煤层气田大平台开发集成技术及其应用

针对煤层气田丛式井规模化开发面临平台多、散,井网部署落实难,成本控制压力大的难题,提出在控本前提下通过技术创新集成突破单平台井数限制,实施大平台部署开发的思路。通过全流程技术难点和对策分析,在部署、钻井、测录井、举升等方面开展了积极探索,优化形成以地面—地质—工程一体化的部署设计、经济实用的测录井施工配置、举升设备配套以及整体压裂同步排采为支撑的煤层气田大平台开发集成技术,在延川南煤层气田产建中成功应用,降低了煤层气田规模化开发实施难度,达到提速控本增效的目的。

延川南区块煤层气开发关键技术研究

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘,构造上位于晋西挠折带、渭北隆起和伊陕斜坡的交叉部位。通过对延川南区块2号煤层地质条件的分析,开展煤层气开发工艺适应性研究,确定了适应区块煤层气地质条件的一系列开发关键技术,包括水平井钻完井技术、整体压裂技术、增产技术、举升工艺技术以及定量化排采技术,通过现场实施,各项技术均体现出较好的适应性,有效地保障了区块煤层气的开发。

页岩气水平井配套工艺技术在P1井开发中的应用

P1井是川东南早古生界下志留统龙马溪组一口页岩气水平井,水平段长度1020m,页岩层厚度410m。探讨了页岩气水平井配套工艺技术在P1井页岩气开发过程中的具体应用:采用电缆泵送桥塞射孔联作、分12段射孔和压裂、微地震裂缝监测、快速钻塞及电潜泵排液试气等技术,取得了川东南页岩气工业气流的突破,为国内页岩气水平井的开发进行了有益的探索。

贵州织金区块多煤层合采煤层气排采制度研究

为了提高多煤层条件下煤层气资源动用规模,探索相应排采管控制度,结合织金区块煤层多而薄、层间距变化大、渗透率低等地质特征,分析了在实际开发过程中造成上部煤层裸露而下部煤层未解吸、单井产能低效的原因;通过对多煤层合采气井的排采控制与生产效果的对比分析,在探讨液面降幅、套压控制与产气、产水变化规律的基础上,明确了降压与解吸之间的耦合关系。研究表明:"低速-低套-阶梯式降压"排采制度满足多煤层合采技术要求,可以有效提高煤层气单井产能。

彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用

为了实现彭水区块页岩气井快速排液,降低压裂液对储层的污染,提高返排率,促进页岩气快速解吸,在分析彭水区块页岩气藏基本特征和生产特点基础上,分析了低压页岩气井不同生产阶段的生产特点,并从工艺上提出了不同的解决方法,形成了彭水区块页岩气井压裂后快速排液、稳定降压和自喷生产的"三段式"排采方式。该排采方式在彭水区块3口已投产页岩气水平井现场应用后,取得了较好的开发效果,为彭水区块低压页岩气井的有效勘探和开发提供了新的技术支持。

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。

泡沫酸化工艺技术在页岩井中的应用

川东南区块页岩储层徽裂缝发育,黏土矿物丰富,潜在较强应力敏感性。PY3井由于外源入井液体互相发生物理化学反应,严重影响了储层渗透性。针对该区块地层压力系数低、黏土矿物含量高、井筒污染严重等井况,提出了氮气泡沫酸化技术进行解堵。前置酸采用盐酸体系,溶解地层灰质组分,主体酸采用土酸体系有效解除近井筒污染堵塞,同时加快残酸液的返排效率,酸液体系中加入密度0.5~0.7 g/cm^3起泡剂。经泡沫酸化作业后,该井产能由6 000 m^3/d上升至16 800 m^3/d,从电潜泵排采转为自喷生产,该技术对川东南区块污染的页岩储层改造效果明显,对国内页岩储层解堵具有参考价值。

惠民凹陷临7断块区沙三段沉积相分析

针对研究区沉积相认识不清等问题,在岩心观察的基础上,利用区域地质、分析化验和测井等资料系统研究了惠民凹陷临7断块区沙三段沉积相,认为研究区发育三角洲相、浊积扇相、湖泊相,其中三角洲相包括水下分支河道、支流间湾、分支河口砂坝、远砂坝及前三角洲泥等5种微相,浊积扇相包括沟道、沟道间、沟道前缘、沟道侧缘及外扇泥等5种微相,湖泊相主要发育半深湖—深湖泥微相。平面上,三角洲、沟道沉积均沿北西—南东向展布;垂向上,沙三下亚段发育三角洲沉积,沙三中、上亚段发育浊积扇、半深湖—深湖沉积。从沙三下到沙三上沉积期,砂体反复进积、退积,并逐渐由西向东移动,研究区水体虽也有短暂下降,但总体呈上升趋势。开展临7断块区沙三段沉积微相分析,为储层综合研究提供了地质依据。

