柿庄南区块煤储层地应力和破裂压力特征及其耦合关系

以柿庄南区块112口煤层气井为研究对象,采用水力压裂法计算煤储层地应力,获取了研究区地应力及破裂压力展布特征,分别建立了破裂压力与水平主应力、有效应力之间的相关模型,揭示了该区块3号煤储层地应力与破裂压力之间的耦合关系,并剖析了地应力对破裂压力的影响。研究结果表明:柿庄南区块3号煤储层整体为中等至高应力区,地应力场类型在垂向上发生转换,埋深400~640 m区域以逆断层应力场型为主,640~810 m区域以走滑断层应力场型为主,810 m以深区域以正断层应力场型为主;侧压系数一般为0.38~1.99,埋深600 m以浅区域,绝大多数大于1,埋深600~800 m区域,侧压系数为0.52~1.93,埋深800 m以深区域,侧压系数均小于1;该区块破裂压力为12.89~36.10 MPa,破裂压力梯度为1.47~6.09 MPa/hm,破裂压力与埋深呈现反“S”形变化,810 m以浅破裂压力离散性较大,整体与埋深呈现负相关,810 m以深破裂压力与埋深呈现正相关;该区块最大水平主应力、最小水平主应力及其各自应力梯度与煤储层破裂压力在一定程度上呈现正相关,但相关性不强;同一埋深条件下,破裂压力随着水平主应力的变化而变化,但最小水平主应力对破裂压力的影响明显大于最大水平主应力;煤储层破裂压力与水平主应力差呈反“N”形变化,与有效应力呈正相关;在水平应力差为2~4MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小;在水平应力差为4~8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而增大;当水平应力差高于8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小。

基于机器学习的煤层含气量测井评价方法--以沁水盆地柿庄南区块为例

由于煤层含气量受控因素多且成因机理复杂,其评价的准确性和泛化性问题一直是研究的热点与难点。为了提高煤层含气量评价的准确性和泛化性,基于沁水盆地柿庄南区块的测井资料、煤心分析资料、排采生产数据等,将地球物理测井数据作为输入,利用BP神经网络、支持向量机及随机森林3种机器学习方法,对训练集数据采用交叉验证与网格寻优方法确定各机器学习模型超参数,得到煤层含气量评价模型。引入盲井验证模型,对比了3种机器学习方法的优缺点和适用条件。结果表明,应用此3种机器学习方法能有效评价煤层含气量,随机森林模型在此区块应用效果最好,该模型能有效评价煤层含气量,为今后此方法的应用提供了选择依据,同时也提高了模型的泛化能力;进一步对沁水盆地柿庄南区块3号煤层开发井进行含气量评价预测,并将预测结果与实际排采生产数据进行对比,发现二者误差较小。研究结果对煤层气勘探开发、“甜点”找寻具有指导意义,实际应用价值突出。

煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明:①断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;②断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;③压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K_(7)砂岩。

正断层发育特征对煤层气直井开发的影响——以沁水盆地南部柿庄南区块为例

为了深入挖掘断层发育特征对煤层气开发的影响机理,揭示其控产方式,以沁水盆地南部柿庄地区3号煤层为研究对象,分析了不同规模及组合形式的正断层对煤储层物性、工程效果和排采工作的影响;选取正断层控制下的含气量、煤体结构、渗透率、井径扩大率、破裂压力以及日产水量6个因素,采用灰色关联法分析了不同因素对产气量影响的主次关系,进而揭示了正断层对产气的主要控制方式。结果表明:正断层对产气的影响存在一定距离范围,该范围受控于断层的规模和上下盘位置,寺头断层上盘控制范围约为300 m,下盘约为250 m,F11断层上盘控制范围约为250 m,下盘约为200 m,由于正断层上盘为断层形成过程中的主动盘,沿断层面的剪应力大于下盘,造成上盘的影响范围大于下盘。随着距断层距离的减小,正断层所产生影响不断增大,影响特征为含气量和破裂压力逐渐减小,孔裂隙发育程度和井径扩大率逐渐增大,煤体结构更加破碎,压裂曲线形态更加复杂断层控制范围内煤层气井产水量普遍高于平均值。分析认为,正断层是在构造应力的作用下形成的,在断层面附近存在应力集中带,位于该区域的煤层受应力集中作用的影响,发生明显的变形破裂,力学强度大幅度降低,随着距断层距离的增大,应力作用强度也逐渐降低,其变形破裂也逐渐减弱;同时,正断层周围一般发育张性裂缝,随着距离的增加进而转变为压扭、张扭性裂隙,其张开度较低,到达一定的距离后,裂缝转为张性。故造成距离正断层越近,地质条件更加复杂,工程实施难度越大,产气效果一般。并且正断层主要通过控制渗透率、含气量以及沟通含水层来影响煤层气井日产气量,若要实现断层附近煤层气的高效开采,应优先关注这些参数是否异常。

