共查询到16条相似文献，搜索用时 531 毫秒
1.
以沁水盆地南部区块煤层气生产井的工程、测试、监测数据为依据,对影响煤层气井产能的储层生产控制因素进行了分析,探讨了优化储层生产控制、提高煤层气井产能的工程措施,重点研究了水力压裂工艺施工参数与煤层气井产能的关系,提出了有利于提高煤层气井产能的水力压裂工艺施工参数。结果表明：合理控制钻井液的密度与粘度,可提高煤层气井的产能;煤层气井的产能与固井工艺中的水泥浆密度与用量呈现负相关关系;水力压裂采用变砂比、控制压裂液、变排量等施工工艺和优化的工艺参数值可有效提高煤层气井气产量。 相似文献
2.
3.
为了探索焦作"三软"煤层（软煤、软顶和软底）水力压裂条件下煤层气渗透机理及产出规律,首先基于储层裂缝扩展模型,考虑压裂后煤体孔隙率对渗透率的影响,建立储层裂缝渗透模型,并进行试验单井的应用及分析,得出压裂缝长度、宽度、渗透率以及压裂后储层参数等指标;而后通过等温吸附曲线法与历史拟合法的综合分析,对煤层气井的采收率进行预测;最后结合所得指标参数与采收率,运用FracproPT软件对矿区GW-002试验井进行2 430 d的产能预测。结果表明:该试验井模拟预测的平均日产气量可达596.87 m3,采收率可达32.86%,累计产气量可达1.09×106 m3,数值模拟出的产气量与实采数据较为吻合,满足煤层气开采技术要求,可用于指导焦作矿区煤层气井压裂抽采实践与产能预测。 相似文献
4.
新集煤层气开发试验井水力压裂增产改造 总被引：1，自引：1，他引：0
根据新集试验区地质、储层条件,提出了适合该地区煤层气井水力压裂选井选层方法。通过对3口试验井8个目标层段进行水力压裂增产改造,认为活性水压裂液、兰州砂支撑剂应作为该地区的首选压裂液和支撑剂。利用先进的压裂软件进行压裂设计、实时分析以及压后评价,通过严密组织、合理施工获得了单井最大日产气量3 278m3/d,为该地区今后进行煤层气勘探开发提供了技术基础。 相似文献
5.
煤层气井常采用井网布置方式进行开发，不同的水力压裂顺序引起不同的应力干扰效应。为了查明不同水力压裂顺序下煤层气井间应力干扰效应，本文以沁水盆地柿庄南区块3组煤层气井网15口井为研究对象，应用ABAQUS 有限元模拟软件，模拟了煤层气井网中3种水力压裂顺序（先周围后中心、对角、先中心后周围）的应力分布特征及干扰效应，提出了相应的水力压裂顺序建议。结果表明：当施工排量为6.00 8.00 m3/min，液量为430.00 580.00 m3时，（1）先周围后中心、对角、先中心后周围压裂时，距中心井、对角线井、周围井不同距离，依次分为应力释放区、集中区和原始应力区。先周围后中心压裂时，中心井三区范围依次为≤15.00 m、15.00 140.00 m、＞140.00 m。对角压裂时，对角线井三区范围依次为≤60.00 m、60.00 150.00 m、＞150.00 m。先中间压裂时，周围井三区范围依次为≤60.00 m、60.00 144.00 m、＞144.00 m。（2）煤层气井网采用四点法布置，井间距超过300.00 m，可有效避免煤层气井之间的应力干扰。降低煤层气井压裂时的施工难度。 相似文献
6.
水力压裂是目前煤储层改造增透的主要技术措施之一,支撑剂在压裂裂缝中的铺置范围和输送距离是衡量水力压裂效果的重要指标。针对潞安矿区煤储层特点,采用物理实验和数值模拟方法,对比分析试验煤层气井压裂支撑剂导流能力、铺砂范围、粒径组合等因素对裂缝导流能力的影响,筛选出最优的支撑剂粒径和粒级配比。结果表明,随着闭合压力增大,不同粒径覆膜轻质陶粒支撑剂对裂缝导流能力降低;相同粒径覆膜轻质陶粒在裂缝中形成的砂堤和铺砂区长度是传统石英砂的2倍左右;40~60目(0.25~0.38 mm)、16~40目(0.38~1.00 mm)、12~20目(0.83~1.40 mm)3种粒级覆膜轻质陶粒中,12~20目压裂裂缝长度、支撑缝长和平均支撑剂浓度最小,而导流能力最高;当3种粒级40~60目、16~40目、12~20目配比为1∶6∶2时,覆膜轻质陶粒压裂效果最好,平均裂缝缝长320 m,裂缝宽度0.672 cm,支撑剂密度5.16 kg/m2,裂缝导流能力为1.263。潞安矿区煤层气井采用覆膜轻质陶粒支撑剂压裂时,通过优化支撑剂粒度配比,显著提高裂缝导流能力,以提高煤储层渗透性和煤层气开采效果。 相似文献
7.
