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。     

和顺区块煤层气井排采影响因素分析

结合和顺区块煤层气投产井地质条件、压裂效果及排采控制等特征,分析了影响该区煤层气排采的因素。结果表明构造复杂易造成压裂裂缝与断层沟通,干扰排采;生产煤层渗透率低、解吸压力低是该区煤层气排采的不利条件;15#煤层埋深较浅,产液量低影响煤层排水降压;压裂施工应控制裂缝形态,提高压裂效果,避开区域灰岩含水层对煤层越流补给;合理控制套压,缓慢控制流压,对扩大煤层气解吸范围,提高产气量十分重要。     

煤层气排采井的生产管理

本文在阜新刘家煤矿L1～L3等8口煤层气井的射孔工作和这些煤层气排采井的生产管理的基础上，结合煤层气开采现场的实际运作过程以及石油开采行业的管理经验，主要介绍了煤层气排采井设备配置、生产管理内容、部分安全知识等。     

煤层气井排采过程中煤储层水系统的动态监测

为了研究煤层气井排采过程中煤储层水系统的动态传播特征,基于煤系不同岩层不同含水状态的导电性差异,在沁南地区选择一口煤层气排采井,分别在该井排采前、排采半年后进行了煤储层水系统瞬变电磁动态探测。在该井排采范围内设置400 m×300 m的矩形测网,垂直地层走向布置16条测线,每条测线上布置400个测点,在测网内部形成20 m×10 m的观测坐标网格,通过数据采集、资料处理与定量解释,获得排采前、排采半年后各测线、测点煤系视电阻率对比图、视电阻率拟断面对比图、视电阻率顺层切片图,分析结果表明排采前煤储层水系统分布相对较均一,排采半年后煤储层水系统非均质性十分明显。在连通性差的区域,排采半年后煤储层水系统中静水储量部分被排出,煤层及其顶板砂岩视电阻率有不同程度地升高;在连通性较好区域,由于地下水动态补给,煤层及其顶板砂岩视电阻率降低。     

煤层气井排采速率与产能的关系

通过分析煤储层压裂裂缝受力状态的动态变化,详细探讨了排采对煤层气井产量的影响.指出排采的速率过大会使裂缝所受有效应力快速增加,进而快速闭合,大大降低渗透率,压降不能传递得更远,煤层气井控制半径变小;流体携带大量的煤粉和支撑剂堆积在临井地带堵塞裂缝,发生速敏效应;间歇式排采更加剧了速敏效应的发生.由此可见,煤层气井的排采必须以合理的、缓慢的速率进行,否则将造成储层的严重伤害.焦作矿区X-1井因排采速率过快,造成10 d内将液面降低了782 m,达到了煤层底板,从而出现了水产量低、基本不产气的结果.数值模拟结果表明,在达到临界解吸压力之前液面下降速率以5~10 m/d为最佳;达到临界解吸压力时应维持液面不变一段时间,然后以2 m/d的速率下降.     

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。     

煤层气井排采技术分析

煤层气的产出机理决定了煤层气井必须进行排水降压,才能达到产气的目的。文章分析了当前我国煤层气井排采的主要方法及其适应性,指出合理的排采制度和精细的排采控制是保证煤层气井排采成功的关键排因素。认为非连续性排采、排采强度过大及井底流压降低过快是影响我国煤层气井产量的主要工程因素。     

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。     

煤储层渗透率与煤层气垂直井排采曲线关系

根据岩石弹性理论分别建立了天然裂隙面上、最大水平主应力方向上形成裂隙的极限压力模型,绘制了压裂过程主裂隙延伸轨迹示意图;根据原始渗透率与改造后渗透率的关系,结合压裂主裂隙几何形态特征,绘制了不同渗透率关系下排采过程压力传播轨迹示意图;根据煤储层原始渗透率、压裂后渗透率不同情况下压力传播轨迹的不同,得出煤层气垂直井排采的“增-减-增”、“增-减”、“增-增”和“增-减-猛增”等4种典型排采曲线.     

煤层气井电潜泵排采系统优化设计

根据煤层气井电潜泵排采系统各设备组件优化选型原则,确定了电潜泵排采系统优化设计方法,并确立了各设备组件优选的计算步骤,计算结果表明,利用该方法对煤层气井电潜泵排采系统进行优化选型,可以较好地适应煤层气井电潜泵排采的需要,对提升电潜泵排采系统效率具有重要意义。     

煤层气井循环补水排采工艺

针对在煤层气的排采过程中大部分井的采出液量较少,不能满足进入井筒的煤粉排出条件,导致煤粉在井筒内堆积,造成卡泵、埋泵频繁发生的问题,提出在不停产情况下,通过循环补水,增加井液流量,将进入井筒的煤粉排出地面的工艺条件和要求,延长煤层气井无故障排采周期。根据煤粉颗粒的沉降末速度,综合考虑浓度及速度分布的影响,将杆管环空煤粉颗粒排出的最小水流提升速度定为自由沉降末速的2倍,计算了不同杆管组合满足煤粉排出条件的最小排量,根据煤粉最大粒径为0.3 mm的假设,给出了沉降罐体积。通过现场连续循环补水试验,实现连续运转6个月以上不修井的良好效果。     

