储层伤害对煤层气井合层排采影响研究

国内外相关领域的学者在煤储层敏感性、合层排采方面做了大量卓有成效的研究工作并取得了丰富的成果,但仍存在复杂的地质条件下,不同排采阶段所受到的储层伤害不明确等问题。通过对煤储层渗透率敏感性特征及合层排采过程中的储层伤害机理的研究,揭示煤储层敏感性对合层排采表现的影响,为提出针对性的合层排采管控措施提供理论依据,进而优化煤层气井排采工艺体系,提升煤层气井产气效率。     

延安气田多层合采气井各层产能贡献规律研究

延安气田属于特低渗、致密气藏,单层开采难以保证气井产能和稳产时间,为研究延安气田多层合采气井存在的问题,更加有效地分析多层合采气井各层产能贡献规律,利用数值模拟软件、采用单因素和正交分析方法研究气井多层合采时储层物性、储层压力以及气井配产等因素对合采效果的影响。研究表明,储层压力差异对气井生产中前期影响较大,气井生产中后期低渗层会逐渐接替高渗层成为主力生产层位,且高配产会减弱层间干扰程度。考虑以上3个影响因素,通过大量数值模拟建立了气井多层合采层间干扰图版。实例表明,利用此方法可以在气井投产前评估各层产能贡献率,为评价各层储量动用程度提供依据。     

鄂尔多斯盆地东缘煤系地层致密气低产原因分析

鄂尔多斯盆地东缘煤系地层是我国未来致密气、煤层气合采试验的重点区域,但目前致密气井产量较低,严重制约了气田的规模开发和下一步与煤层气合采的开发方案制定。总结了该区储层特征,综合气层性质、压后效果评价、返排制度等资料分析了低产原因,认为低产原因有:致密砂岩气藏物黏土矿物占比15%,以伊利石、高岭石为主,物性比苏里格气田盒8段差;压裂改造目的层含气性质对产能影响大,中-高产层自然伽马(GR)基本小于50GAPI,低产层自然伽马(GR)基本大于50GAPI;压裂裂缝几何尺寸、导流能力等参数与设计值相差较大,不能形成有效的泄压通道,导致压后气产量低;返排制度不合理,导致近井带裂缝过早闭合,降低返排率,造成储层伤害。研究还表明,煤层对压裂施工和产气影响不明显,为该区下一步致密砂岩气、煤层气合压合采研究提供依据。     

珲春盆地煤层多层合采储层伤害机理

珲春盆地是我国低煤阶煤层气勘探开发的又一重要领域。基于该区块重点井的排采数据及开发过程中遇到的问题,探讨了多煤层合采过程中煤层出露的伤害机理,初步形成了最大化煤层气产气效果的措施。结果表明,煤层气在压裂排采过程中,会受到多种因素的影响,包括自身孔隙结构特征,敏感性矿物和贾敏效应。这些都会导致压降漏斗形成不够充分,使得煤层气井难以达到预期效果的因素。煤储层出露会在井筒附近形成低渗流带,导致地层水和压裂液无法排除,煤层气解析过程终止,对煤层造成不可修复的伤害。科学的排采制度是煤层气成功的关键,严格控制上部储层出露时间,最大化压降漏斗范围,保证套管压力的平稳,发挥多煤层合采优势。     

定向井可调压式分层采油技术研究及应用

油井多层合采时,由于层间压力、油层物性、原油性质等差异,往往互相干扰,使部分油层不能发挥应有的作用。尤其三叠系延长组作为长庆油田主力开发层系,在纵向上表现为多套小层叠合,受超前注水、分层注水等影响,合采井层间压差大,层间矛盾突出。为减少层间干扰,提高单井产量,开展分层采油技术研究十分有必要。本文设计研发了新型分层采油装置,并且该装置可根据不同的地层压差通过计算进行压力调整。该装置适用于低渗透油井两层分采,由深井泵、分层采油控制器、封隔器连接组成,利用同一套采油管柱对两层油藏进行分采混抽,提高了单井产能。     

煤层气开发过程中的煤储层伤害机理综述

煤层气地面开发过程主要包括煤层气井的钻井、固井、测井、储层改造、排采设备安装、排采等一系列工程。而在煤层气开发过程中,应尽量避免煤储层伤害,否则将导致煤层气井产量下降,甚至不产气。本文从现场实际出发并结合其他地区煤层气开发经验,总结了开发过程中,导致储层伤害的钻井、固井、储层改造、排采四个方面的伤害机理。     

