煤层气井产出水化学特征及变化规律——以沁水盆地柿庄南区块为例

基于对沁水盆地柿庄南区块煤层气井产出水连续3a按季度采样和水质测试,采用多元统计分析和绘制Piper图、Schoeller图等方法,分析了煤层气井产出水的化学特征及离子变化规律.研究表明:柿庄南区块煤层气井产出水矿化度变化于661~5 572mg/L之间,阳离子以K++Na+为主,Mg2+,Ca2+居次,阴离子以Cl-为主,HCO-3,SO2-4居次.与累积排水量(或排采时间)相关的地下水混合作用是控制煤层气井产出水化学特征变化的主因,随排水量增加,矿化度、K++Na+,Ca2+,Mg2+,NH+4,Cl-含量呈幂函数形式减少,在piper图中各主要离子相对毫克当量基本呈线性变化.煤层气井产出水水型也呈规律性变化,由排采初期的Na-Mg-Cl型,转化为Na-Cl型、Na-HCO3-Cl型,约排采400d或累积排水量达1 200m3后,水型基本稳定为Na-ClHCO3型.由此确定煤层气井产出水反映原始含水层或补给水层水化学特征的基本标准为排采超过400d或排水量大于1 200m3,指出排采400d或排水量达1 200m3后,3#,15#和3#+15#煤层产出水化学离子含量差别不大,15#煤层主要以Mg2+,Cl-和SO2-4含量变化范围小区别于3#和3#+15#煤层.     

煤层气产出水的地球化学意义——以贵州松河区块开发试验井为例

以贵州松河区块煤层气井产出水跟踪测试数据为依据,系统研究了该区产出水化学特征及其地质意义.认为煤层气井产出水地球化学性质与产能之间关系密切,可用产能响应指数来反映煤层气井的产能水平.研究结果表明:煤层气井产出水Na~+和HCO_3~-含量高,Ca~(2+),Mg~(2+)和SO_4~(2-)含量低,是煤层气藏富集的表现.特征离子K~+和Cl~-异常高,随排采时间的增加逐渐减小,暗示产出水受到了压裂液的污染,δD偏重,表现出明显的D漂移特征,则是煤层水的典型特征,总体指示产出水具有煤层水混合压裂液的特征.Na~+,K~+,Cl~-在井网空间分布表现出低部位为高值,分别在3g/L,160mg/L,5g/L以上,高部位为低值,分别在2g/L,100mg/L,3g/L左右,是高部位水往低部位运移的结果,而HCO_3~-表现出高部位值大,在900mg/L左右,低部位值小,在600mg/L左右,推测为低部位CO_2向高部位运移的结果,存在"气水分异"现象.     

涪陵页岩气田产出水特征及成因分析

页岩气田产出水特征及其成因分析对产出水的预测、处理及气井生产特征分析等具有重要意义。焦石坝区块页岩气井的产出水水型以氯化钙型为主,其产出水总矿化度平均为33 617 mg/L,pH值平均为6.6,且基本稳定。通过室内实验,分析涪陵页岩气田产出水成因,认为该区块页岩气层不产水,产出水主要来源于入井压裂液。     

高矿化度产出水集输中的阻垢实验研究

中原油田采油一厂九区42#站产出水矿化度高,文侧215—5井产出水中SO4^2-和HCO3^-含量分别为1734mg／L与2343mg／L;文215—10井产出水中Ca^2＋含量为12600mg／L;文215—2和文215—4井产出水离子成份复杂。预测结果和配伍性实验表明,此井站产出水混配有无机垢产生,由X衍射分析该沉淀大部分为硫酸钙水合物,这是因为混合体系中Ca^2＋和SO4^2-离子浓度高,CaSO4过饱和所致。通过静态阻垢实验优选出适合此井站的阻垢剂CD-1,在pH为5～7时阻垢剂的阻垢效果最佳。当阻垢剂CD—1加量为200mg／L、助剂加量为0．5％。时阻垢率达97．2％,并且不会产生乳化现象,动态实验表明在此加量下阻垢率均在95％以上;现场应用表明,4口井产出液和N13—323等10口并产出液集输都没有垢产生．有效解决了现场结垢问题。     

臭氧氧化降解除草剂扑草净实验研究

利用臭氧氧化去除水中三嗪类除草剂扑草净,探讨不同反应条件对扑草净降解效率的影响.结果表明,随着pH值和温度的增加,扑草净去除率先增大后减小,存在一个最佳pH值8.17和最佳反应温度28℃.随臭氧投量的增加,扑草净降解速率提高;扑草净初始质量浓度增加,扑草净降解效率减小.低质量浓度腐殖酸（0.2 mg/L）可以促进扑草净的降解,但是高质量浓度的腐殖酸对扑草净去除有抑制作用,当腐植酸投量为2.5 mg/L、5 mg/L时,扑草净去除率分别从不投加腐殖酸时的87.1%降低至83.94%、74.58%.碳酸氢根对扑草净去除有抑制作用,且随着碳酸氢根质量浓度的增大,抑制作用越明显,投加碳酸氢根质量浓度为2.0 mmol/L时,扑草净的去除率从不投加碳酸氢根时的87.1%降低至64.0%.     

