柿庄南区块低效煤层气井产能释放技术研究

柿庄南区块平均单井产气量低,严重制约了区块的高效开发,为了盘活储量巨大的低效井资源,本研究结合储层地质特征及低产原因,制定了一套精细化的产能释放技术,并进行了10口井的现场应用。应用结果表明:该套产能释放技术针对性强,平均单井产量达到措施前的3.5倍,该技术有效解决了柿庄南区块低产井问题,对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

沁水盆地柿庄南区块排采水特征及其对煤层气富集的控制作用

基于沁水盆地柿庄南区块23口排采1年以上的煤层气井排采水水质分析数据及实测储层压力,采用Schoeller图、Piper图等分析了柿庄南煤层气井排采水地球化学特征及水动力分区特征,探讨了水文地质条件对煤层气富集的影响。研究表明柿庄南区块煤层气井排采水主要为Na_HCO3水型,反映研究区处于开启_半封闭的水文地质环境;排采水氢氧同位素值均位于全国大气降水线附近,排采水初始来源主要为大气降水;利用折算水位将研究区大致划分为西北部径流区、南部弱径流区及中部过渡带滞流区,水流从西北部和南部向中部滞流区汇聚,水化学参数反映出滞流区煤层气保存条件好于两侧径流区和弱径流区。基于水化学场和水动力场参数建立了煤层气富集区优选指标体系,优选出煤层气富集有利区和较有利区,对下一步煤层气井布置具有指导作用。     

煤层气“甜点”测井判别与产量预测——以沁水盆地柿庄南区块为例

针对煤层气"甜点"判别与产量预测难的问题,提出了一种利用常规测井曲线评价煤层气"甜点"和产量预测的方法。以沁水盆地柿庄南区块3号煤层为研究对象,从煤层气单井平均日产气量入手,探讨不同单井平均日产气量煤层的敏感测井响应特征,利用井径、自然电位、自然伽马、深侧向电阻率和密度测井曲线,计算煤体结构指数、产能指数、含气量、含气饱和度、临界解吸压力及顶底板特性等煤层关键参数。综合煤体结构指数与产能指数构建了煤层品质参数,结合含气量、临界解吸压力与顶底板特性建立了柿庄南区块煤层气"甜点"测井判别标准;并利用煤层含气量、含气饱和度与产量刻度系数预测产气量,应用该方法处理解释研究区97口煤层气井,预测准确率达84%.     

煤层气井产水影响因素及类型研究——以沁冰盆地柿庄南区块为例

为了探讨煤层气井产水的来源,以柿庄南区块为研究对象,重点分析了煤层气井产水影响因素,通过提取典型日产水量与日产气量的指标,分析柿庄南区块X-1井区的产水特征。研究表明:(1)外源水是造成煤层气井高产水的主要原因,含煤岩系中的孔—裂隙系统、断层及压裂缝为水源提供了运移通道;(2)柿庄南区块X-1井区煤层气井典型日产水量与典型日产气量具有明显的负相关关系,排采煤层内源水的煤层气井典型日产水量主要为2~7m~3/d,而排采外源水的煤层气井典型日产水量7m~3/d以上,其中43.8%高产水井典型日产水量大于14m~3/d,难以有效降低煤储层压力,制约煤层气井的产气潜力;(3)基于对煤层气井产水来源和补给通道的分析,提出了构造低幅汇水型、天然裂隙(断层)导通型、自然天窗渗透型、岩溶陷落柱导水型和压裂造缝沟通型等5种产水类型,指明了各种产水类型的识别和预测方法,为煤层气井产水量的预测和高效排采制度的制定提供依据。     

柿庄南区块煤层气储层精细评价及其应用

综合煤层气勘探开发动静态数据,从资源品质、可采性和可压裂性等方面对柿庄南区块煤储层进行了精细评价,借助多层次模糊评价技术,开展了煤储层有利区综合评价,并将评价结果应用于提产实践中。柿庄南区块3#煤层的I类煤储层主要集中在中部地区,沿NNE向呈条带状分布,III类储层分布于北部和南部地区,其他地区为Ⅱ类储层。生产动态分析显示,74%的高产气井和60%的中产气井集中分布在I类煤储层有利评价区,17%的高产气井和35%的中产气井分布在II类煤储层有利评价区。结合区域构造特征,划分出3个一级地质单元、9个二级地质单元和23个三级地质单元,落实研究区中部为提产有利区,面积达61.45 km~2。根据高产井动态分析,对12口低效井进行了排采制度优化,其中10口井提产2倍以上。     

沁水盆地南部煤层气井产能影响地质分析

随着国内煤层气产业化的稳步推进,提高单井产量将是开发工作的重点,因此揭示影响煤层气单井产量的控制因素是实现高效增产的前提,是煤层气开发的关键。为此,以沁水盆地南部采气区的地质和生产资料为基础,采用理论分析与现场生产实践相结合的方法,从地质角度系统总结了区内煤层气井的产能主控因素,探究了它们对煤层气井产能的协同控制作用。研究认为构造、水文条件和煤储层特征共同决定了煤储层的开发潜力,是本区煤层气井产能的关键地质影响因素。     

