韩城区块煤层气井顶板控底重复压裂技术研究与应用

针对鄂尔多斯盆地韩城区块碎软煤层气老井采用常规重复压裂技术效果不佳的难题,以X井为研究对象,分析了初次压裂改造效果及剩余气产能特征,结合二次加砂与顶板压裂,提出顶板控底重复压裂技术。利用实验与数值模拟软件优化施工参数,优选100目石英砂控底并暂堵老缝、40/70目+20/40目石英砂支撑新缝的三级加砂工艺,优化射孔位置为距煤层顶部3~5 m,施工排量为9 m^(3)/min,平均加砂比例为9%,形成增大储层改造体积、提高储层动用程度的顶板控底重复压裂技术。在X井进行现场试验,重复压裂后新增产气量268.1万m^(3),累计应用18口井,平均单井日产气量增加1 210.42 m^(3),有效解决了碎软煤层气老井重复压裂改造效果差的问题,可以满足煤层气老井二次开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。

大宁—吉县区块深部煤层气富集主控因素分析及地质工程甜点区评价

精准评价和合理优选煤层气地质工程甜点区是翔实制定勘探开发一体化方案的基础。本文聚焦大宁—吉县区块深部石炭系本溪组8^(#)煤层,充分利用研究区煤心描述、分析化验、测录井、地震及开发动态等资料,通过研究区深部8^(#)煤层的各种资料系统整理和深入剖析,从煤层顶底板岩性、厚度、构造、沉积环境及煤岩特征等方面,系统探讨了深部煤层气富集的主控因素,并建立了地质工程甜点区评价标准,进而划分了研究区的地质工程甜点区。研究结果表明,煤层气富集主要受顶底板岩性、构造及煤岩特征等影响,沉积环境对煤层气富集的影响多体现在顶底板岩性组合及封闭性等特征上;研究区评价出地质一类、工程一类有利区411.5 km^(2),资源量1 038.75×10^(8) m^(3);地质二类、工程一类有利区596.2 km^(2),资源量1 192.4×10^(8) m^(3);地质二类、工程二类有利区287.4 km^(2),资源量574.5×10^(8) m^(3)。

深部煤层气游离气饱和度计算模型及其应用

近几年全国深部煤层气基于精细地质研究和水平井多段加砂压裂取得重大突破,部分井日产气量高达十万方,给煤层气产业重新树立了信心。但是,由于深部煤储层处于高地应力、高地温、高孔隙压力、低渗透率的复杂地质环境,不同深度煤储层典型参数和煤层气赋存方式的分布特征以及对储量和产量的影响亟需揭示。基于Langmuir等温吸附式、亨利定律及物质平衡原理,考虑吸附层和溶解气的影响,建立了深部煤层气游离气饱和度计算模型;以国内鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤层气藏为例,分析不同深度深部煤层气赋存方式及分布特征,并评价游离气饱和度对深部煤层气储量、产量与合理配产的影响。研究认为:当煤层埋深大于溶解饱和对应的深度,游离气才会出现,且随着埋深的增加,游离气饱和度先快速增加后缓慢增加,目标区块埋深1875 m处才出现游离气,在埋深2800 m处游离气饱和度高达90%,游离气的占比高达17.3%。游离气饱和度对深部煤层气储量计算、产气特征和合理配产影响很大,随着游离气饱和度的增大,煤层气储量线性增大,累产气量持续上升但后期上升幅度逐渐变缓,深部煤层气井最优配产增加,井底流压下降速度加快,压裂改造区的内外压差降低,未改造区动用程度增加。目标区块主力开发煤层埋深位于2100~2300 m,游离气饱和度介于48%~68%,游离气占比介于10%~13%,建议气井合理配产介于(4~10)×10^(4)m^(3)/d。研究结果可为深部煤层气进一步开发提供理论依据和方法支撑。

