沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明：井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压（井底流压）为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。     

韩城煤层气田煤层气井排采精细控制模式研究

为了完善煤层气井排采模式,通过在韩城煤层气田长期的现场排采实践,在现有"两期、五阶段"煤层气井阶段排采模式的基础上,从煤储层解吸-扩散-渗流的角度分析,认为憋压排水-产能释放阶段出现套压和动液面快速波动的现象,是由于现行排采制度与高煤阶、低渗透煤储层的供流能力不完全匹配引起的。依据稳定控制井底流压压降和排采工作制度与地层供流能力相适应的基本思想,将现场采用的模式进行了修正和完善,提出了"两期、六阶段"煤层气井排采精细控制模式,现场试验表明,按照这一精细控制模式,可避免出现套压和动液面快速波动的现象,降低出砂事故率。     

煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

煤层气井排采过程中储层压力传播规律研究

 煤储层压力是影响煤层气产出的关键因素，查明煤储层压力在煤层气井排采过程中的传播规律对于煤层气的开发具有重要的指导意义。为此，本文在分析煤层气井排采机理的基础上，重点研究了煤储层压力在不同的煤储层边界条件和排采制度下的传播规律。研究表明：在不同的煤储层边界条件和排采制度下，储层压力传播形成的压降曲线各异；煤储层压力的传播过程可分为两个阶段，即压力传播到储层边界之前为第一阶段，传到储层边界之后为第二阶段。     

铁法DT3井与沁南TL007井煤层气产能对比研究

基于我国目前煤层气产能最高的DT3井和TL007井所处的地质构造背景、煤层气排采历史和排采参数的对比分析，结合煤储层物性实验成果，发现理论计算的饱和度和临界解吸压力与实际排采不一致，指出了控制煤层气产能最关键的参数是煤储层的相对渗透率和井底压力，提出了平衡开发是煤层气产能稳定、持续的重要保证。     

定产定压条件下叠置含气系统煤层气合采试验研究

为了研究多压力系统合采生产特征,以叠置含气系统这一特殊气藏模式为工程背景,利用自主研发的多场耦合叠置含气系统煤层气开采物理模拟试验系统开展了常规合采、定压合采和定产合采3种模式的物理模拟试验研究,探讨了不同合采模式下叠置含气系统煤层气开采产气特征及其流体流动规律,阐述了多压力系统煤层气合采过程中的流体扰动效应机制。结果表明:(1)对井筒出口施加限定条件,较低初始能量煤储层易遭受压力扰动,导致近井地带出现压力上升的现象,但该压力扰动主要存在合采初期阶段,而后逐渐消弱;(2)压力扰动会改变煤储层内势能的空间分布形态,尤其是初始流体能量较低的煤储层,即在近井地带形成一个高势带,导致煤储层内流体在高势带的影响下而改变其原有的流动特征;(3)定压合采会致使压力存在差异的各个煤储层与井筒之间形成一种"动态压力平衡"关系,在压力势能的作用下,来自高初始流体能量煤储层的流体向低初始流体能量煤储层流动,而定产合采将整个合采过程划分为稳产期和衰减期,在稳产期内,各煤储层的产气能力在井口定产的作用下重新分配,形成一种"动态分配"产气模式,即当流体能量高的煤储层产气能力超越定产值时,部分来自初始流体能量高煤储层的流体向初始流体能量低煤储层反向注入,加剧合采流体扰动效应。     

樊庄区块开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

为了查明煤层气开发过程中煤储层渗透率动态变化特征及其与产能的耦合关系,在揭示开发过程中煤储层渗透率动态变化机理,推导渗透率计算方法基础上,结合沁水盆地南部樊庄区块煤层气井开发实际,反演了不同开发井区、不同产能类型井开发过程中煤储层渗透率的动态变化特征。研究表明:建立的孔隙度-渗透率模型可以有效反演煤层气开发过程中的渗透率动态变化。开发过程中煤储层动态渗透率伤害率受应力敏感和基质收缩效应共同制约,与储层压力、含气量和原始渗透率关系密切。煤储层渗透性和产气能力的协同良性发展是实现高产稳产的关键,缓慢连续的排采、适中的高储层压力、高含气量和较高的原始渗透率是保证储层后期渗透率出现反弹现象的重要因素。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法

