基于层次分析灰色定权聚类的煤层气开发甜点预测方法——以柿庄北区块为例

随着煤层气产业的发展以及非常规油气勘探开发一体化的要求,当前煤层气的勘查评价工作逐渐由勘探选区向开发甜点选区推进。然而,受限于勘探开发阶段或资料占有程度,当前多数的选区评价体系对煤储层的可改性和煤层气的可采性考虑不足,在指导开发区井位优选或加密井方面效果不佳。基于沁水盆地柿庄北区块100余口煤层气参数井和开发井资料,分析区内3号煤层煤层气开发的资源条件、储层可改造性和煤层气可采性,采用层次分析和灰色定权聚类方法构建评价模型,评价了煤层气开发甜点区,为区内新井和加密井的部署提供依据。评价模型以煤层含气量、煤厚反映煤层气资源条件;综合考虑地应力环境和岩石力学性质,构建储层综合可改造性参数,评价储层可改造性;使用原始结构煤和碎裂煤占比、临储比和储层原始渗透率反映煤层气的可采性。每个参数采用word聚类方法分级,每个点位(每口井)计算出综合优度并排序,最终划分出煤层气开发甜点区。评价结果表明,研究区中部综合优度大于65的地区为进一步开展开发工作的甜点区。

沁水盆地柿庄北区块水平井开发方式地质适应性分析

针对柿庄北区块直井表现出达产率低、产量下降快、产能差异大的生产特征,通过对柿庄北区块43口探井、397口开发井进行详细剖析,并与潘河、柿庄南区块地质条件进行了对比分析。结果表明,埋深大、低渗透、煤体结构分布复杂是制约柿庄北区块开发关键地质问题。为了进一步明确柿庄北储层渗透低原因,对柿庄北、潘河、杨家坡区块煤心进行数字岩心扫描,发现柿庄北区块相对潘河、杨家坡区块储层孔裂隙数量都发育最少且孔裂隙连通性最差,并明确煤层演化过程是形成孔裂隙差异的关键因素。此外,结合地质剖析,开展了地质—工程一体化分析,明确直井压裂这种点状开发方式的不适应性,提出水平井开发方式适应埋深增大、煤体结构分布复杂、微观孔裂隙连通性较差的储层特征,并在柿庄北一体化二期显示出较好产气潜力。

柿庄北区块煤层气产出动力条件分析

对柿庄北区块3#煤层的地应力分布特征、储层压力特征、临储压力比及地下水条件进行分析,探讨该区块煤层气的产出动力条件。研究认为,柿庄北区块西部地区地应力较高,而东部的地应力整体较小且应力差呈现零星的点状分布,储层压力处于2.33~10.51MPa之间,平均值为6.19MPa。临储压力比处于0.09~0.8之间,平均0.36,东部地区临储压力比大于西部地区,地下水整体上由东南流向西北地区。综合来看,柿庄北区块东部地区3#煤层具备较有利的煤层气产出动力条件。

沁水盆地柿庄北区块深部煤储层特征测井评价研究

基于测井方法解释评价了深部煤储层的顶底板物性、煤体结构、孔隙度和渗透性,研究了沁水盆地杮庄北区块煤储层岩石力学特性、含气性特征和地应力的展布规律。研究结果表明:该区块3煤的顶板物性和封盖性要比15煤的好;3煤的渗透性比太原组15煤的渗透性要好;3煤在研究区西部埋藏深、厚度小,而15煤埋藏相对较深、厚度较大。就地应力而言,3煤在柿庄北区块西南部地应力数值最高,各向异性强,最大、最小地应力差别大;15煤在柿庄北区块西南部地应力数值最高,在北西方向各向异性强,地应力差别大,裂隙发育。最后,对深部煤层气储层特征和深部地应力的变化规律进行了分析,并对测井解释的发展和完善提出了建议。

