沁水盆地樊庄区块煤层气资源与探明储量

应用含气量法对沁水盆地樊庄区块主要目标煤层的煤层气资源量和探明储量进行了计算。通过采用块段划分、平均取值、统一求和的研究方法,得出结论为：该区块煤层气资源丰富,总资源量达735．32×10^8m^3,资源丰度大,为2．32×10^8m^3·km^2;煤层气探明储量高,3号、15号煤层累计探明储量349．05×10^8m^3,累计探明可采储量174．53×10^8m^3。研究结果表明,该区块的煤层气资源量和探明储量之大,在我国尚属首例,可以称之为煤层气高富集区。     

樊庄高煤阶煤层气井智能排采技术研究及应用

针对沁水盆地樊庄高煤阶煤层气田各井地质条件及开采状况差异性大,不能采用同一排采制度和控制模式的特点,研究了适用于煤层气井的智能控制排采技术。在总结探索樊庄煤层气井排采规律的基础上,应用智能控制原理,以变频闭环控制技术为主,实现了对煤层气井井底流压和排采制度的智能控制。在抽油机井、电潜离心泵井、地面驱动螺杆泵井现场应用10口井表明,该智能排采技术适应工况能力较强,自调节性能好,排采制度执行效率高,在煤层气开发领域具有广泛的推广应用前景。     

沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计

工程设计是地面工程建设的关键,煤层气田"标准化设计、模块化建设"技术是设计理念和设计手段的集成创新。介绍了沁水盆地煤层气田集气站的标准化设计,指出该标准化设计是根据煤层气田总工艺流程和地面工艺技术,并结合近4年来开发建设及现场运行情况所总结出的一套通用、标准、适用于该煤层气田集气站建设的指导性和可操作性文件,其核心是"四统一、一和谐",即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。依据标准化设计可提前对站场设备、材料进行规模化采购,方便预制和组配,确保工程建设优质、高效和安全,加快了沁水盆地煤层气田的建设步伐,对该煤层气田的其他区块和国内类似煤层气田的开发设计具有示范和借鉴意义。     

沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践

为弄清沁水盆地樊庄区块煤层气的高产富集规律,根据近5年来在该区的勘探开发实践,从烃源条件、储层条件和保存条件3个方面系统分析了煤层气的成藏条件与富集规律。结果表明：该区煤层气成藏条件决定了其富集特点,即整体含气性较好,局部贫瘠,呈现“富集成片、贫瘠成带、富中有贫”的含气量分布特点;由东向西,煤层气逐渐由贫瘠变为富集,这主要是受封盖条件和构造断裂活动控制的结果。根据产气压力与理论临界解吸压力拟合关系对煤层含气量进行了预测,预测结果与实测数据基本一致,证明前者是一种可靠、实用的新方法。针对煤层气富集程度和压裂效果的差异,引入了煤层气开发单元的概念来指导生产,后期生产的效果表明,煤层气井产量的高低与开发单元的划分吻合良好。     

沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化

煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的"低渗、低压、低产"的特点,国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴,煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此,介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术,总结了优化设计经验,并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议,对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。     

煤层气井排采控制技术发展现状与展望

总结煤层气井排采控制工艺的发展历程,在现阶段自动化排采技术的基础上,展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高,维护方便,综合运营成本低,目前在煤层气开发领域已大量推广,但是排采控制制度及设备参数的设定,全部依靠人工凭借经验手动设置,存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合,进行智慧排采决策系统的开发,为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置,是该领域未来的一个重点研究方向。     

煤层气井排采工艺研究及现场试验

针对华东分公司三个煤层气勘探区块的煤储层特点,从排采方式、排采方法优选、管柱结构及泵挂深度、配套工艺等方面对煤层气井排采工艺进行了深入研究。根据煤层气井排采机理,总结出了＂三段制＂排采工作制度,以获得较高的单井产能。应用上述研究成果,2009-2010年在三个煤层气勘探区块进行排采试验,取得很好的效果,延1井单井日产量达2 600 m3,织2井单井日产量达2 800 m3,两个区块获得工业气流重大突破。     

沁水盆地煤层气水平井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例

多分支水平井是近年来发展起来的煤层气开发新技术,从沁水盆地南部已实施的60多口水平井开发效果来看,单井产量差异较大。以华北油田在樊庄区块水平井开发实践为基础,通过对单井地质条件、钻井工程和排采控制3个方面的综合研究,认为煤层含气量高低、钻井进尺多少、分支展布是否合理,以及排采过程的连续性是影响煤层气水平井产能的主要因素。根据地质条件优化井位部署和分支轨迹设计,水平分支的钻井过程注重储层保护,是煤层气水平井实现高产的重要保障。     

贵州织金区块煤层气井排采影响因素分析

贵州省织金区块位于黔中隆起区,含煤地层为上二叠统龙潭组。结合现场生产数据,通过对该区块的地质构造、资源条件、储层特征、煤层埋深、压裂方式、排采控制等因素的分析,总结工区煤层气井排采特点,对提高产气量和稳产具有积极的意义。     