为了提高煤层气井排采管控的科学性,以沁水盆地南部3号煤为研究对象,基于储层气-水运移产出过程和相对渗透率特征,探讨了煤储层气水产出控制机理及其影响因素,通过开展不同尺度裂隙系统内气水运移实验,分析了各类气水产出影响因素的影响模式及主要作用阶段。以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于沁水盆地南部高煤阶煤层气井的"变速排采-低恒套压"排采控制方法。研究表明,气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝,期间受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4要素耦合控制,压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。可将煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段,认为PcPjd时需要以0. 1 MPa/d的降压速度快速排采以迅速克服毛细管力,降低水敏伤害; PjxPjdPc时需要以0. 05 MPa/d的降压速度排采,避免裂缝过早闭合,降低应力伤害; PjqPjdPde时需要以0. 02 MPa/d的降压速度缓慢排采,减小气对水的抑制作用; PjdPjq时采用0. 01 MPa/d的降压速度提产,同时保持套压不高于流压的一半,保持一定压差克服启动压力。在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块应用"变速排采-低恒套压"排采控制方法,对比邻近相同地质条件、开发技术的井,相同流压时日产气量提高至原方法的1. 4倍,日产水量提高至原方法的2倍,排采500 d后的累产气量增加近25%。4个排采阶段单位压降产水量均高于传统排采管控方法。     

松河井田煤层气井产能数值模拟

为研究煤储层压力特性对煤层气井排采及产能的影响,针对松河井田煤层气GP井组,采用COMET3数值模拟软件进行产能模拟及预测,在此基础上分析煤储层压力特性。结果表明:孔隙度和渗透率对产气量的参数敏感性较强,对产能影响较大,应注重储层改造工作。     

煤储层渗透率气体压力敏感性的影响因素探讨

为了探讨在煤层气排采过程中煤储层渗透率的动态演化规律,以松藻煤矿K2煤层煤样制作的型煤试件为研究对象,进行了不同应力、温度作用下煤渗透率随气体压力降低演化规律的试验研究。研究结果表明:煤的渗透率随气体压力下降基本呈现先减小后增大的趋势,渗透率最小值对应的气体压力临界值将渗透率随气体压力的演化分为2个阶段;根据气体压力敏感系数Cp定义,不同围压温度条件下气体压力敏感系数与气体压力呈现对数关系;由于有效应力与基质收缩效应2方面的影响,在初始阶段随围压及温度的升高煤渗透率对气体压力的响应程度增大,基于气体压力敏感系数建立了气体压力与渗透率的关系式,可为合理制定煤层气排采方案提供指导。     

彬长矿区低煤阶煤层气井的排采特征与井型优化

为研究我国西部侏罗纪低阶煤储层瓦斯的地面井排采特性及影响因素,以彬长矿区大佛寺井田煤层气井的地质资料、历史排采数据为基础,分析了该区块不同井型煤层气井的产水量、产气量的主要影响因素,并探讨了相关因素的主要控制机理。研究发现储层特性、水文地质条件是影响该区煤层气成藏的重要因素,在所研究的几种井型中,多分支井在该区有着良好的地面排采效果,其最高日产气量为16 582.3 m3,垂直井次之,而U型井则相对较差。排采数据显示井底流压与产气量呈指数关系,井底流压的减小,日产气量呈指数增加的趋势。在煤层气井不同排采时期,动液面高度对产气量的影响有着不同的作用规律,且对高产气阶段的影响更为显著。套压与产气量之间近似表现为线性变化的关系,但不同排采阶段二者线性关系的比例截然不同。在煤层气井的产气衰减阶段,多分支水平井的日产气量/累计产气量的比值与排采时间呈现为良好的E指数衰减关系,并以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型,拟合相关系数均高于0.848 2。     

煤层气排采过程中煤储层压力传播规律研究

文章在分析煤层气排采机理的基础上,重点研究了煤储层压力在不同的煤储层边界条件和排采制度下的传播规律.研究表明:在不同的煤储层边界条件和排采制度下,煤储层压力传播形成的压降曲线各异;煤储层压力的传播过程可分为两个阶段,即压力传播到储层边界之前为第一阶段,传到储层边界之后为第二阶段.     

