三交区块煤层气井产液规律及排采强度

为确定鄂尔多斯盆地三交区块煤层气合理的排采强度,采用理论分析、现场实测的方法,研究三交区块煤层气井产液规律,提出三交区块煤层气井排采强度计算方法.研究结果表明:渗透率直接影响煤储层供液能力,压降传递速度在单相水阶段显著快于气、液两相阶段;地层供液能力与渗透率、降压幅度、煤厚、含水饱和度之间存在正相关关系;计算得出三交区块直井、水平井在单相水产出阶段的合理排水量;随含水饱和度减小,应该相应降低排采强度.该成果对煤层气排采具有一定的参考价值和指导意义.     

多因素影响下煤层气井生产初期合理排水量确定

生产初期排水量合理与否影响煤层气井整个生产过程中的排水采气效果,无因次含气率为0.25时,认为排水初期阶段结束。为确定新投产煤层气井生产初期合理排水量,建立考虑压敏效应、基质收缩和煤粉剥离、堵塞效应对煤储层物性的影响模型,研究生产初期不同排水量对煤储层物性的影响;并编制了新投产煤层气井合理排水量确定软件。研究结果表明:生产初期结束时的煤储层孔隙度和渗透率随着排水量的加大先增大后减小,峰值处对应的排水量确定为合理排水量。利用该软件确定了某煤层气井排采初期的合理排水量,结合数值模拟结果分析在该排水量控制下该煤层气井的排采效果较好,该模型对新投产井生产初期合理排水量的确定提供理论依据。     

我国煤层气勘探开发现存问题及发展趋势

针对我国煤层气开发的现存问题及发展趋势,从煤层气固溶体、煤储层多相介质、煤层气超临界吸附、低煤级煤含气量、煤储层多级压力降与多级渗流、水压与气压关系、动态渗透率等方面对我国煤层气基础研究薄弱环节进行了分析;从井间距、排采制度、钻完井增产改造、适应中国煤储层物性的开发工艺、平衡开发等方面对煤层气排采现存问题进行了评述。最后指出,我国煤层气勘探开发趋势是由中高煤级向低煤级储层、由浅部向深部、由单一煤层(组)向多煤层(组)、由地面开发向井地立体式开发、由陆地向海洋、由煤层气单采向煤层气与煤成气共采的方向发展。     

黔西地区煤层气井有利层位优选与精细化排采

为探索黔西地区煤层气有利层段优选及分层压裂合层排采工艺,促进煤层气勘探开发工作,依据煤层气地质、工程资料,通过杨煤参1井与邻井的压裂排采分析,确定该地区煤层气有利层段的优选原则及精细化排采制度.研究结果表明:5~(-2)煤、7煤、13~(-1)煤、13~(-2)煤储层压力系数相近,为黔西地区煤层气合层开采的有利煤层.将杨煤参1井煤层气井合层排采制度优化为排水降压、临界解吸、憋压产气、放套压提产、控压稳产5个阶段,总结相应精细化排采方法.研究结果可为黔西地区多薄煤层气开发提供借鉴.     

煤层气排采工艺技术研究和展望

煤层气勘探开发的主要工艺技术流程是钻井、压裂和排采,排采是煤层气开发的重要环节。作为开发链条上的重要环节,很长时期并未受到足够的重视。根据煤层气的排采机理,重点阐述了国内外煤层气排采工艺技术,提出煤层气井压裂裂缝三维延伸模型和产量动态预测模型,分析了煤层气排采不合理所造成的问题,可以通过控制生产压差和排采速度,调整排采组合方式,采用定压排采和定产排采相结合的方法来解决或缓解。实现煤层气排采定量化和自动化,对合理开发煤层气、提高煤层气藏开采规模、降低成本和优化中国能源结构具有重要意义,是十分必要和紧迫的。     

