煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_c)、临界解吸压力(P_j)和井间干扰压力(P_r)为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。     

煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施

排采管控方法对煤层气储层动态渗透率具有显著影响。基于煤层气井不同排采阶段渗透率的主控因素，以提高和改善渗透率为目标，提出了针对性的排采对策。井底流压大于原始储层压力时，降压速度为0.03~0.05 MPa/d，可降低压裂液和速敏伤害；井底流压在原始地层压力和解吸压力之间时，以小于0.03 MPa/d的速度降压，避免加剧储层"渗透率漏斗"；在解吸压力以上0.2~0.3 MPa时开始以0.01 MPa/d速度降压，在解吸压力附近稳压排水30 d，解吸后套压控制在0.2~0.3 MPa左右，避免两相流造成的水相渗透率下降；提产段通过变速提产强化基质收缩作用改善储层渗透率；稳产段主要通过单位压降增产量来确定合理的稳产产量，实现煤层气井长期高产稳产。现场试验表明，该方法取得了较好的应用效果。      

煤层气井底流压生产动态研究

井底流压对煤层气的开采至关重要。在考虑煤层产水量与井底流压的耦合作用下,基于质量和能量守恒定律建立了计算井底流压的数学模型。采用压力增量迭代法,利用matlab7.11编写了求解程序,分析了排采参数相互间的关系。研究结果表明:产水量与井底流压两者的关系呈非线性关系;储层渗透率越好、煤层厚度越厚,产水量与井底流压的耦合关系会更显著些;气液两相流阶段中,高产气量不仅能降低环空中气体流动的压降损失,还利于煤层气在地面管汇的运输。      

六盘水地区煤层气井合层排采实践与认识

为了提高煤层气井合层排采效果，需要合理划分排采阶段并制定与之对应的管控措施。基于贵州六盘水地区以往煤层气勘查与试采工作，分析该区二叠系龙潭组煤层气地质条件和煤储层特征，对比分析两口煤层气井合层排采管控制度及其效果。结果表明:研究区具有煤层层数多、单层厚度薄、含气量高、储层压力大、煤层渗透率低、局部构造煤发育等煤层气地质特点，使煤层气井排采过程中压敏效应和贾敏效应较明显，储层伤害较严重，煤层气井高产时间较短，产气量较低。应该优选厚度较大、含气性好的原生结构煤层或煤组进行射孔压裂。在合层排采过程中，对排采阶段进行合理划分，并根据排采阶段控制流压、套压、流压降幅、套压降幅和液面高度等参数，可有效减小压敏效应、贾敏效应、速敏效应等储层伤害。合理的合层排采管控有助于实现控制产气量稳定平稳上升、煤层气井长期稳产与高产的目标。      

綦江打通区块綦煤1井煤储层物性垂向分布特征

重庆綦江打通区块煤层气勘探程度较低,为探究其煤层气勘探开发潜力,采用压汞法、等温吸附实验、煤层气含量测试等手段,系统分析了綦煤1井揭露的主力煤层在垂向上孔隙结构、含气性等特征,综合评价了该区煤层气开发地质条件。结果表明:该井薄–中厚煤层发育,煤体结构以原生结构、碎裂结构为主,其中M₈煤层中部为碎粒结构煤;煤储层具有“低孔、特低渗”特征;下部M₈、M₁₂煤层以吸附孔为主,具有较强的吸附储气能力;主力煤层含气量较高,其中M₈煤层中部达到过饱和吸附状态,各煤层整体含气性好,研究区煤层气资源潜力较大,开发前景好。同时,垂向上各主力煤层的物性差异性和复杂性将对研究区煤层气开发工艺提出挑战。      

柿庄南区块煤层气井早期生产特征及开采建议

从水文地质的角度揭示了不同情况下单井的排水采气机理。在此基础上结合柿庄南区块59口井的实际排采数据,综合分析了气水产量,井底流压,套压及动液面随时间的变化曲线;并将早期生产特征归纳为3种类型：①低产水-高产气型,见气早,产气量高（>1000 m3/d）、产量递减缓慢、峰值产量高,日产水量小（<2m3/d）,套压高;②低产水-中低产气型,日产气小于1000 m3,产量衰减明显且波动大,排水期较长;③高产水型,产气极少或无,日产水量大（>10m3/d）,动液面下降缓慢,套压很低或为零。最后针对不同类型的低产井,提出相应的开采建议：低产水-低产气型井可采用二次压裂措施,改善煤层渗透率;高产水井可通过无机堵水或加大排采强度等方式排采;煤层气井排采要勇于实践,探索适合该区不同煤层的成功排采方法。     

