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...     

新疆后峡盆地煤层气井产量影响因素分析

新疆后峡盆地煤层气井单井产量差异悬殊,单井产量控制因素不明确,采用统计分析、线性回归分析法和灰色关联数学分析法,对煤层气井单井产能影响因素进行了定量表征。基于后峡盆地煤层气井单井产能差异性,煤层气井主要被划分为了3种不同的类型;I类煤层气井储层特征好,采用较小的加砂强度和加液强度,结合较小的压降,排采效果好;III类煤层气井储层特征较差,尤其是含气量较低,采用同样的储层改造手段和排采制度较难获取好的排采效果。对筛选的22个影响煤层气井产能的因素进行定量评价分析,研究表明：含气量对煤层气井产能具有显著的控制作用,而储层改造程度和排采制度的合理制定,是煤层气井高效生产的关键。     

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。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

煤层气排采中煤粉产出量动态变化及影响因素

为了解煤层气排采过程中煤粉产出动态变化规律,对沁水盆地南部投产后的煤层气井不同排采阶段煤粉产出量进行记录和统计,分析了煤粉产出影响因素,并通过实例研究了煤粉产出量动态变化与产气量的关系。结果表明:产水阶段和产水产气两相流阶段是最易产出煤粉的阶段,其中产水产气两相流阶段煤粉产出量总体较高,且煤粉产出明显不稳定、不连续。导流裂缝发育特征、储层构造软煤带发育特征及其与导流裂缝的配置关系,地层流体携粉作用以及排采工作制度是影响煤粉产出量变化的主要因素。最后,提出了加强煤储层地质研究,避开原生煤粉源,研制便携式煤粉产出定量测定装置,制定煤粉预警措施,以及合理优化排采工作制度以减少煤粉对煤层气排采的危害。     

七元煤矿煤层气储层特征与定量排采制度研究

通过煤田钻孔和已钻煤层气参数井资料对沁水盆地北部七元煤矿首采区15~#煤的煤岩、煤质类型、埋深、厚度、物性、温度和压力、含气性和等温吸附等储层特征进行了分析研究,并制定了定量排采制度。结果表明,15~#煤储层厚度稳定,平均3.37m,埋深适中,平均730m。煤岩类型以半亮型煤为主,热演化程度较高,镜质体反射率为2.5%~3.15%,含气量4.02~17.13m3/t,平均13.50m~3/t,有利于煤层气开发。但15~#煤平均孔隙度5.85%,平均渗透率0.43m D,属低孔低渗储层。储层压力范围为1.93~5.38MPa,平均3.07MPa,储层平均压力梯度0.43MPa/100m,储层欠压严重,不利于煤层气开发。8口排采井见气前排采速率是见气后排采速率的3.8~7.7倍,见气前压降幅度8.8~10.5k Pa/d,见气后压降幅度1.9~2.5k Pa/d。根据排采井的地质特征,精确控制压降的定量排采制度是影响煤层气排采井产量的关键因素。     

煤层气井排采中不同应力机制下含断裂煤储层稳定性分析

排采过程中地应力动态调整易导致储层断裂失稳破坏,影响煤层气井开采效率.为研究不同应力机制条件下煤层气井排采过程中含断裂煤储层的稳定性,基于煤储层地应力动态变化模型,推导了不同应力机制下含断裂煤储层稳定性判别模型,分析了排采过程煤储层断裂稳定性变化规律,提出了含断裂煤储层稳定性评价指标(Fcr).根据实际数据,对沁水盆地...     

煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

山西沁水盆地南部太原组煤储层产出水氢氧同位素特征

为了研究沁水盆地南部太原组15号煤储层及其顶板灰岩的含水特征及水动力条件,从沁水盆地南部柿庄地区采集了煤层气井排出水、矿井下的煤层水与煤层顶板灰岩水、地表水共51个水样进行氢氧同位素及主要离子浓度测定。结果表明：目前排采15号煤的煤层气井排出水是煤层水和煤层顶板灰岩水的混合水。15号煤储层和顶板灰岩裂隙含水层之间存在较强的水力联系,煤层在排水过程中接受灰岩水的大量补给。煤层顶板灰岩裂隙含水层封闭性较差,水在灰岩裂隙中径流速度较快。煤层顶板灰岩水表现出 18O漂移的特点,排采15号煤的煤层气井排出水既表现出 18O漂移特点,也表现出D漂移特点,而排采3号煤的煤层气井排出水则主要表现出D漂移特点。煤层气井排出水的δD和δ18O值都与矿化度TDS呈现出一定的正相关性,δD和δ18O值也可以作为判断煤层水径流条件的参考因素。     

