煤层气井排采阶段定量化划分研究

研究区位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南段,是目前煤层气开发的主战场之一。以该区中高煤阶煤层气为该次研究对象,根据单井的排采情况,运用归纳统计的方法,先将区块内煤层气井按排采特征进行阶段划分和描述,再利用无量纲法进行定量划分,达到定量化划分排采阶段的目的。研究认为,该区煤层气井按排采特征可将其划分为排水降压阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和产气递减阶段等4个阶段,对应无量纲产气率分别为0、0.05~0.35、0.35~0.70、0.70~1.0,据此对排采阶段进行定量化划分,从定量角度优化煤层气的排采制度,对本区块煤层气井的排采管理具有重要的指导意义。     

临汾区块煤储层地应力对煤层气产量的影响

利用测井、压裂、样品测试和煤层气排采等资料,对临汾区块煤储层地应力特征及其对煤层含气量的影响进行研究。结果表明,最小水平主应力影响煤层气的富集和渗透性,与煤层含气量呈负相关,即最小水平主应力越大含气量越低、单井产气量越低;断层附近地区,由于应力释放而造成最小水平主应力较小、煤层气保存条件差,因此煤层含气量和单井产气量也较低。煤层气开发应寻找避开断层的低应力区。     

鄂尔多斯盆地东缘含煤地层水动力条件及其控气作用

鄂尔多斯盆地东缘南北跨度大,含煤地层水动力区域分布规律不明.基于含煤地层含水层分布及孔渗条件、煤层气井产水量、产出水化学及同位素特征、煤层甲烷浓度等的分析,探讨了区内煤层气生成和富集的水动力条件控制作用.结果显示,砂岩含水层北部较南部发育,北部孔渗条件好于南部;太原组灰岩含水层在三交—吉县地区最为发育,导致山西组煤层含气量高于太原组;煤层气井产水量及产出水钙、镁离子含量北部高于南部,煤层含气量与矿化度呈正相关关系.分析认为,该区含煤地层水动力条件在北部较南部活跃,北部地区的山西组水动力强于太原组,三交—吉县地区太原组水动力强于山西组;在保德以南的中-高煤阶区,地下水弱径流-滞留带有利于煤层气富集;在保德及其以北的中-低煤阶区,较活跃的水动力条件和良好的封盖条件为次生生物气的生成和富集提供了关键条件.     

A区块水平井开发技术研究

对 A区块水平井开发技术进行了研究,利用开发地震精细构造解释成果及测井断点数据作为约束建立精细构造模型,落实构造特征及微幅度起伏变化,并根据测井砂岩解释数据及地震属性进行协同模拟,建立砂体预测模型,精细描述区块内目的层砂体的展布特征。此外,优选有利水平井部位,设计水平井穿行轨迹,便于钻井过程中随钻跟踪调整轨迹。实际应用表明,采用上述方法可以提高水平井的钻遇率,对改善区块水驱开发效果具有重要作用。     

郑庄地区煤层气成藏主控因素分析

煤层气作为一种非常规气藏,其成藏过程受煤层本身、上下围岩及多种地质作用的影响,具有其特殊的成藏条件和控制系统。与常规气藏相比,无论在地质成因、储集、开采特征等均有很大不同之处。对郑庄区块地震、井、速度等资料展开研究,从煤层厚度、埋深、储层物性、围岩条件、构造、陷落柱等多方面分析其对煤层气成藏影响,并对煤层气富集成藏区进行合理的预测,为下一步勘探开发提供指导。     

煤层气变井储试井分析及应用

变井储存效应已被广泛地考虑到常规油气试井分析,但煤层气实际测试资料的变井筒储存效应的复杂性以及对变井储试井和煤层气渗流理论的认识不足使得煤层气试井分析结果不可靠。通过系统研究煤层气井的变井储模型分析不稳定压力响应特征,并结合实际井的应用,通过综合应用双对数、半对数和压力历史拟合,验证了变井储的煤层气试井分析的实际应用价值:煤层气在排水采气和气液两相流试井时需要考虑相重分布的变井储影响。该研究对煤层气试井和煤层气开发有着重要的指导性意义。     

基于S地区井震资料的流体识别

使用S地区的S-2井的纵、横声波时差曲线以及密度曲线等测井资料对该地区含气储层进行分析,用测井曲线对该层段进行标定,找到气层段的位置。为了进一步验证该层段具有含气潜力,利用宁中华等提出的高灵敏度流体识别因子（HSFIF）并结合该地区井震资料进行约束反演。结果表明,井位区反演效果较好,与实际开发结果相符,可以此为依据对无井区储层含气异常进行预测。     

