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。

基于聚类分析的多煤层煤层气产层组合选择

多煤层煤层气产层组合是后期多层合采的关键。以云南老厂雨旺区块煤层气开发井为例,选取多煤层的煤层厚度、埋深、储层压力梯度,渗透率和含气量5个关键参数,运用SPSS软件,采用Q型聚类,输出树状谱图,进行多层次产层组合分析。依据类间距远近,聚类结果可以分为大的4个层次,对应4个组合,级别越高,产层相似度越高,组合越好,一般3级组合或者4级组合是最优组合。分析发现聚类类别界面煤层大部分对应于区域煤系地层分段的关键界面煤层或者是区域盖层附近,其实质反映了地质作用的内在控制。采用Q型聚类对雨旺区块煤层气勘探开发井进行了产层组合划分,结果与其他方法划分的产层组合较为吻合,且对前期煤层气开发井聚类分析发现,多产层相似度越高,类间距越近,产气效果越好。综合说明聚类分析方法是一种间接有效的产层组合判别方法。

地面井卸压的煤层气开发新模式

中国煤层气资源丰富,分布广泛,勘探开发利用前景广阔。为了增强煤层气开发技术与我国复杂煤层气地质条件的匹配性,提高煤层气单井产量,在深入分析我国煤层气产量低的普遍性和差异性地质制约因素的基础上,对煤层气开发模式进行了研究,并提出了一种地面井卸压的煤层气开发新模式。研究结果表明:①地面排水降压采气开发模式对浅部硬煤层及含水煤层具有良好适应性,煤层气与煤炭协调开发模式仅适用于煤矿区煤层气开发;②基于煤层切割卸压原理,综合地面煤层气开发方式与矿井下瓦斯抽采方式,创新提出了地面井卸压的煤层气开发模式,该模式在地面进行定向钻孔并沿井筒创造卸压空间,充分改变地应力状态进而诱导岩层移动,改善储层渗流条件,提高储层压降传递效率,促进煤层气解吸、运移和产出;③地面井卸压开发模式可适用于松软破碎煤层以及高地应力的深部煤层气开发,具有良好的技术基础以及广泛地质适应性等优势;④在地面井卸压开发模式基础上,提出了针对我国不同煤层地质条件的煤层气开发模式布局。结论认为,地面井卸压的煤层气开发模式在定向井分段切割卸压开发煤层气以及大直径定向井卸压联合垂直井开发煤层气方面具有较好的应用前景,该煤层气开发模式有助力我国煤层气产业的发展。

黔西滇东区块储层物性制约下煤层气开发潜力评价

为研究煤储层物性对煤层气的可采性及开发潜力的影响,通过对黔西滇东的土城、恩洪、老厂3个区块煤储层物性的研究,阐明了这些区块煤储层物性方面的差异,并运用层次分析-模糊数学综合评判法划分了开发潜力评价等级。研究结果表明:该3个区块的可采煤层数及可采煤厚较为接近,煤层含气量层域分布规律较为复杂,煤储层渗透率普遍较低,属于特低渗~中渗储层。土城区块煤层处于超压状态,煤体结构最为完整;恩洪区块普遍欠压,煤体结构较完整,老厂区块属欠压~超压状态,煤体结构相对较为破碎。煤层气开发潜力评价等级为土城区块最有利,恩洪区块为较有利,老厂区块一般。

