沁南地区潘庄区块煤层气井产能主控因素研究

研究煤层气井产能的主控因素对煤层气高效开发具有重要意义.以潘庄区块煤层气勘探开发资料为基础,从资源条件、水文地质条件、钻完井工艺和排采工作制度4个方面对煤层气井产能的影响进行分析,得出了在资源丰度差别不大的情况下,煤储层含气饱和度和临储压力比对该区煤层气井产能贡献大,其中临储压力比贡献最大,煤储层含气饱和度次之,而水文地质条件以及排采工作制度对煤层气井产能影响不明显.     

滇东黔西老厂矿区雨汪区块煤层气井产能特征及其影响因素

为研究多煤层发育区影响煤层气井产能的主要因素,以滇东黔西老厂矿区雨汪区块为研究对象,基于区内煤层气地质及气井排采资料,分析区内煤层气井产气、产水特征,探讨影响煤层气井产能的关键因素。研究结果表明,雨汪区块中-低产煤层气井数量占总井数的73%,影响气井产能的主要包括地质和排采因素,其中,地质因素主要为地应力和渗透率,排采因素主要为产水速率和停井次数。建议本区煤层气勘探开发应首选中-低地应力、渗透率较高的部位或层段,气井排采初期产水量需控制在1.5～3 m~3/d,见气后产水量控制在1～1.8 m~3/d,排采期间尽量减少停井次数。     

煤层气竖直压裂井与多分支水平井生产特征

针对我国煤层气多分支水平井和竖直压裂井的生产特点,从垂直压裂井与多分支水平井的钻完井方式、增产措施、增产原理等方面阐述了两种煤层气井产气机理的异同;根据地下水流动特点及各自钻完井方式,结合达西定律得出两种煤层气井排采过程中压力动态变化模型;根据地层供液能力及各排采阶段主要任务,把煤层气井饱和水阶段的工作制度划分为排采调整和稳定降液两个过程;把气水两相流阶段的工作制度划分为排采制度适应过程、井底压力稳定下降过程、控压稳产过程及配产生产过程共4个过程.提出了钻完井及生产排采过程中关键阶段应注意的事项,为煤层气的开采提供了依据.     

深部煤层气井排采特征及产能控制因素分析

根据鄂尔多斯盆地某区块深部煤层气井生产资料,分析深部煤层气井在排采初期的气水产出特征;研究影响深部煤层气井产能的地质和工程主要因素,基于产能主控因素提出研究区深部煤层气开发建议.结果表明:深部煤层气井在排采初期产能偏低,影响产气效果的地质因素主要包括构造部位、煤层埋深、含气量及水动力条件,工程因素主要包括压裂参数、开采层数和抽采制度;开发时应注意控制压裂液排量高于7.75m3/min,保持30~40m3的加砂量,并根据产气变化及时调节泵冲次,调节幅度以小于0.05次/min为宜;工程前期设计和后期操作要与地质情况紧密结合,充分发挥两者对产能控制的最大优势.     

基于模糊综合评价模型的煤层气储层测井产能预测研究

以沁水盆地某研究区的测井、实验测试和排采资料为基础,围绕煤层气储层产能预测技术开展研究.煤层气产能受煤层气储层自身特性和排采制度等多种因素的影响,是开采过程中系统内在变化的反映.而利用测井方法获取的储层参数,主要反映的是储层静态特征.利用测井方法评价储层产能,就是力图利用这种通过测井方法获取的静态的储层参数来预测储层的...     

基于多项式指数模型的煤层气储层测井产能预测研究

以沁水盆地某研究区的测井、实验测试和排采资料为基础,围绕煤层气储层产能预测技术开展研究.煤层气产能受煤层气储层自身特性和排采制度等多种因素的影响,是各种影响因素综合作用的结果,是开采过程中系统内在变化的反映.而利用测井方法获取的储层参数,主要反映的是储层静态特征.利用测井方法评价储层产能,就是力图利用这种通过测井方法获取的静态的储层参数来预测储层的产能.本文通过灰色关联分析法计算各个储层参数影响煤层气储层产能的权重,并利用反映储层含气特性的含气量和灰分,以及反映储层渗流能力的裂缝孔隙度和渗透率4个参数建立多项式指数模型对煤层气储层的产能进行预测.并通过实际储层的产能级别数据验证,该模型的具有很好的预测效果.     

基于PSO-SVM的煤层气储层测井产能预测研究

以沁水盆地某研究区的测井、实验测试和排采资料为基础,围绕煤层气储层产能预测技术开展研究.煤层气产能受煤层气储层自身特性和排采制度等多种因素的影响,是各种影响因素综合作用的结果,是开采过程中系统内在变化的反映.而利用测井方法获取的储层参数,主要反映的是储层静态特征.利用测井方法评价储层产能,就是力图利用这种通过测井方法获...     

