新疆后峡盆地煤层气井产量影响因素分析

新疆后峡盆地煤层气井单井产量差异悬殊,单井产量控制因素不明确,采用统计分析、线性回归分析法和灰色关联数学分析法,对煤层气井单井产能影响因素进行了定量表征。基于后峡盆地煤层气井单井产能差异性,煤层气井主要被划分为了3种不同的类型;I类煤层气井储层特征好,采用较小的加砂强度和加液强度,结合较小的压降,排采效果好;III类煤层气井储层特征较差,尤其是含气量较低,采用同样的储层改造手段和排采制度较难获取好的排采效果。对筛选的22个影响煤层气井产能的因素进行定量评价分析,研究表明：含气量对煤层气井产能具有显著的控制作用,而储层改造程度和排采制度的合理制定,是煤层气井高效生产的关键。     

屯留井田煤层气井排采主控因素研究

为提高煤层气井的产能,分析煤层气排采机理和排采阶段,并从地质构造、顶底板岩性、压裂液及井网部署等方面,探讨影响屯留井田煤层气井排采的主要因素。研究认为褶皱对煤层气井的排采效果影响较大,裂隙和顶底板也对煤层气排采有一定影响;采用压裂工艺对煤储层强化改造中,活性水+氮气压裂液体系助排效果优于活性水压裂,而清洁压裂液助排效果最差;研究区煤储层特征决定了屯留井田煤层气井难以获得高产量,但可能产气时间较长。同时研究认为,研究区煤层气井井网宜采用排间距200 m×250 m的小井网结构,且井位布置应与主裂缝延伸方向(东北方向)平行。     

浅析影响煤层气井产量的几个因素

分析了影响煤层气单井产量的几个因素,如瓦斯含量、井网布置、储层保护、裂隙沟通、科学排采等。包括:瓦斯含量不同,产气量不同;煤层气井网布置需结合地质构造等因素优化布置;在钻井和固井过程中需对煤储层进行保护;煤层压裂改造,可有效将井孔与煤层天然裂隙沟通起来,增加产能,增大气体解吸率;根据生产实践,进行定压排采、定产排采。     

煤层气井高产水对排采产气的影响及预防措施

L区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,目前处于大井组试采评价阶段,有排采井100余口,其中部分煤层气井排采产水量高,造成液面下降困难、修井作业频繁,导致了排采产气效果不理想。本文深入分析了影响煤层产水的主要因素,5#煤层及顶底板含水性弱,产水量低,8~#煤层顶板存在局部高含水灰岩,通过压裂进一步沟通后是形成高产水井的主要原因。在对8~#煤层顶底板含水性识别分析的基础上,采取了差异性的地质选层和压裂工艺等措施。这些认识和措施应用在试采井组生产中,排采实践证实高产水井的数量得到了有效控制,单井平均产水量大幅降低,取到了较好的效果。     

煤层气井高产水对排采产气的影响及预防措施(增刊)

L区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,目前处于大井组试采评价阶段,有排采井100余口,其中部分煤层气井排采产水量高,造成液面下降困难、修井作业频繁,导致了排采产气效果不理想。本文深入分析了影响煤层产水的主要因素,5#煤层及顶底板含水性弱,产水量低, 8#煤层顶板存在局部高含水灰岩,通过压裂进一步沟通后是形成高产水井的主要原因。在对8#煤层顶底板含水性识别分析的基础上,采取了差异性的地质选层和压裂工艺等措施。这些认识和措施应用在试采井组生产中,排采实践证实高产水井的数量得到了有效控制,单井平均产水量大幅降低,取到了较好的效果。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态诊断方法

受多因素影响,煤层气井的排采动态具有复杂多变的特点,对煤层气井的排采动态进行诊断,有助于煤层气开发井层优选和压裂方案制定。以均匀分布在柿庄区块的单采3号煤层的30口煤层气井的静态地质资料和排采动态资料为基础,通过单井典型日产水量和典型日产气量指标提取和气水产出关系分析,从井筒和压裂煤层系统封闭性的角度,讨论高产水的外源成因,进而提出单井排采动态层次诊断方法,并通过实例分析进行验证。研究表明,柿庄区块煤层气井产气与产水之间存在负向包络而非简单的相关关系,高产水对产气有明显的抑制作用;断裂和压裂缝沟通含水层是造成柿庄区块部分煤层气井高产水及井间排采动态差异的重要原因;"一看断裂,二看压裂缝类型,三看岩性组合"的单井排采动态层次诊断方法,在柿庄区块单井实例分析中得到验证,该方法具有一定的普适性,可推广应用到其他煤层气区块的单井排采动态诊断分析中。     

