大宁—吉县区块深部煤层气相态控制因素及含量预测模型

鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深部煤层气资源丰富,近年来的开发实践打破了深部煤层气资源难以开发利用的传统认识。目前,深部煤层气勘探开发仍存在一系列地质难题尚未解决,特别是煤层的含气性控制因素及游离气含量预测等,严重制约着深部煤层气的资源评价与高效开发。综合利用煤层气开发地质资料和实验测试手段,对比分析大宁—吉县区块中—深部煤层(1 000～1 500 m)与深部煤层(大于1 500 m)的含气性差异,揭示了深部煤层含气性的内在与外在控制因素,建立了不同相态煤层气的含气量预测模型与垂向分布模式。研究结果表明：深部煤储层整体处于含气过饱和状态,其游离气占比为17%～43%,且随着储层压力升高呈增大的趋势,游离气含量与含水饱和度呈负相关关系。在达到吸附饱和之前,煤储层压力对煤层吸附甲烷有促进作用,而温度和水分则会抑制甲烷的吸附作用。相对于低阶煤而言,高阶煤对甲烷的吸附能力更强,这主要与煤岩的物质组成、孔隙结构、甲烷分子与煤表面之间发生的物理化学反应等因素相关。受多种因素共同制约,煤层中的吸附气含量随着埋深的增大呈现出“快速升高—增速减缓—缓慢下降”的变化趋势,游离气含量呈现出“稳定升高—增速...     

页岩气藏经验产量递减分析方法研究现状

为深入研究和推动经验产量递减分析方法在页岩气藏中的应用,对国内外现有经验产量递减分析方法进行了深入广泛调研。从方法来源、基本模型、典型图版、适用条件、局限性及改进方法等方面,对Arps递减、幂指数递减、扩展指数递减和Duong递减等分析方法进行了详细阐述,同时还给出了今后页岩气藏经验产量递减分析方法的研究重点。研究表明:经验产量递减分析方法都具备产量预测和最终可采储量预测功能,只能对井底流动压力恒定或近似恒定条件下的生产数据进行分析,且要求生产数据连续稳定避免长时间关井。不同经验递减分析方法之间最主要的差异是适用流态不同,其中Arps递减和改进双曲递减仅适用于边界主导流,扩展指数递减和Duong递减适用于线性流,改进Duong递减、幂指数递减和改进幂指数递减适用于线性流和边界主导流。准确识别和划分页岩气井流态是经验产量递减分析方法推广应用的关键。国内页岩气井难以实现井底流动压力恒定或近似恒定的生产方式,如何准确将生产数据校正为定压生产条件下的生产数据是下一步经验产量递减分析方法的研究重点。     

沁水盆地煤层气富集高产区定量评价

从煤层气成藏过程及其构造控制、沉积作用对储盖组合的影响、水文地质控制动态含气量、高产影响因素及控制机理5个方面,重点总结了沁水盆地煤层气富集高产地质理论新进展。研究认为：构造演化控制成藏过程、沉积及水文地质控制保存条件,进而影响煤层气富集;地层能量、渗透性及局部构造影响煤层气渗流,进而控制高产;富集与高产是煤层气勘探开发过程中的2个层次,高产分析是在富集区评价基础上开展的进一步评价。基于此,结合大量的生产实践数据分析,厘定富集、高产2个递进的评价目标、细化为4个层次共21个主控因素,采用层次分析、定量排序、模糊数学、数值模拟等方法,以沁水盆地为刻度区开展富集高产区评价,建立定量化评价指标体系,优选沁水盆地樊庄、潘庄、郑庄、马必,夏店,安泽,柿庄南7个富集有利区,以及在富集区内的潘庄、樊庄南、樊庄北、马必东,夏店南,郑庄南,安泽7个高产有利区。     

新形势下中国煤层气勘探开发前景与对策思考

在国家要求天然气“增储上产”及煤层气产业整体处于“瓶颈”阶段的新形势下,分析煤层气勘探开发前景和对策意义重大。鉴于此,分析了国内外煤层气产业发展成功经验与失败教训,从影响我国煤层气产量增长方面探讨当前产业存在的若干问题,分析了未来中国煤层气持续发展的重要领域和方向。基于我国煤层气开发的特点和技术水平,结合煤层气储量和资源潜力,综合应用产量构成法、生命模型法和储产比控制法预测了我国煤层气产业发展潜力与前景。研究认为:我国煤层气产业持续发展存在诸多制约因素,主要包括:①后备区准备不足;②单井产量低,整体处于低效开发状态;③地质条件复杂,煤层气勘探开发技术难以复制;④对外合作项目进展缓慢,推动难度较大。同时认为,煤层气仍是我国当前较现实的非常规天然气资源,高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶与构造复杂区效益开发、深部及煤系天然气综合开发是未来中国煤层气产量持续增长的方向,2035年我国煤层气地面井产量可达到150×10⁸~250×10⁸m³。在此基础上,提出了我国煤层气产业发展5项对策建议:①加大勘探评价工作量,落实更多优质储量,夯实建产基础;②加强优质储量动用,持续开展增产改造试验,助力老区稳产上产;③加强科技攻关和煤层气开发示范试验,确保新建产区效益开发;④加强对外合作区项目监管,推动合作区快速建产;⑤加大财政补贴及税收优惠扶持力度。     

