多层叠置含煤层气系统递进排采的压力控制及流体效应

为了研究多煤层发育地区各含气系统排采次序及压力控制下的流体效应,以指导煤层气井排采制度设计,从贵州省织纳煤田选择了1口煤层气参数+试验井,在划分多层叠置含气系统的基础上,分析了各含气系统静止液面压力、储层压力、临界解吸压力特征,设计了各含气系统递进排采次序及排采压力控制方案;模拟了单含气系统分排、多含气系统合排及多含气系统递进排采各阶段的流体效应。模拟结果表明：①单独排采各含气系统时,产气量低,排采时间短,成本高;②多含气系统递进排采平均气产能和累计产能高、稳产期时间长,但多含气系统在合层排采时,由于各系统压力不同,系统间存在相互干扰,并非所有含气系统都有产能贡献;③多层叠置独立含煤层气系统可根据各系统内煤储层压力、临界解吸压力和产气压力来设计递进排采次序,先排采临界解吸压力和产气压力高的含气系统,当压力降到另一含气系统的临界解吸压力和产气压力时,再进行两个含气系统合排,依此递进排采所有含煤层气系统。     

一种确定煤层气地面垂直井排采制度的简易方法

以渗透率为核心,探讨了煤层气垂直井排果过程中井底流压、地层供液量等与渗透率的对应关系,并据此分析了舍适的排采制度,划分了煤层气井排采阶段,最终形成了一种确定煤层气井排采制度的简易方法。研究结果表明：井底流压在2／3的原始储层压力以上时,渗透率变化不大,即应力敏感效应不强;井底流压小于2／3倍原始储层压力后,应力敏感效应增强。当井底流压接近并达到临界解吸压力时,地层供液量开始减小,此时控制套压、减少产量有利于扩大压降范围;当储层压力降低至临界解吸压力后,渗透率得到大幅改善,可保持较小冲次,获得稳定气产量。开发实践证明该万沽在获取煤层气井最大产量方面有较好的实用性。     

基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。     

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。     

煤层气井排采影响因素及其控制措施

排采是煤层气开发的重要环节，合理的排采方案制定对高效开发煤层气藏具有重要的意义。为进一步认识影响煤层气井排采的因素，阐述了煤层气井生产过程中可能存在的储层伤害机理，包括储层应力敏感、近井地带伤害、煤粉运移和压降传递规律；基于最小化上述机理伤害的原则，对煤层气不同开采阶段的压降速率进行了理论研究和探讨，提出了煤层气井排采优化方法。研究结果表明：①在煤层气生产初期，适当提高排采速率不会引起严重的应力敏感效应，但能够有效增加排液效果，对生产有利；②对于压裂作业造成近井地带的伤害，可以通过适当放大排采压差排出因压裂而产生的堵塞物，使近井区域渗透率恢复；③在煤层气井生产中后期，建议采用间或放大压差的方式解放圈闭气，提高产量；④对于易产煤粉储层，在井底压力略大于临界解吸压力时，应加大压差快速排水，使气水两相流区域尽快出现，阻止储层远端水的快速产出，以达到抑制煤粉的目的。     

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。      

高煤阶煤层气井不同排采阶段渗透率 动态变化特征与控制机理

煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发地质领域的研究热点之一。根据无因次产量分析方法,基于沁南地区15口高煤阶煤层气井排采数据,采用无因次产气率指标,将排采阶段定量划分为排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段;引用物质平衡方法,利用生产数据,计算并分析了各井不同排采阶段渗透率变化值。从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面,阐释了高煤阶煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化特征与控制机理。研究结果表明,在高煤阶煤层气井排采过程中,煤层渗透率呈现降低—恢复—升高的特征;有效应力效应和基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的变化特征;吸附与解吸特征从根本上控制了基质收缩效应的作用时间与强度。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×10⁸ m³,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法（排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力）;研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸ m³煤层气产能建设提供了技术支撑。     

煤层气多分支水平井产能影响因素及增产稳产对策——以鄂尔多斯盆地三交区块为例

鄂尔多斯盆地三交区块的煤层气开发以多分支水平井为主,由于对煤层气井产能的影响因素认识不清,部分煤层气井未获得高产、稳产。为此,在分析区块地质特征和生产特征的基础上,通过对比不同水平井的产气效果,找到了影响多分支水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高多分支水平井产能的对策。研究结果表明：①影响区块多分支水平井产能的主要因素是工程因素和排采因素,其中前者主要是由于钻井工艺的不成熟和完井工艺的不完善引起水平井主支井眼的垮塌,进而导致产气通道的突然堵塞,而后者则主要是排采控制的不合理引起煤储层产生压敏效应、速敏效应和贾敏效应,进而导致煤层渗透率缓慢降低;②通过优化并采用“前进式”单主支筛管钻完井技术、“四平行主支”筛管钻完井技术以及“鱼骨状”多分支水平井筛管完井技术等有针对性的措施,水平井的井眼稳定性、单井控制面积以及煤层气的产出效率显著提高;③将该区煤层气排采划分为无效解吸、低效解吸和高效解吸3个排采阶段,并制定了各阶段井底压力下降速率和产气增长速率的定量化控制指标,多分支水平井稳产期进一步延长,产气效果显著提升。     

