微生物提高煤层气井单井产量技术研究与实践

为评价微生物提高煤层气井产量技术,向厌氧瓶中添加一定量的煤和利用煤层产出液配置的营养液,开展了煤层微生物降解煤产气实验研究。与煤层产出液相比较有益菌群浓度增加3~6 个数量级,每毫升营养液产气量为2.84 mL,煤层微生物经过营养剂激活后,反应早期产生气体主要为N2、H2 和CO2,CH4 含量较低,随着反应时间延长CH4 气体含量逐渐增加,X 射线衍射表明煤微晶结构发生变化。说明通过微生物与煤相互作用产生生物气体、降解煤组分,能增加煤层通透率促进甲烷气体的解吸,从而提高煤层气单井产量。在室内研究的基础上开展现场先导试验1 井次,现场共注入微生物工作液230 m3,措施前该井平均日产气量16.81 m3,平均套压为0.09 MPa,措施后该井日产气75.13 m3,平均套压0.35 MPa,截至2015 年底累计产气14 100 m3,目前正在持续稳产,达到了注微生物提高煤层气井单井产量的目的。     

基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。     

基于储层“三品质”的煤层气产能主控地质因素分析

煤层气资源性、可改造性和可采性是影响产能的3个关键储层品质。通过对比DJC区块67口排采时间3年以上的直井生产数据,详细剖析了储层三品质与煤层气井产能之间的关系,进而分析了影响储层三品质的关键地质因素。结果显示：①当资源丰度大于1.2×10⁸m/km²时,平均日产气量大于1 000m/d;开采煤层厚度稳定且变化较小,含气量是决定资源丰度大小的关键参数;②划分出5种压裂曲线类型,其中下降稳定型和下降波动型产气效果最佳;断层、煤体结构和地应力共同控制储层改造效果;③影响煤层气可采性的地质参数主要为临储比和渗透率,当临储比大于0.6,米产水指数大于0.8m/(d·m·MPa)时,煤储层整体排水降压相对容易,产气效果较好。     

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煤层甲烷在煤储层中的储集及渗流与常规天然气大不相同，其影响因素多样而复杂。 影响煤层气产量的主要因素是煤层渗透率、煤层厚度及含气量。大量煤层气井生产实践证明，含气量是影响产量的物质基础，而渗透率是影响产量大小的控制性因素。煤层含气量与煤层厚度及埋深一般有正相关关系，而渗透率一般随埋深增加而减小。用产气潜能与产气能力将更全面地反映含气量及渗透率对煤层气井产量的影响。把含气量引入达西流产量公式也许能更真实地反映甲烷气体在煤储层中流动产出的特征。     

六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征与有利开发层段优选

基于3口煤层气参数井实钻资料及煤岩样品测试数据,分析了六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征,重新估算了区内煤层气地质资源量,优选了5个有利目标层段,并对杨煤参1井3个有利层段开展了分压合采试验,获得了良好的产气效果。研究表明:区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层群发育,可采煤层累积厚度大且以原生结构为主,煤层含气量、含气饱和度及临储比高,平均渗透率达0.229×10~(-3)μm~2,煤层气富集与开发条件好。结合参数井实测煤层含气性,重新估算区内煤层气地质资源量为365.97×10~8 m~3,可采资源量为208.64×10~8 m~3。综合影响煤层气富集与开发的各项关键参数,认为5~#、7~#、13~#、15~#、23~#为区内煤层气勘探开发有利层段。依据产层优质性与相近性组合原则,优选杨煤参1井5~#、7~#和13~#煤进行分压合采试验,煤层气井排采过程中套压显现早,压降漏斗扩展迅速,未表现出明显的层间干扰,充分发挥了多煤层合采的资源优势,获得了最高日产气量4 656m~3/d、稳定日产气量3 600m~3/d的良好产气效果,创西南地区煤层气直井单井日产气量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。     

煤层气井生产特征及产气量影响因素分析

本文结合煤层气井的生产特征,分析了地质因素、渗透率、含气饱和度、临界解吸压力、储层保护、排采技术等对煤层气井单井产气量的影响,并讨论了提高煤层气井单井产气量需要关注的问题。     

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%.     

生物产气对煤层气可采性指标的影响

煤层气开发受多种因素的影响,为了研究生物甲烷代谢对煤层气开采指标的影响,选择不同煤阶的煤样进行了生物代谢模拟实验。通过生物产气数据、代谢前后煤样等温吸附和孔隙结构等参数测试,计算煤层气的采收率、含气饱和度、临储比等开采性指标并分析其变化规律。结果表明:1煤层生物产气能提高煤层气资源量,但随着煤变质程度的增加,生物产气量逐渐下降,同时煤的亲甲烷能力也降低;2生物产气对煤储层孔隙结构有明显的改善,其大孔数量和总孔容两个指标显著增加,从而提高了煤储层的孔渗性;3生物产气后煤储层的临界解吸压力、含气饱和度与采收率等开采指标也都有不同程度的提高,河南义马千秋矿和山西柳林沙曲矿煤样的含气饱和度提高的幅度较大,山西西山官地矿煤样的变化幅度次之,但总体的变化趋势具有一致性。结论认为,煤层生物产气不但能增加煤层气资源量,而且还有助于提高煤层的可采性。该研究成果可以为我国煤层气生物工程现场实施提供参考。     

煤储集层解吸特征及其影响因素

中国煤层气储集层的解吸特征受多种因素影响,不同地区差异很大.煤层气解吸率一般在40%左右,多小于70%,主要与煤层原位含气量和储集层压力等因素有关.煤层气解吸时间主要为0.188 3～19.17d,随着煤阶的增高解吸时间有增大的趋势,其中以高煤阶煤岩吸附时间跨度最大,最高可达30d之上.统计大量实验数据发现,煤层形态、温度、煤阶、灰分含量、含气量、割理发育程度、沉积环境与煤岩类型是影响煤岩吸附时间的主要因素.根据数值模拟的结果,煤岩解吸量影响煤层气井的单井产量,解吸量越大单井产量越大.煤岩的吸附时间主要影响煤层气井产量峰值的大小和出现的时间,吸附时间越长,煤层气井产气高峰出现得越晚且峰值越小.图6参16     

煤层气井合理放气套压的确定及其应用

煤层气井提产阶段和稳产阶段需要确定合理放气套压,才能够获得稳定的气流补给。根据煤储层启动压力梯度、渗流理论和煤层气开发地质理论,构建了煤层气井憋压阶段套压变化的数学模型;利用沁水盆地大宁区块的煤层气勘探开发资料验证了该模型的准确性,并分析了放气套压差值对平均日产气量的影响规律。模型计算结果与现场数据吻合较好时,煤层气井的产气量较高;当计算出的放气套压与实际放气套压的差值小于等于0.15 MPa时,煤层气井稳产期的产气量能达到1 000 m3/d以上;大于0.15 MPa时,需要降低产气量来维持其稳定性。研究结果表明,日产气量随实际放气套压与计算值之间差值的增大呈幂函数减小,建立的煤层气井憋压阶段合理放气套压数学模型可为现场排采控制提供理论依据。      

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。