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煤层气开发井网优化设计——以新集矿区为例 总被引：2，自引：0，他引：2
以新集矿区为例,系统地研究了煤层气开发井网设计的具体内容及工作程序。根据对新集矿区煤储层地质条件分析,确定了煤层气开发的目标煤层以及布井间距设计原则;通过煤储层数值模拟的产能预测,确定了煤层气开发的井网布置样式;在产能预测的基础上,结合经济分析,优化了煤层气开发的布井间距,进而提出了新集矿区首期煤层气开发布井方案,并进行了产能预测。指出新集矿区煤层气开发应采用地面垂直井、采动区煤层气开发以及井下瓦斯抽放等多种开发方式综合并举的形式。 相似文献
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《中国煤炭地质》2015,(11)
为优化地面煤层气开发井网部署,以梨树煤矿煤层气地面垂直压裂井为例,利用数值模拟软件(CBM-SIM)对其生产数据进行历史拟合,修正煤储层参数,建立地质模型。在此基础上,设计了300 m×250 m、250 m×200 m、200 m×200 m三种煤层气开发井间距,进行了产能预测及采收率计算。考虑到煤矿区不同区域地面煤层气开发目的不同,从煤层气井产能与经济两个方面,优化了研究区内地面煤层气开发井网部署。研究表明:1区内井网布置形式采用矩形法,考虑到构造、煤田钻孔及地形地貌因素,局部可采用不规则井网。2区内煤矿开拓准备区采用200m×200 m的井间距,排采5 a,累计产量200.43×10~4m~3,采收率达51.28%;煤矿规划区采用300 m×250 m的井间距,排采15 a,累计产量422.64×10~4m~3,采收率达48.94%。 相似文献
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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
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基于我国煤层气勘探开发项目、煤层气田生产现状以及科研技术成果的调研资料,分析了煤层气田稳产、提产综合治理技术措施,深层煤层气取得勘探突破的地质条件和潜力,支撑上述两方面进展的煤层气水平井技术以及相配套的井网优化、排采技术。结果认为,我国煤层气田稳产、低产井提产综合治理最有效的技术措施有四类,包括增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术。提出了“煤层气水平井+技术体系”概念,即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术组合体系,强调在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的相互匹配。界定了深层煤层气涵义,深层煤储层一般存在游离气,临界深度受地层温度梯度和压力影响。指出深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气勘探重点领域和方向。 相似文献
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随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。 相似文献
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在低渗透油藏开发中普遍采用菱形反九点井网,但采油井等缝长压裂将导致非均匀驱替,当油藏物性各向异性时,非均匀驱替现象更加明显。以往针对菱形反九点井网的研究主要基于等缝长压裂,未考虑利用不等缝长设计改善开发效果。根据某各向异性低渗透油藏基本参数建立数值模型,进行不等缝长设计,分析油藏渗透性各向异性及油水井压裂情况对菱形反九点井网水驱效果的影响。随着储层Kx∶Ky的增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增大。在相等Kx∶Ky条件下,注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小,对边井裂缝优化穿透比影响较大。数值模拟结果表明,在各向异性低渗透油藏中进行不等缝长优化设计,能有效改善菱形反九点井网的开发效果,优化结果对于各向异性低渗透油藏的水力压裂设计以及井网布置具有一定的指导意义。 相似文献
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在低渗透油藏开发中广泛使用菱形反九点井网,但针对不同位置生产井及注水井的裂缝缝长配比关系还缺少广泛深入的研究。基于长庆油田某低渗透油藏参数,建立了数值模拟模型,在菱形反九点井网中分别设置不同的边井、角井和注水井裂缝穿透比,研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。流线模拟及数值模拟计算结果表明,在注水开发中,注水井缝长是影响油田产液量及水驱效果的关键因素;边井裂缝较角井裂缝更易见水,对油田综合含水影响较大,在菱形反九点井网中需要进行不等缝长优化设计;边井裂缝缝长对水驱效果的影响分为早、中、晚期(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ)曲线段,随着注水井裂缝穿透比增加,早期(Ⅰ)曲线段增长,中期(Ⅱ)曲线段缩短,而晚期(Ⅲ)曲线段变化较小;随着角井裂缝穿透比增加,采出程度逐渐增大,当角井裂缝穿透比较大时,存在“反转”现象;随着注水井裂缝穿透比增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增加。该研究成果对于指导低渗透油藏菱形反九点井网裂缝优化设计,提高波及系数和开发效果具有重要的指导意义。 相似文献
