水化学性质对支撑裂缝中煤粉运移的影响

煤粉问题制约我国煤层气的高效开发。选用韩城矿区山西组3号煤层煤岩样品,开展不同水化学性质对支撑裂缝中煤粉运移影响的物理模拟试验,分析裂缝导流系统渗透率及煤粉产出质量浓度变化,探究不同水化学性质对支撑裂缝中煤粉运移的影响。试验结果表明:Na_(2)SO_(4)溶液驱替条件下,煤粉产出质量浓度随矿化度的增加而降低,高矿化度条件下,煤粉聚集沉降性强,堵塞裂缝通道。NaHCO_(3)溶液驱替条件下,煤粉产出质量浓度随矿化度的增加而增大,伴随矿化度的增加,水解产生OH-增加煤粉颗粒表面负电荷,增强煤粉间排斥力,缓解煤粉聚集效果,产出部分煤粉颗粒。6000 mg/L Na_(2)SO_(4)和NaHCO_(3)溶液驱替条件下流体具有更多的展布空间,渗透率最高。MgCl_(2)溶液驱替条件下,煤粉产出质量浓度随矿化度的增加而增大,高矿化度增强煤粉间相互作用,试验样内部相对平衡被打破,煤粉产出量增大,试验样内部煤粉堵塞程度大致相同,渗透率数值变化不大。在相同矿化度(10000 mg/L)条件下,不同水化学类型溶液驱替条件下煤粉产出质量浓度为:NaHCO_(3)>Na_(2)SO_(4)>MgCl_(2),试验样平均渗透率为:MgCl_(2)>NaHCO_(3)>Na_(2)SO_(4),煤粉聚集的程度,在一定程度上影响煤粉产出,Na_(2)SO_(4)和NaHCO_(3)团聚作用低于MgCl_(2),部分煤粉运移,试验样末端堵塞程度高于MgCl_(2)溶液,NaHCO_(3)水解产生OH-,煤粉处于碱性环境中,改善试验样堵塞情况,提高渗透率。根据模拟试验中渗透率波动的上升状态、下降状态和轻微波动状态3个趋势,结合实测渗透率,统计渗透率变化趋势时间段,分析煤粉产出质量浓度与煤样渗透率之间的关系,回归模型的R^(2)=0.834,说明煤粉运移影响渗透率的波动。

压裂煤储层气水两相流模型及煤层气产量分析

水力压裂是促使煤层气增产的关键技术,研究压裂煤储层中的气水两相流特征具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块2000m以深的8号煤层为研究对象,建立了研究区COMSOL软件下的模拟模型,基于储层物性参数和煤层气井排采参数,得到了与实际产量较接近的日产气量和日产水量。研究表明,排采过程中储层压降范围是以井口为中心,从压裂区逐渐向未压裂区扩展的近似椭圆形区域,椭圆长短轴分别沿水力压裂区域的长短边方向,压裂区压降速度远大于未压裂区。压裂区大小和井底流压变化特征对煤层气井产量产生重要影响,扩大压裂区有利于煤层气井稳产阶段日产气量提升;排采阶段井底流压的大幅波动和台阶式下沉会导致煤层气井后期产量的下降。

储层速敏效应形成机理及其垂向差异因素分析——以塔北隆起吉拉克地区三叠系储层为例

轮南吉拉克地区三叠系TⅡ24小层表现出强速敏效应,且速敏损害率高值主要集中于TⅡ24小层的上部(TⅡ24-2单层和TⅡ24-1单层),垂向差异特征明显。通过显微薄片观察,结合X射线衍射荧光光谱和毛管压力曲线测试分析,分别从宏观和微观的角度探讨引发层段内强速敏效应的形成机理。研究认为,含量较高的黏土矿物以及岩浆岩岩屑的溶蚀残余颗粒,是研究层段内易迁移微小颗粒的主要来源,而孔喉结构参数也表明研究层段内孔喉连通性整体较差,这两方面因素是强速敏效应的主控因素;另外,上述控制因素在垂向上表现出明显的差异性,黏土矿物相对富集于TⅡ24小层的上部,而孔喉连通性也在TⅡ24小层的上部相对较差,两者共同构成了速敏损害率垂向差异的主控因素。

