柿庄北区块深部煤层气产能特征及影响因素分析

为了解决沁水盆地南部1 000 m以深的煤层气产量普遍较低的问题,以柿庄北区块为研究重点,采用对生产数据综合分析的方法,对深部煤层产气特征、排采变化规律、不同产量的典型井生产动态进行了研究,提出了深部煤层气产能的关键影响因素。研究结果表明:深部煤层气日产气量多小于500 m3,见气时间为16~178 d,单排3号煤层的井动液面较低,合排3号煤和15号煤的动液面较高,井底流压1.70~2.59 MPa;影响产能的因素包括地质、工程技术以及排采3个方面,地质因素主要为煤储层渗透率较低、3号煤与15号煤合采或部分井距断层较近导致产水量较大,工程因素主要是部分井压裂未形成有效通道导致甲烷气体无法渗流,排采因素主要是指排采过程中停机频繁等导致排采不连续影响产气量。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化

为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数。表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差。要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m~3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性。     

郑庄区块非自然下降井原因分析及对策研究

沁水盆地南部郑庄区块是我国煤层气开发利用最为成功的地区之一,但随着多年的开发,部分单井暴露出含气量高、采出程度低、产气衰减快等问题,本文针对性地开展非自然下降井的地质、压裂、排采资料的理论研究,提出稳产增产措施,研究成果可有效指导其它类似区块煤层气开发。     

贵州织金区块煤层气单井控压产气阶段排采制度研究

煤层气单井排采控压产气阶段的关键问题是如何合理制订排采制度。以贵州省织金试验区煤层气开发排采资料为依托,分析了织金煤层气藏特征,探讨了产气量、产水量、套压、液面深、井底流压等排采动态参数间的规律,提出了井底流压稳定值的计算方法,并研究了井底流压的控制,最后给出了适合该区块排采制度的建议。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

煤层气解堵性二次压裂井现场管理方法探讨

产气量较低的煤层气井实施解堵性二次压裂后,需要通过精细排采管控,稳步降低流压才能有效提高单井产能。本文通过梳理近年沁水盆地南部樊庄-郑庄区块解堵性二次压裂井的实施情况,总结现场实施要点、排采管理方法,有利于提高现场实施效率,为煤层气低产井增产方案的高效实施提供借鉴。     

沁水郑庄区块煤层气合层排采方法研究

本文选取了沁水郑庄区块煤层气合层排采井的产气特性数据,以合成排采井控制过程的流体相态变化表征模拟合排井与单排井的差异性。得到结论:合成排采井相较于单排井有较高的含气饱和度,煤层气的储量也是单排井的1.9倍,并且排水降液面阶段的平均单日降压幅度和套压最大日变幅也远大于单排井。     

黔西土城区块煤层气井合层排采工艺研究

为了制定与土城区块煤层气合采井相适配的排采制度,基于土城区块煤层气地面抽采示范工程,结合合层排采理论与COMET3数值模拟方法,分析了区块内煤层气地质条件及生产井排采曲线特征,划分了煤层气合采井产出的5个阶段,探讨了合层排采工艺优化措施。结果表明:初期排水阶段应严格控制排水速率,保持液面高度大于450 m、流压高于4.5 MPa;憋压阶段注意控制憋压幅度,在预留一定液面高度基础上憋压;控压产气阶段重点控制流压降低速率,模拟结果显示流压日降幅控制在0.010~0.015 MPa/d排采效果最佳;控压稳产阶段动液面在第1层段停留时间不宜过长,可在0.5 MPa套压下主动缓慢暴露上部产层;产气衰减阶段需维持第3压裂段流压稳定,模拟结果显示0.7MPa作为稳压值将更有利于产气。     

煤层气排采曲线特征及其影响因素分析

本文对胡底工区124口煤层气井排采曲线进行了分析,研究结果表明:在各阶段产气量与套管压力均呈正相关关系。在迅速加大抽水力度后的第二阶段煤层气井产气量增加明显,但衰减较快,单峰型煤层气井产气量主要取决于稳定后第三阶段的产气量;"双峰型"煤层气井主要分布于产水量较大区域,产气量与产水量呈正相关关系,产气量的大小主要取决于产水量;"平稳上升性"煤层气井产气量随时间的增加而增加,但整体产气量较小,应在排采初期加大排水力度。     

