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L区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,目前处于大井组试采评价阶段,有排采井100余口,其中部分煤层气井排采产水量高,造成液面下降困难、修井作业频繁,导致了排采产气效果不理想。本文深入分析了影响煤层产水的主要因素,5#煤层及顶底板含水性弱,产水量低, 8#煤层顶板存在局部高含水灰岩,通过压裂进一步沟通后是形成高产水井的主要原因。在对8#煤层顶底板含水性识别分析的基础上,采取了差异性的地质选层和压裂工艺等措施。这些认识和措施应用在试采井组生产中,排采实践证实高产水井的数量得到了有效控制,单井平均产水量大幅降低,取到了较好的效果。 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
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为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。 相似文献
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屯留井田煤层气井排采主控因素研究 总被引:2,自引:0,他引:2
为提高煤层气井的产能,分析煤层气排采机理和排采阶段,并从地质构造、顶底板岩性、压裂液及井网部署等方面,探讨影响屯留井田煤层气井排采的主要因素。研究认为褶皱对煤层气井的排采效果影响较大,裂隙和顶底板也对煤层气排采有一定影响;采用压裂工艺对煤储层强化改造中,活性水+氮气压裂液体系助排效果优于活性水压裂,而清洁压裂液助排效果最差;研究区煤储层特征决定了屯留井田煤层气井难以获得高产量,但可能产气时间较长。同时研究认为,研究区煤层气井井网宜采用排间距200 m×250 m的小井网结构,且井位布置应与主裂缝延伸方向(东北方向)平行。 相似文献
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查明煤层气井气、水产出差异主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部某高煤阶煤层气井区144口井勘探与开发动态资料,分析了其气、水产出特征的差异,探讨了其形成的地质控制机制。结果表明:井区煤层气井各类产水、产气在平面上成带分布,总体上呈现高产水量-低产气特征。煤层气井产气量主要受地下水和构造样式控制,体现为:(1)煤层气井的产出水源主要来自压裂水、煤层水和围岩补给水,以邻近砂岩层补给水为主;(2)高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部,中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部,低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区东部的构造高点区。建议高产水井区应控制压裂规模,保证泵长期有效工作;低产水井区要加大压裂规模,特别注意早期地下水的排采控制。 相似文献
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为了了解郑庄区块Z1井区产气分布特征及产气影响因素,依据郑庄区块Z1井区70多口生产井地质和排采资料,分析研究区构造地质特征以及产气产水分布情况。重点探讨产气量与煤层埋深、煤厚、压裂液量、加砂量、动液面下降速率及产水量共6个参数的相关性,并运用灰色关联分析方法,定量确定上述参数中影响煤层气产能的主要因素。研究表明:根据研究区煤层气井海拔高低及断层分布,将全区分为3个区带,即北部斜坡带、中部隆起带和南部断层带。大部分高产气井分布在海拔较高的中部隆起带,而高产水井大部分分布在南部断层带。灰色关联分析结果表明:排采参数产水量、动液面下降速率与产气量关联度较高。因此,在Z1井区排采降压阶段应选择合理的动液面下降速率,为了避免排采过程中产水量过多,应选择离断层较远的构造高点部署井位。 相似文献
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《煤矿安全》2018,(11)
