潘河地区煤层气井典型生产特征及分析

“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”示范工程于2005年对一期工程第一阶段的36口井的3^#煤层进行了整体压裂改造,形成了国内第一个经过大面积整体改造的、并且可以进行单井单层计量的煤层气生产示范区。截至2007年3月,井网的36口井累计产气量达2440×１０^４m³左右,累计产水量为67225 m³左右,目前36口井日产气量在7×１０^４m³左右。通过对单井生产特征的跟踪研究,分析了气井产量的主要影响因素,对示范工程煤层气井的生产特征有了进一步的认识,并总结出了一些规律。     

沁水盆地枣园井网区煤层气采出程度

利用试验井网的生产资料,探讨了煤层气的采收率、采出程度、降压范围和单井产能预测.截止到2003年11月底,沁水盆地枣园井网已累积产气979.79×10⁴m³,井网区的煤层气采出程度约为2.2%,有约2.36×10⁸m³的煤层气可采储量没有被采出.目前枣园井网处于初期开采阶段,形成其压降漏斗的范围小于100m,仍属于单井排采生产.预计枣园井网形成大面积的压降漏斗后,其单井平均产气量在2500~3000m³/d.开发井网的井距应适当缩小,在200~250m的井距较合适.     

深水气井井筒碳酸钙垢生成预测与防治方法

深水气藏储层地层水矿化度高,气井井筒温度变化剧烈,环境压力降低会造成CO₂逸出,导致气井井筒通常面临着较高的结垢风险,如何准确预测井筒结垢、量化井筒结垢风险并为井筒结垢风险防治提供理论支持是深水气井生产过程中重要挑战。本文基于深水气井井筒垢物生成类型和结垢机理,分别建立了析晶垢和颗粒垢的沉积速度模型,考虑温压场和井筒产出液对垢层冲蚀,建立了垢层剥离速率模型,考虑井筒结垢过程由沉积和剥离共同作用,得到了气井井筒结垢预测模型,实现了井筒内结垢沉积和剥离过程的定量预测,模拟结果表明：随着产气量减少和产水量的增加,井筒日沉积量和井筒年结垢厚度也随之增加,针对南海某实例井NH-1,当产气量为30万m³/d、产水量为132 m³/d时,深水气井井筒垢日沉积量为685.08 g/d,该气井生产25年井筒总垢层厚度会达到28.29 mm。此外,本文还利用高温结垢实验装置评价了适用于南海某实例井NH-1的防垢剂,实验结果显示：在130℃、防垢剂浓度为60 mg/L时,防垢剂PESA可以达到90%的防垢率,能达到现场防垢标准,给出了防垢剂注...     

基于生产数据分析的沁水南部煤层渗透性研究

沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的最热点地区,在我国率先实现了煤层气开发的商业化。煤层气开发的主要目标为3号煤层和15号煤层,单井产气量一般在2 000～5 000 m³/d之间,注入/压降试井测试煤层渗透率多在1.0×10^-3μm²左右。在对不同区块煤层气井生产数据分析的基础上,借助历史拟合的方法对试井测试的煤层渗透率进行修正,修正后的煤层渗透率为（0.47~3.95）×10^-3μm²,是试井测试渗透率的6.76倍,修正后的渗透率与煤层气井产气量呈正相关关系。综合分析认为沁水盆地南部煤层渗透性优越,潘庄-端氏一带煤层渗透性最好。     

鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层产能测井预测

在油气田勘探与开发中,低渗透储层产能测井预测是一个关键也是一个难点。依据测井、测试和岩心实验资料,首先针对自然生产与压裂生产的不同生产措施,确定物性下限,孔隙度10%、渗透率1×10^-3μm²为自然生产储层物性下限,孔隙度6%、渗透率0.1×10^-3μm²为储层产能物性下限;然后根据生产情况,将产能分为自然生产、压后产气大于10 000m³/d、压后产气3 000～10 000m³/d和压后无产4个等级,总结常规测井响应特征,采用自然伽马与密度—中子视石灰岩孔隙度差值结合储层孔隙度、渗透率建立产能分级预测模型;其次由渗流力学和毛管理论可知,压后每米无阻产气量与可动流体孔隙度呈现指数关系,利用核磁共振测井确定储层有效流动孔隙度,建立压后每米无阻产气量测井定量预测模型;最后将产能测井预测模型应用于鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层的产能预测,预测结果与测试结果符合很好,压后定量预测结果与测试结果相对误差均在10%以内。     