基于随机森林算法的煤层气直井产气量模型

煤层气产量评价和预测是煤层气开发工程决策的关键基础。随机森林算法具有计算量小、精确度高的优点。影响煤层气井产能的参数包含地质参数、工程措施和排采工艺参数。煤储层地质参数分为动态参数和静态参数两个部分。静态地质参数由煤层的本质属性决定,如:煤层埋深、煤层厚度、地应力等;动态地质参数在排采过程中发生动态变化,如储层压力、渗透率等。排采工艺参数多为动态参数,主要受人为调控,如井底流压、套压、动液面深度、冲次、冲程等。当煤层气井完成选址、钻井、水力压裂等条件进入生产阶段,排采工艺参数对其产量影响至关重要。基于随机森林算法,分析了沁水盆地郑村区块15号煤层8口煤层气井的地质参数和排采工艺参数对产气量的影响,计算得到了排采工艺参数对煤层气井产气量影响的重要性指标排序,即流压套压动液面冲次冲程埋深。将煤层气井最近60 d的生产数据作为产气量预测的测试样本,其余历史生产数据作为学习样本。学习样本经过缺失值处理、异常数据处理后,输入至R语言中,利用随机森林算法对历史产气量进行拟合分析。综合考虑排采工艺参数和历史产气量的动态变化对煤层气井后续日产气量的影响,建立了煤层气井的产量模型。依据随机森林算法的分枝优度准则,预测了不同排采方案下的煤层气井日产气量,将预测值与测试样本进行对比分析。结果显示,日产气量预测值中95%以上的数据与实际产量数据(测试样本)的误差小于5%,这说明基于随机森林算法的煤层气直井产量模型具有较高的拟合及预测精度,为煤层气井产能评价和预测提供了借鉴。     

提高煤层气井动液面精度方法探讨

精确的动液面数据是煤层气井定量化排采管控的关键生产参数,动液面的高低严重影响单井的产气效果。本文从分析动液面现场测试、动液面数据的计算、音速值的设定三个方面,详细论述了其对煤层气井动液面精度的影响,并根据煤层气井液面浅、要求精度高、连续监测的特点,提出了一套适合煤层气井现场要求的测试计量方法和音速值的选定,提高动液面测试的精度,为煤层气井定量排采控制提供保障。     

彬长矿区低煤阶煤层气井的排采特征与井型优化

为研究我国西部侏罗纪低阶煤储层瓦斯的地面井排采特性及影响因素,以彬长矿区大佛寺井田煤层气井的地质资料、历史排采数据为基础,分析了该区块不同井型煤层气井的产水量、产气量的主要影响因素,并探讨了相关因素的主要控制机理。研究发现储层特性、水文地质条件是影响该区煤层气成藏的重要因素,在所研究的几种井型中,多分支井在该区有着良好的地面排采效果,其最高日产气量为16 582.3 m3,垂直井次之,而U型井则相对较差。排采数据显示井底流压与产气量呈指数关系,井底流压的减小,日产气量呈指数增加的趋势。在煤层气井不同排采时期,动液面高度对产气量的影响有着不同的作用规律,且对高产气阶段的影响更为显著。套压与产气量之间近似表现为线性变化的关系,但不同排采阶段二者线性关系的比例截然不同。在煤层气井的产气衰减阶段,多分支水平井的日产气量/累计产气量的比值与排采时间呈现为良好的E指数衰减关系,并以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型,拟合相关系数均高于0.848 2。     

寺河区块煤层气井排采特征及抽采效果分析

为研究煤层气井长期排采特征及抽采效果,以寺河区块开发较早的煤层气井实际生产数据为基础,采用理论分析与试验测试等方法,分析了煤层气井排采过程中套压、产水量、产气量随抽采时间的长期变化规律,并对抽采效果进行了验证。研究结果表明:在煤层气资源赋存条件差异不大的情况下,区内煤层气井排采曲线与小构造关系密切,大部分气井套压在短时间内达到峰值,而后逐渐降低,产水量主要集中在排采阶段的前3年,产气峰值一般出现在排采后的4~6年,少数井产气峰值出现在排采后的1~2年。煤层气地面抽采效果显著,降低了煤矿投入,提高了掘进速度,减少了瓦斯超限事故。由于煤层气井具有排采周期长,不同构造部位产气效果及排采特征差异性大的特点,应根据煤层气赋存条件及井下采掘进度,在瓦斯含量高的区域提前10~15年进行地面预抽。     