我国煤层气开发主要集中在中浅煤层,深部?超深部煤储层地质条件更加复杂,储层压裂改造技术及排采管控技术是影响深部煤层气井能否成功开发的两大关键。渝东南地区龙潭组煤层埋深可达2 000 m,且该区没有超深煤层气井开发经验可供借鉴。基于此,以渝东南地区NY1井为例,通过优化压裂工艺,以减阻水压裂液体系为基础,按照大排量、低砂比、段塞式、不同粒径复合加砂的技术思路完成该井的压裂施工;在排采过程中,采用分段控制、逐步降速、适时调整、无套压生产的方式,尽可能增加煤层气井见气前返排率,扩大供气半径,并且避免液面大幅波动形成速敏效应影响煤储层渗流通道。结果表明:NY1井压裂过程中施工压力平稳,未见砂堵现象,排采过程中保持了日产气量2 800~3 000 m3。根据生产实际,NY1井实现了高产和稳产,该井的压裂工艺和排采制度的成功实施,对超深煤层气井的理论研究和实际开发具有一定的指导意义。 相似文献
8.
针对煤矿井下作业空间小,供电供水能力有限,地面加砂压裂装备无法直接应用于煤矿井下的现状,提出了高压端加砂压裂的技术思路。基于液动冲击混携砂原理,研发了高压端连续水力加砂压裂装备。该装备不需要外部动力源进行混砂,而是通过压裂液流态和流场的变化形成旋流冲击实现混砂和携砂。理论分析、数值模拟和室内仿真试验均表明,该装备在原理上是可行性的,能够有效混砂和携砂。研发的装备整体耐压达到55 MPa,一次可装石英砂750 kg,可实现单个或者多个穿层钻孔的连续加砂压裂。配套设计了三通道并联的煤矿井下高压端连续水力加砂压裂控制系统,该系统通过矿用压风实现开关的开合,与压裂泵的控制系统协同对加砂过程实现远程集中控制,确保加砂过程安全可靠。运用该装备在安徽淮南矿区潘三煤矿进行了5个底板穿层钻孔的现场试验。结果表明:该装备携砂能力较强,仅需开启通道二即可实现有效加砂,最大连续加砂量150 kg,最大注水量316 m3,加砂压裂钻孔瓦斯抽采纯量、百孔瓦斯抽采量分别是清水压裂钻孔的2.38和2.03倍,增透效果明显。研发的装备可应用于煤矿井下高压水射流、水力切割以及水力加砂压裂等领域。 相似文献
9.
基于中国地质调查局组织施工的川高参1井资料,分析了川南芙蓉矿区上二叠统宣威组煤储层特征,优选C_(6+7)和C_8煤层采用大液量、中高排量、中砂比、变粒径支撑剂、多级阶梯式加砂工艺实施了合层水力压裂改造,并通过地面微地震监测及排采试验评价,验证了储层改造效果。研究表明:研究区薄—中厚煤层群发育,主要为原生结构无烟煤,煤层孔隙度2.2%～4.6%,渗透率(0.013～0.027)×10~(-3)μm~2,属低孔低渗型储层。井区内C_(6+7)、C_8煤层厚度大且稳定,埋深适中,含气量、含气饱和度高,储层压力梯度高异常,有利于煤层气富集并在储层改造基础上开发。C_(6+7)与C_8合层压裂过程中,通过增大前置液量比例,缓慢提高泵注排量,注前置液阶段多段塞降滤失,细中粒石英砂支撑剂组合等压裂工艺优化措施,提高活性水压裂液造缝及携砂能力。地面微地震监测显示,川高参1井压裂裂缝以NW—SE向垂直缝为主,裂缝长度、宽度及影响体积都较大,有效改善了井筒周围煤储层的导流能力;后续排采试验阶段,最高日产气量达8307 m~3,连续90天稳产6000 m~3/d以上,创西南地区直井单井最高日产量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。 相似文献
10.
