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...     

柳林区块煤层气井生产动态及其影响因素分析

针对柳林区块煤层气井生产动态影响因素复杂,无法制订合理的增产措施等问题,分析了区内50余口井排采动态规律,探讨了不同类型井产出动态的影响因素。结果表明:区内气井以中低产井为主,初期见气快,后期产气量下降严重。水平井相比于垂直井、丛式井,产气量相对稳定高产。煤层厚度、水文条件是分别影响山西组、太原组煤层产能的主要地质参数,结合工程因素分析认为,区内煤储层敏感性较强,压裂规模以及储层损害是造成区内垂直井低产的主要原因。同时,提出相应的增产参数指标:加砂量大于35 m3,施工液量大于400 m3;排采初期控制液面下降速度为2~10 m/d,产气后套压为0.1~0.3 MPa,减少关井次数,停排采时间小于20 d。     

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例

我国埋深在1 000~2 000 m的深部煤层气地质资源量为22.5×1012m3,占总资源量的61.2%,如何提高深部煤层气单井产量,形成针对性的开发对策是研究和攻关的热点。通过统计分析大宁—吉县区块地质参数和试采井生产数据,表明深部煤储层具有渗透率低、微孔发育、可采系数低的特点,丛式井具有长期低产、上产缓慢和排采期长的生产特征,L型水平井具有上产期短,产气量高的生产特征。以此为基础建立了深部煤层气产能评价指标体系,影响深部煤层气产气效果的因素主要包括地质条件、工程技术及质量与管理三大类。因此,提高深部煤层气单井产量要做好以可采性为重点的高产区评价及预测,开展压裂施工参数优化和井型井网井距互相匹配的地质工程一体化设计,加强工程质量管理,降低储层伤害、实现长期持续排采。     

彬长矿区低煤阶煤层气井的排采特征与井型优化

为研究我国西部侏罗纪低阶煤储层瓦斯的地面井排采特性及影响因素,以彬长矿区大佛寺井田煤层气井的地质资料、历史排采数据为基础,分析了该区块不同井型煤层气井的产水量、产气量的主要影响因素,并探讨了相关因素的主要控制机理。研究发现储层特性、水文地质条件是影响该区煤层气成藏的重要因素,在所研究的几种井型中,多分支井在该区有着良好的地面排采效果,其最高日产气量为16 582.3 m3,垂直井次之,而U型井则相对较差。排采数据显示井底流压与产气量呈指数关系,井底流压的减小,日产气量呈指数增加的趋势。在煤层气井不同排采时期,动液面高度对产气量的影响有着不同的作用规律,且对高产气阶段的影响更为显著。套压与产气量之间近似表现为线性变化的关系,但不同排采阶段二者线性关系的比例截然不同。在煤层气井的产气衰减阶段,多分支水平井的日产气量/累计产气量的比值与排采时间呈现为良好的E指数衰减关系,并以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型,拟合相关系数均高于0.848 2。     

煤层气井单层与合层排采异同点及主控因素

为了查明山西沁南地区煤层气井3号和15号煤层合层排采是否可行,根据煤层气垂直井产气特点,在系统分析煤层气垂直井合层排采的关键控制和影响因素基础上,得出产气液面高度、储层压力梯度、供液能力和渗透率的差异是影响两层煤合层排采的主控因素,并得出其合层排采的适合条件;根据沁南地区寺河矿区煤层气井勘探开发资料,从4个方面系统剖析了寺河矿区是否适合合层排采。研究结果表明：寺河矿区这些条件均满足,较适合合层排采。现场单层排采和两层煤合层排采的产气试验验证了理论分析的可靠性。     

低压低渗煤层气多分支水平井开发关键技术研究——以沁水盆地郑庄区块15号煤层为例

沁水盆地太原组15号煤层总体低压低渗低饱和,煤储层相对较薄,地质条件复杂,煤层气井产量普遍偏低。以沁水盆地郑庄区块为研究对象,依据本区15号煤层LDP-22H多分支水平井的成功开发经验,全面论述低压低渗煤储层煤层气钻完井工艺、标志层判定、井眼轨迹控制等关键技术。结果表明：采用钻井-录井-测井一体化地质导向技术可以有效卡准目的煤层,同时实时修正钻头轨迹,煤层平均钻遇率在97%以上,极大地提升了煤层有效进尺。865 d的排采实践表明,LDP-22H多分支水平井日产气量突破15万m3,日产气量稳定在8万m3左右,全程累计产气量为2091.5469.3 万m3,实现了超高产和稳产,标志着多分支水平井在低压低渗煤储层煤层气高效开发上有较好的适用性。另一方面,多分支水平井要优化井位,加强水平井底部位排采能力,稳定压降速率,减小对煤储层渗透率敏感性伤害,提高排采的连续性,减少停泵和检修作业频次,保证产能的延续性。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