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气开发先导试验效果与启示

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块深部煤层气勘探开发取得突破对煤层气产业带来重大影响,引起业内广泛关注和跟进。前期一些学者对深部煤层气勘探开发理论技术难点与对策开展了研究,但缺乏对典型气田开发先导试验系统总结。通过深入剖析深部煤层气地质特征与效益开发难点,总结大宁-吉县区块开发先导试验项目取得的进展和成效,明确开发规律并提出效益开发对策。结果表明:(1)深部煤层具有广覆式发育、含气性好、游离气含量高、保存条件好、煤体结构好、脆性指数高、顶底板封盖性强等地质特征,但微构造发育、渗透性极差、矿化度高等因素制约了深部煤层气效益开发;(2)不同地质条件下气井生产特征差异较大,通过先导试验落实气井产能和适应性开发技术对策,采用滚动开发模式可有效降低煤层强非均质性带来的开发风险;(3)开展地质-工程一体化井网优化设计,构建井网与缝网高度弥合的人造气藏,可实现资源动用和采收率最大化;(4)“长水平段+多段多簇+大砂量”的大规模、大排量极限体积压裂技术可增大有效改造体积和井控储量,大幅提高单井产量;(5)深部煤层气井具有“见气时间短、上产速度快、初期产量高、递减快”的生产特征,可实现短期快速规模上产,但气田长期稳产需持续新井投入;(6)前期开发成本偏高,实现效益开发需不断提高工程作业效率、降低开发成本。综合认为,深部煤层气资源品质好,可动用性强,具备快速推广复制条件,大宁-吉县区块深部煤层气开发实践可为国内其他区块深部煤层气规模动用提供技术借鉴,对加快深部煤层气规模勘探开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气排采工艺技术进展与启示

相比中浅部煤层气,深部煤层气煤体结构较好、地层压力高、游离气占比较高、矿化度高、CO_(2)含量高,实施大规模压裂投产后,初期可自喷,生产参数各阶段变化大,要求排采主体工艺技术边界宽;相比页岩气和致密气,由于产出机理不同、游离气占比相对较低,深部煤层气表现出自喷周期较短,需及时辅助排水采气措施,气井长期处于解吸主控的低产阶段。以鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块为例,基于深部煤储层地质特征,系统分析深部煤层气排采过程中应力敏感效应、速度敏感性、结垢堵塞、贾敏效应、游离气占比等影响因素及其特征,指出深部煤层气排采过程中存在游离气与解吸气转化时限不明、高矿化度水及CO_(2)造成腐蚀和结垢问题突出、水平井检泵周期短等排采技术与工艺难点。为了最大限度降低井底压力、促进煤层气解吸、提高单井EUR,提出了现阶段最为适合水平井生产且经济效益最佳的水力射流泵举升工艺;提出了深部煤层气迈向绿色智慧气田开发的排采技术与举升工艺研究方向,包括加强地质工程一体化研究,建立高效排采制度,探索和试验无杆泵一体化排采工艺等。

低渗透煤层微观孔隙结构与煤层气解吸规律

为研究低渗透煤层微观孔隙结构与气体解吸规律的关系,运用直接观测法、核磁共振法、液氮吸附法等实验手段,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡8号煤层煤样的含气量、孔隙度、渗透率、孔径分布等进行测定。结果显示:煤层气解吸特征与煤的孔径分布、孔的形态、孔的连通性以及比表面积、煤岩成分等因素有关;研究区相隔小于10 m的2套煤层,其孔隙特征、气体解吸规律差异均较大。其中,亮煤的微孔形态以一端开口的圆筒形孔和墨水瓶孔为主,微孔及吸附孔占比为39.2%,煤体微裂缝相对发育,但微孔与介孔的连通性较差,暗淡煤的微孔形态以一端开口的圆筒形孔为主,微孔及吸附孔占比为33.2%,微裂缝不发育,不同孔间连通性差。亮煤气体解吸初期产量大,后期衰减快,气体产出具有明显的阵发式特征;暗淡煤气体解吸初期产量小,约为亮煤的1/2,后期产量递减相对平缓。低渗煤层的开发对策应充分考虑煤层的孔隙结构、孔型、渗透性,应力敏感性、裂缝充填物种类等因素,在精细表征孔隙结构的基础上,根据煤层气不同解吸期特征,结合地质、开发条件制订合理的开发方案。该研究对认识煤层气产气机理及其控制因素,提高煤层气开采效率具有重要的指导意义。

