煤层气井生产特征及产气量影响因素分析

本文结合煤层气井的生产特征,分析了地质因素、渗透率、含气饱和度、临界解吸压力、储层保护、排采技术等对煤层气井单井产气量的影响,并讨论了提高煤层气井单井产气量需要关注的问题。     

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气井临界水饱和度是指在工业气流产量下限时所对应的最大含水饱和度。确定气井临界水饱和度对划分气井有效厚度、计算储量都是非常重要的，它不仅与测试产能有关，而且和岩石孔隙结构（反映在相对渗透率上）有关。储层孔隙结构越好，测试产能越高，临界水饱和度越高，其对应的有效孔隙度下限越低。采用试井原理并结合相对渗透率资料，通过迭代试差法可求取气井临界水饱和度，进而确定气井含气饱和度与有效厚度。该方法已在川东多个石炭系气藏中使用，取得了较好效果     

煤层气井低产水期产量预测模型

煤层气产量高低直接关系到区块或气井的开发价值，准确预测煤层气产量是选区、井位部署的关键环节。针对煤层气藏气井生产后期产水较少的情形，根据煤层气渗流连续性方程、煤层气解吸模型，推导得出煤层储层压力分布半解析解。结合压降叠加原理，推导建立了菱形井网中心井的产量预测模型。采用博文盆地Duckworth井组储层基础参数，预测气井产量，并与实际产量进行对比。结果表明，气井生产初期煤储层含水高，受该因素影响，该模型对煤层气生产初期产量预测效果差，预测相对误差达56%;但后期产水量较低时，实际产气量0.19×10⁴ m³/d,预测产气量0.18×10⁴ m³/d,预测相对误差仅5%,预测精度较高；该模型可在产水量较低的煤层气井产量预测中推广应用。     

深层页岩气井气水两相产能预测

气水两相流动对深层页岩气井产能具有重要影响，研究气水两相生产动态对于评估增产效果具有重要意义。考虑压裂液侵入区域(水侵层)和裂缝的气水两相流动，建立了深层页岩气多段压裂水平井的产能预测模型，并结合物质平衡方程，采用逐次迭代方法获得模型的半解析解。利用商业数值模拟器和矿场生产数据验证了模型的可靠性与实用性，并分析了水侵层敏感性参数(水侵层宽度、含水饱和度和渗透率)对产能的影响。研究结果表明：所建立模型能够合理预测深层页岩气井产能；水侵层宽度及含水饱和度越高，页岩气产量越低，但水侵层渗透率越高，页岩气产量越高，水侵层对页岩气产能的影响是多个参数协同作用的结果；水侵层宽度对页岩气20年累积产气量及产水时间影响最大，而对初期产气量影响最大的是水侵层含水饱和度。新模型为深层页岩气井产能预测精度的提高提供了理论基础和科学依据。     

一种修正的煤层气藏地层压力与含水饱和度的关系模型

煤层气藏地层压力与含水饱和度的关系模型可以应用于煤层气藏开采的多个方面，包括解吸面积的计算、流动物质平衡方程的建立、有效渗透率的评价、煤层气井产量的预测、采收率的标定等，因此准确表征地层压力与含水饱和度的关系变得尤为重要。然而目前被广泛使用的煤层气藏地层压力和含水饱和度关系的计算方法（半解析法）忽略了地层压力小于临界解吸压力时，煤基质收缩效应对孔隙压缩系数的影响，导致在地层压力较低时计算的含水饱和度偏大。为了弥补半解析法的缺陷，文中考虑煤基质收缩效应对孔隙压缩系数的影响，重新修正了地层压力与含水饱和度的关系模型。经过与数值模拟、半解析法的对比可知，在地层压力小于临界解吸压力时，半解析法的模型计算结果偏大。文中修正模型的计算结果与数值模拟结果基本吻合，验证了文中方法的准确性。从这些结果可以看出，在计算含水饱和度时不能忽略煤基质收缩效应对孔隙压缩系数的影响。文中修正的模型弥补了目前半解析法存在的缺陷，并且计算过程简单、准确，具有广泛的应用价值。     

煤层几何参数和渗透率对水平井开采煤层气的影响

基于朗格缪尔模型、菲克第一扩散定律和达西定律,引入等效井径模型和拟压力函数,采用数值模拟方法,分析了煤层气水平井产气动态,讨论了控制面积、储层厚度、水平渗透率和垂直渗透率对产气动态的影响.计算结果表明:在相同水平井筒几何参数条件下,控制面积越小,水平渗透率越高,垂直渗透率越大,气井达到产气峰值所需时间越短,对气体产出越有利;与水平渗透率相比,垂直渗透率仅对初期产能影响较大,水平渗透率是影响气井长期开发效果的关键因素;煤层太厚将降低水平井的开发效果,应基于储层厚度分析采用水平井开采煤层气的适用性.     

