沁水盆地煤层气水平井缝网体积压裂工艺优化研究

从煤层气的解吸机理开展剖析,明确气井的增产是要构建立体的人工缝网,以增加更多的裂缝参与流动。为此首先分析实现人工缝网所需的压裂液体系,认为低粘度压裂液是形成大面积缝网的首要因素;其次,从施工排量、成本控制、安全风险等多方面综合考虑,选取主体压裂工艺为桥射联作;再次就所选压裂工艺进行不断优化,根据现场实际情况设计出沁水盆地南部压裂所使用的施工参数。通过现场试验应用结果表明,该工艺能够满足构建体积缝网的需要,达到了增产的目的,为沁水盆地南部高阶煤煤层气井的压裂增产提供了新思路,为高效开发煤层气提供了新方法。

沁水盆地夏店区块煤层气藏气水分异特征

沁水盆地夏店区块煤层气藏属低孔低渗致密气藏,区块试采情况证实该区气水分布关系复杂。为了明确研究区气水分布规律,对夏店区块试采区煤层气地质条件、压裂和生产动态资料进行分析,阐明夏店区块试采区的气水分布特点,探讨气水分布差异主控因素。结果表明,研究区气水分异主要表现为2种情况,一是高部位产气、低部位产水的重力分异;二是局部井区受断层影响,出现高部位产水、低部位产气的气水倒置现象。根据气水分布特征,以构造形态为骨架,结合储层、压裂及生产动态资料,建立了封闭断层–褶曲、类气顶、开放断层控制、微构造控制、顶底板岩性控制等5种气水分布模式,明确了沁水盆地夏店区块气水分布主要受构造及压裂控制影响,同时提出差异化的井位部署建议,可以指导该区煤层气进一步的勘探开发。

高压电脉冲技术在煤层气低产井改造效果分析

为了分析高压电脉冲技术在煤层气低产井改造的适应性,对沁水盆地南部3种类型低产井实施电脉冲增产技术改造。结果表明高压电脉冲技术对储层伤害低产井改造效果最好,压裂效果差低产井次之,递减形成低产井效果最差。该技术可以很好的解除裂缝中堵塞的煤粉、气泡,清除地层污染,快速恢复产量,对地层有很好的解堵作用。综合分析储层地质、工程以及排采等方面对措施效果的影响认为:电脉冲增产技术应优选采出程度低、一次压裂效果好、储层产水量大以及煤体结构以原生结构煤为主的储层进行实施。

煤层气井在与煤矿重叠区高效开发模式的建立——以郑村井区为例

本文根据煤矿采掘步骤,以郑村井区为例,将煤矿重叠区划分为规划区、抽采区和采空区,分析各区域内煤矿对煤层气井影响规律,建立对应高效开发模式,一定程度上为煤层气企业提高了经济效益。

多层合采井排采管控方法探讨

为提高区块开发效果,近年来通过地质研究与技术攻关,优选甜点区进行了15号单采、3号煤和合采井试验,取得了良好的效果,明确了15号煤的开发潜力。但在规模开发中发现,虽整体效果较老井产量有明显突破,但合采井产气效果差异大,且存在部分合采井产量低于单采井的情况。通过对气、水产出机理分析发现,多层合采井在开发过程中易受层间干扰影响,易导致上部煤层产量波动,甚至造成储层伤害。针对此问题,从排采管控方面提出了保护煤储层排采管控方式,最大限度的稳定排采,提高开发效果。

樊庄区块9号煤煤层气开发潜力评价

在对樊庄区块构造形态、水文地质条件研究基础上,从煤层气富集成藏角度,基于区内测井数据、气测录井数据统计分析及邻区资料调研,对区内9号煤储层物性进行了分析,划分出4个9号煤开发分区。其中分区Ⅲ,9号煤分布稳定450~850m,埋深厚度0.8~1.6m,煤质好,生烃潜力大;区内构造平缓、张性裂隙不发育,顶底板岩性多为泥岩砂岩互层,密封性好,有利于煤层气富集成藏,具备开发潜力。区内9号煤试采效果显示,分区Ⅲ北部9号煤具备1000m^(3)/d生产潜力,南部9号煤具备2000m^(3)/d生产潜力。

沁水盆地南部煤层气田闲置井风险分级与治理

煤层气闲置井指的是在煤层气田勘探开发过程中,因为各类原因导致超过半年以上没有正常生产利用的井。由于此类井利用价值较小,人们经常疏忽对其管理,但该类井存在气体泄漏风险,可能造成安全环保事件。因此,加强闲置井合理处置显得尤为重要。根据闲置井解吸压力、目前井底流压、区域生产状况、套管技术状况、附近采煤情况等技术指标将闲置井风险等级分为3类,并针对性地制定了安全生产对策,可在同类井中推广应用。