综放工作面高位裂隙带钻孔瓦斯抽放技术研究

随着综放工作面开采高度的增大,垮落带和裂隙带的高度也随之增加,上覆岩层活动范围增大,裂隙带内岩层离层裂隙和破断节理为下部煤岩体中瓦斯运移和聚集提供了通道和空间,采空区内的瓦斯会在裂隙发育区上升,并漂浮到裂隙带顶部的离层发育区.对裂隙带高位钻孔抽放瓦斯合理参数的研究,能够有效治理综放面上隅角瓦斯超限问题,保障了矿井的安全...     

基于压降法的煤层顺层钻孔抽采半径测定

区域瓦斯抽采中,顺层瓦斯抽采方法是一种广泛运用的预防煤与瓦斯突出的措施之一,为了确定屯兰煤矿顺层钻孔有效抽采半径,以2#、4#、8#、9#煤为研究对象,通过对各煤层的瓦斯压力及煤的灰分、水分、孔隙率、容重的测定,采用直接测定法测定了顺层钻孔的有效抽采半径。结果表明,屯兰煤矿各煤层钻孔瓦斯抽采时间为30d～60d是合理的,2#煤层抽采半径设计为2m～4m,8#煤层抽采半径设计为2m～4m,4#、9#煤层抽采半径设计为3m～5m。     

本煤层瓦斯抽采钻孔注浆封孔工艺优化应用

抽采钻孔模式下煤层瓦斯的操作工艺效果水平不足,瓦斯抽采浓度低,聚氨酯膨胀密封,聚氨酯压浆封孔。采用有效的气压灌注操作模式,实施现场试验分析。依据封孔段的位置,对郎端实施聚氨酯的膨胀袋内压力操作,明确聚氨酯标准。根据聚氨酯充分膨胀情况,封堵路段的两端前后操作腔,注入高压水泥浆,填充钻孔周围的裂缝操作。水泥浆凝固后,钻孔形成支护,提升钻孔的稳定性。传统的聚氨酯膨胀封孔无法保证压注浆封孔的情况,需要实施有效的孔压斯浓度分析,提高至30%左右,确保抽采效果合理。     

采动巷道围岩岩裂裂隙带分布规律与封孔深度

以巷道周围裂隙带为研究对象,采用数值模拟、现场验证等方法,科学确定裂隙带形状为椭圆形,并进行了验证,结果表明巷道周围裂隙带呈圈闭型分布,巷道周围存在一个不规则的裂隙圈,巷道煤帮以里的裂隙带并不和煤帮平行,呈曲面状,该结果为瓦斯抽采封孔深度提供科学依据。     

高位裂隙带瓦斯抽放技术研究

针对风排瓦斯难以解决瓦斯超限这一问题,以工程实例为背景,根据瓦斯涌出来源分析结果,结合煤层的赋存情况,制定高位裂隙带瓦斯抽放工艺,并对抽放施工设备及施工量进行介绍。结果表明：该工艺确保了22114工作面在回采期间不受瓦斯影响,降低瓦斯涌出量,对提高煤矿瓦斯抽采效率、确保煤矿生产安全具有重要的应用价值。     

井下煤层气抽采工艺的优化研究

针对煤矿井下上隅角煤层气超限问题突出,现有的井下煤层气抽采受限制多、抽采效果差的情况。提出了一种新的地面直井抽采工艺技术,对直井井身结构进行了研究,确定抽采直井应穿过煤层并把筛管设置到采动裂隙带边缘到冒落带的“三开”井身。对直井抽采工艺方案进行了研究,结果表明新的抽采工艺能够将单井的产气量提升到1.47万m3/d以上,将井下上隅角煤层气的体积分数降低77.5%,取得了极好的煤层气治理效果。     

综合技术措施在提高抽采钻孔抽放效果的实践

为了提高煤与瓦斯突出矿井区域治理效果,通过底板抽放巷穿层钻孔布孔、封孔、连孔工艺分析研究,合理布置钻孔,投入新设备,封孔技术和集气箱工艺的改进创新,消灭了抽放钻场和管路积水、钻孔之间的塌孔、连接管接口漏气现象,保证抽放系统的稳定,多种抽放方法的相互结合,提高矿井区域治理效果,确保了矿井安全生产。     

煤层气开采过程中裂缝系统与渗透率演化关系

煤中会自然形成裂隙,从人类认识到其存在,其历史到至今已经有一百多年了。开发煤层气的实践已经表明了：煤岩的裂缝与渗透率是制约我国煤层气资源开发的关健因素。裂缝性质对煤层气的产出有着很大的影响。煤层是属于裂缝性的储层,它的煤层的渗透率以及其的排液能力,被其裂缝的孔隙度、开度、及间距等所控制着。     

