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2#煤层地下气化制氢工艺研究

为评价延川南2#煤层地下气化的产氢潜力,在查明煤的工业、元素分析等数据基础上,通过物理模拟实验研究了氧气浓度对气化温度和H2产率的影响,并利用AspenPlus软件建立煤炭地下气化预测模型进行模拟验证,在此基础上,利用上述模型研究氧煤比和汽氧比对H2产率的影响作用。通过物理模拟与数值模拟结果得出,水蒸气在煤炭地下气化过程中起主要作用,能够有效提高H2产率,延川南地区进行煤炭地下气化时,可优选富氧-水蒸气作为气化剂,且氧气浓度为80%最为适宜。

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。

基于测井参数的煤储层地应力计算方法研究——以延川南区块为例

地应力对煤储层渗透率的影响贯穿整个煤层气开采过程,进而影响煤层气的运移和产出效果。为了探讨煤层地应力的有效计算方法,以鄂尔多斯盆地东缘延川南区块为例,基于研究区主力煤层测井、试井资料,及煤岩泊松比、弹性模量、储层压力等参数计算结果,构建适用于该区煤储层地应力的计算模型,并对研究区地应力分布特征进行剖析。结果表明:(1)相比于组合弹簧模型,修改后的葛氏模型计算的煤层水平主应力平均相对误差更小,更适用于延川南区块地应力预测;(2)研究区2号煤层最小水平主应力(σ_(h))为9.23~29.36 MPa,平均16.87 MPa,最大水平主应力(σ_(H))为10.74~44.71 MPa,平均25.49 MPa,垂向主应力(σ_(v))为15.64~39.51 MPa,平均27.07 MPa;(3)平面上,研究区以西掌断裂带为分界线,煤储层地应力呈现西北高、东南低的特征;垂向上,随煤层埋深的增大,3个方向的应力及侧压系数均呈现递增的趋势,应力场状态也由正断型(σ_(v)>σ_(H)>σ_(h))逐渐向走滑型(σ_(H)≈σ_(v)>σ_(h))转变,且区内煤储层侧压系数及应力场状态的变化与小型逆断层的分布密切相关。修改后的葛氏模型预测精准度达92.15%,且可通过修改构造应力系数应用到其他区块,对研究区深部煤层气乃至对其他区块深部煤层气开发具有重要意义。

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。

延川南地区勘探潜力及区块进退研究

通过对延川南地区综合研究分析认为该区块内构造稳定,具有地层水矿化度高、断裂不发育、煤系气层纵向多层叠置、横向复合连片等特征,多口气井获得高产,具有较好的天然气及煤层气勘探潜力;建议该区块全面积保留,加快勘探进程,尽快部署实施工作,尽早提交探明储量,进行矿权升级;同时建议深化研究区块小层砂体精细刻画、深化区块成岩作用对砂岩储层物性影响的研究。

深部煤层气“有效支撑”理念及创新实践--以鄂尔多斯盆地延川南煤层气田为例

中国先后在鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、滇东黔西等地区进行了深部煤层气的开发试验,虽然在提高单井产量和提升现有低产低效井产能方面取得了新进展、新突破,但尚未形成系统的、能够有效指导深层煤层气勘探开发实践的理论和技术。为此,基于鄂尔多斯盆地延川南深部煤层气田多年来的勘探开发实践,针对提高煤层气单井产量和提升现有低产低效井产能的难题,通过强化煤岩特性、裂缝延伸、气体解吸—渗流机理等基础研究的再认识,开展了大量现场储层改造攻关试验。研究结果表明:①该区煤岩天然割理裂隙发育、水平应力差异系数小,缝网足够复杂,造成强滤失,导致支撑短,井下揭示支撑主缝不足30 m,常规压裂方式难以形成长距离有效支撑裂缝是导致该区深部煤层低产、低效的根本原因;②创新提出“有效支撑”理念,即极大限度地延长高效导流通道沟通煤岩裂缝,实现主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填达到“远支撑”目的;③开展了“远距离运移、高效率推进、大规模铺砂”等先导工艺试验,优化形成了以“大排量、大液量、大砂量”为关键参数的有效支撑压裂技术,并在该区实现规模化应用,实施开发井33口,建成产能1.44×10^(8)m^(3),其中定向井单井稳定日产气量超过1×10^(4) m^(3),水平井单井稳定日产气量(2.5~6.0)×10^(4) m^(3),实现了深部煤层气高效开发重大突破。结论认为,“有效支撑”理念及压裂技术的工业化应用,将充分释放我国深部煤层气30×10^(12) m^(3)的煤层气资源,进一步推动天然气结构优化调整,助力我国能源结构改善。

