煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明：(1)断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;(2)断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;(3)压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K₇砂岩。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

沁水盆地柿庄南区块排采水特征及其对煤层气富集的控制作用

基于沁水盆地柿庄南区块23口排采1年以上的煤层气井排采水水质分析数据及实测储层压力,采用Schoeller图、Piper图等分析了柿庄南煤层气井排采水地球化学特征及水动力分区特征,探讨了水文地质条件对煤层气富集的影响。研究表明柿庄南区块煤层气井排采水主要为Na_HCO3水型,反映研究区处于开启_半封闭的水文地质环境;排采水氢氧同位素值均位于全国大气降水线附近,排采水初始来源主要为大气降水;利用折算水位将研究区大致划分为西北部径流区、南部弱径流区及中部过渡带滞流区,水流从西北部和南部向中部滞流区汇聚,水化学参数反映出滞流区煤层气保存条件好于两侧径流区和弱径流区。基于水化学场和水动力场参数建立了煤层气富集区优选指标体系,优选出煤层气富集有利区和较有利区,对下一步煤层气井布置具有指导作用。     

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。     

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%.     

柿庄南区块低效煤层气井产能释放技术研究

柿庄南区块平均单井产气量低,严重制约了区块的高效开发,为了盘活储量巨大的低效井资源,本研究结合储层地质特征及低产原因,制定了一套精细化的产能释放技术,并进行了10口井的现场应用。应用结果表明:该套产能释放技术针对性强,平均单井产量达到措施前的3.5倍,该技术有效解决了柿庄南区块低产井问题,对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

沁水盆地寿阳区块煤层气排采动态成因机理及排采对策

以寿阳区块的静态地质资料和动态排采资料为基础,分析了寿阳区块的排采动态特征并从系统分析观和地质因素2个方面解释了排采动态的成因机理,提出了寿阳区块的排采对策。研究表明:寿阳区块排采动态呈现出单井产水量高,产气量低或不见气的特点,合层排采井的典型日产水量大于单采井产水量之和,表现出“1+12”的现象;典型日产气量与典型日产水量呈现负向包络关系,高产水对产气有抑制作用;造成寿阳区块煤层气井高产水的原因有2个,一是寿阳井筒—排采煤层系统为开放系统,断裂或压裂缝沟通煤层上下的含水层,造成煤层气井低效降压;二是寿阳区块煤系地层中分支河道砂体发育,且因该区发育的断裂多为高倾角断裂,当多层合层排采时,断裂沟通含水层的概率大大上升。因此,在培育高产气井时,首先要避开断层开放型系统,远离断层,其次是避开垂直压裂缝压穿型系统,因寿阳区块煤层更易压裂,故压裂时要适当降低前期采用的压裂规模,针对具体井层,需根据顶底板隔水层的厚度,保证在不压穿顶底板隔水层的前提下,优化压裂规模,以实现在规避围岩含水层不利影响的条件下最大程度地改善煤储层的渗透率。     

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。      

柿庄南区块煤层气储层精细评价及其应用

综合煤层气勘探开发动静态数据,从资源品质、可采性和可压裂性等方面对柿庄南区块煤储层进行了精细评价,借助多层次模糊评价技术,开展了煤储层有利区综合评价,并将评价结果应用于提产实践中。柿庄南区块3#煤层的I类煤储层主要集中在中部地区,沿NNE向呈条带状分布,III类储层分布于北部和南部地区,其他地区为Ⅱ类储层。生产动态分析显示,74%的高产气井和60%的中产气井集中分布在I类煤储层有利评价区,17%的高产气井和35%的中产气井分布在II类煤储层有利评价区。结合区域构造特征,划分出3个一级地质单元、9个二级地质单元和23个三级地质单元,落实研究区中部为提产有利区,面积达61.45 km~2。根据高产井动态分析,对12口低效井进行了排采制度优化,其中10口井提产2倍以上。     

中国煤系气综合调查获重大突破

<正>2017年7月14日,中国地质调查局组织专家对在贵州六盘水地区实施的杨煤参1井成果进行鉴定。杨煤参1井连续50天稳产煤层气3 600 m~3以上,最高日产气量达4 656 m~3,创下西南地区煤层气直井单井日产量新高和稳产日产气量新高,实现了我国煤系气(煤层气、页岩气、致密砂岩气)综合调查的重大突破。截至目前,该井已累计产气26.92×10~4 m~3,后期排采产量有望再上新台阶。据初步估算,杨煤参1井所在的杨梅树向斜煤系气地质资源丰度为4.79×10~8 m~3/km~2,煤系气资源量达366×10~8 m~3,比单纯的煤层气提高了6倍。     

高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。     

沁水盆地柿庄南区压裂后煤粉运移控制研究

压裂后返排是煤层气井压裂改造过程中非常重要的阶段,而确定合理返排油嘴直径是提高压裂液返排效率、减小储层伤害、提高煤层气产量的重要因素。通过建立煤粉和支撑剂在裂缝中的启动模型,优化压裂后返排的合理油嘴直径,从而通过控制裂缝中返排液流速,使脱落的自由煤粉被携带出裂缝,但不发生支撑剂回流。对影响返排阶段油嘴直径的因素进行敏感性分析,得到了返排时影响油嘴直径的主控因素。以柿庄南区块3号煤层参数为例给出了压裂后的排液制度,对于指导矿场压裂后排液有现实意义。     