大宁–吉县区块深部煤层气多轮次转向压裂技术及应用

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块深部煤层气资源丰度高,煤储层天然裂缝与煤自身割理裂隙发育、煤体结构好、机械强度高、顶底板封盖能力强,为大规模体积压裂缝网的形成提供了有利条件。超大规模压裂改造工艺使深部煤层气单井产量获得重大突破,但示踪剂监测结果显示,水平井各压裂段产气效果贡献不均一、资源动用存在盲区、综合效益未达预期。指出深部煤储层形成超大规模有效缝网面临两类主要挑战:(1)深部煤层裂缝扩展规律认识不清;(2)现有压裂技术存在过度改造及改造不充分区域。基于此问题,提出适合深部煤储层改造的多轮次转向缝网弥合压裂技术。首先,分析深部煤层超大规模缝网形成的可行性;其次结合现场压裂数据与微地震监测结果,分析地层曲率、倾角等对压裂裂缝扩展的影响;最后建立应力场计算方法,以此为依据,进行多轮次转向工艺优化及现场试验。在大宁-吉县区块现场进行试验验证,井周微应力场非均匀区域水力裂缝实现了较为均匀的扩展,增大了裂缝整体改造体积,单井产气效果较周边井有明显提升,其中DJ55井5轮次压裂,储层改造体积达到243.6×10^(4)m^(3),生产340 d累产气量970.5×10^(4)m^(3),平均日产气量2.85×10^(4)m^(3),日产量和压力均保持稳定,改造效果较好,预计采收储量(EUR)大于3000×10^(4)m^(3),产气潜力较大;JS8-6P05井第1-7段采用2~3轮次压裂,压后日产气量8.59×10^(4)m^(3),相比各段均采用单轮次压裂的JS8-6P04井加砂规模降低41.9%、压裂费用降低21%,但2口井水平段千米日产气量相当。试验效果表明,多轮次压裂工艺在一定程度上解决了水平井两侧应力差异而导致的裂缝单侧扩展问题,促进井筒两侧压裂裂缝趋于均匀扩展,极大程度上保障了深部煤储层资源动用程度和压后产量,是深部煤层气压裂工艺降本增效的主要技术途径。

后峡盆地复杂构造煤层气成藏主控因素

新疆后峡盆地侏罗系西山窑组煤层厚20~80 m,经历了强烈构造改造,浅于1000 m的不同井煤层气含量和产能变化大。为解决煤层气控藏因素问题,开展二维地震构造解释和演化研究,应用叠前地震波阻抗反演预测含气量,分析构造对煤层气成藏的关系。结果表明:燕山和喜山两期冲断造山构造运动使气藏遭受不同程度的破坏,中低阶煤先深后浅演化和压力降低导致煤层吸附气含气饱和度普遍偏低,但由于煤储层对游离气的密闭条件不同,导致含气量变化较大,且含气量与单井产能呈明显的正相关;煤层气成因和包含游离气和吸附气的含气量随构造单元、埋深和地层产状等变化而变化;含气量介于7~13 m^(3)/t区域以保存好的热成因气-混合气为主,主要分布在埋深900~2500 m凹陷;含气量小于4 m^(3)/t地区分布在盆地边缘斜坡和凸起构造上,以次生生物气为主;含气量介于4~7 m^(3)/t区域分布在以上二者之间的过渡区;在倾角3°~7°的缓坡含气量高,倾角20°~30°的陡坡或大断距断裂带含气量低。复杂构造对煤层气富集起决定性控制作用并对勘探开发具有重要的参考意义。

