五里堠井田煤层气井单相水流阶段合理降幅的确定

为了确定煤层气井单相水流阶段的合理降幅,最大化地保证煤层气井的水压传播距离,以五里堠井田煤层气井为研究对象,对研究区地下水势进行计算,拟合得出地下水势与平均日产水量的关系;以研究区地下水势平均值为界限,将研究区地下水势分为高地下水势和低地下水势,分析了高地下水势区、低地下水势区煤层气井产水特征差异。基于地下水势、地层供液指数、单相水流阶段压裂液量返排率的关系,建立了单相水流阶段合理降幅数学模型,研究区排采数据验证了模型的准确性。在此基础上,根据研究区地下水势差异性,预测了相应的单相水流阶段合理降幅范围。研究结果表明:研究区地下水势与平均日产水量为正相关关系,不同水势区煤层气井产水特征差异明显,其中,高地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长迅速,排采中后期日产水量衰减明显;低地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长较慢,排采中后期日产水量无明显变化。单相水流阶段,随着地下水势的增加,地层供液指数、压裂液返排率也随之增大;不同地下水势区域,单相流阶段合理降幅范围不同。研究区东北部及中部,单相水流阶段合理降幅范围为0.018~0.024 MPa/d;研究区西北部、南部,单相水流阶段合理降幅范围为0.007~0.017 MPa/d。该研究成果为未投产区及相似地质条件下煤层气井单相水流阶段排采制度的制定提供了借鉴与指导。

常村煤矿煤层气开发选区评价方法研究

常村煤矿是我国典型的高瓦斯突出矿井,该矿区煤层含气量高、煤层气丰度高,但煤层变形复杂程度高、渗透率低、抽采难度大,有利区块综合评价优选研究对于该研究区域煤层气开发十分关键。在综合分析研究区域地质构造、煤层厚度、含气量等储层地质特征的基础上,结合含气量测试方法等测试实验,应用层次分析法计算出各影响因素的权重,最终通过定量评价并参考定性分析得出LAC-035号井是地面煤层气开发的最有利区块。

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。

潞安矿区西部煤层气水平井钻井风险分析与评价

为保障余吾煤业水平钻井工程的安全实施,采用理论分析与评价的方式进行水平井钻井过程中存在的风险辨识与评价,通过分析得出钻井过程中主要存在的风险因素为:钻井技术、钻井设备、钻井人员、钻井环境和井场管理,并得出各种风险的权重值;基于风险辨识与评价结果,对钻井液性能、钻井人员操作技术、煤层地质特性、钻井设备4种风险的管控措施进行具体分析,为水平井钻井工程顺利实施提供有效指导与保障。

常村煤矿煤层气井产水/产气曲线类型及其成因分析

煤层气井的产水/产气曲线形态是地质储层潜力高低及排采工作制度是否合理的综合反映。根据常村煤矿33口煤层气井的日产水量、日产气量曲线形态,结合波动性指数的判别方法,划分出5种典型的产水/产气曲线类型。从储层资源产气潜力、围岩水补给情况和排采工作制度等方面分析得出了典型产水/产气曲线类型的成因。结果表明:常村煤矿煤层气井排采曲线可划分为单峰产水+稳定产气型、双峰产水+双峰产气型、双峰产水+稳定产气型、稳定产水+单峰产气型、稳定产水+稳定产气型等类型。当围岩水几乎无补给或补给较少且资源潜力较大,排采工作制度合理时,一般表现为稳定产气+单峰产水型;排采制度不合理时,为稳定产气+双峰产水型。当围岩水补给较多且资源潜力较小时,一般表现为稳定产水+单峰产气型;资源潜力一般或较大时,表现为稳定产水+稳定产气型。当围岩水补给小且资源潜力一般,排采工作制度不合理时,为双峰产水+双峰产气型。该研究成果为煤层气井不同储层地质条件下排采工作制度优化奠定了基础。

常村井田煤层气井排采储层类型划分及意义

准确划分煤层气井的排采储层类型能为排采过程压力传播研究奠定基础。以常村井田的3#煤层为研究对象,分析并选取了排采过程中影响煤储层的导流能力强弱和围岩的补给能力大小的主要参数,提出了获取这些参数的方法,确定了临界值;根据这些参数将研究区划分为4种排采储层类型,通过现场煤层气井的产水、产气情况验证了理论的可靠性,并讨论了排采储层类型划分的意义。结果表明:研究区可划分为高导流弱补给储层、高导流强补给储层、低导流弱补给储层和低导流强补给储层;高导流弱补给储层最有利于降低煤储层压力,表现出产水量小、见套压时间短的特点;低导流强补给储层表现出产水量大、见套压时间长的特点。