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。

延川南深部煤层气富集规律及开发特征研究

为深入总结延川南深部煤层气的地质特征以及生产规律,研究了其富集规律及产气特征与浅部煤层气存在的差异,结果表明:延川南深部煤层气主要富集高产因素为沉积控煤、构造-水文联合控气及物性控产;从煤层气解吸机理出发,降低排采速率,延长见气周期,提高泄压体积的排采方式能保障深部煤层气井高产稳产;井组试采归一化结果表明,深部煤层气初期解吸效率低,但单井控制储量大,具有"见气晚、上产缓、稳产久、单产高"的特点;延川南深部煤层气的高产稳产效果证明此类气藏具备效益开发可行性,研究结果能为同类气藏的勘探开发提供借鉴。

延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺

针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业,开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分,研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律,并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因,优选KD-H03-1#型和KD-H03-2#型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U等5口井开展了现场试验,措施后排采井日产液2.8 m3,日产气585.29 m3。结果表明:Ca Cl2水型下加缓蚀剂KD-H03-1#能延缓井下杆、管、泵的腐蚀,延长检泵周期,为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。

延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策

为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。

延川南深部煤层气地质工程一体化压裂增产实践

深部煤层气作为非常规天然气勘探开发的一个新领域,资源潜力巨大,但效益开发面临极大挑战,如何进行高效开发是当前亟待解决的难题。针对深部煤层气储层改造困难、支撑裂缝短的问题,基于储层压裂改造适用性分析优化压裂体系,延川南煤层气田开展了地质工程一体化储层改造关键技术攻关,取得了较好效果。研究表明:①深部煤层气资源潜力大,含气量较高,介于13~20 m^(3)/t,但开发难度较大,单井日产气量较低,介于0~500 m^(3),储层改造困难;②根据井下观测,现有活性水压裂工艺技术有效支撑裂缝主要集中于井筒8 m范围以内,主缝延伸一般不到30 m;③深部煤层压裂应以形成有效长距离支撑、高导流能力的规模人工裂缝作为主攻目标,提高加砂强度配合大排量,同时研发“低密度、长运移”支撑剂,平均单井日增产气1800 m^(3),为解决深部煤层气开发提供了新的思路。

延川南深部煤层气高效开发调整对策研究

中国深部煤层气资源丰富,是煤层气下步勘探开发的重要领域,但深部煤层气资源地质条件更加复杂,工程配套难度大,实现高效开发极具挑战性,攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈,对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。以延川南深部煤层气开发调整实践为例,系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战:①储层非均质性强,富集高产主控因素不明;②立体资源未能有效动用,储量动用程度低;③开发井网部署模式单一,高应力低渗区单井控制面积小;④深层煤层气储层可改造性差,早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑;⑤传统排采制度达产周期长,经济效益差。在此基础上,经过反复探索实践,通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术:①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变;②开发层系从单层向合层开发转变;③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变;④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变;⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。立足于“五个转变”,现场生产实践显示新井产建效益显著提升,直井产量由1800 m^(3)/d提升至10000 m^(3)/d,水平井产量由10000 m^(3)/d提升至20000~50000 m^(3)/d,取得了较好的开发效果,延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。

泡沫压裂在延川南气田深煤层气井增产中的应用

为提升深煤层气井压裂改造效果,提高单井产量,对目前现场应用的几种压裂液体系进行了适应性对比分析,提出泡沫压裂体系低滤失、高黏度、低伤害、易返排等特征在深煤层气井压裂中具有较好的适应性,在此基础上开展了2口井氮气泡沫压裂现场应用试验,取得较好效果:氮气泡沫压裂施工压力平稳,砂比提高,加砂连续,平均单井日产气量增幅超过1 000 m^3/d。

延川南深部煤层气井防漏堵漏技术

延川南区块深部煤层气资源丰富,但钻井过程中漏失严重。为了降低漏失发生频次及其造成的经济损失,保证该区块煤层气井安全高效成井,在分析该区块地质特征和漏失机理的基础上,研究形成了由随钻堵漏钻井液和承压堵漏工艺组成的煤层气井防漏堵漏技术。延川南区块上部地层孔隙发育,以孔隙型渗漏为主,采用加入5%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行防漏堵漏;下部地层天然裂缝发育,以裂缝性漏失为主,采用加入7%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行防漏堵漏;对于储层段等裂缝易扩展的地层,采用加入10%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行堵漏。针对煤层气井无防喷器或封井器无法实施承压堵漏的问题,研制了井口简易胶塞封隔器,形成了煤层气井承压堵漏工艺。延川南区块深部煤层气井应用防漏堵漏技术后,漏失率由41.53%降至23.07%,处理漏失的时间也大幅缩短。现场应用表明,煤层气井防漏堵漏技术可降低延川南区块深部煤层气井的漏失率,缩短钻井周期,降低钻井成本,提高该区块煤层气的开发效益。

