的沁水盆地南部水动力条件的分析,认为径流强度与煤层含气量之间呈负相关性,弱径流区有可能成为高煤阶煤层气富集的高产区。     

Accumulation models for coalbed methane in medium- to high-rank coals: examples from the southern Qinshui Basin and southeastern Ordos Basin

The majority of known coalbed methane (CBM) production worldwide comes primarily from high-abundance CBM-enrichment areas or ‘fairways.’ The high-abundance CBM-enrichment areas are primarily characterised by large CBM resources with high single-well productions. CBM accumulation areas from the medium- to high-rank coals in the southern Qinshui Basin and the Hancheng CBM fields in the Ordos Basin were investigated based on regional geological analyses and physical analogue experiments. The results show that gas contents in the study areas increase with depths over the range from approximately 300 to 800 m, while permeabilities generally decrease with depths. Intervals with optimal gas content and permeability exist at a moderate depth along an inclined coal seam under the coupled control of temperature and stress. Brittle–ductile transition deformation increases the permeability and the pore-specific surface areas of coals. The gas content and permeability of the CBM reservoirs are shown to be two key factors determining the formation of high-abundance CBM areas. The coupling of gas enrichment and high permeability provides a favourable combination for CBM accumulation and high production. Combining CBM exploration and development practices in the study areas with physical analogue experiments, two CBM-enrichment models for medium- to high-rank coal have been recognised for different geological conditions, including (1) the model controlled by the depth in the slope zone and (2) the model controlled by the coal brittle and ductile in the deformation zones.     

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。      

沁水盆地南部煤层气藏水文地质特征

水文地质条件对煤层气的高产富集起到重要的作用。沁水盆地南部有多个水文地质子单元,存在地下分水岭,造成煤层气井气水产能动态复杂化。研究区东部边界晋获断裂褶皱带的北段有明显的横向阻水作用,南段地下水径流条件极差,不导水。南部边界的中段具阻水性质,对晋城一带煤层气的保存与富集起到了重要作用。西部边界以安泽为界,北段阻水,南段由导水断层组成。本区内部存在着4条重要的水文地质边界。其中寺头断裂是一条封闭性的断裂,导水、导气能力极差。在沁水盆地的大宁-潘庄-樊庄地区,地下水以静水压力形式将煤层中的煤层气封闭起来。在寺头断裂西侧的郑庄及其附近地区,地下水径流强度可能较弱,较有利于煤层气保存。大宁-潘庄-樊庄一带为等势面"洼地"滞流型,煤层气富集条件好。      

沁水盆地过采空区煤层气水平井施工技术研究

为了进一步解决山西晋城矿区煤层气的开发利用问题,科学有效地开发和利用3号煤层采空区下部的煤层气,降低煤层中的瓦斯含量,以保障煤层气的高效合理利用,为煤矿开采提供安全保障。本文对该区穿采空区煤层气水平井的施工工艺进行了研究,提出了利用潜孔锤及空气螺杆+氮气施工的钻井工艺,进一步优化了钻井的井身结构,有效地解决了采空区敏感层段的坍塌、掉块、漏失等施工难题。穿采空区煤层气水平井的顺利施工,进一步验证了该钻井技术的可行性,对下一步煤层气的规模性开发具有重要的指导意义。     

沁水盆地南部中高阶煤高压甲烷吸附行为

煤层气吸附作用是发生在煤基质内表面的物理过程,而煤岩复杂孔裂隙网络为高压甲烷吸附提供了丰富的空间。开展沁水盆地南部高阶煤30℃高压甲烷等温吸附实验,结合煤岩煤质参数与孔隙特征参数,通过改进的D-R模型分析了煤岩性质、孔隙特征与吸附参数的相关性。煤岩性质对最大吸附能力和吸附热参数的影响是多因素叠加的综合效应,而最大吸附能力与微孔体积,吸附体积校正参数与大中孔比表面积呈较好的正相关性,表明甲烷分子在煤基质内表面会根据孔径尺度大小呈现不同的吸附方式。据此提出高压甲烷在煤基质微孔中呈紧密堆积状态而在大中孔中呈多层分子堆叠状态的新认识,为进一步研究煤层气吸附机理提供了新的思路。     

基于测井的煤层力学特性评价及煤层气开发有利区预测——以沁南郑庄区块3号煤层为例

准确掌握煤岩力学性质对储层改造及煤层气开发具有重要意义,以郑庄区块3号煤层为研究层位,建立以多测井参数为基础的煤储层横波时差预测模型和以动静态力学参数转换为依据的脆性指数评价模型;利用弹性参数法对研究区内煤储层脆性指数进行了综合评价,发现单井中煤层脆性指数受“边界效应”影响明显且分布具有区域性;脆性指数与煤体结构指数存在正相关关系,并据此提出以脆性指数为依据的煤体结构划分标准;脆性指数与抗压强度、抗拉强度均为负相关关系;四维地震裂缝监测结果显示碎裂结构煤压裂效果最好,原生结构煤次之,碎粒结构煤最差;最后,以含气量与脆性指数为主要评价参数,预测了区块内煤层气开发地质有利区,为煤储层压裂设计提供了依据。     

