煤层气井排采初期合理排采强度的确定方法

为了提高煤层气井产气稳定期和采收率,用微分几何学理论结合达西定律计算了沁南地区煤层气井初始排采强度。根据沁水盆地东南部单排3#煤层的排采井实测数据,用最小二乘法建立了实际初始产气压力与临界解吸压力关系,确定动液面下降高度;用微分几何理论结合达西定律计算了初始产气时的平均压力、影响体积,用于确定初始产气时的最佳影响半径;根据最佳影响半径与排采时间的联系,结合动液面下降高度计算出排采初期的排采强度。计算结果与现场实践吻合较好,初期合理排采强度的确定,既可防止储层激励,又可防止不必要的能源消耗,具有较好推广应用前景。

刘家区煤层气水平井参数优化及合理排采强度的研究

考虑煤层气解吸、扩散、渗流规律,建立了煤储层基质孔隙和裂隙双重介质的气、水两相排采数学模型,对刘家区复杂地质条件下的水平井排采煤层气进行了数值模拟研究,并结合经济效益约束方程,研究了储层中垂向井位对水平井产能、经济效益的影响,从水平井长度、井筒直径方面对水平井结构进行了优化设计,最后确定了优化后水平井的排采强度。结果表明:模拟结果与现场监测生产曲线吻合较好,表明所建数学模型和地质模型是可靠的;水平井的产气量和经济效益与储层的渗透率密切相关,渗透率最大的层位产能、效益最好;存在一个产能最优水平段长度、最优井筒直径。

煤层气井排采强度对产气量敏感性的数值模拟

结合沁水盆地南部某煤层气区块的地质特征,利用Eclipse E300三维双重孔隙介质多组分模拟器,进行了煤层气井排采强度对产气量敏感性的数值模拟。研究发现,在给定的地质条件下,排采强度存在合理值。根据优选结果,日降液面速率以6 m/d起降;当井底流压接近0.8倍原始储层压力时,速率调整为4 m/d;当井底流压接近临界解吸压力时,速率调整为2m/d;进入稳产阶段时以1 m/d的速率排采,可以得到最好的产气效果。该结论对煤层气井的现场排采具有一定的参考意义。

单相水流阶段煤层气井的合理排采强度

煤粉是影响煤层渗透率的一个关键因素。通过跟踪监测11口生产井的煤粉,发现单相水流阶段煤粉最多,研究如何控制煤粉并确定单相水流阶段的合理排采强度是保证煤层气井顺利生产的关键。基于经济效益和现场排采数据,提出了经济排采强度和临界排采强度的求取思路,结合两者确定了单相水流阶段合理排采强度。采用合理排采强度排采不但有利于保护储层,还可以提高气井采收率,对煤层气田的现场生产具有一定的指导作用。

XS区块煤层气勘探井排采规律分析

通过对XS区块7口煤层气勘探井排采过程的定量化分析得到单井泄压漏斗半径在48.1~108.4 m,显示本区煤层对压裂的响应较好但压降漏斗的扩展相对偏缓慢。通过对排采初期理论临界降速与实际排采降速的对比发现,合理的临界降速介于5.7~16.7 kPa/d,本区煤层气井排采初期的流压降速可控制在11.2 kPa/d左右。目前单井储层拟合渗透率介于0.31~0.76 mD,平均约0.55 mD,低于邻区高产井的0.9 mD,显示勘探井的储层改造工艺及对应的产气潜力均有提升空间,建议适当增大压裂规模强化储层改造效果。

电脉冲储层处理技术在煤层气中的试验与应用

煤层气井在生产过程中受排采强度的影响,在煤层裂隙中会发生气锁和水锁现象,煤粉等固体颗粒堵塞气体通道,造成产水产气量的变化。电脉冲储层处理技术通过冲击波压力作用于煤储层及裂隙系统中,可以沟通和扩展裂缝,解除裂缝的堵塞,促进煤层气的解吸从而提高煤层气井的产量。

鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气老井挖潜技术及应用

综合运用地质、压裂及排采动态等资料研究了韩城区块部分煤层气井低产原因,认为储层物性差、断层影响含气量和含气饱和度、多层开采临近水层被压裂沟通、开发井网不完善、越流补给导致储层不能有效降压、局部构造煤发育使煤层压裂造缝难度大并且排采煤粉堵塞渗流通道是造成煤层气井低产的主要因素。通过技术攻关,形成了跨层压裂、封层堵水、酸化解堵、修井工艺优化、加大排采强度等针对性的老井挖潜技术。通过现场试验表明,系列挖潜技术在韩城区块现场应用效果显著,有效提高了单井产气量,对该区块及其他类似地质条件区块的煤层气开发具有一定指导作用。