浅析樊庄区块煤层气井产能的主要影响因素

基于沁水盆地樊庄区块煤层气地质特征,选取樊庄区块9口典型单井进行产能差异分析,研究表明:煤层渗透率、储层压力、储层厚度、含气量、构造和埋深地质条件为主要影响因素。     

樊庄区块煤层气富集高产分区

以煤田勘探、煤层气探井、开发井及矿井煤样分析资料为基础,探讨了樊庄区块煤层气储集层特征,通过对煤层气储集层煤岩、基础地质及储层物性特征参数指标的对比排序,将樊庄区块进一步划分为煤层气富集高产区、煤层气准富集高产区、煤层气较富集高产区、煤层气次富集区。     

樊庄区块煤层气开发地质类型与开发技术模式

针对樊庄区块3号煤层划分为4类地下水补给类型以及6类开发地质类型情况,提出并探讨了该区块煤层气开发技术模式。研究认为,供给型难解吸储层有越流补给,且渗透率较高,适合大间距井网、小规模压裂和高抽油机冲次;补给型难解吸储层地下水流体势较低,可采用大间距井网、大规模压裂和高抽油机冲次;半封闭型难解吸储层补给水量较小且持续性好,适合于小规模压裂、高抽油机冲次;半封闭型易解吸储层补给水量较小且持续性差,可采用大规模压裂和高抽油机冲次;封闭型易解吸储层地下水流体势较高,适用于大规模压裂和低抽油机冲次;封闭型难解吸储层渗透率过低,可采用大规模压裂、小间距井网、低抽油机冲次。     

樊庄区块煤层气直井产气曲线特征分析

本文主要以沁水盆地樊庄区块实际排采资料为基础,结合本区煤储层特征,利用对比、统计的方法,进行生产动态跟踪分析。研究结果表明:樊庄区块煤层气直井投产至解吸的时间一般为2～4个月,开始产气到稳定产气的时间一般为1～1.5年,且稳产时间长。同时由于区内地质条件、井网井距、压裂效果、排采控制等的差异性,导致实际生产过程中产气曲线呈现出"双峰型、"台阶型"、"缓坡型"、"单峰型"、"直线型"等5种类型。     

沁水盆地樊庄区块煤层气直井产能的地质控制机理研究

煤层气产能受地质条件及开采方式的影响,与煤储层渗透率、地下水流体势等因素有很大的相关性,煤的非均质性、含气性等因素导致煤层气产能区域差异十分明显。相邻煤层气井井控范围的重叠和联通对煤层气井产能的影响也较为突出。本文通过分析研究区的地质条件及生产特征,研究了监测区渗透率与地下水流体势、煤层气井产能与关键地质因素的关系,总结了关键地质因素对煤层气直井产能的控制机理。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

沁水盆地樊庄区块煤层气直井排采特点

沁水盆地樊庄区块3#煤层具有埋深适中、煤层厚度大、分布稳定、煤质好、煤层割理发育、保存条件好等诸多特点,但受地质构造、水动力条件等因素控制,平面上具有"富集成片,贫瘠成带"的分布规律,大部分区域利于煤层气规模开发。本文以樊庄区块煤层气井生产数据为基础,将煤层气直井排采生产分为排水降压、控压阶段、稳定产气、产气衰减四个阶段;综合分析了樊庄区块煤层气直井生产过程中的产气、产水变化特点,总结出各阶段控制要点,这些认识对今后煤层气排采工作具有借鉴意义。     

沁水盆地樊庄区块煤层气井开发特点及管理方法

排采管理是煤层气开发过程中的一个重要环节,如何切实保障煤储层不受伤害,最大限度发挥产能是需要开发者持续关注的问题。本文以樊庄区块为例,通过跟踪研究直井、水平井生产动态数据,总结出高阶煤煤层气具有解吸时间长,气水产量差异大,井口压力低,煤粉产出量多,产量构成以老井为主等开发特点。并初步探索出一套定性-半定量的排采控制方法和"ABC"动态分类管理办法。现场运用效果较好,实现了区块产量的平稳上升。     

煤层气体积压裂水平井产能分析

由于煤储层地质特征和割理发育,压裂形成的人工裂缝多为缝网结构,常规的产能方程不适合煤层气体积压裂水平井产能分析,因此将煤层水平井增产改造物理模型假设为两区复合模型:裂缝波及区考虑为一个渗透率显著改善等效区域,裂缝未波及区渗透率极低;从渗流力学基本原理出发,利用儒柯夫斯基变换,借鉴Joshi对水平井产量公式研究思路,推导出煤层气体积压裂井产能公式,分析影响煤层气体积压裂水平井产能的主控因素,为准确预测煤层气体积压裂水平井产能提供技术指导。     

樊庄煤层气井X1产能模拟及排采优化对策

对樊庄区块煤层气井X1进行产能模拟并分析其产气效果,通过选取同区域、相似地质条件的若干高产井进行排采对比,得出有助于X1井产能提升的排采优化对策:合理控制套压和液面深度;适当增加排水量;分级逐次降压。     

