高煤阶煤储层敏感性对煤层气井排采的影响

为实现高煤阶煤储层煤层气井的高效开采,对高煤阶煤储层寺河3号煤层进行了流速敏感性和应力敏感性试验分析,并且结合现场工程,研究了高煤阶煤储层敏感性对煤层气井排采的影响。试验结果表明,高煤阶煤储层具有流速敏感性,流速敏感性损害最严重时渗透率降为初始值的50%,换向驱替时渗透率也降低,最小降低为初始值的62.1%;黏土含量越高的储层,渗透率的降低幅度也越大。高煤阶煤储层具有强应力敏感性,而且存在明显不可逆性;净围压从2 MPa升高到5 MPa,渗透率降低为初始渗透率的20%~50%,升压后再降压,渗透率不能恢复到初始水平,不可逆损害率最大超过50%;渗透率越低的储层,应力敏感性越强。煤层气井的排采,尤其在排采初期,应遵循连续、缓慢、稳定的原则。     

原位煤层气排采储层伤害机理与制度优化

原位煤层气排采过程中,人为控制的排液与产气速度影响到煤储层渗透率的变化。排采作业制度不合理,易造成煤岩破坏、煤粉堵塞等储层伤害现象,并影响到煤层气井产能。基于地下水动力学制定合理的排液速度,合理控制井底压差,及时处理排采设备故障等措施可显著降低排采所造成的储层伤害,实现原位煤层气井的高产稳产。     

渗透率应力敏感性对煤层气井产能的影响

为了得到煤层气井产能方程,并对其敏感参数进行分析,基于煤层流体渗流规律,推导了在达西渗流和非达西渗流下考虑渗透率应力敏感性的产能方程,研究了韩城WLl井某煤层的煤层气井流入动态。结果表明：不管是达西渗流还是非达西渗流,考虑应力敏感性后煤层气井的产能明显减少,无阻流量最多可以减少12．4％;当改变渗透率应力敏感系数后,发现敏感系数越大,煤层气井的产能下降越多;如果生产压差较小,虽然应力敏感性影响不明显,但是产气量较低,生产压差过大又会浪费地层能量。因此,开发时制定合理生产压差是非常重要的。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

煤层气井两相流阶段排采制度实时优化

煤层气井气水两相流动阶段的合理排采制度的确定极为复杂,但对于煤层气井高效排采具有重要意义。考虑低渗透煤层的启动压力梯度和应力敏感性特征,根据煤层压裂后流体渗流规律的变化,基于气藏工程和稳定渗流理论,建立了煤层气藏垂直裂缝井气水两相产能方程,结合煤层气藏物质平衡方程及煤层气井产量数据,可得到煤层气井实时的采气指数曲线,根据最大产气指数原则即可实时确定最佳生产压差,从而建立了一套煤层气垂直压裂井气水两相流动阶段的排采制度实时优化方法。通过现场典型井的应用,验证了所建立的煤层气井排采制度实时优化方法的可靠性。     

不同煤阶煤储层应力敏感性差异及其对煤层气产出的影响

通过开展鄂尔多斯盆地东缘高中低煤阶不同含水饱和度煤储层应力敏感性实验,研究了煤储层渗透率动态变化规律及其对煤层气产出的影响。实验结果证实:不同煤阶煤储层渗透率随有效应力的增加均呈现负指数函数降低的规律。在有效应力小于5 MPa时,煤储层渗透率随有效应力增加快速下降73%~95%,平均87%,煤储层应力敏感性最强;有效应力在5~10 MPa时,渗透率随有效应力增加而较快下降5%~18%,平均10.4%,煤储层应力敏感性较强;而当有效应力大于10 MPa后,渗透率随有效应力的增加下降速度减缓,应力敏感性减弱。实验结果表明中高煤阶煤储层应力敏感性随有效应力增加要弱于低煤阶。随着煤样含水饱和度的增加,煤储层应力敏感性也逐渐增强。根据煤储层渗透率动态变化规律提出了煤层气井排采过程中应遵循缓慢—保压—持续的排采工作制度,才能获得煤层气最大产出量。     

