沁水盆地古交区块煤层气水平井产能影响因素分析

近年来,水平井逐渐成为中国煤层气开发的主要井型,在多个区块取得显著产气效果,但井间产量差异大,整体达产率偏低。为摸清煤层气水平井产能影响因素,从地质因素、工程工艺和排采管理等方面展开研究。选取沁水盆地北部古交区块20口煤层气L型水平井,在地质条件和生产动态剖析基础上,筛选出含气性、井控地质储量、钻井质量、储层改造、生产动态参数等10个关键参数,探讨了对煤层气水平井产能的影响,并提出适用于研究区地质条件的针对性技术对策。研究表明:位于构造高部位的煤层气水平井,含气量、含气饱和度和井控地质储量是实现水平井高产的资源基础;在构造简单和断层不发育的情况下,水平段长应在600 m以上,且保证煤层钻遇率80%以上;水平段长600~800 m时,压裂段数应控制在10段以下,压裂段长最佳为60~80 m;尽量降低排采中断次数,提高排采连续性,在排水期和提产期要分别制定不同合理压降速率,增大泄压面积,实现煤层气水平井产能最大释放。

古交区块煤层气地球化学特征及其成因

基于古交区块煤田地质勘探资料以及煤层气井排采气体组分、甲烷碳氢同位素质谱等相关测试分析,查明了该区块煤层气地球化学特征、成因及其地质控制因素。结果显示:煤层气组分主要以甲烷为主,组分浓度介于85.36%~99.23%,其次为氮气,重烃含量最少,属于干气~特别干的气体。煤层气δ^(13)C_1介于-62.24‰^-40.70‰,δD介于-244.3‰^-229.3‰。以热成因气为主。煤层气δ^(13)C_1随着煤级增加呈变重趋势,随着埋深增加而变化的趋势不明显。古交区块矿化度整体从北向南逐渐增加,说明该地区水动力条件从北向南逐渐增强。南部刑家社矿区甲烷碳同位素较重,而北部镇城底矿区、西曲矿区以及马兰矿区的部分地区甲烷碳同位素较轻。研究区北部(MCQ9)煤层埋藏浅,露头发育,煤的R_(o,max)介于1.14%~2.18%,且水文地质条件适宜,形成了生物成因与热成因混合气体。

古交区块8号煤层构造煤分布及成因分析

基于山西古交区块主采煤层地质背景,选取太原西山古交区块5口钻井作为测井识别煤体结构的刻度井,集成自然伽马、密度、电阻率、声波时差测井响应,识别了区内31口钻井煤体结构。计算各钻井碎粒煤~糜棱煤所占厚度比值,采用matlab软件计算和分析了影响碎粒煤~糜棱煤层域分布因素的总灰色关联度。结果表明,影响其层域分布的因素依次为夹矸厚度、煤层厚度、夹矸层数、煤层倾角等。此外对碎粒煤~糜棱煤区域分布控制因素进行了探讨,认为向斜翼部受透入性顺层剪切应力作用影响,碎粒煤~糜棱煤普遍发育,NE向正断层尖灭端控制了碎粒煤~糜棱煤局域分布。这些煤体结构层域和区域控制因素存在内在联系,并非相互孤立。

古交区块煤层气L型水平井排采工艺及配套技术研究

由于L型水平井具有全角变化率大、井斜角大、斜井段长且水平位移大的特点,加上古交区块煤储层水平段吐砂、吐煤粉严重,单井产水量小(小于1 m^(3)/d),排采过程中易卡泵、易气锁等特征,为后期排采带来困难。通过已有21口L型水平井的排采经验,摸索出了适宜古交区块煤储层特征的以抽油机加新型斜井泵工艺为主体,配套防偏磨、防气锁、柱塞泵循环洗井、负压捞砂等技术的排采工艺,取得一定成效。

古交煤层气项目勘探开发现状及前景

根据区域地质构造、含煤地层、煤质及项目施工的煤层气钻井、生产试验井等方面的分析研究,总结了古交区块储层含气性、渗透性、生产数据等方面的成果,指出古交煤层气勘探目标和前景。

沁水盆地北部古交区块煤层气压裂工程属性评价

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受地质条件影响外,钻井、完井工程属性以及排采制度很大程度上影响气井的产量。已有的开发实践证实,煤储层水力压裂改造是煤层气增产的主要手段之一。通过分析已有煤层气的压裂工程属性特征,揭示压裂效果对煤层气产能的影响关系,对下步制定煤层气开发方案或低产低效井治理具有重要的指导意义。