煤体结构对煤层气井产能的影响及其对策

基于沁水盆地南部樊庄区块煤层气井地质与排采资料,探讨煤体结构差异对煤层气井产能的影响。煤的孔裂隙系统、力学性质的差异对煤层气井开发的各环节有重大影响,这导致相应煤层气井的产能有较大差异。随煤体破坏程度的增加,井径扩径现象凸现,这增加了后期一系列工艺的难度。以原生结构煤和碎裂结构煤为主的煤储层,复合改造和多尺度支撑剂的应用可提升煤储层长期导流能力;以碎裂-糜棱结构煤为主的煤储层,其开发的核心是对煤储层进行卸压改造和保护层开采,以改善煤储层的导流能力。     

煤层气井产气机理及排采控压控粉研究

煤层气吸附/解吸特征、渗流机理和排采控制是煤层气井生产的重要因素。为此,进行了煤层气吸附解吸实验和渗流特征实验,结果表明:煤层气吸附/解吸是可逆的,存在"解吸滞后现象";煤层气渗流呈现二级渗流特征,即煤的基质孔隙内流体的渗流呈非达西渗流和天然裂隙及大孔隙内流体的渗流呈达西渗流;煤层气排采过程中,随着排水降压,规模开发可导致"气水分异",局部高点气产量高、水产量低,相对低点产水量高、产气量低。同时,煤层气井排采过快、洗井修井、停抽关井、液面低于煤层顶面等易造成污染,致使气水产量锐减,其伤害机理主要是煤粉堵塞伤害、应力敏感伤害和气锁/水锁伤害。基于伤害特点及伤害机理,结合多年的排采经验,确立了以定压排采、控制合理工作压差和控制煤粉适度产出等排采工作制度。     

多层叠置煤层气系统合采方式及其优化

针对"多层叠置煤层气系统"这一特殊煤层气成藏模式,自主研发了多层叠置煤层气系统合采试验装置,并取得:(1)开展了储层气压分别为1.0,1.4,1.8和2.2 MPa条件下4层叠置煤层气系统常规合采试验,发现在合采过程中,气体由高气压煤层通过合采井筒流向低气压煤层,抑制了低气压煤层气体的产出,不利于煤层气的合采;(2)通过优化不同煤层产气时间开展了递进合采试验,有效避免不同煤层之间发生气体倒灌现象,使得最低储层气压煤层采收率和整体采收率分别提高了6.5%和1.3%;(3)递进合采能降低高储层气压煤层产能贡献率同时提高低储层气压煤层产能贡献率,使得产能分配更加合理;(4)叠置煤层整体差异系数呈先升后降的变化趋势,表明优化前后两种合采方式差异随着合采的进行处于动态变化之中,在合采中期达到最大,在合采后期略有下降。     

和顺区块煤层气井排采影响因素分析

结合和顺区块煤层气投产井地质条件、压裂效果及排采控制等特征,分析了影响该区煤层气排采的因素。结果表明构造复杂易造成压裂裂缝与断层沟通,干扰排采;生产煤层渗透率低、解吸压力低是该区煤层气排采的不利条件;15#煤层埋深较浅,产液量低影响煤层排水降压;压裂施工应控制裂缝形态,提高压裂效果,避开区域灰岩含水层对煤层越流补给;合理控制套压,缓慢控制流压,对扩大煤层气解吸范围,提高产气量十分重要。     

煤层倾角对煤层气水平井产能影响的数值模拟

对于含倾角的煤层,由于重力势能的影响,不同煤层倾角下水平井表现出不同的产能规律。在考虑煤层气藏与水平井筒流动耦合的基础上,以煤田煤层实际资料为例,通过数值模拟的方法研究了不同煤层倾角下水平井生产过程中的压力和气相饱和度分布情况,并对U型水平井的后期生产方式给出了建议。模拟结果表明,水平井跟端位于煤层倾角低部位时排水效果更好,产气量更高;随着煤层倾角的增大,煤层气水平井累积产气量与产水量均减小;不同煤层倾角下,受气水重力分异的影响在生产过程中会出现气体在倾角高部位聚集的情况,且倾角越大这种现象越显著;利用U型井开采倾斜煤层时,在开发后期可使其两端同时生产,以达到顶部产气底部产水的效果,使倾角高部位聚集的气体也得到有效开采。     

深部煤层气勘探开发进展与研究

我国煤层气资源主要分布于深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利,开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田的勘探,尤其是万宝山构造带延3井组的成功开发是我国深部煤层气开发获得突破的1个典型实例。一般来说,影响深部煤层气开发的因素较复杂,是一个系统工程,通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。延川南煤层气田开发的经验表明,影响深部煤层气井产能的主要因素是受地质条件控制的压裂技术与排采技术,提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测,加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。     

