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。     

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。     

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。     

煤层暴露对煤层气井产气效果的影响

以平顶山矿区首山一矿煤层气开发工程实践和合层排采数据为基础,分析了合层排采产气特征及效果。从煤储层特征出发,结合煤层气井实际排采过程,探讨了煤层暴露对煤层气井产气效果的影响,并对今后平顶山矿区及类似煤矿区煤层气合层开发提出了建议。研究结果表明:首山一矿四_2煤层暴露是造成煤层气井产气量快速下降和产气效果不佳的原因;四_2煤层为碎裂煤和碎粒煤,渗透率应力敏感性强。四_2煤层暴露后,储层渗透率急剧降低,近井地带形成液相低渗区,使地层水难以排出,压降漏斗扩展困难,产气通道被压实破坏,导致煤层气井产气量快速下降,最终产气效果不佳。     

西山地区煤层气井流体产出特征及低产因素分析

为了充分认识西山地区煤层气井流体产出特征,对该地区煤层气排采井不同排采阶段的产气、产水与套压变化曲线进行了统计分析。结果表明,西山地区煤层气井具有产量较低,稳产阶段持续时间短,过早进入产气衰减阶段的典型特征。对该地区煤层气地质与排采工况进行分析后,认为造成西山地区古交矿区煤层气井低产的地质因素包括煤体结构、含气性、渗透率以及水文地质条件。排采工程方面,阐述了套压阈值的含义并分析了其对煤层气井产气的影响,认为套压的下降速率在0.000 9~0.002 1 MPa/d时,且保持0.33 MPa以上的套压生产,有助于煤层气的连续稳定产出。     

新疆库拜煤田煤层气多层合采特征煤层探索

采用排采生产动态分析法,分别提取多层系合层排采试验井的井底流压、套压、产气量、液位及生产管柱结构等参数,通过排采阶段划分,不同的阶段表现出不同的特征,解吸阶段依据流压下降过程中套压、产气量变化确认底部煤层解吸的时机;提产阶段通过低液位时即上层煤露出时套压、气量变化,推导主力产气煤层。研究认为库拜煤田西区下部煤层产气潜力较大,建议后期开发利用时三个煤层同时开采。     

煤层气直井压裂规模对排采典型指标的影响

以沁水盆地的煤层气井为例,通过分析煤层气井的典型排采指标,研究了压裂规模对排采典型指标的影响,探究不同压裂规模对排采典型指标影响的机理。结果表明:煤层气井压裂后产水产气主要依靠煤储层的能量和通道条件;研究区内煤层气井的压裂规模集中在80～200 m~3/m之间,占总井数的86%;煤层气井的累计产水指数、见套压前的累计产水量及返排率与压裂规模指数无关,煤层气井的累计产气量、平均产气量与压裂规模指数有关;随着压裂规模指数上升,累计产气量、平均产气量上升,当研究区压裂规模指数超过140 m~3/m时,累计产气量、平均产气量整体出现下降。     

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。     

沁水郑庄区块煤层气合层排采方法研究

本文选取了沁水郑庄区块煤层气合层排采井的产气特性数据,以合成排采井控制过程的流体相态变化表征模拟合排井与单排井的差异性。得到结论:合成排采井相较于单排井有较高的含气饱和度,煤层气的储量也是单排井的1.9倍,并且排水降液面阶段的平均单日降压幅度和套压最大日变幅也远大于单排井。     

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。     

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。     

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。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态诊断方法

受多因素影响,煤层气井的排采动态具有复杂多变的特点,对煤层气井的排采动态进行诊断,有助于煤层气开发井层优选和压裂方案制定。以均匀分布在柿庄区块的单采3号煤层的30口煤层气井的静态地质资料和排采动态资料为基础,通过单井典型日产水量和典型日产气量指标提取和气水产出关系分析,从井筒和压裂煤层系统封闭性的角度,讨论高产水的外源成因,进而提出单井排采动态层次诊断方法,并通过实例分析进行验证。研究表明,柿庄区块煤层气井产气与产水之间存在负向包络而非简单的相关关系,高产水对产气有明显的抑制作用;断裂和压裂缝沟通含水层是造成柿庄区块部分煤层气井高产水及井间排采动态差异的重要原因;"一看断裂,二看压裂缝类型,三看岩性组合"的单井排采动态层次诊断方法,在柿庄区块单井实例分析中得到验证,该方法具有一定的普适性,可推广应用到其他煤层气区块的单井排采动态诊断分析中。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

