柿庄南区块低效煤层气井产能释放技术研究

柿庄南区块平均单井产气量低,严重制约了区块的高效开发,为了盘活储量巨大的低效井资源,本研究结合储层地质特征及低产原因,制定了一套精细化的产能释放技术,并进行了10口井的现场应用。应用结果表明:该套产能释放技术针对性强,平均单井产量达到措施前的3.5倍,该技术有效解决了柿庄南区块低产井问题,对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考。     

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。     

沁水盆地柿庄南区块煤层气藏自改造动态分析

不同于常规气藏,煤层气藏开采过程中存在自改造效应,即随着地层压力的降低,储层渗透率会发生复杂变化。大量研究表明:有效应力、煤基质收缩、Klinkenberg效应是自改造效应的三大控制因素,改进的SD模型更能准确描述欠饱和煤层气藏渗透率动态变化规律,结合实际数据,计算分析表明,杨氏模量对自改造效应影响最大,泊松比对自改造效应影响最小。     

沁水盆地柿庄南区块排采水特征及其对煤层气富集的控制作用

基于沁水盆地柿庄南区块23口排采1年以上的煤层气井排采水水质分析数据及实测储层压力,采用Schoeller图、Piper图等分析了柿庄南煤层气井排采水地球化学特征及水动力分区特征,探讨了水文地质条件对煤层气富集的影响。研究表明柿庄南区块煤层气井排采水主要为Na_HCO3水型,反映研究区处于开启_半封闭的水文地质环境;排采水氢氧同位素值均位于全国大气降水线附近,排采水初始来源主要为大气降水;利用折算水位将研究区大致划分为西北部径流区、南部弱径流区及中部过渡带滞流区,水流从西北部和南部向中部滞流区汇聚,水化学参数反映出滞流区煤层气保存条件好于两侧径流区和弱径流区。基于水化学场和水动力场参数建立了煤层气富集区优选指标体系,优选出煤层气富集有利区和较有利区,对下一步煤层气井布置具有指导作用。     

正断层发育区煤储层特征及压裂参数优化——以柿庄南区块为例

为高效开发正断层附近的煤层气资源,基于测试、测井、水力压裂等资料,利用"测距"法分析了正断层发育区煤储层的地应力、煤体结构和裂隙分布与距断层距离的关系.结合宏观与微观研究方法得出:正断层发育区煤储层发育特征具有明显的分带性,根据距断层距离的大小可将其划分为3个区域;断层对煤储层的作用随着距断层距离的增加而减小,相应的煤...     

煤层气井产水影响因素及类型研究——以沁冰盆地柿庄南区块为例

为了探讨煤层气井产水的来源,以柿庄南区块为研究对象,重点分析了煤层气井产水影响因素,通过提取典型日产水量与日产气量的指标,分析柿庄南区块X-1井区的产水特征。研究表明:(1)外源水是造成煤层气井高产水的主要原因,含煤岩系中的孔—裂隙系统、断层及压裂缝为水源提供了运移通道;(2)柿庄南区块X-1井区煤层气井典型日产水量与典型日产气量具有明显的负相关关系,排采煤层内源水的煤层气井典型日产水量主要为2~7m~3/d,而排采外源水的煤层气井典型日产水量7m~3/d以上,其中43.8%高产水井典型日产水量大于14m~3/d,难以有效降低煤储层压力,制约煤层气井的产气潜力;(3)基于对煤层气井产水来源和补给通道的分析,提出了构造低幅汇水型、天然裂隙(断层)导通型、自然天窗渗透型、岩溶陷落柱导水型和压裂造缝沟通型等5种产水类型,指明了各种产水类型的识别和预测方法,为煤层气井产水量的预测和高效排采制度的制定提供依据。     

煤层气“甜点”测井判别与产量预测——以沁水盆地柿庄南区块为例

针对煤层气"甜点"判别与产量预测难的问题,提出了一种利用常规测井曲线评价煤层气"甜点"和产量预测的方法。以沁水盆地柿庄南区块3号煤层为研究对象,从煤层气单井平均日产气量入手,探讨不同单井平均日产气量煤层的敏感测井响应特征,利用井径、自然电位、自然伽马、深侧向电阻率和密度测井曲线,计算煤体结构指数、产能指数、含气量、含气饱和度、临界解吸压力及顶底板特性等煤层关键参数。综合煤体结构指数与产能指数构建了煤层品质参数,结合含气量、临界解吸压力与顶底板特性建立了柿庄南区块煤层气"甜点"测井判别标准;并利用煤层含气量、含气饱和度与产量刻度系数预测产气量,应用该方法处理解释研究区97口煤层气井,预测准确率达84%.     

煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明：(1)断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;(2)断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;(3)压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K₇砂岩。     

基于机器学习的煤层含气量测井评价方法——以沁水盆地柿庄南区块为例

由于煤层含气量受控因素多且成因机理复杂,其评价的准确性和泛化性问题一直是研究的热点与难点。为了提高煤层含气量评价的准确性和泛化性,基于沁水盆地柿庄南区块的测井资料、煤心分析资料、排采生产数据等,将地球物理测井数据作为输入,利用BP神经网络、支持向量机及随机森林3种机器学习方法,对训练集数据采用交叉验证与网格寻优方法确定各机器学习模型超参数,得到煤层含气量评价模型。引入盲井验证模型,对比了3种机器学习方法的优缺点和适用条件。结果表明,应用此3种机器学习方法能有效评价煤层含气量,随机森林模型在此区块应用效果最好,该模型能有效评价煤层含气量,为今后此方法的应用提供了选择依据,同时也提高了模型的泛化能力;进一步对沁水盆地柿庄南区块3号煤层开发井进行含气量评价预测,并将预测结果与实际排采生产数据进行对比,发现二者误差较小。研究结果对煤层气勘探开发、“甜点”找寻具有指导意义,实际应用价值突出。     

储层精细预测技术在周青庄油田的应用

周青庄油田小断裂发育,构造复杂,油气分布受构造和储层变化的控制。利用等时地层对比技术和基于小波变换的地震相干体技术,研究了断裂分布;综合测井和地震数据进行沉积相反演和沉积相控制下的相控储层预测技术,研究了储层空间展布。应用储层精细预测技术,对周青庄油田古近系S43油组的构造和储层砂体展布规律进行了分析和预测,提出了井位部署意见,钻井后获得了高产工业油流,扩大了含油面积,增加了石油地质储量。     

沁水盆地柿庄南区压裂后煤粉运移控制研究

压裂后返排是煤层气井压裂改造过程中非常重要的阶段,而确定合理返排油嘴直径是提高压裂液返排效率、减小储层伤害、提高煤层气产量的重要因素。通过建立煤粉和支撑剂在裂缝中的启动模型,优化压裂后返排的合理油嘴直径,从而通过控制裂缝中返排液流速,使脱落的自由煤粉被携带出裂缝,但不发生支撑剂回流。对影响返排阶段油嘴直径的因素进行敏感性分析,得到了返排时影响油嘴直径的主控因素。以柿庄南区块3号煤层参数为例给出了压裂后的排液制度,对于指导矿场压裂后排液有现实意义。     

页岩气储层测井精细评价

四川盆地页岩气勘探评价初期通常采用总有机碳含量、孔隙度、脆性矿物含量及含气量这4个测井计算参数对页岩气储层进行分类。随着油田高效勘探开发,特别是靶体优选及水平井压裂分段优化方面的需求不断提高,传统的储层评价标准难以满足页岩气开发区块薄靶体的设计精度以及页岩气藏立体开发的要求。从页岩气储层测井响应入手,综合考虑地质、储层、气藏等多方面因素,结合岩心分析资料,建立了基于沉积环境、岩性岩相、总有机碳含量、物性、含气性、裂缝及层理发育程度、应力状态、孔隙压力系数等参数的页岩气储层精细评价方法。依托该方法构建了浙江油田太阳浅层页岩气田页岩气储层测井精细评价标准,该标准在水平井靶体优选及压裂分段优化方面发挥了重要作用,有助于浙江油田太阳浅层页岩气田实现高质量立体勘探开发。     

核磁共振技术在煤层气储层评价中的应用

煤层气藏作为非常规天然气藏,具有一系列独特的物理、化学性质和特殊的岩石力学性质,因而使得煤层气在储气机理、孔渗性能、气井的产气机理和产量动态等方面与常规天然气藏具有明显的区别,表现出鲜明的特征。研究将核磁共振无损检测技术应用到煤储层的评价中,通过测试结果对比可知,核磁共振技术用于煤层气储层参数的检测结果是可靠的。该检测技术可为煤层气储层评价提供依据,进而正确评价和有效开发煤层气藏。     

苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏复杂岩溶储层的精细评价

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏马五5亚段储层侵蚀沟槽及溶蚀潜坑发育,非均质性强,沿用传统的储层评价方法对储层刻画的精度不够,井位部署难度大。为此,以沉积微相研究为基础,应用残厚法、印模法、地球物理法、层拉平技术对古地貌形态进行量化描述,并结合研究区主要成岩作用差异性特征、岩溶作用特征研究成果,评价储层品质,刻画储层平面展布,落实有效储层发育区。研究结果表明:(1)该区处于岩溶高地—岩溶斜坡过渡带,发育古残丘、古坡地、古沟槽等三级地貌单元,其中古残丘为最有利的地貌单元;(2)纵向上马五5亚段白云岩厚度介于10~20 m,但裂缝—孔洞型储层仅发育2~8 m;(3)横向上该区自西向东岩溶作用减弱,充填程度增强,储层物性逐渐变差;(4)马五5亚段储层具有较强的非均质性,平面上具有明显的分带特征,有效储层总体以孤立状分布为主,可划分为多个独立的地质单元。该研究成果有效地指导了该区下古生界碳酸盐岩气藏的效益开发,天然气产能规模达到预期目标,钻遇日产气量逾100×10~4 m~3的气井14口。     

