《煤储层条件对煤层气产能的影响分析_以鄂尔多斯盆地东南某区块为例.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《煤储层条件对煤层气产能的影响分析_以鄂尔多斯盆地东南某区块为例.doc（15页珍藏版）》请在三一文库上搜索。
1、 -煤储层条件对煤层气产能的影响分析_以鄂尔多斯盆地东南某区块为例 第38卷第2期天然气勘探与开发开发试采 煤储层条件对煤层气产能的影响分析 以鄂尔多斯盆地东南某区块为例白生宝1 王凤琴1,2 杜厚余1 王 娟1 任攀虹1 （1西安石油大学地球科学与工程学院2.西安石油大学非常规天然气资源研究中心） 摘要以提高煤层气产能为主的开发技术是制约煤层气发展的关键，通过对研究区的煤储层特征分析将其 特点总结为低压、低渗、厚度大、含气高；借助统计分析方法，综合生产数据与地质资料研究认为煤储层的厚度、临储压力比、渗透率是影响该区煤层气产能的主控因素，它们影响着煤层气的原始气源和采出程度。分析煤储层条件和产
2、能之间的关系可以为本区块下一步有利目标区的优选与产能预测评价提供理论依据，也可为其他地区煤层气开发提供借鉴。图8表3参10 关键词 煤层气 煤储层 产能 0引言 随着能源消费需求的不断增长，煤层气作为具 煤阶、煤层渗透率、煤层压力、临界解吸压力、沉积环境、水动力条件及工程因素等。本文研究区位于鄂尔多斯盆地东南部，共有开发井228口，其中产气井64口。总结研究区的煤储层特征，对比分析开发井的生产数据与地质资料发现，煤储层厚度、临储压力比、渗透率是影响该区煤层气产能的主控因素。 有战略接替意义的非常规天然气资源，其勘探开发越来越受到重视。美国在煤层气的研究与开发方面取得了最为显著的成功,其煤层气产
3、量与我国常规天然气产量相当。我国煤炭资源非常丰富，资源总量 5.91012t（2014年），储量位居世界第二,煤层气总资 源量可达371012m3（2010年），位居世界第三位1-2， 1煤储层特征 研究区主要含煤地层为上古生界的太原组和山 西组，平均厚度105m，其中煤层总厚度12.0m，总含煤系数11.4%，可采及局部可采煤层3层，分别为3#煤层、5#煤层以及11#煤层，分布稳定，厚度较大，煤岩的煤阶属于中高阶煤，总结煤储层特征(表1)发现，在研究区内储层特征表现为低压、低渗、厚度大、含气高。 表1 煤储层特征 煤层煤质 煤岩性质 研究区煤储层特征表 3#（5#） 半暗型煤，亮煤次之 11
4、# 上部半暗煤，下部暗煤 RO/% 煤层厚度/m 1.852.5 1.52.01.266.970.0040.7645.8619.88 68900.945.82 0.350.670.570.93 0.300.900.701.103111.666.890.060.1013.0021.12 自生自储型的煤层气在储层中以吸附态为主且与地层水共存，采取排水降压开发，经历脱气、解析、渗流三个阶段，这与常规天然气相比有显著的特殊性。其中，最为特殊的在于其储层为“有机”储层3。这决定了研究煤储层条件对煤层气产能的影响具有实际意义。近年来有关学者从不同角度对影响煤层气产能的因素进行了研究，包括：煤层厚度、含气量
5、、 压力系统含气性煤岩物性 孔隙度/%渗透率/mD含气量/（m3t-1）含气饱和度/%临界解吸压力/MPa 临储压力比压力梯度/（MPa100m-1） 作者简介白生宝，男，1987年出生，甘肃庆阳人，2012年本科毕业于中国矿业大学(北京)，在读硕士生；主要从事非常规油气地质研究。地 址：（710065）西安市电子二路东段18号西安石油大学地球科学与工程学院。电话：15129390098。E-mail: 47 开发试采天然气勘探与开发2015年4月出版 2煤储层厚度分布对产能的影响 美国主要的煤层气开采盆地单井煤层累积厚度 4 表2沁水盆地、滇东圭山、南桐等矿区煤层厚度与含气量关系 矿区 煤层
6、编号 煤层厚度/m 含气量/（m3t-1） 691m，240层，单层厚1.860m。研究区内煤层 厚度相对较大，平均总厚度8.30m。其中11#煤层较厚在311m之间，平均厚度6.3m(图3)，与美国情况相当。通过区内15口稳产气井平均日产气量与煤层厚度数据关系分析（图2），发现两者间有较好的正相关关系（R2=0.73），煤层气产气量高的区块也分布在煤层厚度大的区域，如11#煤层厚度与平均日产气量叠 沁水盆地 3113（5）1165+21511M6-3M-8M7-2M-8K1K3C3C7C8 0.537.840.609.901.52.03.011.00.901.321.871.971.013.
