恩村井田煤体结构与煤层气垂直井产能关系

煤储层原始渗透率、压裂改造后渗透率及围岩的渗透率共同影响着煤层气垂直井排采过程中压力传播轨迹,并最终影响着煤层气垂直井的产能。以焦作矿区恩村井田勘探开发原始资料为基础,根据测井响应曲线,结合钻井取心,把煤体结构划分为原生结构煤（I类）、碎裂煤（Ⅱ类）和构造煤（Ⅲ类和Ⅳ类）3类4种。根据岩石弹性力学理论结合不同煤体结构天然裂隙发育状况,建立了天然裂缝方位与地应力方向关系模型,分析出不同煤体结构主裂缝方位的主控因素。根据裂缝延伸方位结合煤层气井排采过程压力传播轨迹,得出不同煤体结构与产能关系。排采试验表明：以目前的水力压裂工艺进行储层改造,碎裂煤对产能的贡献最大,原生结构煤次之,构造煤几乎不可被改造。     

基于CBFS-CV算法的煤层气井压裂效果主控因素识别

准确识别煤层气井压裂效果的主控因素,进而有效指导重复压裂方案优化,是煤层气井提升重复压裂产能的关键。依托研究区块的地质及工程大数据,利用基于Copula互信息的特征选择和交叉验证算法(CBFS-CV)识别影响压裂效果的主控因素,并结合梯度提升回归模型进行产能预测检验,形成了一种改进的煤层气井压裂效果主控因素识别算法。该算法可有效减少冗余性特征且增大相关性,并确定最佳特征数目。结果表明:煤体结构、储层参数(含气量、含气饱和度和临储比)和施工排量参数(最大施工排量)是影响研究区块压裂效果的3个主控因素,通过梯度提升回归模型验证CBFS-CV算法所识别出的主控因素的预测符合率达88%,证明了该算法的有效性。利用结果对该区块典型井进行主控因素分析,采用氮气泡沫解堵方案解决煤体结构差、煤粉堵塞等问题,现场施工后日产气量由288 m³/d增至805 m³/d,压裂效果明显改善。     

煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。     

织金区块煤层气单井产能地质因素分析

通过对织金区块生产井地质参数的对比分析,认为影响织金区块煤层气单井产能的地质因素包括煤体结构、灰分、含气量、煤层厚度及煤层埋深等,其中煤体结构和含气量是影响单井产能的主控因素。总结出碎裂煤、低灰—低中灰、高含气量、较厚煤层、埋深适中等有利煤层地质特征与高电阻、高声波等有利煤层测井响应相结合的选层技术,为提高该区块煤层气单井产能规模,深化认识储层特征,结合地质实际,选择合理的层位生产提供技术支持。     

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。     

基于卸压煤层气开发的构造煤储层孔渗特征与类型划分——以淮南矿区为例

在淮南矿区卸压煤层气地面开发取得积极进展的背景下,应用扫描电镜和汞注入法对淮南矿区构造煤样进行孔裂隙测试,结合井下煤层透气性和试井渗透率测试数据,探讨了构造煤储层孔渗特征。对比分析了卸压煤层气开采现场测试渗透率变化差异,揭示了构造煤卸压开采条件下影响煤层渗透率变化的影响因素及煤体结构差异对煤储层改造的控制作用,提出了构造煤储层类型划分方案。研究表明:随着构造变形的增强,煤中外生孔裂隙规模增大,孔容、中值孔径、孔隙度等参数增大,煤储层渗流孔含量与构造变形呈正相关,但地层条件下构造煤储层的渗流性受储层压力、煤体结构、地下水等因素控制。构造煤储层特性决定了当前原位煤层气开发技术的不可行性;而卸压煤层气开采有效解决了构造煤储层渗透率低、压力传递困难以及压裂改造效果差等技术难题,卸压开采对煤储层的改造导致的"卸压增透增流"效应主要受煤体结构控制。煤体变形越强,改造效果越好,基于不同煤体结构构造煤储层中渗流孔的含量与改造效果的一致性,认为糜棱煤是卸压煤层气开发的优质储层,碎粒煤是较优质储层,碎裂煤和鳞片状煤是一般储层,原生结构煤是不利储层。     

鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略

根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料,系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响,并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明:煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素;井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素;井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上,采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序,并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面,提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略:在有利区优选方面,构建了煤层气开发有利区评价指标,将研究区划分为I—Ⅳ类单元;在井网部署方面,I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m;Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m;在压裂施工设计方面,I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m3;加砂量应控制在35~60 m3;Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差,对于不同地质条件,提出了不同的压裂措施;排采制度方面,将煤层气排采产气过程划分为5个阶段,并针对不同排采阶段,提出了具体的排采控制方法。     

