煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。     

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。     

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

为了研究低煤阶煤储层资源,结合低煤阶煤层气井的生产特征和气田地质模型资料,建立了低煤阶煤层气井数值模型,并进行了产能影响因素敏感性分析,明确了影响煤层气井产能的主控因素,基于储层物性划分,开展了低煤阶煤层气合理开发方式的优化研究。结果表明：合采井纵向穿过J和T共2套煤层组,纵向储层控制程度高、排水量大,有助于降压解吸,增加单井产量;影响低煤阶煤层气井产能的主控因素有累计净厚度、渗透率、含气量、井距和含气饱和度;埋深< 250 m的储层最优井距为1 500 m,埋深为250～350 m的储层最优井距为1 200 m,埋深为350～400 m和埋深为400～450 m的储层最优井距为1 000 m,埋深450～600 m的储层最优井距为800 m,埋深> 650 m的储层最优井距为700 m。该项研究为气田的有利区筛选和开发优化提供了理论基础和技术支撑。     

煤层气开发地质单元划分及开发方式优化——以沁水盆地郑庄区块为例

为了找出不同煤储层条件下煤层气的最优开发方式,结合静态地质资料与动态生产资料,利用数值模拟技术,对郑庄区块煤层气单井产能主控因素进行了分析,并对开发地质单元进行了划分及开发方式的优化。结果表明,区域性的单井产量差异是由于水力压裂技术与煤储层地质特征不匹配造成的,单井产量受煤体结构、解吸压力及地应力等地质因素的控制;郑庄区块可划分为4类开发地质单元,其中Ⅰ类和Ⅱ类开发地质单元适合直井的开发方式,Ⅲ类和Ⅳ类开发地质单元适合多分支水平井的开发方式。Ⅰ类开发地质单元最优直井井距为280 m,单井具有2 000 m3/d以上的产气能力,收益率为10.8%,经济效益好;Ⅱ类开发地质单元最优直井井距为240 m,单井具有800~2 000 m3/d的产气能力,收益率为10.2%,经济效益较好;Ⅲ类开发地质单元最优分支间距为80 m,单井具有3 000 m3/d的产气能力,收益率为7.2%,经济效益较好;Ⅳ类开发地质单元最优分支间距为60 m,单井具有3 200 m3/d的产气能力,但收益率仅为3.1%,经济效益差,不具备投资价值,需等待工程技术提高后进行开发。     

沁水盆地郑庄区块煤层气开发地质单元划分及开发方式优化研究

为了找出不同煤储层条件下煤层气的最优开发方式,结合静态地质资料与动态生产资料,利用数值 模拟技术,对郑庄区块煤层气单井产能主控因素进行了分析,并对开发地质单元进行了划分及开发方式的优化。结果表明,区域性的单井产量差异是由于水力压裂技术与煤储层地质特征不匹配造成的,单井产量受煤体结构、解吸压力及地应力等地质因素的控制;郑庄区块可划分为4 类开发地质单元,其中Ⅰ 类和Ⅱ类开发地质单元适合直井的开发方式,Ⅲ类和Ⅳ 类开发地质单元适合多分支水平井的开发方式。Ⅰ类开发地质单元最优直井井距为280 m,单井具有2 000 m3/d 以上的产气能力,收益率为10.8%,经济效益好;Ⅱ类开发地质单元最优直井井距为240 m,单井具有800～2 000 m3/d 的产气能力,收益率为10.2%,经济效益较好;Ⅲ类开发地质单元最优分支间距为80 m,单井具有3 000 m3/d 的产气能力,收益率为7.2%,经济效益较好;Ⅳ 类开发地质单元最优分支间距为60 m,单井具有3 200 m3/d 的产气能力,但收益率仅为3.1%,经济效益差,不具备投资价值,需等待工程技术提高后进行开发。     

