构造煤矿区煤层气井产气特征分析

为探讨构造煤矿区煤层气井产气效果不佳的原因,以平顶山矿区首山一矿煤层气井的地质资料和排采数据为基础,通过分析煤层气井排采曲线形态特征,并结合构造煤特点,探讨了构造煤矿区煤层气井的产气特征。结果表明:平顶山矿区首山一矿5口地面煤层气井整体产气效果不佳,其排采曲线具有明显的规律性,产气曲线和产水曲线具有"单峰"特征;构造煤煤体裂隙发育、强度低、渗透率低、应力敏感性强的特点是产气效果不佳的内因。排采过程中煤层暴露使产气通道渗透性迅速变差,最终造成5口井产气效果不佳。综合考虑上述因素,对构造煤矿区煤层气井排采提出相应的对策建议。     

构造煤煤层气分压合排产气效果及影响因素分析

针对平顶山矿区构造煤发育、瓦斯危害严重的现状,为探讨分压合排技术在平顶山矿区瓦斯地面抽采中的适用性,通过分析平顶山矿区首山一矿四2、二1煤层分压合排的产气效果和影响因素,探讨了四2、二1煤层分压合排产气效果不佳的原因。结果表明:首山一矿四2、二1煤层的储层压力及压力梯度、渗透率、煤层顶底板岩石特征和水文地质条件差别不大,对分压合排的效果影响不大;而较大的煤层间距、二1煤层相对较小的临界解吸压力和四2煤层松软的煤体结构,严重影响了分压合排的效果,造成产气效果不佳。因此,在现有技术条件下不适合对首山一矿四2、二1煤层采用分压合排技术。     

煤层气井单层与合层排采异同点及主控因素

为了查明山西沁南地区煤层气井3号和15号煤层合层排采是否可行,根据煤层气垂直井产气特点,在系统分析煤层气垂直井合层排采的关键控制和影响因素基础上,得出产气液面高度、储层压力梯度、供液能力和渗透率的差异是影响两层煤合层排采的主控因素,并得出其合层排采的适合条件;根据沁南地区寺河矿区煤层气井勘探开发资料,从4个方面系统剖析了寺河矿区是否适合合层排采。研究结果表明：寺河矿区这些条件均满足,较适合合层排采。现场单层排采和两层煤合层排采的产气试验验证了理论分析的可靠性。     

阜康白杨河矿区合层排采影响因素分析

新疆煤储层普遍具有多煤层的地质特点,因此目前新疆的煤层气开发多采用合层排采技术,但已施工的合采井产气量高低不一。阜康白杨河矿区煤层气勘探程度高,39、41、42三套主力煤层的煤层气资源丰富且易于产出。以阜康白杨河为例,研究了储层压力、渗透率、顶底板岩石特征、临界解吸压力、储层供液能力等对合层排采的影响,分析了合层排采的可行性,以期在新疆后续的煤层气开发中起到借鉴和启示作用。     

松河井田煤层群条件下合层排采煤层气可行性研究

基于贵州松河井田薄-中厚煤层群普遍发育的特点,以可采煤层为主要目标,依据沉积环境、储层特性、煤层间距等因素,将龙潭组主要煤层划分为5个煤组。结合我国北方有关合层排采的经验和松河井田的煤层气地质特征,分析出该区煤层气合层排采的主控因素包括2个方面:一是储层能量,具体参数为压力梯度、含气饱和度和临储比;二是储层导流能力,具体参数包括原始渗透率、煤体结构;根据松河井田储层测试及煤层气生产试验数据,分析得出第1煤组和第2煤组是合层排采的最优组合;第4煤组不适合与其他煤组进行合层排采;第3煤组、第5煤组均不适合与第1煤组及第2煤组进行合层排采,但第3煤组可以与第5煤组合层排采。     

