煤岩气藏损害机理及保护技术研究

低压、低渗煤岩气藏钻井完井作业过程中储层损害严重,严重制约气藏开发成功率。提高煤岩气井单井产能,增大开采效益,必须避免或降低储层损害。介绍了煤岩储层特性,分析了煤岩储层损害机理,指出煤岩储层保护应以保护裂隙为主,总结了保护储层的钻井工艺,钻井液技术及压裂增产措施。提出推进煤岩气藏勘探开发水平的提高,必须重视煤岩储层损害机理及保护技术的的研究。     

火山岩气藏裂缝地质建模在徐深气田的应用

徐深气田xsX区块属构造岩性气藏,储层复杂、非均质性强。以xsX区块为研究对象,在岩芯、成像测井、地震等数据的基础上,基于离散化裂缝网格建模技术(DFN)建立xsX区块双重介质地质模型,利用测井、试井资料检验了离散化网络模型准确性,验证结果显示模型符合气藏的地质和生产特征。通过分析裂缝孔隙度、裂缝渗透率等参数研究了xsX区块的储层裂缝分布特征,发现无论是平面上还是垂向上都存在非常强非均质性。该模型为区块数值模拟的开展奠定基础,为气藏调整挖潜提供技术支撑。     

广安地区上三叠统T3X6气井产能控制因素综合研究

总结广安气田致密砂岩气藏储层岩性、物性等参数基础上,重点综合分析产能与岩性、沉积微相、井型、钻开储层方式、增产措施类型间的关系。研究表明,储层有利发育区沿长石含量相对较高的物源控制的分流主河道、水下分支河道及河口坝,单井测试产能10×104m3/d以上。水平和分支井钻完井时间长,泥浆滤液和完井液侵入深,水锁和泥浆高分子材料堵塞孔喉,产能反而低,斜井产能最高,其次为直井。直井及斜井加砂压裂改造后效果良好,斜井加砂压裂后产量明显高于直井,压裂前后产能最大增加61倍;水平井加砂压裂工艺技术不成熟,严重影响了其实施效果,获气率仅为60%。泥浆欠平衡、氮气钻水平井钻开储层的产能是其他方式的2~5倍。     

煤层气开发井网密度和井距优化研究-以韩城北区块为例

煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km²不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km²时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中...     

新场须四底部气藏水平井井位部署技术

为了加快新场构造须四气藏的开发进程,提高天然气产能,在分析了气藏的地层、构造、储层、流体性质等地质特征的基础上,结合水平井部署的关键技术,即部署区筛选、水平段情况和资料录取等,部署了新21-1H井,获得了高产工业气流,产能是直井的10倍以上。同时,该井的成功实施,为水平井技术在新场须四底部气藏中的有效应用及继续部署,奠定坚实的基础和提供现场实践经验,续而部署了新21-2H和新21-4H两口水平井,预测将取得较好的经济效益。     

致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望

针对致密砂岩气田开发至中后期,单井产量、压力下降快,产水严重,低产低效井数量逐年增加问题,基于致密砂岩气藏地质特征,分析了低产低效井成因并进行归类,总结了各类低产低效井的治理对策,提出了低产低效井治理建议。研究认为,致密砂岩气藏普遍物性差,连片性差,气井易见水;致密砂岩气藏低产低效井按成因可进一步归类为排水措施井和老井挖潜井;排水采气是治理见水型低产低效井的主体工艺,查层补孔、侧钻水平井、重复压裂等老井挖潜工艺是实现低产低效井提质增效的主要途径;致密砂岩气藏低产低效井治理应集中于完善与升级排水采气工艺;结合数字化管理与自动化设备开展主动性排水采气;完善出水气井治理方式,加强控水根治出水问题;攻关形成更有效的低成本老井挖潜工艺;利用数字化气田开展多维矩阵式气井管理。     

