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。     

基于C/S和B/S体系结构的数字油田应用系统

数字油田应用系统是借鉴“数字地球”思想,充分应用目前世界上最先进的网络技术、数据库技术、遥感技术、介质存储技术,探查及汇集油田的自然和人文信息并与之互动,它融油田勘探开发系统、油田地面工程系统和地理信息系统于一体,全部实现文本、图形、各类开发数据、工程数据的数字化、网络化及标准化管理.该系统在华北油田进行了实际应用,实现了油田全天侯服务,使专业人员的技术素质由原来的单一型转变为目前的综合型.提高了专业人员综合分析能力和工作效率,全面提升了油田决策者规划设计、生产组织和技术管理水平,取得了显著的经济效益和社会效益.     

廊固凹陷沙三段深层砾岩体油藏成岩作用与储层孔隙关系研究

廊固凹陷沙三段深层砾岩体油藏埋深在3500m以下，砾石成分以元古界灰岩为主，成岩作用强烈，属晚成岩期。成岩作用主要有3种：压实、胶结和溶解。溶解作用使砾岩体储集层次生孔隙发育，渗透能力提高，是形成深层砾岩体油藏的必要条件。在高温条件下灰岩的溶解度低于云岩的溶解度，因而云岩砾岩储集层孔隙度较灰岩砾岩储集层发育，油气成藏条件明显优于灰岩砾岩储集层。     

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。     

沁水盆地高煤阶煤层气高效开发关键技术与实践

中国高煤阶煤层气资源量丰富,占煤层气总地质资源量的三分之一,其高效开发利用对保障国家能源战略安全,降低煤矿生产安全隐患,减少二氧化碳排放具有重要意义。为了解决制约我国高煤阶煤层气产业发展的“四低”(探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低)问题,在深入分析制约高煤阶煤层气开发核心问题的基础上,通过理论研究与技术研发并重、室内攻关与现场试验并行,规模建设与效益开发并举等多种举措,提出了控产选区评价等新方法。研究结果表明 ：(1)煤层气地质和煤矿地质差异、储量可开采性差异、工程技术适应性、排采科学性是制约煤层气开发效果的主要因素;(2)提出了“四要素”控产认识,疏导式工程改造方法,疏导式排采控制认识,指导建立了高煤阶煤层气高效开发技术系列 ;(3)经实践,优质储量控制程度由 32% 提高到 80%,开发井成功率由 60% 提高至 95%,直井平均单井日产气量提高约 1 100 m~3,水平井钻井费用降低 50 %,单方气操作成本降低 24%。结论认为,建立的高煤阶煤层气高效开发技术系列,有力推进了沁水盆地煤层气高效开发,“十四五”中期,中国石油华北油田煤层气年产气量有望达...     

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m~3,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m~3,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。     

回转杀菌机的研究

本文从传热学原理分析了设计回转杀菌机的依据。本机系全自动控制、用过热水作为加热介质、杀菌时处于回转状态。与静置式杀菌机比较、本机具有缩短杀菌时间,提高罐头产品质量、节约蒸汽和冷却水等优点。全机由杀菌锅和贮水锅组成,贮水锅置于杀菌锅的上方。填满罐头的杀菌篮放于杀菌锅内:贮水锅用于制备过热水。本机的突出优点是杀菌锅的热分布均匀,自动操作程序可分为八个工序:1.制备过热水;2.把贮水锅中的过热水注入杀菌锅;3.杀菌锅升温;4.杀菌;5.热水回收;6.冷却7.排水8.启锅。本文还详细地讨论了本机的工艺试验结果。     

沁平12-11-3H煤层气六分支水平井绒囊钻井液技术

沁水盆地3#高阶煤层,煤层气钻井过程中掉块、垮塌、漏失、卡钻,成功率很低。沁平12-11-3H井三开是由2个主支、6个分支组成的多分支水平井,使用绒囊钻井液13 d完成进尺4 189.49 m。根据不同井下情况、固控设备情况,加入成核剂、成膜剂、囊层剂和绒毛剂等4种绒囊钻井液主处理剂,调整钻井液性能:密度0.96~1.08 g/cm3,塑性黏度7~17 mPa·s,动切力4.0~10.22 Pa,煤层钻遇率达95%,完成地质要求且平均机械钻速12.65 m/h,较邻井提高11.55%。全井考验了绒囊钻井液高固相容纳能力、漏失地层封堵能力、井塌卡钻处理能力、气侵维持性能能力。建议加强固控设备配套,进一步提高钻井液性能。     

煤储层能量及其对煤层气开发的影响——以郑庄区块为例

煤储层内不同相态物质在地层演化过程中积聚有不同类型能量。为明确煤层气开发过程中,不同相态物质状态随能量变化而发生改变及其对煤层气开发影响,利用单位体积弹性变形势能公式和等效弹簧模型计算煤岩基块弹性势能及裂缝开度最大缩减量;利用朗格缪尔等温吸附公式和理想气体等温膨胀做功公式推算等温条件下吸附煤层气膨胀能;利用纳维-斯托克斯方程定性分析煤层水压强能、重力势能和动能间转化关系;利用氦气、甲烷和去离子水渗透率测试平行试验研究影响煤岩导流能力主要因素。综合分析煤层气开发全过程中,各相态物质间能量转化及各物质状态改变;并于郑庄区内选定地质条件相似但能量特征不同4个相邻煤层气井组,结合各自产出特征和局部煤储层能量特征,探讨煤储层能量对煤层气开发影响。结果表明:在系统能量平衡被打破之后,煤岩通过膨胀对外做功释放弹性势能,引发裂隙开度缩减;吸附煤层气是煤层气产出动力源,通过解吸、扩张释放膨胀能,同时持续侵占煤层水流动空间;裂缝开度缩减会阻碍煤层水压强能与吸附煤层气膨胀能间联系,使后者不再随前者变化而改变。研究认为:煤层水压强能越大,煤储层产水潜力越强;吸附煤层气膨胀能越大,越利于煤层气产出;煤岩基块弹性...     

利用贝叶斯—克里金估计技术进行储展参数预测

在此之前,人们常单独利用地震或测井数据研究储层参数的空间分布,而把二者结合起来研究储层参数的空间变化还比较少见。本文把这两种参数有机地结合起来,利用贝叶斯-克里金估计技术进行储层参数预测。该项技术是把线性贝叶斯理论运用于克里金估计,其作法是构想一个模型,把用以进行空间估计的数据分为两类,即观测数据和猜测数据,然后用区域性变量理论研突这两类数据的空间变化特征。对具体的地震勘探和测井而言,把测井数据视为观测数据,把地震数据视为猜测数据,经对王居-曹家务地区实际资料进行砂岩厚度、孔隙率的预测,证明了该方法的正确性。