沁水南部柿庄南区块3号煤层现今地应力特征及其与渗透率的关系研究

为了研究沁水盆地柿庄南区块3号煤层地应力特征,揭示地应力对渗透率的影响规律,根据研究区3号煤层形成后的古构造应力场特征,划分出煤层褶皱不同部位叠加区,采用水压致裂法和声波测井互相印证法计算出煤储层地应力,应用实测和地质强度指标(geological strength index,GSI)相结合的方法得出煤储层渗透率,对煤层现今地应力与埋深的关系进行回归分析,查明了地应力随埋深的变化特征,在此基础上总结了地应力对煤储层渗透率的影响规律。结果表明:研究区煤层地应力随埋深增加呈线性增大;在700 m以浅地区,σV>σH>σh,现今地应力状态为大地静力场; 700～900 m,σH≈σV≈σh,为准静水压力场; 900 m以深,σH>σV>σh,最大水平主应力起主导作用,具有大地动力场特征。对于同一构造部位,煤储层地应力与埋深相关性较好,呈负指数关系;不考虑多期构造叠加时,应力差与渗透率关系不明显,考虑构造分期后,同一叠加区其应力差与渗透率符合指数关系。

沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征

以国家科技重大专项《山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程》成果为依据,以以往的地质勘查及研究成果为参考,对沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征进行分析。分析认为南部柿庄南区块构造简单,煤变质程度高、煤层厚度大、埋深适中而且分布稳定,有利于煤层气生成,煤层吸附能力较强,储层渗透率较好,煤层气保存条件好,是沁南煤层气勘探开发最有利区块之一。开发利用该区块煤层气资源,可有效改善地区能源结构、加快区域经济发展,降低后期煤炭开发风险,具有非常可观的社会及经济效益。

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。

柿庄南区块煤层气井早期生产特征及开采建议

从水文地质的角度揭示了不同情况下单井的排水采气机理。在此基础上结合柿庄南区块59口井的实际排采数据,综合分析了气水产量,井底流压,套压及动液面随时间的变化曲线;并将早期生产特征归纳为3种类型:①低产水-高产气型,见气早,产气量高(>1 000 m3/d)、产量递减缓慢、峰值产量高,日产水量小(<2m3/d),套压高;②低产水-中低产气型,日产气小于1 000 m3,产量衰减明显且波动大,排水期较长;③高产水型,产气极少或无,日产水量大(>10m3/d),动液面下降缓慢,套压很低或为零。最后针对不同类型的低产井,提出相应的开采建议:低产水-低产气型井可采用二次压裂措施,改善煤层渗透率;高产水井可通过无机堵水或加大排采强度等方式排采;煤层气井排采要勇于实践,探索适合该区不同煤层的成功排采方法。

柿庄南煤层气勘探钻井数据快速入库及三维可视化技术研究

针对沁水盆地南部柿庄南区块钻井资料管理分散和三维可视化利用程度低的现状,以该区大数据量钻井资料为研究对象,探索了一种新的面向三维地质建模的钻井数据快速标准化建库方法,并基于该方法研发了面向Petrel的三维地质建模数据快速入库与输出软件模块。经柿庄南区块实际应用检验表明,该技术方法能够快速完成大批量复杂钻井数据的标准化建库工作,可为煤及煤层气田钻井数据的快速数字化建库和三维可视化建模提供应用借鉴。