M区块煤层气井分类评价方法

原有地质储量决定了煤层气井产能的大小,煤储层物性差异和排采制度在一定程度上也影响着M区块煤层气井的生产效果。为此,在综合考虑影响单井控制储量以及煤层气井产气特征的基础上,运用气藏工程原理,建立了一种动静结合煤层气井分类评价方法：①对煤层厚度和煤岩含气量综合分析,将煤层气井所在煤储层划分为4类;②根据单井平均日产气量将煤层气井再分为4类井;③综合静态的煤储层物性以及动态的单井平均日产气资料将煤层气井分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类;④从M区块中选取生产时间超过2年的150口煤层气井进行分类评价。研究结果表明：Ⅰ类井占24%、Ⅱ类井占6%、Ⅲ类井占50%、Ⅳ类井占20%,其中Ⅲ类井占比大,煤层气井生产能力没有充分发挥。结论认为,改善Ⅲ类煤层气井的生产效果是M区块整体获得高产的关键所在,也是后期生产制度调整的重点。     

沁南盆地成庄区块高煤阶煤层气高产主控因素

我国聚煤盆地形成演化历史复杂,后期构造破坏严重,高煤阶煤储层更是多阶段演化和多热源叠加变质作用明显,使得煤层气储层物性具有极强的非均质性,单井产量普遍较低,煤层气开采难度大。已有研究成果主要对构造、沉积、水动力等控气作用进行了分析,不能有效解决生产中存在的煤层气探明率低、产能到位率低等难题。以华北油田沁南煤层气田成庄区块高产井的动、静态资料为基础,结合沁南气田其他区块煤层气的开发特点,对高产共性特征进行分析,认为煤储层微裂隙发育、渗透率高是煤储层高产的主要原因,煤储层富含游离气是高产的重要原因,其他因素如厚度、含气量、构造运动、水动力等为局部影响因素。进一步研究发现:成庄区块煤层气属于沉积控气,煤层排烃时期的煤储层封堵条件是煤层气井高产的主控因素。当煤层封堵条件好时,既有助于改善煤储层的物性,又使得煤储层富含游离气,为气藏的高产提供了物质基础。该观点不仅为煤层气高产区块选区评价提供了地质依据,而且对致密油气藏的甜点区评价也具有参考作用。     

煤储层条件对煤层气产能的影响分析——以鄂尔多斯盆地东南某区块为例

以提高煤层气产能为主的开发技术是制约煤层气发展的关键,通过对研究区的煤储层特征分析将其特点总结为低压、低渗、厚度大、含气高;借助统计分析方法,综合生产数据与地质资料研究认为煤储层的厚度、临储压力比、渗透率是影响该区煤层气产能的主控因素,它们影响着煤层气的原始气源和采出程度。分析煤储层条件和产能之间的关系可以为本区块下一步有利目标区的优选与产能预测评价提供理论依据,也可为其他地区煤层气开发提供借鉴。     

基于生产数据分析的沁水盆地南部煤层气井产能控制地质因素研究

产量是储层的反映,产量分析是认识储层最有效的方法。研究煤层气产能控制因素,可为煤层气勘探开发选区、井位部署及开发工程设计提供依据。沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的热点地区,初步实现了煤层气产业化,地面垂直井产气量一般在2 000~5 000 m3/d之间,但不同地区甚至同一地区的不同气井产气量有所差别。在对地面垂直井产气量数据对比分析的基础上,结合煤层气地质条件,分析影响气井产能的主要控制地质因素是构造条件、煤层厚度、煤层埋深、气含量、渗透率及水文地质条件。各种因素对气井产能的影响不同,煤层气井的产气潜力主要取决于各种主要控制因素的有效组合。     

沁水盆地煤层气水平井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例

多分支水平井是近年来发展起来的煤层气开发新技术,从沁水盆地南部已实施的60多口水平井开发效果来看,单井产量差异较大。以华北油田在樊庄区块水平井开发实践为基础,通过对单井地质条件、钻井工程和排采控制3个方面的综合研究,认为煤层含气量高低、钻井进尺多少、分支展布是否合理,以及排采过程的连续性是影响煤层气水平井产能的主要因素。根据地质条件优化井位部署和分支轨迹设计,水平分支的钻井过程注重储层保护,是煤层气水平井实现高产的重要保障。     