定向气井连续携液临界产量预测模型

针对定向气井比直井更难于排水采气的问题,对于高气液比（气液比大于1 400 m³/m³）的产水定向气井,Turner等人建立了圆球液滴模型计算高气液比临界产量,并应用于现场实践;同时李闽等人提出了椭球液滴模型,有效地指导了气田生产。但是传统的液滴携液计算模型在预测高气液比定向气井临界产量时,忽略了井斜角度变化对临界产量的影响,导致了定向气井临界产量的计算结果与实际情况有较大的偏差。根据井斜角度、曳力系数与雷诺数（在1×10³～2.2×10⁵或2.2×10⁵～1×10⁶范围之间）的关系,建立了定向气井高气液比携液临界产量预测模型,预测模型可用于计算高气液比定向气井的携液临界产量。通过实例对比分析表明,该预测模型计算结果与现场生产实际更加吻合,从而验证了该预测模型的可靠性和准确性。     

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d,日产液量由412m³/d提高至447m³/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。     

克拉美丽气田火山岩气藏配产方法优选

准噶尔盆地克拉美丽气田火山岩气藏产能受单井控制储量、岩性岩相、储集空间类型等多种因素的影响,产能变化大,评价比较困难,无阻流量配产法表现出明显的局限性。为此,利用动、静态模型将该区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类３种类型,找到了各类储层的产能特征,以利于指导布井和后期新井的配产;综合利用无阻流量法、采气指数法、类比法、图版法等方法对新井进行产能标定研究;综合利用物质平衡法、试采压降法、单井动态模型法等方法对老井进行产能标定研究。进而得到了每类井的合理配产范围：Ⅰ类储层,直井合理产量为（8.00～10.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（22.00～24.00）×10⁴ m³/d;Ⅱ类储层,直井合理产量为（5.00～6.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（14.00～16.00）×10⁴ m³/d;Ⅲ类储层,直井合理产量为（2.20～3.50）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（9.00～11.00）×10⁴ m³/d。研究结果还表明适合克拉美丽火山岩气藏的配产方法是：新井应该利用系统试井特别是修正等时试井或类比的方法进行配产;老井最好利用单井动态模型法进行配产。     

沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素

沁水盆地煤层气资源丰富，最新一轮的资源评价结果表明，该区埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量可达3.98×10¹² m³。中联煤层气有限责任公司、中国石油天然气集团公司、蓝焰公司等单位相继在盆地南部的潘庄、寺庄、樊庄等区块获得了煤层气产能；然而该盆地目前煤层气井年产能仍小于20×10⁸ m³，距煤层气大规模产能建设目标差距甚远。由于影响煤层气高产的因素较复杂，导致各井排水采气生产特征差异较大，稳产周期与产能也复杂多变。基于此，重点分析了煤层气井单井产能的主要影响因素。结果表明：盆地煤层气产量较高的井主要分布于煤层厚度大于5 m，含气量大于19 m³/t，含气饱和度高于70%，渗透率为1.0×10^-3 μm²左右，临界解吸压力大于1.8 MPa且地层水动力条件相对较弱的区域。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×10⁸ m³,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法（排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力）;研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸ m³煤层气产能建设提供了技术支撑。     

水力压裂条件下裂隙性煤储层垂直试验井产能预测

煤层气井产能预测一直是天然气工业领域试图解决的技术性难题。为探究水力压裂条件下裂隙性煤储层气渗透机理及产能规律,首先考虑其原生裂隙的几何特征对裂缝扩展规律的影响,结合经典PKN模型建立了改进的水力裂缝扩展模型;其次考虑排采过程中水力裂缝几何尺寸变化对煤储层孔隙率的影响,基于储层压力梯度动态方程建立了储层动态渗透率模型;最后运用流体质量守恒原理建立了裂隙性储层煤层气垂直井产能预测模型。运用该模型对河南焦作"三软"矿区GW试-008井进行了试验期70 d的产能计算,并与实际排采值进行对比,发现理论计算值与实际排采值动态变化曲线吻合度较高,平均日产气量分别为360.768 m³/d与381.489 m³/d,相对误差仅为6%,验证了产能模型的正确性。研究成果对我国"三软"矿区煤层气的开发利用具有重要的借鉴意义。     

