沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化

为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数。表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差。要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m~3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性。     

沁水盆地南部煤层气解吸影响因素及数值模拟

以沁水盆地南部晚古生界山西组3#煤层、石炭系太原组9#煤层和15#煤层为主要目的煤层,在总结煤层气解吸影响因素条件的基础上,从地质和工程2方面出发,结合数值软件模拟计算,研究了煤厚、有效埋深、孔隙度、渗透率、含气量、含气饱和度、煤储层温度、压裂以及井距对煤层气解吸的影响,探讨了沁水盆地南部煤层气解吸影响因素特征及其对煤层气井产能的控制作用。     

沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用

针对沁水盆地南部高煤阶煤层的低渗、非均质强的特点,采用煤层气水平井数值模拟技术,优化水平井井型基本技术指标,提出沁水盆地南部煤层气适用水平井井型。通过实际钻采效果分析,认为除了地质构造等因素外,水平井井型等因素也是影响其产能的重要原因。     

沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析

依据煤层气井压裂施工的工艺参数,以沁水盆地南部12口煤层气井压裂施工失败为例,分析了沁水盆地南部煤层气井压裂失败的主要控制因素,研究认为：井口刺漏、高压停泵和煤储层力学性质是沁水盆地南部煤层气井压裂施工失败的主要控制因素;井口刺漏主要是由施工压力过高、井口老化造成的;高压停泵主要是由砂堵引起的,井口刺漏、高压停泵与砂堵之间相互影响及促进;砂堵受施工工艺及地质因素的影响;研究区煤储层具有低弹性模量、高泊松比的特点,地层开启难度大且裂缝难以延伸;压裂施工前,应做好煤储层特征的研究、压裂设备的选择、压裂工艺的设计等,减少工程事故的发生。     

山西沁水盆地南部煤层气储层特征及成藏主控因素研究

以沁水盆地南部3号煤为研究对象,利用压汞法、扫描电镜观察等分析方法,研究了煤层气储层特征。结合构造解析、盆地分析以及前人研究成果,探讨了区内煤层气成藏主控因素。研究表明:3号煤层煤岩类型以半亮煤为主,储层裂隙系统发育,煤岩热演化程度较高,生烃潜力巨大;压汞孔隙度在1.40%~5.87%之间,渗透率(0.06~0.58)×10~(-3)um~2,储层较致密,储集空间以孔隙和裂隙为主。逐一分析了沉积作用、岩浆侵入活动、水动力作用以及构造作用对煤层气聚集成藏的控制,综合分析认为顶、底板泥岩(致密砂岩)发育区、岩浆侵入活动活跃区、水动力弱~滞留区以及构造活动较弱区为煤层气的主要富集区域。     

织金区块煤层气井产气量影响因素分析

为了提高织金区块多薄煤层气井产气量,通过对区块地质条件、储层压裂改造、配套工艺和排采制度4个方面的对比分析,总结出织金区块煤层气井产气量的主要影响因素。研究表明:织金区块高产井目的层埋深主要集中在500～700 m,采用4段逐层压裂且施工加砂强度在10～15 m~3/m、加液强度大于150 m~3/m时产气量可达1 000 m~3以上;最终总结出适合织金区块的"五段三压"、"避峰求面"、"面积降压"的"阶段降压"的排采模式,提高了经济效益,为该区块后续大规模开发及类似煤层气田的勘探开发、排采制度的制定提供了借鉴。     

沁水盆地南部煤层气问题井原因分析及技术探讨

随着沁水盆地南部煤层气的大规模开发,目前已完钻井和已进行煤储层改造的井中有多口井发生不同程度的套管损坏和固井质量等问题。针对不同问题提出了不同的处理思路,水泥浆返高在目的煤层顶界以上50m,采用挤水泥二次固井方式处理;水泥浆返高不足50m、目的煤层以下替空和水泥环胶结不连续,采用压裂新工艺进行储层改造;定向井中漏点在造斜点以上采用换套技术;漏点在直井封固段以上或定向井中封固段以上造斜点以下采用水泥封堵技术;漏点在封固段以下采用下4寸套管。     

沁水盆地南部煤层气单井产量影响因素敏感性分析

沁水盆地南部是我国煤层气研究与开发的热点地区,煤阶属于中~高阶煤,影响其煤层气井产气能力的主要地质因素有煤层厚度、含气量、渗透性、含气饱和度、构造条件和煤层的压裂改造效果等。本文在多年煤层气勘探开发取得的成果基础上,运用数值模拟技术,量化研究煤层气单井产气量对各项地质参数在沁水盆地南部煤层常见的分布范围内的敏感程度,在开发生产实践和开发方案编制中,可以其作为煤层气开发单元划分和高产富集区优选的参考依据。     

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。     

沁水盆地南部煤层气井抽油机偏磨防治分析

在沁水南部盆地的煤层气开发中,出现了井口不正、采气树歪斜、抽油机杆管偏磨等问题,严重影响了该区块的气井生产。通过分析研究和实践总结,提出了针对性的防治方案:通过采用"直-增-稳"三段制井身结构、优化扶正器、筛管尾管组合等一系列措施有效减缓了抽油机的偏磨,减小了生产成本,促进了煤层气的科学开发。     

