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不同压裂规模下煤储层缝网形态对比研究——以延川南煤层气田为例 被引量：4
1
作者 刘晓 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第3期510-518,共9页
以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂... 以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积,查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性,分析投产后的产气效果,形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明:①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积,但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响,低效老井经多次中等规模压裂后,形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网;新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型,但单次超大规模的液体使用效率更高,相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加,裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势,且有明显的递减效应,试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性,研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工,电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。 展开更多
关键词 延川南气田 深层煤层气 压裂规模 裂缝监测 缝网形态
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延川南深部煤层气地质工程一体化压裂增产实践 被引量：39
2
作者 姚红生 陈贞龙 +3 位作者 郭涛 李鑫 肖翠 解飞 《油气藏评价与开发》 CSCD 2021年第3期291-296,共6页
深部煤层气作为非常规天然气勘探开发的一个新领域,资源潜力巨大,但效益开发面临极大挑战,如何进行高效开发是当前亟待解决的难题。针对深部煤层气储层改造困难、支撑裂缝短的问题,基于储层压裂改造适用性分析优化压裂体系,延川南煤层... 深部煤层气作为非常规天然气勘探开发的一个新领域,资源潜力巨大,但效益开发面临极大挑战,如何进行高效开发是当前亟待解决的难题。针对深部煤层气储层改造困难、支撑裂缝短的问题,基于储层压裂改造适用性分析优化压裂体系,延川南煤层气田开展了地质工程一体化储层改造关键技术攻关,取得了较好效果。研究表明:①深部煤层气资源潜力大,含气量较高,介于13~20 m^(3)/t,但开发难度较大,单井日产气量较低,介于0~500 m^(3),储层改造困难;②根据井下观测,现有活性水压裂工艺技术有效支撑裂缝主要集中于井筒8 m范围以内,主缝延伸一般不到30 m;③深部煤层压裂应以形成有效长距离支撑、高导流能力的规模人工裂缝作为主攻目标,提高加砂强度配合大排量,同时研发“低密度、长运移”支撑剂,平均单井日增产气1800 m^(3),为解决深部煤层气开发提供了新的思路。 展开更多
关键词 深部煤层气 地质工程一体化 储层改造 有效支撑 延川南
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延川南深部煤层气勘探开发面临的挑战和对策 被引量：38
3
作者 吴聿元 陈贞龙 《油气藏评价与开发》 CSCD 2020年第4期1-11,共11页
深部煤层气资源潜力大,是我国煤层气勘探开发的一个重要领域。历经十多年的攻关探索,中国石化华东油气分公司在深部煤层气地质理论研究以及低成本勘探开发产能实践方面取得了积极进展,建成了国内首个投入商业开发的延川南深部煤层气田,... 深部煤层气资源潜力大,是我国煤层气勘探开发的一个重要领域。历经十多年的攻关探索,中国石化华东油气分公司在深部煤层气地质理论研究以及低成本勘探开发产能实践方面取得了积极进展,建成了国内首个投入商业开发的延川南深部煤层气田,建立了深部煤层气富集高产的“五要素”协同控制地质理论,制定了深部煤层气精细化的排采制度,集成了深部煤层气低成本工程工艺技术,建立了深部煤层气气藏动态评价分区管理技术等多项煤层气低成本勘探开发技术,基本形成了深部煤层气开发技术策略,探索出了一条经济有效的勘探开发模式,实现了深部煤层气的效益开发。