郑庄北部Ⅲ类资源区CBM开采特征研究

以郑庄北Ⅲ类资源区的1.5亿m^3先导试验井作为研究对象,通过油藏工程的手段,引入比采气指数、递减率、递减指数等新的参数表征该区煤层气的开发效果,对其产气/水特征、压力变化规律和产量预测方法进行研究。结果显示该区生产井的产气/水和压力变化与实际地质特征存在明显的匹配,同时运用递减规律诊断方程的方法对气井产量降低的初始阶段进行拟合计算可以较为准确的预测后续产气情况。

复杂地质条件下煤层气高效开发实践与认识——以沁水盆地郑庄区块为例

我国煤层气整体构造复杂且有诸多地质相似性,随着近年来逐步向中深部、超低渗、构造复杂区域迈进,总结探索一套复杂区域高效开发手段对盘活国内大批煤层气资源意义重大。以早期低产且地质相对复杂的郑庄区块的成功实践为例,针对区块高阶煤断裂构造复杂、非均质性强、渗透率低、早期工程技术匹配欠缺、早期达产率不足30%等不利因素和问题,通过深化煤层气地质富集规律研究和新技术研发与应用,形成了甜点区优选和高效开发理论,应用二开全通径水平井优快钻井、疏导式增产改造、定量化疏导排采控制等系列技术,大幅度提高单井产量,方案达产率由最初的29.3%提升至98.5%。实践研究认为:(1)及时有效的开发方案调整能够实现复杂低渗的高阶煤煤层气高效开发,为技术持续升级提供了空间与平台。(2)丛式井组滚动运行方式可有效降低产建风险,使整体方案达产率提高20%以上。(3)水平井地质–工程一体化技术的持续创新,是实现达产率整体提升的关键。

樊庄高煤阶煤层气井智能排采技术研究及应用

针对沁水盆地樊庄高煤阶煤层气田各井地质条件及开采状况差异性大,不能采用同一排采制度和控制模式的特点,研究了适用于煤层气井的智能控制排采技术。在总结探索樊庄煤层气井排采规律的基础上,应用智能控制原理,以变频闭环控制技术为主,实现了对煤层气井井底流压和排采制度的智能控制。在抽油机井、电潜离心泵井、地面驱动螺杆泵井现场应用10口井表明,该智能排采技术适应工况能力较强,自调节性能好,排采制度执行效率高,在煤层气开发领域具有广泛的推广应用前景。

中—高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制

基于中—高煤阶煤储层欠饱和特性及煤层气井生产数据,以临界解吸压力为关键参数节点,揭示了中—高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制及其对煤层气开发过程的控制作用。结果表明:基于上述机制可以实现储层压力和含水饱和度实时监测、煤层气井单井可采储量计算、储层渗透率(包括绝对渗透率、相对渗透率、有效渗透率)动态预测、产能动态数值模拟等4方面现场需求;煤储层相对含气量(吸附态气体饱和度)越高,储层压力与含水饱和度下降越快,煤层气越容易解吸产出;临界解吸压力后,煤层气井生产时间越长,储量计算准确性越高;在整个煤层气生产过程中,煤储层渗透率被统一为储层压力的函数,欠饱和相渗曲线能更好地反映煤储层正负效应及气体滑脱效应;在产能预测方面,欠饱和相渗模型较饱和相渗模型更加准确,精确度更高。

高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤–碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m^3/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m^3/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m^3的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。

黔西地区高煤阶煤储层测井综合解释

通过大量取心井资料的统计分析,建立了高煤阶煤岩的测井多参数识别标准,并采用灰色关联法定量解释煤岩的类型,不受人为因素影响,准确率高。高煤阶煤岩的密度与工业组分含量之间关系密切,把测井多元回归模型和等效体积模型结合,计算出了煤岩的密度和孔隙度,并在此基础上计算出煤岩各工业组分的含量。该方法是在大量实验数据基础上,把理论模型与实际统计模型结合建立起来的方法,其结果比较可靠,并且在实际操作中可行。

我国南方潜在的高煤级煤煤层气开发基地-贵州五轮山矿区煤层气地质条件浅析

本文介绍了贵州织纳煤田五轮山矿区的地质背景、煤储层特征以及煤层气资源与分布情况,通过初步调查发现,贵州织纳煤田五轮山矿区煤层气基本地质条件与晋城地区具有一定可比性,这为形成我国新的高煤级煤煤层气开发基地提供了重要线索。

