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沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践 总被引:2,自引:0,他引:2
中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×108 m3,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法(排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力);研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×108 m3煤层气产能建设提供了技术支撑。 相似文献
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通过对煤层富气高渗地质规律及煤层气井排采主控因素的研究,结合对开发区块煤层气井工程数据与测试资料的分析,提出了沁南煤层气田开发区块内煤层气生产接替方法,依据煤层富气高渗等级和地解压差等级将开发区划分为5类煤层气开发单元.研究表明:I类至V类开发单元面积分别占研究区面积的1.10%,20.86%,47.44%,28.96%,1.64%;开发单元的分布受地质构造的影响最为显著,开发单元展布与煤层含气性、渗透性的区域性变化及煤层压差吻合程度较高;区块内煤储层压力四周高、中心低且变化梯度大的部位,地解压差小,有利于压降扩展,开发单元类型级别高;开发区内地形较为平缓,开发单元多位于煤层埋深1000 m以浅地区,对煤层气开发施工较为有利.开发区内产能接替工艺开发技术表明:后期井网部署应以现有井网为中心,以埋深1000 m为界,在Ⅲ类以上开发单元区域向四周布井,布井时考虑地形落差可采用分层次(多层次)布井;现有井网内煤层气井产能低下区域采用二次压裂或补充小井距井以提高煤层气井产能;在地层稳定、构造简单的地形和缓区可考虑水平井生产工艺. 相似文献
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华北油田采油三厂的主力生产层系,可采储量的采出程度已超过70%,进入开发的中后期。“八五”期间在新建产能占产量基数14%的条件下,因自然递减高达18%左右,产量持续下滑,生产经营陷入被动。进入“九五”,油气勘探进入新的探索阶段,主力油藏的分层系和二次加密整体调整已基本完善,老油田的主要上产手段——注采层系完善 相似文献
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普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用 总被引:3,自引:1,他引:2
通过对脉冲注水机理及适应性的分析,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比,周期注水可有效提高原油采收率,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况,采取了"大幅短期脉冲注水",油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析,细分注采单元作为调水单元的方法,不断在实践中试验总结,补充新认识,使注采单元的划分更贴近地下实际,在此基础上通过试验调水方法,实现降水增油,同时培养出部分高产井,使油藏水驱状况得到改善。 相似文献
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为有效控制储层物性不同的2套含油系各油层产液量,达到抑制高含水油层、释放低含水油层的目的,借鉴气井井下节流器和注水井分层注水水嘴的设计方法及工作原理,提出了应用井下油嘴控制各油层产液量的技术思路。依据不同油层渗透率、有效厚度、地层压力的差别建立数学模型,首先按达西定律计算不同油层的产液量,然后按不同产液量井下油嘴的过流面积计算其前后压差,再通过控制2个油层的合理生产压差,得到高渗层、低渗层的能量守恒方程,从而优化分层采油井下油嘴的直径。现场应用12口分层采油井,单井平均日增油3.6 t,含水平均下降22.1百分点,为分层采油提供了新的技术手段。 相似文献
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沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析 总被引:6,自引:0,他引:6
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。 相似文献
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