但我国深部煤层气勘探开发尚处于起步和探索阶段,延川南深部煤层气勘探开发实践中仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战:①深部煤层气地质非均质性强、开发工程技术不完全适应于特有的地质特征变化;②部分气井稳产期较短、递减较快,长期低效生产;③纵向资源有待进一步评价,气田储量动用程度不充分。针对以上难题提出了3点对策:①创新适用于深部煤层高应力低渗地质条件下的有效规模压裂改造工艺技术研究,实现增产、降本、增效;②深化低效主因分析,以解堵、疏导为治理方向;③加强深部煤层气资源潜力评价以及适用性的开发工艺技术,提高储量动用保持气田活力。 展开更多
关键词 延川南 深部煤层气 勘探开发 产能建设 开发对策
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延川南气田近薄层煤层气开发实践及其示范意义 被引量：4
4
作者 杨松 刘晓 +4 位作者 申建 陈贞龙 崔彬 张国林 张文洪 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2023年第8期90-97,共8页
鄂尔多斯盆地东缘延川南气田自2013年启动产能建设以来,下二叠统山西组2号煤层已累计生产天然气23.3×10^(8)m^(3),实践重复压裂、氮气泡沫洗井等开发措施后,气田仅能保持天然气产量稳定。为保障气田的高效开发,聚焦该区2号煤层下... 鄂尔多斯盆地东缘延川南气田自2013年启动产能建设以来,下二叠统山西组2号煤层已累计生产天然气23.3×10^(8)m^(3),实践重复压裂、氮气泡沫洗井等开发措施后,气田仅能保持天然气产量稳定。为保障气田的高效开发,聚焦该区2号煤层下伏的上石炭统太原组的近薄10号煤层(煤层发育厚度不足2 m),通过对比10号和2号两套煤层含气性、渗透性和可压性的差异,查明了10号煤层地质—工程条件,分析了增效压裂后裂缝形态和产气效果,形成了近薄层煤层气的勘探理论和开发技术。研究结果表明:(1)10号煤埋藏深、变质程度高、镜质组含量高、灰分产率低、生气潜力大;(2)10号煤吸附能力强,顶底板封隔性好、含水性弱,滞留水环境有利于煤层气保存,含气量高达44 m^(3)/t,资源基础好;(3)10号煤心割理更发育,水平应力差异系数大,压裂易形成主裂缝且不易突破顶底板,成缝效率更高,可压性更好;(4)增效压裂能“横向”延伸储层缝长以弥补“纵向”厚度不足、提高储量动用程度,应用后天然气提产效果显著。结论认为,延川南气田近薄层煤层气的开发实践,坚持从地质条件和开发工艺两方面出发,形成了针对于近薄煤层的开发关键技术,为延川南气田的天然气长期稳产明确了方向,为我国沁水盆地、楚雄盆地等多层叠置煤层气藏中的近薄层煤层气开发提供了新的启示。 展开更多
关键词 延川南气田 煤层气 近薄层 地质条件 储层改造 增效压裂 开发实践
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山西延川南煤层气田2号煤层煤相研究——煤层气开发选区意义 被引量：18
5
作者 李清 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2014年第2期245-248,256,共5页
基于延川南煤层气田2号煤层煤相分析的基础上,探讨了煤层气富集规律与煤层煤相的关系。研究结果表明:2号煤层主要发育于下三角洲平原,其泥炭沼泽具有覆水相对较深、水体活跃、还原性较强的特征。煤层中镜/惰比、灰分产率和硫含量的平面... 基于延川南煤层气田2号煤层煤相分析的基础上,探讨了煤层气富集规律与煤层煤相的关系。研究结果表明:2号煤层主要发育于下三角洲平原,其泥炭沼泽具有覆水相对较深、水体活跃、还原性较强的特征。煤层中镜/惰比、灰分产率和硫含量的平面变化比较好的表明泥炭沼泽的微相分布。煤层煤相与煤层气含量分布具有好的一致性,高镜/惰比和低灰分产率煤层具有高的煤层气含量,低镜/惰比和高灰分产率煤层具有低的煤层气含量,高的煤层气产能区主要分布于煤层厚度大、高镜/惰比和低灰分产率区。 展开更多
关键词 煤相 煤层气 煤岩学 延川南煤田 山西
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延川南煤层气田V形水平井组压裂技术 被引量：4
6
作者 高应运 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2016年第3期83-87,共5页
延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位... 延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881m3、加砂量49.4m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。 展开更多