新疆阜康白杨河矿区急倾斜煤层的煤层气开发井型

为了提高新疆阜康白杨河矿区煤层气藏的开发效果,开展了急倾斜煤层条件下直井与顺层井的开发对比研究。分析了急倾斜煤层在垂直井与顺煤层井(直井段+增斜段+稳斜段)两种井型与井网条件下煤层气排采过程中的气水分异、固相物堵塞和压降传播特征及其对煤层气井产气量的影响。结果表明:垂直井在排采中存在明显的气水分异,固相物易集中汇聚并堵塞运移通道且储层压降传递缓慢,难以形成有效的井间干扰;而顺煤层井稳斜段的存在可有效减小气水分异对煤层气的排采负面作用,而且井筒与煤层较大的接触面积,固相物相对分散地运移至井筒,有利于煤层气水向井筒的运移,同时还可形成良好的井间干扰。认为顺煤层井对于单井及井组产量均有显著优势,更适于新疆阜康白杨河煤区急倾斜煤层的煤层气开发。     

焦作某煤层气井田低产原因分析

某煤层气井田位于焦作矿区,面积79Km2。近年来河南某公司先后对该井田二十多口煤层气井进行不同类型的压裂改造,但压裂效果不明显,单井气产量普遍较低。本文通过对该井田内煤层结构、性质以及采用的压裂工艺、排采工艺进行研究,分析了造成该井田低产的几个主要原因,为以后煤层气井压裂改造提供帮助。     

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。     

深部与浅部煤层气储层物性及开发工程差异分析

以樊庄区块3口煤层气井和临兴区块1口煤层气井为研究对象,通过分析这4口井的储层物性参数和工程数据发现,随着深度的增加,储层压力、破裂压力、裂缝高度、平衡产水阶段的排采时间都随之增大,但是裂缝延伸长度随之减小。深部煤层和浅部煤层物性差异导致二者的工程差异性,相对于浅部煤层,深部煤层对开发工程具有更高的要求。     

寿阳区块煤层气井排采影响因素分析

通过对寿阳区块煤储层地质条件、煤层气井钻完井工艺参数及排采控制特征的分析,认为影响该区块煤层气排采的主要因素有:生产煤层渗透率低、临界解吸压力低、含气饱和度低;本区块主力煤层15号煤的顶板以灰岩为主,含有不规则的裂隙水,导致部分井产水异常;构造复杂易造成直井压裂裂缝或水平井水平段与断层发生沟通,导致煤层与外部水层发生连通而干扰煤层的排水降压;水平井钻井过程中使用的泥浆体系对煤储层造成一定伤害,部分直井压裂后未及时返排并长时间未投入排采,压裂液长期浸泡煤层;因各种原因造成频繁的排采中断。针对这些主要影响因素,提出了针对性建议。     

沁南潘河区块15号煤煤层气高效开发技术

本文在系统分析制约15号煤开发关键地质问题的基础上,总结了第一批15号煤12口试验井产气效果未达到预期的主要原因,针对性提出了15号煤煤层气开高效开发技术。研究结果表明,影响15号煤层开发的主要地质条件为15号煤层顶底板灰岩稳定发育且局部高含水,同时,局部高含H2S,制约15号煤开发先期开采效果的主要原因为开发工艺技术与地质条件不匹配,在此基础上提出了以L型水平井为主要开发井型,采取开发有利区优选、井型井网优化、批钻项目管理、储层保护、螺杆泵配套地面回注水排采工艺技术等技术策略进行15号煤单采试验。现场应用结果表明,采取调整后开发策略技术应用效果较好,试验井稳产阶段单井产量最高达到32000m^3/d、平均单井产量10000m^3/d。     

沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明：井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压（井底流压）为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。     

煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

川西凹陷须五非常规气藏排采技术初探

与国外典型页岩气储层特征对比,西南探区规模最大的页岩气川西凹陷须五非常规气藏具有压力更高、物性更差、脆性低、矿粘土含量更高、应力差异系数更大等特点,开发难度较国外更大。根据前期试采特征分析,气藏普遍产水且单井产水量较大,因此优选排采工艺对提高页岩气开采水平有着重要的意义。通过分析目前常用排采工艺的优缺点,筛选出了三种采气工艺并开展了现场试验。研究表明:气井能量较为充足时,速度管柱配合泡排工艺可实现须五气井连续带液和稳定生产;随着产量压力递减,采用连续高压气举排采工艺才能够满足须五水淹井排液需求。     

煤储层测井分析和精细地质建模技术——以澳大利亚Surat盆地煤层气区为例

煤层气储层测井地质分析的深入和建立合理的煤层气精细地质模型对于提高煤层气开发效果影响巨大。澳大利亚东部Surat盆地煤层气区开发的目的层系是低煤阶的煤系地层,钻井井数多、测井时间跨度长,准确的单煤层精细识别和岩相定量解释技术需要测井标准化研究,同时,已钻井井距差别大,产量高低变化大,储层认识仅仅限于煤组和煤组模型,不利于细化开发和进一步提高单井产量。因此根据现场实际,建立一套煤储层测井地质分析和精细地质模型分析技术,首先以层序旋回识别为基础,进行多级层序高分辨率的煤小层层序划分和对比,解决单煤层空间分布和单井泄流面积的认识,同时,建立一套适用于全区的煤储层测井曲线标准化流程,解决煤储层厚度解释不准确的问题,在此基础上,建立单煤层PLY-BASE为基础的煤层气田精细地质模型,获得煤储层分布和地质储量基础。该研究建立的煤层序多级高分辨率层序格架,刻画了单煤层储层的尖灭合并分布特征和单井泄流面积范围。以测井标准化为基础的煤层精细解释和多岩性定量分析确保了煤层解释的准确性,并确定了包括5种微相类型的河流相概念模式。建立了气田范围内ply-based煤层气精细地质模型,为确定未来在全区进行河流相控煤沼随机模拟的研究重点和开发方案优化以及优选开发有利区提供依据。     

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。     

煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用

我国煤层气储层地质条件复杂,低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产,储层水和煤层气已经大量产出,气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征,即低水压和低气压。针对这类双低压低产井,研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术,并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验,获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层,煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产,经过4 a的排采生产,平均日产量只有31 m~3/d和20 m~3/d;两井各进行过一次水力压裂二次改造,增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右,具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行,分别泵注高压氮气34 800 m~3和44 960 m~3,泵注结束后关井闷压92 h和112 h,在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间,实时监测了试验井周边邻井的套压变化,分析高压氮气在煤层中的运移方向,试验结束后进行了1～3 a的排采生产。结果表明:①在高压氮气泵注阶段,位于不同方向邻井的套压不同程度升高,这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象,并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向,而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向,主要与排采后均化的局部地应力场有关。②试验前后同一时间段的产量对比表明,氮气闷井改造具有"单井改造,多井增产"的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造,受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③增产效果显著,两口试验井日产气增加1.2～8.9倍,3口邻井日产气增加1.4～3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术,对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。     

构造煤矿区煤层气井产气特征分析

为探讨构造煤矿区煤层气井产气效果不佳的原因,以平顶山矿区首山一矿煤层气井的地质资料和排采数据为基础,通过分析煤层气井排采曲线形态特征,并结合构造煤特点,探讨了构造煤矿区煤层气井的产气特征。结果表明:平顶山矿区首山一矿5口地面煤层气井整体产气效果不佳,其排采曲线具有明显的规律性,产气曲线和产水曲线具有"单峰"特征;构造煤煤体裂隙发育、强度低、渗透率低、应力敏感性强的特点是产气效果不佳的内因。排采过程中煤层暴露使产气通道渗透性迅速变差,最终造成5口井产气效果不佳。综合考虑上述因素,对构造煤矿区煤层气井排采提出相应的对策建议。