量化指标在煤层气开发潜力定量评价中的应用

等温吸附曲线蕴藏了丰富的煤储层信息,对于认识煤层气开发潜力至关重要。为了更好地挖掘等温吸附曲线蕴含的丰富信息,定量评价煤层气开发潜力,首先对不同盆地/地区煤岩等温吸附曲线进行了对比分析,探讨了含气饱和度和临储比比值指标的意义和局限性,在此基础上,提出临储压差、临废压差和有效解吸量3个量化指标,并结合具体实例对其应用效果进行分析和论述。研究表明,含气饱和度和临储比是比值指标,可以用来对比评价不同区块、不同煤层、不同井之间开发潜力的优劣和定性评价煤层气开发潜力;相比而言,临储压差、临废压差和有效解吸量可应用于区块和单井不同层次煤层开发潜力定量评价中,能够更好地反映煤层气开发潜力。实例分析表明,寿阳区块15号煤储层有一定的开发潜力,但因其煤岩吸附时间长(扩散速度低),需在见气后通过较长时间的缓慢排采,实现产气潜力的释放;恩洪EH-C6井需要较长时间的前期排水降压过程,但其开发潜力比较乐观。     

古蔺叙永地区煤层气勘探开发前景分析

在加大油气资源勘探开发力度,提升国内油气资源保障程度,加快四川省清洁能源示范省的建设进程中,古蔺叙永地区煤层气资源的勘探开发,对加快四川省煤层气资源开发利用步伐意义重大。在总结2002年以来古蔺叙永地区煤层气资源勘探研究、煤层气参数井施工、地面抽采井试气工程的成果基础上,阐明由层滑构造控制形成的构造煤是制约该地区煤层气商业化开发的主因,从煤储层解吸效率等参数角度剖析提高煤层气井产量的原理和方法,认为临储压差、临废压差、有效解吸量和解吸效率四者共同控制着煤层气井产气潜力。研究区煤层气资源富集,具有较好的开发前景。建议加快规模化开发,开展适合构造煤储层改造方式的研究,加强深部煤层气勘探,扩大煤层气工作有利区,实现四川省煤层气资源综合勘查开发利用的目标。     

高煤阶煤层气储层产气能力定量评价

煤层气高产区有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义,为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数和产气能力指数4个参数对煤层气储层产气能力进行评价。结果表明:煤层气井日产气量随储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数的增加而增加,但相关性相对较差;当储层含气性指数大于100 m·m~3/t时,或煤层甲烷解吸效率指数大于0.04(MPa·d)~(-1)时,或气水产出效率指数大于1 mD·MPa时,单井日产气量能够达到800 m~3/d以上。产气能力指数为储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数和气水产出效率指数的乘积,能够有效表征储层产气能力强弱,产气能力指数越大,煤层气井产量越高。当产气能力指数大于0.3和10 mD·m·m~3/(t·d)时,对应的单井日产气量分别大于800和1 500 m3/d。     

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气富集区高产水井排采效果剖析

鄂尔多斯盆地东缘保德区块煤层气富集区高产水井的产气效果差异大,为了提高煤层气的产气效果,有必要确定产出水来源,划分高产水井类型、明确有助于产气的高产水井特征。通过分析保德区块煤层气富集区内500余口煤层气井,首先确定该区煤层气富集区高产水井的分布特点及产出水来源,划分出富集区两类高产水井,其中第一类高产水井为有效贡献井;然后利用生产数据分析、测井模型计算及煤层气数值模拟等方法,剖析富集区第一类高产水井案例,明确了采出水不仅来自其煤层及顶底板水,同时还有邻井的煤层及顶底板水汇聚,验证了低构造部位高产水井的长期排采,有利于周边相对高构造部位井的排采降压。结论认为,富集区第一类高产水井产水来源仅来自煤层及顶底板,埋深小于1 000 m、远离供水区、位于构造相对低势点,虽然产水量大,但对于相邻井的排水、缩短见气时间、提高面积降压效果、形成井间干扰及扩大解吸范围发挥了重要的积极作用。该研究成果可为煤层气井高产水原因分析、优化井位部署以及关于高产水井停止或继续排采等生产决策提供参考。     

类比技术在煤层气储量评估中的应用

煤层气独特的产出机理决定了其充分解吸产气需要较长的排采时间,难以在短时间内取得产能数据,影响了储量提交工作。利用实际生产资料,探讨了煤层气的产出规律,并对各种储量估算方法的特点和适用条件进行了讨论,在此基础上,提出采用类比技术,从地质背景、储层控制与资料录取齐全程度、煤层电性特征、产气煤层厚度、煤层含气量、储层物性和临/储比值这7个方面进行类比分析,以配合其他方法综合论证储量参数、采收率、产能潜力和储量估算,使结果更趋合理、科学和准确。该方法技术在实际中得到应用并取得了良好的效果。     

