基于层次分析灰色定权聚类的煤层气开发甜点预测方法——以柿庄北区块为例

随着煤层气产业的发展以及非常规油气勘探开发一体化的要求,当前煤层气的勘查评价工作逐渐由勘探选区向开发甜点选区推进。然而,受限于勘探开发阶段或资料占有程度,当前多数的选区评价体系对煤储层的可改性和煤层气的可采性考虑不足,在指导开发区井位优选或加密井方面效果不佳。基于沁水盆地柿庄北区块100余口煤层气参数井和开发井资料,分析区内3号煤层煤层气开发的资源条件、储层可改造性和煤层气可采性,采用层次分析和灰色定权聚类方法构建评价模型,评价了煤层气开发甜点区,为区内新井和加密井的部署提供依据。评价模型以煤层含气量、煤厚反映煤层气资源条件;综合考虑地应力环境和岩石力学性质,构建储层综合可改造性参数,评价储层可改造性;使用原始结构煤和碎裂煤占比、临储比和储层原始渗透率反映煤层气的可采性。每个参数采用word聚类方法分级,每个点位(每口井)计算出综合优度并排序,最终划分出煤层气开发甜点区。评价结果表明,研究区中部综合优度大于65的地区为进一步开展开发工作的甜点区。

沁水盆地榆社—武乡区块二叠系煤系页岩储层地质建模及“甜点”预测

沁水盆地煤系页岩气资源丰富,但勘探开发处于初期阶段。基于钻井、测井和地震解释资料,结合有机地球化学与储层物性实验测试数据,通过三维地质建模技术,建立了沁水盆地榆社—武乡区块二叠系山西组底部—太原组上部煤系页岩地质模型,并预测了煤系页岩气“甜点”区。研究结果表明:(1)沁水盆地榆社—武乡区块石炭系—二叠系煤系地层模型反映了煤系页岩储层的发育主要受控于构造活动,呈“东浅西深、整体连续”的分布格局。(2)基于序贯指示法建立沉积相模型,指示研究区在太原期—山西期由海陆过渡相转变为近海陆相沉积环境,为稳定优质页岩储层的形成提供了有利的沉积环境。(3)通过相控属性建模实现了储层参数空间分布模拟和精细表征,泥地比、孔隙度、含气量、总有机碳含量和镜质体反射率的平均值分别为0.57,10.02%,1.21 m^(3)/t,2.18%,2.45%,揭示了研究区煤系页岩较好的储集能力、含气性、有机质丰度和资源潜力,脆性指数模型指示出页岩压裂后的有利区带。(4)在精细三维地质建模的基础上,将三维网格单元赋值积分,计算研究区二叠系煤系页岩气地质资源量为1 344.98×10^(8)m^(3),运用层次分析法和模糊评价法预测页岩气“甜点”区,Ⅰ类“甜点”区为地质与工程双重甜点,分布于研究区东北部、中部和西北部局部区域。

脱气时间对中煤级煤低温氮吸附实验的影响

低温氮吸附法是目前用于评估直径在0.35 nm~300 nm之间煤的孔隙结构广泛使用的实验方法,通过实验得到的数据可以表征出煤的孔隙结构特征。在低温氮吸附实验中,样品的粒径、脱气温度和脱气时间等因素对实验结果影响较大。为研究脱气时间对低温氮吸附实验结果的影响,进行了一系列其他条件不变,只改变脱气时间的实验,选择的脱气时间分别为2 h,3 h,4 h,5 h,6 h,9 h,12 h,24 h。选取三种中煤级煤岩样品为实验材料,分别为济宁三号井气煤、张北矿气煤以及临涣矿焦煤。研究不同脱气时间下中煤级煤样在低温氮吸附实验中孔隙结构的变化,以确定最佳的脱气时间。通过分析煤样的吸附曲线、吸附-脱附曲线“滞后环”、阶段孔容曲线、平均孔径等参数,发现煤样在脱气时间发生变化时,煤样孔隙结构也发生相应的变化。研究发现,煤样在脱气时间为2 h和3 h时吸附-脱附曲线的类型以H3为主,其孔隙结构简单。煤样测定的平均孔径在脱气时间为3 h达到最大值,平均孔径在脱气时间为5 h达到最小值。在脱气3 h时,水分对煤样孔隙结构的影响可以忽略不计,挥发分对煤样孔隙结构的影响较低,此时煤样的孔隙结构更佳。三种中煤级煤样最佳脱气时间为3 h。