水文地质分区及其控气作用——以鄂东气田保德区块为例

为了阐明水动力及水化学对煤层气富集的控制作用,对鄂东保德区块的水文地质特征进行研究.采用水动力学分析、水化学分析及数理统计等方法,优选煤层气富集有利区.通过大量生产动态监测数据及实验室水化学测试数据的统计,分析了水动力分区、水化学场定量表征及水文地质控气作用,建立煤层气富集区优选的水文评价指标体系,提出了用形成的水文地质分区方法、水文地质控气作用机理及选区方法开展富集区优选.研究结果表明:水动力弱径流区-滞流区、NaHCO_3型、矿化度1 500mg/L、钠氯系数1.7、脱硫系数5的叠合区域是煤层气富集的有利区,优选出Ⅰ类区及Ⅱ类区2个煤层气富集有利区,对于保德及相似地质条件区块的后续的勘探开发具有重要的借鉴意义.     

塔河油田S48缝洞单元流体分布及开发动态响应

为了研究塔河油田奥陶系油藏缝洞单元内不同部位油井出水特征与开发动态,以S48缝洞单元为例,分析了缝洞单元主体洞穴、分支洞穴及古岩溶低洼区油井产能及水化学动态特征.主体洞穴井投产初期产能较高,稳产期较长,见水后含水上升较慢,产出水矿化度一般呈现平稳、波动或上升;分支洞穴井投产初期产能较低,稳产期较短,见水后压力及产能下降较快,产出水矿化度一般呈现波动或平稳后缓慢下降;古岩溶低洼区域井产能低,稳产期很短,产量递减快,含水率较高,产出水矿化度一般呈现波动中较大幅度下降.研究结果为塔河油田油井开发方案的制定提供了指导性建议.     

AMPS抗盐弱凝胶的研究

采用AMPS系列聚合物和活性酚醛交联剂,在总矿化度为1×105 mg/L、二价阳离子Ca2 和Mg2 的质量浓度为2 000 mg/L以及温度为85℃条件下,通过室内弱凝胶成胶实验,研究了高矿化度下聚合物类型、聚合物浓度、交联剂浓度及总矿化度对弱凝胶成胶性能的影响.实验结果表明:AMPS共聚物的磺化度是影响抗盐弱凝胶性能的主要因素,高矿化度有利于AMPS共聚物与酚醛交联剂形成弱凝胶体系;聚合物质量浓度越高,形成的弱凝胶粘度越高且稳定性越好;交联剂质量浓度过高,弱凝胶的稳定性有所下降.     

重庆鱼田堡煤矿水文地质特征及其煤层气赋存影响分析

通过含水层地质特征、构造控水作用及水平水化学特征等因素分析,进行鱼田堡矿区水文地质特征研究,探讨水文地质条件对煤层气成藏的控制作用。鱼田堡矿区构造复杂,深部煤层采动裂隙发育程度渐高,长兴组灰岩含水层与其他含水层水力联系增强,不利于煤层气的富集成藏,浅部煤系含水层出露带煤层气含量低于矿井北部深水平未出露地区。随着开采水平的深入,水化学环境的脱碳酸作用和矿化度程度渐高,煤层气的赋存条件变好。     

近油源低渗透砂岩地层水特征及饱和度解释——以东营凹陷南斜坡沙河街组为例

提出近油源低渗透砂岩油藏中的油层和水层地层水电阻率(Rw)选值及饱和度计算方法.选取东营凹陷南斜坡沙河街组沙三段(ES3)、沙四段(ES4)不同含油级别岩样,利用离子色谱技术对其进行氯盐含量测试,发现不同含油级别样品氯离子质量浓度存在明显的差异,进一步将氯离子质量浓度折算成矿化度,明确了油层、水层地层水矿化度取值规律及差异成因.研究结果表明:东营凹陷南坡沙河街组低渗透砂岩油藏中油层地层水矿化度约是水层的1.2~1.7倍,从油气成藏角度分析认为,油层地层水主要为伴随烃运聚的高矿化度水赋存于岩石微孔隙中,且与水层或围岩隔离,不宜扩散交换,得以保持成藏流体高矿化度特征(平均大于30g/L),而水层中基本保留了原始沉积的低矿化度水,导致即使同一套油水系统中,油、水层具有不同的矿化度,这一认识对近油源的低渗透砂岩油藏应当具有普遍意义.进而在反算典型水层地层水电阻率的基础上,利用实验获得的水层和油层地层水电阻率比例(水层R_w≈1.45×油层R_w),优化了油层R_w选值方法,为有效提高研究区低渗透砂岩油藏的饱和度解释精度提供了依据.