微构造对煤层气的控藏机理与控产模式

煤层气单井产量差异性强,实际开发效果与预期差距较大。分析微构造对煤储层地质条件和对煤层气开发生产的影响,剖析不同微构造部位压裂改造效果、压降漏斗形态、煤粉产出、气水动态对地质-工程因素的响应,讨论“动态气藏”形成及微构造控藏机理,明确了微构造的控产特征。研究表明:微构造、煤层气地质条件与开发动态特征的耦合作用,造就了不同微构造部位产气效果的明显差异。在长期开发过程中,不断解吸的煤层气顺着优势降压方向运移汇聚至微构造高部位形成“动态气藏”。与常规天然气圈闭控藏机理不同,“动态气藏”是开发生产过程中气水分异和运移聚集形成的新生气藏,这一机理得到生产实践验证。正是受控于这一机理,即使浅埋藏泄压区或背斜轴部煤层含气量不高,但若处于微构造高部位也可能获得高产。因此,相比其他地质因素,微构造对开发过程的影响更为重要。煤储层流场(气场和水场)在不同解吸阶段的变化规律与微构造形态有关:在浅埋藏和正向微构造条件下,煤储层将优先解吸产气;在正向构造背景的负向微构造、独立负向构造、地下水径流区、断层及陷落柱附近、开放性围岩或压裂连通高含水层的井,其产水量较大;在正向构造背景的负向微构造部位,煤层气井可为周边井做贡献且后期高产,形成高产水高产气型井;在独立向斜部位,煤层气井可为周边井做贡献,形成高产水低产气型井;其他4种地质条件下的井为“无效排水”的高产水低产气型井。据此,划分出6类煤层气井,其中5类井与微构造密切相关。在正向微构造与斜坡,以高稳产和缓慢递减A型井为主;产量突停B型井起源于煤粉卡泵,主要分布在构造陡变部位;在负向构造部位,以持续高产水低产气D型井为主;在采空区、断层附近,以间断产气E型井为主。该成果改变了背斜轴部原位贫气等传统认识,有助于提高煤层气甜点评价和井位布署准确性,为预测未开发区相似地质条件煤层气井产能及开发规律提供了新的思路和依据。

砂砾岩储集体成岩差异性分析——以玛北斜坡带三叠系百口泉组为例

凭借着高产油气流，玛湖凹陷北斜坡带百口泉组砂砾岩储层成为近年来颇受储层沉积学家们关注的热点区域。层段内砂砾岩储层储集物性表现出明显的差异性，其控制机理一直尚未明确。本文按照流体成因差异，将层段内岩石相划分为4种类型：牵引流成因的砂砾岩相、含砾砂岩相、砂岩相，以及重力流成因的砂砾岩相。在不断埋深过程中，重力流砂砾岩相的压实进程远远早于且明显强于牵引流砂砾岩相。而随后持续深埋过程中，重力流砂砾岩相孔隙度不再明显降低，渗透率却呈现明显增加，表明重力流砂砾岩相内的微裂缝开始发育。上述压实效应的差异造成了在储集空间上，牵引流砂砾岩相以原生粒间孔为主要类型，而重力流砂砾岩相则以粒内溶孔和微裂缝为主要类型。最终在宏观储集物性上，牵引流砂砾岩相储集性能明显优于重力流砂砾岩相，成为研究层段内有效的储集体。

稠油蒸汽驱过程中储集层伤害模式分析——以辽河盆地西部凹陷齐40区块为例

蒸汽注采过程中的储集层伤害是导致稠油开发后期产量下降的重要因素之一,其伤害机理与伤害模式一直是油藏开发过程中的研究难点。以辽河油田齐40区块莲花油层为例,采用物理模拟实验的方法,分析了蒸汽驱过程中储集层的伤害机理,建立了研究区块蒸汽驱过程中储集层伤害模式。研究结果表明,高温强碱性蒸汽注入后,高温溶蚀区中的矿物溶解量增加,储集层物性明显变好;而中温低溶膨胀区至低温膨胀区中,蒸汽对储集层物性逐渐转为破坏作用,岩石颗粒的溶解量降低,生成的钠基蒙脱石等黏土矿物发生水化膨胀并堵塞孔隙喉道,致使储集层受到伤害。