煤储层含水性及其对煤层气产出的控制机理

煤储层的含水性不仅决定了煤层气吸附成藏理论的应用,影响储层改造措施的选取,也决定了对煤层气产出过程的认识。针对煤层的含水性,煤层气地质学认为煤储层基本饱和水,而瓦斯地质学在瓦斯含量计算和瓦斯渗流中基本没考虑水的影响,相当于认为煤储层饱和气。从煤层水来源、煤储层埋藏及热演化史的角度阐述了煤储层含水性的变化,分析现今煤储层可能存在饱和水、超低饱和含水、不饱和含水和不含水4种状态。煤储层热演化生烃及其造成的储层润湿性的改变,先存气体对后期水侵作用的影响是影响储层现今含水性的关键因素。由于我国构造运动复杂,多发生后期水侵,“大孔裂隙饱和水、小微孔饱和气”可能为多数煤储层气、水赋存状态。这种气、水赋存状态,可以有效回应煤层气地质理论中“煤储层饱和水,兰氏吸附理论不适用”的论点,同时也决定了在煤储层含气性分析中应该考虑毛管力的影响。此外,煤储层为低孔、低渗储层,早期的排采阶段一般为单相水流,煤层气的排采过程需要确定并考虑启动压力梯度的影响。综上所述,开展煤-水-甲烷条件下的煤储层润湿性研究,生烃作用及先存气体对储层含水性的影响研究,重新认识煤储层的含水性,并基于此进一步刻画煤层气的赋存和产出过程,可能是解决我国煤层气,特别是中、高煤阶煤层气低产问题的一把钥匙。

煤层气开发井网密度和井距优化研究--以韩城北区块为例

煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km^(2)不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km^(2)时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中井网密度为20口/km^(2)即井距为200 m×250 m的方案内部收益率为11.27%,净现值为1437万元,投资回收期为7.49年,经济指标最优。综合分析认为,韩城北区块最佳开发井网密度为20口/km^(2),最佳井距方案为200 m×250 m。

创新训练项目在本科生培养中的作用及问题分析

创新训练项目是“大学生创新创业训练计划”的重要组成部分,是教育部面向高校本科生开展长期人才培养的项目,是培养学生创新能力及实践能力的重要平台。本文讨论了创新训练项目在本科生培养中起到的四方面积极作用,同时从创新训练项目的申请、中期评定及结题检查过程分析了存在的主要问题并提出了相应的建议。

煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高,亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明:基于不同排采阶段,以产气量为主要参数,结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井;钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响;基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类(Ⅰ~Ⅳ)可改造地质单元,产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力;通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系,划分了3大类13小类低效井形成类型;提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系,保证资源和储层的有效性,促进缝网-井筒的高效连通,做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。

无烟煤中甲烷和二氧化碳混合气吸附运移规律

煤中CH_(4)和CO_(2)的运移和竞争吸附,是煤中CO_(2)封存和提高煤层气采收率(CO_(2)-ECBM)项目注入优化设计、注入驱替效果评价的重要依据。针对沁水盆地南部3个高阶煤样品开展了煤岩煤质、孔隙结构测试(低温液氮和二氧化碳吸附实验)和纯甲烷、二氧化碳及其混合气(体积分数75%CH_(4)+25%CO_(2),50%CH_(4)+50%CO_(2),25%CH_(4)+75%CO_(2))吸附试验。基于混合气吸附相密度计算,分析了煤中混合气吸附的绝对吸附量和气体分离因子随压力的变化规律;同时采用双孔隙扩散模型计算了吸附实验中每个压力段气体的等效扩散系数和大孔扩散占比;最后研究了煤岩煤质和孔隙结构对煤中CH_(4),CO_(2)吸附运移和竞争吸附作用的影响。结果表明:①煤中超微孔比表面积较低温氮比表面积高1~2个数量级,是煤岩吸附的主要场所;②高阶煤气体吸附分离因子(S(CO_(2)-CH_(4)))随平衡压力和气体体积分数于3~20变化,一般随压力的升高而下降,与煤中微、小孔发育正相关;③双孔扩散模型可以较好的描述混合气体的扩散过程,总体上受基质膨胀效应影响煤样的大孔等效扩散率随压力升高呈幂函数降低,且在相同压力下,大孔等效扩散率随CO_(2)体积分数增加而增高。煤样的小孔等效扩散率与气体体积分数和压力关系不明显,大孔扩散占比随压力升高呈“V”型变化。项目成果有助于深入理解CH_(4)和CO_(2)的吸附解吸过程。

