煤层气井降压增产措施及合理选井

为深入分析煤层气井降压增产措施可行性并明确选井原则。通过建立煤层气井稳产期产能方程,分析了井底流压对煤层气产量的敏感性;并结合数值模拟方法,模拟柿庄南区块TS-1井降低井底流压后的排采效果。结果表明,对于已经投入排采的煤层气井,通过降低井底流压能够达到增产的效果,且当井底流压较大时,降低井底流压可获得较大的产气量增量。TS-1井累产气量比措施前可提高110×10~4m~3,增长幅度可达85%。结合柿庄南区块降压增产措施井,提出压降增产增加煤层气井产量的适用条件,即排采连续稳定,且作业前动液面与煤层顶板之间有一定的液柱高度。     

基于模糊数学方法优化煤层气井底流压下降制度

合理的煤层气井井底流压初期下降制度是决定煤层气井高产和稳产的重要因素,应用模糊数学的基本方法分析柿庄南区块煤层气排采初期高产井井底流压下降制度,将影响煤层气排采初期井底流压下降制度的因素记作一个模糊集合,确定其权重分配并构造隶属函数,为调整煤层气低产井的井底流压压降制度或为未投入运行井制定合理的井底流压下降制度提供依据.通过某高产井L-1的验证,该方法确定的压降制度在区域7内与实际压降制度符合较好,压降特征参数的相对误差均小于20％,说明模糊数学方法能够用以优化煤层气排采初期井底初期流压下降制度.     

基于渗流力学建立的煤层气井排水降压模型及排采规律分析

建立单井与群井储层压降漏斗计算模型,使用Matlab软件对柿庄南区块10口煤层气井4个排采时刻进行储层压降传播规律数值模拟分析,通过观察10口井排采动态图发现其形状可分为2类:一类是压降漏斗的横向扩展的速度是缓慢的,纵向扩展较快,这样的形状导致储层压降较大;另一类是压降漏斗横向传播快,纵向扩展的则较慢,煤储层压力在远离井筒地区下降不明显,近井地带则迅速增加。在群井共同排采的情况下,出现井间干扰现象可以增加煤层气总产量,使产气速度增加,同时井间干扰沿主应力方向表现出一定的方向性。     

寿阳南燕竹区煤层气井排水降压阶段压降漏斗状态分析及其排采管控意义

通过定量计算南燕竹区4口不同产气量的典型煤层气井排水降压阶段的压降漏斗范围,发现在见气前压降漏斗扩展的越大,单井产气量就越高.但压降漏斗的扩展过程受储层压力、渗透率和排采制度影响,不同井的储层参数差异较大,即使是采用相同的排采制度,其漏斗扩展的过程也会有较大的差异.根据排水降压阶段漏斗范围与流压降速的对比,本区排水降压...     

沁中南柿庄南区块煤层气直井产气阶段敏感参数的确定

以沁水盆地中南部柿庄南区块煤层气井实际排采资料为基础,系统分析了产气阶段井底流压、动液面高度、套压等参数对产气量的影响,提出了稳产压力的概念,确定了这3个关键参数的敏感值。结果表明:稳产压力与临界解吸压力呈线性关系,临界解吸压力越大,稳产压力也越大,产气潜力大;平均产气量随平均套压的增大而增大。     

新疆阜康白杨河矿区煤层气井排采产水特征研究

为了研究新疆白杨河矿区煤层气生产井排采产水对产气效果的影响,开展了煤层气井排采过程中的产水特征研究。分析了煤层气井在低产水和高产水两种产水模式下煤层气排采过程中的压力传播边界、及其对煤层气井产气的影响。分析结果表明:阜康白杨河矿区中、西部高产水煤层井储层压降在近井地带迅速消耗,难以形成持续有效扩展的降压漏斗,产量在达到一个高峰后快速降低,不利于高产、稳产。示范区东部低产水煤层井排采过程产气持续稳定,部分井产气量很高,说明白杨河矿区低产水有利于降压漏斗的持续扩展。     

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

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。     

煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高,亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明:基于不同排采阶段,以产气量为主要参数,结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井;钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响;基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类(Ⅰ～Ⅳ)可改造地质单元,产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力;通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系,划分了3大类13小类低效井形成类型;提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系,保证资源和储层的有效性,促进缝网-井筒的高效连通,做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。     