7、081.102.851.492.780.921.643.81 7.036.15.038.75.8619.8813.0021.12 5.317.999.5711.3010.2114.6714.7716.2310.4114.1010.4111.5012.81 鄂东南 圭山 石壕 打通 鱼田堡 川南维新 3 图2 煤层厚度与平均日产气量的关系 煤储层压力与临界解吸压力对产能的影响 一般情况下，煤层原始压力高，说明其保存条件 好，煤储层含气量就高，产能也高；而临界解吸压力与储层压力越接近，解吸时间越早，有效解吸区域越大，则煤层能释放出气量的潜力更大。若临界解吸压力比煤层压力低得多，则需长期大量排水降压
8、才能产气6。 本文采用临界解吸压力和储层原始压力比值（即临储压力比）的大小来评价煤层气能否高产。研究区内大部分生产井未进行煤岩取心采样测压，而测井资料求取的临界解吸压力与实测压力存在较大的误差，因此采用统计分析方法来计算临界解吸压力。利用研究区内64口产气井见气时的动液面资料， 图3 研究区11#煤层厚度(m)与平均日产气量(m3/d)叠合图 建立了煤层埋深H煤与临界解吸液面H临之间的关系（图4），得到计算研究区内煤层气临界解吸液面的经验公式： 煤储层厚度是煤层气产能的物质基础，煤层越 厚，供气能力越强，产能越高。另外，煤层越厚，煤层气向顶底板扩散的路径愈长,越难于散逸，就会受到更有效的保护。
9、但由于煤层本身性质及其所经历地质条件的复杂性，国内外许多煤田资料并未显示出厚度与含气量的固定数学关系。有学者统计国内煤田资料发现煤储层厚度与含气量有正相关性5（表2）。48 H临=0.75H煤-77.3 （1）R2=0.9013 根据式（1）求得研究区煤层气井理论临界解析 压力，再运用临储压力比来分析其与煤层气井产能的关系。 从图5可见，研究区内12口产气井的临储压力比与平均日产气量表现出了较好的线性相关关系（R2= 0.83），在临储压力比大于0.42时，后期稳定产气时产 第38卷第2期天然气勘探与开发开发试采 气量大于1000m3/d，而临储压力比小于0.42时，煤层气 据对国外煤层气井的
10、资料研究认为，煤层气高产井区一般位于渗透率0.5100mD的地区，渗透率过低或者过高都不利于煤层气井生产9。我国已有的煤储层渗透率测值变化很大，即使同一盆地，渗透率的测值也会相差35个数量级。 从研究区部分压降测试的煤层渗透率数值来看，渗透率值在0.16.86mD之间(表3)。根据研究区渗透率与平均日产气量、日产水量叠合情况( 图7)可以看出，产气井大部分分布在煤层渗透率较高的区域，高产气井多处在渗透率大于0.6mD的区域内。区内煤层气井的平均日产水量与渗透率相关性也高，高产水井分布在中部渗透率大于0.4mD的区块内。位于研究区东南部的X-10井（图8），压降测试渗透率为0.63mD，产气峰值
11、可达到3000m3/d，具有良好的产气前景。可见，煤储层渗透率越高，煤层气产能也越高。 表3 井名 煤层 压降测试煤层渗透率统计表 渗透率/mD 井名 煤层 渗透率/mD X-1X-2X-3X-43#3#3#2# 1.200.104.900.49X-6X-7YS-1X-83#3#3#3# 0.650.986.860.72临储压力比较高的区块位于研究区中部和南部，目前高产气井也分布在临储压力比大于0.55的区域内，而东部和西部产水井分布的区块,临储压力比在0.350.45之间，临储压力比与产能相关性很强（图6）。临界解吸压力与地层压力的比值越高，即临界解吸压力与煤层压力越接近，煤层出气越容易，产
12、 日产水量(m3/d)叠合图 4煤储层渗透率对产能的影响 煤储层渗透性的基本特征及其对产能的影响因 素一直受到国内外学者的高度关注7-8。TylerR等根49 开发试采天然气勘探与开发2015年4月出版 对于排水降压开发煤层气而言，煤储层具有高渗透性固然好，渗透率越大，压降漏斗波及范围越大，则有效渗流区越大，渗流越容易，产能也越高。但并非越高越好。一方面,若气藏边界压力补给充足,就会形成稳定流,气藏中各点压力不随时间变化,如果此时井底压力还未降到临界解吸压力以下，则气藏不能产气。另一方面,渗透率过高势必造成大量产水,还需进行水处理10。 的主导因素，引入模糊数学方法建立多层次模糊评判方法，将定
13、性与定量相结合，使评价方法更加细化、量化是今后研究影响煤层气井产能的方向。 参考文献 12 张群.关于我国煤矿区煤层气开发的战略思考J.中国煤炭，2007，33（11）:9-11. 房超，陈贵峰，孙铭伟.中国煤层气开发模式对比及开发技术研究C.孙粉锦，冯三利，赵庆波，等.全国煤层气学术研讨会论文集.北京：石油工业出版社，2010，259-265. 5结论与建议 （1）煤储层厚度是影响煤层气产能的原始物质 34567 秦勇，袁亮，胡千庭，等.我国煤层气勘探与开发技术现状及发展方向J.煤炭科学技术，2012，40（10）:1-6 万玉金，曹雯.煤层气单井产量影响因素分析J.天然气工业，2005；2
14、5（1）:124-126. 娄剑青.影响煤层气井产量的因素分析J.天然气工业， 基础，煤储层厚度与产能呈较好的正相关性；临储压力比是评价煤层气井可采性的重要参数，临储压力比越高,产能越高，研究区内临储压力比大于0.42时见气早且较高产；煤储层渗透率是影响煤层气产能的根本控制性因素，煤层气高产井一般都分布在渗透率较高的区域，但也有异常过高对开发不利的情况，研究区表现为低渗，高产井都分布在渗透率大于 2004；24（4）:62-64. 刘人和，刘飞，周文，等.沁水盆地煤岩储层单井产能影响因数J，天然气工业，2008，28（7）:30-33. EneverJRE,HenningA.Therelati