煤层气储层测井评价方法研究

根据生产资料总结了QS盆地中部JS区块二叠系山西组和石炭系太原组的煤岩储层及其他岩性的测井响应特征,为该地区岩性识别奠定了基础.结合前人的研究工作.基于考虑煤岩的组分、测井系列、地层压力和温度对煤质参数的影响,给出了自然伽马(或无铀自然伽马)求取煤岩工业分析参数定量评价方法,同时利用改进后的兰氏方程计算煤层的含气量,从...     

X井礁滩储层测井精细评价

在介绍四川盆地东北地区下三叠统飞仙关组和上二叠统生物礁测井解释的经验和技术基础上,对X井飞仙关组、长兴组的地质和储层特征进行了对比分析,并充分利用该井的常规测井和成像测井的信息,精细地评价了该井的礁滩储层,准确地进行了气水解释,较为精确地获得了储层的参数。研究认为：在飞仙关和长兴组同时找到的礁滩叠合体具有储层发育程度高、溶蚀作用强、产量高的特点,具有较大的勘探潜力,这也得到了试油结果的验证;有效的测井组合是常规测井、电阻率成像、阵列声波、重复式地层测试器,可选择的是核磁共振测井,该井气层的测井解释成功为ＬＧ地区油气勘探提供了技术支持。     

辽河油田超稠油储层精细测井评价

基于原解释成果建立的油藏评价地质模型无法揭示辽河油田曙采×块超稠油储层的非均质性与蒸汽腔扩展之间的关系,严重影响超稠油的开采效率。结合现场监测等资料,分析原因主要为原储层评价技术精准度不够。针对这种状况,综合该区的岩心实验分析、现场监测、生产资料、测井资料等数据,建立了更精确的储层参数评价模型、储层分类标准,对该区的测井资料进行了二次精细评价,并重新构建了三维地质模型,较好地揭示了蒸汽腔扩展与储层非均质变化的关系。     

利用潜在产气效率指数预测柿庄区块煤层气开发有利区

沁水盆地柿庄区块处于煤层气开发早期阶段,对煤储集层进行精细研究并预测开发有利区是下一步井位部署的重要依据。通过分析柿庄区块3号煤层特征,提出一套新的煤储集层定量表征方法,即选取含气量、厚度、渗透率、吸附时间作为表征参数,利用储气地质潜力、产气地质潜力和潜在产气效率指数分别反映煤储集层的资源丰度、产气潜力和潜在产气效率,并根据潜在产气效率指数进行煤层气开发有利区预测。研究表明,柿庄区块3号煤层资源丰度高,开发潜力大;区块的东部和中南部潜在产气效率指数较高,煤层气开发最为有利。该预测结果与现场煤层气井排采效果吻合度高,说明利用潜在产气效率指数预测煤层气开发有利区具有较高的可信度和可行性,对优选煤层气开发有利区具有重要的应用价值。     

煤层气储层应力敏感性指标适应性评价

现有的应力敏感模型较多,但是各类应力敏感模型在煤层气储层中的适用性缺乏系统的对比与评价。文章梳理了现有煤层气储层应力敏感性评价模型,并基于不同煤阶应力敏感性实验数据,评价了各模型的适用范围。结果表明,不同模型评价指标适应性不同,应力敏感性评价不能简单地将现有指标进行笼统应用。指数型或幂律型应力敏感模型中的指数不随有效应力变化,可以用于煤层气井间横向对比及储层有利区优选;考虑最大有效应力影响改进后的应力敏感模型可用于同一区块煤层气井间应力敏感性评价;Meng等人提出的应力敏感性系数适用于单井在不同排采阶段、不同有效应力条件下的应力敏感性对比分析;不可逆渗透率损害率表征了有效应力加载过程中煤样塑性变形程度,适用于煤层气井排采过程中流压波动对储层渗透率的伤害评价。     

苏东南区M井区上古储层精细描述及数值模拟研究

M井区位于苏里格气田苏东南区北部,主要目的层为下石盒子组盒8。井区采用水平井整体开发,井网较为完善,现阶段有必要对井区进行储层精细描述及开发指标预测,指导苏东南区后续开发工作。本文使用虚拟井控制水平井水平段储层构造展布形态,水平井水平段录井资料控制砂泥岩变化规律思路,对苏东南区M井区上古储层开展三维地质建模,精细描述了区块整体构造展布形态及各层物性参数的空间分布规律,并在此基础上开展数值模拟研究,对储量动用程度及采收率进行了研究,取得了一定认识。