沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响

采用水力压裂测试地应力方法,对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试,并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型,分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明:沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2.39~4.49 MPa/hm,平均为3.49 MPa/hm;最小水平主应力梯度为1.48~2.45 MPa/hm,平均为1.99 MPa/hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态,煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律,煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600 m以内,现今最小水平主应力小于12 MPa,煤储层渗透性相对较好,试井渗透率大于0.25 mD;埋深600~950 m,现今最小水平主应力为12~20 MPa,煤储层渗透性变差,试井渗透率平均为0.05~0.25 mD;埋深大于950 m,煤储层最小水平主应力大于20 MPa,试井渗透率平均小于0.05 mD。     

煤储层速敏效应对煤粉产出规律及产能的影响

煤储层速敏效应直接影响煤层气井的产气效果,开发过程中在一定程度上表现为煤粉产出量的变化。在煤层气开发"五段三压"阶段划分的基础上,分析了沁水盆地樊庄区块70余口井的生产趋势与煤粉产出量变化,讨论了煤储层速敏效应与煤层气井产能的响应特征。结果表明:排水段的速敏效应主要受动液面下降速率影响,在动液面初降至煤层附近时,是煤粉的高发期;气水两相流阶段煤粉沉淀速率较排水段要快,且运移距离相对较短;在稳产阶段,气体流动会引起煤粉局部震荡,但速敏的影响效应总体变弱,煤基质收缩对煤层渗透率改善程度增加。     

沁水盆地郑庄区块煤储层水力压裂曲线类型及其地质影响因素

基于郑庄区块64口直井的压裂曲线分析,对水力压裂裂缝的扩展规律进行了总结,深入探讨了水力压裂曲线类型与煤体结构、天然裂缝发育、埋深和构造应力的关系。研究结果表明:最小水平主应力值较大、裂缝发育情况较差,不利于煤层起裂形成主缝,易形成上升型压裂曲线;最小水平主应力值较低、裂缝发育条件较好时,煤层容易起裂形成主缝,易形成下降型、稳定型和波动A型曲线;当垂向主应力与最小水平主应力相差不大时,易同时发育水平缝和垂直缝,形成波动B型曲线。大样煤岩压裂模拟实验表明该评价结果具有较好适用性。     

基于分形理论的煤储层水力压裂裂缝数值模拟

根据多孔介质孔隙度及水力强化过程中裂缝扩展的分形特征,建立了分形煤储层宏观物性参数孔隙度与渗透率的理论关系模型,以及水力致裂过程中煤岩断裂韧度、压裂液滤失系数的分形计算模型。基于此,在拟三维压裂裂缝扩展模型的假设条件下,构建了基于分形理论的煤层水力压裂裂缝扩展模型。以郑庄区块8口评价井为参考,应用构建的分形模型对压裂裂缝几何参数进行了计算。计算结果表明：郑庄区块水力压裂裂缝缝长一般为106.8～273.1m,缝高一般为3.6～12.7m。通过与不同模型的计算结果相比较,发现该模型预测结果更接近于实测值,一定程度上反映了该模型的适用性。     

不同溶剂对高阶煤的表面性及孔隙性的改造机理研究

为了探索新型有机压裂液中有机溶剂对高阶煤的作用效果,采用不同类型的有机溶剂对山西长治的高阶煤进行溶剂萃取,借助接触角和低温液氮吸附试验的测定结果,分析了不同溶剂改造下高阶煤表面性和孔隙性的差异性变化及其原因。研究结果表明:有机溶剂作用后,煤-水接触角显著变大,表面张力明显减小,说明处理后煤样的疏水性增强;不同溶剂作用后,煤样的BET比表面积和BJH孔容不同程度地增大,其中,丙酮改造后的煤样增幅最大;有机溶剂对煤样均有扩孔作用,且对微孔的扩孔效果最为明显;相比而言,二硫化碳、丙酮和过氧乙酸作用后的煤样的开放孔、大孔含量显著增多,孔隙连通性明显改善,而四氢呋喃、三乙胺和乙醇溶剂对煤样孔隙性的改善程度相对较弱。     