沁水盆地中高煤阶煤储层覆压孔渗试验研究

为了研究中、高煤阶煤储层在覆压条件下孔隙度、渗透率及应力敏感性的差异变化特征,从山西沁水盆地采集4块中煤阶样品和4块高煤阶样品,开展了覆压孔渗试验对比研究,探讨了中煤阶煤和高煤阶煤的应力敏感性的差异,研究了应力敏感性随煤阶改变的变化规律。研究结果表明:煤的孔隙度随镜质组最大反射率R_(o,max)的增大呈现先增大后减小的趋势,而渗透率则与镜质组最大反射率之间无明显关系;中、高煤阶煤覆压下的孔隙度和渗透率均随有效应力增加呈现指数式减小;高煤阶煤平均孔隙压缩系数、应力敏感性系数分别是中煤阶煤的1.61倍和1.26倍,高煤阶煤的孔隙度和渗透率损害率分别是中煤阶煤的1.42倍和1.1倍,中、高煤阶煤的无因次渗透率曲率随有效应力的增加而降低,当有效应力为12 MPa时,高煤阶煤的平均渗透率曲率是中煤阶煤的1.33倍。随R_(o,max)的增大,煤的应力敏感性呈现增强的趋势,即高煤阶煤的应力敏感性高于中煤阶煤。因此,在不同煤阶煤储层排采过程中,针对不同煤阶煤储层所采用的生产压差应当有所差异。与中煤阶煤储层相比,高煤阶煤储层随有效应力增加孔隙度、渗透率损害率高,渗透率曲率降低幅度大,因此针对高煤阶煤储层排采过程中所采用的生产压差应低于中煤阶煤储层,才能获得较高的煤层气产出量。     

煤体结构对煤层气井产能的影响及其对策

基于沁水盆地南部樊庄区块煤层气井地质与排采资料,探讨煤体结构差异对煤层气井产能的影响。煤的孔裂隙系统、力学性质的差异对煤层气井开发的各环节有重大影响,这导致相应煤层气井的产能有较大差异。随煤体破坏程度的增加,井径扩径现象凸现,这增加了后期一系列工艺的难度。以原生结构煤和碎裂结构煤为主的煤储层,复合改造和多尺度支撑剂的应用可提升煤储层长期导流能力;以碎裂-糜棱结构煤为主的煤储层,其开发的核心是对煤储层进行卸压改造和保护层开采,以改善煤储层的导流能力。     

The influence of high-yield-water characteristics on productivity of CBM wells and expulsion and production method carried out in Yanchuannan block of the Ordos basin, China

In order to further study the influence of high-yield-water on the productivity of CBM (coalbed methane) wells and the expulsion and production method carried out in CBM wells, by means of analyzing and researching production characteristics and geologic condition of the CBM wells with high water yield in Yanchuannan block located at the eastern margin of Ordos basin, the mechanism of high water yield decreasing the productivity of CBM well was discussed, and the expulsion and production method for this type of CBM well was proposed. The results show that high water yield would decrease the productivity of CBM wells, and the mechanism is: first, in some circumstances, high water yield could reflect that there was dissipation during the process of coalbed methane reservoir forming, which would lower the gas saturation of coal gas reservoir and reduce the productivity of CBM well; second, a large quantity of coalbed methane dissipated in the form of solution gas, causing the practical reservoir pressure when gas appeared in casing to be lower than critical desorption pressure of the coal bed; finally, the CBM well with high water yield would have higher requirements of discharge and mining installation, system and continuity, and any link with problems would have a great impact on the well’s productivity and would increase the difficulty of discharge and mining. In the case of wells with high water yield, the key is to select applicable discharge and mining installation, which should be able to make the bottom hole flowing pressure decline smoothly and fast, and make the wells produce gas as quickly as possible but able to slow down the rate of discharge and mining properly when gas has appeared. In addition, in view of the CBM wells with high water yield, an installation lectotype method based on Darcy’s law was proposed, which was found with good accuracy and practicability through field application.     

