沁水盆地樊庄区块煤层气直井排采特点

沁水盆地樊庄区块3#煤层具有埋深适中、煤层厚度大、分布稳定、煤质好、煤层割理发育、保存条件好等诸多特点,但受地质构造、水动力条件等因素控制,平面上具有"富集成片,贫瘠成带"的分布规律,大部分区域利于煤层气规模开发。本文以樊庄区块煤层气井生产数据为基础,将煤层气直井排采生产分为排水降压、控压阶段、稳定产气、产气衰减四个阶段;综合分析了樊庄区块煤层气直井生产过程中的产气、产水变化特点,总结出各阶段控制要点,这些认识对今后煤层气排采工作具有借鉴意义。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态诊断方法

受多因素影响,煤层气井的排采动态具有复杂多变的特点,对煤层气井的排采动态进行诊断,有助于煤层气开发井层优选和压裂方案制定。以均匀分布在柿庄区块的单采3号煤层的30口煤层气井的静态地质资料和排采动态资料为基础,通过单井典型日产水量和典型日产气量指标提取和气水产出关系分析,从井筒和压裂煤层系统封闭性的角度,讨论高产水的外源成因,进而提出单井排采动态层次诊断方法,并通过实例分析进行验证。研究表明,柿庄区块煤层气井产气与产水之间存在负向包络而非简单的相关关系,高产水对产气有明显的抑制作用;断裂和压裂缝沟通含水层是造成柿庄区块部分煤层气井高产水及井间排采动态差异的重要原因;"一看断裂,二看压裂缝类型,三看岩性组合"的单井排采动态层次诊断方法,在柿庄区块单井实例分析中得到验证,该方法具有一定的普适性,可推广应用到其他煤层气区块的单井排采动态诊断分析中。     

沁水盆地樊庄区块提高产能建设到位率的研究

如何减少煤层气低效井,提高产能建设到位率是目前煤层气开发过程中急需解决的关键问题。本文以投产时间长,集输系统较完善的沁水盆地樊庄区块为例,结合该区块开发历程和效果,利用大量的实际生产数据,研究总结了该区低效井的形成原因,提出了提高产能建设到位率的建议。分析指出早期地质认识不足、储层改造针对性不强、储层保护意识不够、排采认识不到位、抽排工艺适应性不高是导致该区部分井低效的主要原因。     

沁水盆地樊庄北部构造特征与煤层气富集

樊庄区块位于沁水盆地南部,地层自下向上依次有本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组,其中太原组15号煤和山西组3号煤是区内可采煤层,也是煤层气开发的目的地层。本文通过樊庄北部三维地震解释成果,利用导向滤波、相干属性等手段,对区内断层、褶皱、微构造、陷落柱精细刻画,对煤层构造、埋深、厚度、含气性有了更全面的认识,揭示了区内发育多期褶皱断层复合叠加带,陷落柱聚集和带状分布特征,地下水由西南片向东北片不断运移,影响了不同流经区域的产气量,综合以上分析,认为构造是樊庄北部煤层气富集的主要影响因素。     

樊庄煤层气井X1产能模拟及排采优化对策

对樊庄区块煤层气井X1进行产能模拟并分析其产气效果,通过选取同区域、相似地质条件的若干高产井进行排采对比,得出有助于X1井产能提升的排采优化对策:合理控制套压和液面深度;适当增加排水量;分级逐次降压。     

樊庄区块煤层气直井产气曲线特征分析

本文主要以沁水盆地樊庄区块实际排采资料为基础,结合本区煤储层特征,利用对比、统计的方法,进行生产动态跟踪分析。研究结果表明:樊庄区块煤层气直井投产至解吸的时间一般为2～4个月,开始产气到稳定产气的时间一般为1～1.5年,且稳产时间长。同时由于区内地质条件、井网井距、压裂效果、排采控制等的差异性,导致实际生产过程中产气曲线呈现出"双峰型、"台阶型"、"缓坡型"、"单峰型"、"直线型"等5种类型。     

