延川南煤层气排采井防煤粉工艺技术研究

针对延川南区块部分煤层气排采井因排液量低,煤粉卡泵频繁,煤粉从煤层中析出至井筒无法排出地面,部分排采检泵周期短,无法实现煤层气连续性排采的问题,开展了延川南煤层气防煤粉工艺技术研究。进行了煤粉卡泵的原因分析,研究了低排量举升工艺参数优选,进行了防煤粉排采泵的设计及应用,研究应用了射流泵防煤粉工艺技术。该技术在延川南煤层气田开展现场试验收35井次,措施井检泵周期由210天延长至567天,减少无效作业40井次。增效400万元。研究结果表明,延川南煤层气防煤粉工艺技术工艺可靠实用,该技术将为煤层气井的连续性排采提供了新的技术支持。

解吸阶段划分对延川南煤层气田开发的指示意义

基于煤层气的等温吸附理论,借鉴解吸阶段划分的计算方法,结合延川南煤层气田的排采成果,从解吸特征的角度深入分析了造成不同煤层气井产气效果差异化的内在机理。研究表明:根据解吸阶段划分参数的对比,延川南煤层气田的煤层气初始解吸效率低于沁南区块,开发效果较其略差;随着压力的下降,后期解吸效率将快速上升,通过有效的储层改造以及精细的排采管理可以实现深层煤层气的有效开发。气田煤层气解吸阶段整体处于快速解吸阶段,谭坪构造带煤层气井初始解吸效率约为万宝山构造带的2倍,与两者归一化产气曲线斜率相差约2倍的结果相一致,表明解吸效率是造成产气特征差异化的本质原因;并指出了排采解吸阶段的关键压力点,对于煤层气井的精细排采控制有现实的指导意义。

延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度的建立与优化

为了建立适合延川南煤层气田深部煤层气藏的排采制度,一方面通过镜质组反射率测试、压汞试验和核磁共振试验等手段,分析了延川南煤层气田煤层孔隙性发育在各煤阶煤层中所处的水平;另一方面主要通过与沁水盆地南部煤层孔隙发育、地应力特征、煤岩力学特征进行对比,分析了延川南与沁南煤层气地质条件差异,并结合延川南煤层气井现场排采参数,建立了相适应的排采制度。结果表明:延川南煤层气田煤层镜质组反射率在2.5%左右,压汞孔隙度和可动流体孔隙度在所有煤阶中处于最低水平,且孔隙系统以微小孔为主,各级别孔隙间连通性差,对煤储层渗透性极为不利;与沁水盆地南部相比,延川南煤层气田煤储层具有孔渗性差、地应力高的特点,加之煤岩本身抗压强度低,所以在排采控制过程中要采取比沁水盆地南部更为缓慢的排采制度;将延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度划分为5个排采阶段,分别是:快速降压阶段、稳定降压阶段、上产阶段、产量波动阶段和稳产阶段,其中快速降压阶段日降井底流压控制在0.100 MPa左右,稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段要采取精细化排采控制,稳定降压阶段日降井底流压在0.003 MPa左右,上产阶段日降井底流压0.005 MPa左右,产量波动阶段日降井底流压要控制在0.003 MPa左右。