煤层气田地面工程建设的优化与实践

煤层气作为非均质较强的低渗透气藏,不同储层之间的连通性不佳,且地质状况复杂,对有效储层进行预测比较困难。基于此,此次研究以沁水盆地为对象,深入分析该地区煤层气田地面工程建设存在的问题,提出优化该地区煤层气地面工程建设的方法,并提出下一步的研究方向,以期为类似研究提供一定的参考。

计划检泵在沁水煤层气田老井治理中的应用

山西沁水煤层气田是我国煤层气勘探开发的重要基地,经过多年的持续排采,已进入规模化开发中后期。近年来,随着老井采出率的不断提高,老井递减率呈逐年上升趋势。如何确保老井产量平稳运行、遏制老井产量递减趋势是沁水煤层气田老井治理的重点。研究人员从计划检泵井的识别与治理两方面深入分析,建立起一套计划检泵井识别标准图版,通过“对号入座”,不仅减缓了老井产量递减的趋势、保持了产量平稳运行,而且还降低了现场排采管理的难度,提高了老井治理的水平。

博文盆地M煤层气田含气量主控因素分析及预测

精准预测煤层含气量是煤层气资源量评价及开发方案制定的关键之一,传统预测方法应用范围有限且预测误差较大。为了进一步提高含气量预测精度,以博文盆地M煤层气田GM煤层为研究对象,基于皮尔逊相关分析法对含气量主控因素进行定量分析,优选出了9个煤层含气量影响主控因素,提出基于高斯过程回归、支持向量机及集成装袋树等机器学习算法的煤层含气量预测模型,对比分析各方法优缺点,进而优选出最佳的含气量预测模型。研究结果表明:高斯过程回归精确度最高,预测结果平均相对误差为4.5%,适用于本气田煤层气的含气量预测;支持向量机泛化能力强,但是超平面的绝对化导致预测精度降低;集成装袋树并不侧重于训练数据集中的任何特定实例,对于噪声数据其基本不受过分拟合的影响。

我国发现千亿方深煤层气田

近日,中国海油发布消息,公司在鄂尔多斯盆地东缘2000米地层发现千亿方深煤层气田——神府深煤层大气田,探明地质储量超1100亿立方米。中国海油勘探副总师徐长贵说,神府深煤层大气田的发现展示了鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发的广阔前景,对我国类似盆地资源勘探和非常规油气增储上产具有重要指导意义。

古交煤层气田地面设施建设数字化应用

非常规天然气储量大,开采和输送难度较高。因此,煤层气开采和运输各项设备设施的建设也急需不断的完善自动化系统。数字化逐渐成为煤层气地面工程标准化建设的核心工程。本文以煤层田地面设施自动采集数据、动态监控、智能判断为基础,通过物联网建设以实现非常规天然气生产运输达到无人操作、自动采集数据输送的效果,是实现煤层气集输项目降本增效的关键技术。

陕西发现我国首个千亿立方米深煤层气田

中国海洋石油集团有限公司在鄂尔多斯盆地东缘约2000米地层发现我国首个千亿立方米深煤层气田——神府深煤层大气田。

沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响

沁水盆地南部（以下简称沁南）潘河煤层气田是中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发的气田,分析其区域地质与煤储层特征,评价其煤层气可采性和生产潜力,可为选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术,确定适宜的排采制度提供基础和依据。为此,充分利用该区200多口煤层气生产井资料、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料,精细描述了煤层气田区域地质和煤储层特征,分析了影响煤层气产能的地质、储层因素。结果表明：该区地质构造简单,次级褶皱构造发育;煤层发育稳定,厚度大（3#煤层厚度为6.5 m左右）;煤变质程度高,属于无烟煤;含气性良好,含气量较高,但平面上变化较大,气体质量好,甲烷含量超过98%;含气饱和度高,介于95%~100%;渗透率相对较好,储层压力较高。总体上,地质和储层特征参数显示该区具有煤层气富集和高产的有利条件。根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据,以及潘庄一号井田的煤田勘探资料,建立了气田地质模型,以期指导今后的井网设计、工程技术选择,实现气田的高效开发。