永页1井区深层页岩气优快钻井关键技术

四川盆地东南部永川页岩气田永页1井区构造整体为NE向长轴向斜,内部断层发育,地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深。开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长。为此开展了永页1井区深层页岩气优快钻井关键技术研究,形成了井身结构优化设计、三维水平井轨迹设计与控制、钻头与钻井工艺优选、低密度防塌润滑钻井液技术、页岩气特色固井工艺技术为核心的深层页岩气水平井优快钻井技术体系。在永页1井区推广应用,平均单井机械钻速提高了60%,平均钻井周期缩短16%,工程质量优良。为永页1井区产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对深层页岩气规模开发提供了重要的借鉴作用。     

含硫气井非达西渗流下的产能预测方法

含硫气藏在开发过程中,固态硫沉积将降低储层岩石孔隙度和渗透率,极大地破坏气井产能,此时常规气井产能计算模型已经不再适用,因此建立含硫气井产能预测模型十分重要。本文考虑硫元素在近井地带沉积引起的储层渗透率变化,将储层分为沉积区和非沉积区。基于渗流力学理论,建立了含硫气藏直井、水平井在平面径向非达西稳定渗流条件下的二次三项式产能方程。通过分析硫沉积、启动压力梯度、水平段长度对气井产能的影响,认为气井产能随硫沉积饱和度的增大而减小,无阻流量与启动压力梯度呈负相关关系,水平井段长度越长,产能越大。     

鄂尔多斯北部盆地保护气层完井液技术实践

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田是典型的低压低渗裂缝性砂岩气藏，储层以低孔、低渗、低压、高毛管压和有效应力为主要特征，裂缝和微裂缝发育，常规完井液对储层伤害严重，单井产量较低，在研究储层损害机理的基础上，对储层岩心进行了钻井液损害实验评价，并优化总结出一套适合大牛地气田的屏蔽暂堵钻井液完井液技术，实践证明对单井产量和井身质量的提高取得了显著效果。     

川西地区老井挖潜选井方向分析

老井挖潜作为一种成本低、见效快的技术手段,一直都是川西地区低孔低渗致密砂岩储层稳产上产的重要保障.但随着开发及挖潜的不断深入,具有较好挖潜潜力的井层大多已经开展挖潜,没有开展挖潜的多属挖潜难度较大的井层.通过全面分析总结川西地区近年老井挖潜历程,提出今后开展挖潜可在低压低产井、病态井及未投产井、压裂不成功井、有储层解释为差气层的井、处于滚动括边区内的井、浅层难动用储层以及裂缝型有水气藏井等井中进行挖潜选井.针对低压低温难动用储层挖潜结合类泡沫压裂液技术可进一步提高挖潜成功率.     

徐深气田火山岩气藏开发采用的地质技术研究

随着社会经济的发展,对能源的开发的深度和广泛得到了进一步的发展。在这种情况下,天然气的开发也引起了广泛的关注。在天然气的开发过程中,发现火山岩储层是天然气新开发的新领域,具有非常广阔的前景。尤其是自徐深气田的火山岩气藏发现之后,在对其储量和地质情况进行研究的过程中,形成了初步的火山气藏开发地质技术。以徐深气田为研究切入点,并结合徐深气田火山岩气藏开发过程中所采用的地质技术,进行了详细的研究和论述,具有一定的指导价值。     

新疆后峡盆地煤层气井产量影响因素分析

新疆后峡盆地煤层气井单井产量差异悬殊,单井产量控制因素不明确,采用统计分析、线性回归分析法和灰色关联数学分析法,对煤层气井单井产能影响因素进行了定量表征。基于后峡盆地煤层气井单井产能差异性,煤层气井主要被划分为了3种不同的类型;I类煤层气井储层特征好,采用较小的加砂强度和加液强度,结合较小的压降,排采效果好;III类煤层气井储层特征较差,尤其是含气量较低,采用同样的储层改造手段和排采制度较难获取好的排采效果。对筛选的22个影响煤层气井产能的因素进行定量评价分析,研究表明：含气量对煤层气井产能具有显著的控制作用,而储层改造程度和排采制度的合理制定,是煤层气井高效生产的关键。     