适用于煤层气钻井的微泡沫钻井液研究

煤储层具有低压、低渗、微裂缝发育等特点,在煤层气开采过程中容易对储层造成损害,降低煤层气井产量。针对此问题,笔者进行了起泡剂分子结构设计并合成了一种新型高效双子型起泡剂,同时以该起泡剂为基础,构建了适用于煤层气钻井的微泡沫钻井液体系。通过实验分析了煤岩组成、煤岩微观结构与煤层顶底板岩样性质,并评价了微泡沫钻井液对煤系地层的适用性。结果表明:新型起泡剂性能良好,能够显著降低水的表面张力,当质量分数为0.1%时,降幅可达71.82%;半衰期是常规起泡剂的3倍以上,稳泡性能良好;采用接触角测定仪测试了新型起泡剂对煤岩润湿性的影响,表明新型起泡剂对煤岩润湿性改变程度小,煤岩接触角恢复率达86%,有利于提高煤层保护效果。微泡沫钻井液体系黏度适中,流变性能良好,动塑比高,携岩能力强,泡沫质量稳定,其微观形态测试结果表明微泡沫的水化膜较厚,具有较强稳定性,微泡沫粒径呈现正态分布,平均粒径为144μm,半衰期>82 h。煤层顶底板岩样在微泡沫钻井液中的线性膨胀率小于3%,滚动回收率大于92%,表明微泡沫钻井液具有良好的抑制能力,能够维持煤层顶底板地层的井壁稳定性。煤芯气测渗透率恢复率达到90%以上,具有良好的储层保护效果,能够满足低压低渗煤层的钻井要求。通过建立钻井液中处理剂解吸附评价实验装置与方法,评价了微泡沫钻井液中处理剂的解吸附能力,结果表明微泡沫钻井液中处理剂吸附量小,易于脱附,在煤岩中脱附率达82.4%。基于新型双子型起泡剂的微泡沫钻井液能够有效维持煤层顶底板岩样的井壁稳定性,并能在煤层表面易于脱附,提高了对煤储层的保护效果,适用于煤层气钻井作业。

固井水泥浆对裂缝割理发育型煤层气储层的伤害机理

我国滇东黔西地区煤层气储层割理、裂缝发育,破裂压力低,固井水泥浆(以下简称水泥浆)容易侵入煤层气储层,造成储层伤害以及储层改造破裂压力异常升高等现象。为了揭示水泥浆伤害该类煤储层的机理,在分析煤岩的理化性能和潜在伤害方式的基础上,通过CT扫描、电镜扫描等技术手段,直观分析煤心内部污染前后裂缝、孔隙结构发育情况与水泥浆在裂缝、孔隙中的侵入、堵塞情况,进而计算得到水泥浆和裂缝在煤心中的体积占比关系,建立了水泥浆伤害煤储层的定量评价方法。研究结果表明:(1)水泥浆及其滤液在压差作用下沿煤储层的裂缝侵入储层内部,其侵入程度随裂缝、孔隙发育程度变化,裂缝、孔隙越发育,侵入程度越高;(2)侵入储层内部的水泥浆经胶结固化后,形成的水泥产物在裂缝、孔隙中致密填充,并致密覆盖煤心表面,严重堵塞煤层气流通通道,表现出固化后的水泥产物使煤心渗透率降低、煤岩抗压强度升高,使后续压裂破裂压力异常升高,影响压裂改造效果;(3)水泥浆滤液对煤岩的碱敏、速敏影响程度远小于水泥浆侵入对煤岩的伤害程度。结论认为,所建立的水泥浆污染煤储层的定量评价方法对提高煤储层固井质量、保证煤层气高效开发等都具有指导作用。

具有越流补给的含水煤层渗流模型求解与典型曲线

为了分析水层越流补给对煤层气井早期排水的影响,根据不稳定渗流理论,引入越流系数,建立了考虑层间越流现象的煤层中水的渗流数学模型。通过Laplace变换对模型求解,并利用Stehfest反演得到实空间的解,采用新的参数组合,分别绘制了压力和压力导数双对数曲线图版。从物理渗流机理上分析了层间越流对曲线形态的影响,随着越流系数的增大,径向流结束的时间越早;同时提出了利用典型图版拟合确定储层渗透率、表皮系数以及越流系数的方法。典型图版有助于定量评价越流的强弱,对煤层气井后续排采制度的调整具有指导意义。