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。     

基于随机森林算法的煤层气直井产气量模型

煤层气产量评价和预测是煤层气开发工程决策的关键基础。随机森林算法具有计算量小、精确度高的优点。影响煤层气井产能的参数包含地质参数、工程措施和排采工艺参数。煤储层地质参数分为动态参数和静态参数两个部分。静态地质参数由煤层的本质属性决定,如:煤层埋深、煤层厚度、地应力等;动态地质参数在排采过程中发生动态变化,如储层压力、渗透率等。排采工艺参数多为动态参数,主要受人为调控,如井底流压、套压、动液面深度、冲次、冲程等。当煤层气井完成选址、钻井、水力压裂等条件进入生产阶段,排采工艺参数对其产量影响至关重要。基于随机森林算法,分析了沁水盆地郑村区块15号煤层8口煤层气井的地质参数和排采工艺参数对产气量的影响,计算得到了排采工艺参数对煤层气井产气量影响的重要性指标排序,即流压套压动液面冲次冲程埋深。将煤层气井最近60 d的生产数据作为产气量预测的测试样本,其余历史生产数据作为学习样本。学习样本经过缺失值处理、异常数据处理后,输入至R语言中,利用随机森林算法对历史产气量进行拟合分析。综合考虑排采工艺参数和历史产气量的动态变化对煤层气井后续日产气量的影响,建立了煤层气井的产量模型。依据随机森林算法的分枝优度准则,预测了不同排采方案下的煤层气井日产气量,将预测值与测试样本进行对比分析。结果显示,日产气量预测值中95%以上的数据与实际产量数据(测试样本)的误差小于5%,这说明基于随机森林算法的煤层气直井产量模型具有较高的拟合及预测精度,为煤层气井产能评价和预测提供了借鉴。     

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。     

临汾区块煤层气井提产阶段排采控制研究

为查找出影响临汾区块煤层气高产稳产井和峰后下降井稳产效果差异的原因,分别对高产稳产井和峰后下降井提产阶段的井底压力下降速度、日产气增速等排采控制指标进行了对比分析,首次揭示出了产气速度对煤储层压降扩展的影响机理及在排采控制中的重要性,制定出了临汾区块煤层气井提产阶段的排采参数控制指标与方法。研究表明:峰后下降井稳产效果差的原因在于提产阶段未对井底压力降速和日产气增速进行缓慢控制;产气速度过快,易引起大颗粒煤粉运移造成堵塞,且近井地带煤层中的气相相对渗透率快速增加,水相相对渗透率急剧下降,水的流动阻力增大,影响水的有效排出,造成压降扩展变慢;临汾区块煤层气井提产阶段的压降速度合理值应控制不超过0.01MPa/d,日产气增速应控制不超过15 m~3/d为宜,可采用阶梯式稳产、提产交替进行的方式进行提产。     

柿庄南区块煤层气U型井排采阶段典型指标分析

为给煤层气U型井排采制度的制定和优化提供依据,在分析柿庄南区块煤层气U型井排采典型阶段指标的基础上,提出研究区U型井排采过程可以划分为单一排水阶段、波动上升阶段和高产稳定阶段。在排采过程中,分阶段选取初始见气时间、初始累计产水量、初始降液幅度、初始降液速率、初始排水速率、波动上升时间、套压波动范围、液顶平均距离、典型高产日产气量、典型高产日产水量、典型高产套压、底液平均距离作为典型指标。根据以上分析结果,建议第1阶段应控制初始降液速率在5 m/d以下;第2阶段应控制套压在0~0.45 MPa波动,同时控制动液面维持在煤层顶板以上10 m之内;第3阶段应控制典型高产套压稳定在0.01~0.03 MPa,动液面稳定在煤层底板附近。     

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。     

高煤阶煤层气不正常井类型及治理技术

基于沁水盆地南部煤层气不正常井数据,通过大数据分析研究了不正常井定量识别指标体系、表现形式及治理方法和预防技术。结果表明:流压回升型不正常井表现为套压和日产气量同时快速或缓慢下降,可以采用提高排水设备运行频率、碰泵、洗泵和检泵作业等方法提高排水效率;套压回升型不正常井表现为流压、套压同时、同幅度增加,日产气量持续下降,可以通过加强管线保温或采用低恒套压排采控制方式来治理;间抽不正常井表现为,开井后套压、气量上升,停井一段时间后,套压、气量下降,可提高排采冲次,增加抽油机冲次、延长开井时间或者提高泵效等方法治理。