地面井分层卸压的煤系气合采原理及方式探讨

为了进一步认识制约煤系气合采的因素,提高煤系合层排采各产层的产气贡献,分别从动力、通道和气源条件出发,分析了煤系气合采的必备因素。基于改变地应力状态提高储层导流能力以及分层改变储层流体压力,满足多层合采动力条件的原理,提出了地面井分层卸压的煤系气合采方式。该方式通过在地面进行定向钻井,在目标储层中进行高压水射流作业,人工创造卸压空间(缝、槽、穴等),改变地应力状态,降低有效应力伤害,增加储层导流通道的数量和开度,提高目标储层压降传递速率。待储层压力降至符合煤系气合采动力条件时进行合层排采,从而提高煤系合采各产气层的产气贡献。相较于常规增产改造措施,此方式能够减少煤系气储层在有效应力作用下的储层伤害,且有助于提高储层压降传递效率,增强煤系气的解吸和扩散,降低多层煤系气合采过程中的层间干扰。在以上研究基础上,认为地面井分层卸压的合采方式主要适用于储层地应力大、产层间距小的煤系气储层,且有望在薄互层煤系气储层增产改造及层间干扰严重的叠合共生煤系储层开发领域进行应用推广。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

双层合采油井盲管控水机理数值模拟

依托胜利油田盲管控水先导开发试验项目,根据双层合采油井油水流入动态特征,建立了双层合采油井盲管控水模型,并利用Fluent软件开展不同长度与不同位置盲管作用下的双层合采油井地层产液特征数值模拟研究。结果表明:盲管可以增加高含水层的井底流压,降低地层产液流量。对于综合含水率达到80%的双层合采油井,盲管长度是影响其控水效果的主要因素,盲管越长,控水效果越明显。与无盲管相比,在2 m的高含水层全段放置盲管,产液含水率可降低30百分点。盲管位置是影响其控水效果的次要因素,在2 m的高含水层不同位置放置0.5 m盲管,产液含水率下降约3百分点。为保障控水效果,应针对高含水层所在位置,放置适应地层厚度的盲管,调控双层合采油井产液流量,达到控水的目的。在优化双层合采油井盲管长度和盲管位置的基础上,利用流体数值模拟对盲管的控水机理进行了深入研究,研究结果能为高含水油藏双层或多层合采油井实施盲管控水开采提供技术指导。

致密气藏多层砂体合采井产量递减分析方法

致密气藏主力产层多为多层叠置河道砂体,合采时普遍存在各产层贡献不明及砂体动用边界不清的问题。首先,考虑各层河道砂体形态特征和边界尺寸差异,根据等效渗流体积原则,建立了致密气藏多层河道砂体合采井生产模型。其次,基于现代产量递减分析理论,形成了致密气藏多层河道砂体的边界确定方法和合采井产量递减分析图版。最后,讨论不同河道砂体边界距离、砂体数量和砂体位置下的产量递减特征,明确了多层河道砂体对产量递减的影响。研究表明:致密气藏多层河道砂体合采井产量具有5个递减阶段,不稳定流中期阶段可诊断各层砂体边界距离是否相等;河道砂体范围越小,宽砂体数量越少,宽砂体占比越小,储集层稳产能力越差,不稳定流早期阶段和不稳定流中期阶段易出现产量递减速率增大现象。建立的产量递减分析方法可为产层动用程度评价和增产措施制定提供依据。

黔西小屯井田煤层气多层合采产层组合优化

贵州小屯井田龙潭组煤系具有煤层数量多、煤层间距小、煤层厚度薄等特点,煤层气开发需以多层合采为主要方式;与单一厚层状煤层相比,多煤层合采易发生层间干扰,影响合采效果及资源动用程度。基于小屯井田钻孔岩性与含气性分析,识别出有利、较有利与不利3种煤岩层组合类型,考查各煤层厚度、埋深、含气量等特征,对比各煤层的煤层气资源条件,综合考虑储盖组合、含气性、渗透性、储层压力、地应力等因素,划分出Ⅰ(6上煤+6中煤+6下煤)、Ⅱ(7煤)、Ⅲ(33煤+34煤)共3套叠置煤层气系统;在此基础上,优化合采产层组合,并确定有序开发模式为优先开发上部产层组合(6上煤+6中煤+6下煤),其次为下部组合(33煤+34煤),最后考虑经济与时间成本确定是否单独开发7煤;确立了资源条件分析-含气系统划分-产层组合优化的多-薄煤层发育区煤层气合采层位优选思路。