沁水盆地柿庄北深部煤层水平井CO_2注入参数研究

基于CO_2的吸附能力大于CH_4的原理,向深部煤层中注入并封存CO_2同时置换驱替CH_4增加煤层气井产量,具有环境和经济双重效益。研究深部煤储层特征,通过气、水两相多组分,单孔和双孔模型的三维储层数值模拟技术,模拟不同井底压力下,完成注入量所需要的时间。优化后的注入施工参数为井口注入压力低于10 MPa,注入速率低于47 L/min。根据数值模拟结果选定注入压力,注入结果与模拟连续注入时间一致,说明该方法可以有效地模拟注入压力和注入量之间的关系,保障CO_2注入施工安全有效。

不同排采程度煤储层注CO_(2)驱煤层气模拟评价

在“双碳”战略背景下,开展煤中封存CO_(2)和提高煤层气采收率(CO_(2)-ECBM)研究有重要现实意义,我国也已开展多方位的先导性试验和工程示范。已有的工程实验表明,煤储层的排采程度对CO_(2)注入的难易程度有重要影响,然而还缺少定量数据的支撑以及对CO_(2)注入及驱煤层气的效果的评价。借助数值模拟手段,以沁水盆地柿庄北区块SX018-5H井煤层气地质和工程条件为基础,构建了含1口水平井和2口直井的3号煤层CO_(2)-ECBM工区,设计了水平井排采0,1,2,3和4 a后,在1 a内连续注入万吨CO_(2),以及排采4 a后持续注入CO_(2)共计6个注入驱替方案,对比了10 a模拟时间内注入CO_(2)各方案及不注入CO_(2)方案的气井产出和储层动态变化情况。研究结果表明,在沁水盆地南部柿庄北区块3号煤层地质条件下,水平井具有较高的CO_(2)注气效率,3号煤层具有较大的封存潜力,注入万吨CO_(2)主要封存在水平井筒(长700 m)附近60 m范围内;煤储层的排采程度,也就是注入CO_(2)前储层的含气/含水饱和度,对CO_(2)注入有重要影响,储层中甲烷排采越充分,越有利于CO_(2)注入;CO_(2)注入对邻近煤层气井的生产存在增加储层压力的“负”效应和驱替甲烷的“正”效应。要在CO_(2)-ECBM项目中达到较好的驱替效果,一方面应增加煤储层的排采程度,另一方面应适当降低CO_(2)注入井和煤层气生产井距。

沁水盆地柿庄南区块煤层气井储层压降类型及排采控制分析

为了充分认识柿庄南区块煤层气井储层压力变化特征及其对煤层气井产量的影响,基于对柿庄南区块储层地质参数的分析及实际生产数据的剖析,对不同类型生产井的储层压降类型进行分析归类,并结合排采异常井对气井低产原因、排采控制方法及储层敏感效应进行具体分析。结果表明:柿庄南区块煤层气井储层压降可分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型,其中快速下降型井更有利于煤层气高产稳产,但若降压速率超过快速下降型井的最大降压速率反而会使储层受到压敏、速敏效应,降低储层渗透率,同时导致压降漏斗扩展受限,最终抑制煤层气井达到高产稳产。

