柿庄南区块煤层气高产井排采制度分析

为了研究排采制度对柿庄南区块煤层气井产气量的影响,通过对柿庄南区块4口高产井排采曲线进行对比分析,探索总结了高产井排采曲线的共同特征,优选出了适合柿庄南区块的排采制度。结果表明:高产井的排采曲线呈现阶梯状变化规律特征。产气后井底流压的变化分为4个阶段,即:缓慢下降阶段、逐级降压阶段、迅速下降阶段和稳定阶段;缓慢降压阶段为排采初期排水降压阶段到不稳定产气阶段的过渡阶段;逐级降压阶段储层压力逐渐下降,压降漏斗稳定向远端延伸;在迅速下降阶段,出现了井间干扰使得压降漏斗相互叠加并向深处扩展,产气量陡增;稳定阶段,是井底流压下降到一个较低水平并保持长期稳定,气体稳定解吸,产气量稳定在一个较高水平。迅速下降阶段之前稳定套压,之后缓慢释放套压,有利于储层防护。井底流压见气前平缓下降,见气后阶梯状变化的排采制度有利于柿庄南区块排采井的高产。     

柿庄南区块煤层气低产井原因分析及增产技术对策研究

准确确定出煤层气直井低产的原因并提出针对性的增产技术对策,是减少盲目投资、提高产气效益的关键之一。以柿庄南区块为研究对象,从煤储层地质资源条件、钻井工艺、压裂工艺、排采工作制度等4个方面分析了煤层气低产原因。在此基础上,通过实验室酸化解污试验、压裂参数优化模拟研究、解除煤粉堵塞工艺原理分析、降低泵挂深度增产原理分析等方法,提出了不同低产原因下的针对性技术对策。结果表明:钻井污染严重的井可采用酸化解污+常规水力压裂方式实现增产;煤体结构以原生结构+碎裂煤为主,压裂参数不合理造成的煤层气低产井,优先采用重复压裂技术;煤体结构以碎粒或糜棱煤为主的低产井,需根据顶/底板岩性及围岩补给情况,确定顶/底板压裂的可行性;泵挂深度在煤层5 m以上的且曾经有较高产气量的低产井,可通过加深泵挂实现增产;排采应力敏感的低产井,优化二次压裂泵注参数,实现裂缝转向的目的;井筒内煤粉堵塞、泵效低造成的低产井,优先选用冲洗泵等循环洗井装置洗井提高泵效,实现正常产液来提高产气量;井筒附近煤粉堵塞引起产水量、产气量急剧下降的低产井,优先选用氮气等解堵技术实现增产。现场部分增产技术的应用验证了理论分析的可靠性。该研究成果为煤层气低产井区二次改造方案设计提供了借鉴。     

柿庄南区块煤层气井产能影响因索分析

通过系统分析该区构造地盾条件、水文特征、储层动态变化、钻采工艺、排采制度和生产特征,总结了影响单井产量的地质因素、工程因素和排采因素,并以此对低产井进行了分类,揭示了低产井的主控影响因素。因含气量低、发育小断层和陷落柱等地质因素导致产气量低的煤层气井占低产井的9%;因部分区域煤体结构破碎、井径扩大率超标、压裂施工困难等工程因素导致产气量低的煤层气井占低产井的4%;因排采速率过快、排水降压连续性差导致产气量低的煤层气井占低产井的87%。     

柿庄南区块煤层气井排采阶段管理

柿庄南区块作为中联煤层气公司在沁南盆地产能扩建的主力区块,区块地质构造简单,煤变质程度高,煤层分布广泛且埋深适中,经过3年多的建设形成一定规模。煤层气井的产出机理与常规天然气藏有较大区别,通过多口生产井开发排采曲线的统计分析,煤层气井产出的阶段性较为明显,为了达到最大化释放产能的目的,对煤层气解吸机理和阶段性划分形成了一些认识,力求实现煤层气产出阶段的精细化排采。     

柿庄南区块煤层气U型井排采阶段典型指标分析

为给煤层气U型井排采制度的制定和优化提供依据,在分析柿庄南区块煤层气U型井排采典型阶段指标的基础上,提出研究区U型井排采过程可以划分为单一排水阶段、波动上升阶段和高产稳定阶段。在排采过程中,分阶段选取初始见气时间、初始累计产水量、初始降液幅度、初始降液速率、初始排水速率、波动上升时间、套压波动范围、液顶平均距离、典型高产日产气量、典型高产日产水量、典型高产套压、底液平均距离作为典型指标。根据以上分析结果,建议第1阶段应控制初始降液速率在5 m/d以下;第2阶段应控制套压在0~0.45 MPa波动,同时控制动液面维持在煤层顶板以上10 m之内;第3阶段应控制典型高产套压稳定在0.01~0.03 MPa,动液面稳定在煤层底板附近。     