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气藏描述与提高采收率关键技术

鄂尔多斯盆地东缘保德区块探明煤层气地质储量为343.54×108 m3，是我国目前开发最为成功、规模最大的中低阶煤层气田之一，但该区块煤层气井单井产气效果差异大、部分井低产低效，提高煤层气采收率是亟待解决的关键问题。为此，在精细描述了保德区块煤储层静、动态特征的基础上，开展了煤层气井产能评价，分析了保德区块北部开发区的煤层气单井和总稳产能力，总结了适宜本区的提高煤层气采收率关键技术，并利用数值模拟法对保德区块北部开发区的煤层气可采储量和采收率进行了预测。研究结果表明：(1)全面系统性提出了煤层气藏精细描述指标和技术流程；(2)提出了勘探开发全生命周期静态与动态融合、产量与效益平衡、地质与工程一体、储层稳能与保护并举的“四位一体”开发理念；(3)形成了储层精细描述、产能评价与采收率预测、开发井网优化、大规模水力压裂、定量化排采等技术，支撑了持续增储上产、稳产；(4)明确了单位面积等效资源量、局部高差等效高度、矿化度值、临储比、历史最高产水量、见套压产水量、井底压力和单位压降产气量是影响煤层气井产能的主要因素。结论认为，通过该区多项煤层气提高采收率技术的探索与实践，保德区块综合递减率由最高...     

高阶煤层气高效开发工程技术优选模式及其应用

高阶煤层气井的平均单井产气量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,基于不同煤储层的地质条件,选择适用于煤层气高效开发的工程技术是提高当前高阶煤层气开发效益的关键。在剖析影响高阶煤层气开发效果的地质因素的基础上,建立了高阶煤层气开发的地质模式,并针对不同的地质模式优选出了相应的开发工程技术。结果表明:(1)影响高阶煤层气开发效果的主要地质因素按其影响程度从小到大依次为:煤体结构、煤岩变质程度、地应力、临储比;(2)据此划分了直井压裂、裸眼多分支水平井、U型和顶板仿树形水平井、鱼骨状和单支型水平井等4种工程地质模式。结论认为:直井压裂和裸眼多分支水平井仅适用于煤体结构好、变质程度高的地区;而低成本、后期可维护、占地面积少的单支型水平井和鱼骨状水平井适用范围广,是适宜大力推广的井型。     

沁水盆地中部断层发育区煤层气开发有利块段优选

查明断层发育区煤层气开发的有利块段是准确井位部署、减少工程盲目投资的重要保障。根据沁水盆地中部柿庄南区块煤层气勘探开发资料,应用构造拉平法和波叠加理论对3~#煤层经历燕山期、喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期后的底板形迹恢复,并划分出18个块段。根据气/水分异现象、构造曲率法、煤体结构观测法等得出了多期构造运动作用后不同块段内储层压力、渗透率的差异。在此基础上评价出煤层气开发的有利块段、较有利块段。结果表明:多期构造运动形成的正断层附近气体逸散、煤体破碎是造成其附近煤层气井产量低的主要原因;断层间隔区域底板相对高值块段渗透率低、储层压力低,产气潜力小;底板相对低值块段渗透率低、储层压力相对高,产气潜力中等;底板相对中值块段渗透率较好,产气潜力好。现场煤层气井的实际产气数据验证了理论分析的准确性。该研究成果为断层发育区煤层气有利块段优选提供了一种思路和借鉴。     

对于高煤阶煤层气资源科学开发的思考

我国煤层气产业已经历10多年的发展,逐步建成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地两个产业基地,但平均单井产气量低仍然是制约中国煤层气高效开发的最大难题。目前高煤阶煤层气产量已占到我国煤层气总产量的90%以上,而高煤阶煤层气资源今后将大比例转入中深层开采,面对不同的构造场、应力场、裂隙场等复杂的煤层气赋存流动条件,现有的工程技术手段与地质适配性都面临着的巨大挑战。为此,以中国石油华北油田公司沁水盆地高煤阶煤层气技术攻关与实践为范例,剖析煤层气"四低"(储量有效动用率低、剩余可动用储量低、单井产气量低、开发利润低)开发现象,辩证思考煤层气开发的本质。研究结果表明:①对于煤层气储量可采性、地质差异性、工程技术适应性、科学排采方面的认识不到位是目前煤层气开发存在的重大问题;②必须破解现有技术条件下开发储量的控制技术、经济产能建设的区域优选技术、适应地层特征的工程技术、开发方案的顶层设计技术等关键瓶颈,此为实现煤层气科学开发的必经之路;③打破传统地质认识,突破以往认为埋深800 m以深的煤层气不宜开发的思想限制,高煤阶的马必东地区、中煤阶的大城凸起的煤层气开发实践成效已经证实:埋深既不是决定煤层气是否能够开发的界限条件,中深层也不是煤层气开发的禁区。     

