沁水盆地南部煤层气地质工程一体化关键技术

沁水盆地南部煤层气资源丰富,但地质、工程条件复杂,樊庄成熟工艺技术推广邻区适应性较差,煤层气规模效益开发面临严峻挑战。为了解决沁水盆地南部煤层气“井位部署难度大、钻井周期长、裸眼井井眼易垮塌、单井产量低”等问题,开展了地质工程一体化技术攻关,形成了“三性”煤储层评价、可控水平井钻完井、分段压裂及疏导式排采等多项关键技术,并开展现场试验与推广。研究结果表明:通过地质与工程有机结合,实现了地质模型为工程技术优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,施工精度提高;水平井煤层钻遇率95%,单井钻井复杂平均减少40%,产能到位率达90%,单井平均日产量超过8000 m^(3)。

沁水盆地南部郑庄区块中北部煤层气直井增产新技术研究与应用

为提高沁水盆地郑庄区块中北部煤层气直井产量,基于研究区评价井地应力测试资料、压裂裂缝监测资料,分析了研究区直井增产效果差的原因,提出了针对性增产技术,开展了现场对比试验,并对结果进行了分析,结果表明郑庄中北部直井产量低、措施增产效果差的主因为:①研究区以垂直裂缝为主、压裂缝长较短,且随着埋深增加,相同压裂规模形成的裂缝尺寸减小;②随着埋深增加,支撑剂嵌入深度增加,裂缝闭合加快,导致稳产时间短,产气曲线主体形态为“单峰型”;③经初次压裂后煤体结构更加破碎,新裂缝容易进入初次压裂裂缝,造新缝难度增加。针对上述原因,创新提出的充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术,“充填预堵”即先采用相对较低的排量、砂比、规模充填初次压裂裂缝,然后再进行大规模重复压裂,实现堵老缝、造新缝。“大规模”压裂即大排量、大液量、高砂比压裂,将压裂液量由600~800 m^(3)提高至1300~2000 m^(3)以上,增加改造体积;将排量由6~8 m^(3)/min提高至10~14 m^(3)/min以上,增加裂缝长度和携砂性能;采用低黏压裂液体系配合低密度支撑剂,将砂比由7%~8%提高至10%~15%以上,提高铺砂强度,降低裂缝闭合程度。“远端支撑”即采用自悬浮支撑剂与大排量相结合,增长支撑剂运移距离,提高支撑裂缝比例。充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术实施后平均单井日产量达到1380 m^(3),比措施前增产1190 m^(3),比邻井稳产气量增加近1000 m^(3),实现了郑庄中北部中深储层连片低产区直井产量突破。现场对比试验表明:实施“充填预堵”后再进行大规模压裂,平均净施工压力比初次压裂增加了3.3 MPa,形成了新裂缝,比直接进行大规模压裂增量提高1000 m^(3)。总体上,充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术关键参数数值越大,增产效果越好。

基于地震属性优选技术的煤层气开发单元划分

为了进一步提高煤层气井开发效果,提取了目标煤层的多种地震属性,同时建立了已开发井产量分布样本;在此基础上,通过对所有地震属性与产量样本拟合分析,利用指标权重法计算,相干和均方根振幅2种地震属性对产量影响的累积贡献率达到85%以上,因此优选了相干和均方根振幅2种地震属性;通过2种属性与产量的拟合相关系数,建立了综合属性预测公式,划分了有利开发单元,使得预测结果与已开发井产量的相关性得到加强。结果表明:通过开发井资料与地震属性优选技术,可准确的划分开发单元。

模糊综合评判在水淹层识别中的应用

以新疆油田八区克拉玛依组水淹层为研究对象,在分析该区水淹层电阻率、自然电位、声波时差、补偿中子测井曲线变化特征的基础上,选择了对目标区块水淹反应较灵敏的测井曲线,构造了模糊评价矩阵,建立了该区块的水淹层定性解释模型.该区块测井资料的处理结果表明,计算结果与试油结果吻合,应用效果良好.

