焦坪矿区低阶煤储层因素对煤层气井产能的影响及敏感性分析

利用CBM-SIM煤层气数值模拟软件,以焦坪矿区低阶煤层为例,研究了煤层厚度、渗透率、含气量、吸附性、储层压力、含气饱和度和临储比等煤储层因素对煤层气井产量的影响。结果表明:气井产量随煤层厚度、渗透率、含气量、Langmuir压力、含气饱和度和临储比的增大而增大,随Langmuir体积的增大而减小;储层压力不影响产气量大小,只改变气井的产气时间;含气饱和度和临储比能更好地反映多个因素变化时的产气量变化。      

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。      

基于“定体积法”的大佛寺井田煤储层稳产阶段动态含气量反演

含气量是影响煤层气井生产的关键参数，但是，多数煤层气井无法直接获得目标煤层含气量，且解吸法测定的低阶煤储层含气量误差较大。文章以大佛寺井田煤层含气量动态变化特征为研究目标，结合煤层气井排采数据对煤储层参数动态的同步反馈，采用“定体积法”分析煤层气井排采数据，进行4#煤储层实时含气量的动态反演。结果表明：（1）设定多个原始含气量，实时含气量随时间变化呈线性递减关系，且下降趋势一致，皆能得到实时含气量变化线性斜率相同的结果：产气量与含气量消耗同步，且与生产时间间隔无关。（2）分析1 d、3 d、5 d的不同时间步长，设定原始含气量分别为2 m3/t、3 m3/t、4 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、8 m3/t时，煤储层实时含气量变化关系高度一致，认为煤层气井遵循“定体积”产气规律，即不存在压降漏斗的形成与扩展。（3）连续排采阶段，实时含气量与排采时间呈线性降低关系，排采间断前后两个阶段煤储层实时含气量线性降低速率不同：为-0.00546和 -0.00435；第二阶段较第一阶段实时含气量变化斜率减小，是因为排采过程产生煤粉，堵塞阻碍块煤的解吸作用，造成储层伤害，能够解吸的煤层体积缩小。     

山西省煤层气资源量及可采潜力

山西省煤层气资源丰富,开发条件优越。在以往研究成果的基础上,根据大量的煤田钻孔、煤层气井和煤样等温吸附实验等资料,分析了煤层含气性、煤级、储层压力、温度、煤的吸附能力、含气饱和度等特征,对山西省深部煤层含气量进行了预测,估算了煤层气资源量及可采潜力。研究结果表明,煤级、储层压力、温度、煤的吸附能力、含气饱和度等参数直接或间接受埋深控制,并通过等温吸附方程综合影响深部煤层含气量,含气量随埋深的增加而增加,但增加趋势变缓;估算2000m以浅煤层气资源量约8.3万亿m3,煤层气平均可采系数在30.0%~56.7%。     

延川南地区煤储层特征及煤层和井区优选评价

以延川南地区煤层气井的实验测试数据为基础,采用地质类比法对煤层的含气性及其他储层物性特征进行了对比分析,然后利用最大值标准化法和灰色关联系数法得出单煤层和井区的综合评价分数,并据此对井区进行了综合评价。结果表明,区内甲烷浓度高、含气量大、孔隙性能好、煤层厚度大,但含气饱和度和渗透率低,需要对储层做进一步的压裂改造;通过灰色关联分析,认为各因素的相关关联序为含气量〉含气饱和度〉渗透率〉储层压力〉煤厚〉埋深〉孔隙度〉甲烷浓度,2号煤的开发条件优于10号煤,各井区中以y-3、y-16及y-6井的综合评价值较高,是下一步井网布局和煤层气开发的首选井区。     

沁水盆地东缘洪水地区15号煤层储层特征研究

洪水地区位于沁水盆地东缘中部,15号煤层是该区主要的可采煤层之一,根据区内煤层气参数井测试数据、试井资料及煤炭地质勘查资料,对15号煤层储层特征进行了研究。结果显示：研究区15号煤层为高变质程度的贫煤,煤储层渗透率在0．047～0．1lmD,属低渗透率煤层,储层压力梯度为0．402～0．965MPa／lOOm,平均为0．672MPa／100m,属于欠压地层,煤层含气量为9．02—20．67m3／t,平均16．18m。／t,含气量较高。整体来看,研究区属于低渗透、低储层压力梯度和临储比,高含气量的煤层气富集区。     

沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征

煤层气排采技术和排采工作制度的正确与否对煤层气井的产气量和服务年限有很大影响。通过对“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目”36口井排采过程的分析和跟踪研究,认为煤层气井的排采过程分为几个不同阶段,且不同阶段间的转化主要受控于含水饱和度和气-水相对渗透率的变化;煤层气井通常会有3个产气高峰,并探索了一套适合示范区煤层气井3号煤排采的工作制度。这些成果对今后示范区煤层气井以及其他同类型盆地中煤层气井的排采生产,都具有重要的示范意义。      