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气高效开发理论技术体系

针对深部煤储层埋藏深、渗透率低、应力环境复杂等开发难题,总结大宁—吉县区块近5 a勘探开发取得成果,明确了资源富集条件、有效改造体积、水平段长、良好储盖组合条件是气井高产关键因素。在“人造气藏”开发理论指导下,建立了地质-工程一体化背景下的深部煤层气高效开发技术体系:(1)基于储层资源条件、构造保存条件和工程改造条件三大类11项指标,建立深部煤层气地质工程开发甜点评价标准;(2)基于微幅构造刻画、多尺度裂缝预测、三维地质模型构建等技术,形成“地质+工程”全要素定量化、可视化表征的煤储层精细评价技术;(3)按照“地质小尺度、三维地震微尺度、轨迹走靶体、少调快钻”导向思路,形成以钻前轨迹精优设计、精准入靶及靶后微调为核心的三阶段地质工程一体化导向技术;(4)按照实现资源动用和采收率最大化为目标,形成“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”五位一体井网优化设计技术;(5)依据深部煤层气赋存特征、渗流机理和气井生产特征,形成以产量不稳定分析法为主,经验产量递减法、数值模拟法和经验类比等多方法结合的气井产能评价及EUR预测技术;(6)遵循“四位一体”精准选段和“井间交错+段内差异化”设计原则,形成以构建人造气藏为目标的大规模体积压裂技术;(7)根据气井气水变化特征,形成全生命周期不同生产阶段排采优化控制技术;(8)结合当前AI技术进展与深部煤层气开发规律、集输等特征,探索了地质、工程、地面等多专业一体化协同环境下集输和数智化技术。在这一成果指导下,已投产29口水平井生产初期日产量5×10^(4)~16×10^(4) m^(3),平均10.2×10^(4) m^(3),区块日产气量突破300万m^(3),对加快鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气规模上产具有重要指导意义,也为同类资源高效开发建立了参考标准。

煤层气开发井网密度和井距优化研究--以韩城北区块为例

煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km^(2)不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km^(2)时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中井网密度为20口/km^(2)即井距为200 m×250 m的方案内部收益率为11.27%,净现值为1437万元,投资回收期为7.49年,经济指标最优。综合分析认为,韩城北区块最佳开发井网密度为20口/km^(2),最佳井距方案为200 m×250 m。

煤层气井同心管气体射流排采特征分析

为解决煤层气井中有杆泵排采工艺存在的埋泵、卡泵及偏磨等问题,实现产气中后期降低井底流压、释放解吸气的目的,探索煤层气井中后期低产液量情况下的排采工艺至关重要。基于可压缩性的气体介质,考虑射流泵排采工艺的技术特点,分析了煤层气井井下同心管柱气体射流泵排液原理,计算管柱环空内气携液条件,建立了同心管气体射流泵喷嘴、喉管和扩散管等流动模型,考虑气体射流的音障,分析了不同喷喉组合下的携液特征。研究结果表明:初始注入气量、压力一定的情况下,喷嘴直径越小,射流速度越大,携液量越多;但喷嘴直径越小,所需的注入气量越小,气体的流速易超过临界流速导致流体特性发生改变;当产液量为3 m^(3)/d,注气压力为6 MPa,喷嘴直径为3.50、4.02、5.00 mm时,所需的注入气量分别为9338、11225、15023 m^(3)/d。气体射流泵排液机理、气体射流特征的研究结果可为同心管气体射流泵工艺设计和现场试验提供理论依据。