煤储层固井胶结强度性能及改善方法研究

为了解决煤岩表面亲水润湿性差导致的煤层段固井质量差的难题,优选了不同类型的表面活性剂和硅烷偶联剂作为煤体表面润湿改性剂,试验研究了对煤体表面的润湿改性对界面胶结强度等改善效果,并测试评价了对水泥浆流变性能、凝结时间、抗压强度等影响规律。研究结果表明:表面活性剂、硅烷偶联剂均可有效改善煤体表面亲水润湿性;但硅烷偶联剂却不会提高煤层界面胶结强度,其原因是硅烷偶联剂水解产生Si-OH基团吸附在水泥颗粒表面形成包裹层,阻止水泥与水进一步接触,对水泥有较强的缓凝副作用,不利于煤层界面胶结;含醚、硫酸根的阴表面活性剂对水泥没有缓凝副作用,与水泥浆相容性好,能够显著提高煤层界面胶结强度达1.71 MPa,其最优浓度为0.3%。

煤储层流速敏感性“气液等效”评价方法

油气储层的敏感性评价是合理制定钻采技术措施和储层保护原则,防止储层伤害的基础,而储层临界流速的确定又是其他敏感性评价的前提。流速敏感性评价通常采用模拟地层水进行,而对于气藏,尤其是煤层气的开采不同于常规油气储层,大多渗透率低,且存在排水和采气两个环节,因此现有的液测岩心流动实验的评价方法无法对其进行全面、有效的流速敏感性评价。为此,以动能定理为依据建立了"气液等效"的流速敏感性评价新方法,使得气测法和液测法取得的临界流速能够进行等效替代,并充分考虑气体滑脱效应,推导出了气测法确定临界流速的计算方法,从而建立了煤层气储层流速敏感性气测实验方法。实验结果表明,气测法能够应用于流速敏感性评价中,且临界流速的推导结果与液测法结果误差在20%以内,具有较强的参考性,适合于煤储层的流速敏感性评价。

多煤层区煤体结构测井解释模型构建

煤体结构是多煤层煤层气勘探开发中主力产层优选及产层优化组合的关键约束条件,精确识别煤体结构显得尤为重要。大多数测井解释模型为针对单一厚煤层的解释,对于煤层层数多而薄的多煤层地区的研究较少。以云南雨旺区块多煤层区为例,提出了多煤层区煤体结构测井解释模型构建方法。①煤层煤体结构GSI赋值。首先通过实地取芯分析,将多煤层样品煤体结构具体分类,并分别进行地质强度因子GSI赋值,量化取芯煤体结构;②皮尔逊相关性分析。采用多条测井曲线进行纵向和横向相关性矩阵分析,筛选出相关度最高的自然伽马(GR)、补偿密度(DEN)、井径(CAL)和深侧向电阻率(RD)等曲线;③聚类验证。进一步采用嵌套K-means算法的K均值聚类方法对提取出的敏感测井曲线进行煤体结构验证并寻找相关规律;④煤体结构测井解释模型构建。完成有效性验证后,构建多煤层煤体结构识别的测井解释模型,根据模型计算获得的煤体结构指数大小进行煤体结构的精确识别。采用该计算模型对雨旺区块中北部多煤层进行了垂向和平面的煤体结构识别,垂向上,多煤层煤体结构自上而下由简单变复杂,Ⅲ类煤逐渐增多。平面上,上部主力煤层7+8号煤层煤体结构以Ⅱ类煤为主,YW-05井附近煤体结构较好,以Ⅰ类煤为主,其次为东南部,东北部煤体结构较差,接近于Ⅲ类煤;下部主力煤层19号煤层以Ⅱ类煤为主,但在西南部有少部分Ⅲ类煤,Ⅰ类煤主要集中在YW-05井附近,其余部分以Ⅱ类煤为主。识别结果准确性较高,且模型需要的测井曲线容易获得,模型简单易于计算,可满足多煤层煤层气勘探开发的实际需求。