晋城地区煤层气井多层合采效果评价

煤层气井多煤层合采效果研究为煤炭安全、井下瓦斯治理、确定开发技术指标、单井配产、合理划分开发层系、煤层气高效开发以及制定中长期煤层气开发规划具有很好的参考价值。以晋城成庄矿区为例,将开发中后期排采效果检验井含气量等数据与邻近井原始含气量进行对比,分析3、9和15煤各煤层含气量在合层排采后的变化特征,以评价排采效果;并结合地质资料及现场排采动态进一步分析影响各煤层排采效果的主控因素。综合分析认为,成庄矿区经过多年地面煤层气多层合采,下部15号煤层比上部3号和9号煤层含气量降低更快。分析其原因认为成庄矿区15号煤层含气量降低较快的主要影响因素包括煤层渗透率、供液能力、储层压力及排采制度等。研究结果为剩余储量预测提供可靠的科学依据。      

多层叠置含煤层气系统不同排采制度下的排采效应

在多煤层发育地区,各煤层组之间发育低渗透岩层,使得上下煤组之间形成独立的多层叠置含煤层气系统。根据相对独立含气系统理论对西山煤田南部赤峪地区的多煤层进行了含气系统的划分,并对储层压力、临界解吸压力等参数进行了分析,在此基础上采用COMET3数值模拟软件进行了单层排采、合层排采和递进排采分析。模拟结果显示：单层排采产量低,经济可采时间短,且成本较高;合层排采比单层排采产量高,经济可采时间长,但各含气系统之间由于相互干扰,贡献不一,使资源浪费;递进排采产气量和稳产时间均优于前两者。可根据产气压力来确定多层叠置含煤层气系统排采次序,首先排采产气压力最高的含气系统,当压力降至压力低的系统时再合排。     

焦作煤田煤层气储气层特征及含气性

焦作煤田的二1煤层厚度稳定,结构简单,且煤层气资源丰富。煤层的孔裂隙、吸附性、含气性、渗透性、储层压力、含气饱和度、储层温度等煤储层特征是煤层气选区评价和勘探开发决策的重要依据之一。通过对煤储层特征和分布规律深入的分析和研究认为:①焦作煤田二1煤层的纳米级孔隙发育,煤层吸附能力较强,且随着埋深的增加,吸附能力增大;②该煤层多数处于低压状态,但随着埋深的增加,储层压力和压力梯度有增大的趋势。③煤层气含量和含气饱和度随埋深的变化呈现相近的变化规律,含气量越大,甲烷(CH4)含量越大,甲烷(CH4)含量由浅至深有增大的趋势。④根据我国渗透率划分标准,该煤层原始煤储层的渗透率多数属于中高渗透率煤层,局部地段属于低渗透煤层。     

沁水盆地柿庄南区块煤层气井储层压降类型及排采控制分析

为了充分认识柿庄南区块煤层气井储层压力变化特征及其对煤层气井产量的影响,基于对柿庄南区块储层地质参数的分析及实际生产数据的剖析,对不同类型生产井的储层压降类型进行分析归类,并结合排采异常井对气井低产原因、排采控制方法及储层敏感效应进行具体分析。结果表明:柿庄南区块煤层气井储层压降可分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型,其中快速下降型井更有利于煤层气高产稳产,但若降压速率超过快速下降型井的最大降压速率反而会使储层受到压敏、速敏效应,降低储层渗透率,同时导致压降漏斗扩展受限,最终抑制煤层气井达到高产稳产。      

致密煤层气藏三维全隐式数值模拟

我国煤层普遍存在低渗、低储层压力和低含气饱和度等不利条件,许多研究表明,低渗透多孔介质中的气体运移存在启动压力梯度。为了让数值模拟模型能更加准确地描述致密煤储层中流体的运移特性,基于前人的研究成果,建立了考虑启动压力梯度的致密煤层气藏三维、非平衡吸附、拟稳态条件下气、水两相耦合流动数值模拟模型,并给出了模型的全隐式有限差分格式和数值求解方法。最后利用沁水盆地某生产井的试井资料进行了模拟计算,模拟结果表明,在其他条件相同的情况下,启动压力梯度的存在使得煤层的降压效果变差,且延迟了产气高峰的到来。对比该井的开采资料,模拟结果是合理的,模型能正确反映致密煤层气藏中流体的运移特征。     

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。      

晋城煤层气藏成藏机制

通过晋城煤层气的规模开发、压裂煤层气井的解剖、井下煤层瓦斯抽放、构造地应力场研究、煤储层大裂隙系统“CT”式解剖与煤层气封闭保存条件研究, 发现3#煤储层内部存在大量煤层气包, 构造微破裂作用促使煤层气包之间广泛合并联通, 煤层气包内部储层的非均质性弱化, 渗透率增加, 煤层气包内部的游离气体比例增加, 流体压力系统边界逐渐清晰并形成煤层气藏. 揭示煤层气藏的成藏机制, 认识煤层气藏的内部细节特征, 促进了该区的煤层气开发技术进步, 提高了井下煤层瓦斯的抽放效率.      

