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。     

织金区块煤层气合采生产特征及开发策略

针对南方煤层层数多、单层薄,煤层气有效开发难度大的问题,以贵州织金区块煤层气井实际生产数据为基础,分析定向井不同煤组合采、薄煤层水平井生产特征及产气影响因素,并提出相应开发建议。分析表明,不同煤组合采产气差异较大,受地层供液能力、解吸液面高度及合采跨度影响,中、下煤组合采效果好于上、中、下煤组合采效果,其中16/17/20/23/27/30号煤层合采是区块最优合采层位;压裂规模显著影响煤层气井产气效果,压裂规模越大产气效果越好,增大压裂规模,提高压裂改造效果是多煤层煤层气有效开发的重要手段之一;水平井产气效果是定向井3~4倍,薄煤层水平井适应性得到证实,根据地质及地表条件采用水平井、定向井组合开发,可提高多煤层煤层气开发效果。综合认为,在地质条件有利的区域优选合采层位,增大压裂规模,优选实施水平井,可提高多薄煤层煤层气开发效果。     

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。     

煤层气排采动态参数及其相互关系

排采制度是保证煤层气井生产排采成功的关键要素。以煤层气开发潘河试验区生产资料为依托,利用统计、对比的方法,对试验区排采过程中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进行综合研究。结果表明,区内煤层气排采过程及其动态参数具有明显的阶段性特征;排采过程中,动液面深度和套压为正相关关系,二者可通过相互调整控制井底压力。根据各阶段排采动态参数的特征,提出了与各排采阶段相适应的排采制度。      

渝东南地区超深层煤层气高效压裂技术及精细排采制度研究与实践

我国煤层气开发主要集中在中浅煤层,深部?超深部煤储层地质条件更加复杂,储层压裂改造技术及排采管控技术是影响深部煤层气井能否成功开发的两大关键。渝东南地区龙潭组煤层埋深可达2 000 m,且该区没有超深煤层气井开发经验可供借鉴。基于此,以渝东南地区NY1井为例,通过优化压裂工艺,以减阻水压裂液体系为基础,按照大排量、低砂比、段塞式、不同粒径复合加砂的技术思路完成该井的压裂施工;在排采过程中,采用分段控制、逐步降速、适时调整、无套压生产的方式,尽可能增加煤层气井见气前返排率,扩大供气半径,并且避免液面大幅波动形成速敏效应影响煤储层渗流通道。结果表明:NY1井压裂过程中施工压力平稳,未见砂堵现象,排采过程中保持了日产气量2 800~3 000 m3。根据生产实际,NY1井实现了高产和稳产,该井的压裂工艺和排采制度的成功实施,对超深煤层气井的理论研究和实际开发具有一定的指导意义。      

潘河地区煤层气井排采制度优化

基于沁水盆地南部潘河地区煤层气地质特征以及PH01井和PH02井排采资料,结合COMET3储层模拟软件,对两口井进行历史拟合和制度优化。结果表明,当PH01井初始最大产水量为3m^3/d时,最大累计产气量能达800.4×10^4m^3;PH02井初始最大产水量为5m3/d时,最大累计产气量达700.1×10^4m^3。在基础地质条件相近的前提下,两口井最大累计产气量相差100.3×10^4m^3,其原因为PH02井前期产水量比PH01井多,裂隙闭合较快,渗透率降低幅度较大,对储层伤害较大,出气较PH01井困难,产气时间较短,加之含气量不如PH01井,故最大累计产气量较低。     

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。     

贵州织金平桥向斜煤层气储层地质特征及有利开发层优选

基于平桥向斜地面地质调查,PQT-1井钻、录、测井及取芯测试资料的分析,对该区煤储层地质特征进行了总结,并深入探讨了有利开发层与煤厚、煤间距、显微组分、灰分产率和含气性特征之间的对应关系。研究结果表明:PQT-1井纵向上8套主力煤层呈“厚度小、层数多、间距近”的特征,适合“分层压裂,多层合采”的开发工艺。其中,C14与C16组合煤厚大、含气量适中、灰分产率较低、解吸压差较小,为最有利煤层气开发层;C30与C32组合、C17与C20组合受制于煤厚,为第二、第三有利煤层气开发层。     

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。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气钻井实践与认识

为解决鄂尔多斯盆地东缘煤层气区块钻井过程中所遇到的裂缝性漏失、井壁坍塌、机械钻速低等实际难题,从地质条件入手,分析出困难所产生的特点与原因,采用室内分析与现场试验相结合的研究方法,提出相应处理措施。为提高整体开发效率,对丛式井组和井身轨迹进行优化,形成保持井壁稳定且降低储层损害的绒囊钻井液体系;对于裂缝性漏失,研制出准确测定漏点的5参数测试仪,在此基础上以封堵泥浆为重点研究对象,经实践形成针对不同漏失规模和漏速的封堵技术。目前,研究成果已成功指导该区500余口煤层气井的钻井工作。     

贵州织金浅煤层地震勘探技术的实践与认识

贵州织金地区二叠系龙潭组煤层连片稳定分布、累计厚度大,为中高阶煤煤层气重点有利目标区;但主力煤层地震反射资料信噪比低、剖面成像效果差,制约了该区煤层气勘探开发工作。工区内灰岩大面积裸露、目的层埋藏浅是导致该区地震资料信噪比低的最主要因素。实践表明：基于数字盒子波调查的模拟检波器多道组合接收技术具有较好的噪声压制效果,基于煤层反射最大信噪比的岩性-井深-药量匹配激发技术提高了地震激发效率,宽线观测、小道距数字检波道组合技术是改善二维地震成像的有效方法,小道距、小线距、高炮密度及高横纵比的三维地震观测技术显著提升了煤层资料品质。该技术系列适用于山地灰岩出露地区浅煤层地震采集。     