延川南区块高阶煤孔隙结构研究

为探讨延川南区块内煤层的微观孔隙结构,认识煤层气的储集和运移机理,采用低温氮吸附法对区块内的高阶煤样进行比表面积、孔容及孔径分布测试。结果显示:煤的孔隙度普遍较小,孔隙度差别较大;孔径以中孔和大孔为主,含有少量微孔,孔径主要集中在10nm-300nm。通过进一步分析样品在吸附和脱附过程中产生的滞后环,发现区块内煤的孔隙形态比较复杂,以墨水瓶状孔和平行板状孔为主,并含有少量的一端封闭的圆柱孔、平行板孔及锥形孔。

中高阶煤试验区煤层气井排采技术

煤层气井排采是煤层气田勘探开发的关键环节。通过对和顺等3个试验区40口煤层气井排采工作的摸索和试验,总结出"五段制"排采工作制度,优化了排采设备、筛管深度、捞砂、捞煤粉等工艺技术。这些技术为煤层气井的现场排采提供了技术保障。截至2011年6月,和顺等3个试验区块均获得煤层气工业气流的突破,延川南煤层气田已进入产能建设阶段。

高阶煤煤层气生产机理探究

根据沁水盆地南部高阶煤煤层气的地质特征和生产特征,归纳了高阶煤煤层气生产变化规律,基于前人对煤层气生产特征的研究,探究了高阶煤煤层气生产机理,并通过数值模拟方法进行了验证。研究表明高阶煤煤层气生产机理为:排采过程中,近井带地层压力首先降低,但受到井控范围内远井带地层水补给,导致近井带含水饱和度下降缓慢;远井带由于无水补充,见气后含水饱和度降低,并向近井带推进,孤立气泡发展成连续气相;近井带含水饱和度高,气相渗透率低,形成"水锁效应";近井带含水饱和度降低到一定程度后,气相渗透率升高,突破"水锁效应",产气量明显增加。

高煤阶煤储层解吸曲线定量表征及解吸参数研究

为定量研究煤层气井解吸特征文章通过煤样解吸实验获取解吸曲线并进行拟合回归得到了煤样解吸曲线定量表征公式。结果表明:煤样解吸曲线可以用v=(VdeT)/(T+Tde)来定量表征;解吸体积常数可表征煤样的最大解吸量解吸时间常数表征解吸气体体积达到最大解吸气体积一半时所用的解吸时间;煤样初始解吸速率等于解吸体积常数与解吸时间常数之比煤样解吸速率随着解吸体积常数增加而增加,随着解吸时间常数增加而降低。解吸时间常数与吸附时间成线性正相关关系,解吸时间常数越大,煤样解吸速率越小;在工程上可以用解吸体积常数代替解吸气量和残余气量之和;解吸时间常数随气体压力和裂缝指数增加而降低,随镜质组、惰质组含量增加而先增加后降低,与粘土矿物含量关系不明显;解吸体积常数随气体压力、惰质组含量增加而增加,与粘土矿物含量关系不明显,随着镜质组含量增加而降低,随裂缝指数先降低后增加。

沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征

煤层气排采技术和排采工作制度的正确与否对煤层气井的产气量和服务年限有很大影响。通过对"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"36口井排采过程的分析和跟踪研究,认为煤层气井的排采过程分为几个不同阶段,且不同阶段间的转化主要受控于含水饱和度和气-水相对渗透率的变化;煤层气井通常会有3个产气高峰,并探索了一套适合示范区煤层气井3号煤排采的工作制度。这些成果对今后示范区煤层气井以及其他同类型盆地中煤层气井的排采生产,都具有重要的示范意义。

深部中-高煤级煤储层孔隙结构与吸附性

为了探讨中-高煤级深部煤层孔隙结构特征和吸附性,以陕西宜川和山西柿庄地区埋深100～1800m的中-高煤级样品为研究对象,对样品进行了煤岩煤质分析以及压汞法、核磁共振、低温液氮和等温吸附等测试,结果表明：（1）随着深度的增加,煤层吸附孔含量增多,渗流孔含量减小,渗透性降低,储层物性变差.（2）比表面积和总孔体积在1000m附近出现高值区域,随后才出现如前人所述的随深度逐渐降低的趋势,这与小孔的贡献率一致,可见比表面积和总孔体积并非完全由微孔决定,小孔作用显著.（3）深部煤层吸附性是压力的正效应与温度的负效应共同作用的结果,随着压力的增高,吸附量明显增加,温度每升高1℃,吸附量平均减少0.25cm^3/g;兰氏压力并不是简单地随温度递增而递增,而是存在随温度变化的拐点（35℃）,大于拐点温度时,兰氏压力才呈现增高趋势.

