“煤层气与非常规天然气勘探开发技术”专题

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“煤层气与非常规天然气勘探开发技术”专题

来源：煤田地质与勘探

专题来自于《煤田地质与勘探》2022年第3期和2022年第9期。徐凤银教授任客座主编。

专题主要涵盖行业技术发展述评、煤系气富集成藏机理、关键开发技术、先导试验及进展、典型区块工程示范效果及行业科技发展方向思考等内容。专题栏目概化为综述与进展、基础理论与评价、关键技术与示范。

行业视野: 煤层气
类别; 187个
关键词; 230位
专家; 40篇
论文; 9259IP
点击量; 4544次
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低勘探程度区煤系致密气水平井地质导向技术及应用——以DJ-P37井区为例

作者(Author)：张稳, 张雷, 黄力, 李小刚, 石石, 孙雪冬, 赵龙梅, 戴瑞瑞, 童姜楠

摘要：在二维地震区、井控程度低及曲流河三角洲前缘沉积等复杂岩性储层中，实施水平井储层钻遇率较低。三维地质模型迭代更新与地质–工程一体化相结合的水平井地质导向技术应用逐渐广泛。鄂尔多斯盆地东南缘上古生界煤系发育山西组山2~3亚段北岔沟砂岩等多套致密砂岩储层，其中，大宁–吉县区块砂岩层厚度较薄、纵向岩性复杂、横向变化快、微幅构造发育，基本无出发井且末端井较远(大于1 500 m)，水平井导向难度大。为了提高低勘探程度区水平井钻探效果，通过标志层识别与厘定、煤岩层对比、资料精准分析与补充、储层顶底特征识别等方法开展研究。首先，总结研究区煤层与炭质泥岩的快速区分方法，解决现场岩性识别困难的难题，构建研究区地层格架；而后，基于测井、地震、地质多种资料的地层精细对比，厘定1个Ⅰ级标志层及3个Ⅱ级标志层，在山2~3亚段进一步确定2个Ⅱ级标志层。最后，提出着陆点控制技术、水平段钻遇率提高技术与钻头出层判断方法，形成了三角洲前缘亚相储层水平井地质导向技术。将该技术应用于DJ-P37井区，累计完钻34口，平均砂岩钻遇率78.30%，取得了良好的钻探效果，可为类似区域煤系水平井钻进提供技术借鉴。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

192

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贵州织金地区煤层气合采开发实践与认识

作者(Author)：李佳欣, 陈贞龙, 郭涛

摘要：贵州省是薄至中厚煤层群发育的典型地区，煤层数量多、厚度薄、渗透率低、地应力高、压力系统多层叠置等资源禀赋特征导致国内外主流煤层气开发工艺技术本土化困难，煤层气资源难以动用。多、薄煤层煤层气地质特征的特殊性决定了煤层气开发技术的明显选择性，多煤层合采成为该地区煤层气资源高效开发利用的必由之路。2009年至今，中石化华东油气分公司在贵州织金区块陆续完成23口合采煤层气井的部署工作，实现了单井最大日产气量达5 000 m~3、试验井组(10口直井)单井平均日产气量超1 000 m~3的突破。对此，基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践，系统分析了该地区多、薄煤层煤层气成藏地质条件，归纳总结了开发关键工艺的地质适用性，从地质选层、开发模式及排采管控等方面取得以下认识：(1)建立了合采产层优化判别方法，明确了以珠藏次向斜Ⅲ煤组20、23、27、30号煤层为主的最优层位组合关系；(2)形成了定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式；(3)制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的的精细化排采管控制度。研究成果有助于促进该区域的多煤层煤层气开发，对贵州省煤层气高效开发具有重要的参考价值。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

