鄂尔多斯盆地延川南区块延1井区煤层气开发先导性试验井组研究

鄂尔多斯盆地延川南区块主要储层为山西组2号煤层和太原组的10号煤层,通过对山西组2号煤层4.9m/1层压裂排采,日产气达到1000m3。围绕延1井进行煤层气开发先导性试验井组优化部署研究,对井型、井网样式、井网密度、排采工作制度进行了优化研究,展开开发先导性试验,为今后的煤层气开发提供借鉴。     

延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策

为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。      

建南气田水平井分压合采工艺技术探讨

建南飞三储层为海相碳酸盐岩气藏,属低压、低孔、低渗裂缝-孔隙气藏,不进行大规模的措施改造,无法获得工业气流;且采取措施后,单井的自然产量仍然偏低。气井的多层合采是今后建南气田开采作业的主要工作方向,JX-2井作为第一口以套管射孔方式完井的水平井,多层分压合采工艺技术在该井进行首次应用,针对不同的储层发育特点采用相适应的酸压改造工艺及入井液体系,同时应用分层压裂合层开采一体化完井管柱以保证施工的顺利进行。现场应用表明:气井分压合采工艺技术对于提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。     

延川南区块煤层气开发关键技术研究

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘,构造上位于晋西挠折带、渭北隆起和伊陕斜坡的交叉部位。通过对延川南区块2号煤层地质条件的分析,开展煤层气开发工艺适应性研究,确定了适应区块煤层气地质条件的一系列开发关键技术,包括水平井钻完井技术、整体压裂技术、增产技术、举升工艺技术以及定量化排采技术,通过现场实施,各项技术均体现出较好的适应性,有效地保障了区块煤层气的开发。     

贵州省织金地区煤层气多层合采层位优选

贵州省织金地区龙潭组煤层具有多、薄特点。与单一厚层状煤层相比，多煤层合采存在合采兼容性问题，易发生层间干扰，影响合采效果及资源动用程度。为了发挥煤层气井生产潜力，提高开发效益，亟需开展合采层位优选，建立多煤层开发序列。在研究织金区块地质特征的基础上，开展了多煤层地质条件差异研究，结合排采实践及解吸理论，探讨了织金地区多煤层合采影响因素，优选了合采层位。多煤层合采主要受解吸液面高度、纵向跨度、压力梯度、供液能力、渗透率差异影响。织金区块上二叠统龙潭组主力煤层地层供液能力、压力梯度、渗透率差异较小，对合采效果影响较小。层间跨度和解吸液面高度差异是影响区块合层开采的关键因素，16，17，20，23，27，30号煤层90 m跨度可作为一个开发组合，大井组优选此6层煤合采获得2 000 m3/d稳定产量，证实合采层位优选方法正确。      

K344气井不动管柱分压合采工艺技术

针对苏里格气田"低渗、低压、低丰度"的特点,对苏里格气田苏10区块的储层地质条件分析,得出苏10区块储层具备分层压裂条件,并开发应用了K344气井不动管柱分压合采工艺技术。现场试验表明,该技术可实现一趟管柱分多层压裂施工,以及压裂后合层开采,且工艺施工方法简便、成功率高、安全可靠,在苏里格气田苏10区块现场推广应用204口井,见到了较好的应用效果。     

致密砂岩气藏多层压裂改造多层产能测试评价研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界盒8、山1层为典型的致密砂岩储层,普遍具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征,分压合采是实现该气田气井经济有效开发的关键技术手段。对多层压裂合层开采分层产能的影响因素进行敏感性分析,建立了一套基于生产动态资料的致密砂岩气藏直井多层压裂改造效果评价方法,分析了影响产能的主控因素。采用Stehfest数值反演算法,结合气井层间压力差异以及不同生产工作制度,评价多层合采的合理性及层间倒灌产生条件,为致密砂岩气藏直井多层压裂开发科学决策提供了依据。     

