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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：9
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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基于测井参数的延川南气田煤层含气量预测模型
2
作者 刘晓 陈贞龙 +2 位作者 杨松 李松 常闯 《地质通报》 北大核心 2025年第5期792-800,共9页
【研究目的】煤层含气量是煤层气资源评价与开发的核心参数,但当前含气量预测模型普遍存在精度不足、泛化能力弱等问题,制约着煤层气的勘探开发。【研究方法】基于延川南气田煤层含气量的测井响应特征,利用MIV(Mean Impact Value)方法... 【研究目的】煤层含气量是煤层气资源评价与开发的核心参数,但当前含气量预测模型普遍存在精度不足、泛化能力弱等问题,制约着煤层气的勘探开发。【研究方法】基于延川南气田煤层含气量的测井响应特征,利用MIV(Mean Impact Value)方法优选测井参数,引入BP神经网络与随机森林思想,建立高精度煤层含气量预测模型。【研究结果】相比传统的多元线性回归模型,BP神经网络模型与随机森林模型的预测精度有明显提升,其中随机森林模型预测精度更高。【结论】随机森林模型更适用于研究区煤层含气量的预测,基于模型预测结果,研究区煤层含气量的分布范围为4.84~21.83 m^(3)/t,平均为11.63 m^(3)/t;平面上,煤层含气量由东南向西北逐渐升高,变化规律与煤层埋.深规律大体一致;纵向上,随着埋深的增大,煤层含气量逐渐升高,但含气量分布的离散程度增大。 展开更多
关键词 含气量 测井参数 MIV BP神经网络 随机森林
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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：11
3
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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煤层气井堵塞型递减原因分析及治理——以延川南煤层气田为例 被引量：9
4
作者 刘晓 崔彬 吴展 《油气藏评价与开发》 CSCD 2022年第4期626-632,共7页
延川南煤层气田部分井在生产过程中出现产气、产液异常快速递减的堵塞型生产特征。为了分析堵塞产生的原因,基于气井产液、水质、检泵等生产动态信息的变化,明确了堵塞主因包括结垢和煤粉两个方面,在分析结垢和煤粉堵塞形成机理的基础... 延川南煤层气田部分井在生产过程中出现产气、产液异常快速递减的堵塞型生产特征。为了分析堵塞产生的原因,基于气井产液、水质、检泵等生产动态信息的变化,明确了堵塞主因包括结垢和煤粉两个方面,在分析结垢和煤粉堵塞形成机理的基础上开展了针对性预防和治理措施。针对结垢堵塞井形成常态化阻垢剂防垢与多级脉冲冲击波解堵相结合的防治措施,16口井增产效果较好,平均单井累计增产30.11×10^(4) m^(3)。针对煤粉堵塞井形成自循环和空心杆洗井携煤粉工艺及氮气泡沫洗井解堵治理措施,洗井携煤粉工艺可有效缓解煤粉堵泵等导致的检泵,气井免修期延长60%;氮气泡沫解堵应用4口井均取得显著增产效果,平均单井增产1.25×10^(4) m^(3)/d。成果认识为堵塞型煤层气井原因分析和治理对策提供了借鉴。 展开更多
关键词 深煤层 煤粉 结垢 堵塞 解堵
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鄂尔多斯盆地东缘延川南区块煤层气井排水采气新工艺 被引量：15
5
作者 蒋永平 杨松 《油气藏评价与开发》 CSCD 2021年第3期384-389,共6页
深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏,需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果,气井在全生命周期内产液量差异较大。基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较,认为L型水平井建井成本和3口定向... 深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏,需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果,气井在全生命周期内产液量差异较大。基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较,认为L型水平井建井成本和3口定向井成本相近,但是产量更高,后期运行维护成本更低,更适合山区地带煤层气的开发。对比不同举升工艺特性,优选抽油机、强制闭合弹簧式斜井泵组合,实现了L型水平井全生命周期内排水采气工作。在产液量低的气井中,采用捞水采气工艺在小井斜,受积液、煤粉影响大的气井中取得良好增产效果,原有机采设备实现资产高效利用,节约外购材料费用,降低能耗指标,对气田下步低产液井排水采气工作具有借鉴意义。 展开更多
