延川南气田近薄层煤层气开发实践及其示范意义

鄂尔多斯盆地东缘延川南气田自2013年启动产能建设以来,下二叠统山西组2号煤层已累计生产天然气23.3×10^(8)m^(3),实践重复压裂、氮气泡沫洗井等开发措施后,气田仅能保持天然气产量稳定。为保障气田的高效开发,聚焦该区2号煤层下伏的上石炭统太原组的近薄10号煤层(煤层发育厚度不足2 m),通过对比10号和2号两套煤层含气性、渗透性和可压性的差异,查明了10号煤层地质—工程条件,分析了增效压裂后裂缝形态和产气效果,形成了近薄层煤层气的勘探理论和开发技术。研究结果表明:(1)10号煤埋藏深、变质程度高、镜质组含量高、灰分产率低、生气潜力大;(2)10号煤吸附能力强,顶底板封隔性好、含水性弱,滞留水环境有利于煤层气保存,含气量高达44 m^(3)/t,资源基础好;(3)10号煤心割理更发育,水平应力差异系数大,压裂易形成主裂缝且不易突破顶底板,成缝效率更高,可压性更好;(4)增效压裂能“横向”延伸储层缝长以弥补“纵向”厚度不足、提高储量动用程度,应用后天然气提产效果显著。结论认为,延川南气田近薄层煤层气的开发实践,坚持从地质条件和开发工艺两方面出发,形成了针对于近薄煤层的开发关键技术,为延川南气田的天然气长期稳产明确了方向,为我国沁水盆地、楚雄盆地等多层叠置煤层气藏中的近薄层煤层气开发提供了新的启示。

延川南气田致密砂岩气低阻气层成因机理研究

随着延川南气田开发不断深入,在测井解释过程中发现存在一些电阻率值相对较低的储层,而准确评价与识别低阻气层是一个难点也是一个重点。针对延川南气田致密砂岩气低阻气层的成因,基于岩石实验资料及地层水化验分析资料,确定导电矿物及粘土附加导电性是延川南气田致密砂岩气低阻气层的关键因素,高矿化度地层水是气田低阻气层存在的主要原因。结合低阻气层测井响应特征,突破以往气层识别标准,重新厘定延川南气田低阻气层识别标准,为气田后期开发方案制定提供参考依据。

川南气田修井工艺技术综述与发展方向初探

修井是维护油气井从投产之日起直至枯竭这段时期内的正常生产能力 ,并提高油气井的最终采收率的一项重要的工艺。四川局很多气田都已步入了开发的中后期 ,修井工作量日渐增多 ,难度也越来越大 ,先进的修井工艺技术可以保证修井的良好效果 ,并取得较佳的经济效益。文中总结川南气田常规的修井工艺和已达到的技术水平 ,简略地介绍国外修井工艺技术特点和发展趋势 ,对今后四川气田修井工艺技术发展方向提出建议。

延川南气田下石盒子组致密砂岩气产能影响因素分析

鄂尔多斯盆地下石盒子组盒八段为延川南气田致密砂岩气主力产气层,具有较好的含气性,部分井试气效果良好。通过系统分析单井产能与沉积微相、储层地质特征之间的关系,认为单井产能受沉积微相控制明显,高产井主要分布于水下分流河道沉积微相内。

延川南气田二叠系储层砂体形态研究

储层砂体的研究是井位部署的基础和依据。延川南气田二叠系山西组—盒8段发育三角洲平原沉积,主要包括分支河道、决口扇、沼泽等微相;盒7段以上发育曲流河沉积,主要包括河床、堤岸、河漫亚相。识别出三角洲平原分支河道砂体、决口扇砂体,曲流河河道砂体、堤岸–河漫砂体等4种储层砂体,通过砂体物性研究认为河道砂体、分支河道砂体是研究区二叠系的有效储层,并分析其剖面、平面展布特征。以此为依据进行布井、调层,在生产上取得了测试高产。

不同压裂规模下煤储层缝网形态对比研究——以延川南煤层气田为例

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积,查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性,分析投产后的产气效果,形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明:①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积,但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响,低效老井经多次中等规模压裂后,形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网;新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型,但单次超大规模的液体使用效率更高,相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加,裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势,且有明显的递减效应,试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性,研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工,电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。