针对碎软煤层渗透率低、瓦斯抽采衰减快、压裂不均匀、裂缝易闭合、瓦斯抽采效果差、无法实现区域瓦斯超前预抽的问题,提出了煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂强化瓦斯抽采的技术思路,研发适合煤矿井下煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂煤层增透技术,研制了成套的煤矿井下水力加砂压裂泵组装备、定向喷砂射孔装置及工具组合、防砂封隔器及工具组合。水力压裂泵组装备最大排量90 m3/h,最大泵注压力70 MPa,最大携砂能力20%,支撑剂粒径小于等于1 mm;定向喷砂射孔装置通过水压驱动喷射器定向,最大旋转角度180°;防砂封隔器最大承压70 MPa,最大膨胀系数为2。研发的定向长钻孔连续定向喷砂射孔工艺技术和定向长钻孔拖动式水力加砂分段压裂工艺技术,在山西阳泉新景煤矿井下开展工程试验,完成2个压裂钻孔(孔深均为609 m)共计16段水力加砂分段压裂施工,累计实施80次定向喷砂射孔作业,石英砂的体积分数2%~3%,定向喷砂射孔压力22.6~28.6 MPa,共计使用石英砂19.8 t;水力加砂分段压裂单段注入压裂液153.8~235.1 m3、核桃壳砂的体积分数2.02%~2.56%,累计注入压裂液2 808.57 m3,注入核桃壳砂36.47 t;综合评价本次水力加砂分段压裂影响半径为20~38 m,统计分析压裂后2个钻场100 d瓦斯抽采数据,1号钻场、2号钻场日均瓦斯抽采纯量分别为1 025、2 811m3。试验结果表明:压裂装备加砂量大,施工排量大,能够实现连续作业,压裂后煤层透气性显著增加,极大地提高瓦斯抽采浓度和瓦斯抽采纯量。研究成果对碎软煤层区域瓦斯增透提供新思路,为我国类似矿区区域瓦斯超前治理提供技术借鉴。 相似文献
11.
大宁?吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集,体积酸压后试采获得突破,但试采井产能差异大,产能主控因素不明确,严重制约煤层气开发进程。针对大宁?吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井,从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标,运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明:酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素;砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素,可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标;提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度;控制排采速度不超过200 m3/d,以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。 相似文献
12.
深层煤层气井产能高低及影响因素认识不清,制约了其商业化开发进程。对延川南万宝山构造带煤层气生产特征及产能情况进行了总结,从煤层气资源条件、煤层气解吸难易程度和渗流条件3个方面对产能影响因素进行了研究。结果表明,渗透率与含气量是影响产能的主要因素:渗透率大于0.3×10-3μm2和含气量高于15 m3/t是稳定产气量大于1 000 m3/d的前提条件。含气量主要受埋深和水动力条件影响,埋深越大,水动力条件越弱,含气量越高;渗透率主要受地应力、形变和裂缝发育情况控制,低地应力区和局部构造高点附近渗透率较高。根据渗透率与含气量将构造带划分为高渗高含气、高渗低含气、低渗高含气、低渗低含气4个区。其中,高渗高含气区产液量中等,产气能力高;高渗低含气区以异常高产液、低产气井为主;其他两区产液量和产气能力较低。 相似文献
13.
煤储层不同于常规油气藏,储层易受到伤害且伤害因素复杂。通过大量文献调研发现,前人对煤储层伤害机理研究较多,而对储层伤害类型及相应的措施研究较少。从地质、工程及排采角度出发,研究影响沁水盆地某区块的煤层产气、产水的各种因素,建立典型生产曲线模型并提出判断低产井伤害类型方法,确立增产潜力大的低产井选择标准,并进行二次改造。研究结果表明:地质、工程、排采因素对储层产能影响不可忽略,其中陷落柱、压裂液浸泡时间、压裂施工异常、排采时间间隔、生产时效、降液速率等因素对储层伤害程度较大;煤层伤害主控因素的确定及典型曲线的建立为低产井的储层诊断提供了参考依据,也对低产低效井的二次选井选层改造具有重要指导意义。 相似文献
14.
为分析压裂液对西山区块煤储层的伤害,采用工作液评价实验方法,研究了压裂液基液、黏土稳定剂和表面活性剂对煤储层的影响。研究结果表明,现场所用的活性水压裂液对煤储层损害率最高为37.2%;未过滤的含杂质的河水要比过滤的河水和井水对煤层的伤害大得多;黏土稳定剂KCl的添加量应根据水敏性伤害程度确定,研究区黏土稳定剂合适的添加量应该为2%~4%;为保证压裂液尽快返排,压裂液中需添加表面活性剂,表面活性剂的添加量为0.2%较好,实际应用时可做适度调整,但用量不要超过1.4%。在实际生产中采用该方法对压裂液进行了优化,压裂液优化后的煤层气井的煤层气产气量要比未优化的井日产气量高300~500 m3。 相似文献
15.
晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8 832 m3/d,日均产气量达到2 694 m3,验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。 相似文献
16.
潞安矿区煤层气井井网布置采用350m-250m,根据区内两口试验井LA-016、LA-019裂缝实时监测技术取得的压裂裂缝半径、裂缝方位、裂缝影响高度,验证了井网布置的科学性和合理性,结合煤储层特征、区内构造、水文地质条件、煤层气后期开发与利用等因素,确定了在潞安矿区进行井网布置方法和原则,并结合实际情况来逐步完善,使其更具实用性。 相似文献