和顺区块煤层气井产能影响因素研究

针对和顺区块煤层气井产气量差异较大的特点,从地质和工程两个方面展开研究,确定和顺区块煤层气井产能主要受到煤层气保存条件、解吸压力、压裂以及排采控制等因素的影响。研究表明,和顺区块煤层气的保存条件控制煤层含气性,对产能的影响明显;解吸压力越高,高产稳产潜力越大;区块构造高部位水力压裂易出现井间压窜现象;和顺区块煤层产液量及渗透率低,按照煤层的产水潜能,在单相流阶段求取煤层供液指数,并依此建立经验公式,确定合理的排采速度,对生产具有一定的指导意义。     

煤储集层解吸特征及其影响因素

中国煤层气储集层的解吸特征受多种因素影响,不同地区差异很大.煤层气解吸率一般在40%左右,多小于70%,主要与煤层原位含气量和储集层压力等因素有关.煤层气解吸时间主要为0.188 3～19.17d,随着煤阶的增高解吸时间有增大的趋势,其中以高煤阶煤岩吸附时间跨度最大,最高可达30d之上.统计大量实验数据发现,煤层形态、温度、煤阶、灰分含量、含气量、割理发育程度、沉积环境与煤岩类型是影响煤岩吸附时间的主要因素.根据数值模拟的结果,煤岩解吸量影响煤层气井的单井产量,解吸量越大单井产量越大.煤岩的吸附时间主要影响煤层气井产量峰值的大小和出现的时间,吸附时间越长,煤层气井产气高峰出现得越晚且峰值越小.图6参16     

煤层气“甜点”测井判别与产量预测——以沁水盆地柿庄南区块为例

针对煤层气"甜点"判别与产量预测难的问题,提出了一种利用常规测井曲线评价煤层气"甜点"和产量预测的方法。以沁水盆地柿庄南区块3号煤层为研究对象,从煤层气单井平均日产气量入手,探讨不同单井平均日产气量煤层的敏感测井响应特征,利用井径、自然电位、自然伽马、深侧向电阻率和密度测井曲线,计算煤体结构指数、产能指数、含气量、含气饱和度、临界解吸压力及顶底板特性等煤层关键参数。综合煤体结构指数与产能指数构建了煤层品质参数,结合含气量、临界解吸压力与顶底板特性建立了柿庄南区块煤层气"甜点"测井判别标准;并利用煤层含气量、含气饱和度与产量刻度系数预测产气量,应用该方法处理解释研究区97口煤层气井,预测准确率达84%.     

考虑孔隙压缩及煤基质收缩效应的煤层气井产能预测模型及影响因素

煤层气井产能预测中仅考虑应力敏感效应而忽略基质孔隙收缩效应导致产能评价误差较大。在分析非达西作用、煤基质收缩作用的基础上，建立了考虑孔隙压缩及煤基质收缩效应的煤层气产能预测模型。结果表明：考虑非达西效应的煤层气井产量明显低于不考虑非达西效应的产量，并且随着生产压差的增大，二者之间的产量差异逐渐扩大；煤层气井井底流压的减小会导致生产压差增加，相应煤层气井的产量增大幅度下降；无论考虑非达西效应与否，随着生产压差的增大，产量差值逐渐增大；随着孔隙压缩系数的增大，煤层相对渗透率逐渐降低，并且相对渗透率与生产压差呈线性关系。实例验证表明，新的产能预测模型比Eclipse模型更接近实际产气量。研究成果可为煤层气井产能预测影响因素分析提供理论指导与技术参考。     

Productivity control factors and extraction practice of coalbed methane horizontal well

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0．5倍,I盏界解吸压力阶段、小于0．5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第l阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3m／d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1rn／d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为0．5m／d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

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。     

煤层气压裂水平井产能影响因素

产能评价对于煤层气的高效开发具有十分重要的意义。依据寿阳区块七元煤矿的地层压力、渗透率、初始含气量、兰格缪尔压力等数据,采用COMET3软件开展煤层气压裂水平井的产能评价,对影响煤层气压裂水平井产能的水平段长度、水平井方位、裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力、水平井井距等因素进行评价。结果表明:水平段长度、水平井井距、裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产能影响较大。当水平段长度小于600 m时,煤层气井的产气量变化较为敏感;煤层非均质性对煤层气高产具有不可忽视的作用;裂缝条数为控制累计产气量的主要因素,其次为裂缝导流能力和裂缝半长;随着水平井井距的减小,累计产气量增大,但水平井井距过小对累计产气量的贡献并不明显。     