中—高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制

基于中—高煤阶煤储层欠饱和特性及煤层气井生产数据,以临界解吸压力为关键参数节点,揭示了中—高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制及其对煤层气开发过程的控制作用。结果表明:基于上述机制可以实现储层压力和含水饱和度实时监测、煤层气井单井可采储量计算、储层渗透率(包括绝对渗透率、相对渗透率、有效渗透率)动态预测、产能动态数值模拟等4方面现场需求;煤储层相对含气量(吸附态气体饱和度)越高,储层压力与含水饱和度下降越快,煤层气越容易解吸产出;临界解吸压力后,煤层气井生产时间越长,储量计算准确性越高;在整个煤层气生产过程中,煤储层渗透率被统一为储层压力的函数,欠饱和相渗曲线能更好地反映煤储层正负效应及气体滑脱效应;在产能预测方面,欠饱和相渗模型较饱和相渗模型更加准确,精确度更高。     

余吾矿煤层气井产能主控因素分析

查明余吾矿煤层气井产能的主控因素，可为进一步勘探开发提供指导。根据该矿已有的煤层气勘探开发井资料，从资源开发条件、钻井的井径扩大率、压裂改造效果、排采工作制度等方面分析了关键参数与日产气量的关系，得出了该区煤层气井产能的主控因素。结果表明:煤储层原始渗透率、临储压力比、含气饱和度是该区煤层气井产能的储层地质控制因素；钻井的井径扩大率、压裂改造效果是影响该区煤层气产能的工程控制因素；排采工作制度与产能之间关系不密切。当煤层段煤体结构复杂或碎粒/糜棱煤所占比例较高时，优化钻井参数或改善钻井液性能、优化压裂工艺参数与煤层的匹配性，是实现该区煤层气井产能最大化的重要保障。研究结果为该区煤层气井开发工程指明了方向。     

Geologically controlling factors on coal bed methane (CBM) productivity in Liulin

It is of great significance to forecast high yield of CBM wells and analyze dynamic production by having an overall study on the characteristics of the produced CBM and determining the main factors influencing the productivity of CBM. With the test report and the related geological parameters of a single well, methods of combining the productivity data and typical production curves were used to analyze different geological factors and how to influence the capacity of a single layer. Then, the paper proposed a new understanding about capacity characteristics of the study area and geological control factors: First, the Shanxi formation production capacity characteristics was divided into two-stages, showing signs of gas and gas breakthrough for 100 days. Second, two parameters, which include potential of gas production and gas production capacity, were better than the single parameter, such as gas content, coal thickness, and penetration to analyze affecting factors of single well production. Finally, comprehensive analysis concluded that the ratio of critical desorption pressure to reservoir pressure has greater influence on the production of vertical CBM wells. Besides, the potential of gas production capacity has greater impact at stage of showing gas signs; the coal reservoir pressure and gas production capacity have greater impact at stage of gas breakthrough for 100 days. Thus, to seek the coal bed methane with high ratio of critical desorption pressure to reservoir pressure and high yield of gas will be important guarantee to the success of the coal bed methane exploration and development.     

黔西煤层气成藏特性空间分异及其对开发的启示

黔西地区煤层气资源丰富,但赋存条件复杂,开发难度较大。基于该区煤层气井注入-压降试井数据,重新厘定了本区煤储层渗透率划分方案,分析了地应力及其控制下渗透率、压力系统、气藏类型的空间分异特征,探讨了地应力的控藏效应及其对煤层气开发的启示:区域上,六盘水煤田地应力显著高于织纳煤田,煤储层渗透率为中低渗—低渗水平,异常超压发育,具有"应力封闭"特征,而织纳煤田煤储层渗透率为中渗—中低渗水平,以欠压状态为主,表现为"压力驱动"特点,可实现压降自由传递;垂向上,300 m和600 m为黔西地区地应力的转换深度,也是控制煤层气成藏特征的临界埋深线,300 m以浅以水平应力为主导,300~600 m水平应力与垂直应力共同作用,异常高压发育,600 m以深以垂直应力占主导。600 m以浅有利于统一流体压力系统的发育,以深有利于多层叠置流体压力系统的形成,并使气藏资源类型由"压力驱动型"向"应力封闭型"转变;基于成藏要素的台阶式跃变特征和多层次模糊综合评价,推测300~600 m为本区煤层气勘探开发的黄金带,织纳煤田高产井产层普遍位于该深度范围。     

