基于测井参数的煤储层地应力计算方法研究——以延川南区块为例

地应力对煤储层渗透率的影响贯穿整个煤层气开采过程,进而影响煤层气的运移和产出效果。为了探讨煤层地应力的有效计算方法,以鄂尔多斯盆地东缘延川南区块为例,基于研究区主力煤层测井、试井资料,及煤岩泊松比、弹性模量、储层压力等参数计算结果,构建适用于该区煤储层地应力的计算模型,并对研究区地应力分布特征进行剖析。结果表明:(1)相比于组合弹簧模型,修改后的葛氏模型计算的煤层水平主应力平均相对误差更小,更适用于延川南区块地应力预测;(2)研究区2号煤层最小水平主应力(σ_(h))为9.23~29.36 MPa,平均16.87 MPa,最大水平主应力(σ_(H))为10.74~44.71 MPa,平均25.49 MPa,垂向主应力(σ_(v))为15.64~39.51 MPa,平均27.07 MPa;(3)平面上,研究区以西掌断裂带为分界线,煤储层地应力呈现西北高、东南低的特征;垂向上,随煤层埋深的增大,3个方向的应力及侧压系数均呈现递增的趋势,应力场状态也由正断型(σ_(v)>σ_(H)>σ_(h))逐渐向走滑型(σ_(H)≈σ_(v)>σ_(h))转变,且区内煤储层侧压系数及应力场状态的变化与小型逆断层的分布密切相关。修改后的葛氏模型预测精准度达92.15%,且可通过修改构造应力系数应用到其他区块,对研究区深部煤层气乃至对其他区块深部煤层气开发具有重要意义。

延川南区块煤层气井生产特征及其小构造控制

以延川南区块81口煤层气井实际生产数据为基础,分析了煤层气井之间的生产特征差异性和产气量控制因素。统计结果表明,在单井产液量方面,煤层气井可划分为高产液量井、中液量井和低液量井3种类型;在单井产气量方面,煤层气井在中、低液量井中产气量较高。研究认为,小型地质构造对煤层气产能开发具有重要影响。一般而言,小断层附近的煤层气井由于断层导水产气量较低,而张裂隙发育小褶皱构造由于渗透性较好而产气量较高。因此,应加强区块煤储层小构造研究,找出有利靶区,为煤层气大规模开发做准备。

CO_(2)/N_(2)二元气体对甲烷在煤中吸附影响的分子模拟研究

二元气驱技术(CO_(2)/N_(2)-ECBM)已成为煤层气增产的重要手段,明确CO_(2)/N_(2)在煤层中的竞争吸附规律以及对煤层物性的影响具有重大意义。利用分子模拟软件Materials Studio建立延川南煤层气实际区块温度、压力条件下的煤分子模型。基于巨正则蒙特卡洛(GCMC)方法研究CO_(2)/N_(2)交替驱替煤层气技术中各注入阶段对CH_(4)吸附的影响,明确CO_(2)、N_(2)对煤层孔渗物性的影响规律。结果表明:在CO_(2)注入阶段,煤层中甲烷迅速解吸;煤中气体吸附总量上升,煤基质膨胀效应增强,导致煤的孔隙体积降低。而转N_(2)注入后,由于N_(2)分压作用使得CH_(4)、CO_(2)吸附量呈现出不同程度的降低;当ωN_(2)/ωCO_(2)≤0.6时煤分子中气体总吸附量迅速降低,而当N_(2)饱和吸附后气体总吸附量保持稳定。煤层孔渗物性随着气体吸附总量呈现出迅速增大后趋于平缓的趋势。此外,ωN_(2)/ωCO_(2)>0.6后N_(2)吸附率迅速降低,这会使得产出气中CH_(4)纯度较低,导致后期提纯成本大大增加。因此,当ωN_(2)/ωCO_(2)=0.6左右时,CH_(4)解吸量为最大值,煤孔隙率较高,最有利于煤层气的开发。

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×10^(4)mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1000 m^(3);中产井位于埋深大于1200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×10^(4)mg/L,日产气量500~1000 m^(3);而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×10^(4)mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m^(3)。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。

延川南深部煤层气田地质单元划分及开发对策

我国深部煤层气资源潜力大,占总资源量的62.8%,但实现有效开发面临强非均质性、高地应力、工艺配套难、产能低等诸多挑战。以延川南深部煤层气田为例,依据“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控渗、物性控产”五要素,将关键参数进行叠加,精细划分气田开发地质单元,厘清各开发地质单元关键地质属性、开发制约条件,并制定了差异化的开发对策;形成针对层内阻塞、近井地带结垢、深部煤层难改造、高液量难降压等不同低效主因的治理对策和适用于深部煤层气复杂地质条件下“疏导解堵、扰动增透、有效支撑、提液降压”的增效技术系列。在此基础上,提出了一整套基于“多要素耦合气藏控制单元”的地质工程一体化增效思路和工艺技术:以提高资源动用程度为核心,针对高产区煤粉阻碍渗流通道而造成的气井递减,采取“氮气扰动”形成压力波扰动而解决层内疏通,21口井见气效率90%,单井日增产气量400 m^(3);深部煤层矿化度高易在近井筒地带结垢是导致低产的重要因素,通过实施可控冲击波破裂增透解除堵塞,单井日增产气量达850 m^(3);以实现高应力区资源有效动用为目标,通过“长距离有效支撑、大规模体积改造”以达到深部煤储层有效改造,实现难动储量效益开发,实施16口井全部见效,单井日增产气量1500 m^(3),产气水平提升5~6倍;同时在高产液低效井中持续挖潜,采取提液降压效果初步显现。一体化增效关键技术体系的研发成功,为国内深部煤层气效益开发起到了带动和示范作用。

延川南工区煤层气排采速率定量分析

延川南工区正值煤层气产建的关键时期,由于工区地质资料的局限性、煤岩力学特征的敏感性和煤层气渗流机理的复杂性等原因,目前生产制度的制定尚处于摸索阶段。基于井筒周围煤岩应力状态的分析,从生产机理出发,通过对煤岩降压速率的力学实验模型的探讨,以现场排采数据和产量变化为依据,定量探索流压降幅与煤层埋深之间的关系,进而总结出煤层气井不同阶段的排采规律,为生产制度的制定提供了理论指导和优化思路。