抽采瓦斯过程中煤层瓦斯压力演化规律的物理模拟试验研究

利用自主研发的多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统,开展了不同地应力水平下抽采瓦斯的物理模拟试验,对抽采瓦斯过程中煤层瓦斯压力演化规律进行了探讨。结果表明：① 在抽采瓦斯过程中,煤层瓦斯压力在初期降低较快后期降低缓慢,并且距钻孔越近,瓦斯压力下降速度越快,而与距钻孔出口的距离无关;② 在与抽采钻孔垂直的断面瓦斯压力场中,等压线以钻孔为中心呈现圆环形分布,在与抽采钻孔平行的纵面和层面瓦斯压力场中,等压线则以钻孔为对称轴呈现漏斗形分布,且距钻孔及钻孔出口越近瓦斯流速越大;③ 地应力的增加降低了煤层渗透率,阻碍了瓦斯的运移,使抽采过程中瓦斯压力的降低速度变慢,瓦斯流速减小。     

低煤阶煤储层产气潜力定量评价

为研究低煤阶煤储层的产气潜力,以彬长矿区大佛寺井田4号煤储层为例,引用临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,并结合低煤阶储层含气量低、厚度大、渗透性好等特点,运用煤层气数值模拟软件对低煤阶煤储层产气潜力进行定量评价。研究结果表明：大佛寺井田4号煤层的临储压差为1.27MPa、临废压差为0.76～1.26MPa、有效解吸量为1.25～2.35m3/t,最大解吸效率为1.99～2.46m3/(t·MPa),相对于中高煤阶煤储层都偏低|但由于4号煤层厚度大、渗透率高,抽采数值模拟显示5年平均日产气量达965m3,具有形成工业气流煤层气井的产气潜力|现场单井排采实践也验证了4号煤层定量评价结果的可靠性。论文认为应将煤层厚度和渗透率指标纳入低煤阶煤储层定量评价指标体系中。     

不同层间压差条件下叠置含气系统的定产合采试验研究

为了研究滇东-黔西地区的多层叠置含气系统煤层气合采的产气特征,以4层合采方式为研究背景,利用大型多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统展开3组不同层间压差条件下的定产煤层气合采物理模拟试验,研究了4个煤层在煤层气合采过程中的储层压力、瞬时产量、产能贡献率等参数动态演化规律。研究结果表明:在合采过程中,1号煤层的储层压力在11.5 min上升至1.1 MPa,出现明显的压力上升,这是由于煤层之间的储层压力差过大会形成层间干扰现象,使低气压煤层的储层压力上升,但该现象主要发生在合采初期,并随着合采时间的延长而减弱;在11.25 L/min的定产生产条件下,1-4号煤层的初始瞬时产量分别为-23.4、-1.6、9.3、18.3 L/min,因此当单层产气能力高于定产值时,高气压煤层的部分产气量通过井筒汇入低气压煤层,形成倒灌现象,且层间压差越大,倒灌的气量越大;在0.2、0.3和0.5 MPa的3种层间压差条件下,1号煤层在第10 min的产气贡献率分别为-3.2%、-10.4%、-16.9%,所以在合采初期,层间压差越大,对低气压煤层的产气的抑制作用越大;在稳产期内,不同储层压力的煤层产气呈现为一种"动态平衡"的产气特征,即当相对高气压煤层的产气能力不足时,相对低气压煤层的产气能力开始增加,从而维持稳定产气。     

叠置含气系统煤层气开采物理模拟试验方法研究

为了研究滇东-黔西地区的多层叠置含气系统煤层气开采过程中储层参数和产量的时空动态演化特征,在多层叠置含气系统的特殊煤层气成藏模式和已有试验设备的基础上,对煤层气开采系统进行了改造和升级,煤层气开采系统由开采管、开采管路和气水分离器以及其他附件组成。建立一套集合材料选取、试件制备和煤层气开采的煤层气开采物理模拟试验方法,最后对试验系统和方法的优势、今后改进方向和适用条件进行了汇总。为了对开采物理模拟试验方法进行效果验证,以直井为例开展了叠置含气系统煤层气开采试验,研究了4个煤层在煤层气开采过程中的瓦斯压力、煤层温度、煤层变形、产量等参数动态演化规律。结果表明:瓦斯压力以井筒为中心近似呈现椭圆状,越靠近井筒区域瓦斯压力越小,反之越大,气体运移速度由近井段向远井段逐渐降低;煤层温度下降量在煤层内以井筒中轴线为起点呈圆弧状向边界递减,越靠近井筒区域温度下降量越大,反之越小;1—4号煤层在第360分钟的最终体积应变分别为0.000 67、0.001 09、0.001 17、0.001 54,初始瓦斯压力越大的煤层,其最终的变形量也越大,且初始瓦斯压力越小的煤层,体积应变增长速率变缓的时刻越早;瞬时产量曲线呈现在开采初期迅速达到峰值并急剧下降的单峰曲线类型。研究结果验证了叠置含气煤层气开采物理模拟试验方法的可靠性,能够为现场煤层气开采提供参考。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。