探索井径曲线在煤体结构划分上的应用——以沁水盆地樊庄区块为例

沁水盆地高阶煤煤储层为裂隙型储层。因此,煤体结构对储层物性好坏具有很好的指示作用,但目前缺乏简单、实用的煤体结构预测方法。本文以樊庄区块为例,通过岩心观察,对比分析化验资料与井径曲线形态特征,建立了井径曲线与煤体结构的关系。研究表明,樊庄区块3号煤煤体结构主要为原生和碎裂结构,具体可划分为原生、过渡、碎裂三种类型。其中原生型煤层段无扩径现象,平均井径值19.8~24.5cm;过渡型煤层段以原生结构为主,存在局部扩径现象,平均井径值21~28cm;碎裂型煤层段全部为碎裂结构,整个煤层段均存在扩径现象,平均井径值一般大于23.5cm。不同类型的煤体结构对气井产量、煤粉产出有重要的影响。     

樊庄区块煤层气直井产气曲线特征分析

本文主要以沁水盆地樊庄区块实际排采资料为基础,结合本区煤储层特征,利用对比、统计的方法,进行生产动态跟踪分析。研究结果表明:樊庄区块煤层气直井投产至解吸的时间一般为2～4个月,开始产气到稳定产气的时间一般为1～1.5年,且稳产时间长。同时由于区内地质条件、井网井距、压裂效果、排采控制等的差异性,导致实际生产过程中产气曲线呈现出"双峰型、"台阶型"、"缓坡型"、"单峰型"、"直线型"等5种类型。     

沁水盆地深煤层注入CO_2提高煤层气采收率可行性分析

探讨CO2注入深煤层提高煤层气采收率可行性对于解放我国丰富深部煤层气资源具有积极意义。分析了沁水盆地不同深度条件下储层参数的变化规律,开展了CO2注入煤层增产效应的数值模拟研究。结果显示,煤储层参数随埋深呈非线性变化且各参数显著变化深度具有较好的对应性,存在500~600 m,950~1 150 m两个关键转折界限,据此将煤层划分为浅部、过渡、深部三带。随着埋深增加煤储层强非均质向均质转换,即所有参数在浅部较为离散而深部收敛。通过不同深度煤层的CO2注入生产效果模拟显示,注入CO2后煤层气采收率均得到不同幅度提高;注入CO2提高煤层气采收率效果由过渡带、浅部、深部逐步递减;注入时间越早和越长,提高采收率效果越显著;要实现深部煤层气采收率显著增加必须保证一定的CO2注入量;深部CO2封存优势显著。     

沁水盆地樊庄区块提高产能建设到位率的研究

如何减少煤层气低效井,提高产能建设到位率是目前煤层气开发过程中急需解决的关键问题。本文以投产时间长,集输系统较完善的沁水盆地樊庄区块为例,结合该区块开发历程和效果,利用大量的实际生产数据,研究总结了该区低效井的形成原因,提出了提高产能建设到位率的建议。分析指出早期地质认识不足、储层改造针对性不强、储层保护意识不够、排采认识不到位、抽排工艺适应性不高是导致该区部分井低效的主要原因。     

沁水盆地樊庄区块煤层气井开发特点及管理方法

排采管理是煤层气开发过程中的一个重要环节,如何切实保障煤储层不受伤害,最大限度发挥产能是需要开发者持续关注的问题。本文以樊庄区块为例,通过跟踪研究直井、水平井生产动态数据,总结出高阶煤煤层气具有解吸时间长,气水产量差异大,井口压力低,煤粉产出量多,产量构成以老井为主等开发特点。并初步探索出一套定性-半定量的排采控制方法和"ABC"动态分类管理办法。现场运用效果较好,实现了区块产量的平稳上升。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气水平井地质适应性探讨

沁水盆地南部煤层气水平井开发10 a实践表明,相同地质条件下不同类型水平井开发效果存在较大差异,亟需就水平井开发地质适应性进行深入研究。基于樊庄一郑庄区块水平井开发现状,通过生产数据统计分析,结合煤矿井下观察和室内实验,研究了水平井完井方式、储层改造方式的地质适应性。结果表明,地应力大小、方向和煤体结构决定水平井完井方式。水平井完井方式主要包括裸眼完井、套管或筛管完井等,在保证水平井井眼稳定的前提下采用裸眼完井经济效益最好。但埋深超过600 m时,煤岩承受的垂向应力大于抗压强度,裸眼水平井易垮塌,应使用筛管、套管完井;当埋深为600～700 m时,筛管水平井产量可达3 000 m~3/d以上,可用筛管完井;当埋深大于700 m,需要进行压裂,用套管完井。水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向之间夹角越小,井眼受到的有效应力越大,裸眼井眼越容易变形垮塌,应采用筛管、套管完井,当水平井井眼走向垂直于煤层最大水平主应力方向时,裸眼水平井产量最高,可以采用裸眼水平井完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区,裸眼井眼易垮塌,裸眼水平井平均单井产气量仅1 000 m~3/d左右,而筛管水平井可以达到4 500 m~3/d左右,应采用筛管完井。煤层微观裂缝发育程度和垂向非均质性决定水平井是否需要压裂,微观裂缝发育程度可以用裂缝指数定量表征。当裂缝指数高于100时,筛管水平井产量一般高于3 000 m~3/d,开发效果较好;当裂缝指数低于100时,储层渗透性差,单井控制面积小,筛管水平井产量低于1 000 m~3/d,分段压裂后储层渗透率提高,产量达到7 000 m~3/d以上。煤层垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时,气体垂向渗流阻力大,筛管井产气效果差,需进行分段压裂,分段压裂水平井产量可达到8 000 m~3/d以上。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法