有缆智能分采技术在多层合采定向井中的应用——以渤海X油田B38井为例

由于衰竭开发,B38井生产2年后储层脱气造成油气干扰,影响该井正常生产。受大斜度、多层段和井段长等井况限制,该井不具备应用“Y”型分采管柱实施测试和控气措施,需要应用新的采油工艺技术。有缆智能分采技术可适用于各种井型,通过地面控制器实现对油井各层段产量、压力和温度等生产参数全过程实时监测及产量调控,同时也为油藏分析、评价和决策提供大量的数据支撑。B38井通过应用该技术,准确判断脱气层段,采取关闭主要产气层段、控制次要产气层段等措施,减缓了油气干扰,恢复了油井正常生产。该技术在渤海油田已经应用10井次,增油效果显著,具有很好的推广价值。

海上油田多层砂岩定向井合采初期产能预测方法及应用——以渤中C油田为例

海上油田初期产能评价通常采用基于DST测试资料的比采油指数法,但由于储层物性和流体性质的变化,以及多层合采层间干扰等因素影响,取值具有人为性,造成初期产能预测评价准确性降低。根据海上油田定向井多层合采开发的特点,通过分析储层渗透率、渗透率变异系数、流体性质和层间干扰系数等对产能的影响,建立储层物性参数、渗透率变异系数等参数和比采油指数的关系,提出了综合产能指数法和利用定向井实际投产数据样本通过机器学习法预测评价定向井初期产能。对比分析不同预测方法适用性和预测效果,为海上油田定向井多层合采初期产能预测提供可靠方法,以提高新井初期产量评价预测的准确性。实例应用表明,基于生产井大数据样本应用机器学习法评价预测定向井初期产能,比传统的比采油指数法更加便捷、准确性也较高,具有良好的应用前景。

煤系气合采井排采工作制度研究与应用——以五里堠井田为例

制定煤系气合采井排采全生命周期的合理排采工作制度能为气井高产提供重要保障。以五里堠井田3#+4#煤层、夹层砂泥岩、15#煤层为产气层,基于生产特征划分了排采阶段,制定了不同排采阶段的排采工作制度和核心目标,现场排采产气效果良好。该研究成果为煤系气合采井全生命周期排采工作提供了借鉴。

多压力系统气藏合采物理模拟研究进展评述

多压力系统气藏合采是提高叠置含气系统开发效率的重要举措之一,但特殊成藏背景导致合采效果并不理想,多压力系统气藏合采与高效开发机理是制约叠置含气系统高效勘探开发的关键科学问题。本文聚焦于多压力系统气藏合采,将合采物理模拟类型详细划分为煤层气和非煤层气两个领域进行单独阐述,从试验装置功能与特色、合采认识、存在问题等方面明确了多压力系统气藏合采物理模拟研究现状。首先,分析了现有物理模拟试验装置功能与特色,发现大尺度物理模拟试验装置可以很好的消除或弱化由并联岩心夹持器方式构建合采模型所带来的储层试样单一,监测数据手段和应力加载形式单一等问题,多压力系统合采物理模拟试验装置的发展方向应为真三维非均布复杂地应力状态下大尺度非均质多类型储层试样,相邻储层之间流体压力的传递特性、层间窜流行为以及多相态天然气共生等特性应该被考虑;在此基础上,深入总结了多压力系统合采效果对储层物性的敏感性,层间压差、渗透性、有效应力、含水饱和度等因素差异均有可能诱发合采流体干扰和储层产气伤害,优化合采制度可能是降低合采流体干扰和储层产气伤害的途径。综上分析认为,下一步研究应重点关注为探究低孔低渗、气水两相渗流、多相态天然气共生和多类型储层共存等诸多特性耦合对合采流体干扰诱导储层-井筒合采流场动态演化规律的影响,明确不同相态流体侵入对合采储层的储层伤害及其作用机理,揭示考虑合采流体干扰效应的层间窜流与井筒管流耦合流动特征。

