樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明:产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。

沁水盆地樊庄区块构造对煤层气富集的控制作用

在对樊庄区块褶皱形成力学机制研究基础上,从煤层气藏构造演化史的角度,结合樊庄区块煤层气排采实际资料,建立了沁水盆地樊庄区块三种类型煤层气成藏模式,即原生型、调整型和改造型,其中改造型又可分为原生改造型和调整改造型,旨在研究沁水盆地樊庄区块构造对煤层气富集的控制作用,为认识局部微小构造对煤层气藏的控制作用提供参考。本区煤层气开发实践表明,不同成因的气藏宜采用相应的勘探开发策略。

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例，以排采工程数据为主要依据，探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制，揭示排采液面一套压协同控制过程，并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计，获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明，樊庄区块煤层气井需经历“以液为主-气、液混合-以气为主”的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段，其中，排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段，也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数，以井底流压为评判指标，采取缓慢、长期的排采原则；憋压阶段以日产水量和套压为控制参数，以憋压、稳定动液面的方式实施管控；产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则，保持套压高于0．2MPa，控制日产水量缓慢降至0．2～0．5m。，使动液面深度回升至煤层中部以上10~50m；稳产阶段需适当憋压，稳定动液面在煤层以上，并维持排采作业稳定；产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整，使产气量、产水量平稳下降。

郑庄与樊庄区块高煤阶煤层气开发差异及其主控因素分析

查明高煤阶煤层气开发差异的主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部郑庄和樊庄区块高煤阶煤层气井生产特点对比,首次提出了储层流体可疏降系数以反映流体在煤层中疏降能力,探讨了地质、储层和流体等因素对高煤阶煤层气井气、水产出的差异控制并揭示了主控因素。结果显示:相对樊庄区块而言,郑庄区块煤层气井产气量低、产水总量大、解吸前排采时间长、气水产出比小,且地质和储层特点表现为地应力梯度高、地温梯度较高、煤厚较薄、煤层结构较复杂、裂隙较发育、渗透率较低、储层流体可疏降系数较小等。影响区块煤层气井产出差异的直接因素为渗透率和储层流体可疏降性,而控制渗透率的关键地质因素为地应力、控制储层流体可疏导性因素为煤储层本身特性。建议该区块有利区优选以寻找低地应力条件为主,针对高地应力区宜采取有利于地应力释放的储层改造措施。

樊庄区块煤层气富集高产分区

以煤田勘探、煤层气探井、开发井及矿井煤样分析资料为基础,探讨了樊庄区块煤层气储集层特征,通过对煤层气储集层煤岩、基础地质及储层物性特征参数指标的对比排序,将樊庄区块进一步划分为煤层气富集高产区、煤层气准富集高产区、煤层气较富集高产区、煤层气次富集区。

樊庄区块煤层气开发地质类型与开发技术模式

针对樊庄区块3号煤层划分为4类地下水补给类型以及6类开发地质类型情况,提出并探讨了该区块煤层气开发技术模式。研究认为,供给型难解吸储层有越流补给,且渗透率较高,适合大间距井网、小规模压裂和高抽油机冲次;补给型难解吸储层地下水流体势较低,可采用大间距井网、大规模压裂和高抽油机冲次;半封闭型难解吸储层补给水量较小且持续性好,适合于小规模压裂、高抽油机冲次;半封闭型易解吸储层补给水量较小且持续性差,可采用大规模压裂和高抽油机冲次;封闭型易解吸储层地下水流体势较高,适用于大规模压裂和低抽油机冲次;封闭型难解吸储层渗透率过低,可采用大规模压裂、小间距井网、低抽油机冲次。

沁水盆地樊庄区块煤层气资源与探明储量

应用含气量法对沁水盆地樊庄区块主要目标煤层的煤层气资源量和探明储量进行了计算。通过采用块段划分、平均取值、统一求和的研究方法,得出结论为:该区块煤层气资源丰富,总资源量达735.32×108m3,资源丰度大,为2.32×108m3·km2;煤层气探明储量高,3号、15号煤层累计探明储量349.05×108m3,累计探明可采储量174.53×108m3。研究结果表明,该区块的煤层气资源量和探明储量之大,在我国尚属首例,可以称之为煤层气高富集区。

沁水盆地樊庄区块煤层气直井排采特点

沁水盆地樊庄区块3#煤层具有埋深适中、煤层厚度大、分布稳定、煤质好、煤层割理发育、保存条件好等诸多特点,但受地质构造、水动力条件等因素控制,平面上具有"富集成片,贫瘠成带"的分布规律,大部分区域利于煤层气规模开发。本文以樊庄区块煤层气井生产数据为基础,将煤层气直井排采生产分为排水降压、控压阶段、稳定产气、产气衰减四个阶段;综合分析了樊庄区块煤层气直井生产过程中的产气、产水变化特点,总结出各阶段控制要点,这些认识对今后煤层气排采工作具有借鉴意义。

沁水盆地樊庄区块煤层气井开发特点及管理方法

排采管理是煤层气开发过程中的一个重要环节,如何切实保障煤储层不受伤害,最大限度发挥产能是需要开发者持续关注的问题。本文以樊庄区块为例,通过跟踪研究直井、水平井生产动态数据,总结出高阶煤煤层气具有解吸时间长,气水产量差异大,井口压力低,煤粉产出量多,产量构成以老井为主等开发特点。并初步探索出一套定性-半定量的排采控制方法和"ABC"动态分类管理办法。现场运用效果较好,实现了区块产量的平稳上升。