柿庄南区块煤层气低密度玻璃微球钻井液现场应用

柿庄南区块位于沁水盆地东南部,沁水复向斜东翼南部转折端,目的层位是山西组3号煤层。该井一开采用清水钻井液,二开至下是盒子段采用聚合物钻井液,山西组为保护煤层采用中空玻璃微球钻井液。现场应用过程中,密度0.92～0.95g/cm3,漏斗黏度35～45s,利用玻璃微球降密度、增粘剂提粘切、降滤失剂降失水,保证钻井液低密度、强粘切和低失水的特点,漏失速率控制在0.5m3/h以内。现场应用SX-177、SX-181井组十余口井,平均机械钻速18.4m/h,平均建井周期20.18d,比设计周期(30d)缩短了9.82d。

柿庄南区块煤储层构造对渗透率控制关系的定量研究

基于柿庄南区块3~#煤层构造特征,结合测井资料和GSI多参数拟合,通过煤层构造曲率和渗透率的统计分析,定量研究煤储层构造对渗透率的控制关系。研究表明:煤储层构造曲率介于(0.3～2)×10^(-4)/m时,渗透率均大于0.2×10^(-3)μm^2;构造曲率低于0.3×10^(-4)/m或者高于2×10^(-4)/m时,煤储层渗透率均小于0.2×10^(-3)μm^2。煤储层构造曲率过高或过低都不利于渗透率的提高,以中等为好。

柿庄南区块煤层气井排采阶段管理

柿庄南区块作为中联煤层气公司在沁南盆地产能扩建的主力区块,区块地质构造简单,煤变质程度高,煤层分布广泛且埋深适中,经过3年多的建设形成一定规模。煤层气井的产出机理与常规天然气藏有较大区别,通过多口生产井开发排采曲线的统计分析,煤层气井产出的阶段性较为明显,为了达到最大化释放产能的目的,对煤层气解吸机理和阶段性划分形成了一些认识,力求实现煤层气产出阶段的精细化排采。

柿庄南3~#煤煤体结构对水力压裂的影响

水力压裂作为当前煤层气开发中最普遍的储层改造措施,面临着地质因素和工程因素的双重影响。地质因素无疑是煤层气开采的先决条件,而诸多地质因素中,煤体结构严重影响水力压裂裂缝延展。以沁水盆地柿庄南区块3#煤层为研究对象,选取12口施工参数相近煤层气井,采用测井方法,计算GSI值对煤体结构进行识别与表征;其次根据水力压裂裂缝数学模型计算出裂缝在煤储层水平最大主应力方向上延伸的最大范围,建立煤体结构与缝长关系。研究结果表明:当煤体结构为原生煤、碎裂煤,GSI值较大,水力压裂所形成的裂缝相对较长,压裂效果较好;煤体结构为碎粒煤,GSI值较小,煤层破碎程度较高,采用常规水力压裂不利于裂缝的延展,因此水力压裂应规避碎粒煤。该研究结果对煤储层改造具有一定指导意义。

柿庄南区块煤层气井产量规律分析

基于优选的柿庄南区块22口煤层气井,从定性、定量角度分别采用曲线分类分析法和曲线特征值分析法综合分析各井的产量规律。通过曲线分类分析法,确定了不同类别井的判断标准,将柿庄南区块22口井分成四类:稳步上升+平稳高产井、稳步上升+稳步下降井、曲折上升+平稳高产井、曲折上升+稳步下降井。通过曲线特征值分析法,有效找出各曲线特征值之间的相互联系,得出产量规律。

柿庄南区块煤层气高产井排采制度分析

为了研究排采制度对柿庄南区块煤层气井产气量的影响,通过对柿庄南区块4口高产井排采曲线进行对比分析,探索总结了高产井排采曲线的共同特征,优选出了适合柿庄南区块的排采制度。结果表明:高产井的排采曲线呈现阶梯状变化规律特征。产气后井底流压的变化分为4个阶段,即:缓慢下降阶段、逐级降压阶段、迅速下降阶段和稳定阶段;缓慢降压阶段为排采初期排水降压阶段到不稳定产气阶段的过渡阶段;逐级降压阶段储层压力逐渐下降,压降漏斗稳定向远端延伸;在迅速下降阶段,出现了井间干扰使得压降漏斗相互叠加并向深处扩展,产气量陡增;稳定阶段,是井底流压下降到一个较低水平并保持长期稳定,气体稳定解吸,产气量稳定在一个较高水平。迅速下降阶段之前稳定套压,之后缓慢释放套压,有利于储层防护。井底流压见气前平缓下降,见气后阶梯状变化的排采制度有利于柿庄南区块排采井的高产。