贵州省织纳煤田煤层特征及煤层气资源潜力

贵州省中西部织纳煤田煤层气资源丰富,但煤层气的系统评价工作比较薄弱,为全面分析、评价该区煤层气资源状况、赋存条件,以煤田地质钻孔、煤层气参数井获取的原始资料为基础,对织纳煤田煤层气地质条件,特别是储层含气特征及煤层渗透性等方面进行了研究,并采用体积法对煤层气资源进行了计算和评价。结果表明：①该区煤层主要为中-薄层、中等灰分、低挥发分、相对富氢无烟煤,除了煤层气勘探主力煤层6号煤煤体结构较大程度地受到构造破坏外,其余煤层原生结构较完整;②虽然该区煤储层渗透性相对较低,但区内含煤面积大,煤层气资源丰度较高,含气量较高,煤储层厚度较大,可采性好,具备较有利的煤层气勘探地质条件与可采性;③煤层气总资源量为1 852.91×10⁸ m³,其中埋深1 000 m以浅煤层气资源量为1 436.59×10⁸ m³,大于15 m^3/t含气带资源量为1 484.34×10⁸ m³,潜在煤层气可采资源量为747.65×10⁸ m³。结论认为：比德向斜化乐勘探区在煤层气资源丰度、平均含气量和试井渗透率3个方面优势相对明显,可作为煤层气勘探最有利靶区。     

低渗气藏气井堵塞停产分析及解堵技术应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

鄂尔多斯盆地长庆气区低渗透岩性气藏进入开发中后期,气井因井下堵塞造成产量下降,甚至停产。针对这一问题,根据堵塞原因分析,将气井堵塞分为井筒及近井储层腐蚀结垢、井筒出砂积砂和近井储层水锁损害三大类,并开展了堵塞机理和堵塞原因判识研究。在此基础上提出了井筒除垢、连续油管冲砂,近井储层深度酸化和解水锁为主体的差异化解堵技术对策,长庆气区现场应用取得了良好效果,2018—2022年复产气井752口,单井平均年增气量140×10⁴ m³,年增气量超过10.0×10⁸ m³,产出投入比超过6.0,解堵效果显著、经济效益突出,有效解决了气井因堵塞而停产或低产的难题,为长庆气区气井解堵技术体系的完善和其它同类气藏的解堵复产提供了有效的技术支撑和保障。     

同步回转压缩机排水采气工艺在丛式气井中的适应性分析

针对L井区丛式气井存在积液减产停产问题,采用并联的方式将多口备选气井接入同步回转压缩机,逐口对积液单井抽吸降压,通过降低井口流压的方式降低井底流压,增大生产压差进而提高气产量,保证井底积液顺利排出,恢复气井产能。结合气井井筒压降模型、气井流入流出曲线以及临界携液流量的理论,研究了同步回转压缩机对降压、排液以及增产的影响。经Y2井场7口井成功应用,结果显示单井井口流压从1.3～1.6 MPa降低至0.1～0.58 MPa,降压效果明显;单井增气量为0.56×10⁴～2.76×10⁴ m³/d不等,排水采气增产稳产效果好;同步回转压缩机降压增产工艺成本低,利润率高。该研究丰富了积液气井恢复生产的方法和理论,提供了排水采气的良好思路,为该项工艺的后期应用和气井负压开采提供了工艺技术支撑。     

