煤层气井开发效率及排采制度的研究

分析我国煤层气井排水采气过程中井筒附近应力的变化，认为由于井筒液面下降太快，导致井筒附近渗透率降低，煤层气井无法获得长期持续的较高产量，从而使得开发效率低下。为此，从煤层气井排采工作制度方面探讨了我国低渗煤层气藏的增产问题，针对煤层低渗和压缩性大的特点，运用地下渗流力学理论，建立了煤层气井排水采气数学模型，给出了同时间条件下煤层气井排采制度的定量解，以数值模拟的方法优化了煤层气井排采的工作制度，得出逐级降压的工作制度能扩大气井压降漏斗的体积，使煤层气解析范围增大，从而增加了煤层气井的累积采气量。该数学模型及其定解为我国煤层气井在开发过程中井底压力如何降低以及降低幅度、速度控制在何种程度，给出了量的参数，为低渗煤层气井合理开采提供了一个新的途径。     

樊庄区块煤层气井开发动态分析及分类评价

中国石油煤层气开发利用示范工程项目--沁水盆地樊庄区块煤层气开发试验项目,目前已经生产了１年,各井生产动态表现出很大的不同,通过对先期20口井试验井生产动态的跟踪研究,对该区煤层气井的生产特征和规律有了一定的认识,并在综合考虑气井的解吸产气时间早晚、产气量大小、井口套压等因素的基础上对20口井进行了产能分类评价,分析了不同产能级别的气井产量的主要影响因素,为樊庄区块煤层气田的开发管理提供了参考和依据。     

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。     

沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目”自２００９年１０月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m³;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m³。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。     

高含水期油田新型水驱特征曲线的推导及应用

注水开发油田高含水和特高含水期由于油水相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线在半对数坐标中偏离直线关系,从而导致水驱特征曲线上翘。为此,文中将含水饱和度归一化,提出了一种新的油水相对渗透率比关系曲线,实现了中晚期段相渗曲线的充分拟合,能反映真实的相渗规律并适用于不同的含水阶段。利用这一新型关系曲线,根据一维油水两相稳定渗流理论推导出了一种水油比与采出程度之比(WOR/R)型的新型水驱特征曲线,可以预测高含水及特高含水期油田的最终采收率。实例计算结果表明,新型水驱特征曲线计算简便,具有较高的可靠性,避免了高含水和特高含水期由于水驱特征曲线的上翘而导致的可采储量预测偏差。     

煤层气井常用测试方法及优选

煤层气井测试是煤层气勘探开发过程中不可缺少的工作之一 ,是目前能够准确获得煤层参数的有效方法。从应用的角度介绍了目前国内现场所采用的主要煤层气测试工艺方法 ,并对各种测试方法的优缺点和适用范围进行了比较 ,提出了煤层气井测试方法的优选原则     

沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术

〗沁水盆地南部潘河煤层气田3^#煤层和15^#煤层的煤阶属于无烟煤,储层具有低压、低孔隙度、低渗透率的特点,煤层气井压裂前基本不产气。水力加砂压裂是该地区进行煤层气勘探开发的关键技术之一。针对该区低压致密煤层气藏的储层地质特点,通过近年来的攻关研究和现场试验,提出了经对比后效果最佳的压裂工艺技术方案--氮气泡沫压裂,大大提高了压裂改造效果,初步形成了该地区低压致密煤层气藏压裂工艺体系。应用结果表明：无烟煤煤层气增产措施增产量排序为氮气泡沫压裂＞活性水加砂压裂＞清水+氮气压裂或清水压裂;在压裂正常的情况下,前置液量大、携砂液量大,总液量在400 m³以上的压裂增产效果更好。     

BH井区储层参数研究

为了满足勘探生产和储量申报的需要,必须对该区的储层作精细研究,以提高解释精度。在测井资料、岩心物性资料的基础上形成了一套适合该地区的定性定量评价模式,提出了泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度的计算模型。     

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。     

沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术

沁水盆地南部潘庄区块位于沁水盆地东南缘,该区总体为单斜构造,倾向西北,煤层稳定、埋藏浅且渗透性较好,大量区域地质调查资料和煤田勘探成果表明,区内断层稀少,以发育次级褶皱为主。该区钻井类型主要为钻井液钻井（煤层段清水钻进）和空气钻井。通过对比分析空气钻井、水钻井井身质量与时效平均值可知：①空气钻井在井身质量方面略优于水钻井,但相差不大,均达到设计及规范要求;②空气钻井在时效方面比水钻井效率高,其机械钻速是水钻井机械钻速的3倍多,因此,空气钻井周期短,综合经济效益较好。而微珠低密度固井技术采用优质微珠为减轻材料,水泥浆密度为1.60 g/cm³,抗压强度在15 MPa以上,满足了在确保固井强度的基础上减轻水泥浆正压差对储层污染的要求。采用上述技术使潘河煤层气田示范工程固井合格率达到100%,其中优良率为84%。     

潘庄煤层气解吸特征研究

从煤层气的解吸速度和可解吸量等方面,探讨了潘庄井田煤层气的解吸特征,分析了潘庄井田解吸速度与解吸时间、可解吸量与埋深的关系。指出区域上潘庄1号井田的中部地区,潘庄2号井田15煤大部分地区和3煤北部地带,煤层气的可解吸率很高,有利于煤层气的开发,但可解吸率在区域上随埋深的增加大多呈负相关关系,数据较为离散。      