229

172
大宁–吉县区块深层煤层气井酸压工艺及现场试验

作者(Author)：刘长松, 赵海峰, 陈帅, 甄怀宾, 王成旺

摘要：我国深层煤层气资源储量丰富，但煤储层改造工艺技术与深层地质条件匹配耦合性问题亟需解决。为探究深层地质条件下煤储层改造技术，以大宁–吉县区块为地质背景，从该区块深层8号煤层岩石力学参数角度对体积压裂可行性进行评价，并采用室内三轴酸压物模实验进行验证。基于室内实验的基础上，针对此区块8号煤层特征，提出采用“高排量、低酸量、适中砂比”体积酸压工艺技术，并配合“交替注酸、分段加砂、变排量注入”复合工艺。基于此工艺原理开展复合盐酸、氨基磺酸体积压裂现场试验。结果表明：现场11口产气井日产气量累计达20 469 m~3，其中10口生产直井最高产气量可达5 791 m~3/d;1口生产水平井投产后日产气最高1.1万m~3，同时体积酸压工程因素(排量、加液强度)与裂缝监测破裂面积存在较好相关性。提出应进一步提升压裂液排量且应优选在11～15 m~3/min；应减小整体用酸量，同时进一步优选酸液浓度；优选低密度支撑剂并优化加砂工艺以提升加砂规模；清洁压裂液加液强度优选在150～250 m~3/m；同时应提升配套设备质量，例如提升套管钢级，优化压裂设备等。研究从体积酸化压裂工程角度为该区块及类似地质条件下深层煤层气的勘探开发提供了技术借鉴。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

179

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高阶煤煤层气井稳产时间预测方法及应用——以沁水盆地南部樊庄-郑庄为例

作者(Author)：胡秋嘉, 贾慧敏, 张聪, 樊彬, 毛崇昊, 张庆

摘要：煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄-郑庄区块不同井型的大量生产数据，明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念，提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明，煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产，稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式，基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间，误差仅为-8.30%～8.03%。稳产时间的影响因素较多，第一，稳产流压损耗系数越大稳产时间越短，稳产流压损耗系数与解吸压力成反比，与提产流压损耗系数成正比，提产流压损耗系数控制在0.006 5 d-1以下利于长期稳产；第二，开始稳产时刻，井底流压越高、稳产时间越长，应该高压提产、高压稳产；第三，对不同的煤层气井，稳产气量高，稳产时间不一定短，需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测，进而可确定合理的稳产气量。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

237

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沁水盆地南部郑庄区块15号煤与3号煤储层物性及产气差异研究

作者(Author)：张聪, 李梦溪, 冯树仁, 胡秋嘉, 乔茂坡, 吴定泉, 于家盛, 李可心

摘要：随着煤层气勘探开发的深入，同一区域不同层系开发差异逐步呈现，深化储层认识对开发策略的制定显得尤为重要，以沁水盆地南部郑庄区块为例，以往重点关注主力层3号煤资源，根据区块增产需求，需要逐步多层系开采。本研究重点剖析15号煤层气资源，采取与开发较为成熟的3号煤层气资源对比分析的方法，得出储层差异和分区差异，并推测其成因机制，指导针对性开发策略的制定。通过钻井岩心描述及镜下观察，结合分析化验、地震勘探、测井及生产等资料，对比研究了郑庄区块15号煤层与3号煤层在煤厚、物性和含气性等方面的差异。结果表明：与3号煤层相比，15号煤层厚度较薄，且平面分布不稳定，存在局部分叉现象；总体上，15号煤层含气量与3号煤层相当，一般为10～29 m~3/t，但在区块内部呈现出具有一定规律的分区差异；15号煤层的吸附时间较3号煤层明显缩短，表明其较为有利的开发潜力。研究认为，沉积环境差异和构造影响程度不同是导致两套煤储层物性和含气性差异的主要原因，太原组障壁海相沉积环境水体变化大导致15号煤层沉积厚度平面变化大，强还原沉积环境造成15号煤层镜质组分含量较高；相比于3号煤层，局部地段太原组15号煤层受基底构造、断层、褶皱等地质构造影响更为明显。根据煤储层参数特征，将15号煤有利区划分为三类，指出开发“甜点区”；试采结果表明，I类区15号煤层套管压裂水平井日产气量突破10 000 m~3,3号、15号煤层直井合采较单采3号煤层产量翻番；Ⅱ类区15号煤层套管压裂水平井获得高产，为区域增产、规模扩建起到技术支撑作用。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

