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。      

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。      

沁水盆地寿阳区块3号和9号煤层合层排采的可行性研究

寿阳区块煤储层具有层数多、单层厚度小、产能低、开采难度大的特征,为降低成本、提高煤层气资源采收率,对该区主要目标层3号和9号煤层进行合层开采是制定开发方案时的首选。在系统分析煤层气直井合层排采的关键控制因素基础上,认为煤岩及顶底板岩石力学性质、储层压力梯度、临界解吸压力、渗透率、煤储层供液能力是合层排采的主控因素,根据区内煤层气井勘探开发资料及主控因素分析了区块合层排采的可行性,指出了适合3号和9号煤层合层排采的有利区域。     

煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。      

官寨井田多煤层开发产层组合研究

官寨井田煤层群普遍发育,合层排采可以降低开发成本、提高单井产量,是多煤层区块煤层气开发的必然趋势。不同的产层组合方式,因各项物性参数存在差异,从而使产能差异较大。结合官寨井田的地质条件以及X井的排采数据,利用CBM-SIM数值模拟手段,对不同产层组合方式进行深入研究。结果表明:官寨井田影响合采的主要因素为:渗透率比值、临界解吸压力差和储层压力差。通过对比分析不同组合的产能曲线得出,煤组1、3为官寨井田适合合层排采的组合,其他组合因各主要影响因素存在差异,造成各煤层之间的层间干扰较大,因而不适合合层排采,研究结果将对类似地区的合层排采提供一定的指导。     

鄂尔多斯盆地东缘桑峨区煤层气分压合采可行性分析

在煤层层数较多的地区进行煤层气开采时,如果实施分层压裂、合层排采的技术,可以有效的降低煤层气的勘探开发成本,还可以提高单井产气量。研究分析此项技术的使用条件可以有效的提高多煤层合采的成功率。桑峨区内煤层层多,煤层结构较简单,厚度变化较小,是煤层气开发的较有利区块,在对直井产气特征研究的基础上,系统分析了主要煤层储层压力、压力梯度、临界解吸压力、储层渗透率、上下围岩特征等因素对合采的影响,认为研究区三套主力煤层基本符合分压合采的要求,可以考虑采用合层排采的方法来降低煤层气开采成本。     

煤层气开发中的层间矛盾问题——以柳林地区为例

直井分层压裂及合层排采能有效降低煤层气勘探开发成本,提高煤层气产能,但层间矛盾的干扰制约了这一排采工艺的推广。借鉴常规油气层间矛盾问题相关理论,首次提出并总结了煤层气开发中层间矛盾的概念、特点和影响因素。通过分析柳林地区典型井产能曲线特征,剖析了该区层间矛盾的特征和原因。结果表明:柳林地区合层排采太原组煤层（8号+9号）和合层排采山西组与太原组煤层（3号+4号+5号与8号+9号）时,层间矛盾问题严重;引起该层间矛盾的原因有煤层物性特征和煤层顶底板水文地质条件因素,其中8号煤层顶板水文地质条件是引发该区层间矛盾的主要因素。      

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。      

煤层气双分支U型井合层排采特征研究

为研究煤层气双分支U型井合层排采特征,以保德地区双分支U型井组8#和11#煤地质和储层资料为基础,依据合采对策图版分析8#煤和11#煤适合合采,以8#煤和11#煤单采、合采历史数据和排采曲线为基础,进行了排采阶段划分和排采特征分析,通过拟合分析合层排采的关键参数,结果表明:产气流入动态曲线呈现“三段直线式”特征;产水流入动态曲线呈现短期的“四段折线式”或长期的“单段折线式”特征;日产气量与排水量之间呈现“两段直线式”特征;日产气量/累计产气量与排采时间呈E指数相关。     

