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煤层气井高产水地质与工程因素及控水措施

煤炭科学技术 2022年第10期50卷 151-158页

作者：胡海洋陈捷娄毅李玉魁贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心贵州贵阳550081 贵州省煤田地质局地质勘察研究院贵州贵阳550081 贵州盘江煤层气开发利用有限责任公司贵州贵阳550081

为解决高产水煤层气井难以有效降低储层压力的难题,需根据煤层高产水原因采取针对性措施进行煤层控水。通过对六盘水煤田古德井区高产水煤层气井从含煤性、孔渗性、含水性、构造、钻井、压裂、排采等七方面进行地质与工程研究,查找煤层... 详细信息

为解决高产水煤层气井难以有效降低储层压力的难题,需根据煤层高产水原因采取针对性措施进行煤层控水。通过对六盘水煤田古德井区高产水煤层气井从含煤性、孔渗性、含水性、构造、钻井、压裂、排采等七方面进行地质与工程研究,查找煤层气井高产水的具体原因,采取有效控水措施,实现煤层气井排水降压、解吸产气的目的。研究表明:古德井区多煤层发育,采取多煤层组段压裂、合层排采的方式,提高煤层气资源开发效率;古德井区地层含水性较弱,煤层孔渗性较差,地层出水性较弱,但断层构造相对较发育,增加断层破碎带含水、出水风险;煤层气井直接钻遇断层的概率较小,但压裂施工影响半径一般在100 m以上,易沟通井筒附近的断层破碎带,煤层气井高产水风险增加;古德井区煤层气井压裂施工沟通上部压裂段的断层破碎带导致高产水,可采取注水泥封堵的措施进行控水,控水作业后煤层气井产水量显著下降,产水降幅超过80%,储层实现有效降压。

关键词：煤层断层破碎带煤层气高产水控水压裂排采

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高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

煤田地质与勘探 2019年第5期47卷 104-110页

作者：贾慧敏胡秋嘉祁空军刘春春樊彬何军中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研... 详细信息

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤–碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m^3/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m^3/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m^3的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。

关键词：高阶煤煤层气直井低产原因增产措施地质适应性沁水盆地郑庄区块

沁水盆地横岭区块深部煤层气地震相控反演及有利区预测

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煤炭科学技术 2023年第S01期51卷 181-191页

作者：杨燕青申鹏磊黄帆山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司山西晋城048000

随着浅部煤层气已探明可动用储量的减少,深部煤层气受到越来越多的关注。以沁水盆地东北部横岭区块为例,利用地震相控反演技术,采用厚度标定、有效储层厚度分析、多尺度边缘检测和岩性识别等方法,对横岭区块储层空间分布、煤层厚度、含... 详细信息

随着浅部煤层气已探明可动用储量的减少,深部煤层气受到越来越多的关注。以沁水盆地东北部横岭区块为例,利用地震相控反演技术,采用厚度标定、有效储层厚度分析、多尺度边缘检测和岩性识别等方法,对横岭区块储层空间分布、煤层厚度、含气性、储层特性等进行预测,结果表明:相控非线性随机反演的方法在目的储层反演中取得显著效果。区块内确定的3个煤储层小层地震波特征与测井结果一致;15号煤层厚度在4~7 m,分布为NNE方向,全区厚度分布稳定,最厚处位于西北部,最薄处位于中西部;15号煤层在区块中部和北部含气特征明显,有效储层厚度最高可达4.5 m;15号煤孔隙度分布整体较均匀(4%~6%);煤层厚的区域孔隙度较大,含气高部位对应的孔隙度发育较好,煤层裂隙主要分布在区块西部,断层发育的破碎带裂隙发育好,裂隙密度随着深度增加逐渐减少。同时,根据以上研究成果,并结合实际开发经验,圈定了15号煤层有利区4处,煤层气综合有利区4处。

关键词：深部煤层气横岭区块煤层气地震反演有利区预测

沁水盆地南部15号煤层和顶板K2灰岩水文地球化学演化特征

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煤田地质与勘探 2020年第3期48卷 75-80页

作者：李忠城吴建光王建中吴翔卢国军中联煤层气有限责任公司北京100015

针对煤层气井产水量大、降压困难、产气效果不佳等问题,基于沁水盆地南部煤矿15号煤层顶板K2灰岩水以及15号煤层气井水矿化度和离子数据,利用统计、对比方法,系统研究两者的水化学成分特征、类型、成因机理,建立了地层水演化模型,系统... 详细信息

针对煤层气井产水量大、降压困难、产气效果不佳等问题,基于沁水盆地南部煤矿15号煤层顶板K2灰岩水以及15号煤层气井水矿化度和离子数据,利用统计、对比方法,系统研究两者的水化学成分特征、类型、成因机理,建立了地层水演化模型,系统阐述灰岩和煤层水在补给区、径流区、滞流区发生的各种反应和作用。研究结果表明:K2灰岩水和15号煤层水会发生离子交换、混合作用及CO2作用,在补给区和强径流区,K2灰岩水水型以Ca-Mg-HCO3-SO4型为主,煤层水水型以Na-HCO3-SO4型为主;缓径流区K2灰岩水一般为Na-Ca-Cl-HCO3型,而煤层水以Na-Cl-HCO3或Na-HCO3型为主;滞流区K2灰岩水和煤层水水型相同,为Na-HCO3或Na-Cl-HCO3水型。研究结果为15号煤的煤层气开发提供可靠的水文地质依据。