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煤层气小井网排采试验中各参数间关系的研究 总被引：1，自引：1，他引：1
煤层气井网开发必须进行排采，降低井内压力达到产气的目的。煤层气井的产气量取决于煤储层特性，但在排采时因受排采各参数以及井网排采井间相互干扰的制约，只有掌握产气量与这些参数的关系和井间各参数的关系才能合理的制定出井网开采工作制度。本文利用辽宁省阜新市刘家煤层气小井网排采试验资料，研究了该区各井产气量、井口压力和液面深度等参数间的关系，总结出了排采工作中各参数间及中心井与非中心井间的影响规律，为制定合理的排采工作制度提供了依据。 相似文献
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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
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煤层气开采过程中通常采用数值模拟方法进行生产指标预测,其中的数值模型普遍采用三维全隐式差分法求解,模型涉及的参数变量多,求解难度大,计算复杂。根据煤层气的储气特征、吸附特征和解吸机理建立了反映煤层气解吸、扩散及渗流过程的气、水两相流动煤层气羽状水平井三维数学模型,模型考虑了煤层非均质各向异性的影响,运用块中心差分格式,对气、水相偏微分方程进行空间差分和时间差分,采用交替隐式(ADI)法求解,实现了煤层气羽状水平井开发数值模拟计算。交替方向格式可以把二维问题转化成一维问题,对x,y两个方向的迭代矩阵均为三对角矩阵,结构相同,易于编程计算。所建立的差分格式具有计算量小,稳定性好等优点,数值试验的结果表明效果良好。 相似文献
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裸眼洞穴井在山西保德煤层气区块的实验和应用 总被引：3，自引：0，他引：3
裸眼洞穴完井是煤层气井所特有的完井方式,在一些区块的产气量是套管压裂完井产气量的数倍。裸眼洞穴完井的机理是在作业过程中产生了数条各向延伸的自支撑裂缝,实现井筒与储层有效地连通。根据保德地区的实际完井经验,对裸眼洞穴完井工艺进行实践总结,探索洞穴井在该地区的适用性,为下一步煤层气开发井型选择提供了依据。 相似文献
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为了正确认识煤型气分类及其储层地质特征、科学选取煤层气测井方法,完善煤层气储层测井评价,在凋研分析煤型气的产出机理及影响因素的基础上,对煤层气与煤成气两类储层在岩石成分、生气能力、气源、储气方式、储气能力、储层物性、力学性质、以及开发等方面的差异进行比较。通过分析两类煤型气储层的测井技术方法,指出裸眼井测井技术可获得准确的煤系地层信息。根据煤型气储层测井评价技术内容及要求,提出了煤型气储层测井评价技术优选方案。 相似文献
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川南煤田古叙矿区煤层气勘探选层的探讨 总被引：1，自引：0，他引：1
川南煤田煤炭资源占四川省煤炭资源的60％以上,评价的煤层气资源最占80％以上。通过煤炭资源勘查、煤层气参数外资料分析,认为将龙潭组全段作为一个目的层段研究,将有助于全方位客观评价四川省煤层气的勘探开发前景。根据煤层间距小、储层参数差异小、含气量高等条件提出了以C12-C14、C15-C21、C23-24C、C25煤层群（组）作为目的煤层的观点,并提出必须加大施工排量、多打铺垫液、提高加砂浓度的压裂改造等建议,以期对南方小盆地多煤层的煤层气开发提供新的思路。 相似文献
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沁水盆地煤层气钻井工艺方法 总被引：1，自引：1，他引：1
针对沁水盆地煤层气概况,地层情况及开采条件,介绍了参数井、生产井、多分支地面煤层气水平开发井、丛式井等钻井工艺、钻具组合、井身结构及井身质量要求. 相似文献
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通过对焦作矿区煤层气开发现状进行分析,认为二煤层“三低”、软煤发育以及底板灰岩富水足导致区内煤层气井产气效果不理想的客观条件,此外还包括对储层改造工艺单一和排采失控两个工程闽素,针对上述问题提出了相应的增产改造措施．即针对煤储层特点采用“一井一法”进行试验;使用携砂能力强的HRS压裂液;制定严格的排采制度等。 相似文献
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通过理论研究分析了采动区煤层裂隙特征、煤层气赋存特征和煤层气运移特征,揭示了煤矿采动影响下上覆被保护煤层产气机理。分析认为采动区煤层产气机理与常规煤层气产气机理不同,一是采动区煤层基质孔隙大、内部裂隙多、离层裂隙发育。二是采动区煤层气解吸快、解吸量大、水中溶解气少。三是采动区煤层气运移以气体单向流为主,评价渗透性指标为透气性系数。在收集大量采动区煤层气井产气数据的基础上,研究了产气机理对产气规律的影响。采动区煤层气井产气规律与常规煤层气井相比,具有产量提升快、产气峰值高的特点,整体呈现先迅速增大后逐渐减小趋于平稳的规律。结合采动区煤层产气机理研究,分析认为气产量提升速度快是由于煤层裂隙迅速增多且气体在裂隙中以气相单相流运移为主,产气峰值高是由于储层压力快速下降使煤层气加速解吸,短时间内在井筒附近聚集大量游离气。 相似文献