页岩气藏数值模拟研究现状

从页岩气藏气体赋存方式和流动机理、气藏建模方法及数值模拟理论研究和实际应用3个方面阐述了国内外页岩气藏数值模拟技术的研究进展,为该技术的深入研究提供参考。最后,对页岩气藏数值模拟研究进展进行总结,认为存在4个有待于改进和研究的问题：①完善储层模型以考虑有机质的影响;②需要阐明单相气体解吸附、扩散和渗流过程的运移规律和主控因素,并建立气、水两相流动数学模型和数值模型;③天然裂缝和压裂诱导裂缝的准确建模是页岩气藏数值模拟的关键,实际应用中应综合考虑其他监测技术的结果;④针对页岩气藏数值模拟,还需要形成相应的标准和规范,以便更好地指导该类气藏开发。     

大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究

大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。     

中国煤层气储层地质与表征技术研究进展

煤层气是我国常规天然气现实可靠的战略补充资源之一,智能化标定煤层气产能对于天然气工业的发展具有重要意义. 对山西沁水盆地某煤层气区块的煤层气井进行了实际地质、生产数据的收集及数据预处理,提出了基于生产井史的煤层气单井产能计算公式. 利用预处理后的生产数据及储层数据,建立了基于深度神经网络、支持向量回归机、随机森林的煤层气产能标定智能算法,对煤层气单井产能进行了预测,比较了三种机器学习模型的预测结果,分析了不同排采天数的生产数据作为输入参数对模型精度的影响. 基于预测效果最好的机器学习模型,进行了动态参数（排采前期的日产气、日产水和井底流压）和静态参数（煤层埋深、孔隙度、渗透率、煤层厚度和含气量）对煤层气产能标定模型的重要性程度分析. 结果表明：三种机器学习模型标定煤层气单井产能的平均决定系数为0.828,其中深度神经网络模型决定系数最高,达0.923;增加生产数据前期排采天数,决定系数增长趋势明显,之后增长趋势减缓并最终趋于平稳;动态参数和静态参数对产能的影响都较强,这两类参数对于产能预测模型的贡献度分别为48%和52%.

     

低煤阶煤储层物性演化特征及其对储层评价的影响

“第一次煤化作用跃变”使煤储层的物性在煤化作用早期阶段发生了显著的变化。鉴于这一物性动态变化特征,为厘定煤化作用跃变前后低煤阶有利煤储层的评价参数和标准,在系统采集中国主要盆地低煤阶煤岩样品的基础上,通过系列实验分析手段,研究了早期煤化作用过程中低煤阶煤储层的物质组成、孔隙-裂隙系统、储层物性等方面的变化规律。在煤化作用早期阶段,孔隙类型的变化主要表现为原生孔的破坏与收缩、后生孔和割理的形成。储集空间由以发育大孔和中孔为主的孔隙型分布,逐渐变化为以发育孔隙、裂隙为主。从褐煤到低煤阶烟煤,随着煤化作用进行,煤储层的孔隙度呈现出先快速降低之后缓慢增高的趋势;渗透率整体呈现增高的趋势;甲烷的吸附能力逐渐增强,吸附气比例逐渐增加。在详细描述"第一次煤化作用跃变"前后低煤阶煤储层的孔隙类型、孔径分布、孔隙度、渗透率及气体赋存方式的基础上,提出了褐煤与低煤阶烟煤储层评价参数权重与隶属度的差异化处理方法,以期为中国低煤阶煤层气的勘探开发提供科学依据。     

Haynesville深层高温高压页岩气藏开发模式及启示

四川盆地埋深3500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3500～4000 m深层高温高压页岩气藏有效开发技术。Haynesville为北美典型高温高压深层页岩气藏,与国内中浅层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策可供参考借鉴。针对Haynesville页岩气藏2009—2019年4800口完钻气井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统统计分析,研究表明不同埋深范围气井水平段长、用液强度、加砂强度逐年上升,段间距逐年缩小,百米段长EUR保持稳定。2019年,埋深3000～3500 m气井平均测深6306 m、水平段长2804 m、钻井周期35 d、段间距42 m、用液强度57.2 m³/m、加砂强度6.12 t/m、百米段长首年平均日产气1.01×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1038×10⁴ m³、单井总成本893×10⁴ USD、建井周期159 d,单位钻压成本产气量30.7 m³/USD。埋深3500～4000 m 气井平均测深6257 m,水平段长2385 m、钻井周期28 d、段间距42 m、用液强度51.1 m³/m、加砂强度5.77 t/m、百米段长首年平均日产气1.15×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1324×10⁴ m³、单井总成本906×10⁴ USD、建井周期201 d,单位钻压成本产气量34.8 m³/USD。随水平段长增加,百米段长EUR稳定在1000×10⁴ m³～1300×10⁴ m³,单位钻压成本产气量呈上升趋势,水平段长具备继续增加空间,第二年产量递减率由70.6%下降至目前50.6%。借鉴Haynesville页岩气藏开发实践,四川盆地埋深2000～3500 m以浅规模开发区可继续探索长水平段气井高产模式。3500 m以浅规模开发区和3500～4000 m深层探索区均可借鉴“控压”减缓产量递减方式提高气井最终可采储量。