考虑应力敏感的煤层气井流人动态曲线研究

流入动态曲线对合理确定煤层气井的井底压力与井产量非常重要。流入动态曲线反映了煤层气藏向该井提供煤层气的能力,反映了煤层气藏压力、流体物性、完井质量等对煤层气层渗流规律的影响。本文主要是考虑渗透率应力敏感性在达西、非达西渗流流动下对煤层气井流入动态曲线的影响。通过对韩城WL1井某煤层研究可以得到,不管是达西渗流还是非达西渗流,考虑应力敏感性后,使煤层气井的产能减少,随着生产压差的增加,煤层气井的产量增加幅度较小。当改变渗透率应力敏感系数后,发现参数越大,煤层气井的产能越低。     

煤层气与致密气合采敏感性因素的数值模拟

针对煤层气与致密气资源的重叠区,多层合采是提高开发效益的有效手段。综合考虑煤层气和致密气不同的赋存机理及渗流特性,建立一层煤与一致密层合采的数学模型。由该数学模型可知,各储层渗透率、原始地层压力、兰氏常数、临界解吸压力等与煤层气吸附特性相关的参数都是影响合采产能的敏感性因素。利用数值模拟的方法,以不同参考指标(产气贡献率、采出程度、累计产气量)为量度,有针对性地对各因素进行优化分析。结果表明:由于煤层与致密层的渗流机理与压降规律不同,当煤层渗透率大于致密层时合采效果较好;煤层气与致密气合采的合理压力差应小于2.1 MPa,否则,会发生倒灌现象,从而破坏储层,导致地层污染;临界解吸压力越大,兰氏压力越大,兰氏体积越小,则合采效果越好。     

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。     

页岩储层压裂水平井气-水两相产能分析

传统的页岩气产能模型忽略了压裂液返排期间气-水同流对产能的影响,针对该问题,建立综合考虑页岩气吸附解吸、扩散、滑脱效应、应力敏感、毛管渗吸效应的气-水两相渗流数学模型,并基于有限差分,采用SS方法求解得到页岩储层产气规律及地层流体饱和度分布。对比分析不同裂缝网络渗透率、人工主裂缝渗透率、人工主裂缝长度、页岩气吸附解吸、毛管力作用对页岩气产量的影响,结果表明:生产初期,受压裂液返排的影响,日产气量呈先升高后降低的趋势,出现产气峰值,初期产气量明显低于不考虑压裂液返排所预测的产气量,但后期产气量基本一致。裂缝网络渗透率越高、人工主裂缝渗透率越高,产气量峰值出现的时间越早且初期产气量越高。人工主裂缝越长,产气量峰值出现的时间越晚,初期产气量越高。页岩气吸附解吸对初期产气量的影响不明显。考虑毛管力作用,压裂液返排率越低,产气量越高。     

多层叠置含煤层气系统递进排采的压力控制及流体效应

为了研究多煤层发育地区各含气系统排采次序及压力控制下的流体效应,以指导煤层气井排采制度设计,从贵州省织纳煤田选择了1口煤层气参数+试验井,在划分多层叠置含气系统的基础上,分析了各含气系统静止液面压力、储层压力、临界解吸压力特征,设计了各含气系统递进排采次序及排采压力控制方案;模拟了单含气系统分排、多含气系统合排及多含气系统递进排采各阶段的流体效应。模拟结果表明：①单独排采各含气系统时,产气量低,排采时间短,成本高;②多含气系统递进排采平均气产能和累计产能高、稳产期时间长,但多含气系统在合层排采时,由于各系统压力不同,系统间存在相互干扰,并非所有含气系统都有产能贡献;③多层叠置独立含煤层气系统可根据各系统内煤储层压力、临界解吸压力和产气压力来设计递进排采次序,先排采临界解吸压力和产气压力高的含气系统,当压力降到另一含气系统的临界解吸压力和产气压力时,再进行两个含气系统合排,依此递进排采所有含煤层气系统。     

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。      

延川南地区2号和10号煤层分压合采的可行性研究

鄂尔多斯延川南地区发育低渗、多层煤层气藏,主力煤层为2号和10号煤层,分层压裂合排采气（以下简称分压合采）是制定开发规划时的首选方案之一。基于延川南地区煤层气井的实际生产资料,并结合煤层气井的产气特点,论述了延川南地区2号和10号煤层分压合采的影响因素及可行性,研究认为,煤层压力与压力梯度、解吸能力、层间距、上下围岩岩石性质、水文地质条件、原始渗透率及压裂后渗透率等是分压合采提高煤层气井产能的控制条件。最终,提出了该地区2号和10号煤层分压合采适合基本地质条件,优选了有利区域。