高煤阶煤层气储层产气能力定量评价

煤层气高产区有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义,为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数和产气能力指数4个参数对煤层气储层产气能力进行评价。结果表明:煤层气井日产气量随储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数的增加而增加,但相关性相对较差;当储层含气性指数大于100 m·m~3/t时,或煤层甲烷解吸效率指数大于0.04(MPa·d)~(-1)时,或气水产出效率指数大于1 mD·MPa时,单井日产气量能够达到800 m~3/d以上。产气能力指数为储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数和气水产出效率指数的乘积,能够有效表征储层产气能力强弱,产气能力指数越大,煤层气井产量越高。当产气能力指数大于0.3和10 mD·m·m~3/(t·d)时,对应的单井日产气量分别大于800和1 500 m3/d。     

煤层气井合理放气套压的确定及其应用

煤层气井提产阶段和稳产阶段需要确定合理放气套压,才能够获得稳定的气流补给。根据煤储层启动压力梯度、渗流理论和煤层气开发地质理论,构建了煤层气井憋压阶段套压变化的数学模型;利用沁水盆地大宁区块的煤层气勘探开发资料验证了该模型的准确性,并分析了放气套压差值对平均日产气量的影响规律。模型计算结果与现场数据吻合较好时,煤层气井的产气量较高;当计算出的放气套压与实际放气套压的差值小于等于0.15 MPa时,煤层气井稳产期的产气量能达到1 000 m3/d以上;大于0.15 MPa时,需要降低产气量来维持其稳定性。研究结果表明,日产气量随实际放气套压与计算值之间差值的增大呈幂函数减小,建立的煤层气井憋压阶段合理放气套压数学模型可为现场排采控制提供理论依据。      

煤层气井多次铺砂压裂工艺

沁水盆地高阶煤储层采用活性水压裂工艺后,直井平均单井日产量仅1 000 m3/d左右。理论分析和压裂监测统计表明,常规活性水压裂工艺存在压裂容易窜层和活性水携砂能力差、支撑距离短的弊端,制约了煤层的改造效果和单井产量的提升。为进一步提高煤层气井压裂改造效率,利用低黏液体携砂能力差、易形成砂堤的特性,提出煤层多次铺砂压裂工艺思路。以裂缝和砂堤为研究对象,根据物质平衡理论,建立了活性水多次铺砂压裂数学模型,同时优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等工艺参数。现场试验结果表明,应用三次铺砂压裂工艺大大降低了煤层压窜的程度,压后单井平均日产气量达到2 223 m3/d,验证了三次铺砂数值计算模型指导现场施工的可行性。     

影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例

研究了沁水盆地南部樊庄区块煤层气投产井地质特征、压裂增产工艺、生产状况及排采技术等,分析了影响煤层气单井产量的关键因素,并讨论了提高煤层气井单井产量需要关注的问题。研究结果表明,煤层气高产井通常临界解吸压力与地层压力的比值较高,压裂施工时加砂量、用液量高;采用变排量施工工艺,控制裂缝形态,可提高压裂效果;特别是煤层气产出表现出“气、水差异流向”规律：构造高部位利于产气,构造低部位利于产水。在煤层气开发中,必须保证科学的排采制度,坚持“缓慢、长期、持续、稳定”的原则,排采早期保证液面稳定缓慢下降。在产气阶段,要保持合理套压,排采制度切忌变化频繁,避免由于煤层压力激动造成煤层坍塌和堵塞。     

煤炭采空区下伏煤层气资源潜力及抽采效果——以山西省晋城西部矿区为例

煤炭采空区以往煤层气抽采主要针对采空区上覆煤层,下伏丰富煤层气资源长期未能得到有效开发,同时也给下伏煤层的煤炭开采造成了安全隐患。为了进一步提高煤炭采空区煤层气的利用效率,利用“上三带”理论、底板破坏带深度计算公式、稳压区开采计算模型及FLAC3D软件模拟等方法,确定了晋城西部矿区（以下简称晋城西区）3号煤层采空区下伏地层卸压范围,研究了下伏煤层气赋存状态并建立了资源量估算方法,分析了过采空区煤层气抽采效果和经济效益。研究结果表明：(1)晋城西区采空区卸压范围可达山西组3号煤层底板以下143 m,覆盖太原组9号煤层和15号煤层;(2)下伏煤层气游离态和吸附态并存,其中游离气资源量占比普遍大于50%;(3)根据见气时间长短将过采空区煤层气井产气潜力分成3类,分别占跟踪研究井总数的60%、28%和12%,平均套压分别为0.43 MPa、0.32 MPa和0.29 MPa,单井日均产气量依次为2 570 m3、3 324 m3和1 496 m3,最高日抽采量分别达到11040m3、9 643 m3和4 800 m3;(4)与研究区常规煤层气井相比,前两类井产气效果显著较好,第3类井大致相当;...     

