煤系气合采井排采工作制度研究与应用——以五里堠井田为例

制定煤系气合采井排采全生命周期的合理排采工作制度能为气井高产提供重要保障。以五里堠井田3#+4#煤层、夹层砂泥岩、15#煤层为产气层,基于生产特征划分了排采阶段,制定了不同排采阶段的排采工作制度和核心目标,现场排采产气效果良好。该研究成果为煤系气合采井全生命周期排采工作提供了借鉴。

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气排采工艺技术进展与启示

相比中浅部煤层气,深部煤层气煤体结构较好、地层压力高、游离气占比较高、矿化度高、CO_(2)含量高,实施大规模压裂投产后,初期可自喷,生产参数各阶段变化大,要求排采主体工艺技术边界宽;相比页岩气和致密气,由于产出机理不同、游离气占比相对较低,深部煤层气表现出自喷周期较短,需及时辅助排水采气措施,气井长期处于解吸主控的低产阶段。以鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块为例,基于深部煤储层地质特征,系统分析深部煤层气排采过程中应力敏感效应、速度敏感性、结垢堵塞、贾敏效应、游离气占比等影响因素及其特征,指出深部煤层气排采过程中存在游离气与解吸气转化时限不明、高矿化度水及CO_(2)造成腐蚀和结垢问题突出、水平井检泵周期短等排采技术与工艺难点。为了最大限度降低井底压力、促进煤层气解吸、提高单井EUR,提出了现阶段最为适合水平井生产且经济效益最佳的水力射流泵举升工艺;提出了深部煤层气迈向绿色智慧气田开发的排采技术与举升工艺研究方向,包括加强地质工程一体化研究,建立高效排采制度,探索和试验无杆泵一体化排采工艺等。

页岩储层压后油水排采动态解释模型及矿场应用

页岩油藏大规模体积压裂后,返排与早期生产通常表现出显著的油水同产特征,定量分析油水排采动态成为解释压裂缝及储层参数的一种新手段,但目前油水排采动态解释模型及应用还较欠缺。基于页岩储层压裂后压裂液赋存假设,首先建立考虑压裂缝存在条件下的水相和油相流动方程,然后通过拟时间和拟压力变量将方程线性化,推导水相和油相动态解释模型的解析解和特征解,最终形成油相图版拟合和水相直线分析联合的排采动态解释方法。研究结果表明:在双对数诊断曲线中,油相流动表现为斜率为1/2的改造区线性流和斜率为1的改造区边界控制流,水相流动表现为斜率为1/2的压裂缝线性流和斜率为1的压裂缝边界控制流。所建立的油水排采动态解释模型可较好地解释压裂缝及储层参数。基于中国西部某页岩区块的油藏、压裂及动态资料,反演了矿场压裂井的压裂缝半长、导流能力与改造区渗透率、宽度,其中压裂缝半长为50~130 m,导流能力为20~80 mD·m;改造区渗透率为0.01~0.05 mD,宽度为24~27 m。依据反演的压裂缝及改造区参数,建立压裂水平井排采数值模拟模型,基于解释结果的模拟产量与实际值吻合程度高,且后期产量预测值合理。所建立的油水排采动态解释模型完善了页岩油藏动态分析方法,对页岩油藏排采特征定量分析、压裂效果评价及高效开发对策制定提供了依据。

深部煤层气井合理排采制度优化设计研究——以鄂尔多斯盆地东缘神府区块为例

近几年,我国深部煤层气开发取得重大突破,初期产量平均可达万方每天,但产量递减较快,排采制度有待优化。为保障深部煤层气长期稳定生产,提高最终可采储量,亟需开展合理排采制度优化设计研究。本研究以鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气藏为例,根据区块19口井的历史拟合与预测结果,确定了深部煤层气井产能评价指标,分析各参数与产能评价指标之间的相关性,给出产能高、中、低三类井的识别图版;提出多目标排采制度优化设计方法,制定神府区块高、中、低产井的合理排采制度模板,并将三类井排采制度模板应用于新井。研究表明:第二年平均日产气量包含了气井短期和较长一段时间内产能的变化,可作为深部煤层气井产能评价指标。煤储层厚度、煤储层温度、原始煤储层压力、临界解吸压力、Langmuir压力、煤储层渗透率、供给半径、裂缝半长、煤粉伤害临界流速9个参数与第二年平均日产气量呈正相关关系,而孔隙压缩系数、裂缝应力敏感系数和煤粉渗透率伤害率3个参数与第二年平均日产气量呈负相关关系。根据临界解吸压力与渗透率参数交汇图可有效判别高、中、低产井;高、中、低产井分别具有各自的最优排采制度,排采速度不是越快越好,尤其低产井受煤粉影响十分显著,建议缓慢排采。研究成果可为神府区块深部煤层气新井井位优选、排采制度制定提供依据,为深部煤层气长期稳定高效开发奠定基础。