滇东老厂矿区煤层气储层地应力特征研究

地应力特征是煤层气勘探开发,尤其是压裂设计的基础研究内容。为了探明滇东老厂矿区地应力分布特征,基于测井资料、岩石力学试验及水力压裂曲线,利用带附加构造应力项的Anderson模型,计算了滇东老厂矿区煤层气储层地应力特征参数,分析了地应力分布规律及对储层渗透率的影响。结果表明:滇东老厂矿区煤储层地应力整体为10~30 MPa,属中高应力区。最大水平主应力σH,最小水平主应力σh和垂直主应力σV随埋深增加而增加,并且垂向上应力场随埋深增加逐渐由水平主应力主导变为垂直主应力主导,800 m为应力转换点,800 m以浅以σH>σV>σh为主,表明有利于走滑断层应力场活动,煤层处于压缩状态;800 m以深以正断层应力场(σV>σH>σh)为主,垂直主应力σV为主控应力,煤层处于拉张应力状态。侧压系数整体上位于中国和Hoek-Brown内外包络线之内,且随埋深增加逐渐由大于1为主,减小到应力转换带深度下的普遍小于1。地应力通过埋深对渗透率起控制作用,煤层埋深在800 m内,孔隙在挤压应力作用下逐渐闭合,渗透率随埋深增加呈负指数减小,800 m以深垂直主应力为渗透率主控因素,储层处于拉张应力状态,且天然裂缝近乎垂直发育,天然裂缝在垂直主应力作用下开启,渗透率随埋深增加而增加,渗透率变化点与应力场变化点基本一致。

柿庄南区块3号煤层含气量三维建模

煤层含气量对煤层气开发有直接影响。柿庄南区块煤层含气量相对较高,但开发过程中存在较多低效井,开展含气量三维地质建模有助于厘定含气性对煤层气井产量的影响。以沁水盆地柿庄南区块3号煤层为研究对象,运用多元回归分析方法依次建立基于埋深、灰分、挥发分及固定碳含量等参数的含气量预测公式及基于测井数据的煤岩工业分析各组分含量预测公式,最终得出柿庄南区块基于测井数据的含气量预测模型并应用于全区,与实测值对比表明预测结果较好。运用Petrel软件基于预测结果构建含气量模型,探讨3号煤层含气量三维分布特征。研究表明,区内3号煤层含气量介于11~20 m^3/t,其主控因素为煤层埋深和构造部位。该模型对研究区煤层气井低产因素厘定和煤层气开发生产具有指导意义。

无越流补给含水层对煤层气排采影响的数值模拟

沁水盆地南部煤层气井具有“高产水、低产气”的特征,然而也有部分井存在“高产水、高产气”的现象。一般来说,煤层气井高产水,多与沟通含水层相关。针对这种情况,基于沁水盆地柿庄南区块煤储层地质条件,结合煤层气直井排采的实际情况,利用数值模拟方法,采用气水两相多组分的三维煤储层模拟软件(SIMEDWin)模拟煤层气井排采中,沟通无越流补给含水层对储层压力变化及煤层气水产出规律的影响。结果表明:与无含水层影响的煤层气井对比,沟通无越流补给含水层的煤层气井远井地带压降幅度显著,高产气时间久,累积产气量多,排水量大,但见气时间较晚;含水层渗透率越大,气井日产气峰值越高;气井日排水量越大,产气速度也会越快,但产气速度在排水量达到一定值时不再增大。综合考虑,沟通无越流补给高渗透率含水层,增大日排水量到一定值更有利于柿庄南区块煤层气的增产。

沁水盆地柿庄南区块地质因素对煤层气井压裂效果的影响

在煤层气开发过程中,地质条件不仅是煤层气开采的先决条件和地质保障,也直接影响了水力压裂施工,从而影响煤层气井的产能。以沁水盆地柿庄南区块施工参数相近的34口煤层气井为例,从地应力条件、煤体结构和煤层顶底板岩性组合3个方面具体分析了地质因素对煤层气井水力压裂效果的影响,进而对研究区压裂效果进行评价。结果表明:三向地应力的大小关系控制裂缝的延伸方向和缝长,煤体结构类型决定能否形成有效裂缝,煤层顶底板砂岩、泥岩厚度及比例影响裂缝能否穿透隔水层。应力比越小、水平主应力差系数越大、煤层中原生结构煤比例越高、煤层顶底板的泥岩隔水层厚度及比例越大,水力压裂效果越好,煤层气井的平均日产气量也越高。综合上述3方面地质因素,研究区中部地区具有易发育垂直裂缝的地应力特征,且煤层的原生结构煤比例和顶底板泥岩比例高,最有利于水力压裂裂缝的形成与延伸,该区域为水力压裂的优选区域。其次为南部及西南部地区,地应力和顶底板条件较好,但煤体结构破坏程度相对较大。研究区北部、东北部及东南部区域由于煤体结构破坏程度大、顶底板封闭性差等因素,在进行水力压裂时应尽量规避。建议在对煤层气井进行水力压裂时应根据煤层气井的地质条件进行压裂方案设计。