300

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煤层气储层伤害机理与水平井双层管柱筛管完井技术

作者(Author)：鲜保安, 张龙, 哈尔恒·吐尔松, 喻鹏, 王凯, 张亚飞, 张洋, 王三帅, 李宗源

摘要：煤储层具有高吸附性、低渗透性、易压缩与易破碎的特征，煤层气水平井钻完井过程中常常造成煤储层伤害，导致煤层渗透率和单井煤层气产量大幅度降低。通过实验分析，揭示水平井钻完井液中的固相颗粒、流体流动诱导产生的固相成分对煤储层微裂隙堵塞成因，阐明煤层气水平井钻完井中储层伤害的机理。在此基础上，提出水平井双层管柱筛管完井技术，分析其减轻煤储层伤害的机理，即通过冲管水力冲击作用消除水平井壁钻井液泥饼，清除井壁附近堵塞微裂隙煤粉，并在近井地带产生应力增渗作用。相对于煤层气常规的多分支水平井及分段压裂水平井，水平井双层管柱筛管完井的稳定日产气量、稳产周期均大幅提升。该技术在沁水盆地南部部分区域推广应用显示，3号煤层气井平均日产气量提升到20 000 m~3，同时实现15号煤层气的开发突破，平均日产气量提升到10 000 m~3以上。研究成果对于降低煤层气水平井钻完井过程中的储层伤害，提高煤层气井产量具有重要的理论和实践意义。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

225

125
煤层气地质工程一体化平台的建设构想

作者(Author)：李贵红, 赵佩佩, 吴信波

摘要：基于国内煤层气井产量普遍较低，煤层气行业地质研究与工程脱节较严重的实际情况，迫切需要引入地质工程一体化思路，有助于形成科学的工程决策。提出煤层气地质工程一体化平台的理论构想，规划设计平台的业务架构与功能架构，集成Petrel地质建模、Compass钻完井设计、MFrac压裂设计、CBM-SIM储层数值模拟等各类专业软件工具，建立地质工程一体化共享数据库、产气贡献监测平台和智能排采远程控制平台，固化标准的地质工程一体化技术工作流程，并建立相应的专业知识库。通过平台的建设打通煤层气勘探开发上下游的专业壁垒，实现全流程数据与成果共享，打造集煤层气开发的地质评价、工程设计优化、数据共享于一体的服务平台。以煤储层三维地质模型为基础，开展地质及煤储层综合评价研究，对钻井、固井、压裂、排采等工程作业方案进行设计及动态优化，集成气井产气贡献监测和智能排采远程控制系统，实现煤层气地质工程一体化和项目全生命周期管理，同时可以减少重复工作量，提高煤层气勘探开发工程效率和气井产量，实现降本增效。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

173

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基于物质平衡反演法的致密砂岩气藏地层压力计算

作者(Author)：武男, 石石, 郑世琪, 赵浩阳, 王虹雅, 童姜楠

摘要：压力是气藏的“灵魂”，地层压力是评价气井产能，分析气藏潜力的基础。然而，受到资料完整程度、方法适用条件等因素的限制，大部分气井无法准确获取地层压力。为了评价致密砂岩气藏地层压力，基于少量压力监测资料，采用数学反演思维，提出物质平衡反演法。首先，利用拟稳定流动状态下气井生产数据，拟合Blasingame图版，计算气井动态储量。而后，通过动态储量及一个测压数据进行反演，建立物质平衡方程，代入累产气量，评价地层压力，最后，以大宁–吉县区块致密砂岩气井为例，进行地层压力计算。结果表明：(1)物质平衡反演法仅需一个测压点，可以评价气井的地层压力变化。(2)气井原始地层压力差异大，单井地层压力变化复杂，存在多个压力系统。(3)压力系统不一致与储层非均质性强有关。研究结果对于致密气单井压力计算和致密气藏压力评价提供了可靠的方法，为致密气藏开发方案调整和效益开发奠定了基础。

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煤田地质与勘探

2022年第09期

184

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