昆北油田切16-切4井区成藏条件分析

切16-切4井区是昆北油田目前勘探效果最好的区块,位于柴达木盆地西南部昆北断阶带的中段,其成藏条件的分析对昆北断阶带乃至整个盆地的勘探具有重要的指导意义。从油源条件、构造条件、沉积储层特征和盖层特征等4个方面对昆北油田切16-切4井区成藏条件进行了分析。研究结果表明,昆北油田原油主要来源于扎哈泉凹陷的E23源岩,有机质类型主要为Ⅱ型,有机质丰度高,目前已达成熟阶段,具有较强生烃能力;油气通过昆北断裂及不整合面运移到岩性圈闭聚集成藏,且切16-切4井区储层发育,储盖配置良好;昆北断阶带上盘原油运移受主要次级断裂影响,靠近切16井东断裂的封闭储层具有较好的勘探前景。     

青海东昆仑八宝山盆地高原含气泥页岩储层关键参数评价

青海东昆仑八宝山盆地三叠系八宝山组为一套高原陆相碎屑岩及火山岩沉积,目前对于高原陆相泥页岩缺少有效的测井评价方法。参考传统页岩气评价思路,挖掘研究区重点井常规及成像测井响应特征与岩心实验数据的关系,对储层关键参数进行评价：(1)基于常规测井曲线,利用相关性分析优选9个岩性敏感因子,通过最优化算法求取6种主要矿物含量;(2)利用基于常规曲线的多元线性回归、电阻率-声波时差重叠、体积模型、铀含量计算等多方法进行总有机碳含量(w(TOC))计算及方法优选;(3)基于矿物体积模型进行变骨架的基质孔隙度计算、利用微电成像进行裂缝拾取及裂缝参数评价、利用PoroTex图像处理技术刻画溶蚀孔缝发育程度、基于阵列声波波场分离技术进行斯通利波界面反射、幅度衰减计算及渗透率反演;(4)岩心实验刻度测井,优选关键地质参数,构建吸附气、游离气及总含气量计算模型;(5)基于阵列声波岩石力学静态转换参数及矿物体积模型,优选适宜研究区的岩石脆性及可压裂性评价方法。结果表明,基于测井的储层关键参数多方法优选结果取得了较高的精度,建立的研究区储层品质评价标准解决了八宝山盆地高原含气泥页岩储层评价的难题,取得了较好的应用...     

煤层气田地面集输技术进展

从井组试验到大规模开发,我国煤层气产量近10年来增长迅速,在煤层气集输方面初步形成了适合煤层气特点的集输工艺技术。阐述了国内煤层气发展历程,分析了沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、沁南煤层气田樊庄区块、鄂东煤层气田韩城区块等国内典型煤层气开发项目的集输管网形式、工艺流程;总结了目前煤层气地面集输存在的问题,包括集输压力、气体净化、井间压力平衡、产出水处理等问题,并针对性地提出下一步研究建议。     

葡北三断块葡136井区断层与剩余油配置关系研究

根据葡北油田三断块葡136井区目前开发状况,进行了葡萄花油层断层特征的三维建模精细解释和砂体展布特征分析,描述了葡136井区不同类型的砂体与断层匹配模式的剩余油分布特征,对断层边部的剩余油富集区进行了圈定,确定研究区内反向断层上升盘一侧、断层交叉部位为剩余油的有利富集区。最终在全区刻画出4个剩余油富集区,该技术的实现对提高水驱油藏断层边部采收率,改善区块开发效果具有重要指导意义。     

大庆萨南油田西部过渡带四条带外扩及加密方式研究

大庆萨南油田已进入特高含水开发阶段,油田开发面临储采失衡的矛盾日趋严重。为保证可持续开发,应用井震联合技术搞清过渡带四条带外扩区域构造储集层发育状况,进一步落实外扩区开发潜力。根据过渡带地区储集层发育特点,优选适合油水过渡带的合理注采井距、加密调整布井方式。在典型区块实施加密调整,增加可采储量19.6×10~4t,按照研究区开发模式,可在萨南油田西部过渡带四条带及外扩区3.98km~2推广应用,为过渡带外扩挖潜提供实践经验。     