降压速率对沁水盆地南部高阶煤产气能力的影响

参照山西晋城地区大宁煤矿3号煤层,设计模拟地层条件下解吸仿真实验,进行相同流体饱和状态、不同降压速率下的解吸模拟实验,对产气量及样品两端压力变化进行分析,并对部分实验现象进行机理探讨。实验结果表明,无论快速降压还是慢速降压,高阶煤吸附的甲烷均能有效解吸,解吸效率均能达到90%以上;解吸过程中产气量曲线存在明显拐点,均出现在煤块整体降至解吸压力之后;高阶煤甲烷解吸主要受压差驱动,高压差有利于快速解吸;快速降压出现解吸拐点时间更早,且快速解吸段产气速率更高。实验结论对原公认的煤层气井排采需要坚持"缓慢、长期"的原则提出了质疑,认为对于高阶煤层,快速排水降压可有效提高煤层气开采的经济效益。沁水盆地南部樊庄区块和郑庄区块快速降压排采现场试验结果显示,提高排水降压速率可以显著提高气井的峰值产量并缩短气井达到经济产量的时间;相比慢速排采策略,快速降压排采的气井平均达产时间缩短一半,高峰产气量更高。图8表5参22     

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。     

煤层气井渗透率时空变化规律研究及应用

针对煤层气井排采过程中渗透率变化规律认识不清的问题,利用煤层气产出过程中的正、负效应,渗流及等温吸附理论,得到排采过程中煤储层渗透率随时间及距离变化的数学模型。研究表明：单相水流阶段,液面降速越慢,负效应导致的渗透率降幅越小;气水两相流阶段,适当提高液面降速,正效应越显著;在排采过程中,渗透率呈非对称“V” 型变化;对于临储压力比较高的煤储层,采取“低降幅憋套压”的方式能够扩大煤储层的气体解吸范围。研究成果为煤层气井的现场排采控制提供理论指导。     

沁水盆地潘河区块煤层气井负压抽采增产效果

潘河区块煤层气井经过数十年的勘探开发已进入开发后期,产量持续衰减,难以通过排水降压方式提产。因此,基于等温吸附理论,分析了不同解吸阶段煤层气解吸速率,提出采用井口安装压缩机的新型开发方式,通过负压抽采降低井筒压力扩大生产压差,提高煤层气井开发后期产量。结果表明:①通过煤层气等温吸附曲线曲率函数将煤层气的等温吸附划分为低效解吸、缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸4个阶段,在敏感解吸阶段,煤层气井解吸效率最高,产气量上升最快;②负压抽采井需满足储层条件好、剩余资源丰富,前期排采效果好,产量衰减明显、煤层裸露等条件;③潘河区块多数煤层气井井底流压处于敏感解吸阶段,通过负压抽采方法进一步降低井底流压,产量提升明显。     

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。     

基于储层“三品质”的煤层气产能主控地质因素分析

煤层气资源性、可改造性和可采性是影响产能的3个关键储层品质。通过对比DJC区块67口排采时间3年以上的直井生产数据,详细剖析了储层三品质与煤层气井产能之间的关系,进而分析了影响储层三品质的关键地质因素。结果显示：①当资源丰度大于1.2×10⁸m/km²时,平均日产气量大于1 000m/d;开采煤层厚度稳定且变化较小,含气量是决定资源丰度大小的关键参数;②划分出5种压裂曲线类型,其中下降稳定型和下降波动型产气效果最佳;断层、煤体结构和地应力共同控制储层改造效果;③影响煤层气可采性的地质参数主要为临储比和渗透率,当临储比大于0.6,米产水指数大于0.8m/(d·m·MPa)时,煤储层整体排水降压相对容易,产气效果较好。     

不同煤阶煤层气吸附、解吸特征差异对比

研究煤层气吸附、解吸特征差异，是揭示煤层气成藏机理及高效开发煤层气的基础。高、低煤阶煤层气藏吸附、解吸特征受煤储层物性差异的控制，呈现出显著差别，目前这方面的研究还基本上处于空白。利用煤层气成藏物理模拟及热变模拟实验等手段，研究了高、低煤阶煤层气吸附、解吸特征的根本性差异，并深入剖析了该差异的形成机制。结果显示：高煤阶煤层气藏吸附平衡时间长且较分散，初期相对解吸百分率与相对解吸速率低；低煤阶煤层气藏吸附平衡时间短而集中，初期相对解吸百分率与相对解吸速率高；其化学分子结构、物理结构及显微组分的差异是导致该差异的主要原因。因此，高煤阶煤层气藏解吸效率较低，开发难度较大，低煤阶煤层气藏开发较容易。同时，构造热事件对高煤阶煤储层的改造作用很显著，有助于高煤阶煤层气藏的开发生产。     

