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相似文献
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1.
基于煤层气井产出水微量元素的测试结果,探讨支持向量机技术在煤层气排采层位水源判识中的应用,确定最优支持向量机参数获取方法。利用所构建的二叉树结构层次支持向量机模型识别了煤层气井产出水源,并对比验证了不同识别方法。结果表明支持向量机能够有效识别煤层气井产出水源,准确率高于80%。比较分析支持向量机、灰色关联分析和神经网络等预测模型发现,在煤层气井排采水源判识上,对小样本学习而言,支持向量机的预测准确率显著高于神经网络法,与灰色关联分析相当,但灰色关联分析对样本依赖性较强,其泛化能力取决于样本深度。研究证明支持向量机是一种可行、有效的煤层气井排采层位水源判识方法。  相似文献   

2.
煤层气井的产出水蕴含着重要的地质与产能信息,揭示产出水的地球化学特征与主控因素,阐明产出水的演化路径及其与产能的内在关系,有助于理解产能的非均质性并为开发方案优化提供依据。近年来,黔西地区织金区块煤层气的勘探开发取得重要突破,这为中国南方多层、薄层状煤层条件下煤层气的开发提供了技术示范,但仍然存在产出水质变化大、产能不确定性高、控产因素不明等问题。通过采集黔西地区织金区块上二叠统长兴组—龙潭组煤层气井的产出水样并开展水文地球化学测试,探讨了水化学特征、演化路径及其产量判识意义。产出水质包括Na-HCO3型与Na-Cl型,前者的总固溶体(TDS)含量为944~2 681 mg/L,后者的TDS含量为3 603~8 800 mg/L。以TDS含量为刻度,水样的5个聚类(聚类(1)—聚类(5))代表地下水的滞留程度依次增高。脱硫酸作用、阳离子交换吸附作用、浓缩作用是控制产出水化学特征与演化的主要因素。产出水的水质变化先后经历了氧化条件下补给作用主导的低TDS含量(<200 mg/L)Ca-SO4型水质、还原条件下脱硫酸作用与阳离子交换吸附作用...  相似文献   

3.
为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。   相似文献   

4.
排采是煤层气井开发的关键技术之一。通过分析煤层气井的排采影响因素和现场排采的试验研究,介绍了如何进行煤层气井的排采,给出了排采原则、各排采阶段过程控制的方法,并结合实例进行了说明。在煤层气探井排采中,取得了煤层气井产量的突破,日产量达到了2500m3。  相似文献   

5.
保德地区煤层气井产出水化学特征及其控气作用   总被引:2,自引:0,他引:2  
地层水的化学组成反映地下水交替和径流特征,对煤层气的富集条件具有一定的指示作用。以山西省保德地区煤层气井产出水测试数据为依据,系统研究了该区煤层气井产出水的离子组成、pH值、矿化度分布及氘氧同位素组成等特征。结果表明:1该区煤层气井产出水呈弱碱性,北部产出水以K+、Na+、Cl-和HCO-3为主,Ca2+、Mg2+含量较低,SO2-4含量极少,而东南部产出水Ca2+、Mg2+、SO2-4则相对富集;2产出水的δDHO和分布在鄂尔多斯盆地大气降水线之下,表明存在地表水2δ18 OHO值均2的渗入;3地层水矿化度由东向西、由南向北逐渐增加。在此基础上,分析了该区地下水的动力环境及其控气作用。结论认为:东南部靠近补给区,水动力条件活跃,不利于煤层气的保存,其煤层含气量一般小于2m3/t,甲烷含量通常低于70%;而北部处于弱径流—滞留区水动力条件,煤层气藏保存条件较好,煤层含气量一般大于4m3/t,甲烷含量通常高于80%。此外,北部地区煤层气井的产气效果明显好于东南部地区,也说明北部地区煤层气的富集条件更优。  相似文献   

6.
沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素   总被引:5,自引:0,他引:5  
沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明:潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动3个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间(只产气不产水)一般需1~2年,开始进入产气高峰需要2~3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。  相似文献   

7.
煤层气井在开发过程中具有连续、有效排采时间较短及维修作业频繁等特点,因此研究煤层气排采设备的适用性尤为重要。采用多层次模糊综合评价法,从资源条件、产出条件和开发条件等3个方面分析了煤层气低效井产能的主控因素,给出了排采设备的适用性评价。分析结果表明:采用多层次模糊评价方法可以得到影响煤层气井产能的5个指标,即含气量、埋深、渗透率、煤粉产出和排采速度;根据5个主要指标可以有针对性地开展煤层气排采制度和工艺的优化工作。针对煤粉产出和排采速度等两个重要因素,对煤层气排采常用的"三抽"设备、螺杆泵、电潜泵和射流泵等排采设备进行了适应性分析,所得结论可为煤层气低效井的排采设备选用提供指导。  相似文献   