沁水盆地樊庄区块煤层气开发生产规律分析

为科学判断高阶煤煤层气田开发趋势,合理预测煤层气产量,以高阶煤煤层气区块中开发时间较长,具有较强代表性的樊庄区块为主要研究对象,基于"三要素"认识划分开发单元,提出有效动用储量的概念,综合应用生产数据统计与数值模拟技术进行生产规律研究,研究结果表明樊庄区块煤层气开发呈现3点规律:不同开发单元,采气速度越快,稳产期越短,初期递减率越大;樊庄区块采出程度20%左右产量进入递减期,递减出现时采出程度与井网井距密切相关;煤层气井产量递减初期递减速度相对较快,呈指数递减,后期递减速度减缓,表现双曲递减特征。     

织金区块不同煤组煤层气产能评价及影响因素研究

根据不同煤组的地质特点,开展不同煤组煤层气排采试验,研究表明下煤组产能最高,中煤组和上煤组次之,与下煤组地质条件最好的特征一致;通过单煤层、单煤组、多煤组组合评价认为直井下煤组具有1 200～3 275 m~3/d产能,中煤组具有400～900 m~3/d产能,上煤组具有500～1 000 m~3/d产能;下煤组单煤层水平井具有3 000～5 980 m~3/d的产能;不同煤组煤层气产能主要影响因素为地质条件、压裂改造效果、排采制度。     

影响煤层气井产能差异的主控地质因素分析——以樊庄区块北部为例

本文研究了樊庄区块北部的地质构造特征,依据构造差异性,将樊庄区块北部划分为三类开发单元,在不同的单元内,得出不同开发单元产能的主控因素。中部井区位于背斜轴部,为富集高渗区,开发效果好;东部井区原始物性差,但小规模断层一定程度改善了渗透性,为富集中渗区,开发效果较好;西部井区位于寺头断层影响带内,为贫气高渗区,开发效果差。     

沁水盆地樊庄区块煤层气高产井递减特征及采收率预测

以沁水盆地南部樊庄区块煤层气开发实践为基础,分析高煤阶煤层气井生产特征,采用Arps产量递减分析方法,研究煤层气高产井递减类型及递减率分布规律,讨论煤层气井生命周期内采气速度和采收率变化情况。研究结果表明:煤层气井排采4~7 a后逐渐出现递减趋势;递减符合指数递减规律,递减率变化区间为5.1%~37.5%,平均20.9%,其中水平井递减比直井略慢;排采15 a,直井地质储量采收率65.04%,水平井66.64%;当单井经济极限500~1 000 m3/d时,直井经济开采年限12~15 a,采收率59.8%~65%;水平井经济开采年限24~28 a,采收率73.4%~74.4%。     

沁水盆地樊庄区块提高产能建设到位率的研究

如何减少煤层气低效井,提高产能建设到位率是目前煤层气开发过程中急需解决的关键问题。本文以投产时间长,集输系统较完善的沁水盆地樊庄区块为例,结合该区块开发历程和效果,利用大量的实际生产数据,研究总结了该区低效井的形成原因,提出了提高产能建设到位率的建议。分析指出早期地质认识不足、储层改造针对性不强、储层保护意识不够、排采认识不到位、抽排工艺适应性不高是导致该区部分井低效的主要原因。     

樊庄区块煤层渗透率模拟评价及地质控制分析

以沁水盆地樊庄区块为煤储层渗透率模拟评价研究区,以区内已有的大量区域地质、煤田和煤层气地质资料为基础,基于煤层气储层数值模拟软件COMET3,进行煤层气井排采数据反演及储层渗透率等重要参数的获取,采用单井与井组排采数据历史拟合方法,对研究区20余口煤层气井进行了储层渗透率模拟评价,定量评价各地质因素对煤储层渗透率的控制程度,查明了研究区内部分地区储层渗透率的各向异性及其变化规律,为下一步的煤储层改造提供了参考和依据。     

樊庄-郑庄区块断层规模对煤层气开发的影响研究

沁水盆地樊庄-郑庄区块是华北油田开发最早的区块,区域内断层附近井产气效果差异大,低产井多,产气量低。本文通过梳理樊庄-郑庄区块断裂结构,按照断距大小将断层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级,分析不同断层规模对解吸压力的影响,明析了不同类型断层对开发的影响,提出了井位规避风险对策,对煤层气后期开发具有较好的指导作用。     

煤层气水平井产能控制因素分析及排采实践

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0.5倍临界解吸压力阶段、小于0.5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第1阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3 m/d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1 m/d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为 0.5 m/d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

樊庄区块固县井区煤层气储层流体化学场研究

根据对樊庄区块固县井区HG2-16等16口排采井产出流体化学监测结果,本文分析了各种化学参数的变化特点,对不同时刻产出气组分及同位素实验数据分析,甲烷碳同位素、氢同位素总体呈现"轻-重-轻"的变化规律,证实储层解吸具有阶段性特征,可能存在不同时刻气源变化和分馏特征;测试不同时刻产出水的PH值、离子浓度及元素含量变化动态,判别了监测区不同井开采地层水的来源,分析了流体化学参数动态变化规律,揭示了煤层气井网排采条件下流体场变化及井间干扰联系。