海相碳酸盐岩异常高压气藏产能特征分析

运用二项式产能方程计算异常高压气藏气井产能和实际产能偏差较大,而采用考虑了气井非达西流动效应和脉动效应的三项式产能方程计算的气井产能和实际产能比较接近,因为三项式产能方程能较准确描述异常高压气藏中天然气渗流的情况。运用三项式产能方程计算××井产能,和用实际生产数据求得产能比较贴近。     

煤层气井动态产能拟合与预测模型

基于现代人工智能理论和数理统计理论，建立了煤层气井动态产能拟合和预测的时间序列BP神经网络模型和月产/累产比值模型，并通过实例分别验证其在煤层气井产能拟合和预测中的有效性。应用实例表明，这两类模型均能很好地拟合煤层气井的生产历史，并能进行准确定量预测，但各有差别。其中神经网络模型对数据点具有极高的拟合程度，且短期预测精度高，但中长期预测精度较差，因此，该模型适合对产气不稳定的气井进行短期产能预测；月产/累产比值模型对月产/累产比值的整体变化趋势具有较高的拟合程度，且中长期预测精度高，但模型的有效性取决于气井产能的稳定性，因此，该模型适用于预测产气稳定的气井产能。     

含硫气井非达西渗流下的产能预测方法

含硫气藏在开发过程中,固态硫沉积将降低储层岩石孔隙度和渗透率,极大地破坏气井产能,此时常规气井产能计算模型已经不再适用,因此建立含硫气井产能预测模型十分重要。本文考虑硫元素在近井地带沉积引起的储层渗透率变化,将储层分为沉积区和非沉积区。基于渗流力学理论,建立了含硫气藏直井、水平井在平面径向非达西稳定渗流条件下的二次三项式产能方程。通过分析硫沉积、启动压力梯度、水平段长度对气井产能的影响,认为气井产能随硫沉积饱和度的增大而减小,无阻流量与启动压力梯度呈负相关关系,水平井段长度越长,产能越大。     

煤层气井产能分级方案研究

煤层气井产能的分级便于煤层气开发管理、产能的调整，对科学地规划煤层气开发方案、调整气井作业动态，以及对煤层气开发的各项作业顺利实施具有重要指导作用。本文在综合考虑了煤层气开发方式、开发阶段以及开发的技术和工艺，按照气井产能的稳定程度、井口压力、产量大小，把地面垂直井分为高产气井、较高产气井、中等产气井和低产气井4类。     

渗透率应力敏感性对煤层气井产能的影响

为了得到煤层气井产能方程,并对其敏感参数进行分析,基于煤层流体渗流规律,推导了在达西渗流和非达西渗流下考虑渗透率应力敏感性的产能方程,研究了韩城WLl井某煤层的煤层气井流入动态。结果表明：不管是达西渗流还是非达西渗流,考虑应力敏感性后煤层气井的产能明显减少,无阻流量最多可以减少12．4％;当改变渗透率应力敏感系数后,发现敏感系数越大,煤层气井的产能下降越多;如果生产压差较小,虽然应力敏感性影响不明显,但是产气量较低,生产压差过大又会浪费地层能量。因此,开发时制定合理生产压差是非常重要的。     

煤层气井多层合采产能影响因素

针对韩城煤层气田多层合采的特点,结合欠饱和煤层气藏开发特征,采用相关分析系统剖析该区煤层气井产能影响因素,用灰色关联分析定量评价各影响因素的重要性,并利用模糊层次分析法对煤层气井产能进行综合评价。相关性分析结果表明该区煤层气井产能与初见气时间、初见气累产水量、拟临储比、拟含气量、地解压差和煤层厚度具有很好的相关性,但与初见气井底流压、埋深、原始储层压力和间距之间的相关性较差。灰色关联分析定量显示区内气井最大产气能力主要受控于拟临储比、合采煤厚和拟含气量,而平均产气水平则主要受控于合采煤厚、初见气累产水量和地解压差。分析认为资源丰度和含气饱和度是影响欠饱和煤层气藏最大产气能力的关键因素,而降压幅度和难易程度是决定这类气藏平均产气水平的重要因素。模糊层次分析显示区内的煤层气井最大产气和平均产气的综合评价等级都为良好。     

贵州省过饱和煤层气藏产气规律研究

基于过饱和煤层气藏的排采过程兼具游离气与吸附气的生产特征,为弄清此类过饱和气藏产气特征的内在原因和机理,探索影响其高产、稳产的主控因素,为后期此类气藏的勘探选区、井位部署、压裂及排采工程设计提供指导,通过深入剖析游离气与吸附气的产出机理,将等温吸附曲线划分为2种经典类型,并结合现场生产实例,系统阐述了各自的产出特征及产能主控因素。研究结果表明:煤储层的等温吸附特征决定吸附气快速解吸释放的时间及储层导流能力的变化趋势,从而影响压力降的传播及游离气与吸附气的有效产出;过饱和煤层气藏具有排采初期见气快,产气增长快的特征,中后期的稳产气量、稳产期及衰减速率主要取决于产层的等温吸附特征、煤体结构及排采制度的合理性,其中等温吸附特征为主控因素。     

