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。

鄂尔多斯盆地延川南区块深部地应力状态及其对煤层气开发效果的影响

延川南区块煤储层埋深在700~1500 m,多数深于900 m。基于该区块压裂施工压降数据,计算最大、最小水平主应力和垂向应力,划分储层地应力类型,分析了地应力及其类型对渗透率和压裂效果的影响。结果表明,研究区整体处于拉张状态,最大、最小水平主应力和垂向应力与埋深呈正相关线性关系。地应力类型以Ⅰa类为主,Ⅲ类其次,Ⅱ类最少。Ⅰa类地应力储层以垂直裂缝为主,裂缝指数最低,但应力敏感性弱,应力敏感性系数仅为0.479,且压裂缝半长最短,产气量最低,产水量最高。Ⅱ类地应力储层主次裂缝宽分别为16μm和11μm,宽度最大,但储层应力敏感性最强。压裂以水平裂缝为主,裂缝指数最高,且压裂缝最长,改造效果最好,产气量最高。Ⅲ类地应力储层裂缝复杂,渗透性和应力敏感性居中,压裂缝长居中,但产量相对较低,不能实现效益开发。

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。

延川南区块山一段沉积相研究

沉积相研究是储层研究的基础。通过岩心观察、分析化验及测井解释等技术对延川南区块山一段的沉积相标志进行了详细的辨别,对沉积相类型进行了系统的划分,认为研究区山一段发育三角洲平原沉积,主要包括分流河道微相与沼泽微相。分流河道沉积在平面上沿南东—北西向展布,砂体的展布对沉积相的发育有明显的控制作用。

延川南区块煤层气单井产能影响因素分析

延川南区块作为中国石化第一个煤层气产建区块,目前已进入开发阶段。掌握该区煤层气井生产动态,确定其产能影响因素,对区块下一步规模化开发具有显著的指导意义。以延川南区块煤层气井生产动态为研究基础,综合运用统计、对比、数模方法,对该区煤层气排采井生产特征进行分类,分析影响该区煤层气井产能的主要因素。研究表明,该区煤层含气量对产能影响较大,而含气量受煤体结构影响显著;构造高部位相对高点及距断层200m以上区域受含水层影响较小,有利于煤层气井排水降压,获得高产;水力压裂裂缝半长与单井产能具有一定关系;适宜的压裂液量和加砂量有助于提高煤储层渗流能力,促进煤层气产出;合理控制煤层气井初期排采强度,有助于煤层气井产能的提高。

数值模拟技术在煤层气开发井网设计中的应用——以鄂尔多斯盆地延川南区块为例

煤层气井网布置的科学性、合理性对于提高煤层气产能和整体开发经济效益十分关键。首先,基于延川南区块煤层地质条件、试采分析,利用COMET3.0煤层气数值模拟软件,针对区块典型煤层气井开展历史拟合,校正该区煤储层地质参数。其次,在历史拟合基础上开展不同井网产能预测,确定了合理布井样式。最后,通过开展不同井间距的敏感性分析及经济评价的结果,最终确定该区合理的布井间距。合理开发井网参数的确定,为延川南区块整体井网方案的部署提供了科学指导。

延川南区块煤层气井压裂技术研究

延川南区块地质储量丰富,具有较大的发展潜力。根据延川南区块储层特征,通过室内实验和数值模拟方法开展了压裂参数（裂缝参数、施工材料、施工规模、施工管柱）的优化研究,形成了适合延川南区块煤层气压裂配套的工艺技术系列。现场应用表明,延川南区块煤层气井压裂后,经过1~2年的排采,增产效果显著,有效地提升了延川南区块整体开发水平。

延川南深部煤层气井排采制度研究

基于延川南煤层气田多年的勘探开发成果和排采实践,探讨和研究了深部煤储层应力敏感对煤层气井产气、产液的影响以及合理的排采制度。结果表明,由于深部煤储层具有低孔、低渗、强应力敏感的特征,排采速率过快煤岩易发生显著的压敏效应,造成渗透率降低,压降漏斗无法有效扩展,从而导致煤层气井产气低效;通过针对区内不同时期气井排采制度优化过程的对比和分析,逐步形成了"平衡排采、阶梯降压"的排采制度,延缓和减弱了应力敏感对储层的伤害,实现了泄压面积的持续扩大,从而保证了气井高产稳产的开发效果,这一排采制度的科学性和适用性在延川南煤层气田得到了证实。