沁水盆地柿庄北地区致密砂岩含气性测井评价研究

运用三孔隙度测井曲线法、常规测井与阵列声波测井对比法和气测资料与含气相关性解释法等三种综合评价的方法,力求对致密砂岩的含气性和富集规律做出综合正确的评价。通过研究发现,含气层在三孔隙度测井曲线上呈现时差值高而中子值和密度值低的测井响应特征,在SX-006井3~#煤层下砂岩三孔隙度曲线形成一定的包络面积,含气特征明显,综合解释为含气层;通过常规测井曲线和阵列声波测井曲线对比,两者对砂岩含气性的解释呈现明显的一致性,可以用来对比解释砂岩储层的含气特征;柿庄北地区煤层含气性的解释与气测解释相符,而砂岩段与气测资料解释相关性不强;沁水盆地柿庄北区块致密砂岩气富集区总体上呈现NNE向展布,在石炭系的本溪组、太原组和二叠系的山西组、上下石盒子组砂岩含气性较好,尤其以下石盒子组砂岩气最为有利,而山西组也有一定的勘探开发潜力。研究表明柿庄北砂岩层含气显示厚度大、品位中等,含气性较好的层位在埋深1000m左右及更深部。

柿庄北区块煤层气井排采制度研究

针对沁水盆地南部柿庄北区块煤层气井排采压降规律不清、阶段划分不明确、排采制度不合理等问题,基于煤层气吸附-解吸规律及气液固三相流动特征,根据现场工程实践,结合研究区煤储层特点及不同开发时期生产规律,以井底流压控制为核心,确定排采制度的关键参数,形成可量化、操作性强的七段式控压排采制度。将该研究成果应用于柿庄北区块煤层气生产井,同井区达产率均值由19.3%上升至52.3%,提产效果显著。该制度扩大了深部煤层气排采井压降漏斗范围,有效增大了泄压面积,提高了单井产能,对于煤层气老井上产、新井投产具有指导和借鉴意义。

构造煤的测井曲线判识——以柿庄北区块为例

为定量判识构造煤并获取其分布信息,以测井曲线技术为指导研究了构造煤的地球物理特征。总结了煤体结构测井参数变化规律并做出了测井曲线模版,并应用此原理对柿庄北区块煤体结构进行了研究。结果显示:构造煤具有自然伽马负异常、声波时差正异常、低电阻率、井径扩径、人工伽马高幅值等特征;人工伽马与声波时差组合对于煤体结构划分具有较好的判识性。柿庄北区块15号煤构造煤(46%)比3号煤更为发育(13%),为制约15号煤煤层气产量的关键因素;柿庄北区块东北部与西南部构造煤发育,主要受西部NE-NNE向断层及褶皱的控制。

沁水盆地柿庄北区块3号煤层裂缝预测

柿庄北地区位于沁水盆地东南部,是我国重要的煤层气产区。煤层裂缝作为主要的渗流通道,对煤层气高产富集起到重要控制作用。该区山西组3号煤层中褶皱轴部走向为近南北向,野外露头区发育一组共轭剪裂缝,优势方位为NW与近EW向,其次是近SN向。根据构造形迹确定燕山期应力场以SEE105°挤压为主。利用水力加砂压裂法对现今井点目的层地应力进行计算,通过古地磁定向与声速各向异性确定现今最大水平主应力方向为NE55°。将煤层构造与地表起伏形态作为主要影响因素,采用有限元法对燕山期及现今地应力场进行数值模拟,利用弹性力学理论对裂缝参数进行计算,计算结果认为柿庄北3号裂缝孔隙度、渗透率普遍较小,整体上中部背斜区>中部平缓区>东部单斜区>中部向斜区>西部地区。模拟的裂隙特征与实测数据所反映的裂缝特征相近,单井产气量高的地区,裂隙较发育。

