樊庄煤层气井X1产能模拟及排采优化对策

对樊庄区块煤层气井X1进行产能模拟并分析其产气效果,通过选取同区域、相似地质条件的若干高产井进行排采对比,得出有助于X1井产能提升的排采优化对策:合理控制套压和液面深度;适当增加排水量;分级逐次降压。

织金区块煤层气排采优化技术研究

以织金区块含煤地层中煤层气为研究对象,在排采影响因素分析的基础上,通过排采方案优化、排采设备优化及排采层位优化3个方面,进行了排采优化技术研究,认为抽排的连续性和稳定性,排采速度控制,连续、逐级降压制度,井底流压的控制都对煤层气的排采具有明显的控制作用。可以通过缓慢降压,水平井分段压裂、阶梯式降压模式等方法优化排采方案,采用管式泵举升设备及燃气发电机可以有效地保证排采过程的顺利进行,通过大量取心煤层测试分析,表明分段分压合采,取得了良好效果。

滇东-黔西煤层气井排采动态影响因素及初始排水速度优化步骤

基于滇东-黔西地区40余口(排采井12口)煤层气井资料,通过单井排采动态典型指标提取和地质、工程因素综合分析,并结合数值模拟,探讨了恩洪、老厂、土城区块煤层气井排采动态影响因素,提出了相应的初始排水速度优化步骤。结果表明,研究区排采动态差异较大,其中,单井动用资源丰度、渗透率作为基础因素,决定了煤层气井产气能力,单井动用资源丰度越高、渗透率越大,产气量越高,同时,I类和II类煤体结构与III类煤体结构相比,煤层气井产气量高。初始排水速度是煤层气井排采动态的关键控制因素,排水速度较大时,即使渗透率较高,单井动用资源丰度较大,产气量仍然较低。控制初始排水速度具有双重意义:一是减缓绝对渗透率(应力敏感)降低速度,二是减缓水相渗透率降低速度。基于前述认识,通过全国煤层气开发区现行排采工作制度调研和研究区排采动态分析,指出研究区应以慢排为原则,把握阶段降压特征,提出了多煤层合采低速-阶梯降压初始排水速度优化步骤,对滇东黔西多煤层合采煤层气井生产具有一定的实际意义。

煤层气排采过程中储层压降动态变化影响因素

为了进一步认识煤层气排采过程中储层压降传递规律及其对煤层气排采的影响,在煤储层裂缝系统发育与分布特征观察研究的基础上,分别建立了煤裂缝系统及煤基质内压降传递地质模型,并分析总结了储层压降传递影响因素及其相互关系。结果表明:煤储层压降传递及动态变化主要受储层渗透率、含水性、含气饱和度、煤解吸/吸附特性以及井底流压影响,其中储层大裂缝系统内的压降传递主要与渗透率、含水性以及井底流压相关;而煤基质内的压降传递则主要与含气饱和度及煤解吸/吸附特征相关。鉴于储层压降传递及其影响因素在煤层气排采中的作用,提出煤层气排采前应首先掌握影响储层压降的地质参数特征;排采过程中井底流压的控制应充分考虑影响储层压降的各因素之间的联系。

柿庄南区块煤层气U型井排采阶段典型指标分析

为给煤层气U型井排采制度的制定和优化提供依据,在分析柿庄南区块煤层气U型井排采典型阶段指标的基础上,提出研究区U型井排采过程可以划分为单一排水阶段、波动上升阶段和高产稳定阶段。在排采过程中,分阶段选取初始见气时间、初始累计产水量、初始降液幅度、初始降液速率、初始排水速率、波动上升时间、套压波动范围、液顶平均距离、典型高产日产气量、典型高产日产水量、典型高产套压、底液平均距离作为典型指标。根据以上分析结果,建议第1阶段应控制初始降液速率在5 m/d以下;第2阶段应控制套压在0~0.45 MPa波动,同时控制动液面维持在煤层顶板以上10 m之内;第3阶段应控制典型高产套压稳定在0.01~0.03 MPa,动液面稳定在煤层底板附近。