沁水盆地樊庄区块煤层气开发生产规律分析

为科学判断高阶煤煤层气田开发趋势,合理预测煤层气产量,以高阶煤煤层气区块中开发时间较长,具有较强代表性的樊庄区块为主要研究对象,基于"三要素"认识划分开发单元,提出有效动用储量的概念,综合应用生产数据统计与数值模拟技术进行生产规律研究,研究结果表明樊庄区块煤层气开发呈现3点规律:不同开发单元,采气速度越快,稳产期越短,初期递减率越大;樊庄区块采出程度20%左右产量进入递减期,递减出现时采出程度与井网井距密切相关;煤层气井产量递减初期递减速度相对较快,呈指数递减,后期递减速度减缓,表现双曲递减特征。     

浅析樊庄区块煤层气井产能的主要影响因素

基于沁水盆地樊庄区块煤层气地质特征,选取樊庄区块9口典型单井进行产能差异分析,研究表明:煤层渗透率、储层压力、储层厚度、含气量、构造和埋深地质条件为主要影响因素。     

沁水盆地樊庄区块煤层气高产井递减特征及采收率预测

以沁水盆地南部樊庄区块煤层气开发实践为基础,分析高煤阶煤层气井生产特征,采用Arps产量递减分析方法,研究煤层气高产井递减类型及递减率分布规律,讨论煤层气井生命周期内采气速度和采收率变化情况。研究结果表明:煤层气井排采4~7 a后逐渐出现递减趋势;递减符合指数递减规律,递减率变化区间为5.1%~37.5%,平均20.9%,其中水平井递减比直井略慢;排采15 a,直井地质储量采收率65.04%,水平井66.64%;当单井经济极限500~1 000 m3/d时,直井经济开采年限12~15 a,采收率59.8%~65%;水平井经济开采年限24~28 a,采收率73.4%~74.4%。     

郑庄与樊庄区块高煤阶煤层气开发差异及其主控因素

查明高煤阶煤层气开发差异的主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部郑庄和樊庄区块高煤阶煤层气井生产特点对比,首次提出了储层流体可疏降系数以反映流体在煤层中疏降能力,探讨了地质、储层和流体等因素对高煤阶煤层气井气、水产出的差异控制并揭示了主控因素。结果显示：相对樊庄区块而言,郑庄区块煤层气井产气量低、产水总量大、解吸前排采时间长、气水产出比小,且地质和储层特点表现为地应力梯度高、地温梯度较高、煤厚较薄、煤层结构较复杂、裂隙较发育、渗透率较低、储层流体可疏降系数较小等。影响区块煤层气井产出差异的直接因素为渗透率和储层流体可疏降性,而控制渗透率的关键地质因素为地应力、控制储层流体可疏导性因素为煤储层本身特性。建议该区块有利区优选以寻找低地应力条件为主,针对高地应力区宜采取有利于地应力释放的储层改造措施。     

山西沁水盆地柿庄北地区煤层气潜力

本文是在二维地震和煤层气参数井勘探成果的基础上,对沁水盆地柿庄北区块的石炭-二叠系煤系地层进行了广泛的评价。地质背景调查与煤储层分析结果表明该地区具有地质构造简单、煤层发育稳定、煤层气含气量高而饱和度适中的特点。根据本次工作所确定的煤层气估算资源量为402.93亿m3,并通过对本区以往勘探成果的阐释,从而有助于确定该地区煤层气资源的商业开采潜力。     

樊庄区块煤层气开发地质类型与开发技术模式

针对樊庄区块3号煤层划分为4类地下水补给类型以及6类开发地质类型情况,提出并探讨了该区块煤层气开发技术模式。研究认为,供给型难解吸储层有越流补给,且渗透率较高,适合大间距井网、小规模压裂和高抽油机冲次;补给型难解吸储层地下水流体势较低,可采用大间距井网、大规模压裂和高抽油机冲次;半封闭型难解吸储层补给水量较小且持续性好,适合于小规模压裂、高抽油机冲次;半封闭型易解吸储层补给水量较小且持续性差,可采用大规模压裂和高抽油机冲次;封闭型易解吸储层地下水流体势较高,适用于大规模压裂和低抽油机冲次;封闭型难解吸储层渗透率过低,可采用大规模压裂、小间距井网、低抽油机冲次。     

