煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明:①断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;②断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;③压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K_(7)砂岩。

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。

沁水盆地南部煤层气井产出水源解析及合层排采可行性判识

长期以来,沁水盆地南部丰富的太原组煤层气资源无法规模性动用,煤层气单井产量难以进一步提高,合层排采产出水来源得不到有效判识,合排难易程度无法客观评价。面对这些生产技术难题,基于28口单层及合层排采井产出水样品的微量元素测试分析,建立了产出水来源判识及合层排采可行性评价方法,进而以7口合层排采井为例进行了初步判识。分析表明,煤层气井产出水微量元素中蕴含着丰富的产出水来源信息,基于水岩作用原理可合理提取产出水源解析的特征微量元素。在甄别煤储层返排清污程度基础上,初步建立了由提取产出水特征微量元素、建立单煤层产出水特征微量元素标准模板、产出水来源与合排可行性判识3个步骤构成的评价流程。应用这一方法,在7口合层排采井中识别出产出水来源和层间干扰程度的3种情况。

基于氢、氧同位素的煤层气合排井产出水源判识——以黔西地区比德—三塘盆地上二叠统为例

有效的排采水源识别是煤层气多层合排诊断的重要举措,而水中稳定同位素是水源信息的指示计。黔西上二叠统发育多煤层,煤层气开发以直井多层合排为主,不同产层组合下产能效果差异显著,产出水来源得不到有效判识。为此,基于黔西比德—三塘盆地11口煤层气井产出水样品的定期采集,对产出水样、矿井水样和地表水样共计38个样品开展同位素地球化学测试,结合煤层气井生产数据,揭示了研究区产出水氢、氧同位素组成特征及其排采水源判识意义:基于研究区大气降水线方程,煤层气井产出水氢、氧同位素组成普遍显现D漂移特点,封闭型水中氢、氧同位素偏重,水-岩作用反应强烈;区分了典型高产井和典型低产井,低产井受制于表层水干扰,产出水表现为氢、氧同位素组成较轻且D漂移不明显,而高产井产出水以同位素组成较重、D漂移明显为特点。建立了反映产出水D漂移程度的参数,其数值与平均日产气量正相关而与平均日产水量负相关。结合Cl^-、Na^+离子浓度,建立了基于产出水地球化学特征的排采水源判识模板,区分出表层水、煤层水和压裂水3类水源,气井只有产出煤层水才能获得较高的产能。黔西地区比德—三塘盆地上二叠统上部含气系统由于容易受表层水干扰,排采条件欠佳且与中、下部含气系统兼容性差,建议优先开发中部和下部含气系统。

柿庄南区块太原组煤层气井产出水动态监测分析

通过对柿庄南区块2口煤层气井产出水300 d的连续采样分析,运用统计和对比方法对产出水的地球化学特征进行研究。根据产出水的地球化学动态变化规律,将煤层气井排采过程划分为排污阶段和稳定阶段。

沁水盆地柿庄南煤层气井产出水的化学特征及意义

以沁水盆地柿庄南部煤层气井产出水的测试数据为依据,采用统计、对比方法,系统研究了3号煤和15号煤煤层气井产出水离子成分、矿化度及pH动态变化规律。结果发现,排采210d内3号煤煤层气井产出水水型基本保持不变,而15号煤煤层气井产出水类型变化较大,由Na·Mg-Cl型逐渐过渡为Na-HCO3·Cl型。通过分析3号煤和15号煤煤层气井产出水的矿化度变化规律及原因,将15号煤煤层气井产出水的矿化度划分为三个阶段,15号煤煤层气井产出水的pH受季节变化的影响较大,表现为夏季煤层气井产出水的pH值较低,说明受大气降水的影响较严重。