煤层气井排采制度定量优化方法——以潘庄煤层气井为例

以潘庄煤层气井为例,根据煤层气井的开发特征,制订了“522”排采制度优化思路;利用分类和大数据统计的方法,从检泵周期和产气量两个维度对不同井型不同煤层的煤层气井进行了排采制度优化,得到煤层气井不同排采阶段排采工作制度定量优化的一种方法。这为煤层气井排采制度的定量优化提供了思路和借鉴,尤其对目前排采经验相对较少的深部煤层气的开采有着很重要的参考价值。

临兴区块煤层气井负压排采增压入干技术研究

针对临兴区块煤层气储层压力低、井场汇压高,气井产气无法入干的问题,提出了负压排采增压入干工艺措施。建立了空气干燥基、平衡水和饱和水煤样的解吸模型,得到煤层气负压解吸规律,设计了井场井组负压排采增压外输工艺流程方案,通过智能控制系统,根据井口压力传感器数值,动态调节气井产气外输路线;建立了负压排采时机选择模型,根据等温吸附实验数据,推算出临兴区块负压排采时机。

马必东区块煤层气井螺杆泵排采制约因素分析及治理措施研究

螺杆泵因具备排液量大、泵效高、设备占地面积小且易于装备等优点,主要在高产液量的合采井、水平井中应用,但在生产过程中随着排采程度累加后地层返液量减少,泵充盈度不够,泵效变低,造成螺杆泵运行过程中长期处于高温积碳状态发生烧泵。文章以马必东区块煤层气采气区为研究区,通过建立螺杆泵排采水产出、过滤、返注的循环装置,结合螺杆泵排采运行阶段特点,制定合理的运行模式,避免烧泵、卡泵等故障发生,保障螺杆泵的平稳运行,提高排采时率,对提高单井产能具有一定的积极作用。

页岩气井智能一体化复合排采工艺系统研究与应用

页岩气井产量递减速度快,生产后期井筒容易产生积液,需采用排水采气手段才能实现正常生产。而目前常用的单一排采工艺存在工艺效果周期短、作业施工频次高、劳动强度大、智能化程度低、施工风险和投入成本较高的缺点,影响了页岩气井的开发效率。为解决上述问题,基于不同排采工艺原理、数字孪生、大数据挖掘以及物联网理论和原理,并结合气井生产工艺实际需求,将目前页岩气井生产所需要的主流排采工艺进行了集中整合,研究出了一套适合页岩气井的智能一体化复合排采工艺系统。该系统能够根据现场实际情况,通过携液流速、携液流量、油套管液面高度、举升压力和测井柱塞动力等参数判断是否需要启动以及启动哪种类型的排采工艺,实现了智能复合工艺的有效管理和精确管控。智能一体化复合排采工艺系统在长宁页岩气田的宁209H35平台进行了现场先导性试验,结果表明,该工艺系统能够有效改善试验井的生产状况,工艺措施后平台的放喷生产次数和气举辅助工艺的应用次数均明显减少,日产气量和日产水量均有明显的提升,稳产效果较好,具有规模化推广应用的潜力。

煤层气水平井排采设备适应性及应用效果评价

针对贵州省煤层气水平井开发案例较少的现状,开展煤层气水平井排水采气工艺适配性研究及应用效果评价。以六盘水煤田水平井为例,分析该井井斜、压裂规模对排采设备排水采气的影响,并进行设备适应性分析,优选射流泵作为该井的排采设备。结果表明:煤层气水平井的复杂工况会影响排采设备的适应性,需根据水平井的工况复杂性优选匹配的排采设备;采用射流泵进行煤层气水平井排水采气,能够满足水平井连续稳定排采的要求;对射流泵井下管柱及下泵深度进行优化,增大沉砂沉粉井段,采取“S”型产出流道分离气水流体,能够有效避免泵筒卡泵及气锁现象。该水平井的开发实践及应用效果,为贵州省煤层气水平井的排水采气设备优选及管柱优化提供了工程借鉴。

中浅层煤层气井定量化排采制度

针对中浅层煤层气井排采制度与低渗透煤储层解吸-扩散-渗流特征不匹配的问题,以大宁-吉县区块为例,从煤层气低产井及低产原因入手,将煤层气井低产原因归纳为地质因素、工程因素及排采因素,排采因素又可进一步细化为初期排液速度慢、压降传播规律复杂和煤粉伤害3个方面。结合原因分析和工程实践,优化煤层气井排采制度,提出中浅层煤层气井“4321”排采管控方案:划分4大排采阶段、抓好3个关键控制点、实现2项参数平衡、形成1个排采标准模版。实践表明,采用“4321”排采管控方案,利用关键点、重要参数等定量化排采制度,缩小排采参数取值范围,可以有效提高煤层气井稳产能力,使气井稳产期产气量大于900 m^(3)/d。研究成果可为中浅层煤层气井排采制度的制定提供有效借鉴。

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10^(4)m^(3)/d,年累计增产348×10^(4)m^(3),生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。

煤层气生产井排采制度研究与优化

煤层气生产井排采制度是指在煤层气开采过程中,通过特定的井网布局、井间距和井筒参数来实现煤层气的高效、稳定和可持续产出。通过对煤层气生产井排采制度的研究,结合现有的实践经验和技术进展,探讨了煤层气生产井排采制度的优化方法,为煤层气生产的可持续发展提供了参考。

