基于产能主控因素分析的调整井潜力区评价筛选方法

为了提高海上油田调整井部署挖潜效率及措施成功率,找准调整潜力区、规避风险区,确保调整井挖潜效果,开展了调整井潜力区评价筛选方法的研究。基于开发调整井实施效果评价,明确影响调整井产能的主控因素,依据产能主控因素确定出风险区及潜力区评价筛选指标,建立了一种基于建模层面快速实现调整井潜力区评价筛选的方法。将该方法应用到目标油田A区,评价筛选出3个调整井高产潜力区。叠合动态成果做可靠性验证,显示潜力区具有较高挖掘潜力,筛选结果可靠。实例表明,方法具有较好的符合度和可靠度,且快速有效、实用性高、操作性强,对同类油田具有借鉴意义。     

焦作矿区山西组二1煤层含气量的控制因素探讨

分析了焦作矿区煤层气含量的分布规律 ;探讨了断块构造、煤层埋深、上覆岩层厚度等对煤层气的控制作用 .结果表明 :焦作矿区山西组二1煤煤层气含量较高 ,最高达 3 2 .7m3 /t(daf) ,平均为 1 6 .7m3 /t(daf) ;由于煤变质及其演化、煤层的有效埋藏深度、抬升剥蚀作用和地质构造等因素对煤储层特性产生显著的影响 ,使本区煤层气含量分布具有明显的规律性 ,从西部断块至东部断块煤层气含量由高到低变化 ,且各断块内由浅部向深部逐渐增高 .     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油-稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1 100～19 900mg/L,水型为NaHCO3型.研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度.义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素.     

滇东老厂区块煤层气井峰值产气量主控地质因素分析

基于滇东老厂区块6口排采先导试验井的煤层气地质资料和排采动态资料,在分析产水和产气特征基础上,探讨老厂区块影响煤层气井排采效果的主控地质因素和影响机理,并提出主控地质因素的下限指标和井层选择建议。结果表明:(1)单井动用资源丰度、动用煤层的平均含气饱和度和平均渗透率是煤层气井峰值产量的3个主控地质因素,它们共同控制着煤层气井的峰值产气量;(2)动用煤层的含气饱和度通过控制见气时的井底流压降低幅度影响见气时和见气后的动态渗透率,从而对峰值产气量产生影响,较高的含气饱和度有利于在较低的井底流压降低幅度时见气,有利于保持较高的动态渗透率,从而有利于气体产出,实现较高的峰值产气量;(3)在老厂区块低渗透煤储层条件下获得较高峰值产气量(大于600 m³/d)的单井动用资源丰度下限,为1×10⁸ m³/km²,平均含气饱和度下限为70%,平均渗透率下限为0.08 mD;若平均含气饱和度达到90%以上,则平均渗透率的下限可降为0.03 mD。建议老厂区块今后在井层优选时规避断层影响,即在构造模型指导下选择远离断层...     

靖边气田榆31井区马五1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田榆31井区马五1-4储层沉积作用、成岩作用、小幅度构造和岩溶古地貌特征的研究,认为沉积微相中的潮上带膏质云坪最有利于储层发育,其次是潮间潮上带含膏云坪.对孔隙起建设性的成岩作用主要是近地表和埋藏期白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用.构造高部位储层物性较好,有利于天然气的聚集.岩溶残丘、岩溶台地是储层发育的有利区域.     

靖边气田榆31井区马五1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田榆31井区马五1-4储层沉积作用、成岩作用、小幅度构造和岩溶古地貌特征的研究,认为沉积微相中的潮上带膏质云坪最有利于储层发育,其次是潮间潮上带含膏云坪。对孔隙起建设性的成岩作用主要是近地表和埋藏期白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用。构造高部位储层物性较好,有利于天然气的聚集。岩溶残丘、岩溶台地是储层发育的有利区域。     

沁水盆地郑庄区块构造演化与煤层气成藏

基于沁水盆地郑庄区块的构造发育特征,研究了自二叠纪煤系形成以来该区域构造应力场演化,分析了其对煤层气藏的控制作用,包括构造-埋藏史、后期成藏演化及成藏控制因素.研究表明:郑庄地区主要经历了印支期、燕山期、喜马拉雅早期和喜马拉雅晚期—现代4个期次的构造应力场演化.在构造控制下,二叠纪煤层经历了印支期和燕山中—晚期两次成烃作用,特别是燕山中、晚期煤层生气量巨大,是煤层气的主要成藏期.此后,随着地壳持续抬升剥蚀,煤层埋藏不断变浅,并发育了多组封闭性较好的节理.受南东侧的寺头断层控制,煤层埋深处于600～1 200m,为煤层气成藏以来的最浅埋藏,虽然本区二叠系煤层气的成藏时间较早,但保留的煤层气含量大,煤储层厚度大,且煤层埋藏适中.     

