延川南区块2号煤层排采效果主控因素分析

鄂尔多斯盆地东缘是鄂尔多斯盆地煤层气的主要富集带，也是我国最有利的煤层气勘探地区之一，煤层气勘探开发程度相对较高。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。通过对该区块区域构造、成煤环境、煤储层条件研究，对区块2号煤层排采效果主控因素进行了分析，认为沉积环境、煤体结构、煤层解吸压力是区块单井排采效果的主要控制因素。     

延川南区块深部煤层气与致密砂岩气合采关键技术

测试资料显示延川南区块具有丰富的致密砂岩气资源,为提高研究区单井产气量和非常规天然气资源开发效益,在分析煤层气-砂岩气赋存特征及开发条件基础上总结出了砂岩气层识别特征,然后从地层压力的角度论证了深部煤层气和致密砂岩气合采地质可行性,探讨了煤系气合采的适配性技术工艺。研究表明:砂岩气层主要位于上古生界山西组和下石盒子组,岩性以长石岩屑质石英砂岩为主,具有低孔-低渗的特征;高产气层具有低GR、低DEN、低CNL、高R_T、高AC的测井响应特征,位于R_T-AC交汇图版右上部;砂岩气与煤层气合采层间跨度上限值位于155~180 m,当层间跨度20 m时适合采用合压合采方式,当层间跨度在20~50 m时,应采用限流法分层压裂工艺,当层间跨度大于50 m时,应采用下分割器分层压裂法。该技术在现场得到广泛应用,大幅提高了单井产气量。     

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。