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。

鄂尔多斯盆地东南缘延川南深层煤层气富集高产模式探讨

鄂东南延川南区块以上二叠统山西组2号煤层作为主力煤层建成并投入商业开发的深层煤层气田,产气效果好于预期,显示了该区深层煤层气具有较好的勘探开发潜力。通过系统分析区内主力煤层构造特征、煤储层特征及煤层气富集高产控制作用,结合气田动态生产数据,认为延川南深层煤层气为含气量-渗透率耦合控制的富集高产模式,其中埋深小于1 000 m的原生裂隙发育区为自生自储型富集高产模式,埋深大于1 000 m的次生裂隙发育区为内生外储型富集高产模式,并建立了该区深层煤层气富集高产选区评价指标体系,优选出4个富集高产有利区,为气田精细排采和上产稳产提供支持,并为其他深层煤层气区块勘探开发提供借鉴。

延川南煤层气田低效井原因分析与措施优选

针对延川南深层煤层气田低产低效井占比高,低产原因复杂,难以达到预期开发效果的问题,以延川南煤层气田低产低效井为研究对象,通过开展地质工程一体化研究分析,结合煤层气开发实践经验,认为排采速度不合理导致煤储层渗流通道堵塞,储层改造不到位导致泄流面积小,低压区地层能量不足导致煤层气解吸受限这三大问题是延川南低效井低产的主要原因。针对低效原因分别开展了可控强脉冲解堵、体积压裂实现裂缝转向、氮气扰动疏通促解吸等增产措施。现场应用评价结果显示,这些措施均能实现不同程度的增产,其中体积压裂可以达到有效改善储层物性的目的,单井日增产气1000~4000 m^3,增产效果显著,是延川南煤层气田目前最为有效的增产措施。

延川南深部煤层气勘探开发面临的挑战和对策

深部煤层气资源潜力大,是我国煤层气勘探开发的一个重要领域。历经十多年的攻关探索,中国石化华东油气分公司在深部煤层气地质理论研究以及低成本勘探开发产能实践方面取得了积极进展,建成了国内首个投入商业开发的延川南深部煤层气田,建立了深部煤层气富集高产的“五要素”协同控制地质理论,制定了深部煤层气精细化的排采制度,集成了深部煤层气低成本工程工艺技术,建立了深部煤层气气藏动态评价分区管理技术等多项煤层气低成本勘探开发技术,基本形成了深部煤层气开发技术策略,探索出了一条经济有效的勘探开发模式,实现了深部煤层气的效益开发。但我国深部煤层气勘探开发尚处于起步和探索阶段,延川南深部煤层气勘探开发实践中仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战:①深部煤层气地质非均质性强、开发工程技术不完全适应于特有的地质特征变化;②部分气井稳产期较短、递减较快,长期低效生产;③纵向资源有待进一步评价,气田储量动用程度不充分。针对以上难题提出了3点对策:①创新适用于深部煤层高应力低渗地质条件下的有效规模压裂改造工艺技术研究,实现增产、降本、增效;②深化低效主因分析,以解堵、疏导为治理方向;③加强深部煤层气资源潜力评价以及适用性的开发工艺技术,提高储量动用保持气田活力。

鄂东南延川南深煤层煤体结构与产气量关系分析

针对鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块二叠系山西组2号煤层埋深大,煤储层为特低渗,压力系数和地温梯度低,煤层气上产缓慢的问题,通过对该区块大量基础资料开展深煤储层精细描述,基于建立的测井曲线定量划分煤体结构标准,结合部分探井岩心观察,将延川南气田山西组2号主力煤层煤体结构划分为原生结构煤、碎裂结构煤和碎粒结构煤3种。根据气田试采产量拟合不同煤体结构厚度发现,碎裂结构煤次生裂隙发育,渗透性好,单井产气量高,其中碎裂结构煤厚度大于1 m的次生裂隙发育区为最有利高产区,煤层产气效果好,可通过持续稳定排采实现面积降压,以达到提高单井产量的目的。