单一煤储层煤层气直井合理日产气量的确定

确定单一煤储层煤层气直井合理日产气量可为煤层气井布井及经济评价提供依据。根据等温吸附、水气启动压力梯度流动等理论,建立了单一煤储层条件下煤层气直井合理日产气量的数理模型,研究了平均日产气量与主控影响因素间的关系。研究表明:渗透率、临储压力比与平均日产气量呈指数形式变化;含气饱和度与平均日产气量呈线性关系。沁水盆地中南部煤层气实际排水采气资料与预测结果的对比验证了模型的准确性。该研究结果为现场煤层气直井选址及经济评价提供了理论依据。

中国石油西南油气田公司长宁页岩气区块日产气量创历史新高

2020年5月31日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁页岩气区块日产气量达到1502×10^4 m^3,突破1500×10^4 m^3/d大关,创历史新高。2019年5月,该区块日产气量达到1006×10^4 m^3,迈入日产气量千万立方米时代。2020年5月,该区块日产气量再创新高。

中石油23座地下储气库日产气量突破1×10~8 m^3

2019年12月3日,中石油23座地下储气库日产气量达10070×10^4 m^3,比今年1月10日创造的日产气量最高纪录高出39×10^4 m^3,相当于6700多万户三口之家一天的生活用气量。地下储气库是把天然气重新注入地下形成的人工气田,是当今储存天然气用于季节调峰、事故应急、战略储备的主要方式。1997年10月,中石油组建了我国第一个储气库研究机构,攻关储气库选址、建设、管理等技术,支撑中石油快速建成23座储气库,调峰保供年产气量超过100×10^8 m^3,形成了储气库选址评价等关键技术体系。

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。

我国陆上最大整装致密气田年产超三百亿方

近日,中国石油长庆油田数字化生产指挥中心生产数据显示,我国陆上最大的整装致密气田—苏里格气田今年以来生产天然气达到300.6亿立方米,连续第二年突破300亿立方米,较去年提前8天实现突破。作为保障京津冀地区、内蒙古周边城市天然气供应的主力气源,苏里格气田承担着北京、天津等40多座大中城市的天然气保供任务,惠及人口超过2.5亿。开发建设23年来,苏里格气田累计生产天然气超过3 300亿立方米,最高日产气量突破1亿立方米。

超1000米深,日产超2万方 煤层气新突破

9月5日,中国石化华东石油局在延川南煤层气田滚动扩建部署实施的延3-P5井,经过5个月的排采,日产气量超2万立方米,这标志着我国埋深超1000米煤层气水平井开采取得新突破。延川南煤层气田是中国石化首个煤层气田,埋深在800-1600米,平均1280米,是目前国内投入商业开发最深的煤层气田之一。气田自2015年全面投产以来,于2017年开始进入稳产阶段,日产气水平保持近100万方,累积产气16亿方。

长宁区块页岩气日产量跃居全国页岩气田之首

2020年10月10日,长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量达到2026×10^4 m^3,跃居中国页岩气田日产气量之首。至此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁公司成为中国石油首个页岩气日产量突破2000×10^4 m^3的生产单位。作为国内页岩气勘探开发的先行者,西南油气田坚决贯彻落实大力提升勘探开发力度,保障国家能源安全的重要批示精神,把页岩气作为产量快速增长的“发力点”,把页岩气规模效益开发作为提质增效的“着力点”,持续强化技术攻关、精细生产组织、严守安全环保底线,坚决在党和国家最需要的时候把产量搞上去,为建成国内最大的现代化天然气工业基地攒足“底气”。

我国首个日产天然气破亿整装气田诞生

中国陆上最大整装气田--中国石油长庆油田苏里格气田,日产天然气突破1亿立方米,是我国首个日产突破1亿立方米的整装大气田,创历史新高,可满足5000万个家庭一天的生活用气。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部,是我国首个探明储量超万亿立方米的大气田,已提交探明和基本探明地质储量4.64万亿立方米。今年以来,苏里格气田新投产气井1204口,日产气量提升1625万立方米。

长宁区块页岩气日产量跃居中国之首!