基于AHP和模糊数学评价地质构造对煤层气产能的影响

为了发现地质构造对煤层气井产气效果的影响规律,以沁水盆地长治区块为研究对象,引入煤层厚度分异系数表征构造复杂程度,应用层次分析法对区块构造复杂程度系数进行了评价,依此进行了构造单元划分,结合各构造单元煤层气赋存的地质条件、储层物性和含气性等因素对煤层气井产能影响的模糊数学分析结果,建立了地质构造对煤层气井产能的AHP-模糊数学评价方法。研究表明按照地质构造复杂程度可将长治区块划分为构造简单区、构造较简单区和构造中等发育区3类,根据煤层气井产能的AHP-模糊数学计算结果,分值由高到低依次为:构造较简单区、构造简单区、构造中等发育区。即对于长治区块而言,构造较简单区内煤层气井的产能最大,其次为构造简单区,而构造中等发育区内煤层气井的产能最小。区内不同构造单元的煤层气井产气、产水效果,以及排采曲线特征表明,本次评价结果与实际相吻合,在一定程度上反映了构建的地质构造对煤层气井产能的AHP-模糊数学评价方法的合理性,可为区块煤层气井位优选和产能提高提供借鉴。     

郑庄与樊庄区块高煤阶煤层气开发差异及其主控因素

查明高煤阶煤层气开发差异的主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部郑庄和樊庄区块高煤阶煤层气井生产特点对比,首次提出了储层流体可疏降系数以反映流体在煤层中疏降能力,探讨了地质、储层和流体等因素对高煤阶煤层气井气、水产出的差异控制并揭示了主控因素。结果显示：相对樊庄区块而言,郑庄区块煤层气井产气量低、产水总量大、解吸前排采时间长、气水产出比小,且地质和储层特点表现为地应力梯度高、地温梯度较高、煤厚较薄、煤层结构较复杂、裂隙较发育、渗透率较低、储层流体可疏降系数较小等。影响区块煤层气井产出差异的直接因素为渗透率和储层流体可疏降性,而控制渗透率的关键地质因素为地应力、控制储层流体可疏导性因素为煤储层本身特性。建议该区块有利区优选以寻找低地应力条件为主,针对高地应力区宜采取有利于地应力释放的储层改造措施。     

沁水盆地南部高阶煤气水相对渗透特征

文中通过对比分析核磁共振T2谱分布和基于非稳态法气水相对渗透率测试,研究了沁水盆地高阶煤样的孔隙结构及气水两相渗流特征。结果表明:研究煤样以贫煤、无烟煤为主,其核磁共振T2谱分别对应单峰和双峰2种分布形态;贫煤以微孔和超微孔为主,无烟煤以小孔为主,含部分微孔和超微孔;煤中微孔和超微孔之间的连通性较好,而小孔与微孔和超微孔之间的连通性很差,导致无烟煤中束缚水饱和度很高,有效孔隙度较低;煤体的渗流特征受煤中孔径分布和孔隙连通性的双重影响,孔隙度越大,大孔径孔隙越发育且孔隙连通性越好,则煤体两相共渗区越宽,煤体渗流能力越好。研究煤样相渗特征表现为残余水饱和度高、残余水条件下气相相对渗透率低、气水两相共渗区间窄等特点,揭示了研究区煤层气开发面临着解吸与渗流瓶颈问题。     

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例,以排采工程数据为主要依据,探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制,揭示排采液面-套压协同控制过程,并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计,获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明,樊庄区块煤层气井需经历"以液为主-气、液混合-以气为主"的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段,其中,排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段,也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数,以井底流压为评判指标,采取缓慢、长期的排采原则;憋压阶段以日产水量和套压为控制参数,以憋压、稳定动液面的方式实施管控;产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则,保持套压高于0.2 MPa,控制日产水量缓慢降至0.2~0.5 m³,使动液面深度回升至煤层中部以上10~50 m;稳产阶段需适当憋压,稳定动液面在煤层以上,并维持排采作业稳定;产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整,使产气量、产水量平稳下降。     

小尺度范围内煤层气井产能主控因素分析

为探究小尺度范围内煤层气井产能的地质主控因素,采用地质分析和灰色关联分析的方法,对郑村井区26口5年以上的煤层气生产井的地质及排采资料进行了深入系统分析。结果显示:煤层气井产能与埋深呈负相关关系,随煤厚增加呈波动上升趋势,与煤储层含气量、渗透率和可疏导指数均为正相关关系,埋深、煤厚、含气量、渗透率和可疏导指数均是控产的主要因素。进一步利用灰色关联分析法确定了各控产因素对煤层气井产能影响的大小次序,结果由大到小依次为:可疏导指数、含气量、渗透率、厚度、埋深。结果表明,可疏导指数综合表征了煤层气产出过程中气水的流动能力,可更好的反映小尺度范围内煤层气井的产能潜力。同时,煤层气井产能是多种地质因素耦合控制的结果,单一地质因素对产能影响的差距并不明显。