高煤级储层煤层气成分及碳同位素特征

为研究我国高煤级储层中煤层气的成分特征及碳同位素特征,测试了27组沁水盆地井口煤层气样的煤层气成分和21组煤层井口气样的甲烷碳同位素值数据,收集整理了71组钻井解吸气、15组抽放煤层气成分数据及56组煤层气甲烷同位素数据,探讨了煤层气各成分与镜质组最大反射率(R_(max))、煤层气各成分之间及甲烷碳同位素值与镜质组反射率R_O之间的关系。结果表明,高煤级储层煤层气以甲烷为主要成分,其次为氮气和二氧化碳,重烃气体积分数最少;高煤级储层中,沁水盆地井口煤层气的甲烷体积分数随着R_(max)的增大呈缓慢增加的趋势;氮气的体积分数随着R_(max)的增加而略微减少;二氧化碳体积分数与R_(max)呈正相关关系;织纳煤田二氧化碳体积分数随着R_(max)的增加而略微增加;两地区煤层气的二氧化碳、氮气体积分数与甲烷体积分数总体呈负相关关系;随着R_(max)的增加,井口煤层气甲烷碳同位素值呈先增大后减小且分布范围逐渐变窄的规律,拐点处R_(max)约为3.2%。

沁水盆地南部高煤阶煤层气高产区定量评价

煤层气高产区的有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义。为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于煤层气开发机理,利用沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了解吸效率指数和产气能力指数,从储层含气性、解吸效率和产出能力3个方面定量评价了各参数预测产气能力的可靠性。结果表明,储层含气性评价中去除含气饱和度,解吸效率指数中增加表征宏观解吸效率的地解压差,使含气性和解吸效率指数与日产气量的相关性大幅提升。煤层气井日产气量随含气量、解吸效率指数、渗透率增加而增加,当含气量大于15 m^3/t,解吸效率指数大于0.11(MPa·d)^-1,渗透率大于0.03×10^-3μm^2时,单井日产气量能够达到800 m^3以上。将含气量、解吸效率指数和渗透率的乘积定义为煤层气产气能力指数能够有效预测煤层气高产区。当产气能力指数分别大于0.05×10^-3μm^2·m^3·(t·d·MPa)^-1和1×10^-3μm^2·m^3·(t·d·MPa)^-1时,单井日产气量分别大于800 m^3和1 500 m^3。

沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义

以沁水南部开发区块高煤级煤储层为例,结合统计图和等值线图分析了高煤级煤储层非均质性的特点,探讨了高煤级煤储层含气性、渗透率及流体压力非均质性产生的地质机理,研究了高煤级煤储层非均质性对煤层气开发的影响,提出了开发建议。分析指出高煤级煤热演化仅为煤层含气性、渗透性及流体压力的基础,后期构造改造才为导致沁水南部高煤级煤储层非均质性的根本原因。

沁水盆地南部高煤阶煤层气评价工作及其成效——以郑庄—樊庄区块为例

为指导煤层气的有效评价和高效开发,以中国第一个整装、高丰度、高煤阶大型煤层气田——山西沁水盆地南部煤层气田郑庄—樊庄区块为例,系统总结了该区煤层气田评价工作的重点、经验与成效。勘探开发实践中形成的"少数资料井钻探井组试采提交探明储量先导试验区规模开发"工作程序,各环节互相补充,实现了资源的有效评价和开发;通过对煤储层资源参数、地质参数、物性参数的评价和分类,形成了一套适合该地区的煤储层评价技术体系,并划分出3个Ⅰ类建产区、4个Ⅱ类建产区、4个Ⅲ类建产区;评价成果为煤层气合理开发、技术、政策的制订和开发部署方案的调整提供了重要依据;认识到埋深大于1 000m的区域不是开采禁区,仍具有较好的产气能力,甚至可以实现高产。

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。

基于三角模糊数的高阶煤层气压裂井产能影响评价模型——以鄂尔多斯柳林区块为例

基于储层物性、压裂施工和排采工艺为出发点,首次将三角模糊数的评价方法运用到高阶煤层气产能评价中,通过建立的层次关系,将影响高阶煤层气产能的复杂因素简单化,得到了各个参数对该区块产能影响的权重,并基于现场大量数据建立了隶属函数,将现场所测的不同参数值标准化,首次系统地建立了一套高阶煤层气压裂井产能影响评价模型。研究结果表明:压裂液黏度、井底流压和储层渗透率的大小是影响鄂尔多斯柳林地区高阶煤层气压裂井产能的主要因素。