煤层气井产出水中氯离子变化规律回归分析模型

基于沁水盆地枣园区块大量煤层气井产出水分析化验数据,通过数学统计方法,研究总结了产出水中氯离子浓度与排采时间的变化规律。指出排采初期氯离子对环境影响最大,远超出国家Ⅱ类饮用水标准;同时利用SPSS软件进行了非线性回归分析,建立了氯离子浓度变化数学模型。通过模型可以合理预测氯离子浓度达到国家标准所需要的时间,为煤层气井产出水水质变化监测及地面水质处理提供了技术支持。

水化学与灰色关联度法在煤层气井产出水水源判别中的应用

柿庄南区块排采15号煤层的煤层气井面临产出水量大、排水降压困难,水源判别不清的问题。通过常规离子和氢氧同位素测试,分析了煤层气井产出水及潜在来源水的水化学特征。结果显示,煤层气井产出水显示高矿化度特征,水质类型主要为Na-HCO_3·Cl型和Na-HCO_3型,个别为Na-Cl型;δD值为-85.5‰^-80.0‰,平均-83.2‰,δ^(18)O值为-11.8‰^-10.2‰,平均-11.2‰,说明地下水的初始来源为大气降水。利用灰色关联度法及稳定同位素特征判别了煤层气井产出水的水源,得出与产出水关联度最高的为15号煤层水(0.72~0.87),其次为顶板灰岩水(0.5~0.89),最小为地表水(0.43~0.6)。其中,产出水中煤层水占73.3%~95.3%,顶板水占4.7%~26.7%。提出了应加强顶板灰岩裂缝展布的研究,阻止灰岩水对15号煤层的越流补给的建议。

产出剖面遥测井温压力磁定位仪温度常数优化研究

为解决产出剖面井温曲线拐点不明显的问题,选取0.010、0.015、0.020、0.025、0.030℃/Hz 5种不同温度常数进行水浴加温实验,通过比较实验所得数据的示值误差、灵敏度、稳定性误差和实验标准偏差,优化选择最佳井温常数。实验结果显示,温度常数为0.020℃/Hz时,示值误差不超差,灵敏度较好,稳定性最好,误差最集中。结合模拟和实际测井温度曲线拐点变化,最终确定温度常数0.020℃/Hz为产出剖面遥测井温压力磁定位仪最佳温度常数。

云南老厂雨旺区块煤层气井产出水化学特征

基于云南老厂矿区雨旺区块煤层气地质条件和6口煤层气先导试验井产出水样品的常规离子测试,分析了区内煤层气井产出水化学特征、离子变化规律及其与产能的关系。结果表明:研究区煤系含水层自老厂背斜核部接受大气降水补给,整体称单斜向东南径流,并受次级褶皱和断层影响;煤层气井产出水阳离子以Na^(+)+K^(+)为主,Ca^(2^(+))、Mg^(2^(+))含量较低,阴离子以HCO_(3)^-和Cl^-为主,矿化度介于1465~5625 mg/L,水型主要为Na^-HCO_(3)·Cl和Na^-Cl·HCO_(3),与压裂液水型相似。溶滤作用在研究区内普遍存在,脱硫酸作用强度较大,阳离子交替吸附作用强度较小,脱碳酸作用较弱。综合分析煤层气井产出水化学特征和研究区产能特征可知:当前煤层气井主要产出压裂液,煤层本身产水较低,导致压降漏斗扩展范围较小,降压效果较差,煤层气解吸量较少,产能较低。

鄂尔多斯盆地东南部煤层气井产出水特征及其指示意义

对鄂尔多斯盆地东南部某区块两口煤层气井产出水色度、pH值、矿化度以及各种离子含量等水样物理化学性质进行实验检测,并做综合对比分析,认为两口井水化学性质以碱金属和强酸为主,化学成分与卤水相似,碱金属超过碱土金属,水质较软,表明两口井的水文地质情况均有利于煤层气的开发,且B井硬度较小,更有利于煤层气的产出。

海上热采井产出液乳化特性及防乳化研究

根据海上蒸汽吞吐热采井产出液特征,采用高速分散机配制油包水乳状液,考察了含水率对乳状液黏度的影响、原油与乳状液的渗流规律、乳状液的微观特性以及乳状液的相态和岩心动态防乳化性能。研究结果表明,随着含水率的升高,乳状液的黏度大幅升高,油水质量比为5∶5时乳状液的黏度是原油黏度的5.74倍。相同渗流速度下,乳状液在渗透率为1002×10^-3μm^2的低渗管岩心中的压力梯度明显高于原油的压力梯度;在渗透率为3000×10^-3μm^2的高渗管中,相同渗流速度下乳状液与原油的压力梯度差距不明显。乳状液提高了蒸汽最高注入压力达3.15 MPa。乳状液中加入防乳破乳剂溶液后,水珠的数量大幅减少,防乳破乳剂在岩心中具有破乳与降低蒸汽注入压力的双重作用。