滇东黔西典型区块煤系气共生组合规律及其地质成因

煤系气是重要的天然气资源,为了明确煤系气共生组合类型及地质成因,以滇东黔西13口煤层气勘探开发井气测录井资料为依托,分析了研究区二叠纪煤系砂岩、泥页岩气测显示特征,结果显示:研究区内煤层成群分布,煤层总厚度较大,煤阶主要为中-高阶,变质程度较高,含气性良好;煤系砂岩、泥页岩气测显示异常频繁,异常层位总厚度较大,平面及垂向分布差异显著;煤层气、砂岩气、泥页岩气共生组合方式多样化,煤系垂向叠置多套不同类型的煤系气藏,且区域间同样存在较大的差异。划分出独立砂岩气藏、独立泥页岩气藏、泥页岩-砂岩互层气藏、单煤层煤-泥页岩-砂岩互层气藏、多煤层煤-泥页岩-砂岩互层气藏等5种类型。龙潭组煤层、砂岩、泥页岩薄互层式叠置,造成不同气藏交替成藏。其中单煤层气藏在黔西龙潭组全层段均有分布且主要发育于煤系上段,而滇东龙潭组单煤层互层气藏主要存在于煤系中段;多煤层互层型气藏存在于龙潭组全层段,且主要存在于黔西龙潭组中段、滇东龙潭组下段。对煤系气藏地质成因进行了研究,发现煤系气藏受沉积环境、构造作用、热演化作用和水文条件耦合影响,相对稳定的沉积环境(如三角洲)、良好的保存条件、相对封闭的水文特征、较高的热演化程度是煤系三气富集的有利条件。

滇东黔西煤层气开发技术及先导性试验

“十三五”期间,针对滇东黔西地区构造复杂、地应力变化大、煤层多且薄、煤体结构复杂、煤系地层弱含水等特点,以及由此导致的甜点区较难确定、叠置含气系统不易划分、地层易塌易漏、改造效果差、排采时效低等技术难题,开展了系统攻关研究,取得了如下进展。构建了适用于多煤层的煤层气开发甜点选区选段技术,指导了滇东黔西地区煤层气有利区优选;形成了动静态集成分析的合采产层组优选与适应性开发技术;研发了高封堵易返排强防塌无固相钻井液和强胶结低伤害固井液体系,建立了适用于易塌易漏地层钻完井及储层保护技术;基于分形盒维数的岩石力学研究方法,形成了4项直井压裂改造技术;建立了弱含水多煤层合采流动模型,提出了三段三控合排全过程管控优化模式。基于上述技术,在滇东黔西地区优选有利区5个、甜点区5个,提出井位44口,提交煤层气探明地质储量超过100亿m^(3)。先导区多煤层合采平均日产气量达1000 m^(3),单井最高日产气量达6000 m^(3),实现工业化气流目标取得突破,为滇东黔西地区煤层气开发奠定了坚实基础。

煤层气田开采后期地面集输增压方式优化

沁水盆地南部是我国煤层气开发试验最早的地区之一,整体地质条件较好,开发条件佳。气田投产第5个年头产量达到峰值后开始逐渐递减,目前大部分生产井已进入开发生产后期。随排采时间增长,气井压力不断下降,产气量递减速率快,仅依靠单井和管网自身压力难以完成整个气田的集输过程,稳产形势严峻。结合气田开发后期面临的一系列问题,为增加气田全生命周期集输工艺的灵活性,对气田管网的压力系统进行优化。通过改变集输系统的压力级制,优选增压设备,有效降低了井口回压,单井产量显著提高,延长了气田的开采寿命,实现了老区高效开发。