鄂尔多斯盆地东缘韩城区块煤层气高产井地质主控因素

鄂尔多斯盆地东缘韩城区块煤层气资源丰富,受构造地质条件影响,不同构造分区的煤层气单井产能差异较大。为明确该区块煤层气高产井地质主控因素,基于构造、煤储层特征及煤层气富集控制因素,结合气田生产数据,对煤层气高产井的地质主控因素进行了剖析。研究结果表明:(1)煤层气井产能受“构造条件、水动力条件、煤体结构”三大因素控制,其中构造条件控制煤层气富集成藏,水动力条件影响煤层气保存,煤体结构影响煤储层渗透率;(2)区块内的煤层气高产井主要分布于次级构造发育区,地层水矿化度介于(2~11)×10^(3)mg/L,原生—碎裂煤平均厚度为4.4m,单井日产气量大于1000m^(3);(3)小断层或者微构造改善了煤储层的渗透性,尤其是次级构造高部位产生的裂隙,有利于煤层气解吸渗流,有利于煤层气高产;(4)在构造活动较剧烈的条件下,大断层附近易于形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的保存。结论认为,鄂尔多斯盆地东缘韩城区块构造运动不但造就了各种构造形态,而且使煤体结构发生了变化,不同构造形态下的水动力条件也不同,因此构造运动对韩城区块煤层气井高产起到了极为重要的控制作用;该研究成果对韩城区块的煤层气开发调整具有一定的指导意义,对地质条件类似的煤层气区块具有借鉴意义。

大倾角煤层中煤层气井压降传播规律

新疆局部地区煤层倾角可达50°,与水平煤层不同,大倾角煤层中流体受重力影响较大,且煤层气井压力传播规律具有特殊性,最佳排采井位有待优化。考虑地层水重力效应,建立了大倾角煤层单相排水阶段的压力传播模型,并验证了模型的正确性;计算了倾斜煤层中裂缝井在稳定渗流状态下的产水量,并优化了最佳排采井位;采用数值模拟方法,分别研究了单井和井组在非均质有界倾斜储层中的压力传播规律。结果表明,在倾角为45°的大倾角煤层中,排采井与上边界和下边界的距离之比为3∶1的位置为最佳排采井位;在定压排采模式下,下倾方向和上倾方向的压力下降幅度差别不大;在恒速降压排采模式下,上倾方向的压力下降幅度远远大于下倾方向的压力下降幅度。

深层煤层气井下管柱腐蚀结垢原因分析及缓蚀阻垢剂应用

针对大宁-吉县区块深层煤层气井下管柱腐蚀结垢现象严重的问题,在采出气、采出水及腐蚀结垢产物组成测试的基础上,开展了腐蚀结垢原因分析,并优选出了一种复合缓蚀阻垢剂。结果表明:深层煤层气井采出水中Ca^(2+)质量浓度高(4069.88~56667.51 mg·L^(-1)),易与HCO_(3)^(-)生成CaCO_(3);气藏开发过程中,地层压力逐渐降低,导致生成CaCO_(3)时产生的CO_(2)不断从水中析出,促进CaCO_(3)生成;此外,随着地层压力的降低,井筒内采出水加速蒸发,促进可溶性盐析出。采出气中CO_(2)分压较高(0.16~0.99 MPa),导致井下管柱表面难以形成有效的FeCO_(3)腐蚀钝化膜;此外,垢层下的金属离子难以扩散,促使采出水中的Cl^(-)迁入垢层中以保持电荷平衡,造成管柱加速腐蚀。优选得到的复合缓蚀阻垢剂效果良好,在70℃条件下,质量浓度为300 mg·L^(-1)时,阻垢率为91.39%,静态腐蚀速率为0.058 mm·a^(-1),动态缓蚀率>90%。应用井注入复合缓蚀阻垢剂后,采出水无明显结垢现象且Fe^(3+)质量浓度由281.93~378.60 mg·L^(-1)降至33.90 mg·L^(-1),检泵周期由139 d延长至327 d。

保德区块煤层气井排采水深化处理工艺应用效果评价

煤层气作为一种清洁能源,加速开发势在必行,其天然赋存状态、排采制度决定了煤层气在开发过程中不可避免的会伴有大量地下水采出,为了实现高效、环保开发,煤层气公司采用水处理池与水处理设备相结合的方法,将水处理设备模块化、单元化,对煤层气井采出水进行集中处理。测量现场处理后排采水中的氨氮、COD等污染物含量,对水处理工艺的各个单元处理效果进行评价。通过对比分析及效果评价,为煤层气井排采水的深化处理提供了可靠的理论、实践指导。