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。

低煤阶煤产气量的pH和Eh控制

对采自山西焦煤集团沙曲煤矿的低煤阶煤样,开展了不同p H、Eh条件下煤层生物甲烷生成模拟实验,分析了p H、Eh对低煤阶煤产气量的影响。实验结果表明,当p H为7、Eh为–225 m V时有利于甲烷生成;以所得最佳实验条件进行产气量模拟,获得沙曲煤的最大甲烷产气量为13.799 m L/g;随反应时间延长,生成气体中甲烷含量逐渐增高,氮气含量逐渐降低,二氧化碳含量先增高后减小。

构造条件和水力压裂控制下的煤层气井异常高产水成因探讨

煤层气开发实践表明,产水量过高的煤层气井普遍存在低产气甚至不产气的现象,这成为煤层气开发低效的重要原因。为了分析异常高产水的主控因素,以沁水盆地柿庄南区块煤层气井为研究对象,基于区内大量的煤层气井生产资料,通过单因素方差分析及非线性拟合方法,确定了异常高产水的量化指标,并分析了不同因素控制下的异常高产水成因,探讨了相应的解决对策。研究结果表明:对于沁水盆地柿庄南区块排采时间已达8 a的高煤阶煤层气直井,异常高产水的量化指标为平均产水量大于3.22 m^(3)/d;区内煤储层上部砂岩含水层的发育是异常高产水的先决条件,复杂构造地质背景下的异常高产水现象更为普遍,北部断层和陷落柱附近发育密集程度不同的天然裂缝,异常高产水的高风险区为分别距离断层和陷落柱600,900 m范围内。在中南部弱构造活动区,水力压裂裂缝和局部水动力场成为异常高产水的主控因素,局部洼陷内煤层海拔越低,裂缝规模和高度越大,越容易导致异常高产水,且发育垂直或高角度倾斜剪切裂缝的煤层气井异常高产水的风险更高。因此,以远离断层和陷落柱等复杂构造为原则来布井,兼顾含水层发育特征与压裂裂缝规模的适应性,尤其是在局部洼陷内煤层海拔相对低点,控制煤层气井压裂裂缝规模以防沟通含水层,从而避免异常高产水导致煤层气井开发低效。

沁水盆地柿庄南区块煤层气低效井二次改造研究

基于沁水盆地柿庄南区块低效井较多,制约该区块煤层气的产量,为了提高单井产量,需要对低效井进行二次改造,以TS-001井为例,通过建立储层压力、储层动态渗透率、裂缝动态渗透率、裂缝缝长的预测模型,研究了低效井的二次改造可行性,并利用数值模拟方法预测其改造后的效果。研究结果表明:低效井生产过程中储层渗透率先下降后上升,后期恢复至开采初期水平;初始压裂效果好,但后期受到有效应力效应使裂缝部分失效,裂缝渗透率降低,导致产气量下降;低效井经过二次压裂后日产气量逐渐上升,但由于长期低产导致储层水分布均匀,短期内并未达到高产,因此需要一定时间重新排水降压,才能提高稳定产气量。

云南老厂雨汪煤层气区块气水成因及产能响应

为提高云南老厂雨汪区块煤层气(CBM)产能,基于6口煤层气先导试验井的气体样品组分、甲烷碳同位素、产出水氢氧同位素及微量元素测试结果,结合研究区煤层气地质条件和产能特征,分析了气体组分、水的氢氧同位素特征及微量元素成分对产能的指示意义。结果表明:研究区煤层气气体组分以CH_(4)为主,含少量C_(2)H_(6)、N_(2)和CO_(2),不含重烃,为热成因气,并经过了后期的次生改造。煤层气井产出水的氢氧同位素特征说明产出水来源于大气降水,呈现明显的^(18)O漂移特征。主成分分析结果显示产出水微量元素成分可以归纳为两个主成分,分别反映气井的产气和产水情况。根据煤层气井气水产出情况、产出水的氢氧同位素特征、微量元素成分综合分析表明,当前雨汪区块除LC-C3井外其他井产出水主要为压裂液,储层降压受限,导致气井产量较低。