煤层气合采地质研究进展述评

煤层气合采是提高多煤层区煤层气开发效率的重要途径,但成藏作用的特殊性决定合采方式与产能效果复杂多变,高效开发面临较大挑战。我国煤层气地质工作者围绕多煤层煤层气成藏与合采可行性开展大量基础研究与工程实践,取得丰富的阶段性成果,为深化煤层气开发地质理论、推动产业发展提供有力支撑。从叠置煤层气系统成藏机理、合采地质约束条件、合采可行性判识方法、合采储层伤害4个方面,系统分析评述我国煤层气合采地质领域的最新研究进展,以期为后续研究开展、工程实施与产业建设提供参考。主要认识可概括为:(1) 深化了叠置煤层气系统成藏的层序控气机理以及成岩作用与地应力的后期改造效应;构建了煤系地下水环境化学封闭指数,为判识含气系统叠置性及流体动力条件提供了新的参数,结合流体压力剖面识别出3类含气系统叠置地质模式(增长型、衰减型和稳定型);进一步将叠置煤层气系统理念扩展到煤系气范畴,提出煤系复合储层叠置含气系统“共采兼容性”理论与方法体系,并应用于煤系气合采先导示范工程,取得初步应用成效;(2) 华北石炭?二叠系(太原?山西组)与黔西?滇东上二叠统(长兴?龙潭组)是煤层气合采研究与工程实践的热点区域(层域),压力系统及渗透性差异是合采中最受关注的地质因素。华北山西组、太原组的水动力系统与供液能力差异是制约合采效果的重要因素,黔西?滇东地区合采煤层的最大层间跨度、累计煤厚、煤体结构受到更多关注,表层水干扰是制约织金区块煤层气合采效率的关键;(3) 产能分析、物理模拟、数值模拟、产出水地球化学分析是煤层气合采可行性与干扰判识的重要方法,提出了基于产出水地球化学解析合采井产出水源和判识干扰程度的基本思路、技术图版和评价流程及基于产能曲线分峰剥离的产层贡献分析方法,技术方法的不断成熟、创新为煤层气合采方案、工艺优化与效率提升提供了有力支撑;(4) 煤层气合采对地质条件与工程扰动更为敏感,易诱发储层伤害,涉及产层暴露诱发的贾敏效应与气锁伤害,压力系统与渗透性差异诱发的应力与速度敏感伤害。均一化储层改造、分压力系统开采(分时间或分空间)、精细化排采设计与管控是降低储层伤害的有效途径。      

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。     

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气开发条件对比

基于沁水盆地寿阳和柿庄区块的地质和排采资料,从主采煤储层的资源性、储层流体可动性、压裂工程条件开展2个区块的对比分析,讨论寿阳区块煤层气开发的关键问题,提出下一步开发对策。结果表明:柿庄区块各煤层的资源性和流体可动性较好,具备单层排采的条件,而寿阳区块主力煤层的累计资源丰度高达1.57×108 m3/km2,解吸潜力大,3套煤层的有效解吸量均为9 m3/t左右,流体可动性强,渗透率平均7.57×10-3 μm2,吸附时间大于15 d,具备多层合采的条件;与柿庄区块相比,寿阳区块煤系中砂体发育广泛,煤系外源水供给能力更强,且实际压裂规模更大,断裂和压裂缝沟通含水层造成煤层气井高产水的风险更大。建议寿阳区块坚持以合层排采为主,在井层优选时,首先应规避断裂,其次应考虑目标煤层顶底板的岩性组合,同时要注意优化和控制压裂规模。      

韩城地区煤层气多层合采开发效果评价

单一煤层的煤层气资源丰度通常都比较低,且各向异性特征显著,为了提高单井产能,常把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以合采的方式进行开发。通过理论分析层间差异下的多层合采煤层气井开发动态,并基于韩城地区3号、5号和11号煤储层特征,经过分析该地区煤层气多层合采井的排采实例,对多层合采井的开发效果进行了评价。结果表明:低丰度煤层气藏的开发宜采用多层合采方式进行,但需注意多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出问题,应在生产过程中调整措施。      

顾桥井田煤层气井多煤层合采产量影响因素分析

通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。      

陕西省吴堡矿区煤层气井产层组合研究

吴堡矿区煤层气资源丰富,为加快吴堡矿区煤层气开发的步伐,分析了吴堡矿区煤层气井的产层组合和排采效果,并从煤层与含水层水力联系角度,探讨了不同产层组合煤层气井排采效果存在差异的原因。结果表明:S1煤层与含水层无水力联系,含水层对S1煤层排采没有影响,故单排S1煤层效果好;T1煤层与其顶板K2灰岩含水层之间没有良好的隔水层,水力压裂时,裂缝扩展到了煤层顶板,沟通了K2灰岩含水层,K2灰岩含水层严重影响了T1煤层的排采,故单排T1煤层或S1、T1煤层合层排采效果都不好。综合考虑上述因素,对今后吴堡矿区煤层气资源开发策略和思路提出了建议。      