沁水盆地柿庄南区块煤层气井储层压降类型及排采控制分析

为了充分认识柿庄南区块煤层气井储层压力变化特征及其对煤层气井产量的影响,基于对柿庄南区块储层地质参数的分析及实际生产数据的剖析,对不同类型生产井的储层压降类型进行分析归类,并结合排采异常井对气井低产原因、排采控制方法及储层敏感效应进行具体分析。结果表明:柿庄南区块煤层气井储层压降可分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型,其中快速下降型井更有利于煤层气高产稳产,但若降压速率超过快速下降型井的最大降压速率反而会使储层受到压敏、速敏效应,降低储层渗透率,同时导致压降漏斗扩展受限,最终抑制煤层气井达到高产稳产。

柿庄南区块3号煤层含气量三维建模

煤层含气量对煤层气开发有直接影响。柿庄南区块煤层含气量相对较高,但开发过程中存在较多低效井,开展含气量三维地质建模有助于厘定含气性对煤层气井产量的影响。以沁水盆地柿庄南区块3号煤层为研究对象,运用多元回归分析方法依次建立基于埋深、灰分、挥发分及固定碳含量等参数的含气量预测公式及基于测井数据的煤岩工业分析各组分含量预测公式,最终得出柿庄南区块基于测井数据的含气量预测模型并应用于全区,与实测值对比表明预测结果较好。运用Petrel软件基于预测结果构建含气量模型,探讨3号煤层含气量三维分布特征。研究表明,区内3号煤层含气量介于11~20 m^3/t,其主控因素为煤层埋深和构造部位。该模型对研究区煤层气井低产因素厘定和煤层气开发生产具有指导意义。

沁水盆地柿庄南区块地质因素对煤层气井压裂效果的影响

在煤层气开发过程中,地质条件不仅是煤层气开采的先决条件和地质保障,也直接影响了水力压裂施工,从而影响煤层气井的产能。以沁水盆地柿庄南区块施工参数相近的34口煤层气井为例,从地应力条件、煤体结构和煤层顶底板岩性组合3个方面具体分析了地质因素对煤层气井水力压裂效果的影响,进而对研究区压裂效果进行评价。结果表明:三向地应力的大小关系控制裂缝的延伸方向和缝长,煤体结构类型决定能否形成有效裂缝,煤层顶底板砂岩、泥岩厚度及比例影响裂缝能否穿透隔水层。应力比越小、水平主应力差系数越大、煤层中原生结构煤比例越高、煤层顶底板的泥岩隔水层厚度及比例越大,水力压裂效果越好,煤层气井的平均日产气量也越高。综合上述3方面地质因素,研究区中部地区具有易发育垂直裂缝的地应力特征,且煤层的原生结构煤比例和顶底板泥岩比例高,最有利于水力压裂裂缝的形成与延伸,该区域为水力压裂的优选区域。其次为南部及西南部地区,地应力和顶底板条件较好,但煤体结构破坏程度相对较大。研究区北部、东北部及东南部区域由于煤体结构破坏程度大、顶底板封闭性差等因素,在进行水力压裂时应尽量规避。建议在对煤层气井进行水力压裂时应根据煤层气井的地质条件进行压裂方案设计。

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。

沁水盆地柿庄南地区3号煤层裂缝特征研究

煤层裂缝是影响煤层渗透率的主要因素,而渗透率制约着煤层气的勘探开发。针对柿庄南地区煤层裂缝方面研究有所欠缺的问题,采用数值模拟的裂缝预测方法,在数值模拟区内古、今应力场的基础上,再结合应力、应变与裂缝参数的定量计算关系,获得了煤层构造裂缝的开度、孔隙度和渗透率的定量输出。研究结果显示,裂缝开度、孔隙度及渗透率分布规律相似,分带性明显,高值区分布在背斜核部等高构造部位,低值区分布在向斜核部等低构造部位,断层周围出现相对高值;裂缝孔隙度、渗透率和裂缝开度相关性较高。