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。     

煤层气井压降规律与排采参数关系分析

煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。     

煤层气井压降规律与排采参数关系分析——以保德区块为例

煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1～C13井的合理放气套压以及S1～S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

煤层气井合理排采工作制度的研究与应用

煤层气井顺利投产需要前期合理有序的降压,文章依据产气时间、产气量、产水量以及储层压力、废气压力五个指标划分煤层气井生产阶段:排水降压至产气前阶段、气液两相流阶段、稳产气阶段和气井衰竭阶段;第一阶段以稳定降压为主,结合动态预测模型、考虑煤层气井产气滞后现象,确定每日降液面值,在排采工艺上井下管柱安装防砂筛管;第二阶段以控制排液速度为主,结合最小携带煤粉的排液速度,确定每日最小降液面,在排采工艺上采用高压软管通过油套环空向井下注入水稀释煤粉浓度;第三第四阶段以控制套压满足集输为主。通过现场试验分析得出,调整排采制度和工艺措施后,煤层气井产量提高,检泵周期延长,对于煤层气井开发具有一定的指导意义。     

微生物提高煤层气井单井产量技术研究与实践

为评价微生物提高煤层气井产量技术,向厌氧瓶中添加一定量的煤和利用煤层产出液配置的营养液,开展了煤层微生物降解煤产气实验研究。与煤层产出液相比较有益菌群浓度增加3~6 个数量级,每毫升营养液产气量为2.84 mL,煤层微生物经过营养剂激活后,反应早期产生气体主要为N2、H2 和CO2,CH4 含量较低,随着反应时间延长CH4 气体含量逐渐增加,X 射线衍射表明煤微晶结构发生变化。说明通过微生物与煤相互作用产生生物气体、降解煤组分,能增加煤层通透率促进甲烷气体的解吸,从而提高煤层气单井产量。在室内研究的基础上开展现场先导试验1 井次,现场共注入微生物工作液230 m3,措施前该井平均日产气量16.81 m3,平均套压为0.09 MPa,措施后该井日产气75.13 m3,平均套压0.35 MPa,截至2015 年底累计产气14 100 m3,目前正在持续稳产,达到了注微生物提高煤层气井单井产量的目的。     

高煤阶煤层气储层产气能力定量评价

煤层气高产区有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义,为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数和产气能力指数4个参数对煤层气储层产气能力进行评价。结果表明:煤层气井日产气量随储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数的增加而增加,但相关性相对较差;当储层含气性指数大于100 m·m~3/t时,或煤层甲烷解吸效率指数大于0.04(MPa·d)~(-1)时,或气水产出效率指数大于1 mD·MPa时,单井日产气量能够达到800 m~3/d以上。产气能力指数为储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数和气水产出效率指数的乘积,能够有效表征储层产气能力强弱,产气能力指数越大,煤层气井产量越高。当产气能力指数大于0.3和10 mD·m·m~3/(t·d)时,对应的单井日产气量分别大于800和1 500 m3/d。     

煤层气排采远程自动控制平台的建立与应用

数据的远程监测已在煤层气井排采中得以应用,尽早实现煤层气井排采制度的远程调节和自动控制,对有效降低生产成本和提高煤层气井的精细化排采水平都具有重要意义。根据煤层气井生产动态特征,对排采远程控制技术进行了整体设计,结合自动化监控仪器仪表的特点,将煤层气井自动化排采分为见套压前、憋套压、初始产气和产气4个阶段,对煤层气井排采各阶段自动控制逻辑和方法进行了研究,开发了自控程序并将其嵌入现场控制终端,首次实现了对煤层气井产气量和产水量的自动精确调节,并率先采用了产气量和产水量联动控制的煤层气自动排采方式。结合生产网络和远程平台系统,通过远程制定下发排采指令,控制终端执行并反馈,实现了煤层气井排采远程自动控制。在陕西韩城地区的现场实践结果表明,自动控制平台的建立与应用有助于提高煤层气井精细化排采水平,从而实现煤层气井的连续、稳定排采。     

