沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识

煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。     

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。     

沁水盆地柿庄区块3号煤层压裂曲线类型及其成因机制

煤层气井压裂曲线提供了煤储层中压裂缝扩展的动态信息,压裂曲线的形态特征可在一定程度上反映出煤储层的压裂效果。基于柿庄区块单层压裂3号煤层的45口煤层气井的压裂资料,划分了压裂曲线类型,探讨了压裂曲线类型和排采效果的关系,并首次从地应力类型和压裂缝类型的角度深入分析了不同类型压裂曲线的成因机制。研究表明:根据携砂液阶段形态特征,柿庄区块3号煤层压裂曲线可划分为稳定、下降、上升和波动4种类型。稳定型和下降型曲线对应的煤层气井的排采效果一般较好,而波动型和上升型曲线对应的煤层气井的排采效果往往较差。地应力类型通过影响压裂缝形态影响压裂曲线类型,在II类(σHσhσv)地应力区域,多发育以水平压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成上升型或波动型压裂曲线;而在III类(σHσvσh)或I类(σvσHσh)地应力区域,多发育垂直压裂缝或以垂直压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成下降型、稳定型或波动型压裂曲线。柿庄区块3号煤层的压裂曲线类型平面上呈现出一定的规律性,在以II类(σHσhσv)或III类(σHσvσh)地应力类型为主的东部,出现稳定、下降、上升和波动多种压裂曲线类型;而在以I类(σvσHσh)地应力类型为主的西部,压裂曲线类型单一,多为稳定型和波动型。     

煤层气直井压裂规模对排采典型指标的影响

以沁水盆地的煤层气井为例,通过分析煤层气井的典型排采指标,研究了压裂规模对排采典型指标的影响,探究不同压裂规模对排采典型指标影响的机理。结果表明:煤层气井压裂后产水产气主要依靠煤储层的能量和通道条件;研究区内煤层气井的压裂规模集中在80～200 m~3/m之间,占总井数的86%;煤层气井的累计产水指数、见套压前的累计产水量及返排率与压裂规模指数无关,煤层气井的累计产气量、平均产气量与压裂规模指数有关;随着压裂规模指数上升,累计产气量、平均产气量上升,当研究区压裂规模指数超过140 m~3/m时,累计产气量、平均产气量整体出现下降。     

和顺区块煤层气井排采影响因素分析

结合和顺区块煤层气投产井地质条件、压裂效果及排采控制等特征,分析了影响该区煤层气排采的因素。结果表明构造复杂易造成压裂裂缝与断层沟通,干扰排采;生产煤层渗透率低、解吸压力低是该区煤层气排采的不利条件;15#煤层埋深较浅,产液量低影响煤层排水降压;压裂施工应控制裂缝形态,提高压裂效果,避开区域灰岩含水层对煤层越流补给;合理控制套压,缓慢控制流压,对扩大煤层气解吸范围,提高产气量十分重要。     

煤层气井储层气水产出互补性及提产措施探讨

为提高煤层气井的产气量,需尽量扩大煤储层的有效压降半径。通过分析煤层气井排采过程中产水产气的互补性变化规律,以贵州多煤层开发井组和山西单一煤层开发区块为例,分析产水对产气的影响,提出煤层气井提产增效的对策。结果表明:煤层气井见套压前后气水产出比发生变化,具有明显的互补性变化规律;单一煤层及多煤层开发的煤层气井均发现压裂液返排率越高,总产气量和平均产气量越高;受地层能量和渗透率的影响,煤层气井压裂液返排率随埋深的变化出现转折,转折深度为该井区煤层气井合适的压裂深度;为尽量扩大煤层气井的有效压降半径,应尽量减小排采过程中的渗透率伤害,避免煤粉颗粒对孔裂隙通道的堵塞。     

山西柿庄区块煤层气井产水量数值法预测

针对沁水盆地柿庄区块煤层气井普遍高产水的现象,对柿庄区块进行了详细的水文地质研究。建立了柿庄区块水文地质概念模型:以对煤层气井产水影响较大的含水层为目的层,分析出区块东南侧为补给区,西南和东北角为排泄区。根据概念模型建立了相应的数学模型,利用Modflow软件对柿庄区块进行了数值模拟,并对煤层气井产出水量进行预测,预测出三个高产水区域。     

煤层气排采井高产水原因分析

以沁南盆地柿庄煤层气田典型井A1水平井3号煤高产水排采特征入手,提出针对煤层气高产水原因的分析方法,通过该井区水文地质特征研究、构造落实、工程原因分析、单井测井解释、小层对比等资料综合分析,查明了该井高产水原因,总结了柿庄煤层气田高产水井3号煤附近砂岩发育且砂岩横向连续性较好的岩性组合分布规律,指出了断层及储层改造缝高控制是导致高产水的根本原因,为煤层气单井差异化压裂设计施工及排采管理奠定了研究基础。     

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...     