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。      

韩城示范区煤层气井产能分析

根据对韩城示范区的地质条件以及煤层气井的生产动态资料进行研究,从含气量、构造、埋深和煤厚方面分析其对煤层气井产能的影响,认为煤层含气量大、构造简单、埋深在400—600m以及煤层厚度大等地质条件有利于煤层气井产气;通过比较区内77口井的产气产水特征,重点分析了井底流压、套压等排采参数与产气、产水等生产数据的关系,认识为排采过程中,保持较低的井底流压、稳定的产水量和合理的层间合采方案能获得较高的产气量。     

煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,提出了煤层气流压回升型不正常井起因,通过理论研究和现场数据分析,明确煤层气井流压回升对储层伤害机理,提出流压回升对储层伤害程度评价方法及治理对策。研究结果表明:煤层气井煤没度增加导致套压降低,套压下降速率越快,则井底流压下降越快;煤没度增加速率过快的煤层气井,其井底流压回升对储层伤害严重,导致气体产出阻力增加,部分气体被毛细管压力封堵在孔隙中,难以产出。流压回升伤害指数可以表征流压回升导致储层伤害程度,抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水量小于煤层向井筒供水量是井底流压回升的主要原因,其治理措施可通过液压冲洗清除固定凡尔煤粉,通过机械振动清除游动凡尔煤粉,通过恒沉没防气锁工艺与煤层气井间断抽水工艺相结合措施治理气锁。      

铜川焦坪矿区煤层气储层数值模拟与排采制度研究

以焦坪矿区下石节井田煤层气生产试验井JPC-02井排采生产数据为基础,利用煤层气专用储层数值模拟软件(CBM-SIM)对其进行了历史拟合,纠正了通过参数测试获得的煤储层参数,并进行了产能预测.运用煤层气排水采气理论,结合JPC-02井排采生产数据,将排采细分为8个阶段,并对各阶段的特征和储层伤害机理进行讨论,通过研究排采参数之间的关系,建立了适合焦坪矿区量化的、可操作的排采工作制度.结果显示:JPC-02井历史拟合效果较好,产能预测日产气量超过1 000m3的时间约为7a;井底流压与产气量呈负相关关系,随着动液面的下降,储层的供水能力加大.通过现场应用,建立的排采工作制度正确合理、可操作性强.     

基于煤层气井排采数据的储层含气量动态反演研究

煤储层含气量是煤层气开发的核心参数,但实测煤储层含气量与煤储层的真实含气量之间往往存在误差。基于窑街矿区海石湾井田煤层气井不同时段的产气量,以煤储层含气量“定体积”降低为基础,反演煤储层实时含气量,研究煤层气井排采过程煤储层实时含气量的变化规律。结果表明:煤储层含气量随排采时间呈线性下降趋势,不同步长煤层气井产气量与煤储层含气量降低幅度一致,遵循“定体积”产气特征,即煤层气单井产气量是煤基质“定体积”产出;煤层气井的产气量与含气量降低速率有关,而与煤储层原始含气量无关。煤储层为隔水层,水力压裂难以改变煤基微孔隙通道的结合水状态,CH₄产出过程受水–煤界面作用控制,煤层气产出是“CH₄·煤·水”三相界面传质作用的结果,水–煤界面作用中水的湍动提供并传递能量,激励块煤中CH₄解吸与产出。      