煤储层条件对煤层气产能的影响分析——以鄂尔多斯盆地东南某区块为例

以提高煤层气产能为主的开发技术是制约煤层气发展的关键,通过对研究区的煤储层特征分析将其特点总结为低压、低渗、厚度大、含气高;借助统计分析方法,综合生产数据与地质资料研究认为煤储层的厚度、临储压力比、渗透率是影响该区煤层气产能的主控因素,它们影响着煤层气的原始气源和采出程度。分析煤储层条件和产能之间的关系可以为本区块下一步有利目标区的优选与产能预测评价提供理论依据,也可为其他地区煤层气开发提供借鉴。     

关于煤体结构判识方法的探讨

煤体结构是煤层气选区评价的关键地质条件,也是煤层气高渗高产的决定性因素。本文对煤体结构的判断方法进行了归纳,其一是通过煤心直接用肉眼进行鉴别;其二是通过测井曲线响应特征进行间接地定性或定量识别。分析认为:煤心鉴别法最直接、可靠,但受取心率、煤心污染破坏程度、取心成本及数量等因素的限制,在实际运用中有一定的局限性;测井曲线识别法是在大量数据中寻找煤体结构与各测井参数的规律特征,应用更广泛,需事先校正和处理测井数据,建立适合不同地区的测井解释图版。建立煤体结构判识图版,量化各测井参数对煤体结构的影响,对煤层气选区评价和后期的储层改造具有重要意义。     

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。     

红河油田长8油藏压裂水平井产能影响因素分析

针对红河油田压裂水平井产量递减快、含水高等问题,结合红河油田长8储层地质特征,分别研究了基质型储层和裂缝性储层条件下,油藏地质因素和压裂工程因素等对压后产能的影响。结果表明:油藏类型是影响压后产能的关键因素,对于基质型油藏,水平段长和裂缝条数是影响产能的主要因素;而对于裂缝型油藏,储层含油性及产能系数主要影响压后产能,综合压裂工艺及压裂液体系对压后产能的影响,确定最优压裂方案对提高压后产能具有重要指导意义。     

楔形裂缝压裂井产量预测模型

目前除较复杂的有限元法压后产能预测模型能够模拟变宽度裂缝外,其他模型都采用与实际不符的恒定缝宽假设,压后产能预测不准确。建立一种快速可靠地模拟变裂缝宽度的压后产能预测模型十分必要。基于压降叠加原理和直接边界元法建立了拟稳定状态下楔形垂直裂缝压裂井产量预测模型。该模型假设裂缝水平剖面为楔形,将裂缝视作若干线汇,耦合线汇在油藏中产生的压降以及裂缝中的流动压降,求解出了压裂井在拟稳定状态下的无因次产量。对比了楔形裂缝和支撑剂指数法模型的产量,在平均缝宽和其他条件一样的情况下,楔形裂缝模型的产量更高。使用该楔形裂缝模型可以快速计算不同缝宽和穿透比的压后产量,确定最优的裂缝宽度变化量和穿透比。结合支撑剂运移和沉降理论,优化的裂缝参数可使砂浓度变化量设计更具针对性。     

中国煤层气勘探开发战略接替区优选

现阶段中国煤层气探明储量及产量的增长主要依靠沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘等几个煤层气产业基地,急需寻找一批勘探开发战略接替区。为此,基于对我国煤层气资源、生储、保存、开发基础等条件的研究成果,总结了影响中国煤层气勘探开发的8个普遍因素(资源丰度、煤层厚度、含气量、原始渗透率、埋藏深度、水文地质条件、煤系沉积环境和地形地貌)和4个关键因素(成因类型、稳定性、后期储层改造和煤体结构破坏程度)。对比分析结果表明:中国西北低煤阶区、东北中低煤阶老工业区和西南中高煤阶构造复杂区,是我国继华北地区之后煤层气产业持续发展的重点区;上述3个重点区的煤层气赋存主控因素分别是成因类型+煤层稳定性、成因类型+岩浆侵入对煤储层改造、煤层稳定性+煤体结构破坏程度,并以此建立了中国煤层气勘探开发战略接替区的优选评价体系。采用多层次模糊数学的方法对上述3个重点区的15个区块进行了评价,共优选出了8个有利接替区和7个较有利接替区,预测煤层气地质资源总量达1.8×10~(13)m~3;8个有利区分别为西北的准东煤田五彩湾—大井地区、吐哈煤田哈密—大南湖地区和陇东煤田,东北的依兰煤田、鹤岗煤田和珲春煤田,西南的川南煤田和水城煤田,它们是近期可以进行煤层气勘探和试验开发的目标区。     