黔西平桥区块薄互储层煤层气合层排采研究

为了查明平桥矿区薄互储层发育条件下,合层排采的可行性,依据多层叠置独立含煤层气系统理论,考虑煤层间距、储层特性等因素,将主要煤层划分为4个煤层气系统。结合平桥矿区测井、试井、等温吸附试验获取的原始物性资料,分析得出影响该区合层排采的2个主控因素。研究结果表明:第1煤层气系统和第2煤层气系统是合层排采的最佳组合。     

多煤层煤层气井分层控压合层排采技术及装备

为解决多煤层煤层气开发目前面临的产气量难以叠加、储层伤害难以控制等问题,提出多煤层煤层气分层控压合层排采技术,该技术分为双泵三通道双煤层分层控压合层排采技术和双套管多煤层分层控压合层排采技术;并研制了配套的合层抽采泵、封隔器、排采监测设备等多煤层分层控压合层排采排采装置。实践结果表明:该技术可实现排采中用不同的动液面控制不同的煤层,提高煤层气排采效率和产气效果。     

潘庄区块煤层气井层间干扰数值模拟研究

以沁水盆地南部潘庄区块W01井为研究对象,运用Comet3数值模拟软件拟合了3#、15#煤层的实际排采数据,反演了煤储层的渗透率、含气量等煤储层参数,引入干扰系数的概念,采用控制单一变量的方法,讨论了储层参数对层间干扰系数的敏感性,并通过模拟单采、合采条件下煤层气产量及储层压力的变化,探讨了煤层气井排采过程中层间干扰的形成机制。研究表明:合层排采时,层间干扰程度随着煤层气井开发呈现先减小后增大再减小的特点;渗透率、孔隙度、朗氏体积是层间干扰的主要影响因素,原始储层压力的影响较小。     

煤层气合层排采流体产出特征及其控制因素

为了解煤层气合层排采井的流体产出特征及其控制因素,以沁南郑村区块的煤层气合层排采井为研究对象,系统性分析合排井的产气、产水和产煤粉特点,并得出套压、3号煤层的井底流压以及3号煤层的暴露率的影响特点。结果表明:加深泵挂到15号煤层,会对合排井的流体产出造成一定的影响;早期套压下降过程中,应该将套压压降速率控制在0.001 0~0.001 2 MPa/d,后期套压下降或突降过0.2 MPa时,日产气量趋势会从上升变为下降,套压上升或突升过0.2 MPa时,日产气量趋势会从下降变为上升;3号煤层暴露并不一定会使得产气下降。且当煤层暴露时将套压控制在0.2 MPa以上,是可以有效解决3号煤层暴露导致产气量降低的问题。同时,在套压控制在0.2 MPa以上的这段时间里,将3号煤层暴露,有助于合排井产气。     

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。     

地面煤层气开发对寺河矿西井区域瓦斯变化影响分析

为了对晋城矿区寺河矿西井区地面煤层气井抽采效果做出评估,拟采用对比方法进行评估,基于地质特征、煤层气开发情况,采用施工抽采效果测试井,获取煤层甲烷含量、渗透率等参数,并与原始甲烷含量、渗透率值做对比。结果显示,寺河西井区地面煤层气井抽采5 a,3~#煤层瓦斯含量由平均23.7 m~3/t降至12.27 m~3/t,含气量降低幅度达47%,年平均甲烷含量降低1.5~2 m~3/t;当前煤层渗透率与原始渗透率相比,增大了30倍,降低了吨煤甲烷含量,提高了煤层渗透率。     