贵州六盘水煤层气井产气下降阶段负压排采技术研究

目前排水降压采气是煤层气井开采的主要方式,开采过程中会达到产气下降阶段,常出现自然产量不断降低成为低产低效井。为治理该类煤层气井,需要促进煤层气的解吸、扩散和渗流,煤层气负压排采技术多次取得很好的增产效果,根据煤层负压排采技术增产因素可以逐步完善该技术的理论基础,负压排采技术在增大生产压差的同时,可能会产生煤储层解堵、促进井间干扰以及增加渗透率等效果,能最大限度降低废弃压力,提高煤层气的最终采收率。研究认为六盘水大河区块煤层气井产气量下降阶段使用负压排采技术是可行的。

临兴深煤层排采制度研究

深层煤层气开发处于探索研究阶段,在成藏机理、赋存规律、甜点评价、压裂工艺、排采制度、举升工艺等诸多方面还面临着困难和挑战。排采制度的合理性是保证深煤层排采成功的关键要素。本文以临兴区块深煤层开发试验生产资料为依托,利用统计对比的方法,对深煤层排采过程中产气量、产水量、流压、套压等动态参数进行研究,分析总结出适合临兴区块深煤层井的排采制度。

人工回注水设施在武乡南研究区深部煤层气排采的应用效果

深部煤层气的勘探开发日益成为国内非常规天然气科研工作者及相关企业的关注重点。深部煤层普遍具有煤质较碎、埋藏深、孔隙度低、渗透率低、成熟度较高的特点,排采时频繁吐粉导致卡泵、断杆等故障停机。笔者基于武乡南研究区煤储层地质特征及排采中存在的问题,通过长期研究螺杆泵设备配套人工回注水实施排采的方法,取得了可行的实用效果。配套使用人工回注水设施具有以下优势:维持排采设备连续稳定运行;运行成本低;操作简便;恢复运行时效快,气量基本不受影响。配套使用人工回注水设施为武乡南研究区煤层气稳定连续生产运行提供了一中较为合适的解决方案,值得在深部煤层气排采设备中广泛推广应用。

煤层气井整体压裂及排采技术研究:以余吾煤业为例

综合国内煤层气井在压裂及排采技术上的相关研究,从余吾煤业S6、 S7井区的S6102、 S7101、 S7102、 S7103工作面入手,对50口地面瓦斯抽采井进行了探索,针对压前作业情况、压裂施工情况、压裂过程评价、裂缝监测结果及压裂效果评价,对压裂工程质量及整体压裂试验展开研究,同时对排采技术及整体排采制度的建立进行了分析,对煤层气井整体压裂及排采技术的发展具有一定的借鉴和指导意义。

渝东南地区龙潭组煤层气高效压裂及排采工艺探索

渝东南地区面临煤层改造不充分、排采见气周期长、产量低等问题。为提高气井开发效率,以该地区D1井龙潭组开发为例,采用以“远支撑”为核心理念的大排量、大规模、多轮次压裂技术体系进行储层改造试验,并辅以“快排上产、达产稳压”排采工作制度。研究结果表明,此压裂技术的应用可显著改善储层导流能力,压完即见气,且在快速返排过程中气量日趋上涨,直至稳定于5000 m^(3)/d以上。

煤层气开发老区L型加密水平井钻井及排采技术研究

煤层气开发老区L型加密水平井的技术方案,即通过在低产井的井间添加加密水平井,建立起单井之间的有效井间干扰,使整个区域实现整体降压,从而达到提高低产井单井产气量的目的。本文通过从布井、储层保护、钻井及排采四个方面分别提出了老区加密井在具体实施过程中需要注意事项,为煤层气开发老区加密井钻井及排采提供了一个系统的可行的技术方案。

安场向斜常压页岩气井生产特征及排采规律分析

安场向斜页岩储层埋深2 000~3 500 m,压力系数1.0~1.1,属中深层常压页岩。对比国内焦石坝、威远、长宁、彭水等主要页岩气储层,安场区块具有一定的资源基础,但限于储层厚度小、压力系数低,开发难度较大。归纳总结出安场向斜常压页岩气具有见气快、产能低、稳产能力差的总体特点,对比深层页岩气井生产特征,将安场向斜常压页岩气井生产过程划分为排液期、见气期、递减期3个阶段,并简要分析了不同阶段各种工艺排采效果,为中国常压页岩气井开发模式和排水采气工艺体系的摸索提供了参考。

煤层气开发L型井水平井排采工程的研究

研究L型水平井的举升系统选型以及排采生产制度的设计,形成举升系统选型的方法,建立排采生产制度的设计模型;以在排采的L型水平井生产工程、煤粉形态为依据,总结L型井各排采举升系统的优劣势;从排采过程管控的重点与难点进行分析,研究L型水平井排采生产制度的动态设计,建立“区块生产制度”,单井“差异化生产制度”实现区块产能目标最大化。