关键词 煤层气 全生命周期 排水采气 水平井 捞水
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动态调整泵挂在煤层气井中的应用 被引量：3
6
作者 杨松 汪方武 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第S1期154-157,共4页
鄂尔多斯盆地延川南气田作为国内首个成功进行商业开发的深部煤层气田,储层具有埋藏深、含水性弱、地层压力高、渗透率低的特点。气井需要经过较长时间(一个免修期以上)的排采期才能达到高产,对于此类高流压的气井,根据排采制度的要求,... 鄂尔多斯盆地延川南气田作为国内首个成功进行商业开发的深部煤层气田,储层具有埋藏深、含水性弱、地层压力高、渗透率低的特点。气井需要经过较长时间(一个免修期以上)的排采期才能达到高产,对于此类高流压的气井,根据排采制度的要求,合理的上提泵挂,既可以减少油管、抽油杆的使用量,降低材料成本,还能较好地减轻偏磨、避开腐蚀和结垢井段、延长煤粉进入泵筒行程,有利于延长气井免修期。而对于处于高产稳产期且供液不足的气井加深泵挂,使吸入口在储层以下,有利于实施间抽,还能避免因沉没度低造成油管出气从而造成安全隐患。因此,在深部煤层气井全生命开发周期中,根据不同的需要,动态调整泵挂深度有助于煤层气企业降低生产成本,减少经营费用,增加生产效益,有力地保障了国内最深煤层气田的效益开发,对于今后类似的深部低渗煤层气田的开发具有重要的指导和借鉴意义。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 延川南区块 深部煤层气 全生命周期 井底流压 动态调整 泵挂深度
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煤层气井现代产量递减分析应用研究 被引量：7
7
作者 崔彬 付玉通 《煤炭科学技术》 CAS 北大核心 2017年第3期101-104,共4页
为探索现代产量递减分析在煤层气井中的应用,在系统阐述现代产量递减分析方法发展的基础上,基于延川南区块某煤层气井组生产数据,应用Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI、Transient四种现代产量递减分析图版定量评价了该井组储层渗透率... 为探索现代产量递减分析在煤层气井中的应用,在系统阐述现代产量递减分析方法发展的基础上,基于延川南区块某煤层气井组生产数据,应用Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI、Transient四种现代产量递减分析图版定量评价了该井组储层渗透率、有效裂缝半长和泄流半径,研究了泄流半径与储层渗透率、有效裂缝半长以及有效裂缝半长与压裂总液量、加砂量的关系。结果表明:该井组储层渗透率为0.008~0.064×10^(-15)m^2,非均质性较强;压裂有效裂缝半长为27~72 m,与压裂总液量和加砂量呈正相关关系;单井泄流半径为36~103 m,平均56 m,与储层渗透率和有效裂缝半长呈正相关关系;当有效裂缝半长大于50 m、渗透率超过0.06×10^(-15)m^2时,泄流半径可达100 m以上。 展开更多
关键词 煤层气 生产动态 产量递减 裂缝半长 泄流半径
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循环洗井工艺在延川南煤层气田的应用 被引量：4
8
作者 邵小平 崔彬 +4 位作者 刘亚茹 谢昕翰 宋关伟 任立昌 徐杰华 《油气藏评价与开发》 CSCD 2022年第4期651-656,共6页
煤层气开发在排水采气过程中由于压降作用易产生煤粉及带入压裂砂,目前煤粉产出及压裂砂沉积已经成为制约煤层气连续稳定排采的关键性因素。以延川南煤层气田为研究区块,该区块因煤粉、砂沉积泵堵和卡泵造成的检泵作业比例较高。为了有... 煤层气开发在排水采气过程中由于压降作用易产生煤粉及带入压裂砂,目前煤粉产出及压裂砂沉积已经成为制约煤层气连续稳定排采的关键性因素。以延川南煤层气田为研究区块,该区块因煤粉、砂沉积泵堵和卡泵造成的检泵作业比例较高。为了有效减少该类作业发生,延长气井免修期,保证气井生产连续性,降低运行成本,研制了循环洗井装置并制定了配套工艺。经过现场实际检验,明确了自动循环洗井工艺可有效降低气井检泵次数,空心杆自动循环洗井工艺可有效延长气井免修期,泵下洗井工艺可有效提高泵效,增加气井日产液量。应用结果表明,煤层气循环洗井装置和配套工艺矿场应用情况良好,可有效提高油管内的液流速度,将油管内的砂和煤粉携至地面,解决了泵卡、泵堵、泵漏,为现场控制煤粉提供了新的思路。 展开更多
关键词 煤粉 自动循环洗井工艺 空心杆自动洗井工艺 泵下洗井工艺 免修期
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