沁水煤层气田樊庄区块煤层气开发经济评价

煤层气藏与常规天然气藏相比 ,在成藏条件、高产富集规律、开采方式等方面都有其独特性。中国石油开展煤层气勘探及相关研究工作 10余年 ,通过对目标区优选及前期抽排试验 ,证实沁水煤层气田资源丰富。本文就该煤层气田地理环境、资源概况、基本地质特征、开发工艺技术、开发方案优选以及市场需求等进行了论述 ;通过对沁水煤层气田樊庄区块进行经济评价 ,得出结论

沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

"沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目"自2009年10月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m3;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m3。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动3个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1~2年,开始进入产气高峰需要2~3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。

山西沁水煤层气田煤层气成藏条件分析

沁水煤层气田单层煤层厚,分布在1～12m之间,一般大于6m,热演化程度高,R0分布在2.6%～3.7%之间,含气量大于14m3/t,煤层气资源丰富。煤层气组分和碳同位素组成特征表明沁水煤层气田热成因的煤层气在煤层中经历了解析-扩散-运移等作用,在构造高部位富集成藏,成藏期后的煤层气藏保存条件好,在上述3个因素的作用下,使得沁水煤层气田煤层气成藏条件较好,富含煤层气资源。

煤层气田水文地质参数与煤层气井产能相关性

为了解含水层水文地质参数对煤层气成藏和开采的控制作用,研究了河东煤田三交区块主采煤层的直接含水层组水文地质条件与该区煤层气产能的相关性.结果表明:水力边界、水动力场和水化学场和煤层气赋存特征存在相关性,水位标高、矿化度、影响半径三个水文地质参数的合理匹配可以可获取较好的煤层气富集区,并确定研究区中南部为有利于煤层气富集和成藏的区域;三交井组与碛口井组实际排采数据与该区相应三个水文地质参数也存在关联性,开采中的产气规律与水文地质控气规律相一致,且开采模式可以分为滞后型和同步型两类.该成果对煤层气富集靶区预测和开采具有一定的参考价值和指导意义.

阜新煤田王营煤层气田构造因素研究

王营井田煤层气储量丰富，构造地质条件独特，构成了封闭的煤层气田．王营向斜和大型边界断裂的产状和力学性质有利于煤层气的保存；岩浆岩的大量发育造成了煤变质程度的升高，促进了煤层气的生成；岩浆岩墙的密集分布将煤层气田分割为若干区段，区段内煤变质程度和裂隙系统发育具有规律性的差异变化，影响和控制了煤层气的生成、储集和运移．详细掌握这些地质构造因素，可为开发本井田煤层气提供依据．

沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术

沁水盆地南部潘庄区块位于沁水盆地东南缘,该区总体为单斜构造,倾向西北,煤层稳定、埋藏浅且渗透性较好,大量区域地质调查资料和煤田勘探成果表明,区内断层稀少,以发育次级褶皱为主。该区钻井类型主要为钻井液钻井(煤层段清水钻进)和空气钻井。通过对比分析空气钻井、水钻井井身质量与时效平均值可知:①空气钻井在井身质量方面略优于水钻井,但相差不大,均达到设计及规范要求;②空气钻井在时效方面比水钻井效率高,其机械钻速是水钻井机械钻速的3倍多,因此,空气钻井周期短,综合经济效益较好。而微珠低密度固井技术采用优质微珠为减轻材料,水泥浆密度为1.60 g/cm3,抗压强度在15 MPa以上,满足了在确保固井强度的基础上减轻水泥浆正压差对储层污染的要求。采用上述技术使潘河煤层气田示范工程固井合格率达到100%,其中优良率为84%。

沁水盆地煤层气田地面集输技术现状与展望

沁水盆地煤层气田经过近10年的开发建设,系统建设和运行过程中"三难"(征地难、建站难、布管难)、"三高"(投资高、闲置高、能耗高)、采出水处理"三差异"(水质差异、排放标准差异、产水量差异)等问题不断凸显,现有建设模式下的降本提效措施不能解决上述问题。为此,以煤层气产能建设项目的建设与运行双重因素为出发点,在总结现有集输系统形成的主体技术和配套技术的基础上,围绕建设低成本、运行低能耗、系统高效率的核心理念,从改变现有的产能建设模式和集输系统模式入手,从井网布局、站场建设和管网设计等方面提出了新的技术思路:(1)构建分布式地面集输模式,创建新型"分布设点、双管前置、井站合建、橇装增压"总体集输工艺优化模式;(2)推进分期式地面建设理念,研究适合于站场橇装设备分期建设系数,提高设备利用率,调整采气、集气管网的设计系数,以确保系统产、输能力匹配合理;(3)推广井、站合建的橇装技术,实现工厂化预制和模块化施工,减少现场工作量,缩短建设工期,从而提高建设效率和建设质量。结论认为,现有建设模式及系统模式下的优化、调整手段不是该气田降低投资的根本出路,探索新的产能建设模式、以非常规手段解决非常规问题,才能从根本上提高系统投资回报率、提高系统的适应性。