延川南煤层气低成本高效钻井技术探索与实践

储层丰度低、单井产量低是制约煤层气开发的瓶颈,因此如何提高钻井效率、控制成本是实现煤层气有效开发的关键。在总结延川南煤层气区块前期钻井经验的基础上,引入"井工厂"钻井模式,重点开展了井组及施工工序优化、预偏离防碰、导向钻具、个性化钻头和高效堵漏等降本增效技术的研究和实践,并利用学习曲线法对关键技术进行了持续优化,形成了煤层气低成本高效钻井技术。延川南煤层气区块808口井采用了煤层气低成本高效钻井技术,优质高效地完成了产能建设任务,其中平均单井钻井周期较产能建设前缩短30.3%以上,机械钻速提高了51.6%以上。研究与实践表明,煤层气开发时应用"井工厂"钻井模式能够显著控制钻井成本,提高开发效率,实现煤层气有效开发。      

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煤层气主要以吸附状态赋存在煤岩基质中，只有当储层压力降低后才可以从基质中解吸出来，煤岩裂隙或割理中多被水充满，而裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，煤层气需要通过排水（裂隙或割理）降压（煤岩储层）方式才得以采出，故煤层气的产量受煤岩性质、压力水平和两相渗流特征等多种因素的影响。文章分析认为，影响煤层气井单井产量的主要因素包括煤岩渗透率、孔隙度、吸附能力、含气量、临界解吸压力、相对渗透率等；为提高煤层气井单井产量，必须通过洞穴完井、压裂改造或水平井等方式，改善井底渗流条件，有效地降低井底流压，扩大压力波及范围，增加有效解吸区，扩展两相渗流区范围。为实现煤层气的规模开发，必须深化认识储层特征，结合地质实际，选择合适的开发技术。     

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气藏描述与提高采收率关键技术

鄂尔多斯盆地东缘保德区块探明煤层气地质储量为343.54×108 m3，是我国目前开发最为成功、规模最大的中低阶煤层气田之一，但该区块煤层气井单井产气效果差异大、部分井低产低效，提高煤层气采收率是亟待解决的关键问题。为此，在精细描述了保德区块煤储层静、动态特征的基础上，开展了煤层气井产能评价，分析了保德区块北部开发区的煤层气单井和总稳产能力，总结了适宜本区的提高煤层气采收率关键技术，并利用数值模拟法对保德区块北部开发区的煤层气可采储量和采收率进行了预测。研究结果表明：(1)全面系统性提出了煤层气藏精细描述指标和技术流程；(2)提出了勘探开发全生命周期静态与动态融合、产量与效益平衡、地质与工程一体、储层稳能与保护并举的“四位一体”开发理念；(3)形成了储层精细描述、产能评价与采收率预测、开发井网优化、大规模水力压裂、定量化排采等技术，支撑了持续增储上产、稳产；(4)明确了单位面积等效资源量、局部高差等效高度、矿化度值、临储比、历史最高产水量、见套压产水量、井底压力和单位压降产气量是影响煤层气井产能的主要因素。结论认为，通过该区多项煤层气提高采收率技术的探索与实践，保德区块综合递减率由最高...     

QNDN1井煤层气排采的流体效应分析

为了研究煤层气排采时原位煤储层流体的动态效应,基于煤储层动水孔隙度、含气饱和度等储层物性实测成果,结合中国第一口地面多分支煤层气水平井——QNDN1井的排采数据,通过气、水产能及储层压力曲线的耦合分析,探讨了煤层气井排采时储层压力的传播特征;估算了煤层气单井排采范围内的重力水量,水溶气、游离气量;划分了煤层气井排采的游离气运移阶段和煤层气的解吸阶段;指出煤层气排采流体效应的主要影响因素是储层压力和受煤孔径结构控制的煤层气解吸特征。该研究成果对煤层气井排采制度的确定具有指导意义。     

数值模拟技术在煤层气开发井网设计中的应用——以鄂尔多斯盆地延川南区块为例

煤层气井网布置的科学性、合理性对于提高煤层气产能和整体开发经济效益十分关键。首先,基于延川南区块煤层地质条件、试采分析,利用COMET3.0煤层气数值模拟软件,针对区块典型煤层气井开展历史拟合,校正该区煤储层地质参数。其次,在历史拟合基础上开展不同井网产能预测,确定了合理布井样式。最后,通过开展不同井间距的敏感性分析及经济评价的结果,最终确定该区合理的布井间距。合理开发井网参数的确定,为延川南区块整体井网方案的部署提供了科学指导。     

