重复脉冲强冲击波技术在煤储层改造中的初步应用

煤层气开发主要通过水力压裂改造储层,但该技术沟通煤岩原生裂缝系统的能力有限,导致煤层气直井产能普遍偏低。重复脉冲强冲击波技术是将高能量短脉冲施加于液体—固体界面,由于固体介质表面比液体更容易发生击穿,从而可实现对岩石的破坏和碎裂,如何利用该技术疏通煤岩缝网系统是值得关注的问题。将重复脉冲强冲击波应用于煤储层改造,结合试井解释方法进行效果评价,研究其在增加煤岩基质渗透性、沟通煤岩裂缝系统及辅助压裂增产效果方面的作用。现场试验表明,重复脉冲强冲击波作业对增加煤岩渗透性、沟通压裂裂缝具有积极作用,可为煤储层改造技术改进提供新思路。     

基于生产数据重整的煤层气开发动态分析

煤层气藏开发是依靠排水降压，使吸附在煤基质微孔隙中的气体解吸后产出而建立的人工气藏，排水降压的效果直接影响到气体的解吸与气井的产量，但对于排采中地层压力的变化情况与井间干扰情况，目前仍缺乏有效的技术分析手段。为此，以鄂尔多斯盆地东缘保德区块杨家湾井区为目标区块，基于煤层气井生产数据划分为3个排采阶段，将各阶段的排采数据进行反褶积处理后，通过试井解释获取渗透率、压降半径等，进而形成井底压力、产量、渗透率等参数的分布图及压力、产量、压降等动态演化图件成果，再结合压力、应力场、排采动态、井间干扰情况等综合分析井区的生产动态。研究结果表明：①该区高、低产水带分布与压裂形成的主裂缝方向一致，平行于最大主应力方向；②该区已形成大面积井间干扰，整体降压面已建立。结论认为，生产数据反褶积重整方法是煤层气开发动态分析的有效手段。     

页岩气藏吸附特征及其对产能的影响

页岩气藏中部分气体以吸附态存在,且受页岩性质和储集层条件的影响,吸附气约占总合气量的20％～85％.页岩吸附能力与有机质含量、矿物成分、储集层温度、压力和孔隙结构等因素有关.针对页岩气等温吸附特征(吸附曲线形状、Langmuir体积、Langmuir压力),采用数值模拟方法,分析了吸附气对页岩气井产能的影响.结果表明,等温吸附曲线越接近于线性,Langmuir压力越高,吸附气解吸越容易,气井产出量越高;Langmuir体积越大,或者气藏中吸附气含量占气体储量的比例越高,页岩气井产能相对降低.     

鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气开发区井距优化

鄂尔多斯盆地东南缘韩城煤层气开发区总体上煤层渗透率较低，压降漏斗的扩展速度较慢，形成连片压降和面积排采所需的时间相对较长，并且不同井区煤层物性的非均质性强，压降漏斗的扩展速度差异较大，导致产气状况差异较大。为此，利用反褶积方法分析历史排采数据，分析该区高、低产井组压降半径的扩展速度，计算压降区域开始重叠的时间，据此对该区煤层气井的井距优化问题进行研究。结果表明：①单从井距因素来考虑，韩城开发区目前主体井距280～350 m是偏大的；②韩城开发区井距在250 m以下时，高产井组仅需3.6年即可形成面积压降，低产井组则需要7.9年即可形成面积压降。该研究成果为确定合理井距提供了依据，进而建议在韩城开发区进行小井距加密井试验，进一步落实煤层气的开发参数，以提高开发效果。     

柳林煤层气区块不同井型产能分析研究

对鄂尔多斯盆地柳林煤层气区块压裂直井与多分支水平井的生产状况进行了分析。多年的排采生产历史表明,该区块内大多数压裂直井的产量低于预期,特别是生产1~2 a后的产量,只有预期的30%左右;而投产的多口多分支水平井的产气量较高和稳定,与预期的结果相当。根据柳林区块的地质特征、生产历史和煤层气开采的数值模拟模型,对不同井产能进行了分析,并与现场生产数据进行对比,研究不同井型的产气机理、产能大小及其影响因素。研究结果表明,压裂裂缝的支撑效果差及裂缝的先期闭合是导致压裂直井后期生产效果差的主要原因,而该区块的综合地质特征更适合于采用多分支水平井技术。结合数模,分析了水平井的排采控制范围以及煤层厚度、储层系数、分支水平井结构参数等对煤层气产能的影响。