煤层气排采曲线类型划分及排采因素分析

简要分析煤层气的排采机理,并将排采曲线归纳为3种代表类型。通过对现场资料的总结分析,将煤层气井低产减产的排采因素简单归纳为4类因素。通过调整和优化,使煤层气井产气取得理想效果。     

单相流煤层气井井底流压预测方法研究

为了准确地预测单相流煤层气井井底流压,基于流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和液柱段压差的数学模型.依据铁法煤田试井时地面录取的资料,预测了单相流煤层气井不同生产时间的井底流压,并将计算结果与Cullender-Smith等方法进行对比和分析.结果表明:煤层气井底流压不仅包括气柱压差,而且包括井口套压和液柱压差,预测时要考虑煤层气偏差系数和管内摩阻随管段增量变化的影响,当井深小于1000m,沉没度小于30m,产水量小于10m3/d时,预测值与实测值间的误差较小,相对误差小于1%,具有较高的精度.井底流压充分反映流体的渗流压力特征,压力平方差由0.488MPa2调整为0.891MPa2后,产气量由3270m3/d提高到6112m3/d,降低井底流压,可有效增大生产压差,利于气体解吸,提高煤层气井产能.     

煤层气排采技术评价

我国煤层气资源十分丰富,但还处于煤层气开发的初期阶段,合理开采煤层气对优化我国能源结构具有重要意义。目前,国内外对煤层气的地面排采主要有杆泵法、螺杆泵法、电潜泵法、气举法等。本文运用模糊数学的方法建立煤层气排采方式评价模型,主要以排液量、煤粉、细砂影响、井斜影响、气体影响等技术指标和经济耗费等方面作为影响因素对煤层气排采方式进行模糊评价,给出了煤层气井排采优化设计方案和评价目标,提出了适合中国煤层气开发的排采工艺措施及今后的发展方向。     

CO_2混相驱油井产能预测方法

为预测CO2混相驱油井产能,基于混相驱机理,建立一注一采和五点法井网布井方式下CO2混相驱油井产能预测模型.模拟结果表明:在油层和流体相同条件下,一注一采和反五点井网布井方式下CO2混相驱相对于水驱油井产能有明显提高,油井产能随混相区向采油井的不断推移而增大,CO2与原油混相区突破后,存在某一井底流压,使油井产能达到最大,随着井底流压降低,产能减小;随段塞长度增大,采油指数与累计产油量由线性关系向乘方关系转化;随累计产油量增大,采油指数和段塞长度呈类似规律变化.CO2超临界区增大对油井产能的贡献比CO2溶于原油起到作用更明显.该研究结果为配产及油井举升工艺设计提供参考.     

排采连续性对煤层气开采的影响

排采连续性对煤层气开发至关重要.但是,在排采过程中关井现象不可避免,重新开井后如何排采、制定合理的排采制度是提高产量的关键.通过对煤层气生产阶段理论进行分析,结合关井前后矿场数据,同时借助数值模拟方法,对关井过程中储层参数变化进行了研究.结果表明,关井明显改变储层物性参数,造成井筒附近煤层含水饱和度增加,井底压力升高,...     

基于灰色预测模型的煤层气储层产气量动态变化预测研究

以沁水盆地某研究区的排采资料为基础,围绕煤层气储层产气量动态变化预测技术开展研究.煤层气开采过程是一个非常复杂的系统,其产气量受煤层气储层自身特性和排采制度等多种因素的影响,是各种影响因素综合作用的结果,是开采过程中系统内在变化的反映.可以通过研究煤层气产量的历史数据,挖掘产气量随时间变化的内在规律,并对未来的产气量进行预测.基于煤层气储层产气量的历史数据,通过建立灰色预测模型预测煤层气储层产气量的动态变化,并通过实际产气量数据验证,对于产量波动小、峰值明显、稳产时间长的煤层气储层,灰色预测模型在对产气量进入递减阶段的动态变化进行预测时效果较好.     

沁水盆地南部煤层气压裂、排采关键技术研究

为了提高沁水盆地南部煤层气压裂、排采技术适应性,采用数值模拟和动态分析方法,研究了压裂裂缝形态与产能的关系、不同排采阶段控制机理与要点、煤层气井产水特征及其对产气的影响,建立了复杂裂缝条件下产能分析方法、煤层可动水及外来水侵评价方法.认为地质条件及压裂工艺控制裂缝发育形态,在低渗煤层中形成一条高导流的压裂主裂缝至关重要.研究结果表明:在渗透率为0.1~1.0mD低渗煤层中形成一条高导流的主裂缝越长,产气效果越好.排采方面,单相水流阶段应以降低应力敏感伤害、扩大压降为主,该阶段排采时间6~10个月以上、降液速度2~5m/d、可动水排出30%以上、压降半径大于120m(已产生井间干扰)的井易高产;两相流初期上产阶段应控制好动液面、套压和气体瞬时流速,保证气、水稳定产出,降低不稳定流动造成的附加伤害.煤层气井产水特征、产水量大小及煤层中水的采出程度决定后期产气效果,而煤层中原始可动水量大小、外来水体规模及侵入程度控制产水量及压降,据此可指导排采管控.     