黔西土城区块煤层气井合层排采工艺研究

为了制定与土城区块煤层气合采井相适配的排采制度,基于土城区块煤层气地面抽采示范工程,结合合层排采理论与COMET3数值模拟方法,分析了区块内煤层气地质条件及生产井排采曲线特征,划分了煤层气合采井产出的5个阶段,探讨了合层排采工艺优化措施。结果表明:初期排水阶段应严格控制排水速率,保持液面高度大于450 m、流压高于4.5 MPa;憋压阶段注意控制憋压幅度,在预留一定液面高度基础上憋压;控压产气阶段重点控制流压降低速率,模拟结果显示流压日降幅控制在0.010~0.015 MPa/d排采效果最佳;控压稳产阶段动液面在第1层段停留时间不宜过长,可在0.5 MPa套压下主动缓慢暴露上部产层;产气衰减阶段需维持第3压裂段流压稳定,模拟结果显示0.7MPa作为稳压值将更有利于产气。     

煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力的伤害与控制

煤层气井排采过程中,压裂裂缝导流能力大小变化,直接影响压降漏斗扩展范围,进而影响煤层气井产气量的高低。以晋煤集团寺河矿3号煤制作煤片,以兰州石英砂为支撑剂,运用FCES-100裂缝长期导流能力评价仪,在实验室物理模拟了排采过程中煤储层压裂裂缝的导流能力变化规律。实验结果认为：煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力具有较强的应力敏感性,如果控制排采降压连续缓慢稳定进行,可以使压降漏斗充分扩展前应力敏感对导流能力的伤害较小;在水力压裂施工中可以通过增加砂比来减小支撑剂嵌入的影响,对于深井选用更高强度支撑剂可以克服支撑剂破碎引起的伤害;不稳定和断续排采可造成压裂裂缝导流能力快速下降,只有坚持排采降压的“连续、缓慢、稳定”进行,才能避免应力敏感和流速敏感带来的储层伤害,确保煤层气井开发取得好的效果。     

低阶煤气水两相渗流特征的数值模拟研究

以海拉尔盆地伊敏低阶煤为研究对象，建立了考虑煤体三维变形的煤储层气水两相流模型，运用COMSOL软件得到了与伊敏煤样气驱水实验结果吻合的气、水流量和进口气体压力变化曲线。进一步探讨了不同井底流压下降方案（0.005 MPa/d和0.01 MPa/d）的煤储层产气特征。研究表明：煤层气井排采需经历产量提升阶段，在井底流压达到最低值时，产气量达到峰值，然后产量降低进入稳产阶段；减缓井底流压的下降速率有利于保持稳产阶段的产气量。     

煤层气垂直井排采过程中压降传播规律研究

在分析煤层气垂直井排采过程中井底压力变化特征的基础上,将煤层气井排采过程分为降压排采阶段和稳压排采阶段。重点研究了不同的储层边界条件下煤层气井在2种排采阶段中煤储层压力曲线传播规律,根据压降曲线变化特征将开放性边界条件下压降曲线划分为Ⅱ、V、Λ和O 4种类型;将封闭性边界条件下压降曲线划分为Ⅱ、V1、V2和V34种类型。排采过程中压降曲线受边界条件、储层物性和排采时间等因素的影响而形态各异,其变化规律可由以上几种类型曲线的选择性组合来表述。     

临汾区块煤层气井提产阶段排采控制研究

为查找出影响临汾区块煤层气高产稳产井和峰后下降井稳产效果差异的原因,分别对高产稳产井和峰后下降井提产阶段的井底压力下降速度、日产气增速等排采控制指标进行了对比分析,首次揭示出了产气速度对煤储层压降扩展的影响机理及在排采控制中的重要性,制定出了临汾区块煤层气井提产阶段的排采参数控制指标与方法。研究表明:峰后下降井稳产效果差的原因在于提产阶段未对井底压力降速和日产气增速进行缓慢控制;产气速度过快,易引起大颗粒煤粉运移造成堵塞,且近井地带煤层中的气相相对渗透率快速增加,水相相对渗透率急剧下降,水的流动阻力增大,影响水的有效排出,造成压降扩展变慢;临汾区块煤层气井提产阶段的压降速度合理值应控制不超过0.01MPa/d,日产气增速应控制不超过15 m~3/d为宜,可采用阶梯式稳产、提产交替进行的方式进行提产。     

基于三维精细地质模型的煤层气排采过程压降特征研究

根据研究区地质资料和生产数据,采用三维地质建模和数值模拟的方法,对研究区生产井进行了生产数据分析和历史拟合,研究了不同孔隙度、渗透率、储层厚度、井间距、排水速率、排采时间和井底流压条件下的储层压力扩展动态,分析各因素对压降传播的影响,研究认为:孔隙度偏小、渗透率偏大、储层厚度偏小、井间距偏小、排水速率偏大、排采时间偏长和井底流压偏低,更有利于压降漏斗在储层中的扩展。     