贵州松河井田煤层气地面抽采潜力分析

根据煤炭及煤层气勘查数据,分析了松河井田煤层气开发地质、煤储层渗透性和含气性条件,估算了煤层气资源量,并结合松6井工程开发效果,综合评价了该区煤层气地面抽采潜力。结果表明:松河井田煤层气赋存及保存条件好,薄-中厚煤层群发育,且煤层埋深、煤体结构、渗透性及含气性相对较好,埋深对煤层含气量控制作用明显,300~400 m为含气梯度转折深度,煤层气资源量达66.96×108m3;松6井采用"多段合层压裂、合层排采"工艺,实现单井单压裂段产气量长期超过1 000 m3/d的突破,但产气量波动较大,建议加强合层排采层间矛盾问题研究;鉴于该区地形、交通及地质条件的制约,建议采用"地面丛式井钻井、多段合层压裂"开发方式。     

新疆阜康地区多煤层组合条件下开发层段评价优选

多煤层地区优势开发层段评价以及优势组合层段选取是决定煤层气资源动用率、开发经济效益的重要工作。从煤储层可改造性和排采关键参数出发,优选煤岩力学性质、有效压裂厚度、煤体破碎程度、临储压力比和试井渗透率5个评价指标,利用模糊数学层次分析法优选甜点层段。考虑资源适配性、层间兼容性和排采稳定性,选取煤层相对埋深、含气量、临储比、储层压力梯度和渗透率5个关键参数,采用聚类分析对优势产层组合关系进行探讨。评价结果显示:以潜力值U0.75为节点可优选出A2,A5,39,41,42共5个甜点层段,资源配置优,渗透性好,可改造性强;优选出A3～A4,A7～A8和41～42共3套优势组合层段,组合层段间具有相似的渗透率、压力梯度以及临储比,排采过程中易达到生产"同步",评价优选结果与气井产能特征基本一致。进一步结合排采特征分析认为,多因素的耦合作用是四工河矿区煤层气井的主要控产机理,生产部署应着重考虑构造部位、埋深特征,首当考虑优势单煤层开发(A2,A5煤),多煤层优势组合多为低潜力煤层(A3～A4,A7～A8煤),可于开发后期进行开发部署;白杨河矿区煤层气井产能整体受控于煤体结构、多煤层排采组合以及生产井型,应在充分考虑煤体结构的非均质性以及煤层发育的不连续性的基础上,规避碎粒、糜棱煤发育区,对优势单煤层开发(42煤等)的同时可兼顾优势煤层组(41～42,39～41～42煤)合层排采,提高煤层气资源动用率。     

不同煤体结构煤储层煤层气排采中渗透率变化规律研究

通过不同煤体结构煤三轴应力条件下渗透率实验,结合煤层气井产气情况,分析了排采过程中渗透率的变化规律。研究结果表明:在轴压和围压一定时,孔隙压力降低,煤储层渗透率先减小、后增加;碎软低渗煤层由于机械力学强度小,前期伴随着液面下降,破碎煤粒之间的粒间孔隙急剧闭合,造成煤层渗透率大幅度减小,后期煤体收缩效应改善渗透率作用较原始结构煤层缓慢。研究认为,煤层气井应采用分段控压、稳步降压的排采方法,使煤储层裂隙与孔隙保持一定的张开度,抵抗煤基质变形,以减缓有效应力对渗透率的损坏,增大供气面积,保证煤层气充分解吸,提高产气量。     

阳泉区块寺家庄井田分压合层排采适应性探讨

阳煤集团寺家庄井田地质构造简单,含煤层较多,可采煤层煤层气地质储量可观。本文通过分析寺家庄区块煤层间距、围岩力学性质、储层压力、临界解吸压力、压裂前后渗透率对比、水文地质等得出结论:寺家庄区块8、9号煤层满足分压合层排采条件,15号煤层部分满足分压合层排采。加强对不同地质条件下分压合层排采适应性的研究,可有效提高煤层气抽采率。     