低渗透油藏合理井网型式与油砂体适应性研究

本文根据大量低渗透油田的开发调整经验,研究认为井网不适应性因素是造成低渗透油田注水开发矛盾的最主要原因,适合低渗透油藏开发的最优井网型式是矩行五点井网系统。在低渗透油藏开发时,初始井网采用长轴平行裂缝方向的菱形反九点井网,在中后期逐步转化为线状面积注水,这样既然满足油砂体的开发要求,又能满足区块的开发要求,可最大限度的提高低渗透油藏的采收率。     

低渗透油藏单井压裂增产技术综述及新进展

压裂增产技术已成为低渗透油田开发的主要技术之一.根据目前低渗透油藏压裂技术发展应概况,研究总结各种压裂系列技术.并分别论述现有压裂技术各自优缺点,以期为未来提高压裂技术作用效果提出研究发展方向.     

低孔低渗储层损害机理及其保护技术

分析研究了低孔低渗（致密）储层地层损害的机理,认为低孔低渗储层损害机理与中低渗砂岩储层损害机理的主要差别表现在：（1）储层液锁损害（主要为水锁损害）;（2）储层毛细管自吸损害;（3）储层裂缝或微裂缝损害;（4）储层应力敏感性损害等。低孔低渗储层的保护主要体现在防止储层水锁损害和保护对低渗（致密）储层渗透率贡献率最大的孔喉及其裂缝微裂缝这两个方面,屏蔽暂堵钻井完井液技术和保护储层的射孔液、压井液技术是保护低孔低渗储层的两项主要技术,但屏蔽暂堵技术的暂堵机理及其体系配方与中低渗砂岩储层的相比差异很大。     

低渗透和特低渗透气藏提高采收率技术研究现状

低渗透气藏和特低渗透气藏在我国占有相当大的比例。储层物性差、地质条件和渗流机理复杂,造成气井稳产状况差、采收率低。通过查阅大量相关文献,分析低渗透气藏和特低渗透气藏低产和低采收率的原因,总结现有技术条件下,提高低渗透气藏和特低渗透气藏的采收率和产量的对策、途径和方法。     

卫城油田低孔低渗储层产能模型研究

产能预测是一种对储层产油能力进行综合评价的技术,对油气田的勘探与开发有着极其重要的意义。对于中、高孔渗油藏,油水渗流基本服从达西渗流定律,产能预测相对来说比较简单。而对特低渗透储层而言,渗流机理非常复杂,影响产液能力因素也更多更突出,产能预测难度非常大。对低孔低渗储层产能进行正确评价既是提高油气田勘探效果的关键环节,又可以为开发的部署与规划提供重要的基础数据。     

低渗透油藏CO_2驱油效果评价

针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。     

低孔低渗储层特征及有效厚度的确定

以长岭凹陷葡萄花油层为例,以储层地质学理论为指导,利用岩心分析、测井、录井、分析化验、薄片、扫描电镜、X衍射分析等手段资料,建立姚家组一段基础资料库,确定储层的岩性特征、沉积特征、成岩作用、孔隙结构和物性特征。姚家组一段主要为三角洲前缘相的水下分支河道。岩石类型主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩,岩石粒度相对较粗,主要以粉砂、细砂为主。储层孔隙主要以原生孔隙次生溶蚀扩边为主。储层孔隙度主要分布在10%~20%之间,渗透率主要分布在0.01×10-3~20×10-3μm2之间。通过测井与地质及试油资料综合对比研究,确定岩性、物性、含油性、电性下限标准。经过该区域储层68口井442个层测试验证,解释符合率提高10%,使得今后在该类油气层解释评价中具有一定的指导和借鉴意义。     

鄂尔多斯低渗油田开发技术几点认识

针对鄂尔多斯盆地低渗透储层条件,论述目前应用于低渗透储层开发的各项技术发展水平现状及存在的应用难题,为进一步研究以提高应用效果指明技术方向.     

解决我国低渗透油田注水井压力高工艺措施研究

我国的低渗透石油探明储量和原油产量逐年增多,据中国石油天然气股份公司统计信息显示2010年以来我国73%的石油新增储量属于低渗透储量[8]。对于低渗透油藏的开发目前主要技术为注水开发。由于储层物性、注入水等多种因素的影响,注水开发过程中会出现注水压力高,含水上升速度快,水驱动用程度低等问题,这些问题会导致大部分石油滞留在油层中,油藏采收率不到20%。为了解决注水井欠注、油井产量低这一问题,提出了几种措施。