响应面法优化纳米材料稳定的泡沫钻井液

为提高泡沫钻井液的稳定性,向体系中引入纳米材料,并研究了纳米材料润湿性对于泡沫质量的影响。根据Box-Behnken Design设计原理,采用三因素三水平响应曲面法,优化了起泡剂BS-12、亲水性纳米SiO2和增黏剂XC的加量,探究了它们之间交互作用对于泡沫综合指数的影响,并以此为基础研制了泡沫钻井液体系。结果表明,纳米材料润湿性会显著影响不同类型起泡剂的泡沫质量,疏水性纳米材料能够提高阴离子起泡剂SDS的泡沫稳定性,但对两性离子起泡剂BS-12的泡沫起泡量和半衰期呈现负相关关系,亲水性纳米材料才能提高两性离子起泡剂BS-12的泡沫稳定性;通过响应曲面优化设计得到的最优浓度配比为:0.6%BS-12+4%纳米SiO2+0.3%XC。响应曲面分析表明,对于泡沫综合指数的显著性影响程度,纳米材料浓度>起泡剂浓度>XC浓度;纳米稳定的泡沫钻井液体系性能评价表明,该体系表观黏度为42mPa·s,密度为0.81 g/cm^3,半衰期达60 h,能长时间保持性能稳定,抑制性强,线性膨胀率较清水下降65%,储层保护效果好,煤岩岩心气测渗透率恢复率在90%以上,携岩效果好,岩屑和煤屑的沉降速度较清水降低92%以上,能够满足现场煤层气钻井的需要。

贵州中岭-坪山区块多煤层煤层气可采性评价

煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础,是各种地质因素有效配置的结果。多煤层发育的黔西地区具有丰富的煤层气资源,其可采性值得关注,为了评价黔西地区煤层气资源的开发潜力,以中岭-坪山为研究区块,在分析构造特征、多煤层发育基本特征、煤层含气量、煤层吸附性的基础上,采用水头高度等效煤储层压力-等温吸附法,评价了等效储层压力、临界解吸压力、含气饱和度及采收率。研究表明,区内上二叠统龙潭组薄-中厚煤层发育,煤层数量多达50余层,可采煤层10~12层;煤层含气量较高,为8.25~15.44 m^3/t,平均11. 71 m^3/t;等效储层压力梯度较低,为0.59~0.95 MPa/hm,平均为0.80 MPa/hm;临界解吸压力分布在1.07~1.87 MPa,平均为1.56 MPa;含气饱和度较高为62%~82%,平均为72%;计算得出煤层气理论采收率分布在27.54%~48.66%,平均40.4%,高于全国平均水平,表现出较好的煤层气可采性特点,资源开发潜力大。含气量、储层压力等值线图及计算结果显示,含气量、储层压力、临界解吸压力、含气饱和度在平面上分布具有一致性,即高含气量区,等效储层压力高,临界解吸压力高,含气饱和度也高。煤层气富集区是未来开发的首选区域,由于区内煤层发育具有多且薄的特点,多煤层合采是大幅提高气井产量及资源采收率的有效途径,可作为贵州省煤层气开发的首选开发方式。

基于硅-焓混合模型的热储温度估算方法

在地热资源开发中,准确计算深部地热储层温度对于热储评价和开发方案的设计具有重要的意义。传统硅-焓混合模型常用图解法求解热储温度,但在绘图过程中不可避免会遇到作图繁琐问题。在地下热水采出前未发生蒸汽和热量损失条件下,先对硅-焓混合模型的原理进行分析,并且构建方程组。在此基础上,提出改进图解法和Newton-Raphson迭代算法,并且对实际水样进行热储温度计算。图解法与改进图解法、图解法与Newton-Raphson迭代算法计算出的水样热储温度差值分别为4.90℃、3.40℃;改进图解法与Newton-Raphson迭代算法计算出的该值为1.95℃。研究结果表明:①图解法计算热储温度过程中作图比较繁琐;②改进图解法和Newton-Raphson迭代算法在计算热储温度时,运算速度快、效率高。结论认为:基于硅-焓混合模型的改进图解法与Newton-Raphson迭代算法可应用于热储温度计算。