基于流-固-热耦合的深部煤层气抽采数值模拟

为了提高深部煤储层产气规律预测准确性、减小气井设计误差,分析了深部煤储层特征参数随埋深的变化规律,针对目前煤层气研究忽略了温度、地下水等因素问题,基于已建立的深部煤层气抽采流-固-热耦合模型,进行深部煤层气抽采数值模拟,分析不同地应力、初始渗透率、储层压力和温度等深部特征参数以及不同埋深条件下煤层气抽采的储层参数和产气演化规律。结果表明:渗透率变化为地应力增加、温度降低和煤层气解吸引起的煤基质收缩效应与储层压力降低引起的煤基质膨胀效应的综合竞争结果;随着煤层气和水被采出,储层温度降低和煤层气解吸占主导,储层渗透率升高;地应力对深部储层渗透率比例的变化起着主要作用,初始渗透率对产气速率起着控制作用;当煤层埋深小于临界埋深时,产气量随埋深逐渐增加,达到临界埋深后,产气量随埋深逐渐降低;低渗透率是制约埋深超千米的气井高产的关键。     

煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用

我国煤层气储层地质条件复杂,低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产,储层水和煤层气已经大量产出,气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征,即低水压和低气压。针对这类双低压低产井,研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术,并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验,获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层,煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产,经过4 a的排采生产,平均日产量只有31 m~3/d和20 m~3/d;两井各进行过一次水力压裂二次改造,增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右,具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行,分别泵注高压氮气34 800 m~3和44 960 m~3,泵注结束后关井闷压92 h和112 h,在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间,实时监测了试验井周边邻井的套压变化,分析高压氮气在煤层中的运移方向,试验结束后进行了1～3 a的排采生产。结果表明:①在高压氮气泵注阶段,位于不同方向邻井的套压不同程度升高,这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象,并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向,而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向,主要与排采后均化的局部地应力场有关。②试验前后同一时间段的产量对比表明,氮气闷井改造具有"单井改造,多井增产"的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造,受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③增产效果显著,两口试验井日产气增加1.2～8.9倍,3口邻井日产气增加1.4～3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术,对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。     

复杂地质条件煤层气藏群井排采压力分布规律研究

建立了考虑气体吸附、解吸引起的煤基质孔隙变形与孔隙气体压力耦合作用的煤层气藏渗流数学模型,并基于阜新刘家煤层气藏建立了复杂地质条件下褶曲状的煤层气藏地质模型,对比分析了煤层气排采过程中普通储层和复杂地质条件储层的压力变化。模拟得到：煤层气井排采引起的压力分布为沿面割理渗透率方向扩展的椭圆形漏斗,复杂地质条件煤层气藏储层压力主要沿岩墙和断层等封闭条件的走向方向降落;LJ-1~LJ-4四口井处于断层和火成岩三面封闭的条件中,在排采135 d后产生共同的压力降落圈,LJ-5~LJ-8由于处在两道岩墙和两条断层地面四面封闭的环境中,排采45 d形成共同的压力降落圈。同样条件下,无封闭边界构造的普通储层在排采75 d后,7口井周形成共同的压力降落圈。根据煤层气井距岩墙和断层远近的不同,普通煤层气藏气井产量与复杂地质条件煤层气藏气井产量出现3种不同的变化形态。     

沁南西—马必东区块煤层气高效建产区优选技术

沁水盆地南部是我国目前规模最大的煤层气生产基地,浅部开发工程布置的逐渐完成,必然要将眼光转向深部,开采难度增大。为此,准确圈定高效建产区尤为重要,沁南西—马必东区块正是如此。面对这一新的技术挑战,分析深部煤储层特点,结合沁水盆地南部前期煤层气井生产实践,首先划分出资源基础、产气条件、储层可改造性3个优选层次,进而从含气性、渗透性、疏导性、可采性四个方面提出了高效建产区优选标准和流程,形成了"三层四性"高效建产区优选技术。研究认为,建产区开发潜力体现为关键地质条件指标的组合,包括高于经济极限的煤储层含气量,单位长度微裂隙总宽度≥50μm,可疏导指数≥30 nm,地应力状态处于垂直应力≥最大水平主应力≥最小水平主应力或最大水平主应力≥垂直应力≥最小水平主应力状态,以原生—碎裂结构煤为主,局部构造相对简单,可动用面积≥30%等。基于这一标准,在沁南西—马必东区块优选出3个高效建产区,部署了5口试采井,获得单井日产气量2 000 m~3以上的实施效果,验证了优选技术方法的可靠性,为沁水盆地深部煤层气区块高效建产区优选提供了技术示范。