柿庄南区块煤层气井排采产出水地球化学特征分析

为研究柿庄南区块煤层气井产水地球化学特征,分别收集该区块2018年1月份煤层气井产水水样24个,2018年4月份煤层气井产水水样20个。实验测试收集到水样的组分、pH值、矿化度等参数,运用Piper三线图法和Stiff图解法分析对比测试数据表明柿庄南区块煤层气井产出水主要为Na-HCO_3型、矿化度较高、显弱碱性,地球化学特征稳定。煤层气井产水地球化学特征显示该区块煤层附近地层封闭性较好,地层水流动性较差,满足煤层气富集成藏所必需的保存条件。     

沁水盆地柿庄南区块地质因素对煤层气井压裂效果的影响

在煤层气开发过程中,地质条件不仅是煤层气开采的先决条件和地质保障,也直接影响了水力压裂施工,从而影响煤层气井的产能。以沁水盆地柿庄南区块施工参数相近的34口煤层气井为例,从地应力条件、煤体结构和煤层顶底板岩性组合3个方面具体分析了地质因素对煤层气井水力压裂效果的影响,进而对研究区压裂效果进行评价。结果表明:三向地应力的大小关系控制裂缝的延伸方向和缝长,煤体结构类型决定能否形成有效裂缝,煤层顶底板砂岩、泥岩厚度及比例影响裂缝能否穿透隔水层。应力比越小、水平主应力差系数越大、煤层中原生结构煤比例越高、煤层顶底板的泥岩隔水层厚度及比例越大,水力压裂效果越好,煤层气井的平均日产气量也越高。综合上述3方面地质因素,研究区中部地区具有易发育垂直裂缝的地应力特征,且煤层的原生结构煤比例和顶底板泥岩比例高,最有利于水力压裂裂缝的形成与延伸,该区域为水力压裂的优选区域。其次为南部及西南部地区,地应力和顶底板条件较好,但煤体结构破坏程度相对较大。研究区北部、东北部及东南部区域由于煤体结构破坏程度大、顶底板封闭性差等因素,在进行水力压裂时应尽量规避。建议在对煤层气井进行水力压裂时应根据煤层气井的地质条件进行...     

柿庄南区块煤层气资源可采性评价

基于沁水盆地柿庄南区块3#煤层储量丰度、临储比及渗透率参数分布,统计上述参数影响范围内有效井(工程质量好,生产时间超过1 a)的平均产气量,采用灰色关联度分析方法,确定主地质参数评价值函数及权重系数,建立产能预测公式。借助Petrel软件,建立离散化的产能预测属性模型,得到平均产能预测图。根据煤层气开发平均产能类型划分标准,划定煤层气开发类型。此研究可为后期生产提供开发依据,指导柿庄南区块下一步方案部署。     

沁水盆地柿庄南区块煤层气低效井二次改造研究

基于沁水盆地柿庄南区块低效井较多,制约该区块煤层气的产量,为了提高单井产量,需要对低效井进行二次改造,以TS-001井为例,通过建立储层压力、储层动态渗透率、裂缝动态渗透率、裂缝缝长的预测模型,研究了低效井的二次改造可行性,并利用数值模拟方法预测其改造后的效果。研究结果表明:低效井生产过程中储层渗透率先下降后上升,后期恢复至开采初期水平;初始压裂效果好,但后期受到有效应力效应使裂缝部分失效,裂缝渗透率降低,导致产气量下降;低效井经过二次压裂后日产气量逐渐上升,但由于长期低产导致储层水分布均匀,短期内并未达到高产,因此需要一定时间重新排水降压,才能提高稳定产气量。     

柿庄南区块煤层气储层有利区综合评价研究

为克服煤层气有利区评价参数缺失不全、主控参数权重难确定等问题,通过灰色关联方法优选煤层气有利区评价主控因素,借助判断矩阵量化评价权重,为煤层气有利区快速评价提供客观可靠的快速评价方法。充分利用参数井和生产井的钻井数据、压裂数据及生产数据等动静态参数对柿庄南区块主力煤储层特征进行精细评价,构建多层次模糊数学评价模型,预测了有利储层的分布,划分出三级开发地质单元。研究结果表明:区块煤储层以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主,Ⅰ类储层主要集中在中部地区,沿NNE向呈条带状分布,Ⅲ类储层则分布于北部和南部地区,其他地区为Ⅱ类区。此外,通过生产动态进行结果验证,评价结果与产气效果具有很好的吻合性;划分出23个三级开发地质单元,认为C-I1、C-I2、C-I3和C-I4为煤层气提产有利区。     

沁中南柿庄南区块煤层气直井产气阶段敏感参数的确定

以沁水盆地中南部柿庄南区块煤层气井实际排采资料为基础,系统分析了产气阶段井底流压、动液面高度、套压等参数对产气量的影响,提出了稳产压力的概念,确定了这3个关键参数的敏感值。结果表明:稳产压力与临界解吸压力呈线性关系,临界解吸压力越大,稳产压力也越大,产气潜力大;平均产气量随平均套压的增大而增大。     

