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。      

裂缝性致密油藏直井体积改造产能评价模型

针对裂缝性致密油藏,基于拉普拉斯变换及Stehfest数值反演, 建立了一种可用于直井体积改造产能评价的半解析两区复合模型,模型内区包含有限条无限导流水力裂缝,外区是经典的Warren-Root双重介质系统. 并分析了导压系数比α、裂缝传导率比β、储容比ω、窜流系数λ以及改造半径r_eD等参数敏感性,绘制了产量递减图版。结果表明：从产量递减曲线,可以看出体积改造直井产能遵循“L”形递减规律;导压系数比越大,初期产量越高;裂缝传导率比对整个生产周期的产能都有影响,裂缝传导率比越大,单井产量越高,同时还会伴有明显的复合边界流特征;储容比和窜流系数分别影响双重介质基质-裂缝系统窜流发生的程度和时间;内区人工主裂缝条数越多或改造渗透率越大,复合边界流越明显,产能也越高,这说明改造程度与改造体积对产能的增加都很重要,应注意两者的合理优化。矿场实例验证了该模型在裂缝性封闭边界油藏直井多次压裂改造以及裂缝性致密油藏直井体积改造方面的适用性和实用性。     

变渗透率条件下煤层气井的产能预测

煤层气储集特征、渗流机理均不同于常规砂岩气藏,导致产能评价难度较大。引入煤层气多组分的基质收缩效应,建立了近井地带紊流效应影响下的二项式产能模型,并进行了实际单井的应用及分析。结果表明:煤储层渗透率受到应力形变和基质收缩效应的双重影响,呈现先下降后上升的特征,且杂质气体含量越高,煤层渗透率恢复程度越弱。实际应用证明采用变渗透率的产能模型可对常规方法无法解释的煤层气井测试数据进行解释,解释结果能用于准确评价煤层气井的产能。      

考虑压裂裂缝的煤层气藏井网井距确定方法

煤层气藏具有低渗透率特点, 这使得其在直井排采前须对产层进行压裂改造,而压裂裂缝参数对井距的确定影响很大,因此研究裂缝长度、导流能力与井距的关系具有实际意义。通过对比不同裂缝穿透比和导流能力下的煤层气产量与采出程度,探讨裂缝参数对煤层气产出的影响规律;并以煤层气开采15a采出程度达到50%时的井距作为评价指标,研究压裂效果与井距的关系。研究结果表明,裂缝越长,导流能力越大,井距就越大-尤其在渗透率较小时,裂缝参数对井距的影响更明显。因此,在确定煤层气藏井距时,由于人工裂缝影响,裂缝方向的井距可适当放大。以我国韩城矿区煤层气区块储层参数为例,在给定优化指标下,宜选择矩形井网(350m×300m),或菱形井网(对角线长度为700m×400m)。      

山西沁水盆地樊庄区块煤层气高产区预测

准确预测煤层气高产区是降低工程投资风险的重要保障。以沁水盆地樊庄区块部分煤层气垂直井的勘探开发资料为基础,根据煤层气富集的影响因素建立了煤层气富集评价指标体系,应用多层次模糊综合评价法把研究区划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类三种富集类型。根据构造曲率的基本原理,结合研究区资料,建立了采用构造曲率来预测渗透率的方法,并根据构造曲率与煤储层渗透率的关系识别出高渗区。运用指标法将富集区与高渗区耦合,实现了樊庄区块高产区的预测。已有生产资料表明,应用此方法进行高产区预测是可行的。     

高煤阶煤层气藏储层应力敏感性研究

水相存在使煤储层应力敏感性更加复杂,是煤层气开发需要特别关注的问题。通过开展煤储层干样与湿样的应力敏感性实验,分析了煤储层应力敏感性特征。应用数值模拟方法,研究了煤储层应力敏感性对煤层气井产能的影响。研究结果显示,煤储层具有强应力敏感性并且明显不可逆性。有效压力从2 MPa增加到10 MPa,气相渗透率降低90%;初始渗透率越低,应力敏感性越强,有效应力降低以后,煤岩渗透率不能恢复到原始水平。水相存在使得煤层气藏应力敏感性更强,有效压力从2 MPa增大到3 MPa,3块煤岩湿样渗透率分别降低了66.0%、50.4%和58.5%,而干岩芯渗透率降低幅度均低于50%。同时随含水饱和度增高,表现出应力敏感性愈强的趋势。煤储层应力敏感性极大地影响煤层气井产能,储集层原始渗透性越差,应力敏感对产量的影响越大。因此,煤层气生产过程中,特别是煤层气排采初期,地层压力较高,一味地增大生产压差可能不会增加煤层气井产量。     

