王坡井田煤层气井部署方法研究

王坡煤矿是高瓦斯矿井,已有的井下瓦斯抽排不能满足矿井安全生产的要求,迫切需要通过地面抽采来缓解。在已有地质成果基础上,采用煤层气藏数值模拟方法,对王坡井田地面煤层气抽采工程部署方案进行优化。结果表明:A区块是井田煤层气开发试验首选区,以梅花形井网作为试验井网,井间距300m×250m,井网长轴方向60°。这种布井方式在工程实践中取得了较好效果,具有较大的推广价值。     

煤矿区煤层气开发部署方法

煤矿区煤层气的开发部署,受煤炭采掘规划和采掘布置的影响。基于我国目前的煤层气勘探开发现状,以晋城矿区为例,提出了煤层气开发部署原则,设计了井网优化部署方案,并进行了开发潜力及瓦斯治理效果分析。随着煤炭采掘的不断推进,煤矿区煤层气开发的地面垂直井形式会发生变化,即由起初单纯的地面垂直井转化为地面采动区井,而后可转化为地面采空区井。在地面垂直井阶段,气井连续排采10 a,累计产气量为576.44×104m3,目标煤层瓦斯含量降幅约为27.17%~51.99%。通过地面采动区井和地面采空区井阶段的瓦斯抽采,可使瓦斯抽采率进一步提高,达到有效治理瓦斯的目的。      

煤层气开发井网优化设计——以新集矿区为例

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。      

顾桥井田煤层气井多煤层合采产量影响因素分析

通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。      

鸡西煤田梨树煤矿地面煤层气抽采潜力

梨树煤矿属高瓦斯矿井,矿井瓦斯涌出量大,瓦斯治理形势日趋严峻。为评价梨树煤矿地面煤层气抽采潜力,从评价煤层气地面抽采潜力的关键参数含气量、渗透率入手,采用数值模拟软件CBM-SIM进行产能预测。研究认为,较高含气量的降幅程度及含气饱和度,决定了梨树煤矿主采煤层较好的解吸程度和开发效果。以XX-01井为例,含气饱和度高达99%,含气量降幅可达10.8 m3/t。原生–碎裂结构为主的煤体结构,决定了梨树煤矿主采煤层有较好的渗透性并且储层易改造,增产效果好。产能预测显示,梨树煤矿煤层气直井排采15a,累计产量可达422万m3,且经济效益、安全效益可行。因此,梨树煤矿具有较好地面煤层气抽采潜力。      

采动区远程卸压煤层气抽采地面井产能影响因素

以淮南矿区远程卸压煤层气地面井抽采工程实践为依托,通过工程试验和系统分析,探讨了远程卸压煤层气地面井的产能特点及其影响因素。研究结果表明,远程卸压煤层气地面井的产能曲线可分为两个阶段,在较短时间内顺利完成第Ⅰ阶段的井才能有较高产能。研究还显示,煤层气地面井产能受地层结构和采动影响较大。在研究区,当地层结构为松散层厚度<406 m,基岩与松散层厚度比值>0.74,下保护层与被保护层间距为6670 m,且平均采高≤2.2 m,平均产煤低于3 898 t/d时,利于远程卸压煤层气地面井抽采;当松散层厚度>430 m,11-2煤和13-1煤层间距>74 m,基岩与松散层厚度比值<0.7时,卸压煤层气地面直井成功率较低,此时,可通过改变井位和优化井身结构来适应地层结构的变化,提高地面井抽采成功率。      

基于CBM-SIM的梨树煤矿瓦斯地面抽采数值模拟

针对煤矿准备区、规划区瓦斯抽采的时空接续要求不同,基于黑龙江鸡西梨树煤矿瓦斯地面抽采试验井,利用CBM-SIM数值模拟软件对已有试验井的生产数据进行历史拟合,实现了储层的精确表征。通过CBM-SIM软件模拟井组抽采5 a、10 a、15 a的产气情况,以及抽采5 a瓦斯含量动态变化情况,最终确定了不同区域的最佳井间距。模拟结果表明,准备区和规划区最优井间距分别为200 m×250 m和300 m×300 m。准备区布井7口,规划区布井64口;准备区抽采5 a采收率为32.30%~38.20%,瓦斯含量可降至8 m3/t以下,满足矿井安全生产。规划区抽采5 a,采收率为30.00%~39.05%;抽采10 a,采收率为41.78%~52.06%,除规划区Ⅲ、Ⅴ以外,其他区域瓦斯含量均可降低至8 m3/t以下;抽采15 a,采收率为48.20%~62.04%,除规划区Ⅴ以外,其他区域瓦斯含量均可降低至8 m3/t以下。研究成果可为梨树煤矿及其东北其他矿区深部薄煤层区的煤与瓦斯协同共采提供借鉴。      