模糊评判法优选煤层气井排采方式

煤层气井采用的排采设备基于常规油气井的开采设备,在现场应用中存在诸多问题,影响了煤层气的开采效果。为了实现较高的开采效率,通过对煤层气井各排采方式的分析,结合模糊数学的理论知识,利用模糊综合评判法建立了煤层气排采方式评价模型,从技术因素和经济因素两方面对现场煤层气井的排采方式进行模糊评价并选出了最优的排采方式,结果表明所选方式符合现场所用设备,为煤层气排采工艺的优选提供了理论依据和技术方法。     

沁水盆地煤层气水平井井筒煤粉迁移及控制

煤层气水平井煤粉的产出易造成储层伤害和卡泵问题,严重影响煤层气的产量。通过进行水平井井筒煤粉迁移规律物理模拟试验,研究了不同压差下,煤粉在水平井筒内的迁移特征。研究结果表明:煤粉和水两相流动为层流流动,煤粉迁移的速率与压差呈非线性增加关系,存在临界启动差压,压差增加到一定程度后,煤粉的迁移趋于稳定。根据煤粉产生机理分析、物模迁移实验和生产经验,提出了控制煤粉产出的生产措施。     

煤层气藏气体产出路径研究 ——以沁水盆地南部马必东区块为例

为明确排采过程中煤层气的产出路径,以沁水盆地南部马必东区块3#煤层样品为研究对象,通过煤岩基质岩心与裂隙岩心的并联和串联实验,分析不同组合模式下气体体积流量、岩心渗透率与驱替压差的关系,探究压差作用下煤层气藏的产出机理。实验结果表明,煤层气在排采过程中存在由煤岩基质孔隙向天然微裂隙进而向人工裂隙运移的串联产出路径以及由煤岩基质孔隙+天然微裂隙+人工裂隙共同产出的并联产出路径。串联产出路径中气体产出主要受煤岩基质渗透率的影响,并联产出路径中气体产出主要受人工裂隙的影响。并联产出路径的等效渗透率远高于串联产出路径的等效渗透率。当岩心两端压差由4.5 MPa降至2 MPa时,并联产出路径的等效渗透率由串联等效渗透率的30倍降至16倍。因此,在煤层气井的排采过程中,需进一步考虑并联产出路径中煤层气的产出。     

影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例

研究了沁水盆地南部樊庄区块煤层气投产井地质特征、压裂增产工艺、生产状况及排采技术等,分析了影响煤层气单井产量的关键因素,并讨论了提高煤层气井单井产量需要关注的问题。研究结果表明,煤层气高产井通常临界解吸压力与地层压力的比值较高,压裂施工时加砂量、用液量高;采用变排量施工工艺,控制裂缝形态,可提高压裂效果;特别是煤层气产出表现出“气、水差异流向”规律：构造高部位利于产气,构造低部位利于产水。在煤层气开发中,必须保证科学的排采制度,坚持“缓慢、长期、持续、稳定”的原则,排采早期保证液面稳定缓慢下降。在产气阶段,要保持合理套压,排采制度切忌变化频繁,避免由于煤层压力激动造成煤层坍塌和堵塞。     

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。     

华庆油田控制套压技术试验与探讨

针对华庆油田气油比较大,产量较低,套管压力难以准确控制的现象,分析了套压反复升降法增产的理论依据,确定了生产压差与产量的对应关系,并通过理论与现场实践的结合,找出套压控制影响因素,达到油井增产的目的。     

高阶煤层气储层非均质性及其定量评价——以沁水盆地南部郑庄区块为例

煤储层非均质性影响煤层气开采。以沁水盆地南部郑庄区块3#煤层为例,开展高阶煤层气储层非均质性研究。采用变异系数定量评价了煤储层物性参数（含气量、吸附时间、宏观和显微裂隙密度）和煤岩学参数（显微组分和最大镜质体反射率）在储层纵向上的非均质发育特征。结果表明：煤储层参数层内非均质程度由强至弱依次为吸附时间（平均变异系数0.5246）、矿物质含量（0.4665）、总显微裂隙密度（0.4381）、总宏观裂隙密度（0.3143）、惰质组含量（0.2473）、镜质组含量（0.1125）、含气量（0.0877）和最大镜质组反射率（0.0135）。其中,吸附时间、矿物质含量和裂隙密度层内非均质性较强,是需要重点评价的储层参数。研究成果为煤层气储层非均质性的精细刻画以及定量评价提供了新的思路。     

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。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气评价工作及其成效——以郑庄-樊庄区块为例

为指导煤层气的有效评价和高效开发,以中国第一个整装、高丰度、高煤阶大型煤层气田--山西沁水盆地南部煤层气田郑庄-樊庄区块为例,系统总结了该区煤层气田评价工作的重点、经验与成效。勘探开发实践中形成的“少数资料井钻探井组试采提交探明储量先导试验区规模开发”工作程序,各环节互相补充,实现了资源的有效评价和开发;通过对煤储层资源参数、地质参数、物性参数的评价和分类,形成了一套适合该地区的煤储层评价技术体系,并划分出3个Ⅰ类建产区、4个Ⅱ类建产区、4个Ⅲ类建产区;评价成果为煤层气合理开发、技术、政策的制订和开发部署方案的调整提供了重要依据;认识到埋深大于1 000 m的区域不是开采禁区,仍具有较好的产气能力,甚至可以实现高产。