煤层气井两层合采气水同产井底流压计算方法

井底流压是确定煤层气井合理工作制度,进而实现长期稳产的关键影响因素。针对定质量模型不考虑储集层段加速度压降和不同井段质量变化导致不符合两层合采特性,以及采用下部储集层井底流压作为2个储集层井底流压来调节生产制度导致不符合上部储集层调节需求的问题,对加速度压降表达式进行了分解和推导,建立了其与单位长度径向流量的关系式,推导了含径向流入的储集层段压降公式;将储集层分成多个微元段,建立了每个微元段的压降计算方法;根据各井段气水流量,推导了相应的气相和水相速度计算方程;将上述方程结合,建立了变质量模型。将生产数据分别代入变质量模型和定质量模型,气水同产时,变质量模型的误差为2.96%~6.67%,定质量模型的误差为7.33%~15.10%,变质量模型更加准确。2个储集层的井底流压相差较大,最大相差47.3%,因此需要根据各自的井底流压调节生产制度。变质量模型能够准确给出合采各层的井底流压,更符合现场实际,同时也避免了采用相同井底流压导致无法精准调节2个储集层生产制度的问题,从而为制定最优化排采制度、实现高产稳产提供技术支撑。

双分支断溶体储层合采水平井压力响应特征

顺北断溶体油藏储层沿深大断裂及分支断裂发育,具有树型剖面特征,为了分析分支断溶储层动态连通对压力响应的影响,建立了双分支断溶体储层水平合采井压力响应模型。经过裂缝渗流-溶洞储集流-井筒管流的耦合、空间变换和数值反演方法,得到了双分支断溶体合采储层压力曲线,根据压力响应双对数曲线划分了储层流动阶段。各分支储层物性、空间位置以及重力效应的敏感性分析结果表明,压力导数V型曲线可直接诊断断溶体合采储层分支数量。V型曲线的出现时间受溶洞储集性、距离的影响,V型形状受裂缝物性、深度的影响,边界控制流段压力导数曲线斜率受重力效应大小的影响。研究结果为通过压力响应获取断溶体分支储层物性和空间位置提供了理论依据。

苏里格气田上下古合采集输工艺研究与应用

目前苏里格气田以开发上古生界气藏为主要目标,已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的特点和气质条件的,近两年随着苏6、苏14等老区块从单一开发上古层位发展到兼顾开发下古层位。叠合区新建产能分散,周围区块建设现状复杂,骨架系统优化设计难度大,需要充分考虑集输规模和对已建上古配套系统的利用。为了解决以上问题,通过分析上下古合采气藏的开发时间和叠合程度,形成了2种上下古合采集气模式,并配套形成相关的采气和注醇工艺。优选配套工艺设备,并研发相关一体化集成系列装置,满足气田滚动开发的使用要求。结论认为:①根据上下古合采气藏的开发程度,提供了“小站脱水、集中脱硫”和“小站脱硫、集中脱油脱水”两种合采工艺,满足苏里格气田不同开发阶段的需求;②注醇分配装置的应用使得上下古采气管线可以实现同沟敷设,满足了上下古井场和站场合建的条件,实现了上下古集输系统“站同位、管同线”的需求。

基于不同压力体系下煤系气合采工艺的适用性研究

为了提高非常规油气生产的经济效益,通过对部分地区的叠置型煤系气进行合采作业以提高其产量,因合采过程中不当的工艺会产生较为严重的层间干扰现象,为此开发出适用于煤系气合采作业的工艺,据压力体系不同将合采工艺分为同压力体系合采、分压力体系合采及负压合采等工艺,利用GRAY压降模型及伯努利方程得出了3种工艺相应的合采地层条件,结合不同类型煤系气组合地层特征,分析各类叠置煤系气地层所适用的合采工艺,提出了不同压力体系下合采工艺的适用条件。研究结果表明:不同煤系储层下压降梯度的差异显著将导致同压力体系合采工艺在煤系气合采作业过程中限制较大;负压合采工艺的地层要求较为苛刻,只适用于高产气低产水的煤系气合采组合;分压力体系合采工艺适用性较强,在合理构建井下空间的基础上满足任意情况下的煤系气合采作业。