沁水盆地南部高阶煤储层垂直压裂缝导流能力分析

以沁水盆地南部山西组高阶煤储层压裂缝的地质模型为依据,对常规储层压裂缝导流能力的计算模型进行修正,建立起适合高阶煤储层水力压裂填砂裂缝导流能力的计算模型;通过分析沁水盆地南部压裂施工工艺及煤储层力学特征,结合支撑剂在牛顿力学中的沉降理论,进行了填砂裂缝的导流能力计算,分析了影响因素,评估了结果的可靠性。研究表明:压裂缝中砂分布是分区的,且各区域的导流能力不同;缝长和缝宽越小,砂分布越均匀,单层砂重越大,则导流能力越强;导流能力与气井产能呈正相关关系。研究结果对于优化施工参数、获取最佳导流能力、提高煤层气井产能具有重要意义。      

比德-三塘盆地比德区块煤储层特征及有利勘探区评价

基于比德-三塘盆地比德区块煤炭地质勘查及煤层气井取得的地质成果,对煤储层特征及有利区进行了研究。分析认为:该区块煤层厚度总体呈西北薄、东南厚的特点,且主力煤层厚度较大,平均为7.0m;煤的宏观煤岩类型多为半暗煤,其次为半亮煤,显微组分以镜质组为主,平均为67.11%;煤储层孔喉均一性较好,渗透率较高,有利于煤层气的渗流;主力煤层VL平均为26.4 cm3/t,煤岩的吸附能力较强,煤层含气潜力较大。综合分析并根据煤层厚度和埋深初步圈定了煤层气有利勘探区。     

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1 200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1 000 m3;中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×104 mg/L,日产气量500~1 000 m3;而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m3。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。      

地应力类型垂向转换及其对煤储层渗透率控制作用

以沁水盆地寿阳区块和柿庄区块为研究对象,揭示了不同构造应力强度作用下的地应力类型垂向转换机理及其对煤储层渗透率的控制作用。研究认为,构造应力强度决定地应力类型的垂向转化与否,而地应力类型的单一性或多样性是煤储层渗透率相对高低及其变化规律的决定性因素。在构造应力相对不活跃的寿阳区块,地应力类型单一,煤储层渗透率较高且随埋深和地应力增加呈单一指数递减的变化规律;在构造应力活跃的柿庄区块,出现地应力类型在垂向上的转换现象,三种地应力类型共存,煤储层渗透率较低且随埋深增加表现为分带指数递减规律。由于板块活动的影响,中国煤层气盆地承受较强的构造应力,但在不同盆地以及同一盆地内的不同构造位置,构造应力强度存在差异,地应力类型的单一性或多样性不同,煤储层渗透率随埋深变化规律也不同,区分各地区不同深度带所对应的地应力类型是研究煤储层渗透率变化规律的关键。     

Effects of fractures on the well production in a coalbed methane reservoir

A water-gas two-phase flow model of a fractured vertical well in a coalbed methane (CBM) reservoir is developed based on the Buckley-Leverett equation. A program is developed based on the proposed model to predict the production of a CBM well. Compared with the monitoring results of an actual vertical fractured well, the accuracy and reliability of the analytical model are approved. The impact of reservoir parameters and fracture parameters on the CBM production are quantitatively studied. The results indicate that the production is affected by the three major factors: gas supply capacity of the matrix (viz., CBM volume released by unit volume of matrix during unit time), supply capacity of the fracture network to the major fracture, and gas exhausting ability of the major fracture to the wellbore. The permeability, matrix radius, and coal seam thickness with larger values are good for the gas supply capacity of the matrix. Higher flow conductivity of major fracture shows a stronger impact on the gas exhausting ability of the major fracture to the wellbore. A smaller fracture interval is beneficial to the supply capacity of the fracture network to the major fracture to obtain higher production. To improve the efficiency of the actual well, the flow conductivity of the major fracture should be no more than 200 mD m and the crack interval should be between 20 and 30 m. The achievements of this study provide a case reference for the production prediction of vertical fractured wells and the optimization design of hydraulic fracture parameters of CBM reservoirs.     