川东北元坝气田长兴组储层产能预测分析

川东北元坝地区长兴组储层发育,按沉积相划分可划分为礁相、滩相及礁滩复合储层,储层岩性复杂,非均质性强,其中生物礁相储层为工区主要产能贡献,从目前的测试情况看,单井产能差异较大,随着开发节奏的加快,礁相储层产能准确预测能有效指导轨迹优化调整和后期井的部署,因此,建立符合工区的产能预测模型显得尤为重要。     

DP4井技术套管固井漏失的原因分析

DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。     

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m~3,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m~3,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。     

灰色理论应用于储层综合评价的方法研究

储层综合评价是对储层特征的全面总结,它对指导油气开发具有重要意义。文15块沙三上段主力油层储层综合评价研究是以取芯井地质、测井资料为依据,在沉积相、储层基本特征研究的基础上进行的。利用灰色理论对储层的含油程度、分布状况、物性、产能大小及非均质性作出全面的综合评价,划分出一、二、三、四,四类储层,明确了各类储层的展布特征,一、二类储层在该区主力油层中分布发育规模范围大,是该区油田最为有利的开发层位及相应井区。     

基于地质分析和数值模拟的煤矿区煤层气规模开发可行性研究——以官寨井田为例

为了研究煤矿区煤层气规模开发的可行性,指导该技术在煤矿区煤层气资源开发以及瓦斯治理方面的应用,文章首先以地质条件分析为基础,对官寨矿区的煤层气资源进行了评价,结果显示井田内煤层气地质条件和储层条件均相对优越,不仅煤层气储量丰富,而且气成分以CH-4为主。然后利用储层模拟软件对单井产气量进行预测,结果显示气井产量较高,连续排采15年单井平均气产量为932.00 m3/d,4号和9号煤层瓦斯含量下降33.93%和33.33%。综合分析认为官寨井田煤层气规模开发具有较好的开发潜力和安全效益。所以将地质条件分析、资源潜力评价与产能预测相结合,是一套实用性较强的煤矿区煤层气规模开发可行性研究方法。     

致密砂岩气藏多层试井解释方法研究

致密砂岩油气藏储层多套小层叠置发育，为实现产能及经济效益最大化，通常采用一套井网分层压裂多层合采的开发方式，受非均质性影响，开发过程中层间干扰严重，各小层产能贡献比例、能量衰减速度差异大，限制了产能有效发挥。在应用试井分析结果评价生产井储层动态参数、压力水平的过程中，常规试井解释模型只能反映各生产子层数据的平均值，无法准确评价各层段数据，实际指导意义存在局限性。综合运用单层、多层试井解释模型对试井数据开展精细解释，以生产测井的分层产量作为拟合计算的新增约束条件，并以此建立多层渗流试井模型，拟合结果符合率高，在降低单层试井解释模型多解性的同时，实现多层参数定量评价，对于多层合采井在开发过程中技术政策调整以及增产措施制定等工作提供强力支撑。     

大牛地气田下石盒子组盒2、3段砂体微相与产能关系

在研究大牛地气田下石盒子组盒2、3段沉积微相纵横向分布的基础上,通过单井、剖面及平面沉积微相与产能关系的探讨,分析了该区域沉积微相分布对产能的影响。研究结果表明,在该地区沉积微相控制着产能的分布,心滩、河床滞留均为有利油气分布微相区,高产井主要分布于河道沉积的心滩发育部位,为气藏的进一步勘探开发提供了重要的地质依据,具有实际的指导意义。     

柿庄南区块开发工艺与生产动态分析

柿庄南区块地质条件简单,煤层厚度较厚,煤层深度自东南至西北方向逐渐加深,不同区域煤体结构差异较大,非均质性较强,煤储层含气量、渗透率有一定差别,开发生产工艺技术也明显不同。本文系统对比了4区和5区煤层气井的钻完井工艺、水力压裂技术和排采工艺,分析了上述两区不同开发生产效果的具体原因,认为除储层物性具有一定差别外,开发生产工艺的差异和返排时间的不同是造成目前开发效果的差异的主要原因。另外,5区煤层气井有效排采时间短,井底流压普遍高于4区排采井,是目前该区单井产量明显低于4区单井产量的现实原因。