柿庄南区块煤层气低密度玻璃微球钻井液现场应用

柿庄南区块位于沁水盆地东南部,沁水复向斜东翼南部转折端,目的层位是山西组3号煤层。该井一开采用清水钻井液,二开至下是盒子段采用聚合物钻井液,山西组为保护煤层采用中空玻璃微球钻井液。现场应用过程中,密度0.92～0.95g/cm3,漏斗黏度35～45s,利用玻璃微球降密度、增粘剂提粘切、降滤失剂降失水,保证钻井液低密度、强粘切和低失水的特点,漏失速率控制在0.5m3/h以内。现场应用SX-177、SX-181井组十余口井,平均机械钻速18.4m/h,平均建井周期20.18d,比设计周期(30d)缩短了9.82d。     

柿庄南区块开发工艺与生产动态分析

柿庄南区块地质条件简单,煤层厚度较厚,煤层深度自东南至西北方向逐渐加深,不同区域煤体结构差异较大,非均质性较强,煤储层含气量、渗透率有一定差别,开发生产工艺技术也明显不同。本文系统对比了4区和5区煤层气井的钻完井工艺、水力压裂技术和排采工艺,分析了上述两区不同开发生产效果的具体原因,认为除储层物性具有一定差别外,开发生产工艺的差异和返排时间的不同是造成目前开发效果的差异的主要原因。另外,5区煤层气井有效排采时间短,井底流压普遍高于4区排采井,是目前该区单井产量明显低于4区单井产量的现实原因。     

开发中期煤层气田上市储量评估方法——以柿庄南区块为例

国内煤层气田上市储量评估多以区块为评估单元,采用动态法评估,历次评估结果之间相差较大。通过分析柿庄南区块煤层气生产特征及产能主控因素,总结典型井生产规律及关键参数,在此基础上,提出了以单井为评估单元,动态法与体积法相结合的精细评估思路与方法,实践应用表明该方法成功解决了开发中期煤层气田储层物性及生产特征差异大的问题,确保了评估结果的合理性。     

柿庄南区块太原组煤层气井产出水动态监测分析

通过对柿庄南区块2口煤层气井产出水300 d的连续采样分析,运用统计和对比方法对产出水的地球化学特征进行研究。根据产出水的地球化学动态变化规律,将煤层气井排采过程划分为排污阶段和稳定阶段。     

沁水盆地南部柿庄地区煤层气U型水平井低产原因分析

本文基于柿庄地区煤层气水平井资料,从地质、工程、排采三个方面系统分析水平井低产原因,认为断层沟通含水层、煤体结构破碎,邻井压裂沟通含水层、井眼轨迹上倾、排采速度过快、排采时效低为区内煤层气水平井主要低产原因。通过水平井低产原因分析,为该区煤层气勘探开发提供依据。     

山西柿庄区块煤层气井产水量数值法预测

针对沁水盆地柿庄区块煤层气井普遍高产水的现象,对柿庄区块进行了详细的水文地质研究。建立了柿庄区块水文地质概念模型:以对煤层气井产水影响较大的含水层为目的层,分析出区块东南侧为补给区,西南和东北角为排泄区。根据概念模型建立了相应的数学模型,利用Modflow软件对柿庄区块进行了数值模拟,并对煤层气井产出水量进行预测,预测出三个高产水区域。     

煤层气干扰试井测试在柿庄区块产能分析中的应用研究

为了找出柿庄区块"个体性低产"的原因,在该区域选取两个非均质性井组进行了干扰试井测试,并利用井间连通性、压力恢复速率及目前地层压力等与井组产量的对应关系进行了分类分析,结果显示,柿庄区块井间"即时连通"可能是造成单井产量低的原因之一,两个典型井组均存在同一井组内多口井压穿顶底板含水层,导致单井压力受含水层压力控制,同时...     

西山地区煤层气井流体产出特征及低产因素分析

为了充分认识西山地区煤层气井流体产出特征,对该地区煤层气排采井不同排采阶段的产气、产水与套压变化曲线进行了统计分析。结果表明,西山地区煤层气井具有产量较低,稳产阶段持续时间短,过早进入产气衰减阶段的典型特征。对该地区煤层气地质与排采工况进行分析后,认为造成西山地区古交矿区煤层气井低产的地质因素包括煤体结构、含气性、渗透率以及水文地质条件。排采工程方面,阐述了套压阈值的含义并分析了其对煤层气井产气的影响,认为套压的下降速率在0.000 9~0.002 1 MPa/d时,且保持0.33 MPa以上的套压生产,有助于煤层气的连续稳定产出。     

准噶尔盆地南缘呼图壁南区块煤层气赋存条件分析

准噶尔盆地南缘呼图壁南区块作为硫磺沟煤层气富集区的毗邻区,处于煤层气勘查空白阶段,通过构造、沉积、水文地质等特征综合分析,获得以下认识:西山窑组下段为主力含煤层段,4层主力煤层空间展布稳定,属中低变质程度,含煤地层为裂隙孔隙弱含水层;西山窑组地层能够接受大气降水、冰川融水/河水的侧向补给,具有次生生物气生产条件;单斜背景条件,地表水从浅部向深部渗流,形成承压水环境,煤层气矿化度较高,有很好的煤层气吸附-聚集潜力。