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。      

保德地区煤层气地球化学特征及成因探讨

为了查明保德地区煤层气地球化学特征及成因,采集煤样、煤层气样及水样,开展气体组分分析、煤层气井产出水水质检测和稳定同位素分析。结果表明：煤层气组成中烃类气体以CH₄为主,体积分数为88.60%~97.59%;含有少量乙烷,体积分数仅为0.01%~0.14%;干燥系数均大于0.99,属于极干煤层气。非烃类组分中,主要含有CO₂和N₂,其中,CO₂体积分数为1.74%~7.61%,N₂体积分数为0.04%~8.18%。煤层气δ¹³C(CH₄)值为–56.8‰~–47.7‰,δ¹³C(CO₂)值为–6.6‰~13.9‰,δD(CH₄)值为–252.6‰~–241.6‰。煤层产出水呈弱碱性,属于NaHCO₃类型水,与地表水离子构成、矿化度、δD(H₂O)和δ¹⁸O(H₂O)值均相近,有地表水的补给,有利于产CH₄菌大量繁殖,生成次生生物气。综合认为,研究区煤层气为热成因气和生物气的混合气,生物成因气主要是通过二氧化碳还原作用形成,受煤层解吸–扩散–运移作用、水溶作用和次生生物作用导致煤层气“变轻”。研究成果为后续煤层气勘探开发提供指导。     

黔西比德-三塘向斜煤层气藏特征及甜点区段

黔西比德-三塘向斜煤层气藏主要赋存于龙潭组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3个煤组中,其中Ⅰ煤组6#和7#煤层、Ⅱ煤组16#和17#煤层、Ⅲ煤组20#、23#、27#、30#煤层分布稳定。煤层埋深受向斜构造控制明显,比德次向斜近轴部地区可达1500 m;煤岩以高变质的瘦煤、贫煤和无烟煤为主,最大镜质体反射率自西向东、由北到南逐渐增大;煤岩对甲烷吸附能力普遍较高（兰氏体积,18.32~39.32 m3/t）,区域上受煤变质程度影响显著;原位埋深条件下,煤岩渗透率较低,煤层含气量整体较高,平均10~15.78 m3/t,含气饱和度普遍大于50%。结合该地区多层合采效果发现,比德次向斜埋深超过800 m的气井产气效果差,珠藏和三塘次向斜煤层气开发地质条件较好,其中珠藏向斜Ⅲ煤组4套主力煤层（煤层间距小于60 m）为潜在的高产优质储层。     

黔西松河井田多层叠置独立含煤层气系统

从研究区含煤岩系地质、沉积构造和水文等方面入手,探讨了松河井田龙潭组含煤层气系统垂向上的分布规律。结果表明：该区煤层硫分与灰分总体上呈上、下高,中间低的规律;煤层含气量由顶部至底部总体呈现“上升-下降-上升”的趋势;煤层埋深-压力系数关系揭示煤层垂向上至少可划分为2套压力系统。龙潭组3个二级层序与3个岩性分段的地层界限较为一致,奠定了独立含煤层气系统的物质基础;每套系统之间缺乏水力联系,富水性呈“弱-中等-弱”的变化规律,构成了独立含煤层气系统的水文地质基础。龙潭组多层叠置独立含煤层气系统,是沉积-水文-构造条件耦合控气作用的产物,划分为3个独立含煤层气系统。研究结果为松河井田煤层气勘探开发提供地质依据。     

沁水盆地安泽地区煤层气富集主控地质因素

通过对沁水盆地安泽区块煤层气地质条件和储层条件的深入分析,探讨了该区煤层气的富集规律及主要影响因素。研究发现,煤的岩石学特征、构造、顶底板岩性是影响煤层气富集的主要因素。总体上,安泽区块煤储层含气量受煤阶影响,表现为：煤的变质程度越高,吸附能力整体增强,含气量增大。局部区域,煤层气含量受煤层埋深、断层、褶皱及煤层顶底板岩性等综合因素的影响。在构造平缓带,煤层气含量随埋深增大而增大;在构造活动带,正断层上升盘含气量明显低于下降盘含气量,断层对煤层气的逸散作用明显。此外,泥岩顶底板封盖较砂岩顶底板封盖能力强。     

贵州煤层气储层特征及勘探开发技术对策——以比德—三塘盆地为例

合理的储层改造和排采工艺技术是煤层气勘探开发的关键环节。在剖析比德—三塘地区煤层气地质与储层特征基础上,总结贵州省煤层气地质特征为：煤层多、累计厚度大（20 m以上）、含气量高（一般大于15 m³/t）、资源丰度高（一般大于2亿m³/km²）、临储比高（一般0.8以上）;但断层多、煤层跨度大（300 m左右）、地应力高、渗透性低、含水性差。提出可捞式桥塞分段压裂、连续油管水力喷射射孔分段压裂、电缆射孔桥塞联作分段压裂、复配低伤害压裂液等工艺技术。采用递进排采技术,优化管柱结构,实施动态分析的精细化排采。