苏里格气藏两层分压合采无阻生产压裂管柱

苏里格低渗透致密砂岩气藏具有储层多、含气井段长、物性差等特点,为提高气井产量,采用封隔器分层压裂是苏里格地区广泛应用的技术措施。然而以往的分压工艺管柱压裂后由于封堵球滞留在油管内,阻塞油管畅通,不利于压后测试产气剖面和井底作业,同时存在管柱锚瓦多、后期上提管柱困难等诸多问题。针对此问题,详细介绍了两层分压合采无阻生产压裂管柱及配套工具,能实现一次压裂分压两层,压后油管内无阻塞生产,为压后井筒下入测试工具,分层认识储层提供了方便。     

樊庄地区3#和15#煤层合层排采的可行性研究

煤层群发育的地区实施分层压裂、合层排采工艺技术是降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措之一。准确掌握此项技术的适用条件是提高其成功率的重要保障。根据煤层气井垂直井产气特点,系统分析了樊庄区块3^#煤层和15^#煤层合层排采的主要影响因素;根据樊庄地区勘探开发资料,得出该区上下围岩性质、煤储层物性特征及水力压裂后渗透率;根据地下水动力学原理及勘探资料,绘制出该区3^#煤层和15^#煤层地下水流势图;根据煤层气井排采特点,结合达西定律,最终得出研究区3^#煤层和15^#煤层适合合层排采的区域。现场部分井的开发试验验证了理论分析的可靠性。      

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。     

延川南煤层气田V形水平井组压裂技术

延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881 m3、加砂量49.4 m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。      

中高阶煤试验区煤层气井排采技术

煤层气井排采是煤层气田勘探开发的关键环节。通过对和顺等3个试验区40口煤层气井排采工作的摸索和试验,总结出"五段制"排采工作制度,优化了排采设备、筛管深度、捞砂、捞煤粉等工艺技术。这些技术为煤层气井的现场排采提供了技术保障。截至2011年6月,和顺等3个试验区块均获得煤层气工业气流的突破,延川南煤层气田已进入产能建设阶段。     

致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法

现有的致密气和煤层气联合开发选区评价方法存在着方法通用性不强、储量与储层物性等参数不能反映两气联采产量差异等问题。为此,以建立致密气和煤层气两气联采通用量化评价指标体系为目的,定义了两气联采有利区综合评价系数,以两气联采产量为评价目标,采用正交设计结合数值模拟手段,确定影响联采产量的关键参数及其对产量的影响程度,建立了两气联采开发选区量化评价新方法,并将新方法应用于鄂尔多斯盆地东缘KNW矿区的两气联采开发选区评价实践中。结果表明:(1)新方法建立和确定了两气地质赋存模式、关键评价参数及正交试验方案设计、评价参数对产量的影响程度、两气联采有利区综合评价系数等;(2)采用优选出的12个关键参数对KNW矿区两气联采开发选区的量化评价结果显示,该矿区南部、北部KNW-37井区为单采煤层气有利区,矿区内的KNW-10、KNW-33、KNW-9井区为单采致密气有利区,矿区中部和西南部为两气联采有利区。结论认为,所提出的致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法具有通用性,对两气联采开发选区具有参考意义。     

延平1水平连通井组优化钻井设计

煤层气的开发已成为现今的热点。针对延川南煤层气区块的地质特点,其主力煤层是山西组2号煤层,具有较好的盖层封闭性,有利于煤层气储存。该文以延平1水平联通井的实际工程研究和优化设计工作为基础,从该井的井眼轨迹、井身结构、井壁的稳定性评价、地质导向仪器及设备等几个方面,对“U”型水平连通井技术在延川南地区煤层气开发的适应性进行了研究、探讨。通过EM-MWD和RMRS随钻测量仪器的结合,及时控制井眼轨迹,证明在该区施工型水平连通井是可行的,为今后延川南煤层气水平联通井钻井施工起到了一定的借鉴作用。     