关键词： K2灰岩水 15号煤层气井产出水水类型水演化模型沁水盆地南部

海相煤系气成藏特征及其有利开发层段——以黔北威宁龙参1井下石炭统祥摆组为例

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煤炭学报 2021年第8期46卷 2454-2465页

作者：杨兆彪易同生李庚颜智华耿殿英高为姜炳仁贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心贵州贵阳5500091 中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室江苏徐州221008

黔北下石炭统祥摆组是一套海相煤系沉积地层,是页岩气勘探开发的重要层系之一。以黔北威宁龙街向斜龙参1井为例,评价了其煤系气成藏特征及其有利开发层段。结果显示:海相煤系地层祥摆组储层空间展布具有分段性:下段薄煤层发育,煤层层数... 详细信息

黔北下石炭统祥摆组是一套海相煤系沉积地层,是页岩气勘探开发的重要层系之一。以黔北威宁龙街向斜龙参1井为例,评价了其煤系气成藏特征及其有利开发层段。结果显示:海相煤系地层祥摆组储层空间展布具有分段性:下段薄煤层发育,煤层层数较多,煤-泥岩-砂岩互层发育;上段泥页岩发育,单层连续厚度大。泥页岩TOC含量在0.77%~8.94%,平均2.01%,随层位埋深增大而增大。祥摆组上段有机质类型主要为Ⅱ_(1)型,下段主要为Ⅱ_(2)型,R_(o,max)平均为2.54%。矿物组分主要以黏土矿物和石英为主,石英平均质量分数38.52%,黏土平均质量分数48.99%,脆性指数高,平均为48.02%,整体上随层位埋深增大而增大;泥页岩孔隙度平均为4.77%,渗透率平均为0.002×10^(-15)m^(2),属于低渗储层;泥页岩储层物性接近于非含煤海相地层,优于含煤海陆过渡相地层。泥页岩含气量介于0.27~1.48 m^(3)/t,平均0.57 m^(3)/t。气体组分结果显示860 m以浅仍处于风化带。薄煤层变质程度高,R_(o,max)平均为2.92%,但含气量平均为5.88 m^(3)/t,含气饱和度低。整体显示海相煤系气资源潜力具有以页岩气为主,煤层气为补充的特征,推测深部区域更具有勘探前景。以煤系页岩气为评价主体,选取泥页岩单层厚度、TOC含量、含气量、脆性指数等关键参数,采用主成分分析法,评价了祥摆组煤系气有利开发层段。综合研究认为:有利开发层段主要位于祥摆组上段中部和下段的下部。

关键词：黔北威宁下石炭统祥摆组煤系气泥页岩有利开发层段

中低煤阶煤层气储量复算及认识——以鄂尔多斯盆地东缘保德煤层气田为例

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石油实验地质 2020年第1期42卷 147-155页

作者：张雷郝帅张伟曹毅民孙晓光阴思宇朱文涛李子玲中石油煤层气有限责任公司

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段,属于典型的中低煤阶煤层气田。2011年,该气田探明煤层气地质储量183.63×10^8 m^3,技术可采储量91.82×10^8 m^3,截至目前,气田已规模开发6年。由于储量计算参数发生了明显变化,需要重... 详细信息

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段,属于典型的中低煤阶煤层气田。2011年,该气田探明煤层气地质储量183.63×10^8 m^3,技术可采储量91.82×10^8 m^3,截至目前,气田已规模开发6年。由于储量计算参数发生了明显变化,需要重新评估储量的动用情况和可动用性。2018年9月,按照储量规范,结合煤层气自身的产出机理和开发特点,利用动态资料,采用体积法复算了地质储量,采用产量递减法和类比法重新标定采收率,对2011年提交的探明储量进行了复算。复算增加煤层气探明储量29.86×10^8 m^3;采收率标定结果为52%,较2011年增加2%;标定技术可采储量110.94×10^8 m^3,较2011年增加19.12×10^8 m^3。储量复算工作需重点说明计算参数的变化情况,在技术可采储量计算以及采收率确定过程中,在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算。

关键词：储量复算技术可采储量采收率煤层气中低煤阶鄂尔多斯盆地

煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理

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煤田地质与勘探 2019年第4期47卷 69-75页

作者：贾慧敏胡秋嘉祁空军覃蒙扶毛崇昊张光波中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,... 详细信息