樊庄煤层气井X1产能模拟及排采优化对策

对樊庄区块煤层气井X1进行产能模拟并分析其产气效果,通过选取同区域、相似地质条件的若干高产井进行排采对比,得出有助于X1井产能提升的排采优化对策:合理控制套压和液面深度;适当增加排水量;分级逐次降压。     

阜康西区急倾斜煤储层排采过程中物性及井型优化

为了探究急倾斜煤储层排采过程中储层物性动态变化特征,采用Eclipse数值模拟软件对准噶尔盆地南缘阜康西区块煤层气井进行历史拟合和井型优化,分析了急倾斜储层排采过程中上倾和下倾方向储层压力和含气量的动态变化特征,对比了不同井网和不同水平井布井方式的产能差异。结果表明:上倾方向储层压力下降速率大于下倾方向储层,导致上倾方向储层含气量较下倾方向降幅大,且产能贡献主要来自上倾方向;排采范围确定后,将煤层气井布置在储层上倾方向,有利于煤层气的开发;顺煤层水平井在相同的水平井眼长度条件下产能要大于穿煤层水平井。     

余吾矿煤层气井产能主控因素分析

查明余吾矿煤层气井产能的主控因素,可为进一步勘探开发提供指导。根据该矿已有的煤层气勘探开发井资料,从资源开发条件、钻井的井径扩大率、压裂改造效果、排采工作制度等方面分析了关键参数与日产气量的关系,得出了该区煤层气井产能的主控因素。结果表明:煤储层原始渗透率、临储压力比、含气饱和度是该区煤层气井产能的储层地质控制因素;钻井的井径扩大率、压裂改造效果是影响该区煤层气产能的工程控制因素;排采工作制度与产能之间关系不密切。当煤层段煤体结构复杂或碎粒/糜棱煤所占比例较高时,优化钻井参数或改善钻井液性能、优化压裂工艺参数与煤层的匹配性,是实现该区煤层气井产能最大化的重要保障。研究结果为该区煤层气井开发工程指明了方向。     

煤层气垂直井排采过程中压降传播规律研究

在分析煤层气垂直井排采过程中井底压力变化特征的基础上,将煤层气井排采过程分为降压排采阶段和稳压排采阶段。重点研究了不同的储层边界条件下煤层气井在2种排采阶段中煤储层压力曲线传播规律,根据压降曲线变化特征将开放性边界条件下压降曲线划分为Ⅱ、V、Λ和O 4种类型;将封闭性边界条件下压降曲线划分为Ⅱ、V1、V2和V34种类型。排采过程中压降曲线受边界条件、储层物性和排采时间等因素的影响而形态各异,其变化规律可由以上几种类型曲线的选择性组合来表述。     

煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高,亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明:基于不同排采阶段,以产气量为主要参数,结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井;钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响;基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类(Ⅰ～Ⅳ)可改造地质单元,产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力;通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系,划分了3大类13小类低效井形成类型;提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系,保证资源和储层的有效性,促进缝网-井筒的高效连通,做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。     

煤层气井合层排采控制方法

以铁法盆地大兴井田合层排采工程井DT31井和沁水盆地南部单层排采井QS1井排水产气特征数据为基础,分析了合层排采井各排采控制阶段的流体相态特征与单层排采的异同,总结了合层排采中的层间干扰因素及排采工艺中存在的问题,探讨了单位井底流压降幅的产水量和套压作为排采控制指标的控制方法及原理。研究结果表明:不同液面深度下的单位井底流压降幅的产水量可指导制定合排期间的排水强度;合采井深部产层的临界解吸压力液面深度与顶部产层埋深重合,不适宜合层排采;憋压阶段套压的最大值主要受产层顶板埋深和初期排水降液面阶段的总压降值限制。控压产气期,采用阶梯式降套压法,同时需控制套压瞬时降幅和日降幅以防储层激动,合采井在控压产气和控压稳产阶段设置一个最小套压可以缓解产气期间液面深度与浅部产层埋深接近或重合引起的矛盾。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。