为了提高煤层气井排采管控的科学性,以沁水盆地南部3号煤为研究对象,基于储层气-水运移产出过程和相对渗透率特征,探讨了煤储层气水产出控制机理及其影响因素,通过开展不同尺度裂隙系统内气水运移实验,分析了各类气水产出影响因素的影响模式及主要作用阶段。以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于沁水盆地南部高煤阶煤层气井的"变速排采-低恒套压"排采控制方法。研究表明,气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝,期间受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4要素耦合控制,压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。可将煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段,认为PcPjd时需要以0. 1 MPa/d的降压速度快速排采以迅速克服毛细管力,降低水敏伤害; PjxPjdPc时需要以0. 05 MPa/d的降压速度排采,避免裂缝过早闭合,降低应力伤害; PjqPjdPde时需要以0. 02 MPa/d的降压速度缓慢排采,减小气对水的抑制作用; PjdPjq时采用0. 01 MPa/d的降压速度提产,同时保持套压不高于流压的一半,保持一定压差克服启动压力。在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块应用"变速排采-低恒套压"排采控制方法,对比邻近相同地质条件、开发技术的井,相同流压时日产气量提高至原方法的1. 4倍,日产水量提高至原方法的2倍,排采500 d后的累产气量增加近25%。4个排采阶段单位压降产水量均高于传统排采管控方法。     

基于随机森林算法的煤层气直井产气量模型

煤层气产量评价和预测是煤层气开发工程决策的关键基础。随机森林算法具有计算量小、精确度高的优点。影响煤层气井产能的参数包含地质参数、工程措施和排采工艺参数。煤储层地质参数分为动态参数和静态参数两个部分。静态地质参数由煤层的本质属性决定,如:煤层埋深、煤层厚度、地应力等;动态地质参数在排采过程中发生动态变化,如储层压力、渗透率等。排采工艺参数多为动态参数,主要受人为调控,如井底流压、套压、动液面深度、冲次、冲程等。当煤层气井完成选址、钻井、水力压裂等条件进入生产阶段,排采工艺参数对其产量影响至关重要。基于随机森林算法,分析了沁水盆地郑村区块15号煤层8口煤层气井的地质参数和排采工艺参数对产气量的影响,计算得到了排采工艺参数对煤层气井产气量影响的重要性指标排序,即流压套压动液面冲次冲程埋深。将煤层气井最近60 d的生产数据作为产气量预测的测试样本,其余历史生产数据作为学习样本。学习样本经过缺失值处理、异常数据处理后,输入至R语言中,利用随机森林算法对历史产气量进行拟合分析。综合考虑排采工艺参数和历史产气量的动态变化对煤层气井后续日产气量的影响,建立了煤层气井的产量模型。依据随机森林算法的分枝优度准则,预测了不同排采方案下的煤层气井日产气量,将预测值与测试样本进行对比分析。结果显示,日产气量预测值中95%以上的数据与实际产量数据(测试样本)的误差小于5%,这说明基于随机森林算法的煤层气直井产量模型具有较高的拟合及预测精度,为煤层气井产能评价和预测提供了借鉴。     

高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。     

沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析

地质条件是影响煤层气井压裂人工裂缝的关键,弄清其对压裂效果的控制对提高改造工艺适应性至关重要。以压裂裂缝扩展试验为基础,分析了压裂施工曲线形态、裂缝监测数据等资料,总结了人工裂缝扩展规律,探讨了人工裂缝与煤体结构、地应力和力学性质的关系及其对产量的影响,提出了压裂工艺优化方向及改进措施。研究表明:煤体结构影响人工主裂缝长度及其复杂程度,地应力控制裂缝的开启及长度、走向,力学参数主要决定了压裂施工的难易程度;上述关键地质因素的差异性导致常规压裂工艺存在局限性。根据不同地质条件优化工艺技术,实施针对性的改造措施,可以改善增产效果。