煤层气井气水两相流产气通道导流能力分析

为分析煤层气井产能,基于煤层气井压裂后地层液渗流和管流模型,建立了气水两相流阶段下变裂缝变流量产气通道导流能力模型,并对排采阶段影响导流能力的因素进行了分析,提出了持液率是影响气水两相流阶段导流能力的重要因素.该模型为煤层气井产能的分析提供了重要依据.当持液率等于1时,该模型为单相水流阶段导流能力模型;当持液率等于0时,该模型为单相气体流动阶段导流能力模型;当计算模型中裂缝宽度变化函数为常数时,即为恒裂缝宽度导流能力模型;分析结果表明:煤层气井在气水两相流阶段其产气通道导流能力受持液率的影响,随着持液率增加,导流能力增加;气水两相流中水所占的比例越大其导流能力越大,即单相水流阶段比单相气体流动阶段产气通道的导流能力大,一方面煤层气的解吸产出使产气通道内持液率降低,产气通道的导流能力降低;另一方面煤层气的解吸产出时煤基质收缩,产气通道增大,其导流能力增加.故煤层气定量排采中可以设计合理的产气量使产气通道达到最佳的导流能力,以优化煤层气的排采制度.     

煤层气井负压排采技术潜在增产因素分析

排水降压采气是煤层气井开采的主要方式,而煤层气井开采过程中常出现自然产量低。为促进煤层气的解吸和渗流,现场多次采用了负压排采技术并取得了很好的增产效果,研究煤层负压排采技术的潜在增产因素可以完善其技术的理论基础,对今后更好地指导现场煤层气井开发生产以及推广至地质特征、生产特征相似的煤层气区块具有重要的增产意义。探讨了负压技术可能带来的潜在增产因素,并且对负压排采井的选择、使用负压设备的时机提供了排采建议。研究表明:由于煤层气常以吸附态赋存以及煤储层特点,负压排采技术在增大生产压差的同时,可能会起到提高裂缝导流能力、解除表皮污染、促进井间干扰以及增强甲烷滑脱和煤基质收缩等有利效果,同时也会起到加大应力敏感以及裂缝闭合的可能性。可见负压排采技术的正确使用,能最大限度降低废弃压力,提高煤层气的最终采收率。     

三交区块煤层气井煤粉产出动态规律及管控措施

为查明煤粉产出对煤层气井开发的影响,揭示煤粉产出的动态规律,制定合理的煤粉管控措施;以鄂尔多斯盆地东缘三交区块8口煤层气井和典型井SJ23-1的现场煤粉体积分数监测和排采数据为依据,分析了煤粉对煤层气井排采的影响,划分了煤层气井排采煤粉的4个阶段,根据三交区块产出煤粉的动态特征和地质条件制定了合理的煤粉管控措施;实践表明:煤粉的产出是多种因素综合的结果,排采初期和产气量快速上升期是煤层气井发生卡泵的高发期,制定的管控措施能有效地减少卡泵事故的发生,减少煤粉对储层的伤害,更好地保护煤储层,延长煤层气井的生产周期,提高煤层气井的产气能力.     

中煤阶煤层气井排采阶段划分及渗透率变化

煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发所面临的重点问题之一。根据无因次产气率划分煤层气井排采阶段,结合等温吸附实验下煤层气的解吸过程确定排采阶段分界点位置。通过物质能量动态平衡理论建立中煤阶煤储层渗透率评价模型,从渗透率变化趋势、主导机制、产能动态等方面,阐释了中煤阶煤层气井不同排采阶段煤储层渗透率动态变化特征与控制机理。结果表明,排采过程中,煤储层绝对渗透率发生“先降低-后回返-再上升”的动态变化。排水阶段水相有效渗透率迅速下降,气相有效渗透率为0。储层压力降低至临界解吸压力后进入产气阶段,气相有效渗透率迅速增加,水相有效渗透率缓慢降低。产气量衰减阶段绝对渗透率开始下降,在滑脱效应影响下,气相有效渗透率仍然保持缓慢上升,水相有效渗透率降低。     