大倾角储层煤层气多层合采产量控制地质与工程因素

针对大倾角储层煤层气多层合采的特点,以库拜煤田煤层气井的实际排采动态资料为基础,通过分析排采动态典型指标与地质要素和工程要素之间的关系,剖析了库拜煤田大倾角储层多层合采煤层气井产能的控制因素,并用灰色关联分析定量评价了各影响因素的重要性。结果表明:①大倾角储层煤层气合层排采产量与单井动用资源丰度、储层压力梯度、煤体结构、临界解吸压力、初始排水速度、压裂效果、初始见气时间具有较好的相关性,但与渗透率、吸附时间相关性较差。储层压力梯度和储层压力是影响该研究区产能的主控因素;②新疆库拜煤田大倾角储层靶点压力特征、含气量、渗透率基本处于同一水平,同埋深不同煤层物性非均质性较小,层间干扰作用小,较适合合层排采。研究成果可为大倾角储层煤层气合层排采提供指导。

多层合采油藏层间干扰规律研究及应用:以渤海南部中轻质油藏为例

针对渤海南部中轻质油藏多层合采层间干扰规律研究的问题,建立了多层合采的填砂管物理模型,模拟了不同渗透率级差和不同原油黏度的多层合采过程,基于物理模拟实验结果提出了产液量级差和层间干扰系数的概念,确定了分采界限和分采时机,指导了油田实际开发。结果表明:中轻质油藏分采界限的渗透率级差为4,分采的时机为含水80%左右,随着地层原油黏度的增加,提液时机应适当提前。渤海A油田的实际应用表明,预测结果与实际测试结果接近,平均误差为8.75%,现场应用效果明显,对后续油田的矿场实践具有一定的指导意义。

大红山铜矿缓倾斜中厚多层矿体铜铁合采分出开采工艺

在分析大红山铜矿开采技术条件和原有采矿方法局限性的基础上,进行开采方法研究和出矿工艺优化,采用铜铁合采分出工艺,优化采矿工艺,实际应用效果显著。

某区块多煤层合采层位优选研究

针对研究区发育多套煤层,且每套煤层厚度较薄的情况下,开发单一煤层难以获得最佳效益,为了提高单井产能,需要把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以分压合采的方式进行开发。分析研究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研究评价分析,结果表明:在8+9^(#)煤层组合的基础上合采2^(#)或者6^(#)煤,其生产效果均优于8+9^(#)煤层组合。6^(#)煤层与2^(#)或者02+2^(#)煤间的存在较强的层间干扰,2+6+8+9^(#)煤层组合生产效果相比6+8+9^(#)煤层组合产气效果不理想。进行多层分压合采时选择同一地层或者压力系统内的煤层,选择不同地层或者压力系统内的煤层时其煤层间的间距应适当较大,60~80m以上。

(极)薄矿脉群合采区确定的准则和方法

本文从矿山技术经济效果出发,提出了(极)薄脉状矿床开采中脉群合采区圈定的准则和相应的计算公式,并以实例说明了合采区圈定的方法.

气井多层合采渗流特征及接替生产物理模拟

对于低孔、低渗气藏,为了提高单井产能和改善气田开发效益,许多生产井都采用了多层合采方式进行生产。为了更真实地认识低渗气藏多层合采的渗流特征以及确定最佳合采接替时机,通过设计室内物理模拟实验,模拟气藏多层合采开发过程,研究了地层压力、渗透率及主控因素共同作用下的气藏渗流特征对开发效果的影响以及合采接替生产时机,认为多层合采时,高压、高渗层产量贡献率始终高于低压、低渗层;而对于低压、高渗层,实验初始阶段低压、高渗层的产量贡献率高于高压、低渗层,实验后期从主产气层变为次产气层;在不同的接替时机下,随着接替点压力的降低,采出程度呈现出降低的趋势;低渗层接替生产要比高渗层接替生产效果要好。采用物理模拟实验研究多层合采产气渗流特征尚属新的尝试,其研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供了参考依据。

薄层油藏合采层间干扰分析及技术对策研究

在薄层油藏开发过程中,油井纵向上大都穿越多个油层,而在油藏合采开发方案决策中,多层油藏合采层位组合主要基于开发油井时的层系划分原则,并没有对多层油藏开采中多层合采的划分方法进行系统、定量的研究,而研究多层油藏合采和分采的技术对策对划分薄层油藏的开发层系和确定单井采油方式具有明显的工程意义。在建立层间无窜流双层模型的基础上,利用数值模拟方法和单因素、正交因素分析方法,获得薄层油藏合采开发层间干扰程度、消除或降低干扰程度的技术对策以及相应的技术图版。实例分析表明,明确合采层间干扰因素及干扰程度,确定合理的技术对策,可指导现场工程人员科学、高效、迅捷地开发此类特殊油藏。