沁南潘庄井田煤层气产能预测研究

煤层气产能预测是煤层气开发潜力评价和决策的重要研究内容。文章基于潘庄井田煤层气开发及实测资料,采用COMET3煤层气藏模拟软件对潘庄井田煤层气产能进行了模拟。结果表明:煤层气产能受诸多煤层气开发参数及其耦合作用控制,各参数对煤层气产能影响程度不同,实测参数的完整性影响煤层气井历史拟合和产能预测结果的真实可靠性;历史拟合模型可靠,产能预测结果具有高度可信度;产能预测结果显示研究区气井产气效果好,具备商业开发潜力。     

煤层气井两相流阶段排采制度实时优化

煤层气井气水两相流动阶段的合理排采制度的确定极为复杂,但对于煤层气井高效排采具有重要意义。考虑低渗透煤层的启动压力梯度和应力敏感性特征,根据煤层压裂后流体渗流规律的变化,基于气藏工程和稳定渗流理论,建立了煤层气藏垂直裂缝井气水两相产能方程,结合煤层气藏物质平衡方程及煤层气井产量数据,可得到煤层气井实时的采气指数曲线,根据最大产气指数原则即可实时确定最佳生产压差,从而建立了一套煤层气垂直压裂井气水两相流动阶段的排采制度实时优化方法。通过现场典型井的应用,验证了所建立的煤层气井排采制度实时优化方法的可靠性。     

大佛寺井田煤层气井生产特征研究

根据大佛寺井田煤层气井的产能分级,通过典型实例,研究分析了高产气井、中产气井、低产气井和不产气井4种类型井的生产特征。阐述了每种类型井产能的影响因素,针对产气量较好的井总结了所处的优势条件,针对产气量差的井分析其控制因素,并提出了相应的改进措施,对大佛寺井田的煤层气井前期的井位部署及后续的排采工作都有一定的指导意义。     

煤系气合采产出数值模拟研究

实现煤系煤层气、致密气和页岩气("三气")同井筒合采,是提高单井产能和地下资源可动用率的有效手段,但是合采条件下的气、水产出过程,特别是不同层位的气水贡献率、产气压力和含气饱和度变化均不清晰。建立煤层气和致密气协同产出的数值模型,结合现场试验井地质参数和气水产出曲线,查明了煤层气和致密气产出过程,分析了其影响因素。结果表明:合采模型可与单采模型对比验证,具有很好的适用性;可实现气井产能劈分,明确不同层位的气、水产出贡献;排采过程中压降速度降低,产气高峰推迟,但后期产气量变化不大;煤层与砂岩之间压力系统越相近,合采效果越好;改善压裂效果可短期提高产气能力,但对总产气量影响不大;煤层的基质收缩和应力敏感会影响产气效果,但深部地质条件下的变化特征有待进一步探讨。相关结果可对煤系气协同开发方案的制定和完善提供指导,并进一步推动煤系"三气"的同井筒合采。     

煤层倾角对煤层气水平井产能影响的数值模拟

对于含倾角的煤层,由于重力势能的影响,不同煤层倾角下水平井表现出不同的产能规律。在考虑煤层气藏与水平井筒流动耦合的基础上,以煤田煤层实际资料为例,通过数值模拟的方法研究了不同煤层倾角下水平井生产过程中的压力和气相饱和度分布情况,并对U型水平井的后期生产方式给出了建议。模拟结果表明,水平井跟端位于煤层倾角低部位时排水效果更好,产气量更高;随着煤层倾角的增大,煤层气水平井累积产气量与产水量均减小;不同煤层倾角下,受气水重力分异的影响在生产过程中会出现气体在倾角高部位聚集的情况,且倾角越大这种现象越显著;利用U型井开采倾斜煤层时,在开发后期可使其两端同时生产,以达到顶部产气底部产水的效果,使倾角高部位聚集的气体也得到有效开采。     

页岩气资源勘探开发前景——以四川盆地为例

四川盆地是目前中国页岩气勘探开发的重点地区,也是最成功的地区。四川盆地页岩气的资源勘探开发前景,将在很大程度上反映和影响中国未来页岩气的发展前景。单口页岩气井最终采收率(EUR)是页岩气的规模和效益开发的重要评价指标之一,受地质、工程等多种因素的影响,难以准确预测。为了准确预测最终采收率,以涪陵区块56口页岩气井为样本,选取了影响最终采收率的14个地质和工程因素。采用皮尔逊相关系数和最大互信息系数综合评价法,筛选出8个关键控制因素。基于关键控制因素,采用多元回归方法建立了该区块页岩气井最终采收率预测模型,并且通过对测试样本的分析,验证了预测模型的有效性,最后预测出四川盆地未来页岩气的产量。     