煤储层渗透率动态变化模型与模拟研究

为深入认识开发过程中煤储层渗透率的动态变化特征,修正前人基于有效应力与煤基质收缩耦合影响的煤储层孔隙度和渗透率动态变化理论模型,应用沁水盆地南部生产区块煤层气排采数据及煤储层相关参数,模拟研究区煤层气开发过程中煤储层孔隙度和渗透率动态变化特征,并进行了储层参数敏感性分析。研究表明:煤储层孔隙度和渗透率动态变化具有明显的阶段性,需要建立分阶段预测模型;排采制度合理的情况下,煤储层孔隙度和渗透率会经历先降低后升高的阶段,且随着储层压力的降低,克林肯伯格效应作用明显,气相渗透率增加,煤储层渗透率改善效果明显好于孔隙度改善效果;煤储层渗透率动态变化明显,受控于孔隙压缩系数、弹性模量和朗格缪尔体积,以弹性模量的影响最为显著。     

临汾区块煤层气井排采过程中煤粉产出规律

为研究煤层气井排采过程中煤粉产出规律以及制定合理的煤粉管控措施,选取山西临汾煤层气区块为研究对象,基于煤层气井产出煤粉体积分数的现场连续监测,利用测井曲线解释构造煤的方法,对临汾区块煤层气井产出的煤粉体积分数进行了分析,揭示了煤粉体积分数在空间和时间两方面上的产出规律,预测了产出煤粉体积分数的高值区和高发期,提出了合理的煤粉管控措施.研究结果表明:产出煤粉体积分数在空间上由东向西逐渐增加,由北向南呈高-低-高的变化趋势,主要受构造煤发育程度影响,构造煤发育区是产出煤粉体积分数的高值区;在时间上,排水降压阶段产出煤粉体积分数小,平均值为4.2%,憋压排采阶段和产气上升阶段产出煤粉体积分数增大,平均值分别为5.3%和5.5%.憋压排采和产气上升阶段是产出煤粉体积分数的高值期.     

煤层气排采设备优选技术

煤层气的开采影响因素有很多,其中排采方式的选择是主要因素之一,而排采方式的选择主要是指排采设备的选择。沁水盆地潘河示范区排采设备单一,效率低,从实践来看,并不特别适合现场。以潘河新区煤层气开采为例,通过对该区煤层气排采设备计算分析,结合煤层气井排采曲线,基于生产时间长,少更换泵的原则对排采设备进行了优选,形成了煤层气开采设备的优选技术。该技术对今后试验区新煤层气井开发生产及地质情况相似的柿庄南开发区的煤层气井排采设备的选择具有重要意义。     

煤层气井优先抽排煤层上部含水层水的研究

针对煤储层敏感性高和高产水、弱含水的储层特征,提出了一种新的排采方式,取得如下认识:1新排采方式优先抽排煤层上部承压含水层水,再进行煤层压裂、排采,确定了停止抽排含水层水的动液面高度;2该排采方式避免了部分常规排采方式存在的问题,包括吐砂、煤粉产出、气锁效应等,缩短了煤层气井排水周期;3新排采方式基于煤层之上有承压含水层的地层结构,对高产水井优势更大;4以柳林X1煤层气井为例,计算了应用新排采方式时,含水层排水阶段的临界动液面高度、降深和影响半径。     

深部煤及煤层气勘探前景及发展方向

综述了国内外深部煤及煤层气勘探现状，认为深部煤及煤层气开采已成为必然趋势。从深部煤层气角度出发，认为深部特殊地质条件会影响深煤层气成藏机制与赋存状态，因此需要建立适用于深部煤层气的勘探思想，完善深部煤层气地质理论基础。阐述了深部多气共采、二氧化碳气体驱替煤层气及同步封存、深部煤层气智能排采等前沿工艺及相关技术难题。从深部煤炭勘探开发角度，探讨了深部煤炭流态化开采、煤炭地下气化耦合二氧化碳捕捉与封存、深部煤炭和地热资源协同开采等目前较为先进的技术。深部煤及煤层气开采正在向自动化、智能化方向发展，基础地质理论和勘探开发技术的不断进步将使深部成为未来勘探开发的主战场。     

沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究

以煤储层地质特征和煤层气井生产数据为依据,以沁水盆地南部3口典型压裂直井为例,利用COMET3数值模拟软件对3口煤层气井排采数据进行了反演,确定了煤层气储层的渗透率与含气量等重要的储层参数和工程参数,探讨了煤层气井产能影响因素的敏感性,提供了研究区单井低产能部位煤层气井网部署及优化方案。研究表明：绝对渗透率变化对煤层气单井产能的影响最为显著,相对渗透率曲线形态、含气饱和度与Langumir常数对单井产能的影响依次减弱;井网井距的合理布置可以有效形成区域压降、提高单井产能;研究区低产井周围宜采用煤储层裂隙发     

阜新刘家区地质因素对煤层气地面开采的影响

为了揭示煤层气地面开采的影响因素,通过分析刘家煤层气区块煤层气资源条件、煤层气地质条件、煤层气钻井工艺及排采工艺,研究了刘家区块开采取得成功的原因。阜新刘家煤层气藏埋藏适中、煤层多且厚;盖层和断层的封闭作用、岩浆岩的圈闭封阻作用以及变质作用使刘家区块形成了局部富集的小区块。刘家区块依据区内火成岩和断层布局建井,以及根据地质条件合理的进行煤层气钻井和排采工作,是刘家区地面开采取得成功的重要因素。刘家区块煤层气地面开采的成功为其他煤层气区块的地面开采提供了依据和参考。     

大佛寺煤矿地下含水层对煤层气开采的影响分析

矿井地下含水层的赋存、径流特征不仅影响煤层气的含量大小及煤层开采,而且对煤层气井的排采有重要影响。大佛寺煤矿延安组含煤地层以上自上而下发育含水层七层,隔水层六层,其中与主采4#煤层开采及煤层气赋存有关的含水层分别为延安组下段4上煤-4煤间砂岩含水层、延安组上段4上煤以上砂岩含水层、直罗组下部砂岩含水层、宜君组砾岩含水层及洛河组砂岩含水层。为研究地下含水层对煤层气开采的影响,论文在阐述地下含水层发育特征基础上,利用煤层气开采井取得的水化学指标经分析对比,得出4#煤煤层气井的排采水主要来自煤层顶板4上煤~4煤间砂岩含水层段水的认识;依据该含水层距离煤层的间距、含水层厚度大小及矿井构造发育程度等指标,提出了圈定水文地质条件有利的煤层气开发区段的标准是煤层距顶板充水含水层较远,间距大于10 m,构造上处于背斜部位,不利区段的的标准是煤层距顶板充水含水层间距小于3 m,构造上断层发育或顶板含水层厚度在10 m以上,断层发育。     

煤层气井排采过程中储层渗透率动态变化简析

煤储层渗透率为动态渗透率,是煤层气开发过程中需要重点考虑的储层参数之一.该文从煤储层渗透率变化的控制机制出发,采用数学模型,模拟分析了煤层气井排采过程中原位储层条件下煤渗透率动态变化特征.并探讨了初始割理压缩系数、割理压缩系数降低率、基质收缩系数、初始割理孔隙度以及临界解吸压力对煤储层渗透率变化的影响.模拟结果对于认识煤储层渗透率动态变化具有一定参考价值.     

考虑启动压力的煤层气直井采收率预测模型

为查明煤层气井组排采时各井产气量差异的主要原因,采用实验室启动压力梯度和渗透率关系测试实验与渗流理论方法,构建了考虑启动压力的煤层气垂直井采收率预测模型.晋城矿区潘庄区块煤层气井的采收率计算结果表明:临界解吸压力、煤储层的导流能力的大小对煤层气井采收率的影响较大.改善煤储层的导流能力是提高采收率的重要途径.煤储层临界解吸压力、产气半径的差异性导致人为划定的单井控制面积计算采收率的局限性.     

试论煤层气地面开发的规模性

从水文地质的角度，介绍了煤层气井的生产机理及井间干扰对煤层气井组排采的影响，论证了煤层气地面开发的规模性，根据叠加原理，初步确定了煤层气地面开发的最小合理规模井数。