山西沁水盆地南部煤层气井套管变形原因分析

随着山西沁水盆地南部煤层气井的大规模开发,套管变形问题严重影响着局部区域的整体排水降压。通过分析套管变形与煤体结构、煤岩性质、煤层顶底板、套管钢级、固井质量和压裂施工等之间的关系。分析认为套管变形的主要原因是由于套管钢级低,在压裂施工中施工压力超过套管限压需进行高压放喷,导致射孔段套管变形。     

沁水盆地南部煤层气井排采伤害判别模式

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。     

沁水盆地南部煤层气丛式井产能主控因素分析

根据对沁水盆地南部煤层气丛式井产能情况以及对研究区生产井地质、工程条件的研究,确定了影响该地区煤层气井产出的主要地质、工程影响因素,指出煤层气的产量主要受煤层埋深、煤厚、含气量、渗透率、压裂液量以及砂比的影响。利用灰色关联分析方法确定了不同因素与产气量的相关性,分析认为砂比对丛式井产能的影响远大于其他影响因素,是影响煤层气产能的最关键因素。     

沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析

地质条件是影响煤层气井压裂人工裂缝的关键,弄清其对压裂效果的控制对提高改造工艺适应性至关重要。以压裂裂缝扩展试验为基础,分析了压裂施工曲线形态、裂缝监测数据等资料,总结了人工裂缝扩展规律,探讨了人工裂缝与煤体结构、地应力和力学性质的关系及其对产量的影响,提出了压裂工艺优化方向及改进措施。研究表明:煤体结构影响人工主裂缝长度及其复杂程度,地应力控制裂缝的开启及长度、走向,力学参数主要决定了压裂施工的难易程度;上述关键地质因素的差异性导致常规压裂工艺存在局限性。根据不同地质条件优化工艺技术,实施针对性的改造措施,可以改善增产效果。     

郑庄区块煤层气排采影响因素探析

在煤层气排采时,同等地质条件下井群间产气量相差较大,呈现极大的不均匀性,其中有地质方面的原因,也与煤层气施工环节密不可分。依据长期在沁水盆地郑庄区块施工中的经验,对影响该区煤层气采排的地质因素、施工环节,如构造、地下水、煤质、盖层、压裂工艺、钻井液等进行了分析,并提出了建议。     

低温改造技术在沁水盆地南部煤层气井试验应用

通过深入低温改造技术机理研究和沁水盆地南部现场试验效果分析,总结出低温改造技术适用条件及未来改进方向.研究表明,低温改造技术通过利用液态CO2、 N2等的低温、冷冲击及竞争吸附的特性,改变煤岩物理性质和促进煤层CH4解吸,达到增渗增产的效果;分析认为浅部原生煤、碎裂煤发育区适合低温改造技术的使用.     

沁水盆地南部煤层气水平井工艺技术优化

沁水盆地南部高阶煤煤储层为特低渗储层,具有低压、低渗、低孔、非均质性强的特点,水平井开发技术是提高煤层气采气速度及效益开发的有效途径。通过以樊庄-郑庄区块历年来投产的各类水平井为研究对象,展开了适应性分析及开发效果评价。研究结果标明:对于高阶煤煤层气开发而言,裸眼多分支水平井、U型水平井由于投资高、产能到位率低、后期治理难度大已被淘汰,L型筛管水平井在高渗区适合规模开发,L型套管压裂水平井能够有效解决低渗区储量动用难和构造煤发育区直井造缝难的问题。     

沁水盆地南部煤层气田闲置井风险分级与治理

煤层气闲置井指的是在煤层气田勘探开发过程中,因为各类原因导致超过半年以上没有正常生产利用的井.由于此类井利用价值较小,人们经常疏忽对其管理,但该类井存在气体泄漏风险,可能造成安全环保事件.因此,加强闲置井合理处置显得尤为重要.根据闲置井解吸压力、目前井底流压、区域生产状况、套管技术状况、附近采煤情况等技术指标将闲置井风...     

沁水盆地南部煤层气井排采储层应力敏感研究

为分析煤层气排采不同阶段煤储层应力敏感性及渗透率变化的影响因素,采集沁水盆地南部煤样,开展了不同实验条件的应力敏感实验。结果表明:有效应力从0增加到10 MPa时,煤样渗透率减少了50%~70%;有效应力从10 MPa增加到20 MPa时,损失量仅约占初始渗透率的10%;有效应力低于2.5 MPa时,应力敏感性较强;有效应力增加到3.5 MPa的过程中,渗透率损害系数急剧上升,渗透率损耗为20%~30%;有效应力从2.5 MPa增加到9 MPa时,应力敏感性最强,有效应力从3.5 MPa上升至9 MPa时,渗透率损害系数快速下降,渗透率损耗约60%;有效应力自9MPa之后,渗透率损害系数缓慢下降,渗透率损耗约10%;渗透率损害率介于30%~65%,临界应力为7~11 MPa。有效应力较低且不变时,煤样渗透率随孔隙压力增加而增加。围压不变时,随有效应力下降和孔隙压力增加,煤样渗透率下降,这与有效应力和孔隙压力变化引起的煤储层渗透率变化量有关。