煤层气井合理放气套压的确定及其应用

煤层气井提产阶段和稳产阶段需要确定合理放气套压,才能够获得稳定的气流补给。根据煤储层启动压力梯度、渗流理论和煤层气开发地质理论,构建了煤层气井憋压阶段套压变化的数学模型;利用沁水盆地大宁区块的煤层气勘探开发资料验证了该模型的准确性,并分析了放气套压差值对平均日产气量的影响规律。模型计算结果与现场数据吻合较好时,煤层气井的产气量较高;当计算出的放气套压与实际放气套压的差值小于等于0.15 MPa时,煤层气井稳产期的产气量能达到1 000 m3/d以上;大于0.15 MPa时,需要降低产气量来维持其稳定性。研究结果表明,日产气量随实际放气套压与计算值之间差值的增大呈幂函数减小,建立的煤层气井憋压阶段合理放气套压数学模型可为现场排采控制提供理论依据。      

一种煤岩储层保护装置的研制与应用

煤岩储层大的比表面积、较强的应力敏感和吸附能力导致其更易受到伤害,进而影响煤层气采收率。为减少修井过程对煤岩储层造成的伤害,设计了煤层气井用煤岩储层保护装置。该装置主要由单流阀、中心管、弹簧和弹簧外管组成,单流阀控制地层液向井筒单向流动,中心管、弹簧和弹簧外管相互配合,修井时可以利用压差的增大关闭井筒内井液流道,实现隔绝储层的目的。前期在3 口井进行了试用,作业后产气均恢复至原有水平,产气恢复时间缩短为原来的15%,说明该装置能有效隔绝储层,实现保护储层的目的,为煤层气井修井过程中的煤岩储层保护提供了新的方法和思路。     

潮水盆地煤层气储层特征及勘探潜力

为查明河西走廊北部潮水盆地煤层气富集规律及成藏主控因素,从煤层分布特征、煤岩煤质特征、煤岩演化程度、煤层等温吸附特征等方面,分析了该区煤层气的储层特征。结果表明：潮水盆地煤岩演化程度低,处于低煤阶褐煤-气煤演化阶段;煤层兰氏压力高（5.95~6.90 MPa）,利于煤层气的解吸。通过进一步的现场解吸实验,测试了该区A1、A3井煤层的含气量（分别为0.25、0.56 m³/t）,并从生气条件、保存条件两个方面分析得出导致其煤层含气量低的主要原因为：①盆地发育拉张性正断层,成为煤层气逸散的通道;②盆地西部缺少区域性盖层,直接盖层为砂岩,导致煤层气散失;③缺少生物气的补充。最后,综合评价了各构造单元的勘探潜力,认为红柳园坳陷生物气特征明显且顶板盖层封盖性好,可作为该区下一步煤层气勘探的靶区。     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

火山岩侵入对低煤阶煤层气藏的影响

阜新盆地王营—刘家凹陷瓦斯涌出量远远超过煤层气吸附量,且成因复杂。对王营—刘家煤层气藏地质背景、气藏特征、气藏形成的关键因素进行了分析。研究表明气藏受辉绿岩墙影响非常显著,岩墙侵入不仅促使煤层气大量二次生成,也使得阜新组底部的油页岩成熟生气,作为主要气源补给,使地下水沿露头和岩墙向凹陷深部双向补给,构成滞流水及承压水封闭体系,并沟通水力联系,提供了煤层气扩散—运移通道;研究还证实了王营—刘家煤层气藏存在大量游离气,封闭性断层阻止了煤层气大量逸散,天然焦分布区域是王营—刘家凹陷煤层气开发的首选目标区,煤层气高产井沿岩墙呈环带状展布。因此,在低煤阶煤层气勘探中,可适当借鉴常规天然气勘探思路,采取常规天然气评价选区与煤层气地质研究相结合的办法。     

适合中国煤层气藏特点的开发技术

分析了常规煤层气开发技术的特点,认为常规技术对中国煤层气藏开发有很大的局限性。因为中国煤层气藏具有低渗透、难脱附、驱动力不足和构造煤发育等6个方面的重要特性,所以要求其相应的开发技术要在提高导流能力、建立有效压差、加快脱附速度、利用应力释放场、规避构造煤等5个方面给予配套。为此,设计了适合中国煤层气藏特点的3个开发技术系列,包括:煤矿采动影响区特殊采气技术,多井眼多分支水平井与洞穴技术,常规技术。