基于储层特征不确定性的产能分析——以古交区块为例

古交区块开发面临平均产气量低,井间产气效果差异大的问题,明确产能主控因素并提出针对性增产措施是区块后期开发的关键。基于古交区块储层物性及生产特征,建立了古交区块典型数值模拟模型。基于典型模型,结合储层参数分布范围,通过蒙特卡洛插值方法,建立了不同参数组合下的数值模拟模型。通过参数敏感性分析,确定产能主控因素。研究结果表明:含气量、割理渗透率是影响产气量的主控因素。排采制度的制定,应重点考虑储层含气性及割理渗透率大小。先定产水量后定井底流压排采时,割理渗透率增加,累计产气量先增加后减小;定井底流压排采时,割理渗透率与累计产气量为正相关线性关系。同一含气量条件下,定井底流压生产比先定产水量后定井底流压生产的最终累计产气量高。割理渗透率、裂缝渗透率是影响压降扩展和产气的主控因素。割理渗透率为9.7×10^(-10) m^(2),裂缝渗透率为3×10^(-9) m^(2)时,压降主要受割理渗透率影响;割理渗透率为6×10^(-11) m^(2),裂缝渗透率为3×10^(-9) m^(2)时,压降主要受裂缝渗透率影响。因此,后期开发过程中需加强渗透率及含气量监测,根据储层条件制定合理的排采制度。同时,古交区块平均渗透率为1×10^(-10) m^(2),井距为300 m,很难实现井间干扰,后期可考虑体积压裂增产改造方式提高储层整体渗透率或打加密井以实现稳产增产。该研究成果为煤层气井稳产增产提供了开发建议。

基于底板构造曲率的煤层高渗区预测

为预测古交区块8号煤层渗透率,基于最大构造曲率预测煤层裂缝渗透率原理,采用差分法计算煤层底板最大构造曲率,通过分析最大构造曲率、煤层厚度和裂缝间距之间的关系,构建预测煤层渗透率的数值模型。预测结果表明:古交区块煤层渗透率介于0.002~0.650 mD,北部煤层渗透率最高,东部最低;采用该模型预测的煤层渗透率明显高于试验测试的孔隙渗透率,而与试井、试验测试裂缝渗透的结果较为吻合,表明采用此模型预测煤层裂缝渗透率是可行的。

沁水盆地北部古交区块煤层气钻井工程属性评价

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受地质条件影响外,排采措施和工程制度很大程度上影响气井的产量。已有的开发实践证实,只有深入揭示煤储层地质与工程属性的储层评价,才能指导下步煤层气开发工程技术的合理运用,合理解决煤层气储层特征与工程措施之间的适配性问题,达到开发的预期目标。

山西古交区块太原组8号及9号煤层气藏特征简述

古交区块位于沁水盆地西北部,区内构造简单,煤岩地层发育稳定,主要发育山西组2号煤、太原组8号、9号煤,煤层气主力开发层位为8+9号煤,埋深适中,是煤层气商业性开发最有利的埋深范围;煤岩显微组分以镜质组为主、其次为惰质组,煤的变质阶段属中变质阶段,相当于瘦煤阶段,有利于煤层气生成;煤岩属于低孔低渗储层,煤层含气量中等,气藏类型为欠压煤层气藏,但含气饱和度高,临界解吸压力较高,吸附时间相对较长,有利于煤层气井的长期稳产,适合煤层气藏的规模开发。

沁水盆地北部古交区块煤层气产能控制因素分析

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受储层特征影响外,开发方式、排采制度以及钻完井工程属性特征很大程度上影响气井的产量。通过对已有煤层气井的产能特征进行分析,尤其是对比分析高产井和低产井的差异性,从地质条件、工程属性、排采制度等方面入手,找到影响古交区块煤层气产能的主控因素,对下步煤层气开发具有重要的指导意义。

古交邢家社区块煤层含气性分布规律研究

煤层含气量和临界解吸压力是煤层气开发中的重要参数。含气量大小是评价煤层气开发潜力的基础,临界解吸压力高低则决定着排水降压幅度。煤层气井临界解吸压力与煤层含气量存在一定关系,通过开发期煤层气井临界解析压力可测算煤层气含气量,结合各井测算的含气量、含气量样品取样和测试等方面综合研究,重新认识古交邢家社煤层气区块含气量分布规律。对比勘探期认识规律,对区内的气藏分布特点形成了新的认识,有利于指导区块煤层气下步的滚动开发。