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。     

影响煤层气开发效果的地质因素再认识

地质特征认识对煤层气开发效果起着重要作用。在资源特征相差不大的情况下,发现煤层气相邻井的产量差异仍较大。排除工程因素后,通过选取8类地质参数,细致比对了保德区块低产井与邻井的参数特征,筛查出其关键因素为煤层微幅构造与顶板封盖条件,其中以微幅构造为主。据此,重新认识并划分出区块新的次生褶皱背斜单元、向斜单元和斜坡单元,获得了不同次生褶皱构造单元的开发特征。结果表明,高、低产井分布与次生褶皱背斜、向斜相关性高达92%。其中:高产井主要分布在次生褶皱背斜变化较缓、呈隆起状的“平台”,且煤层顶板以泥岩、碳质泥岩为主,封盖性较好;低产井主要分布在次生褶皱向斜,同一井台各井开发效果差异表现为从向斜条带轴部—向斜条带内—向斜条带外的煤层气井平均单井产量不断增加,到向斜轴部的距离大于向斜曲率半径73.5%的范围为主力产气区,小于向斜曲率半径40.0%范围为产水主力区。这对煤层气新井部署、生产管理、开发调整等,具有一定的指导意义。     

豫西石炭二叠系煤层气资源前景研究

以丰富的资料对豫西地区石炭-二叠系煤层的沉积特征、含气性和储集层的渗透性进行了系统的研究,认为该区具有煤层气生成的物质基础和赋存的地质条件。以影响煤层气资源勘探开发的地质因素为重点,详细论述了煤层含气性和储集层渗透性,认为导致煤层含气性变化较大的主要地质因素是煤的演化变质程度、上覆有效地层厚度和上覆盖层条件,煤储集层渗透性主要受煤体结构类型、割理发育性和滑动构造改造程度的控制。豫西地区石炭-二叠系煤层气资源勘探开发的关键地质因素不是煤层气资源的丰度和资源量,而是煤层的储集层条件。综合煤储集层渗透性特征及煤层气赋存地质条件,认为煤层气资源勘探开发前景有利区为平顶山、宝丰和临汝含煤区,较有利区为禹县南部、新安和陕渑含煤区,不利区为偃龙—荥巩、登封—新密和禹县北部含煤区。平顶山含煤区应作为煤层气勘探开发试验部署的首选区。图2表3参3(宁正伟摘)     

沁水盆地郑庄区块煤层气开发地质单元划分及开发方式优化研究

为了找出不同煤储层条件下煤层气的最优开发方式,结合静态地质资料与动态生产资料,利用数值 模拟技术,对郑庄区块煤层气单井产能主控因素进行了分析,并对开发地质单元进行了划分及开发方式的优化。结果表明,区域性的单井产量差异是由于水力压裂技术与煤储层地质特征不匹配造成的,单井产量受煤体结构、解吸压力及地应力等地质因素的控制;郑庄区块可划分为4 类开发地质单元,其中Ⅰ 类和Ⅱ类开发地质单元适合直井的开发方式,Ⅲ类和Ⅳ 类开发地质单元适合多分支水平井的开发方式。Ⅰ类开发地质单元最优直井井距为280 m,单井具有2 000 m3/d 以上的产气能力,收益率为10.8%,经济效益好;Ⅱ类开发地质单元最优直井井距为240 m,单井具有800～2 000 m3/d 的产气能力,收益率为10.2%,经济效益较好;Ⅲ类开发地质单元最优分支间距为80 m,单井具有3 000 m3/d 的产气能力,收益率为7.2%,经济效益较好;Ⅳ 类开发地质单元最优分支间距为60 m,单井具有3 200 m3/d 的产气能力,但收益率仅为3.1%,经济效益差,不具备投资价值,需等待工程技术提高后进行开发。     

有效改造体积压裂效果评价方法及应用

准确刻画压裂缝网改造体积以及厘清影响改造体积的主控因素,是非常规油气藏体积压裂有效实施的关键。然而,目前尚缺乏精确刻画缝网改造体积的方法,主控因素分析也过于简单,不能满足实际工程需求。针对该问题,提出了一种基于非结构化网格的复杂缝网有效改造体积刻画方法,该方法在精确刻画缝网系统的基础上,与实际生产动态紧密结合,采用随机森林算法分析影响改造体积的主控因素,评价方法更加客观,符合现场需求。现场应用结果表明:新方法所获得的改造体积与传统方式估计的改造体积相比更准确,平均相差16%;压裂缝网规模由多变量控制,影响改造体积的一级主控因素中,压裂施工参数影响占53.8%,地质及岩石力学参数影响占46.2%。该方法可为多段压裂水平井的优化设计及压裂后生产效果预测提供借鉴。