贵州西部织金区块多煤层条件下煤层气开发序列

贵州西部地区二叠系含煤层系广泛发育,但单层薄、层数多,多煤层分布导致煤层气藏多层叠置,煤层气地质条件复杂、开发难度大。为最大限度地发挥煤层气井的生产潜力、提高煤层气田的开发效益,明确多煤层条件下煤层气的开发序列就显得尤为重要。为此以该区织金区块为例,根据煤层间距和岩性组合,将煤层划分为上、中、下3个煤组,分析了煤层的含气性、煤体结构和煤层顶底板封闭性,结合煤层探井试采结果,确定了该区多煤层条件下煤层气的开发序列。结论认为：①地层岩性变化与煤层纵向分布限制了该区单层煤层气的开发;②下煤组作为优先开发层系;③采用整体开发,直井和定向井结合,逐层压裂的思路,首先动用下煤组4层（23号、27号、30号、32号煤层）煤层气资源,而将中、上煤组作为后备接替层系。     

基于产能分析的多煤层气藏产层组合选择

针对多煤层气储层中的多尺度、多区域、多介质复杂流动问题,基于煤层双孔—单渗模型和层间窜流模型,考虑了产气阶段井筒气—水两相管流对井底流压的影响,建立了多煤层气藏全过程气—水两相耦合流动模型,采用数值方法对耦合模型进行求解.从产能角度对影响多煤层气合采井产能的因素进行敏感性分析,并基于产能贡献率分析对多煤层气藏进行层系划...     

煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理

煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。     

煤层气藏的不均一性与煤层气勘探开发

煤层气藏的不均一性远比常规天然气藏明显。其源于煤储层岩石物理成分的极不均一、煤储层中孔隙系统的不均一以及外部封闭保存条件的改变。煤层气藏的普遍不均一性对煤层气勘探选区的评价有明显的影响,也会影响到勘探井网的优化部署。煤体几何形态、夹矸分布及煤相分析,不同煤相的煤储层孔裂隙系统分析,煤层气藏外部封闭分析等均为煤层气藏不均一性分析的重要内容。      

煤层围岩在煤层气勘探开发中的作用

煤层既是煤层气的生气源岩 ,又是储集岩 ,但煤层围岩的性质、构造、水动力系统对煤层气藏的形成以及煤层气可采性的影响是不可忽视的。经对煤层围岩储气性、围岩构造发育程度及水动力条件与煤层气藏的形成进行分析 ,指出在对煤层认识的同时 ,也要对煤层围岩及围岩构造进行研究。提出在勘探过程中 ,将煤系地层在一定范围内视为一个煤层组合是适合我国低渗、低压的煤层特点和当前技术装备水平条件的切实可行的方法     

砂岩多层气藏多层合采合理配产方法研究

砂岩气藏开发过程中气井出砂是一个较为普遍的问题,若出砂较为严重,就会严重制约气井产能和气田开发效益的提高。为了防止地层出砂、提高气井单井产能,多层砂岩气藏采用多层合采方式是一条有效的途径。为此,文章提出了两种多层砂岩气藏多层合采防止地层出砂、提高气井产能的合理配产方法,实例计算结果表明,临界渗流速度法配产结果与气井实际产量吻合程度较高,该成果为多层砂岩气藏多层合采气井的合理配产提供了新的思路和技术手段。     

煤层气多层合采开发单元划分及有利区评价

以煤层气井产能方程为基础,考虑煤储集层可改造性对气井生产能力的影响,对产层优化组合"三步法"中的主力产层优选指数进行修正,进而提出煤层气产层潜能指数用于评价多层合采条件下的开发有利区。通过对影响产层潜能指数的煤储集层关键参数的分析,建立了多煤层煤层气开发单元划分方法,提出了定量分级评级指标体系。在此基础上,制定出完整的多煤层煤层气开发有利区的评价流程:采用成熟的三维地质建模技术对多煤层全层位进行储集层物性参数的精细刻画;计算各网格的产层潜能指数,并绘制单层或多层合采条件下的产层潜能指数等值线;根据产层潜能指数等值线的分布情况,采用开发单元划分定量指标划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类煤储集层分布区,进而优选出开发有利区。经多煤层普遍发育的云南老厂雨旺区块的实际应用证实,采用煤层气多层合采开发单元划分方法、定量指标结合有利区评价流程进行开发有利区评价,可以有效克服仅依靠某一主力单煤层的产气潜能评价结果作为开发有利区优选标准的缺陷,提高了评价结果的准确性和精度,可以满足多煤层煤层气合采开发的选区要求。图13表1参32     