延川南煤层气田深部煤层气成藏规律与开发技术

位于鄂尔多斯盆地东南缘的延川南煤层气田从勘探发现到效益开发经历了近10年,其产能建设和开发上产的整个历程,在我国深部煤层气领域的勘探开发探索中具有很强的代表性和示范作用,气田突破了800m以浅的经济开发极限深度,实现了规模效益开发。基于对延川南煤层气田的地质特征、成藏规律以及开发生产动态的综合分析,研究了其富集高产要素以及勘探开发技术。大量实践证实了研究区煤层气藏具有三大地质特征:①埋深大、煤阶高、含气量高,资源条件较为有利;②孔隙度低、渗透率低、微孔发育有利于吸附,但孔隙连通性较差不利于产出;③储层压力系数低,开发难度较大。在深入分析深部煤层气地质成果的基础上,总结提出了“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”的延川南深部煤层气田成藏富集高产的五要素协同控制理论,形成了适用于深部煤层气勘探开发的四大关键技术体系:①构建了以“串枝化”、“井工厂”为特色的集约化大平台钻完井技术;②形成了适用于深煤层开发的有效增产改造技术;③制定了基于解吸理论的智能化精细排采控制技术;④集成了适宜于复杂地貌的地面集输以及气田数字化技术,为同类型的深部煤层气的产能建设和经济有效开发提供了技术支撑。

延川南煤层气田2号煤层煤体结构测井评价及控制因素

正确识别构造软煤及其分布规律,对煤层气产能评价及勘探选区意义重大。以延川南煤层气田勘探开发原始资料为基础,根据测井曲线,结合钻井取心资料,提出利用测井资料判识煤体结构的方法。将延川南煤层气田煤体结构划分为硬煤(包括原生结构煤,碎裂煤)和构造软煤(碎粒–糜棱煤)2种类型,并绘制了煤体结构分布图。在此基础上,探讨了构造软煤的分布特征及地质控制因素。结果显示:煤体结构受构造和沉积的控制,构造对其的控制作用更加明显。

煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_(c))、临界解吸压力(P_(j))和井间干扰压力(P_(r))为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。

延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度的建立与优化

为了建立适合延川南煤层气田深部煤层气藏的排采制度,一方面通过镜质组反射率测试、压汞试验和核磁共振试验等手段,分析了延川南煤层气田煤层孔隙性发育在各煤阶煤层中所处的水平;另一方面主要通过与沁水盆地南部煤层孔隙发育、地应力特征、煤岩力学特征进行对比,分析了延川南与沁南煤层气地质条件差异,并结合延川南煤层气井现场排采参数,建立了相适应的排采制度。结果表明:延川南煤层气田煤层镜质组反射率在2.5%左右,压汞孔隙度和可动流体孔隙度在所有煤阶中处于最低水平,且孔隙系统以微小孔为主,各级别孔隙间连通性差,对煤储层渗透性极为不利;与沁水盆地南部相比,延川南煤层气田煤储层具有孔渗性差、地应力高的特点,加之煤岩本身抗压强度低,所以在排采控制过程中要采取比沁水盆地南部更为缓慢的排采制度;将延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度划分为5个排采阶段,分别是:快速降压阶段、稳定降压阶段、上产阶段、产量波动阶段和稳产阶段,其中快速降压阶段日降井底流压控制在0.100 MPa左右,稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段要采取精细化排采控制,稳定降压阶段日降井底流压在0.003 MPa左右,上产阶段日降井底流压0.005 MPa左右,产量波动阶段日降井底流压要控制在0.003 MPa左右。

川南威荣气田深层页岩气水平井钻头优选及应用

威荣气田地质条件复杂、地层老、可钻性差。分析前期钻头应用效果及存在的问题,结合建立的地层岩石可钻性剖面,应用钻头设计理论,优选适合的钻头型号,确定适合本区块的钻头关键技术:一开沙溪庙组~新田沟组地层适合攻击性强的5刀翼钢体PDC(聚晶金刚石复合片)钻头;二开陆相地层推荐使用耐磨性强的6刀翼胎体PDC钻头,海相地层以6刀翼钢体PDC为主,在部分高研磨性地层采用混合钻头;三开造斜段使用6刀翼、短保径定向PDC钻头,提高工具面稳定性;水平段使用5刀翼、长保径PDC钻头。现场应用表明,与前期平均指标相比,钻速提高1倍以上。

川南地区排水找气井生产特征及对策

根据川南地区排水找气井的现状，分析产层井口压力、气水产量变化等生产特征，指出要解决川南地区地层压力下降快，自喷期短等矛盾，可以采取在产层距气水界面较近的井，控制井口生产量，建立稳定生产制度；对远离气水界面较远的井，采用油套环空强排水，气井出现异常情况，可增加外力助排措施等方法。

关于川南矿区 搞好后期开发的调查

川南油气田面临资源枯竭、储采比下降、产能接替不足、设备老化等诸多困难,"九五"期间如何想方设法完成年稳产7亿方天然气的生产指标,我们带着这样一个课题,对川南矿区油气田开发公司进行了调查。

加深对天然气富集规律认识 实现老气田挖潜增效

川南矿区历经近40年的勘探、开发历程,曾有过辉煌的过去,为全局的天然气产量作出过重大贡献。现在,川南矿区2.2×10~4Km^2范围内,已发现的地面构造和潜伏构造多已钻探,勘探程度很高,至1994年底已探明的地质储量采出程度达75.06%。