樊庄区块煤层气水平井产能模式划分及分类评价

为探究水平井开发动态及生产特征,对樊庄区块56口煤层气水平井的实际生产资料进行了跟踪研究,确定了4种产能模式(低产气井、中产气井、中高产气井和高产气井),共计8个亚类。分析了不同产能模式气井的生产特征及影响其开发效果的部分因素,并提出了相应的水平井开发建议,结果表明:制约水平井开发效果的主要因素为地质因素、工程因素和管理因素,其中又以煤储层富集高产认识、断层识别及工程上的井眼稳定性问题尤为突出;根据地质条件合理部署井位,尽量避开断层,同时综合考虑煤层产状、煤体结构、顶底板稳定性及高煤阶煤储层固有力学性质对钻井的影响,排采过程中保证排采连续性,才能实现煤层气水平井的高效、绿色开发。

樊庄区块开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

为了查明煤层气开发过程中煤储层渗透率动态变化特征及其与产能的耦合关系,在揭示开发过程中煤储层渗透率动态变化机理,推导渗透率计算方法基础上,结合沁水盆地南部樊庄区块煤层气井开发实际,反演了不同开发井区、不同产能类型井开发过程中煤储层渗透率的动态变化特征。研究表明:建立的孔隙度-渗透率模型可以有效反演煤层气开发过程中的渗透率动态变化。开发过程中煤储层动态渗透率伤害率受应力敏感和基质收缩效应共同制约,与储层压力、含气量和原始渗透率关系密切。煤储层渗透性和产气能力的协同良性发展是实现高产稳产的关键,缓慢连续的排采、适中的高储层压力、高含气量和较高的原始渗透率是保证储层后期渗透率出现反弹现象的重要因素。

沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践

为弄清沁水盆地樊庄区块煤层气的高产富集规律,根据近5年来在该区的勘探开发实践,从烃源条件、储层条件和保存条件3个方面系统分析了煤层气的成藏条件与富集规律。结果表明:该区煤层气成藏条件决定了其富集特点,即整体含气性较好,局部贫瘠,呈现"富集成片、贫瘠成带、富中有贫"的含气量分布特点;由东向西,煤层气逐渐由贫瘠变为富集,这主要是受封盖条件和构造断裂活动控制的结果。根据产气压力与理论临界解吸压力拟合关系对煤层含气量进行了预测,预测结果与实测数据基本一致,证明前者是一种可靠、实用的新方法。针对煤层气富集程度和压裂效果的差异,引入了煤层气开发单元的概念来指导生产,后期生产的效果表明,煤层气井产量的高低与开发单元的划分吻合良好。

沁水盆地樊庄区块煤层气开发生产规律分析

为科学判断高阶煤煤层气田开发趋势,合理预测煤层气产量,以高阶煤煤层气区块中开发时间较长,具有较强代表性的樊庄区块为主要研究对象,基于"三要素"认识划分开发单元,提出有效动用储量的概念,综合应用生产数据统计与数值模拟技术进行生产规律研究,研究结果表明樊庄区块煤层气开发呈现3点规律:不同开发单元,采气速度越快,稳产期越短,初期递减率越大;樊庄区块采出程度20%左右产量进入递减期,递减出现时采出程度与井网井距密切相关;煤层气井产量递减初期递减速度相对较快,呈指数递减,后期递减速度减缓,表现双曲递减特征。

樊庄区块3#煤地质因素对煤层气产能的控制分析

为明确樊庄区块3#煤煤层气井间产能差异的原因及解决后续煤层气开发选址问题,开展了对地质条件对煤层气产能的控制机制的研究。通过了解研究区不同产能级别的煤层气井的分布情况及研究煤层气的产气机理,揭示了构造、埋深及水文条件等地质因素是通过影响含气量及渗透率来控制煤层气井的产能。通过构造、埋深及水文条件等地质控制因素的研究可为后续煤层气的开采和选址提供理论依据。

樊庄区块不同构造位置井网差异化部署数值模拟研究

沁水盆地南部樊庄区块煤阶属于中-高阶煤,具有低压、低渗、低饱和度、非均质性强、高含气量的特点,因此决定了其必须要采用整体降压、规模动用的方式进行排采。采用数值模拟技术,对樊庄区块不同构造位置的井网井距部署方式进行对比优化,以实现井网差异化部署。

浅析樊庄区块煤层气井产能的主要影响因素

基于沁水盆地樊庄区块煤层气地质特征,选取樊庄区块9口典型单井进行产能差异分析,研究表明:煤层渗透率、储层压力、储层厚度、含气量、构造和埋深地质条件为主要影响因素。

沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化

煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的"低渗、低压、低产"的特点,国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴,煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此,介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术,总结了优化设计经验,并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议,对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。

煤层气多分支水平井钻井技术在樊庄区块的应用

基于樊庄区块3号煤层的地质和力学特征,该区块适于采用多分支水平井钻井技术开发煤层气。分析了煤层气多分支水平井存在的安全钻进及储层保护、井眼轨道控制、井下复杂事故和新式钻井工具及仪器等技术难点。通过2口井现场实施情况表明,在煤层的水平段及分支段钻进过程中,宜采用近平衡钻井,钻井液以清水为主;尽量保持井眼轨迹沿煤层中上部靠近煤层顶板位置钻进,且实施快速钻进;减少煤储层在钻井液中的浸泡时间,以利于保持煤层井壁稳定,减少煤储层的伤害及煤层坍塌危险;水平及分支段中,减阻短节(AG-itator)的使用能降低井下摩阻,避免钻柱的螺旋屈曲;钻遇断层、破碎带时要提前完钻,防止井下复杂事故的出现。

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司"十一五"期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施:①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化

煤层气田开发是一种高投入、高风险、低产出的产业,因而"低成本、大规模开发"成为开发沁水盆地煤层气田的重要战略。为此,重点介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。该配套技术的成功应用,优化简化了采气管网建设,有效控制了采气管网投资,为我国煤层气田的工业化开发和建设提供了借鉴。