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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。 相似文献
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《煤炭科学技术》2016,(2)
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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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煤层气井单层与合层排采异同点及主控因素 总被引:13,自引:0,他引:13
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。 相似文献
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为探索适合织金区块多煤层合采煤层气的排采规律,对单井进行排采试验,分析研究煤层气井在不同排采阶段的生产特征,认为区块多煤层具有解吸压力相近以及稳流压排采可导致压降传导中断的特点;在"五段三压"排采理念的基础上,引入"避峰求面"、"面积降压"等优化策略,最终提出了适合织金区块的阶段式降压排采模式。 相似文献
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为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。 相似文献
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煤层气的产出是一个排水降压采气的过程,排采是煤层气开发中十分重要的环节。织金区块煤层具有层数多、单层薄、敏感性强、含水性弱的特征,为提高纵向资源动用规模,通常采用多煤层合采的开发策略,但在实际生产过程中,多煤层合采易发生层间干扰,影响合采效果。因此,合理的排采制度及智能精细化管控对实现该区块煤层气资源规模效益开发至关重要。基于煤层气“连续、稳定、缓慢、长期”的排采原则,立足煤储层特点及煤层气井生产规律,精细划分排采阶段,优化防砂控粉工艺,创新智能控制系统,实现了煤层气井精细排采管控。 相似文献
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为解决高产水煤层气井难以有效降低储层压力的难题,需根据煤层高产水原因采取针对性措施进行煤层控水。通过对六盘水煤田古德井区高产水煤层气井从含煤性、孔渗性、含水性、构造、钻井、压裂、排采等七方面进行地质与工程研究,查找煤层气井高产水的具体原因,采取有效控水措施,实现煤层气井排水降压、解吸产气的目的。研究表明:古德井区多煤层发育,采取多煤层组段压裂、合层排采的方式,提高煤层气资源开发效率;古德井区地层含水性较弱,煤层孔渗性较差,地层出水性较弱,但断层构造相对较发育,增加断层破碎带含水、出水风险;煤层气井直接钻遇断层的概率较小,但压裂施工影响半径一般在100 m以上,易沟通井筒附近的断层破碎带,煤层气井高产水风险增加;古德井区煤层气井压裂施工沟通上部压裂段的断层破碎带导致高产水,可采取注水泥封堵的措施进行控水,控水作业后煤层气井产水量显著下降,产水降幅超过80%,储层实现有效降压。 相似文献