柿庄北区块3号煤含气量影响因素关联性分析

为了确定沁水盆地柿庄北区块3号煤层含气量变化的主控因素，在综合选取了地质构造、顶板盖层、水文地质条件、埋深、煤变质程度、煤厚、孔隙特征、镜质组、水分、灰分这10个地质影响因素的基础上，运用灰色关联分析法，对各地质因素对含气量的影响程度进行定量分析，计算了各地质影响因素与含气量之间的关联度。结果表明：各地质影响因素与含气量的关联度为0.5189~0.8513，均大于0.5，即各地质因素对含气量变化均有影响，其中地质构造与含气量之间的关联度最大，表现出褶皱控气的特点，而煤层厚度与含气量之间的关联性最差，水文地质条件对煤层气分布也具有一定的控制作用，其它几个地质因素与含气量的关联度较小且相互之间比较接近，对含气量变化的控制作用不是十分明显，因此认为地质构造是导致沁水盆地柿庄北区块3号煤层含气量变化的主控因素。

柿庄北区块一体化井区地质后评价

柿庄北区块作为沁水盆地南部的重点区块,通过近几年的试验性排采,展示出了良好的勘探开发前景,同时在勘探开发过程中也遇到了诸多问题,主要表现在:地质认识不足,工程工艺适用性差;煤层埋深较深,煤体结构破碎,目的段钻进参数缺乏针对性。综合利用随钻测量、测井和地震以及不同尺度测试实验数据等资料,对一体化井区进行了地质后评估,形成了一体化井区综合煤层气开发地质评价体系,深化区域煤层气地质规律认识;为下步勘探开发指明方向、提出建议,进一步提高井区气井成功率与开发效益。

沁水盆地柿庄北地区15号煤层裂缝发育特征预测

沁水盆地柿庄北地区石炭系太原组15号煤层埋深较大,分布稳定,含气量高,但开发效果一直未达到预期。实践表明,渗透率是影响煤层气开发的重要因素,而裂缝是影响煤层渗透率的主要因素,所以定量预测15号煤层构造裂缝对于深部煤层气勘探开发具有重要意义。以古应力场下形成裂缝,现今应力场只改造裂缝为中心思想,通过构造应力场数值模拟技术结合实际试井数据,模拟得到了15号煤层开度、孔隙度等参数。结果显示,孔隙度、渗透率分布规律大致相同,并且与开度有很好的相关性;断层两侧为明显的高值区,随着与断层的距离增大逐渐减小,背斜及向斜翼部较大,向斜区为低值区,构造高部位的裂缝参数值要大于构造低部位。15号煤层裂缝EW向与SN向渗透率基本相等,比垂向渗透率大一个数量级,反映了煤层渗透率的各向异性。

煤层气藏CO_2-ECBM注入过程中CO_2相态变化分析及应用——以沁水盆地柿庄北区块为例

CO_2相态变化直接影响其注入过程,CO_2相态变化分析是CO_2-ECBM成功实施的关键。基于柿庄北区块储层特征,结合实际CO_2注入参数,分析了CO_2-ECBM注入过程中参数对CO_2的相态影响及全过程相态变化。结合CO_2吸附置换能力试验,优化了研究区CO_2注入模式。结果显示:注入压力和地面温度对井下CO_2的状态影响较小。注入过程中井底温度在30℃附近,井底压力变化大。注入过程中,地面管汇中CO_2为液态,注入前期,从井筒到井底,CO_2相态从液态变为气态;注入20d后,井口压力和井底压力均大于7.3 MPa,注入CO_2将不会变为气态,而是一直以液态的形态存在。建议在开发中后期实施CO_2-ECBM增产措施。综合考虑地层破裂压力及置换效果,注入压力最优为2.5 MPa,为CO_2-ECBM技术推广提供依据与指导。

柿庄北深煤层区块压裂工艺对比研究

深层煤层气井压裂没有成熟的经验可以借鉴,对比研究了柿庄北深煤层区块已成功施工的11口活性水压裂井、5口水力波及压裂井及2口水力喷砂分段压裂水平井,总结分析了这些井的工艺参数及施工效果。活性水加砂压裂井和水力波及压裂井施工风险低,成功率高;水平井水力喷砂分段压裂施工压力高,风险大,需进一步优化工艺参数,保障施工安全。该分析结果可为该区块后续煤层气压裂增产提供参考依据。