煤层气低产井低产原因及增产改造技术

沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模,但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低,亟需查明原因。为此,从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(钻完井及水力压裂过程中储层污染等)和排采因素(套压控制、排液速度、停电停抽等)3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析,阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次(重复)水力压裂等增产改造技术的特点及优势,并结合对煤层气低产井原因的分析,给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。     

织金区块煤层气单井产能地质因素分析

通过对织金区块生产井地质参数的对比分析,认为影响织金区块煤层气单井产能的地质因素包括煤体结构、灰分、含气量、煤层厚度及煤层埋深等,其中煤体结构和含气量是影响单井产能的主控因素。总结出碎裂煤、低灰—低中灰、高含气量、较厚煤层、埋深适中等有利煤层地质特征与高电阻、高声波等有利煤层测井响应相结合的选层技术,为提高该区块煤层气单井产能规模,深化认识储层特征,结合地质实际,选择合理的层位生产提供技术支持。     

高阶煤层气高效开发工程技术优选模式及其应用

高阶煤层气井的平均单井产气量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,基于不同煤储层的地质条件,选择适用于煤层气高效开发的工程技术是提高当前高阶煤层气开发效益的关键。在剖析影响高阶煤层气开发效果的地质因素的基础上,建立了高阶煤层气开发的地质模式,并针对不同的地质模式优选出了相应的开发工程技术。结果表明:(1)影响高阶煤层气开发效果的主要地质因素按其影响程度从小到大依次为:煤体结构、煤岩变质程度、地应力、临储比;(2)据此划分了直井压裂、裸眼多分支水平井、U型和顶板仿树形水平井、鱼骨状和单支型水平井等4种工程地质模式。结论认为:直井压裂和裸眼多分支水平井仅适用于煤体结构好、变质程度高的地区;而低成本、后期可维护、占地面积少的单支型水平井和鱼骨状水平井适用范围广,是适宜大力推广的井型。     

提高煤层气采收率新技术分析

影响我国煤层气采收率的主要因素是煤层储层条件和开发技术,可以通过改善钻完井技术和增产技术来提高煤层气采收率。分析了常用钻完井技术、压裂技术和注气技术存在的一些缺点,认为短半径径向水平井技术兼有完井和增产的作用,可以大幅度增加单井的产能;高能气体压裂技术能够改善储层导流能力并保护煤储层,减小对煤储层造成水敏性污染,降低成本;通过注气前、后的瓦斯浓度及流量随时间的变化曲线,说明混合气体驱替煤层气有明显的效果。     

阜新刘家区煤层气储层特征及产能分析

目前国内低阶煤地区进行产能分析及采收率预测的较少,而刘家区煤层煤类为长焰煤,属低阶煤,已开采近20年。因此在该区进行煤层气储层特征研究及产能分析对该区煤层气开发的可采储量估算、井位部署、单井产能及生产年限预测具有重要的作用。通过对地层特征、构造特征、岩浆岩分布情况、煤层特征、煤储层封盖特征及煤层含气性、煤储层等温吸附特征、煤储层孔隙度及渗透率、煤储层原始地层压力等综合分析和评价,总结其对煤层气开发的影响。结果表明:①刘家区煤层气开发的主要目的煤层为阜新组的孙本、中间、太平上和太平下层,煤层顶板均为泥岩夹泥质砂岩及粉砂岩段,泥岩厚度大,裂隙不发育,是良好的盖层;②煤层含气量为5.65～12.50 m~3/t,煤层含气饱和度较高,有利于气体的产出;③通过对3口典型煤层气井的生产数据产量递减分析及预测,刘家区煤层气井平均累计产气量1 693×10~4 m~3,平均单井采收率63%,平均生产年限在20年以上。结论认为刘家区煤层气具有较大的开发利用价值。