15、onshipbetweenpermeabilityandeffectivestressforAustraliancoalanditsimplicationswithrespecttocoalbedmethaneexplorationandreservoirmodelingA.Proceedingofthe1997InternationalCoalbedMethaneSymposiumC.1997:13-22. 0.6mD的区域内。总之，煤储层厚度因素影响着气 源，而临储层压力比和渗透率则影响着煤层气的采出程度。 （2）文中讨论了影响该区煤层气产能的三个主控因素，但煤层气井产能应该是多因素综合影
16、响的结果，不同的地区，不同的地质背景，影响煤层气井产能的主控因素也应有所不同。 （3）要更精确的进行煤层气有利目标区的优选与产能预测评价，还需要建立综合评价方法。定性的考虑影响产能的背景因素，定量的分析影响产能 1098 McKeeCR,BumbAC,KoenigRA.StressDependentpermeabilityandporisityofCoalAssociationofGeologist,1998:143-153. 张群，冯三利，杨锡禄.试论我国煤层气的基本储层特点及开发策略J.煤炭学报，2001，26（3）:34-39. 张继东，盛江庆，刘文旗，等.煤层气井生产特征及影响因素J.
17、天然气工业，2004，24（12）:38-40. （修改回稿日期 M.RockyMountain 2014-07-18编辑文敏） 50 NATURALGASEXPLORATION&DEVELOPMENT/April,2015 25/2015 ABSTRACT:ForXujiahe2MemberinXinchanggasfield,westernSichuanBasin,thesedi-mentarysubfaciestype,feature,anddistributionaresystematicallystudiedbyconventionalwelllogging,electric
18、imaginglogging,mudlogging,andsomegeologicaldata.ResultsshowthatforthisXujiahe2Member，（1）itssedimentaryfaciesisdominatedbydelta,anditssubfaciesisdeltaicfront；（2）thesubfaciesincludeunderwaterdistributarychannel,mouthbar,farsandbar,andin-terdistributarybay；and（3）theunderwaterdistributarychannelshouldbe
19、thefavorablefaciesbelt. KEYWORD:electricimaginglogging,electrofacies,sedimentaryfacies,XujiaheForma-tion,westernSichuanBasin RESERVOIRCONNECTIVITYANDAVAILABILITYOFDINA2GASFIELD WUYongping,MENGXuemin,HUSuming,CHENBaoxinandRANLijun（ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetroChinaTarimOilfieldComp
20、any）.NATURALGASEXPLO-RATION&DEVELOPMENT.v.38no.2,pp.43-46，4/25/2015 ABSTRACT:InDina2gasfield,mostgasreservoirsarecharacterizedbyhighpressurecoeffi-cient,strongheterogeneity,poorpetrophysicalproperty,andpartlydevelopedfactures.Bytheendof2012,bothproductivityconstructionandwell-patternarrangementw
21、erebasicallycompletedforthisfield.However,itneedstodeepenourunderstandingoftheconnectivityandavailablere-servesforthewholereservoirsoastooptimizenewwellarrangementandguaranteeitsscientificandreasonabledevelopment.Basedonsomedrilling,seismic,well-logging,andtestingdata,thereservoirconnectivityinhoriz
22、onandinverticalisqualitativelyanalyzedbymeansofsomemeth-odsincludingstratigraphiccorrelation,fracturedepiction,andinterbedevaluation.Validatedbypressure-transientanalysisandMDTtesting,anewgeologicalunderstandingthatDina2hasgoodconnectivitybothinhorizonandinverticalhasbeenobtained.Itprovidesnotonlysc
23、ientificbasisforfielddevelopmentbutalsoareliabletechnologyforevaluatingconnectivityandavailablere-servesofothersimilarreservoirs. KEYWORD:Dina2gasfield,connectivity,availability,stratigraphiccorrelation IMPACTOFCOAL-RESERVOIRCONDITIONSONCBMPRODUCTIVITY:ANEX-AMPLEFROMONEBLOCKINSOUTHEASTERNORDOSBASIN