马兰井田异常煤层气井的成因分析

通常煤层的含气量越高,对应的煤层气井开发潜力越大,然而受地质、工程、排采因素影响,高含气煤层气井也时有低产或不产气的状况发生,导致煤层气开发出现严重亏损。通过分析马兰井田内异常井(高含气不产气)的地质、压裂、排采特征,得出了其成因机理及提出了相应的改造措施:异常井具有高含气不产气、压裂曲线异常、异常高产水、水化学异常的特点,各异常特征存在因果联系;导致异常井高含气却不产气的直接原因是长期高产水,而根本原因钻井过程中造成了2号煤层与含水层的连通;针对异常井的成因,建议通过封堵2号煤层处的射孔,仅对8号煤层进行采气。     

煤层气合层排采流体产出特征及其控制因素

为了解煤层气合层排采井的流体产出特征及其控制因素,以沁南郑村区块的煤层气合层排采井为研究对象,系统性分析合排井的产气、产水和产煤粉特点,并得出套压、3号煤层的井底流压以及3号煤层的暴露率的影响特点。结果表明:加深泵挂到15号煤层,会对合排井的流体产出造成一定的影响;早期套压下降过程中,应该将套压压降速率控制在0.001 0~0.001 2 MPa/d,后期套压下降或突降过0.2 MPa时,日产气量趋势会从上升变为下降,套压上升或突升过0.2 MPa时,日产气量趋势会从下降变为上升;3号煤层暴露并不一定会使得产气下降。且当煤层暴露时将套压控制在0.2 MPa以上,是可以有效解决3号煤层暴露导致产气量降低的问题。同时,在套压控制在0.2 MPa以上的这段时间里,将3号煤层暴露,有助于合排井产气。     

煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

延川南区块深部煤层气井排采速率适配性研究

为研究排采管理对深部煤层气井产能影响,根据生产动态特点,将排采阶段划分成排水降压、控套压、降压提产、稳定产气4个阶段,通过归一化数据分析得出了排水降压和降压提产2个阶段压降速率对产能的影响规律。研究结果表明:排水降压阶段以疏通地层,扩大煤层降压面积为目的,日降液面过快或过慢均不利于后期高产,日降液面应控制在1.0~1.5 m,既可以将煤粉携带至井筒,又可避免煤层渗透性因应力敏感而急剧下降;降压提产阶段产气量不断增加,产液量逐渐降低,日降液面越少越有利于后期稳产,日降液面应控制在1.0 m以内,后期稳定产量在1 000~1 200 m~3/d。     

沁南煤层气井产能影响因素分析及开发建议

通过比较山西沁水盆地南部57口煤层气井在1.5 a时间内的产气产水特征,分析了影响该区煤层气井产能变化的地质及工程特征因素,并提出相应的开发建议。结果显示:煤层埋深及地下水动力条件、含气量以及气井所处的构造部位是影响沁南煤层气井产能的主控地质因素;开发前的煤储层压裂改造规模、井底流压下降速度以及排采速度是重要工程因素。同时,提出了相应的参数指标:500~700 m的埋深,大于15 m3/t的含气量;早期排水期,采取比较大的降压幅度和比较大的排采冲次,分别为0.022 MPa/d和3.0次/min;出现产气高峰后,开始缓慢降压和降低冲次,分别为0.002 MPa/d和0.4次/min。     

赵庄区块地下水特征对煤层气开发的影响分析

为查明赵庄区块地下水运移、补给特征及其对煤层气开发的影响,采用地质分析与试验测试相结合的手段,对该区块地下水运移规律和煤层气井3号煤排采水来源进行了深入分析与研究,同时,结合区块内煤层气井生产实际,进一步分析了地下水对煤层气井产能的影响。结果表明:赵庄区块存在一条显著的地下水分水岭,分水岭北部地下水由南西向北东方向径流,南侧地下水由北向南方向径流,煤层气井3号煤排采水补给源主要为其顶板山西组砂岩裂隙含水层,排采水主要类型为Na-HCO_3型。3号煤层顶板以上的基岩中,砂岩比例高的区域,煤层气井产水量大,排采难度高;泥岩比例高的区域,气井产水量低,产气潜力高。研究结果利于该区块煤层气井排采和开发方案的制定与调整。     

煤系气合采产出数值模拟研究

实现煤系煤层气、致密气和页岩气("三气")同井筒合采,是提高单井产能和地下资源可动用率的有效手段,但是合采条件下的气、水产出过程,特别是不同层位的气水贡献率、产气压力和含气饱和度变化均不清晰。建立煤层气和致密气协同产出的数值模型,结合现场试验井地质参数和气水产出曲线,查明了煤层气和致密气产出过程,分析了其影响因素。结果表明:合采模型可与单采模型对比验证,具有很好的适用性;可实现气井产能劈分,明确不同层位的气、水产出贡献;排采过程中压降速度降低,产气高峰推迟,但后期产气量变化不大;煤层与砂岩之间压力系统越相近,合采效果越好;改善压裂效果可短期提高产气能力,但对总产气量影响不大;煤层的基质收缩和应力敏感会影响产气效果,但深部地质条件下的变化特征有待进一步探讨。相关结果可对煤系气协同开发方案的制定和完善提供指导,并进一步推动煤系"三气"的同井筒合采。     