关键词 煤层气 压裂 V形水平井组 压裂液 支撑剂 延5-V1井组 延川南煤层气田
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延川南煤层气田动态特征和SEC动态储量评估方法研究 被引量：6
7
作者 周亚彤 《油气藏评价与开发》 CSCD 2020年第4期53-58,共6页
煤层气的SEC储量评估难点是:①煤层气的产量变化有其不同于常规油气的特点;②不同煤阶煤层气的开发规律存在差异。研究表明:深层高阶煤层气与浅层低阶煤层气在评估参数上差异很大。粉河盆地浅层低阶煤层气在评估参数上表现出上产快、峰... 煤层气的SEC储量评估难点是:①煤层气的产量变化有其不同于常规油气的特点;②不同煤阶煤层气的开发规律存在差异。研究表明:深层高阶煤层气与浅层低阶煤层气在评估参数上差异很大。粉河盆地浅层低阶煤层气在评估参数上表现出上产快、峰值产量高和递减大的特点,而延川南深层、高阶煤层气则表现为排水达产时间较长、峰值产量较低和递减小的特点。总结出“三段式”产量预测模式的3种类型和4个亚类。对于I类,采取完整三段式预测,上产时间为28个月,稳产气产量850 m^3/d,稳产期一年,递减率25%。对于IIa亚类,产量已超过封顶产量,目前产量稳定,采取两段式预测,稳产期半年,递减率25%;对于IIb亚类,排采时间长,目前产量稳定,虽未达到封顶产量,采取两段式预测,稳产期半年,递减率25%。对于IIIa亚类,产量已超过封顶产量,目前产量在下降,采取一段式预测,递减率25%;对于IIIb亚类,整体上产量在上升,但在评估基准日前产量出现下降,采取一段式预测,递减率25%。利用该方法和评估参数进行的自评估结果与外方评估结果误差在±10%,证明该方法和评估参数适用于延川南深层、高阶煤层气SEC储量评估。 展开更多
关键词 煤层气开发 动态评估 SEC储量 延川南煤层气田 粉河盆地
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延川南煤层气田煤体结构模式及改造效果分析 被引量：8
8
作者 肖翠 陈贞龙 金晓波 《煤炭科学技术》 CAS CSCD 北大核心 2021年第11期38-46,共9页
煤体结构是影响煤层气井压裂改造效果的关键因素,准确预测煤体结构分布规律,厘清不同煤体结构组合模式对压裂改造的影响程度对于提高压裂工艺的适应性尤为重要。基于延川南煤层气田岩心和测井曲线建立煤体结构识别模板,开展煤体结构模... 煤体结构是影响煤层气井压裂改造效果的关键因素,准确预测煤体结构分布规律,厘清不同煤体结构组合模式对压裂改造的影响程度对于提高压裂工艺的适应性尤为重要。基于延川南煤层气田岩心和测井曲线建立煤体结构识别模板,开展煤体结构模式定量化识别和划分,明确不同模式的分布规律及主控因素,并分析不同模式的压裂改造效果,结果表明:煤体结构可以划分为硬煤和软煤2种类型,纵向上非均质性强,呈现为“两类五型”的组合模式:单层结构(硬煤、软煤)、多层叠加型结构(硬煤-软煤、软煤-硬煤、软煤-硬煤-软煤),不同模式的形成主要受构造和沉积共同控制,平面分布上以单层硬煤为主,单层软煤主要发育在气田东北部以及中部断裂带附近,其他类型在低序级断层附近局部发育;整体上可改造性:单层硬煤>多层软硬煤叠加结构煤>单层软煤,与开发效果的规律具有一致性,其中多层软硬煤叠加结构煤中硬煤厚度占比≥60%,产气效果较好;上述煤体结构模式的差异性导致常规压裂工艺存在局限性,根据不同煤体结构模式的改造效果差异,提出了针对性的压裂优化建议改善开发效果。研究成果对气田后期压裂施工中工程甜点段优选以及压裂方案优化具有较好的指导意义。 展开更多
关键词 延川南煤层气田 煤层气 煤体结构 测井响应 压裂效果
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延川南气田二叠系储层砂体形态研究
9
作者 罗薇 《石油天然气学报》 CAS 2020年第3期58-66,共9页
储层砂体的研究是井位部署的基础和依据。延川南气田二叠系山西组—盒8段发育三角洲平原沉积,主要包括分支河道、决口扇、沼泽等微相;盒7段以上发育曲流河沉积,主要包括河床、堤岸、河漫亚相。识别出三角洲平原分支河道砂体、决口扇砂体... 储层砂体的研究是井位部署的基础和依据。延川南气田二叠系山西组—盒8段发育三角洲平原沉积,主要包括分支河道、决口扇、沼泽等微相;盒7段以上发育曲流河沉积,主要包括河床、堤岸、河漫亚相。识别出三角洲平原分支河道砂体、决口扇砂体,曲流河河道砂体、堤岸–河漫砂体等4种储层砂体,通过砂体物性研究认为河道砂体、分支河道砂体是研究区二叠系的有效储层,并分析其剖面、平面展布特征。以此为依据进行布井、调层,在生产上取得了测试高产。 展开更多
关键词 砂体 沉积相 延川南气田 二叠系
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