“十三五”期间我国煤层气勘探开发进展及下一步勘探方向

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。      

潞安矿区煤层气生产井井网布置方法的探讨

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。     

四川古蔺DCMT-3井排采曲线特征及开发前景分析

川南煤田大村矿段煤层气地面抽采试验井DCMT-3排采曲线特征显示见气较快,达到工业产能时间（高于1000m3／d）超过6个月,且降产幅度缓慢,属低产稳定型煤层气井,已累计产气超过50万m3。依据DCMT-3井生产期间的产气量、压力等变化规律,通过储层特征、经济投入分析认为,大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。建议采用同走向不同水平线状布井,加快开展清洁压裂液试验,以提高单井或井组产能,将发挥综合社会经济效益。实现古叙矿区等煤田的安全开采。     

樊庄区块煤层气井产气特征及控制因素

在对樊庄区块大量煤层气生产和地质资料研究基础上,总结了煤层气井产气规律,从地质、工程两个方面探讨了影响气井产能的主要因素,据此提出了合理化的排采建议。研究认为:与中、低阶煤相比,高阶煤储层结构的特殊性(连通孔隙、割理不发育)造就了气产量稳定阶段,高峰过后存在一个明显的降低现象;地质因素对产能的控制主要体现在构造部位上,复向斜构造的次级背斜核部或构造线方向的各种构造交接部位是煤层气开发气井部署的有利区域;工程因素则重点体现在排采措施上,尤其是降压初期的排采控制,该区排采初期液面下降应控制在2~6 m/d,排水泵量控制在1.5~4 m~3/d,最大排水泵量控制在5~10 m~3/d。     

贵州水城矿区煤层气地质条件与可采潜力分析

水城矿区煤层气资源丰富,在分析矿区煤储层物性和含气性的基础上,估算了煤层气可采性参数,评价了煤层气的可采潜力。结果显示:水城矿区煤层顶、底板以及含煤地层上覆地层均为良好的区域性盖层,煤层气保存条件较好;矿区良好的煤岩、煤质特征和孔隙结构特征为煤层气的大量生成和富集奠定了基础;煤层气理论平均采收率为31.66%,可采资源量为1158×108m3,平均可采资源丰度0.98×108m3/km2,对煤层气开发较为有利;煤层的渗透性较低,可能对煤层气地面排采带来不利影响。建议矿区在煤层气地面开发工作中,注重煤储层渗透性的有效改善,并探讨矿井—地面开发结合的可行性。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井网优化及采收率预测

煤层气采收率的确定对于产业的发展具有较大指导意义。通过对类比法、解吸法、等温吸附曲线法及储层数值模拟法适用性分析,并结合沁水盆地寿阳区块煤储层特征,应用COMET3数值模拟软件,对15号煤储层生产数据进行历史拟合,校正了基础参数,基于不同井距设计了6种不同的井网方案,对各种方案进行了产能数值模拟及采收率预测。根据预测结果总结出寿阳区块采收率与钻井数关系变化规律,指出最优井间距为288m×216m,对应的采收率为50.4%。     

煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。      

煤层气小井网排采试验中各参数间关系的研究

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。     

过采空区抽采下组煤煤层气技术及工程应用初探——以晋城寺河井田为例

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。      

煤层气开发井网优化设计

煤层气田井网布置的好坏直接影响到煤层气开发的成败以及最终采收率的高低。通过数值模拟方法,给出了煤层气井网优化设计的原则以及井网优化设计考虑的因素,如井间干扰、各向异性、井距与排距之比、井网密度、井网方位等,并利用数值模拟软件对鄂尔多斯盆地某区块进行了开发井网的优化设计,为该区的煤层气开发方案设计提供了合理依据。      

大宁?吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

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。      

中高煤阶煤层气井产量递减类型及控制因素——以晋城和韩城矿区为例

通过对晋城、韩城矿区煤层气井生产动态资料的分析和研究,认为煤层气井产量递减具有指数递减、调和递减、复合递减、突变递减和周期性递减等5种类型;而影响煤层气产量和递减类型的主要因素是边界条件、煤层气吸附特性、煤储层渗透率、解吸过程中的渗透率反弹、井间干扰、层间干扰和排采制度。研究还显示,通过对煤储层进行二次压裂、合理布设井网、合理调整排采制度、低产合采井选择性封层、准确把握合适的合采时机以及实施侧钻技术,有利于恢复和提高煤层气单井产量,延缓产量递减期,减缓递减速度,使递减类型趋向双曲线或调和递减类型,从而提高煤层气最终采收率。      

鄂东低煤阶U型井排采特征及产气量预测研究

为研究鄂尔多斯盆地东部北缘低煤阶U型井排采特征,以山西保德矿区8#+9#煤层的U型井地质资料和历史排采数据为基础,利用无因次产气率将低煤阶U型井排采划分为排水降压、稳产、产量递减三个阶段,分析各阶段排采特征,结合井底压力、气水产量确定了鄂东低煤阶U型井排采曲线特征图。研究排采各阶段排采参数的相关关系,显示低煤阶U型井日产气量与排水量之间呈现二项式相关;日产气量与井底流压呈现线性负相关关系;日气产量/气累计产量与排采时间在产气量上升阶段呈对数关系,在产气量下降阶段呈幂指数关系。在此基础上优化排采制度,并以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型,拟合相关系数在产气量上升阶段高达0.977 5、在产气量下降阶段高达0.989 3。