抽采制度对煤层气井产能的影响及机理探讨

本文通过研究韩城区块煤层气井抽油机平均冲次与日产气量的关系,揭示了抽采制度对煤层气井产能的影响。当抽采能力较强时,煤层中容易形成稳定水相流动,导致排水泄压效果差,不利于煤层气产出;当抽采能力较强时,产水阶段煤层压力充分释放,煤层气解析量大,气体相对渗透率大,气体产量高。     

我国煤层气勘探开发现存问题及发展趋势

针对我国煤层气开发的现存问题及发展趋势,从煤层气固溶体、煤储层多相介质、煤层气超临界吸附、低煤级煤含气量、煤储层多级压力降与多级渗流、水压与气压关系、动态渗透率等方面对我国煤层气基础研究薄弱环节进行了分析;从井间距、排采制度、钻完井增产改造、适应中国煤储层物性的开发工艺、平衡开发等方面对煤层气排采现存问题进行了评述。最后指出,我国煤层气勘探开发趋势是由中高煤级向低煤级储层、由浅部向深部、由单一煤层（组）向多煤层（组）、由地面开发向井地立体式开发、由陆地向海洋、由煤层气单采向煤层气与煤成气共采的方向发展。     

多层气井动态特征及开发效果分析

当前,很多气田已广泛实行的开采方式即多层合采,但这样的一种开采方式会受到多种因素的影响,包括气藏层间的压力和连通性、控制范围差异和渗透性差异等等,致使表现出来的特征有所不同。通过对数值试井方法进行应用,能够研究影响多层合采气井的敏感因素,并能掌握气井的开发动态情况,从而把适当的多层合采条件确定下来,本文结合M16井和M6井的实例,对数值模拟进行应用,并对两井的分层开采和一井的多层合采的油田开采效果进行了比较。通过结果可知,合采之后不会引起太强层间干扰,而相比于多层合采,分层开采的稳产年限较长,相差一年左右。表明,这一气藏间的地质条件没有较为显著的差异,开采方式可对多层合采方式进行选择。     

卫城气藏多层合采气井动态特征及开发效果分析

目前多层合采的开采方式已在各气田广泛实施,但多层合采气井将受多层气藏层间连通性,层间地层压力差异、渗透性差异及控制范围差异的影响而表现出不同的动态特征,运用数据统计分析的方法可以对多层合采气井敏感因素进行机理性研究,掌握多层合采气井开发动态的特殊性,由此确定气井多层合采的适用条件。文章对2口典型气井的生产状态进行研究,分析卫城气藏开发效果。     

某碎屑岩油藏油井生产井段层系重组界限研究

对于多数碎屑岩油藏,采用一套直井网开发多套储层,受层间非均质性影响,无法充分动用各套储层剩余油潜力。通过对L油藏生产及措施效果分析,利用数值模拟方法,建立了油井生产井段内各小层重组界限标准,包括层间渗透率级差、各小层累计厚度值、生产井段内合采层数、各小层间含油饱和度及压力系数差值等,指导油井射孔井段优化16井次,阶段累增油9 000 t,可为其他油藏提供借鉴经验。     

基于STM32的煤层气井积液面监测系统

实时准确的监测煤层井积液面变化是制定合理排采工艺的依据,对提高煤层气产量具有重要作用。针对现有煤层气井监测浅液面、合层排采时液面下降至下层煤之下时精确度差,甚至无法测量等问题,利用次声波穿透性强的特性设计一种新型煤层气井积液面监测系统。该系统由井口装置、GPRS无线传输、远程监控中心组成。微处理器采用STM32嵌入式系统,实现次声波与监测控制、信号采集处理、通信数据传输等,软件包括信号采集处理、数据传输、积液面高度计算等子程序。系统经过现场运行测试,实现煤层气井积液面的实时高精度监测,为制定合理排采制度提供了依据。     

大牛地气田多层合采井层间采收率影响因素浅析

大牛地气田属于鄂尔多斯盆地,是中国石油化工股份有限公司华北分公司开发地区之一,目前已建成年产30亿立方米产能,从2005年开发多层合采井以来,多层合采井井数已占总井数的55%以上,但对该区块多层合采井的产出影响因素仍在讨论中。通过在生产测井中的不同层位产出出现的变化,推导出必是层间某些因素影响层间产出,进而考虑这些因素是否对层间最终采收率进行了影响,出于以上考虑,特作此次研究分析层间采收率的影响因素。本次研究从ECLIPSE软件在理论模型中的应用中进行因素考察,分别进行了采气速度、渗透率、不同打开时机、有效厚度等因素对层间产出变化的模拟,并对多因素影响权重大小进行了研究。     