煤层气井合层排采控制方法

以铁法盆地大兴井田合层排采工程井DT31井和沁水盆地南部单层排采井QS1井排水产气特征数据为基础,分析了合层排采井各排采控制阶段的流体相态特征与单层排采的异同,总结了合层排采中的层间干扰因素及排采工艺中存在的问题,探讨了单位井底流压降幅的产水量和套压作为排采控制指标的控制方法及原理。研究结果表明:不同液面深度下的单位井底流压降幅的产水量可指导制定合排期间的排水强度;合采井深部产层的临界解吸压力液面深度与顶部产层埋深重合,不适宜合层排采;憋压阶段套压的最大值主要受产层顶板埋深和初期排水降液面阶段的总压降值限制。控压产气期,采用阶梯式降套压法,同时需控制套压瞬时降幅和日降幅以防储层激动,合采井在控压产气和控压稳产阶段设置一个最小套压可以缓解产气期间液面深度与浅部产层埋深接近或重合引起的矛盾。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法

为了提高煤层气井排采管控的科学性,以沁水盆地南部3号煤为研究对象,基于储层气-水运移产出过程和相对渗透率特征,探讨了煤储层气水产出控制机理及其影响因素,通过开展不同尺度裂隙系统内气水运移实验,分析了各类气水产出影响因素的影响模式及主要作用阶段。以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于沁水盆地南部高煤阶煤层气井的"变速排采-低恒套压"排采控制方法。研究表明,气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝,期间受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4要素耦合控制,压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。可将煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段,认为PcPjd时需要以0. 1 MPa/d的降压速度快速排采以迅速克服毛细管力,降低水敏伤害; PjxPjdPc时需要以0. 05 MPa/d的降压速度排采,避免裂缝过早闭合,降低应力伤害; PjqPjdPde时需要以0. 02 MPa/d的降压速度缓慢排采,减小气对水的抑制作用; PjdPjq时采用0. 01 MPa/d的降压速度提产,同时保持套压不高于流压的一半,保持一定压差克服启动压力。在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块应用"变速排采-低恒套压"排采控制方法,对比邻近相同地质条件、开发技术的井,相同流压时日产气量提高至原方法的1. 4倍,日产水量提高至原方法的2倍,排采500 d后的累产气量增加近25%。4个排采阶段单位压降产水量均高于传统排采管控方法。     

煤层气水平井产能控制因素分析及排采实践

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0.5倍临界解吸压力阶段、小于0.5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第1阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3 m/d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1 m/d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为 0.5 m/d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

准南区块煤层气井排采阶段储层伤害及其控制

针对准南区块煤层气低产井在排采阶段的储层伤害,结合室内实验,系统分析了区内典型煤层气井的排采情况,探讨了煤层气井排采阶段储层伤害类型及其防控方法。结果表明：研究区排采阶段储层伤害类型主要包括应力敏感、速敏和水锁伤害,而煤储层力学强度低、压裂液不当、排采强度过高是造成这些伤害的重要原因;在排采阶段,基于“连续、缓慢、稳定”的原则,增大压降漏斗,并保持流体流速在微粒启动流速之下,有助于3类储层伤害的防治;在储层改造阶段,采用低表面张力、强润湿性的低伤害压裂液,能够促使微粒快速沉降、积聚,并且显著降低孔隙毛管压力,进而抑制储层速敏与水锁伤害;同时,通过围岩改造煤储层,有助于减缓应力敏感伤害。     

延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度的建立与优化

为了建立适合延川南煤层气田深部煤层气藏的排采制度,一方面通过镜质组反射率测试、压汞试验和核磁共振试验等手段,分析了延川南煤层气田煤层孔隙性发育在各煤阶煤层中所处的水平;另一方面主要通过与沁水盆地南部煤层孔隙发育、地应力特征、煤岩力学特征进行对比,分析了延川南与沁南煤层气地质条件差异,并结合延川南煤层气井现场排采参数,建立了相适应的排采制度。结果表明:延川南煤层气田煤层镜质组反射率在2.5%左右,压汞孔隙度和可动流体孔隙度在所有煤阶中处于最低水平,且孔隙系统以微小孔为主,各级别孔隙间连通性差,对煤储层渗透性极为不利;与沁水盆地南部相比,延川南煤层气田煤储层具有孔渗性差、地应力高的特点,加之煤岩本身抗压强度低,所以在排采控制过程中要采取比沁水盆地南部更为缓慢的排采制度;将延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度划分为5个排采阶段,分别是:快速降压阶段、稳定降压阶段、上产阶段、产量波动阶段和稳产阶段,其中快速降压阶段日降井底流压控制在0.100 MPa左右,稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段要采取精细化排采控制,稳定降压阶段日降井底流压在0.003 MPa左右,上产阶段日降井底流压0.005 M...     

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。