煤层气分压合排技术适应条件分析——以陕西吴堡矿区为例

在多煤层发育的地区,实施分层压裂、合层排采工艺技术是一项降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措。吴堡矿区煤层气资源丰富,其主力煤层为S1、T1煤层。为探讨分压合排技术在吴堡矿区煤层气勘探开发中的适用性,通过分析吴堡矿区主力煤层(S1、T1)的煤层气分压合排影响因素,研究了煤层气分压合排技术适应条件和本区S1、T1煤层分压合排的可行性。结果表明:虽然吴堡矿区S1、T1煤层的压力梯度和渗透率差别不大,但其煤层顶底板岩石特征和水文地质条件有差异,分压合排过程中存在层间干扰。因此,在现有技术条件下,不适合对本区S1、T1煤层采用分压合排技术。现场勘探试验井的排采效果也验证了理论分析的可靠性。      

贵州官寨勘探区煤储层特征及煤层气开发潜力评价

官寨勘探区位于贵州织纳煤田北部,煤层发育具有"层数多、厚度薄、成群分布"的特点。采用气含量测试、注入/压降试井、钻孔煤层和煤体结构频度统计以及煤岩裂隙观测等方法,对煤储层含气性、渗透性、储层压力和地应力等进行了系统分析。采用体积法估算了官寨勘探区煤层气资源量,初步评价了煤层气可采性和资源潜力。煤层气地质、储层条件分析和开发工程实践表明,官寨勘探区煤层气保存条件好,气含量高,资源量和资源丰度大,可采性较好,具有较大的开发利用潜力;将煤层群作为目标产层,进行单井、多产层合层开发是今后官寨勘探区乃至西南地区煤层气开发的重要发展方向。     

贵州省煤层气资源特征及开发技术

贵州省近5 a来多个地区的煤层气开发试验取得了明显成果,客观评价该区煤层气资源特征及开发技术对全省煤层气开发决策至关重要。研究区上二叠统煤层气资源、赋存构造单元多,根据不同含煤向斜煤层气资源"资源量-资源丰度"和"资源量-埋深"的分布,划分了2类8型煤层气资源类型。贵州煤层气开发地质条件具有较大特殊性,主要表现为:压力驱动型资源和应力封闭型资源并存,煤级变化大,煤储层孔裂隙非均质性及敏感性较强,煤层吸附-解吸-渗流特征参数差异大,含煤岩系纵向普遍发育多套叠置独立含煤层气系统,煤层、页岩、砂岩等不同岩性的力学性质及储层物性差异大,多煤层多层段合采和多岩性多气藏合采面临兼容性约束条件。初步形成了丛式井组开发、"小层射孔、分段压裂、合层排采"等适应贵州特殊地质条件的煤层气开发有效配套工艺技术。     

中高煤阶煤层气井产量递减类型及控制因素——以晋城和韩城矿区为例

通过对晋城、韩城矿区煤层气井生产动态资料的分析和研究,认为煤层气井产量递减具有指数递减、调和递减、复合递减、突变递减和周期性递减等5种类型;而影响煤层气产量和递减类型的主要因素是边界条件、煤层气吸附特性、煤储层渗透率、解吸过程中的渗透率反弹、井间干扰、层间干扰和排采制度。研究还显示,通过对煤储层进行二次压裂、合理布设井网、合理调整排采制度、低产合采井选择性封层、准确把握合适的合采时机以及实施侧钻技术,有利于恢复和提高煤层气单井产量,延缓产量递减期,减缓递减速度,使递减类型趋向双曲线或调和递减类型,从而提高煤层气最终采收率。      

煤层气田单/合层开发影响因素分析及应用

鄂尔多斯盆地东缘保德区块是国内中?低阶煤中首个完成5亿m3产能建设并达产的煤层气田,在中国煤层气行业树立了标杆地位。在区块开发过程中,大多数煤层气开发井两套主力煤层合层开发取得了良好的效果,均优于单层开发;但在局部区域,在相同的开发技术工艺条件下,部分开发井合层开发效果不理想,单层开发优于合层开发。从保德区块各煤层气单/合层开发井的地质条件、气藏特征及产气效果3个方面对区块进行整体评价,研究认为,煤层气地质条件是控制单/合层开发效果的根本因素,控制气藏特征并与之共同影响产气效果。根据主要量化指标确定单/合层排采效果差异性,优选1套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标,即对于2套煤层原始地层压力差值不超过0.6 MPa、临界解吸压力差值小于0.4 MPa、渗透率差值在2×10?3 μm2以内,适合煤层气合层开发。在此基础上,指出下步区域及层系开发调整的重点区域,即区块1单元西部、2单元中西部优先单层开发8+9号煤层更有利,3单元南部优先单层开发4+5号煤层更有利;针对区块8+9号煤层剩余未动用储量多的区域,可通过调整层系开发顺序的方式,即暂时封堵4+5号煤层、优先开发8+9号煤层。研究成果对多层系煤层气田高效开发具有重要指导意义。