煤层气井产出水来源判别方法概述

煤层气的开采主要通过排水降压来实现,分析煤层气井产出水来源对于指导煤层气的排采具有重要意义。目前矿井突水来源判别方法较多,而应用于煤层气井产出水来源判别的方法较少。本文对矿井突水来源的常用几种方法的原理、适用条件及优缺点进行了探讨,这对于选择煤层气井产出水来源判别方法时有一定的借鉴意义。

应用测井资料识别喇嘛甸油田大孔道

喇嘛甸油田位于大庆长垣北部,基础井网以开采中高渗透层为主,经过几十年的注水开发,局部地层呈现低效、无效注入水循环,表现出大孔道特征。对大孔道地层在生产测井曲线上所表现出的一些特征进行分析,并结合测井实例,分别给出注入井和产出井中识别大孔道地层的测井方案和解释方法。

油水井分层测控技术分析

油水井分层测控技术是实现油田精细注采的关键技术.本文从分层测控技术发展、类型及其优缺点等方面进行分析,并预测了该技术的发展方向.

煤层气井产出水环境效应及其成因:以黔西松河区块GP井组为例

随着煤层气产业的规模化发展,煤层气井产出水的环境效益备受重视.以贵州西部松河井组8口煤层气试验井为例,动态跟踪了2018年5批次产出水的地球化学数据,采用模糊综合评价法和单因素分析法进行了产出水环境效应评价并进行成因分析,得出以下结论:松河井组煤层气产出水地球化学特征主要表现为Na^(+)、HCO_(3)-、Cl^(-)浓度高,矿化度较高,产出水型为Na-Cl和Na-HCO_(3)-Cl.本文采用模糊综合评价法计算得出8口煤层气试验井产出水均属于Ⅴ级重度污染,并得出主要污染指标为TDS、Na^(+)以及Cl^(-),F元素、Mn元素轻微超标,在此基础上进行单因子分析,评价结果为重度污染.综合2种评价方法得出主要污染指标为TDS、Na^(+)、Cl^(-)以及Ba2+.污染程度在一定范围内随时间变化表现出轻微波动且具有微弱的降低趋势,研究区煤层气井产出水污染等级高且随时间变化而波动变化,是地质因素、工程因素叠加影响的耦合结果.煤系地层中各种元素富集的高地质背景为根本影响因素,控制着微量元素的种类和含量,其次压裂液返排率的变化对其有显著影响作用,季节性降水则加强水岩作用,促进了元素的溶出.

沁水盆地煤层气井产出水化学特征与产能关系研究

以沁水盆地枣园区块煤层气井产出水的分析测试数据为依据,利用统计、对比方法,系统研究了煤层气井产出水化学成份特征、类型、成因机理及其与煤层气井产能的关系.根据水化学成份变化规律将产水过程分为3个阶段,即污染成份大量排出阶段、过渡阶段和稳定阶段,分析产出水具有富集碳酸氢根离子、缺少硫酸根离子和钙镁二价阳离子的特征及成因机理.结果表明:在相近的产水量条件下,水的矿化度、碳酸氢根离子浓度越高,煤层气井的气产量越高;当产出水矿化度低于1 000 mg/L、碳酸氢根离子浓度低于600 mg/L时,基本不产气.利用煤层气井产出水化学特征的分析成果可以进行煤层气井产能的合理预测.

沁水盆地南部15号煤层和顶板K2灰岩水文地球化学演化特征

针对煤层气井产水量大、降压困难、产气效果不佳等问题,基于沁水盆地南部煤矿15号煤层顶板K2灰岩水以及15号煤层气井水矿化度和离子数据,利用统计、对比方法,系统研究两者的水化学成分特征、类型、成因机理,建立了地层水演化模型,系统阐述灰岩和煤层水在补给区、径流区、滞流区发生的各种反应和作用。研究结果表明:K2灰岩水和15号煤层水会发生离子交换、混合作用及CO2作用,在补给区和强径流区,K2灰岩水水型以Ca-Mg-HCO3-SO4型为主,煤层水水型以Na-HCO3-SO4型为主;缓径流区K2灰岩水一般为Na-Ca-Cl-HCO3型,而煤层水以Na-Cl-HCO3或Na-HCO3型为主;滞流区K2灰岩水和煤层水水型相同,为Na-HCO3或Na-Cl-HCO3水型。研究结果为15号煤的煤层气开发提供可靠的水文地质依据。

产液剖面资料在封堵措施过程中的应用

随着油田注入的进行,层间矛盾日益严重,造成注入水的低效无效循环。封堵产出井的低产液、高含水层,提高采收率在油田已得到广泛采用。以测井资料为依据,简述产液剖面资料在油井封堵调整措施的制定及封堵措施后效果评价中的应用。通过对问题井治理分析,产液剖面测井在封堵措施过程中起着重要的作用,是油田开发方案调整中重要的参考依据。