10月10日,长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量达到2.026×10^7 m^3,跃居中国页岩气田日产量之首!至此,中国石油西南油气田公司长宁公司成为中国石油首个页岩气日产量突破2000万m^3的生产单位。

国内硫化氢含量最高整装气田达产铁山坡特高含硫气田“少井高产”开发获重大突破

我国硫化氢含量超过30g/m^(3)的高含硫气藏有90%集中在四川盆地。铁山坡气田位于四川达州境内,硫化氢含量最高达16.59%,是目前国内已投产的硫化氢含量最高的整装气田。为了开发铁山坡特高含硫气田,西南油气田公司按照“安全规格等级最高、工业自控水平最高、智能化水平最高、技术经济水平最高”的标准,在铁山坡气田部署了6口建产井,测试累获日产气量超1000×10^(4)m^(3),井均测试日产气为171×10^(4)m^(3),井均无阻流量达300×10^(4)m^(3)/d,实现特高含硫气田“少井高产”开发的重大突破。

大庆油田采油工程研究院“唤醒”龙岗气田首口水淹长关井

“死”去的井,经过技术人员的妙手居然“复生”。这样的事儿,就发生在川渝流转区块龙岗气田。3月17日,中国石油大庆油田采油工程研究院通过复合气举技术“唤醒”的龙岗气田首口水淹长关井——龙岗022-H2井,最高日产气量达7.6万立方米,让曾经停产的“老大难”变成了一口高效井。

沼液回流对厌氧发酵产气性能的影响

目前,大部分沼气工程沼液产量大、外销不通畅造成的生产不通畅是行业的最大难题。以沼液回流二次使用为目的,以鸡粪、牛粪为发酵原料,以沼液为接种物进行厌氧发酵产气试验,论证沼液回流对厌氧发酵产气性能的影响。试验结果表明,以牛粪为原材料与沼液混合的A_(2)在厌氧发酵周期内未出现因沼液回流而导致的产沼气受抑制的情况,且A_(2)甲烷浓度与日产气量普遍较高,甲烷浓度较A_(1)组提高了25.3%,日产气量较A_(1)组提高了60.6%。而A_(1)组在试验过程中出现反应速度滞后、NH4-N浓度高、有机酸累积、甲烷浓度低抑制产气的现象。

重大突破!我国首次在四川5亿多年前页岩地层中钻获高产气藏

2023年04月09日08:22:05来源:中国新闻网8日,中国石油西南油气田公司部署在四川内江的页岩气井—资201井测试获稳定日产气量73.88万立方米。据悉,这是全球首次在距今5.4亿年的寒武系古老页岩地层中钻获具有商业开发价值的高产工业气流。中国石油表示,本次寒武系页岩气勘探战略性突破,开辟了四川盆地页岩气规模增储上产新的阵地。

柱塞气举影响因素分析及优化设计

为保证正常进行柱塞气举和有较高的日产气量,需要对柱塞气举进行优化设计。为此,文章首先将柱塞气举影响因素分为动力、阻力和体积三大因素,利用柱塞气举动态模型分析了各种因素变化对柱塞气举的作用及其它们的限制条件。为实现正常实施柱塞气举,气液比、地层压力和产气量必须高于最低值,而输气管线压力和井深必须低于最高值;只有各种因素相互之间达到合理匹配时才能进行柱塞气举。通过对柱塞气举可控因素分析讨论后得出,柱塞气举优化设计实质上是对续流生产时间和开井的套压进行优化。优化柱塞气举参数的作用为:一方面可以提高气井产量,另一方面可以延长气井生产寿命。需要注意的是柱塞优化设计是针对一定气层条件进行的,当柱塞气举进行一段时间后气层参数发生变化时,需要重新进行优化设计,以达到优化设计的目的。