基于地质工程一体化的煤层气储层四维地应力演化模型及规律

重复压裂是缓解煤层气产量下降,提高采收率的有效方法之一。为了解决传统三维静态模型无法预测强非均质性储层在生产过程中地应力变化的问题,以沁水盆地东南部煤层气储层为例,围绕煤层气开采条件下渗流—应力耦合的四维地应力演化问题,创建了煤层气藏有限差分渗流矩形正交网格和有限元地质力学三维四面体网格的数据动态相互映射子程序,结合煤岩储层的非均质性和煤层气藏地质模型,建立了基于地质工程一体化的煤层气储层四维地应力多物理场耦合模型。研究结果表明:①地应力反演结果与现场测试结果误差小于8%,证明了本文提出的四维地应力模型具有较高的计算准确度;②经过14年的开采,目标区内孔隙压力下降了约0.70 MPa,最大水平主应力下降了1.14~1.54 MPa,最小水平主应力下降了1.79~1.87 MPa;③天然气产量较高的井周附近,地应力方向有明显偏转;对比6口重复压裂备选井地应力变化强弱,P9井地应力偏转程度高,对该井3#煤层重复压裂施工,取得了较好的增产效果。结论认为,研究成果可为煤层气等非常规油气藏的排采制度调整、加密井井壁稳定性分析、重复压裂优化设计等提供技术支撑和借鉴。

单井井下换热器开采方式在中深层地热开发中的适应性分析

在中深层地热资源的开发中,存在成本高、技术难、井筒易结垢和腐蚀等问题。单井井下换热器开采具有“取热不取水”的特点,能有效解决回灌中腐蚀结垢问题,是一种低成本、低环保风险的新兴技术,对中深层地热资源开发具有重要意义。基于国内外单井井下换热器的理论研究和现场应用状况,解释不同类型的单井井下换热器的工作原理,对比分析3种类型的单井井下换热器开采的优缺点,提出未来的发展方向。研究结果表明:①在中深层单井井下换热技术中,同轴套管井下换热器换热效率高,技术成熟,现场完井深度可达2300 m,出口水温超过40℃,热能产出可达220 MWh/a;②超长重力热管换热器具有避免工质损失、减少压裂等优点。虽然目前现场应用较少,但其产出温度超过100℃,具有巨大的发展潜力;③U型管换热器虽然换热量低,但具有安装简便,不易渗漏的优点,目前现场应用很少。基于U型管换热器在浅层地热资源开发中的重要性,它也将成为未来中深层单井换热的主攻方向之一。

Development unit division and favorable area evaluation for joint mining coalbed methane

Based on the productivity equation of coalbed methane (CBM) well, considering the impact of coal reservoir reformability on gas well productivity, the main production layer optimization index in the “three-step method” of optimal combination of production layers is corrected, and then the CBM production layer potential index is introduced to evaluate favorable areas for commingled multi-coal seam production. Through analysis of the key parameters of coal reservoirs affecting the CBM productivity index, a development unit division method for areas with multi-coal seams is established, and a quantitative grading index system is proposed. On this basis, the evaluation process of CBM development favorable area is developed: the mature 3-D modeling technology is used to characterize the reservoir physical properties of multi-coal seams in full-scale;the production layer potential index of each grid is calculated, and the production layer potential index contour under single-layer or commingled multi-layer production are plotted;according to the distribution of the contour of production layer potential index, the quantitative index of CBM development unit is adopted to outline the grade I, II, III coal reservoir distribution areas, and thus to pick out the favorable development areas. The practical application in the Yuwang block of Laochang in Yunnan proved that the favorable area evaluation process proposed can effectively overcome the defects of selecting favorable development areas only relying on evaluation results of a major coal seam pay, and enhance the accuracy of the evaluation results, meeting the requirements of selecting favorable areas for multi-coal seam commingled CBM production.