Jason软件在巴19断块砂岩油藏储层精细描述与预测中的应用

储层描述与预测技术作为提高地震纵向分辨率、识别薄储层的技术手段,在华北油田复杂断块油气藏中越来越得到广泛应用。利用Jason软件对巴19断块做了测井约束地震反演,重点对砂体平面分布进行了研究,确定了有效砂体的分布范围,并结合生产提出了开发评价井和生产井的钻探建议。巴19断块有效砂岩厚度主要发育于巴19井区和巴18井区,其中巴21井、巴19-17井、巴19-1井和巴18-3井～18-5井区最发育;断块南端有利布井范围边界在巴22井～巴18-29井～巴19-33井～巴19-31井一线;巴20井断块巴20-3井以北井区砂岩发育,为主水道微相发育区,是下一步滚动开发的有利方向。从目前已完钻井情况分析,储层预测效果很好,与实钻情况符合,Jason软件能够较好的适用于该断块的地质评价研究。     

强水敏地层清洁盐水射孔液体系的研究与应用——以新疆台5井区为例

对新疆台5井区储层的地质特征进行了探讨,评价了该区块的敏感性,并对该区块储层的潜在损害因素进行了综合分析。试验结果表明,该井区储层为强水敏性损害,具有较强的水敏性、中等速敏性、中等碱敏感性及中等偏强的酸敏感性。针对该地区储层孔渗特征,结合储层敏感性评价资料,初步确定适合该区域储层特性的射孔液体系,该体系性能稳定,流变性能好;抑制黏土膨胀的能力强;热滚回收率为95.5%;降低射孔液表面张力明显,降低率超过50%;缓蚀效果好,腐蚀速率仅为0.00213 mm/a。岩心损害试验结果表明,该体系对储层岩心的渗透率恢复值在90%以上,能够有效保护新疆台5井区的储层。现场应用效果优良,试验井的产量比对比井的产量提高约10%~30%。     

煤层气多分支水平井试井分析方法研究

多分支井开发煤层气是中国煤层气开采的重要手段。为研究煤层气多分支井的压力动态特征,根据煤层气多分支井的渗流特点,建立了渗流模型,结合单支水平井的压力分布叠加以及多分支井的离散化处理,通过数值反演及计算机编程得到多分支井试井理论曲线。根据曲线特征划分特征流动段,并进行了敏感性分析,这对煤层气多分支井试井解释和气藏动态分析具有重要的意义。     

DRMTS煤层气远距离穿针装备及现场应用

远距离穿针技术是煤层气水平井开发的关键技术之一。基于煤层气水平井的特点,开发了一套DRMTS煤层气远距离穿针装备。该装备由磁源发射装置、动态磁场采集系统、地面信息处理与导向决策软件系统和地面工控及无线传输系统组成。2014年DRMTS远距离穿针装备在阜康煤层气U型井示范工程现场应用,通过对钻头与洞穴的相对位置进行实时监测,成功连通水平井和直井。     

油气田开发经济评价方法

阐述了油气田开发项目技术评价与经济评价的相互关系 ,从开发决策的角度研究了方案设计与经济评价之间信息反馈的基本模式 ,建立了方案开发决策模式、经济评价模式及方案优化模式 ;提出了应用模糊聚类分析法和效用函数排序法进行方案设计与优选的基本框架 ,同时研究了技术评价和经济评价指标体系 ,建立了开发方案经济评价程序与方法     

延川南区块煤层气田排采井精细化排采研究

延川南区块煤层气产能建设已经展开，需要对煤层气井生产动态特点进行总结，优化现有排采管理模式。在分析煤层气井生产资料的基础上，将排采阶段划分为排水降压和产气2个阶段（其中排水降压阶段又划分为观察液面、平稳降压和稳压排水3个阶段，产气阶段划分为限制产气和稳产气2个阶段），针对不同排采阶段产液和产气特点，制定了相应的管理方法，实现了排采管理的定量化，有效地指导了生产管理。     

晋东南沁南盆地煤气共采技术探讨

我国煤层气资源丰富,对我国新能源事业的发展有着重要的意义。以沁南盆地为研究区,分析区内煤炭与煤层气的资源条件,探讨了煤炭与煤层气国内外开采技术,为达到煤炭与煤层气的最大资源利用价值提供一定的指导数据。     

宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施研究

宋芳屯油田南部葡萄花油层储层发育差,注采难度大,目前处于低效开发阶段。以芳156区块为例开展剩余油分布特征研究,分析已加密区开发效果,具体阐述综合挖潜措施,即对优化井网开展加密调整、对优化井型部署水平井和对老井进行综合治理。通过井网加密与注采系统调整,统一考虑新老井,完善注采关系,充分挖掘剩余油,可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的,同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。