延川南区块煤层气富集高产的地质控制作用

鄂尔多斯盆地延川南区块是我国第一个商业开发的深部煤层气田,目前处于上产阶段。构造分异作用导致煤层气井产气产水差异显著。综合分析了岩心、测录井、产出水地球化学数据及排采井生产等资料,探讨了该区块煤层气富集高产的地质控制作用。根据研究结果,将区块划分为东、西2个水文地质单元,其中东部谭坪水文地质单元的水动力强度较西部万宝山区大。延川南区块山西组2号煤层水处于弱径流_滞流区,地层水矿化度高,适宜的水文地球化学参数分布区有利于煤层气的富集。基于煤体结构测井解释,发现碎裂煤发育区煤层气井易高产,建立了区块范围内煤层气富集高产选区参数指标体系,优选出4个有利区,为区块后续开发提供了接替区。     

六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征与有利开发层段优选

基于3口煤层气参数井实钻资料及煤岩样品测试数据,分析了六盘水地区杨梅树向斜煤层气地质特征,重新估算了区内煤层气地质资源量,优选了5个有利目标层段,并对杨煤参1井3个有利层段开展了分压合采试验,获得了良好的产气效果。研究表明:区内上二叠统龙潭组薄—中厚煤层群发育,可采煤层累积厚度大且以原生结构为主,煤层含气量、含气饱和度及临储比高,平均渗透率达0.229×10~(-3)μm~2,煤层气富集与开发条件好。结合参数井实测煤层含气性,重新估算区内煤层气地质资源量为365.97×10~8 m~3,可采资源量为208.64×10~8 m~3。综合影响煤层气富集与开发的各项关键参数,认为5~#、7~#、13~#、15~#、23~#为区内煤层气勘探开发有利层段。依据产层优质性与相近性组合原则,优选杨煤参1井5~#、7~#和13~#煤进行分压合采试验,煤层气井排采过程中套压显现早,压降漏斗扩展迅速,未表现出明显的层间干扰,充分发挥了多煤层合采的资源优势,获得了最高日产气量4 656m~3/d、稳定日产气量3 600m~3/d的良好产气效果,创西南地区煤层气直井单井日产气量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。     

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动３个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。     

中国煤层气勘探取得突破性进展

自中国石油天然气总公司勘探局新区事业部获悉,3月20日位于山西省泌水县境内的晋城1井在石炭系山西组煤系地层喜获工业气流,持续稳产,平均日产气超过3000m~3,已累计产气10×10~4m~3。这是我国为数不多的获得工业气流的高产煤层气     

沁水盆地中部断层发育区煤层气开发有利块段优选

查明断层发育区煤层气开发的有利块段是准确井位部署、减少工程盲目投资的重要保障。根据沁水盆地中部柿庄南区块煤层气勘探开发资料,应用构造拉平法和波叠加理论对3~#煤层经历燕山期、喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期后的底板形迹恢复,并划分出18个块段。根据气/水分异现象、构造曲率法、煤体结构观测法等得出了多期构造运动作用后不同块段内储层压力、渗透率的差异。在此基础上评价出煤层气开发的有利块段、较有利块段。结果表明:多期构造运动形成的正断层附近气体逸散、煤体破碎是造成其附近煤层气井产量低的主要原因;断层间隔区域底板相对高值块段渗透率低、储层压力低,产气潜力小;底板相对低值块段渗透率低、储层压力相对高,产气潜力中等;底板相对中值块段渗透率较好,产气潜力好。现场煤层气井的实际产气数据验证了理论分析的准确性。该研究成果为断层发育区煤层气有利块段优选提供了一种思路和借鉴。     

无因次产水图版预测煤层气井产水量研究

目前,煤层气井产水量预测主要采用数值模拟方法,该方法可以较好地描述煤层气赋存、运移及产出机理,但应用起来较为繁琐、费时。为此,以山西省南部沁水盆地南部樊庄区块实际地质和动态资料为依据,通过引入无因次参数组合绘制煤层气井无因次产水曲线,并对影响该曲线的煤层面积、裂缝孔隙度、渗透率等14个参数进行了敏感性分析,绘制了无因次产水图版,形成了一套简单、可靠、快速预测煤层气井产水量的方法,并对方法的准确性进行了验证。结果表明,表皮系数、未饱和度和气、水相相对渗透率对无因次产水曲线的影响较大,其他参数对其影响较小,误差均小于10%;无因次产水图版预测煤层气井产水量与实际日产水量误差为6.78%,具有较高的预测精度,可供现场应用。     

基于氢、氧同位素的煤层气合排井产出水源判识——以黔西地区比德—三塘盆地上二叠统为例

有效的排采水源识别是煤层气多层合排诊断的重要举措,而水中稳定同位素是水源信息的指示计。黔西上二叠统发育多煤层,煤层气开发以直井多层合排为主,不同产层组合下产能效果差异显著,产出水来源得不到有效判识。为此,基于黔西比德—三塘盆地11口煤层气井产出水样品的定期采集,对产出水样、矿井水样和地表水样共计38个样品开展同位素地球化学测试,结合煤层气井生产数据,揭示了研究区产出水氢、氧同位素组成特征及其排采水源判识意义:基于研究区大气降水线方程,煤层气井产出水氢、氧同位素组成普遍显现D漂移特点,封闭型水中氢、氧同位素偏重,水-岩作用反应强烈;区分了典型高产井和典型低产井,低产井受制于表层水干扰,产出水表现为氢、氧同位素组成较轻且D漂移不明显,而高产井产出水以同位素组成较重、D漂移明显为特点。建立了反映产出水D漂移程度的参数,其数值与平均日产气量正相关而与平均日产水量负相关。结合Cl~-、Na~+离子浓度,建立了基于产出水地球化学特征的排采水源判识模板,区分出表层水、煤层水和压裂水3类水源,气井只有产出煤层水才能获得较高的产能。黔西地区比德—三塘盆地上二叠统上部含气系统由于容易受表层水干扰,排采条件欠佳且与中、下部含气系统兼容性差,建议优先开发中部和下部含气系统。