西峰矿区煤层气井产出水地球化学特征及排采状况分析

西峰矿区是鄂尔多斯盆地中生界煤层气开发的探索区块之一，目前已施工多口煤层气探井。本文根据其中的5口煤层气井资料，分析了该区煤层气井产出水地球化学特征和煤层气井排采状况。研究揭示，该区地层水矿化度介于52～94g／L之间，平均68g／L，矿化度极高，具有卤水的典型性质；地层水呈微酸性，属于NaHCO3水型。研究认为，高矿化度指示地下水处于滞留或流动极为缓慢的状态，一方面有利于煤层气的保存，另一方面可能降低煤层对甲烷的吸附能力而导致含气量受损，同时也不利于次生生物气的生成，这可能是本区煤层含气量偏低的重要原因。该区域煤层气井产水量较高，主要是由于目的煤层上部洛河组砂岩含水层富水性较强，承压水头高，同时该区地下水矿化度高，呈微酸性，对煤层气井生产管柱造成腐蚀，导致煤层气井频繁停机，对煤层气井的连续排采造成很大影响。

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。

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。

枣园区块煤层气井产出水化学特征及动态变化规律

沁水煤层气田枣园区块煤层气开采井产出的水具有高盐度、高矿化度的特点,直接排放可能会造成生态环境的破坏。通过连续跟踪采集枣园区块煤层气井产出水样品,并进行了25项物理化学参数的系统测试,分析了矿化度及各种阴、阳离子的动态变化规律。发现其矿化度、氯离子、钠离子浓度均呈现先高后低的变化趋势,而碳酸氢根离子的变化规律相反,呈现先低后高的特点。水化学类型呈现由Cl—Na型向Cl?HCO3—Na型和HCO3?Cl—Na型变化的规律。产出水中阳离子以K++Na+离子为主,阴离子3HCO?和Cl–值较为接近,不存在明显占绝对优势的离子。依据产出水中各离子的变化特点,依据国家Ⅱ类地表水标准,采用回归分析方法,建立了氯离子浓度排采动态变化模型。研究成果为煤层气井产出水处理技术提供了依据。

煤层气井产出水离子及同位素演化特征研究

为揭示高煤阶煤层气井产出水中的地球化学特征,探究煤储层产出水在时间和空间上的演化规律,对柿庄南区块山西组17口排采时间超过5年以上的生产井进行水化学检测,通过对水样的阴阳离子浓度测试和水样的氢氧同位素、溶解无机碳同位素测试,发现此次的测试结果同该区块2011-2014年间的水化学数据有明显差异、结果显示水样中SO4^2-的浓度和TDS含量较往年偏小,而δD的测试值大于之前的数据,通过对比不同季节的样品测试数据,得出HCO3^-和Cl^-的浓度随季节变化最明显;Ca^2+、Mg^2+浓度具突变性;SO4^2-离子浓度随季节变化小。研究结果表明:HCO3^-和Cl^-浓度受季节性降水影响大,Ca^2+、Mg^2+浓度受地质因素影响大,SO4^2-离子浓度主要受脱硫酸作用影响;通过水样同位素分析表明δ13CDIC与δ18O呈正相关性,与δD呈负相关性,与SO4^2-呈现反比例变化趋势;δD随排采年份增加呈现偏重的趋势,并逐渐向大气降水线上方偏移,表明随排采年份的增加,煤储层排水范围由裂缝向远处扩大,促使煤层中的原始孔隙水不断被排出,从而导致δD呈现逐渐偏重的趋势;经分析表明δ13CDIC可以用于检测煤储层的局部封闭性。最后依据上述研究结果建立了体现煤层气井产出水在时间和空间上的变化规律的地球化学反应模型图。

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。

沁水盆地南部煤层气井产出水水化特征实验分析

煤层气井产出水水化学特征对判断地下水来源和研究煤层气产量有重要意义。前人研究表明,沁水盆地南部主要有3套含水层,不同含水层中水的水化特征也不相同。通过对不同煤层气井产出水进行水化分析,得出各个采样井的水化数据,结果表明,除位于赵庄的ZZ-116产出水为HCO_3·SO_4-Na类型外,其他煤层气井产出水均为HCO^3-Na类型,并大致判断一些井的产出水主要补给层位。也印证了碳酸氢根离子浓度越高煤层气井的气产量越高的理论。