不同粒度泥岩颗粒的分散剂优选研究

为查明分散剂类型对不同粒度泥岩颗粒悬浮液分散效果的影响,选用韩城区块太原组11^(#)煤层顶板泥岩样品,开展了不同粒度泥岩颗粒的分散剂优选实验,分析了不同分散剂实验条件下的泥岩颗粒悬浮液静态稳定性和质量浓度特征,探讨了分散剂对泥岩颗粒的分散稳定性的影响。实验结果表明:随泥岩颗粒粒度增大,十二烷基硫酸钠(SDS),十二烷基苯磺酸钠(SDBS)分散剂的泥岩颗粒悬浮液分散稳定性均变差;萘磺酸钠(SN)分散剂的泥岩颗粒悬浮液分散稳定性变化不明显。随静置时间增加,不同分散剂泥岩颗粒悬浮液分散稳定性降低,不同分散剂的泥岩颗粒悬浮液质量浓度均不同程度降低。SDS分散剂的泥岩颗粒悬浮液在不同粒度、不同静置时间条件下泥岩颗粒质量浓度最大。SDS具有的直链烷烃疏水基更易吸附于泥岩颗粒表面,对三种粒度的泥岩颗粒均能起到很好的分散效果,建议在煤层气洗井工艺中选择SDS作为分散剂。

我国煤层气高效开发关键技术研究进展与发展方向

“十三五”期间,围绕“突破煤层气单井产量低”这一制约我国煤层气高效开发的重大难题,借助国家科技重大专项和其他技术攻关研究,煤层气勘探开发理论认识和工程技术都取得明显进展,表现在4个方面:(1)勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变,开发部署由平铺式到精细化调整转变。(2)围绕高效增产技术方面,在实现由二维地震向三维地震、由直井(丛式井)向水平井实践拓展的同时,创新形成以储层改造为主的系列压裂技术,包括碎软煤间接压裂、方解石填充深部(层)煤层气水平井少段多簇体积酸化压裂、特低渗深部(层)煤层气水平井超大规模极限压裂等技术,初步解决了构造煤煤层气效益开发难题,突破了2 000 m以深部(层)压裂改造技术瓶颈,推动了煤层气开发从中浅层向深部(层)的延伸;(3)围绕排采技术方面,创新形成定量化排采多目标优化设计、煤层气井无杆举升、负压排采等关键技术,推动煤层气排采控制由定性向半定量、定量转变,解决了丛式井组集成化排采和水平井下倾排采难题,有效提高了单井产量和煤层气采收率;(4)围绕稳产增产储备技术方面,创新提出包括大直径水平井应力释放采气、煤层气可控温注氮驱替增产等技术,为实现煤层气二次开发提供了技术储备。针对我国煤层气产业处于“爬坡期”和“战略机遇期”的阶段特点,围绕“碳达峰碳中和”目标背景,在系统梳理目前亟需解决的技术难题基础上,提出我国煤层气产业“两步走”发展战略:到2025年实现理论与技术新突破,达到国家“十四五”规划年产100×10^(8) m^(3)目标,坚定产业发展信心;到2030年形成针对我国不同地质条件的适用性技术,达到年产300×10^(8)m^(3)目标,成为天然气总产量的重要组成部分。相应对策是:从技术和管理2个维度,按照资源、技术、人才、政策和投资等五大要素,遵循“技术突破为核心、五位一体、协同创新”原则,研究制定并落实配套保障措施,并从高效开发和提高单井产量两方面,提出关系煤层气产业未来发展9方面的理论研究及技术攻关方向,以满足实现煤层气产业高质量发展的目标。

