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影响煤层气单井产量的关键因素分析

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影响 煤层气 产量 关键因素 分析
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1影响煤层气单井产量的关键因素分析随着国内煤层气产业化稳步推进,提高单井产量、实现效益开发逐渐成为煤层气开发工作的重点。沁水煤储层低孔、低渗的特点决定一般煤层气井未经储层改造无自然产能。目前采用直井压裂及羽状水平井技术扩大渗流通道揭示影响煤层气单井产量的控制因素,是实现高效增产与排采的前提,成为煤层气开发阶段的关键之一。现将在樊庄区块单井产量控制因素进行初步总结,请教于各位专家31.生产概况沁水盆地南部煤层气勘探开发形势图 截止 2010年 8月底,中石油樊庄区块分批投产直井累计 439口,羽状水平井 45口4直井: 稳定产气井 312口,合计日产气量 52万方, 5000方以上 11口, 20002口,单井平均日产气量 1650方樊庄区块直井产量曲线图2.直井动态5按生产效果上看, 前四批直井排采 2井产量逐步稳定— 第一、三批:产量上升比较缓慢,达到高峰时间较长— 第二、四、五批:产量上升较快樊庄区块不同投产批次单井平均日产气量曲线图6从生产特征上看, 排采曲线可归纳为 3种类型— 标准型: 水产量下降,气产量稳定上升— 尖峰型: 气、水产量同时大幅度下降,恢复困难— 产水型: 水产量持续较高,降压困难,气产量增加缓慢樊庄区块 3种典型生产曲线示意图71号井排采曲线2号井排采曲线标准型:— 一般排采 产气量 2000m3/标准型:— 气产量曲线形态较好,但日产气量多介于 1000占产气井的一半99号井排采曲线10号井排采曲线产水型:— 水产量持续较高水平,液面下降困难,产气较少或基本不产气10水平井: 稳定产气井 27口, 10000方以上产气井 6口,合计日产气量 22万方,日产水量180方,单井平均日产气量 8100方樊庄区块羽状水平井产量曲线图3.水平井动态11其中, 2009年之前投产的 18口水平井已经超过 1年半,稳定产气 13口,平均单井日产气量 果较好12影响单井产量的主要因素: 含气量、吸附饱和度、绝对渗透率、供给半径、相对渗透率及生产压差 ,受地质条件、增产改造工艺及排采技术等综合影响相相对渗透率生产压差绝对渗透率煤层厚度供给半径井筒半径流体特性综合系数c 含气量a 吸附饱和度井樊庄区块 2500m3/含气量、吸附饱和度:— 2000m3/20m3/t,吸附饱和度 >75%— 樊庄东部: 含气量不足 12m3/t,饱和度仅 55%,产气效果差( 1)地质条件优越是高产的基础樊庄区块直井产量与吸附饱和度关系14井号 含气量 m3/t 吸附饱和度 % 产气量 m3/d 备注1 130无陷落柱2 7663 3554 00靠近陷落柱5 406 507 00陷落柱附近含气性及产量对照表陷落柱附近煤层气井相对位置及产量对比图 靠近陷落柱的区域,煤层气散失严重,含气量、吸附饱和度下降,单井产量仅 140d,远低于邻区 2200m3/渗透率:— 1500m3/分布规律: 稳定高产的直井一般分布在滞留水区域的构造翼部— 鼻隆补给区: 产气快,衰竭快— 向斜斜轴部承压区: 持续产水量高樊庄区块高产井分布规律图 鼻隆 峰型向斜轴部 水型17补给区: 强水动力条件,保存条件较差,煤层气易散失承压区: 压力大,煤层气富集,产水量大,气体向浅翼部运移滞留区: 翼部物性较好,气源充足、易于降压煤层气构造翼部高产机制图 高产机制:— 承压区: 富集不高产的困扰— 补给区: 樊庄东部, 强烈水动力条件导致含气量、吸附饱和度下降,产气效果差18 优化井位部署启示:— 调整均匀布井,采用构造翼部小井距、低部位承压区大井距,补给区不布井的方式煤层海拔与产水量关系图19( 2)有效的水力压裂改造是高产的关键 压裂难点:— 破胶难、伤害高— 滤失高,易砂堵— 缝高控制困难,近井筒多裂缝发育施工排量对顶底板的影响01234567892 3 4 5 6 7施工排量,m3/ 2 3 4 5 6 7 8 9 10应力差,M P m3/5:29 15:00:00 15:15:00 15:30:00 15:45:00 16:00:00 16:15:00 16:30:00泵压(排量(m3/2468液体密度(1000kg/力 (M 排量 (m 3/m 液体密度 (k g/m 3) 从生产实际看,单井产量与压裂施工曲线有一定的对应关系。