六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征与有利开发层段优选

基于3口煤层气参数井实钻资料及煤岩样品测试数据,分析了六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征,重新估算了区内煤层气地质资源量,优选了5个有利目标层段,并对杨煤参1井3个有利层段开展了分压合采试验,获得了良好的产气效果。研究表明:区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层群发育,可采煤层累积厚度大且以原生结构为主,煤层含气量、含气饱和度及临储比高,平均渗透率达0.229×10~(-3)μm~2,煤层气富集与开发条件好。结合参数井实测煤层含气性,重新估算区内煤层气地质资源量为365.97×10~8 m~3,可采资源量为208.64×10~8 m~3。综合影响煤层气富集与开发的各项关键参数,认为5~#、7~#、13~#、15~#、23~#为区内煤层气勘探开发有利层段。依据产层优质性与相近性组合原则,优选杨煤参1井5~#、7~#和13~#煤进行分压合采试验,煤层气井排采过程中套压显现早,压降漏斗扩展迅速,未表现出明显的层间干扰,充分发挥了多煤层合采的资源优势,获得了最高日产气量4 656m~3/d、稳定日产气量3 600m~3/d的良好产气效果,创西南地区煤层气直井单井日产气量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。     

ZBY—1型油压控制气举阀的研制与应用

在气举采油中 ,传统的套压控制气举阀的开启和关闭主要取决于注气压力 (套压 ) ,往往造成低产井举空和高压气体“打循环” ;而高产井则出现阀间干扰 ,造成多点注气 ,耗气量大 ,且举升深度受到限制。新研制的ZBY— 1型油压控制气举阀的注气量由井筒流压自动控制。流压升高 ,阀打开 ,注气量增加 ;流压降低 ,注气量减少 ,使气举井在恒定的流压梯度下工作 ,确保产量稳定。现场应用新型气举阀 1 5井次 ,单井平均日产油量增加 1 2 4 4t,平均举升深度增加 750m ,平均日注气量下降 2 79m3,最大下入深度 2 92 0m ,单井最高日产液量 82m3,收到了较好的增产节气效果。     

M区块煤层气井分类评价方法

原有地质储量决定了煤层气井产能的大小,煤储层物性差异和排采制度在一定程度上也影响着M区块煤层气井的生产效果。为此,在综合考虑影响单井控制储量以及煤层气井产气特征的基础上,运用气藏工程原理,建立了一种动静结合煤层气井分类评价方法：①对煤层厚度和煤岩含气量综合分析,将煤层气井所在煤储层划分为4类;②根据单井平均日产气量将煤层气井再分为4类井;③综合静态的煤储层物性以及动态的单井平均日产气资料将煤层气井分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类;④从M区块中选取生产时间超过2年的150口煤层气井进行分类评价。研究结果表明：Ⅰ类井占24%、Ⅱ类井占6%、Ⅲ类井占50%、Ⅳ类井占20%,其中Ⅲ类井占比大,煤层气井生产能力没有充分发挥。结论认为,改善Ⅲ类煤层气井的生产效果是M区块整体获得高产的关键所在,也是后期生产制度调整的重点。     

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例,以排采工程数据为主要依据,探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制,揭示排采液面-套压协同控制过程,并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计,获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明,樊庄区块煤层气井需经历"以液为主-气、液混合-以气为主"的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段,其中,排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段,也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数,以井底流压为评判指标,采取缓慢、长期的排采原则;憋压阶段以日产水量和套压为控制参数,以憋压、稳定动液面的方式实施管控;产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则,保持套压高于0.2 MPa,控制日产水量缓慢降至0.2~0.5 m³,使动液面深度回升至煤层中部以上10~50 m;稳产阶段需适当憋压,稳定动液面在煤层以上,并维持排采作业稳定;产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整,使产气量、产水量平稳下降。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理

煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。     

基于储层“三品质”的煤层气产能主控地质因素分析

煤层气资源性、可改造性和可采性是影响产能的3个关键储层品质。通过对比DJC区块67口排采时间3年以上的直井生产数据,详细剖析了储层三品质与煤层气井产能之间的关系,进而分析了影响储层三品质的关键地质因素。结果显示：①当资源丰度大于1.2×10⁸m/km²时,平均日产气量大于1 000m/d;开采煤层厚度稳定且变化较小,含气量是决定资源丰度大小的关键参数;②划分出5种压裂曲线类型,其中下降稳定型和下降波动型产气效果最佳;断层、煤体结构和地应力共同控制储层改造效果;③影响煤层气可采性的地质参数主要为临储比和渗透率,当临储比大于0.6,米产水指数大于0.8m/(d·m·MPa)时,煤储层整体排水降压相对容易,产气效果较好。     

沁水煤层气田开发技术及应用效果

沁水煤层气田是我国发现的第一个高煤阶煤层气田，开发试验证实煤层产气稳定，开发前景好，目前规模开发已全面铺开，实践证实影响气田开发效果的关键因素在于开发技术的选择。现主要采用直井/丛式井压裂排采和多分支水平井开发技术，在对上述两种技术的应用现状和开采效果进行分析的基础上，认为多分支水平井技术更有利于提高气井产量、加快采气速度、提高煤层气采收率，并且可以克服直井/丛式井压裂施工对煤层顶底板造成破坏以及地层应力变化对煤炭开采带来的不利影响。     

生物产气对煤层气可采性指标的影响

煤层气开发受多种因素的影响,为了研究生物甲烷代谢对煤层气开采指标的影响,选择不同煤阶的煤样进行了生物代谢模拟实验。通过生物产气数据、代谢前后煤样等温吸附和孔隙结构等参数测试,计算煤层气的采收率、含气饱和度、临储比等开采性指标并分析其变化规律。结果表明:1煤层生物产气能提高煤层气资源量,但随着煤变质程度的增加,生物产气量逐渐下降,同时煤的亲甲烷能力也降低;2生物产气对煤储层孔隙结构有明显的改善,其大孔数量和总孔容两个指标显著增加,从而提高了煤储层的孔渗性;3生物产气后煤储层的临界解吸压力、含气饱和度与采收率等开采指标也都有不同程度的提高,河南义马千秋矿和山西柳林沙曲矿煤样的含气饱和度提高的幅度较大,山西西山官地矿煤样的变化幅度次之,但总体的变化趋势具有一致性。结论认为,煤层生物产气不但能增加煤层气资源量,而且还有助于提高煤层的可采性。该研究成果可以为我国煤层气生物工程现场实施提供参考。     

保德煤层气田黄河压覆区长水平段水平井钻井完井技术

保德煤层气田北部优质煤层气藏开发受到城市、黄河压覆等地面复杂情况影响,为了实现有效动用,分析了该地区煤层的地质特点,考虑煤层倾角、垂深和常规钻井工艺等因素,开展了井身结构优化、井眼轨迹控制、钻井液优选及完井工艺优化研究,形成了集约化大平台水平井钻井完井技术。通过集成应用新技术,实现了地表复杂地区煤层气优质储量的经济开采。在煤层垂深800.00～1 000.00 m、上倾角度2°～5°条件下,水平段极限长度可达到1 700.00～2 000.00 m。在此基础上,研发了玻璃钢筛管完井系统,实现了水平井完井井筒“可重入、可作业、可维护”的功能,满足了采煤采气一体化要求,现场试验取得了较好的开发效果。长水平段水平井钻井完井技术为保德煤层气田黄河压覆区煤层气的开发提供了技术支持。      

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

为了研究低煤阶煤储层资源,结合低煤阶煤层气井的生产特征和气田地质模型资料,建立了低煤阶煤层气井数值模型,并进行了产能影响因素敏感性分析,明确了影响煤层气井产能的主控因素,基于储层物性划分,开展了低煤阶煤层气合理开发方式的优化研究。结果表明：合采井纵向穿过J和T共2套煤层组,纵向储层控制程度高、排水量大,有助于降压解吸,增加单井产量;影响低煤阶煤层气井产能的主控因素有累计净厚度、渗透率、含气量、井距和含气饱和度;埋深< 250 m的储层最优井距为1 500 m,埋深为250～350 m的储层最优井距为1 200 m,埋深为350～400 m和埋深为400～450 m的储层最优井距为1 000 m,埋深450～600 m的储层最优井距为800 m,埋深> 650 m的储层最优井距为700 m。该项研究为气田的有利区筛选和开发优化提供了理论基础和技术支撑。