煤层气井煤粉产出规律及排采管控实践

为减少煤粉对储层的伤害,分析了煤层气井煤粉产出规律及其对排采的影响。基于煤层气井煤粉浓度、产气量、产水量等监测数据,总结了煤粉产出动态规律;研究了产气初期煤粉大量产出对采气设备及储层渗流通道的影响;提出了通过提高排采设备携粉能力,增加煤粉排出量的极限煤粉浓度管控方法。实践表明该方法能减少煤粉对储层的伤害,延长检泵周期,释放煤层气井产能。     

基于注入压降法的煤层气指标试井试验

为了准确地测出煤层气的指标参数,将注入压降法应用于煤层气指标测试中,应用预先设计好的试验流程及试验设备对煤层进行注水测试.介绍了注入压降在煤层气测试中的应用情况,进行了基于注入压降法的煤层气指标试井试验.试验结果表明,注入压降法的煤层气指标试井试验在煤层气测试中是非常有效、普遍的方法.     

黔西比德—三塘盆地煤层气井产出水离子动态及其对产能的指示

基于黔西比德—三塘盆地12口煤层气井产出水样品的常规离子测试,揭示该区产出水离子动态特征及其对产能与层间干扰的指示意义:基于R型聚类分析,对离子类别进行了分类并探讨了其意义;比德向斜Z-6,Z-7,Z-10井为压裂液污染井,Cl~-,Na~+,Br~-浓度呈异常高特点;随排采的进行,K~+,Ca~(2+),Mg~(2+),Si4+等离子浓度呈增加趋势,SO_4~(2-)呈降低趋势,反映产出水封闭性增强;提取Cl~-+Na~+离子浓度作为判识合排井层间干扰程度与产能效果的典型指标,高产井介于833.18~1 768.26 mg/L,平均1 321.55 mg/L,低产井介于259.22~519.4 mg/L,平均380.72 mg/L,高产井产出水Cl~-+Na~+离子浓度显著高于低产井,阈值介于600~800 mg/L,揭示产出水封闭性越强,越有利于煤层气高产,初步建立了基于产出水Cl~-,Na~+离子浓度的多层合排井层间干扰判识模板。结合排采层位,上部含气系统与中、下部含气系统共采兼容性差,建议今后优先开发中、下部含气系统。     

观音山井田煤层气资源赋存条件与影响因素分析

观音山井田主煤层含气量较高,煤层气资源较为富集,为煤层气开发提供了较为优良的条件。研究表明:井田地质构造简单,主煤层分布稳定,煤级为贫煤,煤层顶底板以泥岩类为主,含煤地层地下水动力微弱,这些条件有利于煤层气的保存;煤层含气量随埋深的增大而规律性增高,表现为单斜控气的典型特征。     

低压低渗煤层气多分支水平井开发关键技术研究——以沁水盆地郑庄区块15号煤层为例

沁水盆地太原组15号煤层总体低压低渗低饱和,煤储层相对较薄,地质条件复杂,煤层气井产量普遍偏低。以沁水盆地郑庄区块为研究对象,依据本区15号煤层LDP-22H多分支水平井的成功开发经验,全面论述低压低渗煤储层煤层气钻完井工艺、标志层判定、井眼轨迹控制等关键技术。结果表明：采用钻井-录井-测井一体化地质导向技术可以有效卡准目的煤层,同时实时修正钻头轨迹,煤层平均钻遇率在97%以上,极大地提升了煤层有效进尺。865 d的排采实践表明,LDP-22H多分支水平井日产气量突破15万m3,日产气量稳定在8万m3左右,全程累计产气量为2091.5469.3 万m3,实现了超高产和稳产,标志着多分支水平井在低压低渗煤储层煤层气高效开发上有较好的适用性。另一方面,多分支水平井要优化井位,加强水平井底部位排采能力,稳定压降速率,减小对煤储层渗透率敏感性伤害,提高排采的连续性,减少停泵和检修作业频次,保证产能的延续性。     

岩心钻机从事煤层气勘探HSE管理尝试

从事煤层气勘探作业的机台,必须参考石油钻井行业标准《石油天然气钻井健康、安全与环境管理指南》(SY/T6283-1997)对钻探作业进行HSE管理,即通过建立HSE管理体系,对作业机台钻探生产过程中的健康、安全及环境进行动态管理。结合XY-5型岩心钻机在陕北某煤层气勘探孔生产的实际,就该钻机从事煤层气勘探作业时HSE管理办法进行介绍。     

煤层气已排采井井间干扰试井解释方法及应用

干扰试井是确定井间关系、连通状况和求解井间地层特性的重要手段。煤层气已排采井在关井进行干扰试井测试时,井底压力为本井恢复压力叠加激动井干扰后的复合压力,区别于常规干扰试井背景压力为均一的原始储层压力或成线性变化的特征。提出了采用多井数值试井分析对煤层气已排采井的井底压力进行净干扰压力分离的方法;采用以数值试井、极值点分析及图版拟合等多方法相互验证的干扰试井解释方法。并以沁水盆地南部柿庄南区块A-B井组为例进行了分析,所得井间连通性及方位渗透率与该区域地质特征基本一致。测试结果对该区域压裂设计、开发方案的制定等具有重要作用。