峰峰矿区地质特征及煤层气赋存

鼓山背斜是峰峰矿区的主控构造。鼓山背斜以西,断层发育,煤层埋藏较浅,地下水补、径、排条件良好,造成煤层气的逸散,煤层含气量低;鼓山背斜以东,地形相对较低,煤层呈单斜构造向深部倾伏,地下水补、径、排条件较差,煤层气得以保存和富集。     

华北地区煤层含气性影响因素探讨

煤层含气性是评价煤层气勘探开发前景的决定性因素之一,影响煤层含气性的因素很多,其中较为重要的因素有煤层上覆有效地层厚度、煤的变质程度、断裂构造、盖层条件及煤层厚度等.对此进行了分析探讨,认为:影响煤层含气性的主要地质因素为煤层上覆有效地层厚度和煤的变质程度,次要因素为断裂构造、盖层条件及煤层厚度.     

白额地区2#煤层气藏成藏控制因素分析

在分析白额地区2^#煤储层空间发育特征、储层物性特征、含气量分布特征及区域构造背景的基础上,对煤层气成藏控制因素进行分析。结果表明:构造演化史直接控制着煤储层埋藏史及生烃史,是煤层气成藏主控因素;地下水水动力特征和围岩封闭特征决定了煤层气藏的保存条件,是煤层气成藏的关键;综合以上特征,可以得出2^#煤煤层气藏为单斜-水动力封堵型煤层气藏。     

煤层气典型曲线产能预测方法

为简单快速预测煤层气井产能,引入了典型曲线-无因次产量与时间的关系曲线法.通过分析兰氏压力、兰氏体积和渗透率等对典型曲线形态的影响,建立了不同兰氏压力下无因次产量与时间的关系式,提出了煤层气井典型曲线产能预测方法.运用该方法分别对韩城和沁南区块两口煤层气井进行产量预测和储量评价.结果表明:预测产量与前5年的实际产量符合率高于80%,表明该方法可供现场应用.对生产数据进行拟合得出两口井的控制储量分别为2.40×107m3和2.29×107m3,预测未来10年采出程度分别为44.3%和46.3%.     

自进式水射流钻进技术在煤层气开发中的应用

自进式高压水射流钻进技术是在煤层气勘探井内布置机械或水力扩孔装置,对准选定的煤层进行扩孔后,下入特制的转向工具,在300mm的曲率半径内实现由垂直转向水平进行钻进.自进式钻头由旋转喷嘴、钻屑整合装置及推力提供装置等组成,其带动为其提供高压水动力的特制胶管向前连续钻进.高压水通过高压胶管为自进式钻头提供动力,进行钻进、推动及排渣.该技术可以在同一煤层气勘探井内的不同煤层内完成多个水平钻孔,这些径向水平钻孔可以沟通新的瓦斯流动通道,从而大幅度地提高煤层气产量.     

自进式水射流钻进技术在煤层气开发中的应用

自进式高压水射流钻进技术是在煤层气勘探井内布置机械或水力扩孔装置,对准选定的煤层进行扩孔后,下入特制的转向工具,在300mm的曲率半径内实现由垂直转向水平进行钻进.自进式钻头由旋转喷嘴、钻屑整合装置及推力提供装置等组成,其带动为其提供高压水动力的特制胶管向前连续钻进.高压水通过高压胶管为自进式钻头提供动力,进行钻进、推动及排渣.该技术可以在同一煤层气勘探井内的不同煤层内完成多个水平钻孔,这些径向水平钻孔可以沟通新的瓦斯流动通道,从而大幅度地提高煤层气产量.     

煤层气储层几何模型及其应用

根据对煤体的宏观与微观观测,对原有煤层气储层几何模型进行了修正和完善,并建立了针对构造煤的储层几何模型,将原有的单一直径球形基质孔隙模型扩展为双直径球形孔隙模型,同时对两类几何模型的适应条件进行了论述,最后指出的双直径球形孔隙内煤层气的扩散方程揭示了构造煤储层煤层气运移产出机理.     

沁水盆地南部煤层气井网排采压降漏斗的控制因素

以平面径向渗流理论及压降叠加原理为基础,依据沁水南部煤层气生产区块15口排采井生产数据,建立了井网排采条件下排水阶段至产气初期煤层气井压降漏斗的计算模型,应用Matlab数学软件实现了煤层气井压降漏斗的可视化模型.在分析了排水阶段至产气初期煤层气井压降漏斗的形状及演化特征的基础上,提出了单井压降漏斗形状的界定方法和压降漏斗叠加程度的评价方法,讨论了压降漏斗形状的控制因素.研究结果表明：排水阶段至产气初期,煤储层渗透率小于8×10-3μm2、地下水位高度高于680m、日排水量低于3m3/d时,产气量一般高于250m3/d,泄流半径与压降漏斗深度的比值一般小于40,泄流半径较小,煤储层压力降幅较大,压降漏斗属于第1种类型;煤储层渗透率大于8×10-3μm2、地下水位高度低于680m、日排水量小于3m3/d时,产气量一般低于250m3/d,泄流半径与压降漏斗深度的比值一般大于40,泄流半径较大,煤储层压力降幅较小,压降漏斗属于第2种类型;叠加区最大半径与井距的比值越大,压降叠加程度越高,叠加区域的面积越大,压降漏斗范围内煤储层压力的下降幅度也越大.排水阶段至产气初期,渗透率越低、地下水流体势越大、排水量越小、压降叠加程度越高,泄流半径与压降漏斗深度的比值就越小,越有利于产气初期煤层气产出.