郑庄-樊庄区块煤岩学特征对内生裂隙的影响研究

煤中裂隙是煤层气主要渗流通道。基于郑庄-樊庄区块煤的内生裂隙与煤的变质程度、显微组分、煤岩类型煤相环境指标的相关性关系,分析煤岩学特征对内生裂隙的影响。结果表明,煤中内生裂隙的发育受煤岩学特征影响强烈。

构造曲率对煤储层初始渗透率的影响研究——以沁水盆地郑庄-樊庄区块为例

基于沁水盆地南部郑庄-樊庄区块3号煤顶面标高等值线资料,采用正方形网格差分法计算煤层三维曲面上各点的最大主曲率值与裂缝的方位角,探讨构造曲率对煤层初始渗透率的影响。结果表明,最大主曲率值为0.4~2的区域煤层渗透性较好;最大主曲率值大于2的区域构造破坏过于强烈,渗透性较差;最大主曲率值小于0.4区域裂隙发育程度低,渗透率低。裂缝面垂直于最大水平主应力时初始渗透率值较低,平行于最大水平主应力时初始渗透率值较高。

高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。

煤层气L型水平井防窜气排采控制方法研究

煤层气采用L型水平井开发,可使单井稳产气量达到8000m^(3)/d以上,但由于L型水平井无沉砂口袋,无法靠重力实现气、水自然分离,易发生油管窜气,导致泵效大幅下降,制约进一步排水降压。前期通过优化排采举升工艺,油管窜气现象得到了一定缓解,但对低流压产气井和高流压产气井的治理效果仍然不理想。以沁水盆地樊庄-郑庄区块L型水平井为例,通过研究分析56口发生油管窜气井的气、水变化规律,建立了窜气严重程度评价指标,利用灰色关联度法找出影响油管窜气的主控因素,明确产生油管窜气的原因,并在优化排采制度方面提出了2种防治油管窜气的方法。结果表明:井筒环空的液柱高度是引发油管窜气的先决条件,油管窜气随液柱高度降低突然发生,当液柱高度大于75m时,出水口不窜气或以轻、中度窜气为主;当液柱高度小于75m时,以重度窜气为主,且发生窜气后其窜气程度随液柱高度的降低呈指数增大。气液比是影响窜气程度大小的关键因素,且窜气程度随气液比的增大呈对数增大,当气液比小于30时,以轻度和中度窜气为主,当气液比大于30时,以重度窜气为主。通过控制恒定高套压,采取“控压排水”法,可有效提高泵吸入口附近两相流的持液率;通过控制日产气量,采取“控产排水”法,将泵吸入口附近的气液比降低至30以下,可有效降低油管窜气程度。在此基础上,结合防窜气排采举升工艺,最终实现油管窜气的标本兼治。

沁水盆地煤层结构及煤岩储层特征研究

为了得到煤储层特征与测井资料间的关系,从区域地质背景出发,通过对煤心特征、测井、录井及地震等资料分析,研究了沁水盆地樊庄-郑庄区块煤层结构及高阶煤储层的岩性、物性、含气性、含水性、产气性等"五性"特征。结果表明:平面上,樊庄-郑庄区块煤层结构的演化横向上具有较强的规律性,即樊庄地区南部夹矸个数最少,一般为1~2个,其次是郑庄地区,一般2~4个,樊庄北中部夹矸数量最多,一般为3~6个;樊庄灰分整体较低,平均为11%;而郑庄地区的灰分相对较高,平均为18%;樊庄地区平均孔隙度为9%,郑庄地区平均孔隙度为5%;煤质参数越大,单井产能就越高,其中樊庄西南部、中部区域煤质参数最好;郑庄地区的煤质参数整体比樊庄地区差,与实际生产相对应。