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。     

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。     

Characteristics and control mechanisms of coalbed permeability change in various gas production stages

According to dimensionless analysis of the coalbed methane (CBM) production data of Fanzhuang block in southern Qinshui basin, the dimensionless gas production rate is calculated to quantitatively divide the CBM well production process into four stages, i.e., drainage stage, unstable gas production stage, stable gas production stage, and gas production decline stage. By the material balance method, the coal reservoir permeability change in different stages is quantitatively characterized. The characteristics and control mechanisms of change in coalbed permeability (CICP) during different production stages are concluded on five aspects, i.e., permeability trend variation, controlling mechanism, system energy, phase state compositions, and production performance. The study reveals that CICP is characterized by first decline, then recovery, and finally by increase and is controlled directly by effective stress and matrix shrinkage effects. Further, the duration and intensity of the matrix shrinkage effect are inherently controlled by adsorption and desorption features.     

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。     

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例,以排采工程数据为主要依据,探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制,揭示排采液面-套压协同控制过程,并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计,获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明,樊庄区块煤层气井需经历"以液为主-气、液混合-以气为主"的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段,其中,排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段,也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数,以井底流压为评判指标,采取缓慢、长期的排采原则;憋压阶段以日产水量和套压为控制参数,以憋压、稳定动液面的方式实施管控;产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则,保持套压高于0.2 MPa,控制日产水量缓慢降至0.2~0.5 m³,使动液面深度回升至煤层中部以上10~50 m;稳产阶段需适当憋压,稳定动液面在煤层以上,并维持排采作业稳定;产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整,使产气量、产水量平稳下降。     

我国煤层气藏特征及提高地面抽采效果的方法

煤层气藏与常规天然气藏相比,其赋存状态、成藏过程、气藏边界以及开采规律存在着本质差别,根据近年来我国煤层气开发的探索与实践,提出了依"势"布井的理念,应利用煤层中水的"重力势能",根据煤层重力场、地应力场、压力场的分布特征,合理选择井型,部署井网,提高地面抽排煤层气效果;认为对于煤层气多分支水平井,高的煤层钻遇率未必能够带来高的煤层气产量,实钻中的井眼轨迹控制应以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼。分析认为,通过提高储层温度来提高煤层气产气量,以及开展构造煤的钻井技术研究,是今后煤层气开发的重要研究方向之一。     

潘河煤层气试验区产能影响因素分析

煤层气生产过程中，为了掌握其生产动态，提高煤层气井的产能，有必要对煤层气产出特征进行综合分析，总结其变化规律，确定影响产能的主要因素。以潘河煤层气生产试验区的实际排采资料为基础，从煤层气的运移机理以及产出特征出发，利用对比、统计方法，综合分析了生产各阶段气、水产量变化趋势及其主要控制因素，把区内煤层气产出曲线划分为3种特征类型：高产-低产-高产、中高产-高产、高产-低产，其中高产-低产-高产曲线类型为主要特征类型。研究结果表明：煤层含气量、构造、煤层埋深、储层裂隙发育特征等是影响煤层气产能的重要因素，含气量、煤层埋深则影响生产曲线的阶段特征，裂隙发育的地区往往是高产井分布区，向斜部位的井对于井网的整体排水降压具有重要的意义。     

钻井完井液对煤层气解吸—扩散—渗流过程的影响——以宁武盆地9号煤层为例

煤层气以吸附气为主,解吸-扩散-渗流过程共同控制着煤层气的产量,仅采用基于达西定律的渗透率的方法来评价煤层气储层损害有待完善。为此,基于煤岩储层微观结构特征和煤层气运移产出机理,以宁武盆地9号煤层和现场用钻井完井液为研究对象,开展了煤层气解吸、毛细管自吸和钻井完井液动—静态损害评价等实验,并采用微观手段分析了钻井完井液影响煤层气解吸—扩散—渗流过程的机理。结果表明:钻井完井液作用后煤样与平衡水煤样、饱和水煤样相比,煤层气解吸量和扩散系数降低;与地层水相比,煤岩对钻井完井液的自吸能力强且吸附滞留严重,导致气相返排率偏低;钻井完井液滤液损害是造成煤层渗透率下降的主要原因。结合红外光谱、润湿角测定和扫描电镜分析结果,得出认识:钻井完井液滤液通过改变煤的结构、润湿性和孔隙连通性,进而影响到了煤储层气体的运移行为。     

低渗非达西煤层气井渗流数学模型建立与应用

低渗透煤层气藏中的气体渗流存在非达西效应,使用常规方法对其进行产量预测与计算时易出现误差。为有效解决该问题,在考虑启动压力梯度影响的条件下,建立了低渗煤层气藏气、水两相渗流数学模型。利用有限差分法进行了数值求解,编制煤层气直井开采数值模拟计算程序进行了产能预测,并分析了煤层参数对产量变化的影响。研究表明:①煤层气井生产时,存在气产量迅速升高、水产量迅速降低的阶段;②吸附时间越短,气产量越早到达高峰期,一定时间内产量也越高;启动压力梯度越大,高峰期后产量下降越快,最终产量也越小;③吸附气超饱和煤层气产量>饱和煤层气产量>欠饱和煤层气产量。