沁水盆地南部煤层气井产出水源解析及合层排采可行性判识

长期以来,沁水盆地南部丰富的太原组煤层气资源无法规模性动用,煤层气单井产量难以进一步提高,合层排采产出水来源得不到有效判识,合排难易程度无法客观评价。面对这些生产技术难题,基于28口单层及合层排采井产出水样品的微量元素测试分析,建立了产出水来源判识及合层排采可行性评价方法,进而以7口合层排采井为例进行了初步判识。分析表明,煤层气井产出水微量元素中蕴含着丰富的产出水来源信息,基于水岩作用原理可合理提取产出水源解析的特征微量元素。在甄别煤储层返排清污程度基础上,初步建立了由提取产出水特征微量元素、建立单煤层产出水特征微量元素标准模板、产出水来源与合排可行性判识3个步骤构成的评价流程。应用这一方法,在7口合层排采井中识别出产出水来源和层间干扰程度的3种情况。     

黔西土城区块煤层气井合层排采工艺研究

为了制定与土城区块煤层气合采井相适配的排采制度,基于土城区块煤层气地面抽采示范工程,结合合层排采理论与COMET3数值模拟方法,分析了区块内煤层气地质条件及生产井排采曲线特征,划分了煤层气合采井产出的5个阶段,探讨了合层排采工艺优化措施。结果表明:初期排水阶段应严格控制排水速率,保持液面高度大于450 m、流压高于4.5 MPa;憋压阶段注意控制憋压幅度,在预留一定液面高度基础上憋压;控压产气阶段重点控制流压降低速率,模拟结果显示流压日降幅控制在0.010~0.015 MPa/d排采效果最佳;控压稳产阶段动液面在第1层段停留时间不宜过长,可在0.5 MPa套压下主动缓慢暴露上部产层;产气衰减阶段需维持第3压裂段流压稳定,模拟结果显示0.7MPa作为稳压值将更有利于产气。     

煤层气井储层气水产出互补性及提产措施探讨

为提高煤层气井的产气量,需尽量扩大煤储层的有效压降半径。通过分析煤层气井排采过程中产水产气的互补性变化规律,以贵州多煤层开发井组和山西单一煤层开发区块为例,分析产水对产气的影响,提出煤层气井提产增效的对策。结果表明:煤层气井见套压前后气水产出比发生变化,具有明显的互补性变化规律;单一煤层及多煤层开发的煤层气井均发现压裂液返排率越高,总产气量和平均产气量越高;受地层能量和渗透率的影响,煤层气井压裂液返排率随埋深的变化出现转折,转折深度为该井区煤层气井合适的压裂深度;为尽量扩大煤层气井的有效压降半径,应尽量减小排采过程中的渗透率伤害,避免煤粉颗粒对孔裂隙通道的堵塞。     

成庄井田西部15号煤储层物性对煤层气井产气量影响研究

基于成庄井田西部15号煤储层物性资料和煤层气生产资料,开展了煤储层物性对煤层气井产气量影响研究。结果表明:煤储层物性对煤层气产出特征和煤层气井产气量具有重要影响,不同的煤储层物性参数对煤层气井产气量的影响和作用机理各异。煤层厚度越大、煤层气含量越高,煤层气资源量、资源丰度及含气饱和度越高,有利于煤层气井高产和提高累计产气量;煤储层压力、煤层渗透率越高,越有利于驱动煤层气渗流高效产出、煤层气井高产和提高采收率;煤的高变质,提高了煤的孔渗性、吸附性和煤层气储集性能,有利于煤层气井高产稳产。但延迟了煤层气井产气高峰期时间,对缩短煤层气开发周期亦不利。     

石嘴山矿区6煤层水平井多级压裂簇间距优化分析

通过对石嘴山矿区6煤层煤层气地质特征分析,运用COMET3煤层气储层模拟软件对MY2、MY4两口井6煤层排采数据历史拟合,建立6煤层水平井水力多级压裂簇间距模拟模型。分别模拟6煤层20、40、60、80、100 m这5种压裂簇间距10 a产能潜力,分析水力压裂簇间距对水平井产气效果的影响,模拟结果表明石嘴山矿区6煤层水平井水力多级压裂簇间距为60～80 m较为合适。