柿庄北煤层气井活性水压裂施工参数优化研究

以柿庄北煤层气井为研究分析对象,基于常规活性水压裂在该地区的应用情况,通过统计48口井的压裂施工参数,研究了产气井与施工曲线类型的关系;分析了前置液比例、施工排量、砂比、加砂强度、段塞数的合适区间以及井径扩大率对裂缝起裂及延伸的影响。结果表明,施工曲线类型和产气没有明显的相关关系,但是出于施工安全考虑,建议施工过程中尽量控制为下降型和稳定型;各施工参数的合适区间为前置液比例30%-40%,施工排量6-8m3/min,砂比13%-17%,加砂强度8-12m3/m,段塞数0-2个;当射孔段中部垂深在800-900m范围内,井壁失稳更严重。应用优化后的参数和工艺,压裂施工成功率显著提升。

柿庄北煤层气含量影响因素分析

柿庄北位于沁水盆地深部,结合实际勘探资料,分析了煤变质程度、煤层厚度、围岩岩石类型、埋藏深度、地质构造和水文地质对3#煤层和15-2#煤层含气量的影响作用。区内煤层是高变质无烟煤,气含量较高。煤层厚度和围岩岩石类型对煤层气影响不明显;煤层埋深与含气量之间呈一定的正相关关系。地质构造和水文地质是如今煤层气含量赋存分布的主要控制因素。

沁水盆地南部柿庄北地区煤层气勘探潜力研究

本文通过对该地区构造特征和煤储层特征的研究，探讨了柿庄北地区的煤层气勘探潜力。研究认为，柿庄北地区可划分为三个构造区带，即东部缓坡带、中部隆褶带和西部斜坡带。柿庄北地区主要发育3^#煤层和15^#煤层，煤层厚度大、含气量高、临界解吸压力较高是该区有利的煤层气富集因素，而煤层埋深较大、断裂发育、储层物性较差又制约着煤层气的富集。但综合来看，柿庄北地区是一个具有较大煤层气勘探潜力的地区，按照煤层气勘探和开发规范，可进一步划分为4个煤层气勘探区，其中东部缓坡带构造平缓、埋深较浅、含气量高，是最有利的勘探区。

柿庄北区块地下水水力联系分析

针对近年来在沁水煤田柿庄北区块进行煤层气和煤炭开发过程中出现的水文地质问题和现象,阐述了构造和人为因素对含水层的影响,进行了地表和地下含水层之间的水力联系分析,总结出规律性的论点,并提出相应的防治和应对措施。

柿庄北区主采煤层充水因素分析

通过采用历次勘查成果,对柿庄北区地面和地下水文地质条件做了全面阐述,对区内主要可采煤层3号和15-2号煤层的顶底板充水性做了详细分析,最终对未来3号和15-2号煤层开采提出指导性的结论。

沁南盆地柿庄北区块地质与产能关系研究

煤层气是一种洁净能源,开发利用煤层气,对于缓解我国当前油气资源短缺的现状,保证国民经济持续快速健康发展具有重大意义。为提升产能效益,需要研究地质特征与产能之间的关系,为有效开发提供技术支撑。以柿庄北2017年至2019年三年投产的36口井为研究对象,从煤储层地质条件研究了煤层气井储层和产能的关系,结果表明,合适的煤层埋深、厚度、含气量及有利的盖层、构造条件对煤层气井的高产具有积极意义。

柿庄北区块煤层气勘探开发一体化管理模式探索及成效

柿庄北区块煤层气勘探开发前期阶段采用常规油气传统的勘探开发分界管理模式,经历长达8年的勘探工作后,面临前期勘探投资大、气井达产周期长,投资回收率慢、工艺技术需进一步优化的问题。2017年,通过在该区实施一期、二期约30口煤层气井勘探开发一体化试验,取得了显著成效。试验从地面地下一体化井位部署、地质工程一体化过程跟踪、产量销量一体化效益开发等“三个一体化”方面探索了勘探开发一体化的管理模式,实现了当年勘探钻井、当年压裂投产、当年试产的目标,大大缩短了生产周期,实现了销售,加速了增储上产的步伐。