潘河15号煤层煤层气的生产特征及其影响因素分析

为了掌握潘河区块15号煤层煤层气的生产动态特征,确定影响产能释放的主要因素,实现区域内产气量的平稳接替和潘河区块煤层气的稳定有序开发,本文以潘河区块所实施的15号煤层煤层气试验井为研究对象,统计分析了生产动态参数,全面研究了排采过程中的产水、产气和产煤粉的变化趋势和特征以其影响因素。研究结果表明：15号煤煤层气储层具有产水量低、高产气井少、煤粉产出量大的特点,产水和煤粉量对产气量有明显的抑制作用;区内煤层气井适宜部署在煤层气保存较好的包括背斜等构造高点及斜坡,且含气量超过20m_³/d,水动力条件弱的滞留水区;施工液量对压裂效果影响较大,尤其是造缝功能的前置液,在压裂正常情况下以及前置液量在110-210m_³范围内,液量和产气量同步变化;在排采过程中,排采初期的降液速度、见气初期的控制以及排采的连续性是影响区内煤层气井产能释放的主要原因。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

深部煤层气异常地质特征及开发技术探讨

针对沁水盆地深部煤层气地质与储层认识不足、开发措施还在探索阶段等现状，以寿阳区块15煤为研究对象，探讨了深部煤层气地质特殊性及开发对策。研究区15煤层发育稳定，煤层厚度基本在3m左右|煤层含气量大部分在10～12m3/t，纵向上受煤层埋深和变质程度的双重影响，含气量在埋深大约1200～1500m出现临界点后随深度增加逐渐降低。与其他深部地区“三高”特征不同，15煤深部储层表现为低压、高应力、中等地温的特征，属比较严重的低压力梯度和低地温梯度范畴。煤储层渗透性为高孔低渗分类，渗透率一般0.01～0.1mD，渗透性主要受煤层埋深、地应力、煤体结构和孔隙特征影响。根据15煤低水分含量、高孔隙度以及生产井产气特征，认为游离气含量可能具有较大的占比。最后提出，单独开发15煤层时可采用顶板岩层水平井分段压裂方式或围岩多分支水平井方式，该技术已在盆地南部15煤取得了产气突破|15煤层及9、3煤层多煤层开发时可采用围岩与煤层合压的垂直井方式，并对开发工程中的增产和排采工艺提出了相应的建议。     

低煤阶煤层气可采性主控因素及定量评价

针对低煤阶煤层的煤层气抽采不均衡、可采性不明导致的选区难问题,为了实现快速、定量化煤层气开发选区,以彬长大佛寺井田为例,采用正交法,结合数值模拟技术,对影响低煤阶煤层气产能的地质因素进行了敏感性分析,最终筛选得到裂隙渗透率、煤层厚度、含气量是影响大佛寺井田煤层气产能的三大主控因素。进而以24口排采直井的实际产气效果为基础,验证了三大主控因素对产能的影响程度。据此,提出了主控因素阶梯式数值模拟方法,并采用该方法,得到了低煤阶不同含气量、不同煤厚组合条件下,具有可采价值的渗透率阈值,从而定量化表征了低煤阶煤层气可采的主控因素组合,建立了大佛寺井田煤层气可采能力查询图版。主控因素阶梯式模拟方法可用于指导煤层气选区及井位部署,并实现快速指导有利区的选择。     

胡底区块煤储层条件对煤层气井产能影响分析

煤储层条件是影响煤层气井产能的关键因素。本次研究统计分析了胡底区块276口井的产能分布特征及其与煤层气产气量、煤层埋深、煤层厚度、煤层资源量等条件的关系。研究显示胡底区块煤层气井产能呈现出东南高、西北低的特点,产能小于1000m~3/d的煤层气井占总产气井数的80%。研究结果表明埋深、动液面是控制着整个研究区煤层气产能的关键因素,煤层厚度对煤层产气量影响不大。     

煤层暴露对煤层气井产气效果的影响

以平顶山矿区首山一矿煤层气开发工程实践和合层排采数据为基础,分析了合层排采产气特征及效果。从煤储层特征出发,结合煤层气井实际排采过程,探讨了煤层暴露对煤层气井产气效果的影响,并对今后平顶山矿区及类似煤矿区煤层气合层开发提出了建议。研究结果表明:首山一矿四_2煤层暴露是造成煤层气井产气量快速下降和产气效果不佳的原因;四_2煤层为碎裂煤和碎粒煤,渗透率应力敏感性强。四_2煤层暴露后,储层渗透率急剧降低,近井地带形成液相低渗区,使地层水难以排出,压降漏斗扩展困难,产气通道被压实破坏,导致煤层气井产气量快速下降,最终产气效果不佳。