西湖凹陷探井射孔参数优化方法

西湖凹陷早期探井由于射孔工艺等原因，导致产能较低，生产未达到预期。对影响早期探井产能的射孔因素进行分析，为进一步上产增储、产能释放提供决策依据。从渗流力学原理出发，考虑双径向流动，建立射穿和未射穿污染带情况下的直井射孔产能计算模型；以该区典型井的储层参数为基础研究射孔参数对产能的影响，并利用室内射孔穿深模拟数据进行射孔参数优化。结果表明，孔深和孔径是影响该区早期探井产能的主控因素，压实带影响次之。XX-1井早期采用的射孔参数未能最大化释放该层产能，通过射孔参数优化后，理论计算其无阻流量从早期测试时的50×10⁴ m³/d增加到80×10⁴ m³/d,增幅达到60%。该方法为决策西湖凹陷早期探井产能释放措施提供了一种研究思路。     

气井井筒临界携垢流量计算与分析

为准确预测气井井筒临界携垢流量，优化气井防垢措施，指导气井后期生产制度选择，基于气固两相流理论建立了气井井筒临界携垢流量计算方法。采用该计算方法研究了温度、压力、垢物颗粒直径、油管尺寸等因素对临界携垢流量的影响，并对海上T-C1井临界携垢流量进行了预测。结果表明：气井井筒临界携垢流量随着温度的下降而减小，随着压力的增加而变大，随着颗粒直径的增大而增大，随着油管直径的增加而变大；T-C1井中100μm垢物颗粒的临界携垢流量为10.2×10⁴ m³/d,当实际产量略低于临界携垢流量时，井筒会积聚垢物颗粒，导致产量持续下降，从而进一步加剧垢物积聚，造成气井很快出现停喷现象，预测结果与实际生产和作业情况相符。可见基于气固两相流理论建立的气井井筒临界携垢流量计算方法准确、可靠。所得结论可为优化气井防垢措施提供一定的理论依据。     

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动３个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。     

束鹿页岩油密切割压裂技术——以SY302X井为例

为评价束鹿凹陷中洼槽沙三下段砾岩体致密油气藏，最大程度释放储层产能。钻探水平井SY302X井，水平段长1 160 m,储层钻遇率95.60%,为充分改造储层，在总结以往大型体积酸压改造经验的基础上优选无限级滑套的改造工艺，段间距缩短到10 m左右，可实现对水平段密切割压裂。该井使用140 MPa高压管汇撬、140型井口、5 500 m³储液池、连续输砂装置等设备，并完成26段压裂，单段最大液量达1 850.2 m³,单段最大加砂51 m³,全井累计泵注液体2.41×10⁴ m³,累计加砂956.6 m³。该井的顺利完成为束鹿凹陷非常规储层改造积累了宝贵经验，为后续改造指明了方向。     

中国煤层气产业新进展

据最近一轮煤层气资源评价结果,我国埋深2000 m以浅的煤层气资源总量为36.81×10¹² m³,与陆上常规天然气资源量相当,位列世界前三甲。中国地面开发煤层气经过十余年的发展,在政府的高度重视和支持下,在煤层气基础理论研究、煤层气勘探开发技术、煤层气商业化生产等方面都取得了突破性进展,为煤层气产业规模化生产奠定了基础。截至2006年底,全国共施工地面煤层气井1573口。我国煤层气井主要分布在晋、陕、蒙地区,其钻井数量占全国钻井总数的80%以上。我国已探明煤层气储量1130.29×10⁸ m³,约占煤层气资源总量的0.3%,其中地面开采探明煤层气地质储量861.65×10⁸ m³,矿井抽放探明煤层气地质储量268.64×10⁸ m³。中国煤层气产业不仅煤层气自营勘探开发实现了跨越式发展,而且对外合作开发煤层气也取得了累累硕果,并逐步形成了一套适合中国煤层气地质特点的煤层气地质评价和常规勘探开发工艺技术。     

资阳须五段高密度体积压裂技术优化

四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m³),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想。基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度。结果表明,11.8条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m³/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用“缝口+缝内”双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性。该工艺现场应用后加砂规模提高到2 000～3 000 m³,综合砂液比提高到17.6%,横向覆盖率提高至91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的6～10倍,DF501HF井计算无阻流量46.5×10⁴ m³/d, EUR 0.78×10⁸ m³,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备。