云南老厂矿区煤层气储层地质条件及其资源潜力

云南老厂矿区煤层气资源丰富,是近年来我国煤层气资源勘探开发的热点区域。针对煤层厚度、储层物性、含气量等储层基本参数特征进行分析,对区域煤层气资源潜力进行评价。结果表明:云南老厂矿区煤层厚度较大、层数较多,煤层顶底板以泥岩、粉砂岩为主,生储盖配置较好;目标煤层孔隙度相对较高,裂隙较为发育,可为煤层气的富集和产出提供良好的条件;主要煤层压力整体上属于常压储层,煤层解吸速率较高;同时煤储层大多处于欠饱和状态,开发过程中需要较长时间的排水降压;老厂矿区雨汪区块埋藏深度小于1 000 m的煤层气资源量为270.93亿m³,资源丰度为3.20亿m³/km²。总体而言,研究区煤层气勘探开发条件较好,具有较大的勘探开发的资源潜力。     

鄂尔多斯盆地兴县地区煤层气地球化学特征及成因

煤层气化学组分、甲烷碳氢同位素特征对煤层气成因、分布规律和煤层气资源评价具有重要意义。为了查明河东煤田北部兴县地区山西组、太原组煤层甲烷及二氧化碳成因，采集研究区煤层气井解吸气样，通过组分分析、CH₄碳氢同位素和CO₂碳同位素测试，根据煤层气成因图版，分析了煤层气稳定同位素的地质影响因素，揭示了研究区煤层气成因。结果表明，区内主力煤层的甲烷碳同位素存在明显差异:8煤甲烷δ13C₁值介于-55.1‰~-44.2‰，平均为-49.2‰；13煤δ13C₁值介于-65.7‰~-55.7‰，平均为-59.8‰。同一煤层内甲烷碳同位素呈现出随煤层埋深增加而变重、随水动力条件增强变轻的特点；甲烷碳同位素偏轻，重烃组分偏少，表明受到一定因素或次生作用的影响。8煤以热成因气为主，13煤以次生生物成因气为主。研究区8煤δ13C （CO₂）介于-17.3‰~-4.8‰，13煤δ13C （CO₂）介于-26.3‰~-6.9‰，二氧化碳为煤热演化初期或最近一次煤层抬升再沉降后煤中有机质热裂解产生。研究成果为明确该区煤层气勘探开发方向提供了理论依据。      

含水饱和度对中阶煤储层应力敏感性影响实验

为了查明含水饱和度对中阶煤储层应力敏感性的影响,对煤层气井储层改造及排采工作提供指导,利用自主设计的实验装置开展了黔西松河矿龙潭组1+3号、15号煤干燥、含水及饱水条件下液测、气测渗透率应力敏感性实验,分析了煤样渗透率、渗透率损害率、渗透率不可逆损害率、应力敏感性系数变化特征。研究结果表明:随着含水饱和度升高,中阶煤液测渗透率应力敏感性增强,加卸载造成的渗透率不可逆损害率增大。含水饱和度升高导致初始气测渗透率降低,干燥煤样孔裂隙闭合程度高,饱水煤样因束缚水饱和度高,具有较强的气测渗透率应力敏感性。干燥煤样、含水煤样适宜采用幂函数表征无因次气测渗透率与有效应力的关系,饱水煤样则更适合采用负指数函数表征两者关系。中阶煤储层压裂及排采过程中应重视储层保护,当煤储层含水性较弱时,应优先考虑采用CO₂或N₂泡沫压裂方式进行储层改造。      

超临界CO2参与下煤储层原位微生物甲烷化物理模拟研究

超临界CO₂能够破坏煤分子结构,提高生物甲烷的产量。为研究微生物在超临界CO₂参与的煤储层原位条件下的产气潜力,以新疆地区某煤层气区块目标煤层的初始储层压力、温度和气体组分作为原位储层条件,通过自主设计的煤储层原位厌氧发酵装置,模拟煤储层原位储层条件下的厌氧发酵过程,并对生物气产量、煤的官能团结构和微生物群落结构进行了分析。研究结果表明,在超临界CO₂参与的煤储层原位条件下,生物甲烷产量达到了32.9 mL/g,CO₂的生物转化率为17.4%。FTIR光谱表明,原位条件下微生物对苯酚、醇、醚、酯中含氧基团的降解能力要强于常规条件下的厌氧发酵。超临界CO₂参与下的储层原位厌氧发酵系统中,多种产甲烷代谢途径的产甲烷菌(氢营养型、乙酸营养型和甲基营养型)逐渐向单一的氢营养型产甲烷菌演化。高压环境下,细菌群落中芽孢杆菌Solibacillus silvestris成为水解产酸发酵阶段的优势菌。该研究为煤层气生物工程的现场实施和碳减排提供了实验基础。      