高聚能电脉冲技术在沁水盆地煤层气井的应用

为了研究高聚能电脉冲技术在煤层气井的应用效果,对沁水盆地4口典型煤层气井进行了电脉冲技术现场试验。结果表明,试验初期4口煤层气井的产气量和产水量较试验前明显增加,说明电脉冲技术应用在煤储层可以解堵、提升液体流动和促进气体解吸;4口井的产气量和产水量基本都是在运行10~20d后出现明显衰减,说明电脉冲技术在本区煤储层的有效作用半径较短;2口井运行100d后的产气量和产水量仍然要高于试验前的产气量和产水量,说明电脉冲技术在煤层气井近井地带解堵、提升产量有适应性选择和较好的应用前景;电脉冲增产技术在煤岩强度较低、煤体结构较破碎的煤层中的应用存在局限性,最好在煤体结构较完整的煤层中应用,并且针对不同井况优化电脉冲技术参数,从而提高电脉冲增产技术的应用效果;该技术仅能作为煤储层的二次改造措施,不能取代常规压裂技术作为煤层的一次改造措施。     

煤层气井无杆排采工艺应用与改进方向

鄂尔多斯盆地东缘地区煤层气资源量巨大,现已成为我国煤层气主力产区之一。区块自开发以来,针对中浅层煤层大斜度井与水平井开展了液力无杆泵、水力射流泵、电潜泵、隔膜泵排采工艺试验,生产中发现上述4类无杆排采工艺具有能有效避免大斜度井与水平井管杆偏磨的优点,但同时存在防煤粉防砂能力一般、防腐蚀防垢能力一般,存在高压刺漏风险、下泵深度受限、地面设备可靠性不强等缺点。通过分析区块前期中浅层煤层气井无杆排采工艺试验效果,总结了各类无杆排采工艺的优缺点,并指出中浅层煤层气井无杆排采工艺的改进方向。目前,随着煤层气勘探开发领域由中浅层煤层逐步转向深层煤层,原有中浅层煤层气井无杆排采工艺已无法满足深层煤层气井的排水采气需求,针对深层煤层气 “原生结构煤发育、地层压力高、高含气、高饱和、游离气与吸附气共存”的地质特征和 “见气早、气液比高”的生产特点,认为深层煤层气井无杆排采工艺需跳出中浅层煤层气井无杆排采工艺的思路,可以借鉴区块内致密气和海陆过渡相页岩气先导试验井的采气工艺经验,在生产现场开展“同心管气举”工艺、“小油管+泡排”工艺与“连续油管+柱塞+气举”工艺试验,能在有效避免传统无杆排采工艺缺点的同时实现深层煤层气的高效开发。      

煤层气井评价指标体系及评价方法

煤层气井产量受控因素较多,经济上存在着较大的风险性。通过分析煤层气井产量的影响因素,优化出13项评价指标,把定性和定量指标进行标准化处理,建立了指标体系。合理设计递阶结构模型,采用层次分析法进行定量评价,形成了一套完善的煤层气井评价方法和体系。通过晋城、韩城矿区实际资料的应用,效果良好,为煤层气高产井的部署和实施提供了依据。     

高煤阶煤储层解吸曲线定量表征及解吸参数研究

为了定量研究煤层气井解吸特征,文章通过煤样解吸实验获取解吸曲线并进行拟合回归得到了煤样解吸曲线定量表征公式。结果表明：煤样解吸曲线可以用来定量表征;解吸体积常数可表征煤样的最大解吸量,解吸时间常数表征解吸气体体积达到最大解吸气体积一半时所用的解吸时间;煤样初始解吸速率等于解吸体积常数与解吸时间常数之比,煤样解吸速率随着解吸体积常数增加而增加,随着解吸时间常数增加而降低。解吸时间常数与吸附时间成线性正相关关系,解吸时间常数越大,煤样解吸速率越小;在工程上可以用解吸体积常数代替解吸气量和残余气量之和;解吸时间常数随气体压力和裂缝指数增加而降低,随镜质组、惰质组含量增加而先增加后降低,与粘土矿物含量关系不明显;解吸体积常数随气体压力、惰质组含量增加而增加,与粘土矿物含量关系不明显,随着镜质组含量增加而降低,随裂缝指数先降低后增加。