高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路

为了解决煤层气开发普遍存在的区域储层变化复杂、不同地区工程技术的适应性差异大等问题,基于沁水盆地高煤阶储层的横向变化特征,分析研究了以往煤层气开发中工程技术的应用效果,结合大量室内实验及现场实践,提出了一整套以疏导式开发理念为核心的煤层气开发工程技术思路,形成了以可控水平井和疏通式煤层改造工艺为主体的技术系列。现场应用效果良好,可控水平井钻井周期缩短20%~30%,钻井成本降低30%~50%,直井疏通式改造平均单井日产气增加大于500 m3/ d,有效提高了煤层气开采效益,为今后煤层气高效开发提供了理论与技术支撑。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

基于长期边际成本的煤层气开发井型优选方法

合理优选开发井型是实现煤层气经济有效开发的前提,而现有的煤层气开发井型优选方法则存在着诸多不足。为此,根据煤层气作为典型非常规天然气资源更注重单井评价的特点,从经济可行性的角度出发,构建了基于长期边际成本的煤层气开发井型优选评价方法与评价指标(EI),建立了相应的决策准则,并将该方法应用于我国两个重要煤层气盆地不同开发区块的井型优选。研究与应用结果表明:(1)在当前的技术经济条件下,沁水盆地南部A区块及鄂尔多斯盆地东缘B区块采用定向井及水平井开发均具有经济可行性,前者经济效益最佳井型为水平井,后者为定向井;(2)不同井型方案的评价结果相对于单井稳定日产气量及单井投资存在着临界值,临界值上不同井型方案的经济效益等价;(3)不同井型的EI值受气藏地质特点、单井产量剖面、煤层气市场销售价格、投资及成本等诸多因素的影响,应结合各种影响因素的变化情况,及时进行动态评价与更新,以确保决策的合理性。结论认为:该开发井型优选方法与传统评价方法相比具有内在一致性,但前者可操作性更强、评价结果更直观,能够快速、准确地优选出煤层气开发井型。     

韩城矿区煤层气L型水平井套管钻井技术

地质条件与工程技术匹配程度决定了煤层气开发效果,为进一步摸索适合韩城矿区煤储层特点的开发技术,不断改善该区煤层气开发效果,在总结该区丛式井组射孔压裂及多分支水平井技术开发效果基础上,结合该区煤储层低孔、低渗及低压的特点,应用L型水平井套管钻井技术。该技术三开采用套管钻进,完钻后不进行固井作业,直接射孔完井。结果表明该类开发技术具有一般水平井开发技术的优点,与多分支水平井相比能够保持井壁的稳定性,同时避免固井作业及压裂改造带来的不利影响,产气效果明显趋好。     

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。     

如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例

平均单井产量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,以山西省东南部沁水盆地南部煤层气藏为例,总结了中国石油华北油田公司在该区煤层气产业的发展及技术现状,梳理了煤层气开发所存在的关键问题:①煤层气开发工程技术不适应特有的地质特征变化;②煤层气田成熟区块仍存在大量的低效区;③单纯增大压裂规模并未能有效提高单井产量;④多分支水平井单井产量高,但总体产能到位率仍偏低;⑤现场管控总体缺乏科学依据。进而对我国煤层气的后续开发提出了以下建议:①改变产能建设模式、提高产能建设效率;②改进地质研究方法,科学设计井位和井型;③用辩证思维的方式,构建主体技术;④优化水平井的设计,提高技术的适用性;⑤改变压裂改造方式,提高单井产量;⑥改变排采工艺,提高投资效益。通过采取以上措施,将有可能破解我国煤层气开发的技术难题。     

沁水盆地潘庄煤层气田地质工程一体化应用实践

潘庄煤层气田是我国煤层气产量最高的气田,发育多套煤层,具有埋深浅、厚度大、含气量高、渗透性好等优越地质条件,煤层气资源丰富.在开发过程中,面临3号煤层开发主体技术效果不佳、产量递减、15号煤层开发未突破等技术难题.针对这些问题,在前期地质、工程认识的基础上,充分利用现有地震、煤田钻孔、煤层气钻探等资料,深入研究各煤层地...     

韩城区块煤层气井二次改造工艺优化及现场试验

韩城区块煤层气井产能尚未完全释放,无法支撑长期稳产和高产。为进一步优化煤储层二次改造工艺,改造低产能煤层气井,提高煤层气单井产量,在剖析该区块地质特征的基础上,分析了常规二次压裂工艺试验井的低产原因。针对二次改造施工过程中的工艺缺陷及技术难题,以解决“煤粉堵塞裂缝+新裂缝延伸距离有限”为主要目标,形成了“酸化+暂堵”复合二次改造工艺,并在3口井进行了现场试验。采用复合二次改造新工艺后,试验井J4井平均产气量为3 765.6 m3/d,产量提升明显,裂缝改造体积较为理想;J5井、J6井恢复生产能力,且上产潜力较大。研究结果表明,复合二次改造新工艺在低产能煤层气井应用效果较好,可为相同地质背景条件下的煤层气老井改造提供技术借鉴。