不同煤阶煤应力敏感特征及其控制机理

煤储层应力敏感降低储层渗透率,进而影响煤层气井产能,如何降低排采中的应力敏感性影响值得深入研究。为了弄清不同煤阶煤储层的应力敏感性特征及差异性,分别采集樊庄高煤阶煤、保德中煤阶煤和二连低煤阶褐煤的样品,系统开展加载和卸载过程中不同煤阶煤的应力敏感性实验,并对应力敏感的产生机理进行分析。结果表明,随煤阶的升高,煤样的应力敏感性逐渐增强,含明显裂缝的样品敏感性更强。加载有效应力10 MPa条件下,相比初始渗透率,二连低煤阶褐煤样品渗透率下降79.26%,卸载后不可逆渗透率损害率平均33.4%;保德中煤阶煤样渗透率下降79.4%,卸载后不可逆渗透率损害率平均51.4%;樊庄高煤阶煤样加载后渗透率下降92.33%,卸载后渗透率只能恢复30%左右。产生这种差异的机理主要是由于不同煤阶煤的物质组成、孔裂隙结构以及渗流通道不同造成的。低煤阶煤变质程度低,主要发育大、中孔隙,割理–裂隙不发育,为基质孔隙–喉道渗流,渗透率主要受连通喉道控制,应力加载时主要是大、中孔压缩变形严重,而尺度较小的喉道受压缩变形小,因而其应力敏感性相对弱;而高煤阶煤孔隙以微、小孔为主,镜质组含量高,割理–裂隙发育,控制其渗透性,应力加载时微、小孔难以被压缩,而裂隙抗变形能力弱,易发生韧性变形破坏或闭合,卸载后也难以恢复,表现出强应力敏感特征。考虑到高煤阶煤储层埋深更大、应力更高,因此其应力敏感性对产能伤害大,排采初期宜以较小强度进行,降低不可逆渗透率伤害,扩大压降范围;而低煤阶煤储层本身应力低、渗透率较高,应力敏感对产能影响相对较小,排水期可适当加快速度,提高排水效率。      

高煤级煤储层煤层气产能“瓶颈”问题研究

基于山西沁水盆地高煤级煤储层宏观裂隙、显微裂隙的连续观测,孔隙的系统测量,结合应力渗透率、气-水相对渗透率、吸附膨胀等实验成果,分析了高煤级煤储层三级渗流特征,探讨了有效应力和煤基质收缩对高煤级煤储层渗透率的耦合作用,系统揭示了在地面排水降压开发煤层气的过程中,高煤级煤储层初期产气量高,数月后急剧衰减之“瓶颈”现象,找出了造成高煤级煤储层产气缺陷的根本原因。鉴于高煤级煤储层物性的特殊性,指出了高煤级煤储层煤层气开发的技术和措施。     

煤层气井排采动态主控地质因素分析

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气(CBM)井的排采动态在整体上表现出明显差异,而单一区块内部煤层气井的排采动态也存在较大差异。本文就两个区块的煤系地层沉积相、煤层渗透率、断裂构造、地应力类型和构造应力强度以及顶底板岩性组合类型等因素对排采动态的影响开展对比分析。基于静态地质条件和排采动态资料的综合研究表明:煤系地层沉积相、煤层渗透率、地应力类型和构造应力强度的差异是两个区块煤层气井排采动态差异的主要原因;单一区块内煤层气井的排采动态差异受控于局部断裂构造、地应力类型以及煤层顶底板岩性组合类型等局部因素;在煤层气开发选区和开发井位部署时,应综合考虑资源量、渗透率和多种局部地质因素的共同影响。     

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。      

煤层气水平井煤层段井壁破裂压力预测——以沁水盆地樊庄3号煤层为例

针对煤层气井井壁破裂问题,应用岩石力学分析方法,从井壁应力分布入手,根据任意斜井井壁力学模型,结合最大拉应力理论,建立了水平井煤层段井壁临界破裂压力计算公式,并对沁水盆地樊庄3号煤层水平井煤层段井壁临界破裂压力进行了预测。结果显示:樊庄3号煤层水平井在钻井过程中(为防止地层被压开),钻井液密度应控制在3.28 g/cm3以内;水平井压裂时最小破裂压力梯度为3.22 MPa/hm。      

Pore Structure and Permeability Characterization of Highrank Coal Reservoirs: A Case of the Bide-Santang Basin,Western Guizhou,South China