不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素

基于沁水盆地南部长治和安泽区块103口煤层气井的实测资料，探讨不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素。研究结果表明，不同变形程度煤的孔隙结构导致其解吸特征具有较大差异。随着煤变形程度的增加，吸附时间迅速减小。相对于未变形煤和弱变形煤，强变形煤由于裂隙和大、中孔隙发育较多且连通性较好，导致甲烷运移距离较短，解吸速率较大且解吸量急剧增加，吸附时间显著减小；解吸后期，强变形煤由于小孔隙和微孔隙发育，吸附能力增强且连通性较差，导致甲烷解吸和运移的难度增大，解吸速率迅速下降，而弱变形煤和未变形煤受孔隙、裂隙特征和取心煤样几何形态的共同影响，解吸速率变化较小且吸附时间较长。依据煤层气井排采数据可知，煤的变形程度差异是导致煤层气井产气量不同的主要原因，明确煤的吸附时间可以为预测煤层气井的产气量提供依据。

沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素

查明煤层气井气、水产出差异主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部某高煤阶煤层气井区144口井勘探与开发动态资料,分析了其气、水产出特征的差异,探讨了其形成的地质控制机制。结果表明:井区煤层气井各类产水、产气在平面上成带分布,总体上呈现高产水量-低产气特征。煤层气井产气量主要受地下水和构造样式控制,体现为:(1)煤层气井的产出水源主要来自压裂水、煤层水和围岩补给水,以邻近砂岩层补给水为主;(2)高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部,中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部,低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区东部的构造高点区。建议高产水井区应控制压裂规模,保证泵长期有效工作;低产水井区要加大压裂规模,特别注意早期地下水的排采控制。

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。

大兴矿煤层气井排采水化学特征分析

以大兴矿煤层气井排采水为研究对象,在常规化学离子测试结果的基础上,分析了排采水的化学成分特征及时空演化特征,探讨了煤层气井产能与水中各化学成分的关系。研究表明:大兴矿煤层气井排采水为弱碱性或碱性咸水,HCO3-与Na+是水中质量浓度最大的离子;采样时间内,排采水已经进入稳定阶段,主要为原始地层水;各构造部位煤层气井排采水的化学特征存在差异,反映了不同构造部位地下水径流强度与交替程度强弱不同;不同构造部位煤层气井产能随TDS,HCO3-质量浓度增大而呈现出增大、减小两种相反的变化趋势,表明水文地质和构造地质作用对产能有很大影响;各井产能随CO32-质量浓度增大而减小,说明排采水的化学特征受碳酸平衡作用的调节。

把志向写在大地上——记河南豫中地质勘察工程公司技术员范钦明

10月8日,在河南豫中地质勘察工程公司山西沁水盆地煤层气水平井工地上,看到日产气量稳定在2.8万立方米时,范钦明激动得泪流满面。作为该井生产技术员,不足30岁的范钦明,在如此高难度的工程中一炮打响,他怎能不激动呢？但又有谁知道他在成功的路上付出的心血和汗水呢？

页岩气井三角图版法判别井筒积液研究

针对四川盆地页岩气田CN201井区大部分气井进入生产中后期,产能降低,携液能量不足,井底积液严重,气井采收率降低的问题,根据该区块生产特征,综合考虑积液敏感的井口压力、日产气量、水气比3个生产参数,对实际数据进行归一化或极值化处理以消除参数单位及数量级影响,绘制三角图版,分析散点分布规律,确定井筒积液区域。结果表明:井口压力占比为42.38%~76.39%、日产气量占比为0.0~51.5%、水气比占比为0.0~52.7%为CN201井区页岩气井积液判别区。流压测试结果显示三角图版准确程度为84.3%,证明该方法判别页岩气井积液可靠性高。该研究对确定气田现场排液时机、排液工艺类型及排液效果评价等提供了理论基础。