煤层气垂直井排采控制决策系统的开发

合理的排采工作制度是提高煤层气井产量和节约成本的关键。根据煤层气井压裂裂缝延伸特点和排采过程相态变化特点,结合压力传递模型及Langmuir吸附模型,得出了不同排采阶段的识别标识;根据KGD模型,结合压裂施工工艺参数,以及渗透率与孔隙度的关系,分别建立了水平最小、最大主应力方向上的渗透率预测模型;根据达西定律及排采过程中煤基质与裂隙的正负效应,建立了不同排采阶段物性参数变化模型;根据压力传递特点及气、水相对渗透率变化,最终建立了不同排采阶段、不同过程的排采强度预测模型。借助Visual Basic开发工具,研制了煤层气垂直井排采控制决策系统。晋城矿区潘庄井田应用表明,该系统具有一定的应用前景。      

The abnormal pressure regime of the Pennsylvanian No. 8 coalbed methane reservoir in Liulin–Wupu District, Eastern Ordos Basin, China

Coalbed methane reservoir pressure is an important parameter used to assess the producibility of coalbed methane wells. Practices indicate that high production of coalbed methane well is partly related closely to abnormally high pressure. Permo-Carboniferous coalbed methane resources are very abundant in the Liulin–Wupu District, Eastern Ordos Basin, which has been the highlight of coalbed methane exploration in China in recent years. In this district, the abnormally high pressure is present locally in the Pennsylvanian No. 8 coalbed methane reservoir (the Taiyuan Formation). Based on the distribution of the abnormally high pressure, burial history, hydrocarbon generation, hydrodynamics, and sealing regimes, the authors suggest that the abnormal coalbed methane reservoir pressure is related closely to local hydrodynamic trapping. The gas generated during the qualification is preserved, owing to the confinement of lower permeable roof and floor rock layers, and water trapping in the updip direction (like the “fairway” in San Juan Basin). As a result of pressure reconstruction event, the abnormally high pressure is formed during the uplifting stage. The current coalbed methane wells with high production are always located in abnormally high pressure areas. Therefore, the areas with abnormally high pressure in Liulin–Wupu District can be the preferred areas for commercial coalbed methane development.     

贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术

贵州对江南井田煤层气开发进展缓慢,通过前期勘探阶段实践,该区块存在的主要问题是钻井效率低、固井漏失严重、压裂改造周期长,单井产量低,客观评价井田煤层气地质特征及开发技术对后续煤层气的开发至关重要。通过对井田煤层厚度、煤体结构、储层压力、含气量、渗透性等方面进行了系统研究,结合井田以往钻井、压裂及排采实践,提出了井田煤层气开发以定向井为主,在M18煤层构造简单、煤体结构好、含气量高、煤层稳定且厚度大于3 m的区域,宜采用水平井的开发方式,在M25和M29煤,M78和M79煤构造简单、含气量高、煤层稳定且层间距小于5 m的区域,宜采用层间水平井的开发技术,漏失井段宜采用空气潜孔锤快速钻进技术,非漏失井段宜采用螺杆复合钻进技术,固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式,直井和定向井压裂宜采用复合桥塞层组多级压裂,水平井宜采用油管拖动水力喷砂射孔压裂技术,排采宜采用合层排采+分层控压技术,形成一套适宜于对江南井田地形地质条件下的煤层气开发技术,为今后研究区大规模煤层气商业开发提供参考。      

华北部分矿区煤储层压力研究

煤储层压力是煤层气开发的重要参数，它可以通过试井方法获取，华北部分矿区的试井资料表明，煤储层压力的变化较大，其主要影响因素有构造应力、地下水头高度及埋深、地下水矿化度等，当含气饱和度一定时，储层压力对煤层气井早期的气产率和水产率有较大影响。     

无越流补给含水层对煤层气排采影响的数值模拟

沁水盆地南部煤层气井具有“高产水、低产气”的特征,然而也有部分井存在“高产水、高产气”的现象。一般来说,煤层气井高产水,多与沟通含水层相关。针对这种情况,基于沁水盆地柿庄南区块煤储层地质条件,结合煤层气直井排采的实际情况,利用数值模拟方法,采用气水两相多组分的三维煤储层模拟软件(SIMEDWin)模拟煤层气井排采中,沟通无越流补给含水层对储层压力变化及煤层气水产出规律的影响。结果表明:与无含水层影响的煤层气井对比,沟通无越流补给含水层的煤层气井远井地带压降幅度显著,高产气时间久,累积产气量多,排水量大,但见气时间较晚;含水层渗透率越大,气井日产气峰值越高;气井日排水量越大,产气速度也会越快,但产气速度在排水量达到一定值时不再增大。综合考虑,沟通无越流补给高渗透率含水层,增大日排水量到一定值更有利于柿庄南区块煤层气的增产。      

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。