煤层气井产出水化学特征及水化学场动态演化规律

为查明煤层气井产出水的化学特征及水化学场动态演化规律,对沁水盆地南部多口煤层气井产出水进行连续长期的水化学场检测,通过对比3号和15号煤层产出水离子浓度的变化以及各离子之间、同位素的相关关系,发现3号和15号煤层产出水阳离子主要为Na++K+,阴离子以HCO-3和Cl-为主,水化学类型均多为HCO3·Cl—Na型。p H范围为7.5～8.6。溶解性总固体最小为1 149.6 mg/L,最大达到3 617.4 mg/L。3号煤层产出水δD平均为-80.7‰,δ^(18)O平均为-10.4‰,15号煤层气井产出水中δD值平均为-83.6‰,而δ^(18)O值平均为-11.2‰。由δD和δ^(18)O之间的关系可以判断出两个煤层均受大气降水补给。且随着埋深的变浅,δD和δ^(18)O值显示出递增的趋势。由煤层水和临近含水层水的离子成分以及δD与δ^(18)O值对比,可以推测煤层的补给水源。通过产气量与产水量分析,得出溶解性总固体与产气量有明显的正相关关系,这对于产能预测有重要意义。

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。

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。

煤层气井产出水固体颗粒过滤装置及应用

为消除煤层气井产出水中的固体颗粒,提高产出水重复利用率,研制了煤层气井产出水固体颗粒过滤装置,该装置包括缓流系统、竖流沉降系统和排污系统,现场试验表明该装置能够有效的过滤煤层气井产出水中的固体颗粒,可以广泛的应用于煤层气井水力压裂、无杆泵动力液及井筒清洗煤粉用水。

煤层气井产水、产气动态变化特征研究

为使我国煤层气资源合理有效开采获得理论指导和依据,文章通过对沁水盆地南部多口煤层气井产出水进行连续长期的水化学场监测,总结了煤层气井产出水的水化学特征及水化学场动态演化规律。由煤层气井产出水化学场的动态变化,可将煤层水的排采过程分为3个阶段:阶段Ⅰ为排污阶段;阶段Ⅱ为过渡阶段;阶段Ⅲ为稳定阶段。初期的排污阶段产出水矿化度以及各离子浓度较高,除碳酸氢根离子之外,其余各离子均随矿化度的增大而增大。通过绘制3#与15#煤不同产水阶段Stiff图,各产水阶段有不同的特点,产水产气阶段也存在一定的相关关系,3#煤层的产水过程的排污阶段和过渡阶段相当于排水降压阶段,稳定阶段相当于稳产阶段和衰减阶段。

煤层气老井眼加深钻井增加产能技术

研究表明3号煤层下部的15号煤层同样具备开发潜力,因此采用老井眼加深钻井增加产能技术开发15号煤层煤层气,达到提高单井产量的目的。通过认真分析产能衰减原因、选井原则、实施步骤及推广意义,综合研究认为:①导致老井产量下降甚至产能衰竭的原因主要为煤层气资源采出程度高以及煤矿采掘过程中瓦斯抽放使含气量降低;②该技术能够实现对15号煤的开发,可以增加老井产能,达到提高单井产量的目的;③利用老井井眼实施钻井,解决了山区井场建设施工困难的问题,同时节约了钻井成本,降低了污染风险。

潘河区块煤层气定向井钻井工艺研究

通过采用"优化设计、镶嵌暂堵钻井液技术、超低密度固井技术以及轨迹控制技术"等工艺方法,在原3号煤井场上扩建后再部署15号煤定向井进行钻井施工。试验井组X井组平均机械钻速5.51m/h,比设计提前3.6天完井,煤层平均井经扩大率5.9%,各项钻井质量指标合格,施工期间同井场3号煤井正常排采。研究结果表明,这套工艺方案可以减少钻前工程成本,提高井场利用率,保护井壁稳定,实现潘河区块3号煤和15号煤的共同开发。