煤层渗透率敏感性及其对煤层气开发效果的影响

煤层由裂隙和基质组成，为双重孔隙系统。前者由割理和后生裂隙组成，为煤层气的渗流通道；后者是煤层气的主要储集空间。煤层渗透率是进行煤层气商业开发的重要评价参数，而渗透率变化规律及其对煤层气动态开发效果的影响情况则亟待进一步研究和验证。在总结分析前人研究的基础上，对煤层气有效应力变化模型进行了研究和验证，进而分析了渗透率动态变化对煤层气开发效果的影响。结果表明：在煤层气开发过程中，煤层渗透率受裂隙压缩和基质收缩的双重影响，渗透率呈现先降低后升高的特点；基质收缩起到改善煤层气渗透率的效果，能够有效地提高煤层气开发效果，故在煤层气开发中不能忽视其影响。     

济阳坳陷孤北地区煤成气的成因探讨

通过不同样品的一次和二次生烃热模拟实验与地质分析相结合的方法得出煤岩一次生烃的iC4/nC4＞1、n(C6-C7)/i(C6-C7)＜0.8、甲苯/苯＞1.2和二次生烃的iC4/nC4＜1、n(C6-C7)/i(C6-C7)＞0.8、甲苯/苯＜1.2.对比孤北产出的煤成气与不同生烃过程热模拟实验生成的气体发现,孤北产出的煤成气的iC4/nC4为0.7、n(C6-C7)/i(C6-C7)为1.1、甲苯/苯为0.4,明显具有二次生烃特征,而且在C6-C7轻烃中,环烷烃＞正烷烃＞芳烃＞异构烷烃,与二次生烃模拟实验450～550℃(Ro约为1.3%～1.8%)生成的气体特征非常相似,因此认为孤北煤成气是二次生烃的结果.     

河北大城煤层甲烷地质特征与开发实验

大城大参１井煤层甲烷地面开发已获得工业气流，这是我国煤层甲烷地面钻井开发最为成功的实验。大城石炭二叠系煤层理深小于１８００ｍ的分布面积达１０００ｋｍ２，煤层分布稳定、厚度大、煤质好，属气煤和肥煤，吨煤甲烷含量达１０．７９ｍ３，煤岩割理较发育，煤层顶底板以泥岩为主，是一资源量达３０００×１０８ｍ３的煤层甲烷气田。开采煤层甲烷的关键是钻井采用低钻压、低转速、低泵压、小排量，转盘转速平稳和均匀送钻，选用适应于煤层保护、低密度、小失水的钾胺基聚磺钻井液。对于煤层埋深大且层数多的煤层气开发，选用套管完井、射孔、加砂压裂、平稳连续抽排工艺，将煤层甲烷解析出来并达到工业气流。最后建议建立大参１井非组实验，以获得更大的效益。     

六盘水地区煤层气地质特征及富集高产控制因素

六盘水是我国南方重要的煤层气富集区,处于黔西、滇东、川南晚二叠世上扬子聚煤盆地的富煤中心地带。煤与煤层气聚集于各式向斜之中。在对六盘水煤层气地质特征研究的基础上,揭示了六盘水煤层气富集高产控制因素:六盘水聚煤层气的各式向斜或盆地煤层分布广、厚度大;煤岩镜质组含量高;处于区域岩浆热变质区、煤层割理发育,构造裂缝适中,因而含气量高,可解吸率高,有利于煤层气富集高产;盖层条件优良;处于承压水区;煤层压力大。六盘水的盘县盆地、格目底向斜、郎岱向斜、六枝向斜、补郎向斜、青山向斜北西翼具备了形成煤层气富集高产区带的有利地质条件。六盘水各式向斜中煤层气资源量为75009130亿m³.     

煤层气井复杂水力压裂裂缝模型研究

煤层与常规砂岩储层不同,煤层抗压强度低,易破碎变形,水力压裂时形成的水力裂缝系统也相对复杂。煤层水力压裂时常出现一些垂直裂缝与水平裂缝共存,或多条垂直（水平）裂缝存在的现象,形成所谓的复杂裂缝系统。复杂裂缝系统是煤层割理,煤层与上下顶底板岩性较大的力学性质差异,煤岩构造应力,煤粉堵塞,不同岩性的界面效应等因素综合影响的结果。当煤层垂直应力与水平应力相差较小时,煤层往往出现“T”字型或“工”字型裂缝系统,对“T”字型或“工”字型裂缝系统进行设计研究,对煤层水力压裂具有较强的指导意义。根据复杂裂缝形成机理,以“T”字型裂缝系统为例,建立了其数学模型,对模型进行了计算设计。根据模型对山西晋城煤层气井组某口井进行了实例计算,结果表明模型计算设计结果与实际电测结果符合性较好,对指导下一步煤层气井水力压裂施工起到了很好的作用,有较强的实际意义     

沁水盆地晋城地区煤层气田固井实践

分析了晋城地区煤层气井的地质特点及固井现状,从5个方面指出了影响该地区固井质量的原因。针对这种情况,在固井中,采用低密度水泥浆,严格控制水泥浆的失水量,提高水泥浆的粘度和切力,并采用低返速顶替技术,使得固井质量优质。     

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由于煤层气项目投资大,建设周期长,生产过程复杂,是一个复杂的系统工程,因此存在很大的风险性,使经济评价成为煤层气项目立项的前提,风险性分别则是煤层气项目成功的保证,文章根据煤层气项目的特点,研究了煤层气项目风险性分析的现代数学方法,利用模糊概率评价方法建立了煤层气项目风险评价模型,结合实际例子,分别对煤层气价格,成本和投资等单因素,作－20－20％范围内变化时,财务内部收益率,动态投资回收期和财务净现值等指标的敏感性分析,以财务内部收益率作为风险性评价指标,煤层气价格,成本和和投资为风险因素变量,对项目的风险性进行评价,研究结果表明,价格是影响项目经济性的最敏感因素,评价区煤层气项目风险程度中等,评价结果可为决策部门提供参考依据。