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。

空气钻井技术在延川南区块的应用浅析

介绍了空气钻井技术的特点以及空气钻井的工艺流程和主要设备。结合延川南区块前期钻井存在的问题，开展空气钻井在该区块的适应性分析，制定空气钻井现场应用技术措施，总结出一套适用于延川南区块煤层气井的空气钻井设备及相关工艺。同时，开展了空气钻井技术现场应用，试验段平均机械钻速提高2~3倍。

鄂尔多斯盆地东南缘高煤阶煤层气井排采制度研究与应用——以延川南煤层气田为例

延川南工区5亿方煤层气产能建设已拉开序幕,形成一套完整的排采理论和生产制度显得尤为重要;由于工区地质资料的局限性、煤岩力学特征的敏感性以及煤层气渗流机理的复杂性等原因,目前生产制度尚处于摸索阶段。从生产机理出发,通过对高煤阶煤岩力学试验模型的分析,探索流压降幅与储层保护之间的规律;在研究定量化排采的基础上,提出"五段三压法"的排采制度;同时重点探讨了储层压力、解吸压力和稳产压力等关键参数的预测方法,为延川南煤层气田的开发提供指导。

延川南区块煤层气低成本钻井工艺技术探讨

延川南煤层气区块位于鄂尔多斯盆地东缘南部,目前已进入开发阶段。相对于常规油气井,煤层气井单井产量较低,开发过程中只有实施低成本战略才能取得较好的经济效益。针对地层特点,对钻井井型、井身结构、钻井工艺、钻井液体系、装备配套等工艺技术进行了探讨,提出了在开展井身结构优化、普通钻机配套空气潜孔锤钻井先导试验的基础上,钻井井型方面以丛式井为主、钻井工艺方面以空气旋冲钻井工艺技术为主、钻井液体系方面以低成本水基钻井液为主、钻机选型方面以采用车载全液压钻机和2 000 m钻机为主等低成本钻井方案。

煤层气含气量测定影响因素分析

按照《GB/T 19559-2008煤层气含量测定方法》对鄂尔多斯盆地东南缘的延川南区块内主采煤层的煤样进行含气量的测试。以不同的损失时间对含气量的测定值作图,发现煤样的总含气量随着损失时间的延长而减小;分别以同一解吸温度和不同的解吸温度得到的数据做线性回归图,通过两张图中直线斜率的对比,发现煤样的总含气量随着解吸温度的减小而减小;建议采集损失时间较少的煤样按照储层温度来恒温解吸,减小其在煤层气含气量测试中产生的误差,提高测试数据的准确性。

鄂尔多斯盆地延川南区块目的煤层含气性分析

为计算鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气资源量、甄选有利区带及确定先导性试验井组的部署，对全区探井的煤层含气性进行综合分析。结果显示：区块内煤层气含量为5.54-19.56m^3/t；兰氏体积为13.59-33.78m^3/t，兰氏压力为2.06-3.72MPa，含气饱和度为41.48%-92.19%；临储压力比为19.18%-84.28%。区块整体含气性显示较好，开发较为有利，其中以包括Y3、Y6等井在内的万宝山构造带为煤层气开发的最有利区带。

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。

延川南区块煤层气U/V型井固井技术的探讨

介绍了延川南区块煤层气资源概况,分析了延川南区块煤储层的特点以及煤层气井固井的难点,提出了针对该区块煤储层条件的固井技术对策。指出应考虑后期开采的需求,同时结合延川南区块煤储层埋藏浅、非均质性强,机械强度低,力学稳定性差,易坍塌,易污染等特点以及煤层气U/V型井固井工艺难点,研究适合延川南区块煤层气U/V型井的固井工艺技术。

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。

可控冲击波解堵增透技术在延川南煤层气田中的应用

为解决延川南区块煤层气井煤粉堵塞、产气量低等问题,开展了可控冲击波解堵增透技术的应用试验。选取4口典型井,进行了施工过程中的地质和工程参数分析,及实施前后产气量、产水量的对比分析。结果表明,可控冲击波解堵增透技术应用于煤层气井中可以提高液体流动性,促进气体解吸扩散,并且可以解堵煤储层。可控冲击波解堵增透技术的选井标准是煤层破裂压力较低、压裂改造效果好、含有夹矸、煤层含气性好和地层压力系数相对较高等。该技术具有造缝与解堵作用,可提高地层液体流动性,清除地层污染,在延川南煤层气井近井地带解堵、提升产量方面也有较好的实施效果和应用前景,并且有望成为低产、低效井的一项新型增产技术。