B1井区位于保德区块南部,在对井区4+5~#和8+9~#煤层实施水力压裂时出现施工压力差异大,施工难度大,投产后出现产水量大,产气少等现象。针对这一系列问题,在深入分析施工数据、构造、物探和测井等资料的基础上,总结施工压力类型和压裂曲线类型的分布规律,结合井区煤层顶面构造特征,发现B1井区低压井和下降型压裂曲线主要分布于挠曲和次级褶皱位置,该局部构造对井区压裂施工具有控制作用,井区煤层处于林遮峪背斜中和面以下,受到喜山期北东向挤压应力作用,井区北部地层平缓,构造变形小,局部应力集中,而井区南部受挠曲和次级褶皱影响,地层变形大,小断层和裂缝发育,附加构造应力部分或全部释放,因此造成了在施工压力上的差异。井区以南发育多条断层,不利于煤层气保存,压裂后可能沟通煤层附近高含水层,是投产后产水量大、产气量小的主要原因。 相似文献
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煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。 相似文献
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针对构造煤地区煤层气开发效果较差的问题,通过分析淮北矿区和湖南洪山殿矿区构造煤条件下煤层气顶板分段压裂水平井、垂直井的工程案例,结合水力压裂缝起裂和延伸机理分析,提出了构造煤'破壁'间接压裂技术,即在构造煤顶底板选择合适的岩层进行压裂施工,可以造出较长且与煤层沟通良好的压裂缝,能够大大提高压裂的增产效果,且具有有效降低钻井液、压裂液对煤层的伤害,提高煤层气排采效果的作用。 相似文献
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针对构造煤地区煤层气开发效果较差的问题,通过分析淮北矿区和湖南洪山殿矿区构造煤条件下煤层气顶板分段压裂水平井、垂直井的工程案例,结合水力压裂缝起裂和延伸机理分析,提出了构造煤"破壁"间接压裂技术,即在构造煤顶底板选择合适的岩层进行压裂施工,可以造出较长且与煤层沟通良好的压裂缝,能够大大提高压裂的增产效果,且具有有效降低钻井液、压裂液对煤层的伤害,提高煤层气排采效果的作用。 相似文献
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南桐矿区煤系地层属晚二迭世龙潭组,煤系地层总厚度约95m,含煤6层(1~#~6~#层)。可采煤层为4~#和6~#层,4~#煤层厚2.5~3.2m,6~#煤层厚1.1~1.3m。5~#煤层局部可采,其余为煤线。可采煤层顶、底板为页岩、砂岩及薄层状灰岩。煤层多为中~高变质,井田中的地质构造复杂,突出点的分布明显受褶曲和封闭性断层所控制。各矿瓦斯涌出量及有严重煤与瓦斯突出煤层的瓦斯含量如表1。目前我局各矿全部是煤与瓦斯突 相似文献
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为分析煤层气排采生产过程中储层伤害对煤层气井产能的影响,以沁水盆地南部成庄区块为例,对22口煤层气井排采生产特征进行了分析,划分了高、中、低产井和产水井,界定了不同产能井排采伤害发生的时间,建立了煤层气井的排采伤害判别模式。研究结果表明:成庄区块高、中、低产井和产水井排采前期易产生速敏效应,中期是地层气锁的高发期,后期会出现应力闭合伤害;3种主要排采伤害中,气锁发生的可能性比煤粉堵塞要大,速敏出现概率又比应力闭合大;高产井在生产过程中一般会发生一种类型的伤害,中产井中出现2种伤害类型的几率增大,低产井与产水井多为多种伤害类型组合甚至出现伤害的耦合效应。 相似文献
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在煤层气开发过程中,地质条件不仅是煤层气开采的先决条件和地质保障,也直接影响了水力压裂施工,从而影响煤层气井的产能。以沁水盆地柿庄南区块施工参数相近的34口煤层气井为例,从地应力条件、煤体结构和煤层顶底板岩性组合3个方面具体分析了地质因素对煤层气井水力压裂效果的影响,进而对研究区压裂效果进行评价。结果表明:三向地应力的大小关系控制裂缝的延伸方向和缝长,煤体结构类型决定能否形成有效裂缝,煤层顶底板砂岩、泥岩厚度及比例影响裂缝能否穿透隔水层。应力比越小、水平主应力差系数越大、煤层中原生结构煤比例越高、煤层顶底板的泥岩隔水层厚度及比例越大,水力压裂效果越好,煤层气井的平均日产气量也越高。综合上述3方面地质因素,研究区中部地区具有易发育垂直裂缝的地应力特征,且煤层的原生结构煤比例和顶底板泥岩比例高,最有利于水力压裂裂缝的形成与延伸,该区域为水力压裂的优选区域。其次为南部及西南部地区,地应力和顶底板条件较好,但煤体结构破坏程度相对较大。研究区北部、东北部及东南部区域由于煤体结构破坏程度大、顶底板封闭性差等因素,在进行水力压裂时应尽量规避。建议在对煤层气井进行水力压裂时应根据煤层气井的地质条件进行... 相似文献