韩城煤层气田水文地质旋回对煤层气的影响

通过对韩城煤层气田水文地质旋回划分、构造演化和延续时间系数及含气量的综合分析,探讨了韩城煤层气田水文地质旋回对煤层气的影响。结果表明:研究区自下而上划分为4个水文地质旋回,其中第Ⅰ水文地质旋回(∈-C1)只构成气田的基底,对煤层气的生成和吸附无影响;石炭-二叠系煤系地层在第Ⅱ水文地质旋回(C2-T3)沉积;第Ⅲ水文地质旋回(J1-J3)对煤层热成熟有一定的促进作用;煤系地层在第Ⅳ水文地质旋回(K1-Q)经过了短时间高温条件下的变质作用,是煤层气生成的关键时期,历史最大含气量达到22 m3/t。通过该区煤层等温吸附曲线的特征判断,第Ⅳ水文地质旋回渗入水文地质阶段约20 MPa煤系地层压力的降低幅度,只造成原始最大含气量18%左右的解吸气量,没有改变研究区煤层气吸附量大和资源丰富的基本特征。水文地质旋回分析方法从成因机制上说明了韩城煤层气田具有较大的资源潜力。

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用"分片集输一级增压"的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。

韩城煤层气田煤层气井排采精细控制模式研究

为了完善煤层气井排采模式,通过在韩城煤层气田长期的现场排采实践,在现有"两期、五阶段"煤层气井阶段排采模式的基础上,从煤储层解吸-扩散-渗流的角度分析,认为憋压排水-产能释放阶段出现套压和动液面快速波动的现象,是由于现行排采制度与高煤阶、低渗透煤储层的供流能力不完全匹配引起的。依据稳定控制井底流压压降和排采工作制度与地层供流能力相适应的基本思想,将现场采用的模式进行了修正和完善,提出了"两期、六阶段"煤层气井排采精细控制模式,现场试验表明,按照这一精细控制模式,可避免出现套压和动液面快速波动的现象,降低出砂事故率。

韩城煤层气田11号煤层产出水越流补给主控因素研究

韩城煤层气田是鄂尔多斯盆地东缘重要的煤层气生产区,统计发现开采上古生界二叠系太原组11号煤层总井数14%的煤层气井日产水量大于25m3,其排采特征表现为高产水且动液面不降。11号煤层下伏含水砂岩层中的水通过人工裂缝越流补给煤层,导致该井排采产水量较高。首次提出11号煤层产生越流补给水的主控因素是关键层厚度和净压力,并提出发生越流补给的双因素模型。关键层厚度小、净压力大,易形成裂缝沟通下伏高含水砂岩层,导致后期单井排采产水量高,无法有效排出煤层水形成有效降压面来取得稳定高产气量。首次结合井温测试结果,运用灰色系统中的GM(1,N)模型对软件模拟裂缝高度进行校核,形成了最终校核公式。对现场10口井11号煤层进行了人工隔板封堵下伏含水砂体,封堵有效率达到了100%,封堵应用效果较好。

澳大利亚煤层气田地面工程技术对我国煤层气田开发的启示

澳大利亚是煤层气商业化开发较成功的国家,其煤层气开发技术特别是地面工程技术已经成熟。对澳大利亚Surat和Bowen盆地典型煤层气田地面工程主要工艺技术进行了分析,从气田总体布局、主要工艺流程、设备及材料选择、动力与自动控制、采出水处理等方面介绍了相应的技术特点,并与我国山西沁水、保德及陕西韩城煤层气田开发地面工程技术进行了对比,分析了他们之间的差距和不同,并提出了建议。期望为我国煤层气田开发地面工程技术的发展提供借鉴和参考。