新疆库拜煤田铁列克矿区地应力分布及其对煤层气开发的影响

地应力、煤储层渗透率和煤储层压力等是影响煤层气开发的重要因素。通过分析新疆库拜煤田铁列克矿区注入/压降试井及原地应力测试数据,结合铁列克矿区煤层气井日产气量分析,研究了新疆库拜煤田铁列克矿区地应力变化规律及其对煤层气开发的影响,分析了铁西矿区和铁东矿区煤储层地应力特征及其对煤储层物性的影响。结果表明:(1)地应力状态在垂向上发生变化,埋深处于550~650 m、650~850 m和850~1 200 m时,地应力状态类型依次为σ_H>σ_v>σ_h、σ_H≈σ_v>σ_h和σ_v>σ_H>σ_h;(2)埋深850 m处既是垂直主应力和最大水平主应力的转换点也是渗透率趋势变化点,指示了地应力对渗透率的控制作用;(3)渗透率和煤储层压力与地应力分别呈负相关和正相关关系;(4)地应力对产能的负效应大于地应力对产能的正效应,使典型日产气量随着地应力的增大而减小;(5)铁西矿区和铁东矿区中部煤储层碎粒煤较发育、吸附孔体积和含气量均较大,是煤层气开发的有利区带。研究成果可为库拜煤田下一步煤层气开发提供理论指导。     

煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

煤系叠合型气藏是含煤地层煤系气特有的关键成藏类型,煤系叠合型气藏的发现、勘探开发实践与研究探索为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新领域和新思路。提出并阐述煤系叠合型气藏的概念、主要类型、发育特征和赋存分布,探讨煤系叠合型气藏的形成条件、成藏过程、成藏模式,揭示其形成机理,重点讨论2种主要类型煤系叠合型气藏的地质适配性勘探开发技术模式,分析前瞻了煤系叠合型气藏在煤系气勘探开发中的应用。研究表明:我国发育(分流)河道砂体与煤层接触型(华北型)、煤层?砂岩–泥岩互层型(华南型)、煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型(东北型)3类煤系叠合型气藏,分布赋存分别以华北地区山西组、华南地区龙潭组和东北地区城子河组为代表;沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素,三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、支流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合;煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征,统一的含气系统和压力梯度一致是其本质特征;含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理,喜马拉雅期是华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期;高分辨率地震岩相解释识别气藏与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征,“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。这些技术模式已得到应用并将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效开发提供重要支持。      

前置酸压裂提高煤层气单井产量机理与适用性研究

针对目前我国煤层气地面开发单井产量低、开发效益差的现状,为探索研究适用于煤层气井的经济高效增产改造技术,借鉴常规油气藏前置酸压裂技术的成功经验,采集焦坪矿区4-2煤层煤样,进行前置酸改善压裂效果评价实验,结合宏观观察、X射线衍射分析及扫描电镜–能谱手段对比分析实验前后矿物质成分与含量变化,研究前置酸压裂技术煤层增产机理和适用条件。结果表明:前置酸可改善煤储层孔裂隙之间连通性,大大降低压裂液本身对煤层的伤害,改造效果显著;酸化溶解(堵塞和填隙物质)为主要增产机理,形成不规则酸岩溶蚀面、酸盐反应生成CO₂促进CH₄解吸等作用是辅助增产机理;前置酸压裂技术适用于含矿物质较高、渗透性较差煤层增产改造和近井地带解堵,首选富含方解石、白云石、菱铁矿和赤铁矿等酸溶性充填物为主的煤层,对于含有较高黏土矿物的煤层或以解除近井地带污染为目的,重点考虑减少二次沉淀带来的负效应问题。建议采用二次沉淀物预防措施、综合防滤失技术、低密度支撑剂、低伤害/高黏度压裂液等对策来解决前置酸酸化后二次伤害和煤层压裂液滤失大的问题。