多层气藏合采产能研究

根据具有窜流的多层合采气井产能的地层模型,建立了考虑井储系数、表皮效应和储层应力敏感性影响的井口定产和井底定压情形下的多层合采气井渗流数学模型。通过配产研究,得到了定产时气井井底压力变化、各层的压力分布、各小层窜流量、各小层产量及各小层的产量贡献率;定井底压力时各小层的窜流量、气井总产量、各小层产量及各小层的产量贡献率。     

浅谈多油层笼统注水合采的层间干扰问题

储层各层间存在非均质性。在笼统注水合采过程中,由于各层物性参数的不同将导致地层压力不平衡,导致发生层间干扰现象。层间干扰使得流体渗流状态发生改变,每层的地层压力、注水量、渗流速度、含水率、油水前缘、见水时间等都会发生变化。层与层之间也会由于压力的差异而发生窜流,严重影响着最终采收率。通过分析可能会导致多油层笼统注水合采时发生层间干扰的因素,调整工作制度来降低层间干扰对采收率的影响,从而提高效益。     

华庆油田B区块储层非均质性及其对注水开发的影响研究

元城油田B区块长4+5储层物性较差,水驱规律复杂,导致油藏开发形势不断恶化。主要表现为:平面、剖面水驱不均矛盾突出;油水关系复杂,生产过程中见地层水;低产低效井数量多,影响区块稳产。本文从储层纵向、平面非均质性等方面出发,研究工区储层的平面、层间、层内非均质性。在此基础上,研究了隔夹层、渗透率对注采对应关系的影响,为更好的开发油藏、编制注采调控对策奠定基础。     

煤层气井小型压裂测试资料处理方法及应用

韩城煤层气田位于鄂尔多斯盆地东南缘,煤岩为瘦煤和贫煤,煤层渗透率低。压裂是改善煤层渗透性主要措施之一,而压裂前对煤层特征的了解,获取煤层参数对压裂方案设计尤为重要。在国内煤层气开发中韩城煤层气田首次将小型压裂测试应用到煤层气井获取煤层参数。通过对煤层气井韩1井小型压裂测试数据进行分析计算得到煤储层的平均地层压力、煤岩原生裂隙渗透率、以及在注入过程中裂缝延伸压力、裂缝延伸长度和裂缝延伸后渗透率等重要的地层参数,根据获取的地层参数指导韩1井压裂设计和施工,取得较好压裂效果及排采成效。建议推广应用煤层气井小型压裂测试和解释方法指导后期压裂,提高煤层气单井产量。     

特厚储层煤层气水平井开发技术研究——以海石湾井田为例

我国煤层气资源储量巨大,地面煤层气抽采是瓦斯防治及清洁能源利用的必然要求,符合国家“碳达峰碳中和”的发展理念。本文以海石湾井田为例,通过对研究区地形及储层特征进行分析,提出一种大角度上扬“L”型煤层气水平井的开发技术。在钻井方面,采用护管堵漏技术和特厚煤层中固井技术,为后续大规模压裂提供合格井筒条件;压裂方面,大排量光套管压裂技术、电缆泵送桥塞+射孔联作以及“一趟钻”钻塞技术的使用,提高了施工效率,达到了充分均匀改造储层的目的 ;排采方面,针对排采水CO2含量高的问题,设计一种加长型重力气锚,有效减少了有效减少气体对泵效的影响,并优化了下泵位置,有效防止出砂埋泵并兼顾降液面能力。该井最大产气量突破7000m3,稳定气量5000m3左右,创造了甘肃地区煤层气井产气量记录。     

抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖技术的应用

随着文明寨油田的长期注水开发,油田已进入高含水期。目前大部分注采井都是大段合注合采,受层间差异的影响,层间动用严重不均,造成部分高渗透层水淹严重,对应油井含水上升产能下降,而部分差层注不进水,对应油井低水平稳定,与高含水开发后期精细挖潜的要求不相适应。对此引进抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖技术的应用,有效缓解了层间矛盾,提高了油藏的采收率。     

鄂尔多斯盆地沿河湾地区长61储层产能预测评价

为进一步释放沿河湾地区长6₁储层产能,调整研究区长6储层技术开发方案,利用多测井参数建立储层产能预测模型来预测储层产能,并结合实际生产资料来验证模型的可靠性,分析预测产能的分布特征。研究表明:多测井参数产能预测模型的预测产能(0.84t/d和0.74t/d)与研究区长6₁储层实际产能(0.81t/d和0.77t/d)十分接近,误差在5%以内;储层预测产能在研究区内主要呈零散分布,长6₁^1-2小层是主要产层,高预测产能的D121井区、Q23井区、Q103井区、Q116井区、Q161井区等则是下步部署开发方案的重点。