压裂施工曲线可分为: 稳定型、持续下降型、上升型(波动型)— 1)稳定型: 说明滤失小,造缝效率高,裂缝在煤层稳定延伸,压裂效果好。高产井的压裂曲线基本属于该类型施工压力稳定,裂缝有效延伸,稳产产气 5563m3/d,水 7 5 井压裂施工曲线0510152025303540455017:23:09 17:24:46 17:26:23 17:28:00 17:29:37 17:31:14 17:32:51 17:34:28 17:36:05 17:37:42 17:39:19 17:40:56 17:42:33 17:44:10 17:45:47 17:47:24 17:49:01 17:50:38 17:52:15 17:53:52 17:55:29 17:57:06 17:58:43 18:00:20 18:01:57 18:03:34 18:05:11 18:06:48 18:08:25 18:10:02 18:11:39 18:13:16 18:14:53 18:16:30 18:18:07 18:19:44 18:21:21 18:22:58时间(20 06- 10- 19)压力 排量10001050110011501200125013001350140014501500压裂液密度压力(0- 50M 排量(0- 10m 3/m 压裂液密度( 100 000 压裂施工曲线分析:稳定型、持续下降型、上升型(波动型)— 2)持续下降型: 说明沟通了天然裂缝,增加滤失量。部分产水量大的井属于该类型压裂施工压力不断下降,推测压穿上部砂岩层,导致水产量大于 20m3/d,基本不产气22 压裂施工曲线分析:稳定型、持续下降型、上升型(波动型)— 3)上升型 /波动型: 形成近井筒多裂缝,压裂液效率降低,支撑剂沉积过早,易砂堵,裂缝延伸较短。该类型的井降压范围较小,气产量下降较快华浦 8 - 13 井压裂施工曲线051015202530354013:26:24 13:40:48 13:55:12 14:09:36 14:24:00 14:38:24泵压(排量(m3/510152025303540砂比(%)压力 排量 砂比施工压力上升,近井筒堵塞,产气 589m3/d,水 比较理想的压裂效果:— 低伤害 主裂缝延伸 100优化压裂规模— 近井筒缝网较简单 裂液体系: 活性水体系比较适合樊庄区块,冻胶有待进一步试验0102030405060708090缝高、缝长( 米)1 2全部冻胶全部基液全部清水基液和冻胶各半缝高 缝长全部冻胶全部基液全部清水基液和冻胶各半不同压裂液体系的产气效果312131262 2111010246810121416井数 口活性水 清洁压裂液 冻胶未产气 〉200 000 0~20 00m 3 4000m,产气效果好 分支形态展布不合理,产气效果差— 3号井与 4、 5号井地质条件、煤层进尺等差不多,但泄流面积不足 产气仅 2000方01000200030004000500060007000制面积 水平段 长度 日产气水 平1 372 2002 195 03 332 20004 203 110005 041 38000地质条件及排采控制对水平井产量的影响与直井类似,主要探讨水平井改造的效果对产量的控制作用尺不足2000m,最高日产气 200方31( 2)分支产状 渗透率 >1支产状对产量影响不明显 潘庄井组渗透性 1眼轨迹对产量影响小, 6口井平均单井日产气 眼轨迹日产气( m3/d)一般 最高倾 42419 65417倾 52155 84097伸 60859 67115伸略上翘 18918 47857翘 35635 105133伸略上翘 9316 24868潘庄井组 3渗透率 <支上倾效果好— 水平井段末端下倾,井眼内残余液柱对煤层产生压力,影响气体解吸产出— 1、 2号井相邻,地质条件、煤层进尺、展布几乎相同, 1号井分支下倾,产气效果差1号井:主分支上倾2号井:主分支下倾33 启示— 水平井部署要避开可疑断层,一方面保证钻井安全,另一方面保证水平井产气效果— 水平井不能连片部署,应寻找地质条件合适的区域 地质条件、储层增产改造措施和排采控制是影响单井产量的三大因素,直井、水平井的差别在压裂效果和水平分支产状
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