延川南区块煤层气集输工艺技术研究

煤层气是赋存于煤层中的自生自储式非常规天然气,它在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的低渗、低压、低产的特点。以延川南区块延1开发试验井组地面集输系统为例,结合煤层气集输工艺调研,开展煤层气井场工艺、管输工艺、分离工艺、增压工艺等地面集输工艺技术研究,为延川南区块整体开发起到借鉴作用。     

沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用

在我国华北地区,煤层气藏的水文地质条件与煤层气的运移、散失、保存、富集等关系密切,但过去很少有学者采取 动态监测地下水特征的方式来分析其对煤层气藏的影响。为此,以山西沁水盆地安泽区块煤层气藏为研究对象,在动态监测煤层气 产出水离子浓度、水质水型及矿化度变化的基础上,结合该区煤层气井开发实际与地下水动力场分布特征,讨论了不同水文地质单 元的产气、产水情况,并利用微量元素检测结果分析了合层排采的井间干扰。最后,结合构造、煤质特征探讨了水文地质条件对煤 层气富集与产出的控制作用。结果表明：①该区主力煤层为下二叠统山西组3 号煤和上石炭统太原组15 号煤,煤层顶底板大部分为 砂岩和泥质砂岩;②煤层气产出水离子浓度和矿化度随排采时间的增加不断降低,水型以NaCl 型和NaHCO₃ 型为主;③将该区划 分为弱径流区、径流区和滞流区3 个水文地质单元,其中径流区产气量最高,滞流区产气量最低,合层排采井受15 号煤的干扰较大。 结论认为：该区煤层气的富集主要受断层及水动力条件的控制, 下一步应加大对煤层气优势富集区的开发力度。     

延川南区块煤层气富集高产的地质控制作用

鄂尔多斯盆地延川南区块是我国第一个商业开发的深部煤层气田,目前处于上产阶段。构造分异作用导致煤层气井产气产水差异显著。综合分析了岩心、测录井、产出水地球化学数据及排采井生产等资料,探讨了该区块煤层气富集高产的地质控制作用。根据研究结果,将区块划分为东、西2个水文地质单元,其中东部谭坪水文地质单元的水动力强度较西部万宝山区大。延川南区块山西组2号煤层水处于弱径流_滞流区,地层水矿化度高,适宜的水文地球化学参数分布区有利于煤层气的富集。基于煤体结构测井解释,发现碎裂煤发育区煤层气井易高产,建立了区块范围内煤层气富集高产选区参数指标体系,优选出4个有利区,为区块后续开发提供了接替区。     

多层合采井产量劈分方法及在大牛地气田的应用

大牛地气田多层合采气井历年产量剖面测试数据差异较大,常规劈分方法难以适用,且大量未测试井需要开展产量劈分工作。针对合采井产量劈分问题,结合大牛地气田合采井生产动态数据,提出了累计产量剖面法;利用突变理论建立了合采气井产量劈分模型,得到了合采井各层产量劈分系数。研究表明,与产剖测试数据相比,累计产量剖面法能得到较稳定的产量剖面,计算方差可减小70%以上;与KH值劈分法相比,突变法平均误差能降低50%以上,更接近稳定的产量剖面劈分结果。因此,累计产量剖面法能削弱产剖测试异常对劈分结果的影响,突变法更适用于大牛地气田合采气井产量劈分计算。研究成果可提高大牛地合采井各层的动态储量、泄气半径等参数计算的准确度,为气田开发提供技术支持。     

煤层气井注入/压降测试工艺技术与进展

煤层气井注入/压降测试是获得煤储层物性的主要手段。根据前期测试过程中存在的问题,不断完善注入/压降测试技术,包括测试工艺的改进、测试方式、裸眼和套管对比测试、封隔方式和测试参数的优化等,工艺技术日趋成熟。2009年至2011年在和顺、延川南和织金等3个煤层气勘探区块已累计开展44井次测试,工艺成功率从67%上升至100%,资料解释质量不断提高,为评价3个煤层气区块的煤储层物性和排采提供了有力的技术支撑。