考虑含水和多组分气体的页岩气含气量预测模型

基于体积法建立页岩气含气量预测模型,含气量包括吸附气量和游离气量,在计算吸附气量时考虑了页岩矿物组成、温度、压力、水分和非甲烷多组分气体,在计算游离气量时考虑了吸附相体积,最终采用涪陵焦石坝地区焦页1井页岩现场解吸数据验证模型。结果表明,当考虑吸附相体积时,含气量模型计算值与现场解吸数据较吻合,当不考虑吸附相体积时,页岩含气量被高估27%～38%;水分对页岩含气量的影响较小;多组分气体不仅改变页岩含气量,也改变页岩气的赋存状态,不考虑多组分气体将高估目标区域含气量5. 6%～31. 8%。所建含气量模型精确性依赖于室内岩芯实验结果,未来应进一步开展含水页岩对多组分气体吸附实验研究,准确计算页岩气含气量。     

陆相页岩含气性分析及勘探远景—以松辽盆地南部青一段为例

松辽盆地南部青山口组一段发育一套半深湖相沉积的暗色泥页岩,有机碳含量高,偏腐泥型有机质,热演化程度适中,老井复查存在大量的泥页岩含油气异常,测井响应特征明显,是页岩气研究的有利层位。本文在对储层基础地质条件研究基础上,运用地球物理、测井和现场解析等手段全方位分析了泥页岩的含气性和平面展布特征。对青山口组一段进行了有利区预测和资源计算,显示本区具有丰富的页岩气资源潜力,满足陆相页岩气选区含气量要求,是有望取得页岩气勘探进一步突破的有利靶区。     

彬长矿区低煤阶煤层气井的排采特征与井型优化

为研究我国西部侏罗纪低阶煤储层瓦斯的地面井排采特性及影响因素,以彬长矿区大佛寺井田煤层气井的地质资料、历史排采数据为基础,分析了该区块不同井型煤层气井的产水量、产气量的主要影响因素,并探讨了相关因素的主要控制机理。研究发现储层特性、水文地质条件是影响该区煤层气成藏的重要因素,在所研究的几种井型中,多分支井在该区有着良好的地面排采效果,其最高日产气量为16 582.3 m3,垂直井次之,而U型井则相对较差。排采数据显示井底流压与产气量呈指数关系,井底流压的减小,日产气量呈指数增加的趋势。在煤层气井不同排采时期,动液面高度对产气量的影响有着不同的作用规律,且对高产气阶段的影响更为显著。套压与产气量之间近似表现为线性变化的关系,但不同排采阶段二者线性关系的比例截然不同。在煤层气井的产气衰减阶段,多分支水平井的日产气量/累计产气量的比值与排采时间呈现为良好的E指数衰减关系,并以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型,拟合相关系数均高于0.848 2。     

涪陵页岩气水平井定向技术

涪陵页岩气产能示范区作为国内首个国家级页岩气示范区,自2012年启动以来,通过不断的技术攻关和技术创新,形成了完善的国产化水平井钻井技术系列。2015年随着区块的转移,地质条件更趋复杂,定向施工面临着更多新的技术难题,在已有成熟技术的基础上,通过技术优化和先进的降摩减扭工具的应用,有效地解决了新区块的施工难题,推进了页岩气产能区的建设。     

五峰组—龙马溪组储层特征及甜点层段评价——以昭通页岩气示范区A井为例

以昭通页岩气示范区A井五峰组—龙马溪组一段页岩为主要研究对象,利用薄片、氩离子抛光-场发射电镜、核磁共振、液氮吸附、X衍射及地化分析等多种测试手段,从岩石学、有机地化、矿物组成、孔隙类型及结构、物性特征及含气性等方面,系统评价了五峰组—龙一段各小层储层特征,并优选了页岩地质与工程甜点层段。结果表明:五峰组—龙一段以硅质页岩为主,优质页岩主要形成于海侵期-海退早期的深水陆棚相贫氧-厌氧环境;有机质孔和黏土矿物层间粒内孔最为发育;五峰组—龙一段储层孔隙以中孔为主,微孔对比表面贡献最大,而中孔和微孔提供了主要的孔体积;龙一11—龙一21小层相对其他层段,具有相对高的TOC含量、孔隙度、含气量及压力系数,且各项指标具有向上减小或降低的趋势。同时,龙一11—龙一21小层具有高脆性指数、高杨氏模量、低泊松比的岩石力学特征;基于地质与工程综合评价,优选龙一11—龙一21小层即富碳高硅页岩段为纵向上甜点层段,为昭通页岩气示范区水平井的靶体层段。