The methods of nuclear magnetic resonance(NMR)spectroscopy,mercury injection porosimetry(MIP),and gas-water relative permeability(GWRP)were used to reveal the pore structure and permeability characteristics of high-rank coal reservoirs in the Bide-Santang basin,western Guizhou,South China,to provide guidance for coalbed methane(CBM)exploration and exploitation and obtain direct insights for the development of CBM wells.The results indicate that the coal reservoirs in the study area are characterized by well-developed adsorption pores and poorly developed seepage pores.The bimodal NMR transverse relaxation time(T2)spectra and the mutation in the fractal characteristic of the MIP pore volume indicate poor connectivity between the adsorption pores and the seepage pores.As a result,the effective porosity is relatively low,with an average of 1.70%.The irreducible water saturation of the coal reservoir is relatively high,with an average of 66%,leading to a low gas relative permeability under irreducible water saturation.This is the main reason for the low recovery of high-rank CBM reservoirs,and effective enhanced CBM recovery technology urgently is needed.As a nondestructive and less time-consuming technique,the NMR is a promising method to quantitatively characterize the pores and fractures of coals.     

煤矿采空区煤层气地面开发技术及工程应用

煤炭采出后,采空区中仍蕴藏着丰富的煤层气资源,其资源评价与开发利用具有环保和资源双重意义。近几年来,在山西晋城、西山和阳泉等矿区开展了地面钻井抽采采空区煤层气的积极探索,但在采空区煤层气地面开发过程中,往往因煤矿采空区积水、上覆岩层承压涌水等原因,导致地面钻井不产气或抽采气量低。以山西晋城岳城矿为例,研究不同采煤工艺下的采空区煤层气赋存特征、采空区积水和采空区裂隙带岩层渗透率对采空区煤层气地面开发的影响,提出采空区井布置原则和抽采技术,为解决三开空气钻进过程中岩粉进入裂隙带堵塞采空区煤层气运移通道问题,探索用水力冲孔方法提高采空区裂隙带岩层渗透率方面的应用。研究表明,煤矿采空区井布井原则:(1) 采空区井应布置在采空区积水区域之外;(2) 针对房柱式采煤形成的采空区空间形态,采空区井应避开保护煤柱最终完钻至采空区空间内;针对长臂式垮落法采煤形成的采空区空间形态,采空区井最优钻井区域为“O”形圈边界连线和采场边界之间靠近终采线一侧。研发了一种煤矿采空区井排水采气一体化抽采系统,该抽采系统实现了采空区井底积水抽排和煤层气抽采同步进行,解决了采空区上覆岩层承压涌水造成煤层气产量下降问题,抽采系统优化前后采空区井煤层气抽采量增加33.3%。探索性地将水力冲孔运用于解决钻井岩屑造成的采空区裂隙带岩层渗透率下降问题,工程试验结果表明,水力冲孔改造前后采空区井日均抽采量最高增长率为11.30%,提出了采用泡沫欠平衡钻井技术解决钻井岩粉侵入采空区裂隙带的建议。      

资源条件与煤层气垂直井产能关系——以沁水盆地南部樊庄与潘庄区块为例

以沁水盆地南部樊庄和潘庄两区块煤层气垂直井勘探开发资料为基础,运用数值分析方法,分别研究了两区块煤层气井的含气量、资源丰度、含气饱和度、临储压力比与对应的平均日产气量的关系。结果表明:在樊庄、潘庄单个区块内,在忽略开发工艺对煤层气井产能影响的条件下,含气饱和度、临储压力比对煤层气垂直井产能影响均比较大;在樊庄和潘庄共同所在的区域范围内,临储压力比对煤层气产能的贡献最大。      

渭北地区小曲率半径定向煤层气井优化设计及应用

鄂尔多斯盆地东缘渭北地区传统定向煤层气井面临抽油杆偏磨、压裂改造效果差、单井产量低等技术瓶颈,通过对该地区煤层地质特点的深入剖析和评价,提出了适合渭北煤层气老井改造的小曲率半径定向井布井方案。在考虑排水采气等煤层气井的特殊条件下,建立了小曲率半径定向井轨迹优化设计模型,并进行了配套定向钻井工具优选。研究结果表明:通过集成应用分段压裂改造技术,小曲率半径定向井纵向上可开采3号、5号、11号三层煤,横向上可在主力11号煤层形成有效的压裂缝网,单井控制面积与常规定向井相比提高37.76%,产气量提高25%;从煤层气排采工艺角度出发,若井口能够产生1.5 MPa稳定套压,沉没度可满足常规杆式泵正常排采作业要求;小曲率半径定向井最优造斜率为11.5°/30 m,需配置1.55°及以上单弯螺杆钻具组合进行定向施工,且139.7 mm套管能够顺利下入。