煤层气开发中的地质录井方法

本文以煤气开发为研究视角,针对地质录井法在煤层气开发中的应用展开分析讨论,旨在促进我国煤层气开发技术的创新发展。     

延川南煤层气田高产水煤层气井排采设备选型方法研究

为了深入研究延川南煤层气田高产水煤层气井排采设备选型方法,提高排采设备适用性,降低成本,提升产气水平,首先研究了高产水井分布规律及其成因,然后以达西定律为理论基础,提出了高产水煤层气井排采设备选型方法。经现场验证,该方法准确性及实用性高,再经合理的排采控制,高产水煤层气井能够获得较好的产气效果。     

煤层气开发项目风险评估方法

蒙特卡洛模拟是油气风险评估的理想方法,但由于国内煤层气产业起步时间短,缺乏模拟所需的历史数据,该方法尚不能用于煤层气领域。为此,在借鉴蒙特卡洛情景模拟及概率分析思想的基础上,采用单因素敏感性分析法筛选风险因素,运用专家调查法估计风险因素的状态值和概率,通过组合各种风险因素状态值模拟决策情景,按照风险识别、风险估计、风险评价的流程构建了煤层气开发项目风险评估模型,再计算出各种情景下的效益值及概率,进而达到评价项目风险的目的。考虑到传统以标准差及标准差系数表征油气开发项目风险与实际投资决策需要不相符,引入了扩展半标准差及扩展半标准差系数作为煤层气开发项目风险评价指标。应用结果表明,在合理评估风险基础上计算得到的期望净现值较无风险净现值更接近项目的真实收益,扩展半标准差系数与标准差系数相比能够更好地表征项目风险。构建的风险评价流程及评估方法可操作性强,可应用于现阶段煤层气开发项目投资决策。     

河成三角洲多层气田的优化开发

印度尼西亚的Sanga-Sanga区块由含有众多堆垛生产层段的四个大气田组成，在7000英尺厚的垂直剖面中分布着50个单独的气藏，净产气层总计达1000英尺。二十多年来，钻井并完成了包括双油管柱和多级封隔器的多口“常规”气井。由于存在大量单气层，其规模又较小，因此将1口井用在1个单气层上并不现实。为评价新井结构在未来气田开发方面的收益和风险情况而组成的多学科协作组得出的结论是：单孔完井是最佳选择。41／2英寸单孔完井可将钻井和完井成本降低20％，并能改善储层评价，选择每层的增产措施或实施隔离。     

煤层渗透率敏感性及其对煤层气开发效果的影响

煤层由裂隙和基质组成，为双重孔隙系统。前者由割理和后生裂隙组成，为煤层气的渗流通道；后者是煤层气的主要储集空间。煤层渗透率是进行煤层气商业开发的重要评价参数，而渗透率变化规律及其对煤层气动态开发效果的影响情况则亟待进一步研究和验证。在总结分析前人研究的基础上，对煤层气有效应力变化模型进行了研究和验证，进而分析了渗透率动态变化对煤层气开发效果的影响。结果表明：在煤层气开发过程中，煤层渗透率受裂隙压缩和基质收缩的双重影响，渗透率呈现先降低后升高的特点；基质收缩起到改善煤层气渗透率的效果，能够有效地提高煤层气开发效果，故在煤层气开发中不能忽视其影响。     

煤层气开发井网设计与优化部署

以鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气为例,按照开发前期井网设计、现场优化部署和动态效果跟踪3个阶段一体化的整体思路和方法,对煤层气开发井网进行优化部署和动态调整。开发前期井网设计以煤层构造、埋深、厚度、顶底板岩性、含气量、渗透率和水文地质条件等7个方面的地质条件为依据,确定开采井网应为菱形井网,井型以丛式井为主,水平井为辅;井网方位是菱形长对角线为面割理方向,短对角线为端割理方向;高渗透区井距为300~350 m,低渗透区井距为350~400 m。现场优化部署要充分考虑地表、地下和钻井工程条件3个因素,并遵循地上服从地下、工程服从地质的基本要求。动态效果跟踪阶段,通过对区内井间干扰和层间干扰现象的观察,重新优化部署24口生产井,调整36口生产井的开发层系,使得区块井网设计更为合理。5 a的开发实践证明,三区块优化部署后的井网和开发模式基本合理。     