余吾矿煤层气井产能主控因素分析

查明余吾矿煤层气井产能的主控因素,可为进一步勘探开发提供指导。根据该矿已有的煤层气勘探开发井资料,从资源开发条件、钻井的井径扩大率、压裂改造效果、排采工作制度等方面分析了关键参数与日产气量的关系,得出了该区煤层气井产能的主控因素。结果表明:煤储层原始渗透率、临储压力比、含气饱和度是该区煤层气井产能的储层地质控制因素;钻井的井径扩大率、压裂改造效果是影响该区煤层气产能的工程控制因素;排采工作制度与产能之间关系不密切。当煤层段煤体结构复杂或碎粒/糜棱煤所占比例较高时,优化钻井参数或改善钻井液性能、优化压裂工艺参数与煤层的匹配性,是实现该区煤层气井产能最大化的重要保障。研究结果为该区煤层气井开发工程指明了方向。

煤层气开采中压裂工程技术的应用

近年来,中国的煤层气勘探开发工作取得了很大进展。在煤层气开采中,活性水压裂是一种十分有效的方式。古城井田为高瓦斯矿井,瓦斯问题已成为制约矿井高产高效发展的主要因素之一。针对古城井田的特点,总结了一套实效性、针对性强的压裂工程技术,在现场取得了良好的效果,为煤层气开发奠定基础。

煤层气井排采控制技术发展与应用

排采作为煤层气井开发的关键内容,制定科学排采方案,提高煤层气井开发效率,有利于提升煤层气开发利用的经济效益。本文首先概述传统煤层气井排采工艺,然后介绍了煤层气井排采控制技术的具体应用与发展趋势。

煤层气储层地震正演模拟分析与研究

煤层气是一种新能源,具有环境污染小、资源量大等特点。煤层气的开采,对于缓和能源紧张局势具有十分重要的意义。煤层气的储层结构比较特殊,给勘探开发带来了很多困难。以北方某地区的实际资料为例,使用地震正演模拟技术,对煤层气储层的地震响应特征进行了分析与研究,为后续更好地预测煤层气储层奠定了一定的基础。

煤层气井高产水对排采产气的影响及改进方案研究

本文针对高河井田的实际工况,通过地质情况分析其影响产水的主要因素,采用差异性的地质选层和压裂工艺的调整来对新试井进行改进。改进后,有效控制了高产水井的数量,并降低了单井平均产水量,延长了其修井周期。

煤层气井产能预测及提高产能方法

针对煤层气井产能预测需求,结合实例,采用多元回归分析方法建立了煤层气井产能预测模型,并对该模型与GM(1,1)模型的应用效果展开了比较。从研究结果来看,采用多元回归模型可以实现煤层气井产能精确预测,得知在流压增大的情况下,日产气量会随之降低,还要采取注气增产技术加大生产压差,以达到提高产能的目的。

五阳井田3号煤层气储层物性特征分析

煤储层的研究对煤层气资源的评价具有重要意义,以五阳井区实钻井资料为基础,结合区域地质特征,从煤层与煤岩、煤层含气性、煤层渗透性、煤层孔裂隙特征、煤储层压力及煤的吸附特性等方面分析了五阳井区3号煤层的煤层气储层物性特征。结果表明,3号煤层特征较好,含气性较高、发育一定程度的孔裂隙且煤层吸附性强、有利于煤层气赋存,为今后的煤层气开发利用提供了理论依据。

煤层气有利区潜力评价及勘查安全风险评价

为分析王村夏店南区煤层气的赋存情况及开发潜力,基于研究区域内的具体地质及工程条件,采用层次分析法+模糊评价法进行研究区域内有利区的计算评价,得出勘查区3号和15号煤层的开发有利区分别为2套断层中北部和煤层中北部。进一步对煤层气勘查技术路线图和方案进行设计,并对勘查区内3口煤层气参数+排采试验井、8口生产试验井进行射孔压裂改造不同煤层,同时采用预先危险分析法对勘查施工进行安全风险评价及管控。根据目前勘查分析结果得出,3号煤层和15号煤层煤层气均具有一定开发前景。