沁南高煤阶煤层气勘探开发标准体系现状及方向

煤层气与常规油气在成藏方式、储层特征、排采方式、集输方式等方面有显著差异,需要有适应煤层气行业的标准体系。中国石油华北油田公司在沁南高煤阶煤层气勘探开发过程通过完善标准制度、加强标准与科研融合、注重人才队伍管理等措施,初步形成了煤层气勘探开发生产技术标准体系,支撑煤层气行业高质量发展。

沁南东区块3^#煤层构造煤发育对渗透率的影响

以沁南东区块3#煤层为研究对象,基于煤层气井钻井取心描述结果,获得构造煤垂向与平面分布特征,阐述了构造煤发育特征对煤层渗透率的影响。结果表明:平面上,构造煤主要沿断层发育,距离断层越近构造煤发育程度越高,原生结构煤主要发育于两断层条带之间距离断层相对较远的区域;垂向上,碎粒结构煤和糜棱煤靠近煤层直接顶底板发育,而碎裂结构煤多位于煤层中部。沁南东区块3#煤层西北部、中部和南部渗透率明显较高,并向西南、东南和东北方向递减。原生结构煤和碎裂结构煤共同影响了3~#煤层渗透率,二者处于弹性、弹塑性应变阶段,割理、裂隙的发育程度较高,有利于提高煤层渗透率。

沁水盆地南部郑庄区块15号煤与3号煤储层物性及产气差异研究

随着煤层气勘探开发的深入,同一区域不同层系开发差异逐步呈现,深化储层认识对开发策略的制定显得尤为重要,以沁水盆地南部郑庄区块为例,以往重点关注主力层3号煤资源,根据区块增产需求,需要逐步多层系开采。本研究重点剖析15号煤层气资源,采取与开发较为成熟的3号煤层气资源对比分析的方法,得出储层差异和分区差异,并推测其成因机制,指导针对性开发策略的制定。通过钻井岩心描述及镜下观察,结合分析化验、地震勘探、测井及生产等资料,对比研究了郑庄区块15号煤层与3号煤层在煤厚、物性和含气性等方面的差异。结果表明:与3号煤层相比,15号煤层厚度较薄,且平面分布不稳定,存在局部分叉现象;总体上,15号煤层含气量与3号煤层相当,一般为10~29 m^(3)/t,但在区块内部呈现出具有一定规律的分区差异;15号煤层的吸附时间较3号煤层明显缩短,表明其较为有利的开发潜力。研究认为,沉积环境差异和构造影响程度不同是导致两套煤储层物性和含气性差异的主要原因,太原组障壁海相沉积环境水体变化大导致15号煤层沉积厚度平面变化大,强还原沉积环境造成15号煤层镜质组分含量较高;相比于3号煤层,局部地段太原组15号煤层受基底构造、断层、褶皱等地质构造影响更为明显。根据煤储层参数特征,将15号煤有利区划分为三类,指出开发“甜点区”;试采结果表明,I类区15号煤层套管压裂水平井日产气量突破10000 m^(3),3号、15号煤层直井合采较单采3号煤层产量翻番;Ⅱ类区15号煤层套管压裂水平井获得高产,为区域增产、规模扩建起到技术支撑作用。

沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析

地质条件是影响煤层气井压裂人工裂缝的关键,弄清其对压裂效果的控制对提高改造工艺适应性至关重要。以压裂裂缝扩展试验为基础,分析了压裂施工曲线形态、裂缝监测数据等资料,总结了人工裂缝扩展规律,探讨了人工裂缝与煤体结构、地应力和力学性质的关系及其对产量的影响,提出了压裂工艺优化方向及改进措施。研究表明:煤体结构影响人工主裂缝长度及其复杂程度,地应力控制裂缝的开启及长度、走向,力学参数主要决定了压裂施工的难易程度;上述关键地质因素的差异性导致常规压裂工艺存在局限性。根据不同地质条件优化工艺技术,实施针对性的改造措施,可以改善增产效果。

沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法

为了提高煤层气井排采管控的科学性,以沁水盆地南部3号煤为研究对象,基于储层气-水运移产出过程和相对渗透率特征,探讨了煤储层气水产出控制机理及其影响因素,通过开展不同尺度裂隙系统内气水运移实验,分析了各类气水产出影响因素的影响模式及主要作用阶段。以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于沁水盆地南部高煤阶煤层气井的“变速排采-低恒套压”排采控制方法。研究表明,气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝,期间受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4要素耦合控制,压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。可将煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段,认为Pc<Pjd时需要以0.1MPa/d的降压速度快速排采以迅速克服毛细管力,降低水敏伤害;Pjx<Pjd<Pc时需要以0.05MPa/d的降压速度排采,避免裂缝过早闭合,降低应力伤害;Pjq<Pjd<Pde时需要以0.02MPa/d的降压速度缓慢排采,减小气对水的抑制作用;Pjd<Pjq时采用0.01MPa/d的降压速度提产,同时保持套压不高于流压的一半,保持一定压差克服启动压力。在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块应用“变速排采-低恒套压”排采控制方法,对比邻近相同地质条件、开发技术的井,相同流压时日产气量提高至原方法的1.4倍,日产水量提高至原方法的2倍,排采500 d后的累产气量增加近25%。4个排采阶段单位压降产水量均高于传统排采管控方法。

高煤阶煤层气井储层压降扩展规律及其在井网优化中的应用

为明确煤层气井开发过程中煤储层压降扩展规律,建立了考虑气水同流的压降扩展模型,开展了压降扩展速度及压降漏斗扩展形态主控因素分析,在沁水盆地南部樊庄、郑庄区块设计了5口直读压力钻孔,实时监测煤层气井生产过程中地层压力变化和传导规律,基于监测结果讨论了储层压降扩展在井网优化中的应用。研究结果表明:高煤阶煤储层在平行于最大水平主应力方向的压降扩展因压裂裂缝影响存在明显的双段性,压降横向及纵向扩展速度较快;在垂直于最大水平主应力方向的压降扩展双段性不明显且压降扩展速度较慢。甲烷解吸膨胀的弹性能对煤层气井压降扩展的影响不可忽略,储层边界的压力扩展在压力降至临界解吸前后存在“双峰”变化。在相同排采制度下,压降漏斗扩展速度及形态主要受水动力条件、渗透率、地解比及束缚水饱和度影响,水动力条件越活跃、渗透率越低、地解比越小、束缚水饱和度越大,越不利于压降横向及纵向传播,含气饱和度较低的储层进行开发时,需要适当延长排水期、扩大压降漏斗在解吸前的波及范围,才能够在解吸后获得更快的解吸效率,以换得更长的稳产时间。通过分析部署在樊庄、郑庄开发井网内的井间地层压力监测井实测数据,认为储层压降扩展存在协同降压和协同解吸2个阶段,为了实现协同增产,两井井距范围内煤储层压力必须下降至解吸压力以下。使井间储层压力全部降低至解吸压力以下的最大井距定义为“协同增产临界井距”。该井距受渗透率及应力场控制,渗透率控大小、应力场控方向。渗透率越高,临界井距越大;与最大水平主应力方向夹角越小,临界井距越大。煤层气开发过程中应考虑不同方位的“协同增产临界井距”差异,开展差异化井网井距设计,以最大化动用资源,提高采收率。

潞安矿区构造软煤展布规律及其对开发效果影响的探讨

本文以潞安矿区为例,基于岩心、测井曲线建立了煤体结构识别图版,划分了已开发区煤体结构,总结了构造软煤展布规律,探讨了其对压裂及排采工程的影响。研究表明,构造软煤与硬煤测井相应特征差异大,具有深侧向电阻率降低、深浅电阻率幅差增大及井眼扩径等特征。利用识别图版能有效划分出构造软煤,划分结果显示,构造软煤带的平面展布特征主要受大断裂构造控制,而局部小断层、褶皱控制了软煤层的发育程度。在实际生产过程中随着软煤层厚度的增加单井产量呈现下降趋势;究其原因主要是常规压裂在软煤层中造缝效果差,且排采过程中易产出煤粉,堵塞裂缝,导致单井产能降低。

裂缝应力敏感性对煤层气井单相流段产水影响及排采对策

为了研究应力敏感性对煤层气井单相流段产水规律的影响,文章通过理论推导建立基于煤层应力敏感性的单相流段产水量模型,并在拟合研究区生产井排采数据的基础上,预测应力敏感性对产水规律的影响。研究结果表明,煤岩渗透率与有效应力呈负指数幂关系,应力敏感性系数越大,煤岩应力敏感性越强;且随着应力敏感性系数的增大,产水量曲线由持续上升型转变为先升后降型,且上升段持续缩短,因此不同的应力敏感性储层应该采用不同的生产压差和降压速度,保障最佳排水效率。