煤岩类型对煤储层吸附/解吸特征影响及实践意义——以保德区块为例

宏观煤岩类型差异是影响煤层气吸附/解吸特征及煤层气井产能的重要因素之一。针对保德区块BX-2井8+9号煤4种不同宏观煤岩类型样品,开展工业分析、显微组分、润湿性及等温吸附/解吸实验研究,探讨了煤岩类型对煤层气吸附/解吸特征的影响及其机制。结果表明:暗淡煤、半暗煤、半亮煤和光亮煤的镜质组含量逐渐增大,水分和灰分含量逐渐降低,亲水性逐渐减弱,Langmuir体积逐渐增大;光亮煤和半亮煤具有更强的吸附能力,同时具有更高的启动压力、转折压力和敏感压力,解吸过程中对应的有效阶段区间宽度更大,更有利于煤层气开发。宏观煤岩类型对吸附/解吸特征的影响机制主要体现在不同煤岩类型煤组分和润湿性的差异。基于宏观煤岩类型分层厚度占比参数,对BX-2井解吸特征参数进行了加权平均计算,并将该井煤层气解吸阶段划分为缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸3个阶段,将排采阶段划分为排水降压、不稳定产气、稳定产气和产气衰减4个阶段。排水降压阶段应控制排水速度,减少应力敏感效应对渗透性的伤害;不稳定产气阶段应适当控制套压,尽量扩大解吸半径;稳定产气和产气衰减阶段应适当增大生产压差,利用解吸效率高的优势延长产气高峰期和稳产期。

大地电磁测深法勘探深层页岩气的数值模拟分析

证实了大地电磁测深法在深层页岩气资源勘探可发挥其优势,实现精细勘探。采用数值模拟结合富有机质页岩电阻率数据统计,建立两种不同深度同规模的背斜储层三维模型,对所获得两个模型的视电阻率资料进行了分析。研究结果表明,两种模型的电阻率响应存在可识别差异,为大地电磁法用于深层页岩气资源勘探提供可靠依据。

“双碳”目标下推进中国煤层气业务高质量发展的思考与建议

面对丰富的煤层气资源,经过30多年的勘探开发,中国煤层气开发已经走向规模化发展的道路,但总体进展较为缓慢,产销量与资源总量总体不相匹配。文章系统梳理中国煤层气发展历史、政策扶持和产业现状,分析煤层气产业发展面临的问题及原因,并在此基础上提出了中国煤层气业务可持续发展的技术对策及管理措施与建议。研究结果表明:(1)中国煤层气资源研究精细程度不足;(2)基础理论研究及现场先导性试验工作缺乏;(3)企业管理模式不完善,勘探投入不足,缺少足量专业技术人员。针对这些问题提出了三大关键性技术对策:(1)加强资源有效性地质研究;(2)强化技术攻关和综合配套集成;(3)优选适应性的开发模式和现场实施方案。同时,结合近年来的政策法规和企业发展现状,给出了三方面管理措施与建议:(1)做好现有政策的落实和管理;(2)强化企业内部的综合管理;(3)转变对煤层气开发效益的认识,促进煤层气产业真正成为国民经济重要的补充能源。通过采取以上措施,将有可能破解中国煤层气开发的技术难题,推进煤层气业务高质量发展。

基于生产数据的煤层气井排采评价与优化

为了实现深部煤层气井的持续高产稳产,对大宁-吉县区块深部8号煤层的煤层气井生产数据进行了深入分析。考虑到井底压力、泵效、套压等排采工艺参数是影响煤层气井产量的重要因素,使用遗传算法优化的随机森林算法建立了煤层气井产量模型。利用模型计算了研究区域内地理位置接近、同批投产且水力压裂方案相同,但产能不同的煤层气井理论最大日产气量和排采优化指标,给出了煤层气井排采工艺参数的优化方案。结果表明,模型得到的煤层气井产量计算结果精度高,与实际产能的相对误差为0.2%~8.4%;针对煤层气井产量骤降阶段给出的套压、井底流压和冲次等参数的优化值,对实际煤层气井提产具有一定的指导意义。