滇东煤层气井动态渗透率变化特征及其工程优化

滇东地区煤层气资源量丰富,但是一直未能实现大规模商业性开发。为实现滇东地区煤层气井的产能突破,首次引入压力降落试井分析方法,对滇东地区煤层气井饱和水单相流阶段的煤储层动态渗透率进行了反演,并提出了改造初始渗透率和见气前渗透率的概念。研究发现,煤储层的改造效果与累计压裂液的总量、累计支撑剂的总量无关,而与储层改造规模(单位米厚压裂液和单位米厚支撑剂)密切相关。改造规模越大,煤储层改造效果越好。为确保滇东煤层气井能获得商业性开发气流,单位米厚压裂液和单位米厚支撑剂分别大于200m^(3)/m、12m^(3)/m。同时,煤层气井在排采初期降压幅度应小于0.017MPa/d,减少煤储层渗透率损害。

川南海相深层页岩气“极限动用”开发实践

为高效开发川南海相深层页岩气,在“极限动用”开发理论指导下提出深层页岩气开发的基本思路和解决方案,并开展具体应用实践。针对页岩气开发影响因素多、单井产量偏低、多处于效益边际等问题,建立“透明地质体”,通过地质-工程一体化多因素评价、全生命周期持续优化,最大限度平衡生产目标与开发成本的关系。提出“极限动用”开发方案为:①计算“黄金靶体”指数,精准确定水平井钻井靶体位置,通过地球物理等多手段精准刻画页岩储集层,构建地下“透明地质体”;②优化钻完井工艺,通过降温、降密度、优化钻井液性能提升关键工具适用性,建好开发井,综合考虑地应力、裂缝等特征,有效构建“人造气藏”;③通过高效管理、建立学习曲线和优化排采制度,全生命周期提质提效,实现“极限动用”开发。实践表明,川南深层页岩气单井预测最终可采储量(EUR)比上一年提高10%~20%。

非常规天然气“极限动用”开发理论与实践

基于非常规天然气的开发实践,逐渐形成了以"不断突破开发技术界限"为核心的"极限动用"理念,支撑中国非常规天然气规模效益开发,提出并论述了非常规天然气"极限动用"开发理论,阐述其理论内涵,梳理其系列开发技术及开发实践。理论内涵即针对"极限气藏",采用"极限技术",建立地下连通体,增大泄流面积,提高动用范围,追求最大单井产量和极限采收率,达到"极限效果"。系列开发技术包括微纳米尺度储集层评价技术、"甜点区/段"预测技术、非常规渗流理论与产能评价技术、网格化井网开发优化技术、优快钻井与体积压裂技术、生产制度优化与组织管理。苏里格致密气、川南页岩气及沁水煤层气等非常规气的开发实践证明,"极限动用"理论有力推动了中国非常规天然气的产业发展,同时能够为其他尚未突破的非常规和复杂难采资源有效开发提供理论指导。

气井零液流量流动模拟实验及模型应用研究

气井零液流量流动是积液气井中一种特殊的流动现象,准确认识零液流量流动规律对于揭示气井积液机理、判断气井积液程度、指导积液气井气举和泡排等排采工艺设计及优化至关重要,但目前缺乏相关深入全面的实验研究和理论模型。为此,文章基于所搭建可视化实验装置开展了零液流量流动实验,建立了零液流量持液率模型和气井井筒积液高度预测方法。结果表明:零液流量流动时存在泡状流、段塞流和搅动流三种流型;油管尺寸一定时,静液柱高度对持液率无影响,其值仅与气流速相关;新建零液流量流动持液率模型与实验误差为仅为3.5%,与实际气井误差为8.7%,能够准确地运用于实际积液气井压力预测。新模型及积液高度预测方法可为现场气井积液程度判断提供理论依据,为实施排采工艺的积液气井提供重要指导作用。

多层叠合砂岩气藏中后期稳产技术对策——以大牛地气田为例

大牛地气田为多层叠合致密砂岩气藏，具有低孔、低渗、低丰度、非均质性强的特点。单井产量低、压力递减快、动态控制储量差异大，储量动用不充分以及局部井网不完善等问题已经影响了气藏的稳定生产。通过对气藏开发特征及存在问题的分析，提出了气田稳产技术对策，认为通过生产规模调整、增压开采、井网完善及层间接替、排采工艺优化可以实现气田稳产，同时达到最佳的开发效果。