煤层气储层孔隙结构分形特征定量研究

与常规天然气储层相比,煤层气储层具有更复杂的孔隙结构。根据分形理论,推导了一种利用毛管压力曲线,采用导数法计算煤层孔隙分形维数的方法,并且对计算过程中的分段性进行了讨论。根据沁水盆地煤样的实测毛管压力曲线计算储层的分形维数,并对分形维数的影响因素进行了分析,发现不同煤阶的煤层样品具有不同的孔隙类型,分形维数有明显区别。

煤层气排采初期阶段合理降压速率的研究

基于井周煤岩应力状态分析,对煤层气开采初期的降压速率进行了理论研究和探讨,建立了控制排采降压速率的力学分析模型,并结合陕西韩城地区的实际工程测试资料确定了开采过程中的合理降压速率上限值。同时,根据对多口井资料的研究分析,给出了合理降压速率上限值随储层埋深的变化规律。研究分析表明:降压速率合理上限值随储层埋深呈线性递增;煤岩力学特性对合理降压速率的影响较大;通过合理控制降压速率的变化可以使储层渗透能力不断提高或保持在较高的水平上。

煤层气与相邻砂岩气藏合采数值模拟研究

借鉴现有模型,建立了煤层与相邻砂岩储气层合采的三维气-水两相流动数学模型及数值模型,并结合韩城矿区煤储层以及砂岩层的实际地质资料,开展了煤层气与相邻砂岩储气层合采条件以及显著性影响因素的数值模拟分析研究。研究结果表明,砂岩层含水饱和度对煤层气与相邻砂岩气藏合采的影响最为显著,由此确定煤层气与相邻砂岩气藏合采的首要条件为相邻砂岩储气层不含水或微含水,且仅当韩城矿区内与5号煤层相邻的山西组底部砂岩层孔隙度达到5%以上时,才具备与煤层合采的意义,此时相邻砂岩层煤成气可成为煤层气井产能的有利补充。

煤层气井井间干扰研究及应用

井间干扰是实现煤层气稳产高产的有效技术措施。目前,煤层气井间干扰的理论研究较多,准确量化的现场认识较少。根据煤层气井排采的特点,提出了一种方便、可靠、高效的用于判断井间干扰现象及定量计算井间干扰程度的新方法,该方法利用现场观察到的煤层气井启抽水位与原始水位存在的明显差异,定量化煤层气排采降压过程中出现的井间干扰现象。通过在保德区块的实际应用,对比了所提出方法与煤层气理论判断方法的优缺点,并验证了所提出方法的可靠性,得出了该区块井间干扰特征的定量化认识,同时提出了井间干扰规律在合理部署井位、提高产气速度、缩短见气时间及优化排采制度等方面的应用建议。

重力效应对煤层气水平井固井顶替的影响研究

水平井技术是高效开发煤层气资源的重要方式,受水平段套管自重和下套管工艺的影响,水平段环空偏心问题严重,固井质量难以保证,严重影响了煤层气水平井后期的压裂、排水采气等工序。针对水平井偏心环空注水泥顶替时的偏心特点和重力效应,基于Level Set理论建立了水平井固井注水泥顶替界面控制模型,采用数值方法对模型进行了求解,分析了重力效应对顶替界面形态变化的影响,为水平井固井注水泥设计提供了理论支撑。研究结果表明,水平井偏心环空注水泥时存在着严重的上部指进、下部滞流现象,随着顶替时间的增加,指进高度增大;重力效应能够降低偏心效应引起的指进现象,水泥浆与前置液的相对密度越大,偏心效应引起的指进现象越不明显;但对于煤层气储层来说,水泥浆密度过大容易导致煤层伤害,仅仅依靠提高水泥浆密度无法实现稳定顶替,还需要通过水泥浆流变性的调整实现。