沁水盆地柿庄南区块煤层气低效井二次改造研究

基于沁水盆地柿庄南区块低效井较多,制约该区块煤层气的产量,为了提高单井产量,需要对低效井进行二次改造,以TS-001井为例,通过建立储层压力、储层动态渗透率、裂缝动态渗透率、裂缝缝长的预测模型,研究了低效井的二次改造可行性,并利用数值模拟方法预测其改造后的效果。研究结果表明:低效井生产过程中储层渗透率先下降后上升,后期恢复至开采初期水平;初始压裂效果好,但后期受到有效应力效应使裂缝部分失效,裂缝渗透率降低,导致产气量下降;低效井经过二次压裂后日产气量逐渐上升,但由于长期低产导致储层水分布均匀,短期内并未达到高产,因此需要一定时间重新排水降压,才能提高稳定产气量。     

单一煤层重复水力压裂综合选井研究

为减少盲目改造煤层气低产井、有效提高其产气量,从开发单一煤层的煤层气资源条件、煤储层物性及围岩特征、一次压裂效果和排采工作制度等4个方面较系统的分析了重复水力压裂效果的主要影响因素,构建了其一级评价指标和二级评价指标。根据多层次模糊综合评价原理结合煤层气井产气特点,得出了不同级别评价指标的隶属度。以山西柿庄南区块部分煤层气井的勘探开发资料为例进行了重复水力压裂综合选井评价。结果表明:日产气量超过1 000 m3的井目前不需要重复压裂;平均日产气量小于300 m3的井,重复水力压裂需慎重;平均日产气量300~1 000 m3的井是重复压裂改造的首选,但需进一步优化泵注参数。     

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。     

煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高,亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明:基于不同排采阶段,以产气量为主要参数,结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井;钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响;基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类(Ⅰ～Ⅳ)可改造地质单元,产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力;通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系,划分了3大类13小类低效井形成类型;提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系,保证资源和储层的有效性,促进缝网-井筒的高效连通,做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。     

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。     

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。     

常村煤矿煤层气井产水/产气曲线类型及其成因分析

煤层气井的产水/产气曲线形态是地质储层潜力高低及排采工作制度是否合理的综合反映.根据常村煤矿33口煤层气井的日产水量、日产气量曲线形态,结合波动性指数的判别方法,划分出5种典型的产水/产气曲线类型.从储层资源产气潜力、围岩水补给情况和排采工作制度等方面分析得出了典型产水/产气曲线类型的成因.结果表明:常村煤矿煤层气井排...     

沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素

查明煤层气井气、水产出差异主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部某高煤阶煤层气井区144口井勘探与开发动态资料,分析了其气、水产出特征的差异,探讨了其形成的地质控制机制。结果表明:井区煤层气井各类产水、产气在平面上成带分布,总体上呈现高产水量-低产气特征。煤层气井产气量主要受地下水和构造样式控制,体现为:(1)煤层气井的产出水源主要来自压裂水、煤层水和围岩补给水,以邻近砂岩层补给水为主;(2)高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部,中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部,低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区东部的构造高点区。建议高产水井区应控制压裂规模,保证泵长期有效工作;低产水井区要加大压裂规模,特别注意早期地下水的排采控制。     

柿庄南区块煤层气高产井排采制度分析

为了研究排采制度对柿庄南区块煤层气井产气量的影响,通过对柿庄南区块4口高产井排采曲线进行对比分析,探索总结了高产井排采曲线的共同特征,优选出了适合柿庄南区块的排采制度。结果表明:高产井的排采曲线呈现阶梯状变化规律特征。产气后井底流压的变化分为4个阶段,即:缓慢下降阶段、逐级降压阶段、迅速下降阶段和稳定阶段;缓慢降压阶段为排采初期排水降压阶段到不稳定产气阶段的过渡阶段;逐级降压阶段储层压力逐渐下降,压降漏斗稳定向远端延伸;在迅速下降阶段,出现了井间干扰使得压降漏斗相互叠加并向深处扩展,产气量陡增;稳定阶段,是井底流压下降到一个较低水平并保持长期稳定,气体稳定解吸,产气量稳定在一个较高水平。迅速下降阶段之前稳定套压,之后缓慢释放套压,有利于储层防护。井底流压见气前平缓下降,见气后阶梯状变化的排采制度有利于柿庄南区块排采井的高产。     

柿庄北区块深部煤层气产能特征及影响因素分析

为了解决沁水盆地南部1 000 m以深的煤层气产量普遍较低的问题,以柿庄北区块为研究重点,采用对生产数据综合分析的方法,对深部煤层产气特征、排采变化规律、不同产量的典型井生产动态进行了研究,提出了深部煤层气产能的关键影响因素。研究结果表明:深部煤层气日产气量多小于500 m3,见气时间为16~178 d,单排3号煤层的井动液面较低,合排3号煤和15号煤的动液面较高,井底流压1.70~2.59 MPa;影响产能的因素包括地质、工程技术以及排采3个方面,地质因素主要为煤储层渗透率较低、3号煤与15号煤合采或部分井距断层较近导致产水量较大,工程因素主要是部分井压裂未形成有效通道导致甲烷气体无法渗流,排采因素主要是指排采过程中停机频繁等导致排采不连续影响产气量。     

煤层气井降压增产措施及合理选井

为深入分析煤层气井降压增产措施可行性并明确选井原则。通过建立煤层气井稳产期产能方程,分析了井底流压对煤层气产量的敏感性;并结合数值模拟方法,模拟柿庄南区块TS-1井降低井底流压后的排采效果。结果表明,对于已经投入排采的煤层气井,通过降低井底流压能够达到增产的效果,且当井底流压较大时,降低井底流压可获得较大的产气量增量。TS-1井累产气量比措施前可提高110×10~4m~3,增长幅度可达85%。结合柿庄南区块降压增产措施井,提出压降增产增加煤层气井产量的适用条件,即排采连续稳定,且作业前动液面与煤层顶板之间有一定的液柱高度。