和顺区块煤层气井产能主控地质因素研究

从煤层气产出机理出发,分析了直接影响煤层气井产能的主要地质因素包括资源条件方面的含气量、厚度和产出条件方面的解吸压力、渗透率。在此基础上分析了影响和顺区块煤层气井产能的主控因素:区块东部X1井组煤层埋藏浅,受断层、陷落柱影响较大,保存条件差造成的储层压力低、含气量低是制约X1井组产能的主要因素。中部X2井组埋藏较深,保存条件较好,含气量高,具备高产的资源条件;低Langmuir压力造成的解吸压力低是井组高产的不利因素,受地应力影响的渗透率差异是X2井组井间产气量差异的主要原因。X2井组各井产气量与闭合压力呈负幂函数关系,产气量超过1 000 m3/d的井均分布在闭合压力小于8 MPa的区域。保存条件较好的深部煤层应力低值区是和顺区块煤层气井高产的有利区域。

织金区块煤层气井产能差异主控地质因素分析

从资源条件和产出条件两方面分析了织金区块珠藏、比德2个次向斜煤层气井产能差异的主控地质因素。结果表明:2个次向斜均具有较高含气量,具备煤层气高产的资源基础,产能差异主要受产出条件影响;织金区块煤岩兰氏压力较低使煤层气在低压区吸附量大、解吸效率高,比德次向斜煤层埋深大,储层压力高,降压至低压区较缓慢,造成产气上涨慢;煤层埋深大造成的地应力高,渗透率低是制约比德次向斜煤层气井产能的另一个重要因素。

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。

煤层气测试工艺技术优化及应用

求取煤层参数、评价区域内的煤层气开发前景,是煤层气测试的主要目的。受限于注入量小、关井时间短、探测半径小等因素,测试取得的参数往往不能很好反映储层物性。因此,需要从测试类型的选择、测试液体的配伍性、测试设备、管柱结构及参数的优化等方面,对煤层测试工艺进行改进,形成煤层气测试工艺技术。优化后的注入/压降测试是获得煤储层物性的主要手段,EPS测试软件能较可靠地分析测试数据。

气藏开采中页岩气渗流机理的影响作用

页岩气作为一种非常规的天然气业已受到世界各国的重视。加强对页岩气渗流机理的研究,对于提高页岩气的开采水平有着非常重要的意义。本文主要探讨了页岩气渗流机理对气藏开采的影响及相关问题。

等温吸附曲线在煤层气排采中的应用——以织金区块为例

煤的吸附和解吸特征是决定煤层含气量大小和煤层气开发潜力的重要影响因素。以等温吸附理论为基础,定量划分了合理的排采阶段和解吸阶段,制定了系统的排采制度体系。该体系在织金区块得到了很好的应用,并取得了较好的排采效果。

沁水盆地和顺区块和6井组产能影响因素分析

从煤层含气量、吸附能力与渗透性三个方面对和6井组低产原因进行了分析,认为井组资源量正常,但煤层吸附能力强和原始渗透率低是和6井组普遍低产的根本原因。煤层吸附能力强导致解吸压力低,低解吸压力使得煤层解吸后压降困难,压降漏斗难以向远端扩展,仅井筒周围地带解吸;煤层原始渗透率低,已解吸煤层气向井筒运移困难。渗透性相对较好的背斜翼部与已降压的煤矿采空区周围相对高产,为有利开发区。

彭水页岩气水平井中靶技术与应用

通过对彭水地区PYHF-1井地质导向技术的攻关研究与总结,提出了一种"数学逼近算法"。依据地质标志层逐步计算实钻地层倾角进而预测靶点垂深位置的中靶技术,建立了适合彭水区块的页岩气水平井中靶计算的数学模型,给出了数学模型的解析解。并在中靶技术计算过程中,提出了"地层微分化"的概念,提高了靶点垂深计算的准确性。该方法具有直观性、操作简便的优点,并在PY2HF、PY3HF、PY4HF井中靶计算过程中成功应用。

彭水区块气举排水采气技术研究与应用

彭水区块常压页岩气藏随着开发的不断进行,地层能量减弱,井筒积液严重,严重影响气田的高效平稳开发。通过分析气藏地质特征和开发现状,在对井底积液和排水采气技术现状调研的基础上,利用井筒已有气举管柱,建立天然气增压气举阀气举模型,利用集气站反输气对PY3井进行气举作业,开展了气举效果对比分析。研究结果表明,间歇气举作业对彭水区块常压页岩气自喷井辅助排液生产效果明显。

塔河1区三叠系油藏水平井出水特征分析

塔河1区三叠系油藏是典型的边底水油藏,且以水平井开发为主。到了油藏开发后期,水平井出水的影响因素、含水上升快慢已经不再是单一因素作用的结果,应该是多种因素共同作用的结果,包括地质因素、工程因素。本文利用油藏工程方法,研究水平井不同出水特征的水驱曲线、水油比曲线、含水率对时间的导数曲线等出水特征曲线,探讨边底水油藏水平井与直井出水特征曲线的差异,根据曲线特征,形成不同出水特征判断方法,为治水选井提供依据。

浅谈石油天然气行业的安全管理

石油天然气行业是一个高风险行业,在勘探、钻井、采输到炼制、加工等过程中,石油天然气及石油天然气产品的高压、易燃、易爆、高温等特殊性,存在着对人身、环境及社会等诸多风险。本文探讨了石油天然气行业安全管理体系的建立与完善。