高河井田煤层气压裂工艺优选及安全管理分析

煤层气属于清洁能源,合理的压裂工艺和安全开采是形成高产的关键因素。本文以高河井田及邻区已钻井资料为基础,结合国内煤层气安全开采现状,综合分析了高河井田煤层气储层特征、压裂工艺及安全管理。结果表明,区内3号煤储层具有储层压力低、渗透率低、顶底板弹性模量低及原地应力低等特征,建议采用活性水压裂工艺,支撑剂选择石英砂,建议区内从煤层气开采工艺、设备以及煤层后期开采3个方面制定安全管理办法。

煤系地层模拟试验平台数据采集与监控系统开发

为了满足在煤系地层模拟试验过程中的实时监控任务,设计并开发了一种实时数据采集与监控系统。该系统分为硬件和软件两部分,硬件部分由工控机、西门子PLC-1200系列设备、NI信号采集仪、以太网交换机及试验平台仪器设备等构成,软件部分由LabVIEW软件、组态王软件及博途软件构成。装载LabVIEW软件的工控机1作为数据采集与显示平台,装载组态王软件的工控机2作为实时监测与控制平台。试验结果表明,所设计的数据采集与监控系统能够实时、有效地采集并传输设备数据,实现对试验平台设备远程操控的功能,且具有低耦合、多设备及高集成等特点,提高了试验平台的自动化程度。

山西省临汾-洪洞区块煤系非常规天然气成藏特征

临汾-洪洞区块位于山西省霍西煤田南部,石炭二叠系煤系总体上埋深在2000m以深,非常具有煤系非常规天然气成藏的可能性。通过对研究区最新勘查成果的分析,依据泥页岩、煤层、致密砂岩层地球化学、储层物性、含气性等数据分析了研究区煤系非常规天然气的赋存特征。研究表明煤及富有机质泥页岩为非常规天然气系统的烃源岩,二者有机质处于高-过成熟度阶段;致密砂岩的孔隙度最大,煤层其次,页岩孔隙度最小;在含气性方面,泥页岩含气量平均为1.17m 3/t,煤层含气量为8.50m 3/t,上石盒子组底部近200m砂岩层均显示出了较好的气测值,表明该地区煤系非常规天然气有较大的成藏潜力。

潞安余吾井田地面瓦斯高效抽采工艺技术研究与实践

为了提高地面瓦斯抽采效率和投入产出比,基于潞安余吾井田主要采用地面垂直井的方式导致瓦斯抽采效果较差的现状,通过理论和实验分析论证了该区穿岩层压裂改造煤储层的可行性,在余吾井田实施了一口煤层顶板分段压裂水平井。试验结果表明:①采用顶板分段压裂水平井的方式,日气产量较垂直井有显著提高,单井产量为周边直井日产气量的10~20倍;②水平井单井产量高、高稳产期更长、产量衰减更慢;③相同投资规模条件下,顶板分段压裂水平井产出效果更好,瓦斯治理效果更为显著。

煤层气开采中压裂改造工艺研究与应用

在工程实践中,瓦斯浓度已经成为制约高瓦斯、透气性差的煤层开采安全性和经济性的主要因素,通常对其进行压裂改造,降低瓦斯浓度对煤层开采安全的影响。本文以具有高瓦斯、埋藏浅、厚度大等特点的煤层为研究对象,针对目标煤层特点,从改造工艺和压裂施工两方面着手,利用理论分析和现场试验结合的方式,提出了一套经济高效的压裂施工方案,并选取目标煤层的23口井进行现场试验。应用结果表明,该方案下压裂施工成功率100%,有效率100%,同时也提高了煤层气的抽采量,应用效果良好。压裂改造工艺的研究为煤矿安全生产和煤层气综合利用奠定了技术基础。

煤层气大位移水平井技术难点及解决措施

煤层气大位移水平井钻进过程中遇到的技术难点主要包括水平段的托压问题、钻井液控制技术以及地质导向技术。本文在分析技术难点出现原因的基础上,针对托压问题采取了井眼轨迹优化、改善泥饼性能等措施、针对钻井液控制技术难点重点分析了低固相聚合物钻井液相关参数的设置、针对地质导向控制难点从着陆前导向控制和水平段导向控制两方面进行了分析。通过对水平井技术难点分析和解决措施的研究,为更多煤层气赋存地区因地制宜实施大位移水平井开采技术提供技术支撑,为我国煤层气事业的发展打下夯实基础。