煤层气多层合采井生产特征分析

为了探究多层煤层气藏合采层间储层处液面压力的关系、层间生产压差的关系以及各储层见气时间的关系,以多层叠置独立煤层气藏为研究对象,从成藏特征和煤层气产出机理出发,基于煤层气井井底压力表达式,推导了层间储层处液面压力的关系表达式,进而推导了层间生产压差的关系表达式以及层间见气时间的关系表达式。通过分析得出：①由于层间距的存在,在下储层未暴露时,上下储层间储层处液面压力存在一定的差异,当下储层暴露后,上下储层间的储层处液面压力相等;②层间生产压差和层间见气时间也不一定相等,且差异的大小均与储层压差、层间距、储层暴露情况有关,其中层间见气时间的差异还受气井排采压差的影响。研究成果为煤层气多层合采井排采制度的制定以及多储层煤层气藏合采模拟实验方法的选取提供了理论基础。     

油田开发规划多目标优化方法

在油气田开发中 ,需要对产量、利润等多个目标进行合理的规划决策。根据油田开发的实际情况 ,将油田的产量、利润细分为九个部分 ,建立了油田开发规划目标数学模型 ,将利润、产量、成本、投资四种油田开发指标分成不同的优先级进行优化。在该模型中 ,可以根据不同的需要对优先级进行设置。通过对模型的数学处理 ,将模型转化成标准的多目标规划形式。利用某油田的有关数据 ,通过目标单纯型算法 ,给出了满意解。     

深水油区多油田组合开发及产量接替优化

对由多个油田组成的海外深水开发项目区块,高效开发的关键是针对不同油田的特点,统筹规划不同油田投产次序和产量接替的组合方式,实现有效开发时间内的整个开发项目的最大收益。文中基于深水油田特点及开发要求,通过3个方面的研究来实现深水油区不同油田组合的储量动用及产量接替优化。一是建立深水油田储量分级评价标准,并利用数学综合评价方法确定不同油田的储量等级;二是通过分析深水油田产量运行主控因素,建立不同等级储量的关键开发指标预测模型,可作为不同油田组合开发下产量运行计算的基础;三是建立满足不同限制条件、开发效益最大的数学模型,并利用过程控制理论进行计算,优化得到不同储量等级油田的组合方式和逐次动用程序。将本文方法应用在XF深水油区的开发部署中,基于油田实际数据,进行了不同条件下、多个油田储量动用及产量接替方式的计算,优化结果符合实际开发需求,提高了深水油田开发决策的科学性。     

紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术

煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层"有气难出"的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:(1)顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;(2)水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;(3)形成了"优质、快速、安全"钻井技术,深穿透定向射孔技术,"大排量、大规模、高前置液比、中砂比"活性水压裂技术等3项关键技术;(4)工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。     

碎软煤层夹矸间接压裂开发煤层气技术研究

目前间接压裂技术已成为低渗碎软煤层高效开发技术。文章以大宁—吉县区块5号煤层为研究对象,提出利用夹矸间接压裂技术提高煤层气开发效果,通过开展煤层夹矸可压性评价、水力压裂数值模拟、现场试验等研究,建立了低渗碎软煤层夹矸水平井分段压裂的工艺流程,揭示了该技术下水力裂缝的扩展规律。研究结果表明：与煤分层相比,夹矸的脆性和可浸泡性较好,可压性更高;在夹矸中进行压裂能够沟通上下部煤层,大幅降低施工压力与裂缝延伸压力,减少煤粉产出,裂缝延伸好,增产效果显著。射孔点距夹矸顶面0.5 m时,对夹矸上下煤层改造效果最优;夹矸煤层最小主应力差异系数为1.1时,水力裂缝在夹矸段少量扩展后,迅速向夹矸与煤层间的弱面延伸,进而撕裂夹矸上下部煤层,建立渗流通道。研究成果为低渗碎软煤层气开发提供了新的技术思路,同时可为射孔段优选以及压裂设计提供参考。     

涩北气田多层合采优化配产及动态预测

涩北气田气层层数多、储层疏松、易出砂，严重影响了气井生产能力的发挥。在充分利用试气、试井、气田试采以及长期生产数据、产气剖面、出砂压差等动态数据，并结合测井等静态数据的基础上，提出了一套建立多层合采气井产气方程的新方法。该方法通过理论公式和经验公式相结合，方便地确定了单井产气方程和无阻流量。应用本方法并结合基于分块物质平衡理论的动态分析软件（MMBS）对单井及区块进行优化配产和动态预测，实例计算结果表明新建立的优化配产方法计算结果与生产实际相符合，对现场生产具有重要的指导意义。