煤层气井活性水压裂效果影响因素的探讨

国内中高阶煤煤层气的开发,主要采取的技术是活性水压裂后排水降压技术。活性水压裂作为煤层改造的主体技术,与其他改造技术相比有诸多优势,但仍有超过半数的井未能达到产建要求。针对这一问题,从压裂工艺方面、煤层纵向非均质性、压裂过程产生的煤粉三个方面进行了探讨,认为煤层气井产气量的高低受多种因素影响,其中煤层纵向非均质性导致的煤层改造体积小是影响产量的主要因素,其原因为活性水压裂裂缝多沿煤层弱接合面和强度弱的层理进行展布,如果煤层强度相差较大,那么强度高的煤层部分将得不到改造。针对这一原因,设计工艺并进行实践,取得了较好的效果,为今后的技术改进提供了思路及方法。

封隔式免钻半程固井工具在马必东区块的应用

马必东区块构造较为简单,煤层厚度较大,分布稳定,含气饱和度高,煤层气资源丰富,全井封固不仅固井质量差,而且对煤层会造成大面积伤害。鉴于常规半程固井工具及技术,施工复杂、事故率高,内通径小的问题,采用封隔式免钻半程固井工具及配套工艺技术封固煤层顶板泥岩以上层段,能够有效、安全的解决上述难题。现场应用表明:工具性能稳定,打捞成功率100%,51/2″工具打捞后最大内通径可达121mm,完全满足后期施工作业需求。该工具在煤层气井的应用,为马必东区块高效产能建设,提供了有力的保障。

樊庄区块9号煤煤层气开发潜力评价

在对樊庄区块构造形态、水文地质条件研究基础上,从煤层气富集成藏角度,基于区内测井数据、气测录井数据统计分析及邻区资料调研,对区内9号煤储层物性进行了分析,划分出4个9号煤开发分区。其中分区Ⅲ,9号煤分布稳定450~850m,埋深厚度0.8~1.6m,煤质好,生烃潜力大;区内构造平缓、张性裂隙不发育,顶底板岩性多为泥岩砂岩互层,密封性好,有利于煤层气富集成藏,具备开发潜力。区内9号煤试采效果显示,分区Ⅲ北部9号煤具备1000m^(3)/d生产潜力,南部9号煤具备2000m^(3)/d生产潜力。

基于裂缝特征的高阶煤剩余资源分布预测

高阶煤剩余资源分布预测是气田开发中后期井位调整部署重要组成部分,合理选择井型和井距可促进井组间面积降压、提高产气效果。而目前精确预测剩余资源分布的关键问题是如何确定已开发井的采动影响范围。针对这一问题,以沁水盆地南部区块为依托,系统分析100余口井的地质参数、压裂监测数据和开发动态数据,剖析了影响煤层气井采动影响范围关键因素。研究结果表明:煤层气井的采动影响范围是由煤层的压裂裂缝控制的近似椭圆状分布;而压裂裂缝受构造影响较大,构造类型影响了压裂裂缝方向,单斜构造、背斜翼部、向斜翼部裂缝方向与最大主应力保持一致,背斜轴部裂缝方向与轴向方向一致,向斜轴部裂缝方向与轴向垂直;构造曲率与压裂主裂缝长度呈负相关关系,曲率越大主裂缝长度越短。基于以上研究结果,建立了剩余资源分布预测方法,其方法的核心内容是依据构造相似性原理,利用聚类统计法,根据已开发井构造特征,推测采动影响分布规律,确定剩余资源分布。运用该方法在樊庄北部实施调整后效果明显,为高阶煤中后期开发调整方案编制提供依据。

沁水盆地南部郑庄区块高煤阶煤层气成藏模式

为指导沁水盆地南部郑庄区块煤层气高效开发,通过综合运用钻井、地震、试井、煤岩测试及生产数据等资料,分析了研究区煤层气成藏条件和主控因素,并在此基础上研究了高煤阶煤层气成藏模式。研究发现,煤层气成藏主要受到构造、水文地质、地应力及煤变质作用控制。依据构造形态、煤层围岩和地下水动力等特征,把研究区煤层气藏划分为浅层单斜、鼻状构造、封闭断层气水圈闭及深层气藏等4种成藏模式。