沁水盆地和顺区块煤层气富集地质控制因素分析

本文从资源因素、煤储层因素及保存因素三个方面对沁水盆地和顺区块太原组15#煤层气富集规律进行了分析。结果表明:(1)顶板岩性和上覆盖层累厚度对煤层气的保存有一定的控制作用,与含气量相关性强;(2)构造对煤层气富集有较大的影响,距离断层/陷落柱越近,煤层保存条件越差,煤层含气性越差;(3)埋藏深度对渗透率、产能的影响不明显,但对煤层气含气量成明显正相关,反映埋深对煤层气选区评价具有一定程度的正面影响,对埋深单因素的评价标准应适当放宽。     

沁水盆地煤层气勘探开发回顾与展望

发展新能源是保障国家能源安全的一项战略举措,而开发煤层气是中国石油贯彻落实国务院关于改善能源结构、加强安全环保等重要指示精神,履行经济、政治和社会责任,实现科学发展的实际行动.按照<中国石油新能源业务"十一五"发展规划>中提出的"以积极态度,集中力量,以山西沁水盆地煤层气田规模开发为主,稳妥、有序、有效推动煤层气开发,努力为经济社会发展提供更清洁、更经济的能源保障"的指示精神,华北油田公司把加快煤层气勘探开发、增强自主创新能力,作为推进公司健康发展的重要序列之一,并对煤层气勘探开发工作提出了明确的工作目标、工作思路和"三步走"发展战略,努力推动煤层气勘探开发的大发展.     

山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议

通过研究近几年沁水盆地煤层气的资源、地质、储层成果,剖析山西组3号煤层和太原组15号煤层性质差异及其根源,分析煤层气勘探开发生产状况,进一步论述了当前沁水盆地煤层气勘探开发所存在的问题,认为沁水盆地是我国煤层气勘探开发投入工程量最多、研究程度最高、产量最大的盆地。提出沁水盆地已经具备作为整装特大型天然气田开发的条件,应该集中力量加快3号煤层煤层气勘探力度,积极研发15号煤层煤层气开发技术,争取到“十二五”末,煤层气探明储量达到8000亿m^3,建成年产量50亿m^3煤层气生产基地。     

沁水盆地南部煤层气储层纳米级孔隙特征研究

纳米级孔隙是煤储层吸附甲烷的主要场所,通过对沁水盆地南部4个矿区12个代表性煤样的液氮吸附实验,详细分析了煤的纳米级孔体积、比表面积、孔径分布及孔形结构等孔隙特征(1.5¹00 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5100 nm);并探讨了孔体积和比表面积与煤变质程度、显微组分和矿物质含量的关系。研究结果表明:煤中BJH孔体积为0.000 5⁰.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.1960.003 45 cm3/g,BET比表面积为0.196².654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(102.654m2/g。煤样纳米级孔体积由过渡孔(10¹00 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5100 nm)主导,而比表面积由亚微孔(1.5⁵ nm)控制。实验煤样的吸附回线可以分为4类,根据吸附回线可将实验煤样的孔形结构分为半封闭孔、开放孔、细瓶颈孔。随变质程度增高,孔体积和比表面积均表现出先降低再增加的趋势;比表面积与镜质组含量存在微弱的正相关关系,而与矿物质含量的关系则相反。     

沁水盆地煤层气富集影响因素及富集区类型划分

为了对沁水盆地的煤层气富集特征有更清楚的认识,在总结盆地研究成果基础上,针对盆地15#煤层,分析影响煤层气富集的因素。认为影响煤层气富集的因素中煤层埋藏史、煤岩组成、水动力条件及顶板性质是最主要的因素:埋深大、高镜质组含量、弱水动力条件、致密岩层封盖等有利于煤层气的富集。将煤层气富集区分为8种类型,其中向斜带泥岩、灰岩封盖区有利于煤层气保存,断裂带区、单斜带砂岩封盖区最不利于煤层气保存;背斜带灰岩封盖区及断裂带区有利于煤层气开发,是潜在煤层气高产区。