煤层气典型曲线产能预测方法

为简单快速预测煤层气井产能,引入了典型曲线-无因次产量与时间的关系曲线法.通过分析兰氏压力、兰氏体积和渗透率等对典型曲线形态的影响,建立了不同兰氏压力下无因次产量与时间的关系式,提出了煤层气井典型曲线产能预测方法.运用该方法分别对韩城和沁南区块两口煤层气井进行产量预测和储量评价.结果表明:预测产量与前5年的实际产量符合率高于80%,表明该方法可供现场应用.对生产数据进行拟合得出两口井的控制储量分别为2.40×107m3和2.29×107m3,预测未来10年采出程度分别为44.3%和46.3%.     

煤层气井气水两相流人动态关系研究

为了准确预测煤层气井流入动态关系,基于流体稳定渗流的运动方程和连续性方程,建立了煤层中气水两相渗流的数学模型和气井流入动态预测模型．采用气水两相拟压力函数,研究了两相煤层气井产能方程．结果表明：该模型考虑了煤层渗透率、表皮效应和非达西效应的影响,预测结果具有较高精度,预测值与实测值间的整体误差控制在8％以内．井底流压充分反映产能的渗流压力特征,调整井底流压,可有效增大生产压差,利于煤层中气体解吸和水相渗流,提高产能,在井底流压由5．0MPa降为2．1MPa后,产能由0．1kg／s提高到0．6kg／s．随渗透率的增大和表皮系数的减小,流入动态曲线明显向右移动,渗透率由2×10qptm。升为2×10_。“m。时,最大气水总流量由0．205kg／s迅速增大到1．20kg／s．开采中,煤层水的相对渗透率不断减小,而气的相对渗透率和泄流半径逐渐增大,导致动态曲线有向左移动的趋势,但其影响并不显著．     

低渗透分支井井网产能预测及参数敏感性分析

针对低渗透油藏渗流为非达西流体且存在启动压力的特点,利用水电相似原理和等值渗流阻力法,建立了低渗透油藏分支井井网产能预测通式,并分别建立了四点法、五点法、七点法及九点法分支井井网产能预测的解析解数学模型.现场验证与数值模拟结果表明,该模型具有较高的预测精度.利用该模型对分支井网的井网点数、有效厚度和启动压力梯度影响产能的分析结果表明,启动压力梯度增加,分支井不同井网产能比减小;随着穿透比的增大,分支水平井不同井网产能比均增大;在相同穿透比时,井网点数增大,分支水平井产能比增大;随着有效厚度的增大,不同井网产能比均减小.     

滇东老厂区块多煤层煤层气合采层间干扰分析

为研究多煤层发育区煤层气井合层排采过程中的层间干扰行为,以滇东老厂区块多煤层煤层气井合采为研究对象,基于研究区煤层地质条件和气井排采实践,探讨研究区层间干扰的动态过程及其影响因素。结果表明,储层压力和层间距是影响该区煤层气合层排采的重要因素。采用Eclipse数值模拟软件对现有煤层气井进行排采动态研究,分析储层压力和层间距对煤层气合层排采的影响,并引入层间干扰系数A对层间干扰进行量化分析。层间干扰系数A的引入可以有效确定合采煤层选取方案,对煤层气合层排采层位的选取具有理论指导意义。     

非线性井底流压条件下煤层气试验井产能预测模型及应用

为了探索水力压裂条件下焦作"三软"(软煤、软顶和软底)矿区低渗煤层煤层气渗透机理及产出规律,首先基于储层压裂缝扩展模型,根据压裂后裂缝孔隙度与渗透率的关系,建立了储层压裂渗透模型,着重考虑了井底流压的非线性动态变化对煤层气产出的影响,建立了产能预测模型,并进行了试验单井的应用及分析;其次,根据压裂缝几何参数与井底流压,计算得到试验期理论产气量,通过历史拟合法将试验期实采数据、试验期理论产出及试验期模拟产出3者进行对比分析,从而验证了产能预测模型的正确性;最后,结合相关参数,运用产能预测模型对矿区GW-002试验井进行生产期2 450 d的产能预测及经济评价期内的采收率计算。结果表明,该试验井生产期内平均日产气量可达587 m~3,累计产气量可达1.05×10~6 m~3,经济评价期内采收率可达32.86%,满足了煤层气开采技术要求。研究成果可用于指导"三软"矿区煤层气井压裂抽采实践与产能预测。     

潘庄区块煤层气排采过程中水压传播数值模拟

以潘庄区块煤层气直井勘探开发资料为基础,运用对比分析法,采用Visual Modflow 4.2软件分别模拟了原始渗透率与改造后渗透率差别较大的7号井、差别不大的14号井以及群井排采时的水压传播规律.结果表明,单井排采时,当煤储层原始渗透率较差,且与改造后渗透率差别较大时,受煤储层非均质性以及最大水平主应力的影响,水压传播轨迹形成以井筒为中心的椭圆形,且随着排采时间的增长,椭圆的长短半径比例逐渐增大;当原始渗透率较好,且与改造后渗透率差别不大时,则形成以井筒为中心的近似圆形;群井排采时,初始阶段受煤储层的非均质性影响,区域地下水降低不具规律性.随着排采的进行,地下水势具有整体下降趋势,形成井间干扰,成为该地区高产的关键因素.