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,提出了煤层气流压回升型不正常井起因,通过理论研究和现场数据分析,明确煤层气井流压回升对储层伤害机理,提出流压回升对储层伤害程度评价方法及治理对策。研究结果表明:煤层气井煤没度增加导致套压降低,套压下降速率越快,则井底流压下降越快;煤没度增加速率过快的煤层气井,其井底流压回升对储层伤害严重,导致气体产出阻力增加,部分气体被毛细管压力封堵在孔隙中,难以产出。流压回升伤害指数可以表征流压回升导致储层伤害程度,抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水量小于煤层向井筒供水量是井底流压回升的主要原因,其治理措施可通过液压冲洗清除固定凡尔煤粉,通过机械振动清除游动凡尔煤粉,通过恒沉没防气锁工艺与煤层气井间断抽水工艺相结合措施治理气锁。

关键词：煤层气井流压回升不正常井储层伤害机理伤害指数治理

煤层气井产出水环境效应及其成因:以黔西松河区块GP井组为例

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地球科学 2023年第3期48卷 1246-1258页

作者：秦彬超杨兆彪高为中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室江苏徐州221008 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心贵州贵阳550009

随着煤层气产业的规模化发展,煤层气井产出水的环境效益备受重视.以贵州西部松河井组8口煤层气试验井为例,动态跟踪了2018年5批次产出水的地球化学数据,采用模糊综合评价法和单因素分析法进行了产出水环境效应评价并进行成因分析,得出... 详细信息

随着煤层气产业的规模化发展,煤层气井产出水的环境效益备受重视.以贵州西部松河井组8口煤层气试验井为例,动态跟踪了2018年5批次产出水的地球化学数据,采用模糊综合评价法和单因素分析法进行了产出水环境效应评价并进行成因分析,得出以下结论:松河井组煤层气产出水地球化学特征主要表现为Na^(+)、HCO_(3)-、Cl^(-)浓度高,矿化度较高,产出水型为Na-Cl和Na-HCO_(3)-Cl.本文采用模糊综合评价法计算得出8口煤层气试验井产出水均属于Ⅴ级重度污染,并得出主要污染指标为TDS、Na^(+)以及Cl^(-),F元素、Mn元素轻微超标,在此基础上进行单因子分析,评价结果为重度污染.综合2种评价方法得出主要污染指标为TDS、Na^(+)、Cl^(-)以及Ba2+.污染程度在一定范围内随时间变化表现出轻微波动且具有微弱的降低趋势,研究区煤层气井产出水污染等级高且随时间变化而波动变化,是地质因素、工程因素叠加影响的耦合结果.煤系地层中各种元素富集的高地质背景为根本影响因素,控制着微量元素的种类和含量,其次压裂液返排率的变化对其有显著影响作用,季节性降水则加强水岩作用,促进了元素的溶出.

关键词：贵州西部煤层气井产出水环境效应模糊综合评价成因分析地球化学

大宁-吉县区块深部煤层气水平井压裂干扰行为及其机理

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煤炭科学技术 2024年

作者：巢海燕李泽甄怀宾郭乐乐张慧中石油煤层气有限责任公司

为准确认识深部煤层气水平井压裂干扰行为，对大宁-吉县区块18组煤层气井间的压裂干扰事件及其对18口受扰井、13口干扰井的影响特征进行了系统梳理，揭示了压裂干扰作用机理及关键影响因素。结果表明：（1）生产井受干扰后呈现井口压力... 详细信息

为准确认识深部煤层气水平井压裂干扰行为，对大宁-吉县区块18组煤层气井间的压裂干扰事件及其对18口受扰井、13口干扰井的影响特征进行了系统梳理，揭示了压裂干扰作用机理及关键影响因素。结果表明：（1）生产井受干扰后呈现井口压力上涨速度加快、产气量下降、产液量骤增的特征。（2）受扰井的产气恢复程度反映压裂干扰程度，受扰前累产气量越低，受扰井的产气恢复程度越高；井距方向（垂直水平段轨迹方向）的干扰事件中，干扰井的压裂液量、加砂量越低，受扰井的产气恢复程度越高；相比于井距方向的受扰井，排距方向（与水平段轨迹相同方向）的受扰井产气恢复程度更高，且靠近干扰井水平段入靶点（A点）一侧的受扰井比水平段终点（B点）一侧的受扰井产气恢复程度更高。（3）受扰井的地层能量衰竭程度和干扰井的微构造、地应力及储层各向异性共同作用，对干扰井的缝网形态造成影响。影响干扰井产量的主要因素为其自身的压裂参数，干扰井的段长越小、单段压裂液量和加砂量越大，产量比邻井更高。最后对压裂干扰机理进行了理论分析和探讨，压裂干扰对受扰的生产井主要产生两方面影响：一是打破气水相渗动态平衡，产水量大幅增加，外来液体被排出后，气量可恢复到受扰前产气水平；二是支撑剂、煤粉等固体颗粒堵塞孔喉，降低了缝网导流能力，气量难以恢复到原有产气水平。

关键词：深部煤层气压裂干扰产气恢复程度压裂参数缝网形态