24、BAIShengbao1,WANGFengqin1,2,DUHouyu1,WANGJuan1andRENPanhong1（1.CollegeofEarthScienceandEngineering,XianShiyouUniversity；2.UnconventionalGasResources NATURALGASEXPLORATION&DEVELOPMENT/April,2015 ResearchCenter,XianShiyouUniversity）.NATURALGASEXPLORATION&DEVELOP-MENT.v.38no.2,pp.47-50，4/25/201
25、5 ABSTRACT:ThetechnologytoimproveCBMproductivityplaysakeyroleinCBMdevelop-ment.Inthestudyarea,thecoalreservoirsarecharacterizedbylowpressure,lowpermeability,greatthickness,andhighgascontent.Throughstatisticalanalysis,integratingproductionwithge-ologicaldata,wedeemthatthethickness,theratioofcriticald
26、esorptionpressuretoreservoirpres-sure,andthepermeabilityarethemainfactorsaffectingproductivity.Thesefactorsinfluencetheinitialgassourceandrecoverydegree.Theanalysisonthecorrelationbetweencoal-reservoircon-ditionsandproductivitycanprovidenotonlyatheoreticalbasisforoptimizingfavorabletargetar-easandpr
27、oductivityprediction,butalsoreferencetoCBMdevelopmentforotherareas. KEYWORD:CBM,coalreservoir,productivity LITHOMECHANICALPROPERTIESOFRESERVOIRS,WESTREGIONOFSULIGEGASFIELD MUChunguo1,LIDa1,LVYang2,ZHANGJiafu1andWUMingsong1（1.ResearchCenterofSuligeGasfield,PetroChinaChangqingOilfieldCompany；2.No.5Oil
28、ProductionPlant,PetroChinaChangqingOilfieldCompany）.NATURALGASEXPLORATION&DEVELOPMENT.v.38no.2,pp.51-55，4/25/2015 ABSTRACT:Anexperimentalstudyonlithomechanicalpropertiesofbothsandstoneandmudstone,westregionofSuligegasfield,isimplemented.Manymechanicalparametersaregained,includingtensilestrength,
29、elasticmodulusandPoissinsratioofbothstaticanddynamicstates,andin-situstress.Moreover,theeffectsoftheseparameters,constructiondisplacement,andfrac-turelengthoninducedfractureheightarestudied.Resultsshowthat（1）theinducedfractureheightappearsalinearorcurvedincreasealongwithanincreaseofbothstressdiffere
30、ncebetweenreservoiranditsadjoiningbedandfracturetoughness;and（2）theheightemergesalinearincreasealongwithanincreaseofbothconstructiondisplacementandhalffracturelength.Accordingtolithomechanicalpropertiesandtheireffectoninducedfractureheight,thedisplacement,sandingsize,andhalfheightlengthareoptimized;thefracture-heightextensioniscontrolledveryeffec-tively,waterlayeriskeptawayfromfracturing.Asaresult,abetterresultofwaterlessfracturinghasbeenobtainedforSuligegasfield. KEYWORD:Suligegasfield,lithomechanical,in-situsteer,fracturing,fractureheightcontrol,waterlessfracturing