樊庄-郑庄区块断层规模对煤层气开发的影响研究

沁水盆地樊庄-郑庄区块是华北油田开发最早的区块,区域内断层附近井产气效果差异大,低产井多,产气量低。本文通过梳理樊庄-郑庄区块断裂结构,按照断距大小将断层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级,分析不同断层规模对解吸压力的影响,明析了不同类型断层对开发的影响,提出了井位规避风险对策,对煤层气后期开发具有较好的指导作用。     

胡底区块煤储层条件对煤层气井产能影响分析

煤储层条件是影响煤层气井产能的关键因素。本次研究统计分析了胡底区块276口井的产能分布特征及其与煤层气产气量、煤层埋深、煤层厚度、煤层资源量等条件的关系。研究显示胡底区块煤层气井产能呈现出东南高、西北低的特点,产能小于1000m~3/d的煤层气井占总产气井数的80%。研究结果表明埋深、动液面是控制着整个研究区煤层气产能的关键因素,煤层厚度对煤层产气量影响不大。     

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m~3,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m~3,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。     

屯兰矿南七盘区正断层附近煤层气井产能特征分析

为研究屯兰矿南七盘区正断层附近煤层气井产能特征,对盘区内正断层及附近煤层气井投产1 a的产水量和产气量变化规律进行分析。研究发现:盘区内2条正断层上盘侧均具有较好的封闭性;相同排采制度下断裂构造附近煤层气井的产水量和产气量在时间和空间上具有明显变化规律。     

煤层气井产气阶段临界排采参数分析

依据煤层气排采实际,基于煤岩破坏出煤粉机理,建立了煤层气井产气通道较近井地带、近井和远井地带破坏出煤粉模型。分析得出较近井地带主要是降压程度大引起的压实破坏,而近井和远井地带主要是流体拖拽引起的拉伸破坏,由此给出了产气通道破坏出煤粉的临界排采参数。结合井筒压力分布模型,建立了煤层气单井多层合采的井底压力和产水量模型,分析了单井多层合采井底压力和排水量,优选多层合采时排采参数。     

潘河15号煤层煤层气的生产特征及其影响因素分析

为了掌握潘河区块15号煤层煤层气的生产动态特征,确定影响产能释放的主要因素,实现区域内产气量的平稳接替和潘河区块煤层气的稳定有序开发,本文以潘河区块所实施的15号煤层煤层气试验井为研究对象,统计分析了生产动态参数,全面研究了排采过程中的产水、产气和产煤粉的变化趋势和特征以其影响因素。研究结果表明：15号煤煤层气储层具有产水量低、高产气井少、煤粉产出量大的特点,产水和煤粉量对产气量有明显的抑制作用;区内煤层气井适宜部署在煤层气保存较好的包括背斜等构造高点及斜坡,且含气量超过20m_³/d,水动力条件弱的滞留水区;施工液量对压裂效果影响较大,尤其是造缝功能的前置液,在压裂正常情况下以及前置液量在110-210m_³范围内,液量和产气量同步变化;在排采过程中,排采初期的降液速度、见气初期的控制以及排采的连续性是影响区内煤层气井产能释放的主要原因。     

赵庄区块地下水特征对煤层气开发的影响分析

为查明赵庄区块地下水运移、补给特征及其对煤层气开发的影响,采用地质分析与试验测试相结合的手段,对该区块地下水运移规律和煤层气井3号煤排采水来源进行了深入分析与研究,同时,结合区块内煤层气井生产实际,进一步分析了地下水对煤层气井产能的影响。结果表明:赵庄区块存在一条显著的地下水分水岭,分水岭北部地下水由南西向北东方向径流,南侧地下水由北向南方向径流,煤层气井3号煤排采水补给源主要为其顶板山西组砂岩裂隙含水层,排采水主要类型为Na-HCO_3型。3号煤层顶板以上的基岩中,砂岩比例高的区域,煤层气井产水量大,排采难度高;泥岩比例高的区域,气井产水量低,产气潜力高。研究结果利于该区块煤层气井排采和开发方案的制定与调整。