8.
潘河煤层气试验区产能影响因素分析   总被引:8,自引:1,他引:7  
煤层气生产过程中,为了掌握其生产动态,提高煤层气井的产能,有必要对煤层气产出特征进行综合分析,总结其变化规律,确定影响产能的主要因素。以潘河煤层气生产试验区的实际排采资料为基础,从煤层气的运移机理以及产出特征出发,利用对比、统计方法,综合分析了生产各阶段气、水产量变化趋势及其主要控制因素,把区内煤层气产出曲线划分为3种特征类型:高产-低产-高产、中高产-高产、高产-低产,其中高产-低产-高产曲线类型为主要特征类型。研究结果表明:煤层含气量、构造、煤层埋深、储层裂隙发育特征等是影响煤层气产能的重要因素,含气量、煤层埋深则影响生产曲线的阶段特征,裂隙发育的地区往往是高产井分布区,向斜部位的井对于井网的整体排水降压具有重要的意义。  相似文献   

9.
本文结合煤层气井的生产特征,分析了地质因素、渗透率、含气饱和度、临界解吸压力、储层保护、排采技术等对煤层气井单井产气量的影响,并讨论了提高煤层气井单井产气量需要关注的问题。  相似文献   

10.
总结煤层气井排采控制工艺的发展历程,在现阶段自动化排采技术的基础上,展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高,维护方便,综合运营成本低,目前在煤层气开发领域已大量推广,但是排采控制制度及设备参数的设定,全部依靠人工凭借经验手动设置,存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合,进行智慧排采决策系统的开发,为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置,是该领域未来的一个重点研究方向。  相似文献   

11.
山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发,目前已初具规模。但是随着排采持续进行,部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因,从地质构造(断层、陷落柱)以及工程施工(压裂液、压裂参数)2个方面对排采井低产原因进行深入分析,提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺,尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺,确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降,建议采用解堵性二次水力压裂改造措施,并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施,探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。  相似文献   

12.
沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。  相似文献   

13.
煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。  相似文献   

14.
煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理   总被引:1,自引:0,他引:1  
煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。  相似文献   

15.
基于沁水盆地柿庄南区块23口排采1年以上的煤层气井排采水水质分析数据及实测储层压力,采用Schoeller图、Piper图等分析了柿庄南煤层气井排采水地球化学特征及水动力分区特征,探讨了水文地质条件对煤层气富集的影响。研究表明柿庄南区块煤层气井排采水主要为Na_HCO3水型,反映研究区处于开启_半封闭的水文地质环境;排采水氢氧同位素值均位于全国大气降水线附近,排采水初始来源主要为大气降水;利用折算水位将研究区大致划分为西北部径流区、南部弱径流区及中部过渡带滞流区,水流从西北部和南部向中部滞流区汇聚,水化学参数反映出滞流区煤层气保存条件好于两侧径流区和弱径流区。基于水化学场和水动力场参数建立了煤层气富集区优选指标体系,优选出煤层气富集有利区和较有利区,对下一步煤层气井布置具有指导作用。  相似文献   

16.
鄂尔多斯延川南地区发育低渗、多层煤层气藏,主力煤层为2号和10号煤层,分层压裂合排采气(以下简称分压合采)是制定开发规划时的首选方案之一。基于延川南地区煤层气井的实际生产资料,并结合煤层气井的产气特点,论述了延川南地区2号和10号煤层分压合采的影响因素及可行性,研究认为,煤层压力与压力梯度、解吸能力、层间距、上下围岩岩石性质、水文地质条件、原始渗透率及压裂后渗透率等是分压合采提高煤层气井产能的控制条件。最终,提出了该地区2号和10号煤层分压合采适合基本地质条件,优选了有利区域。  相似文献   

17.
地质特征认识对煤层气开发效果起着重要作用。在资源特征相差不大的情况下,发现煤层气相邻井的产量差异仍较大。排除工程因素后,通过选取8类地质参数,细致比对了保德区块低产井与邻井的参数特征,筛查出其关键因素为煤层微幅构造与顶板封盖条件,其中以微幅构造为主。据此,重新认识并划分出区块新的次生褶皱背斜单元、向斜单元和斜坡单元,获得了不同次生褶皱构造单元的开发特征。结果表明,高、低产井分布与次生褶皱背斜、向斜相关性高达92%。其中:高产井主要分布在次生褶皱背斜变化较缓、呈隆起状的“平台”,且煤层顶板以泥岩、碳质泥岩为主,封盖性较好;低产井主要分布在次生褶皱向斜,同一井台各井开发效果差异表现为从向斜条带轴部—向斜条带内—向斜条带外的煤层气井平均单井产量不断增加,到向斜轴部的距离大于向斜曲率半径73.5%的范围为主力产气区,小于向斜曲率半径40.0%范围为产水主力区。这对煤层气新井部署、生产管理、开发调整等,具有一定的指导意义。  相似文献   

18.
含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。  相似文献   

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