一种煤层气井稳定产气量及稳产流压的确定方法

为寻找一种能够定量确定鄂尔多斯盆地东缘保德区块煤层气单井稳定产气量及稳产流压的方法,在对该区块某排采单元200口煤层气井排采数据进行分析的基础上,研究了排采过程中停机升压自然降产和排水降压提产2个关键阶段产量与流压的变化规律,发现停机升压自然降产阶段单位压升产气降低量呈现出先升高后逐步降低的状态,其峰值代表了地层最大恢复能力,是增产速度的极限;而排水降压提产阶段单位压降产气变化量根据排采井的不同阶段呈现出逐步上升、趋于稳定及逐步下降3种不同状态,仅当其达趋于稳定状态峰值时单井既不超过地层自然增产能力,又有利于经济效益最大化,是最佳稳产时机,因此单位压降产气变化量为单井稳产的定量判定依据,并确定出稳定产气量及稳产流压。该方法建立在中低煤阶煤层气成功开发的基础上,对保德区块其他煤层气井排采调控及相似条件的煤层气田开发具有较好的推广应用价值。     

运用套压控制油管管柱漏失方法研究

老178块海上生产平台A井投产后液量下降明显,对井口憋压数据分析认为该井存在管柱漏失现象,综合考虑海上油井作业成本,拟采用憋油井套压法维持该井较高水平生产。通过现场憋压生产试验,确定将油井套压控制在3.4MPa时,能较好的控制漏失,且能保持较高沉没度,油井在液量14.5t/d的水平正常进行。     

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。     

煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理

煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

“双环三控法”在煤层气井智能排采中的应用

目前煤层气井的排采主要依靠人工调节控制来完成,这使得在产水、产气初期很容易对气井控制不及时,造成应力闭合、煤粉堵塞、地层气锁等伤害,从而影响气井产量。为此,针对煤层气井排水采气周期长、临界解吸压力不易控制、液面波动对气量影响大等排采难点,提出了"双环三控法"排采控制策略。该控制策略以控制动液面为核心,通过对套管压力、流动压力的双闭环控制以及控降液、控流压及控套压等3种控制策略,实现了煤层气井从降液、解吸至产气等不同阶段的智能排采控制。进而基于经典的"双环三控法"控制原理(以变频控制技术为主),采用现代ARM控制技术,研发了一套煤层气井智能排采控制装置,实现了对煤层气井井底流压和井口套压的双闭环控制。在中国石油华北油田公司2×10~8 m~3煤层气产能建设中的应用效果表明,运用该控制系统,排采设备能够在不同的排采阶段自动实现智能调整参数和安全生产,节约了劳动力资源,降低了煤层气井排采成本,使煤层气勘探开发更加智能化、精细化和安全化,具有良好的推广应用价值。     

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。     

沁水盆地枣园井网区煤层气采出程度

利用试验井网的生产资料,探讨了煤层气的采收率、采出程度、降压范围和单井产能预测.截止到2003年11月底,沁水盆地枣园井网已累积产气979.79×10⁴m³,井网区的煤层气采出程度约为2.2%,有约2.36×10⁸m³的煤层气可采储量没有被采出.目前枣园井网处于初期开采阶段,形成其压降漏斗的范围小于100m,仍属于单井排采生产.预计枣园井网形成大面积的压降漏斗后,其单井平均产气量在2500~3000m³/d.开发井网的井距应适当缩小,在200~250m的井距较合适.     

中煤阶煤层气水平对接井开发效果与优化

通过理论分析与数值模拟相结合,分析对比SIS水平井与常规水平井的开发效果,在此基础上从生产制度与井型设计两方面对SIS水平井进行优化设计。研究表明,渗透率在1~40 mD,含气量小于12 m3/m3时,SIS水平井的采出程度是常规水平井的2~7倍。因此对于含气量较低,渗透率中等,割理较发育的中煤阶煤层气藏,SIS水平井具有较大的优势。SIS水平井合理泵排量为60~90 m3/d,合理生产井井底流压应控制在0.15~0.2 MPa.同时SIS水平井分支长度在1 100 m左右,分支夹角在40°~50°,SIS水平井主轴方向与面割理垂直时,SIS水平井开发效果最佳。