煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析

井底流压是影响煤层气井产气量的关键参数之一,如何控制井底流压的变化来提高煤层气井产气量是值得考虑的问题。基于平面径向渗流理论,建立了外边界无限大,内边界定产与非定产条件下井底流压2种动态预测模型,揭示煤层气井排采初期在定产条件和非定产条件下井底流压变化规律。研究结果表明：在定产条件下井底流压随排采时间的增加按负对数函数规律降低;非定产条件下井底流压随排水量的增加呈负线性函数规律降低。利用预测模型对沁水盆地柿庄南区块6口煤层气井排采前期的生产动态进行预测分析,预测结果与实际结果拟合程度较好。     

BP神经网络在自喷井井底流压预测中的应用

利用神经网络具有的高度非线性映射能力,将其应用于井底流压的预测,以解决现有各种方法不能完全满足需要的矛盾。从网络的结构和算法、训练样本的选择和处理、网络的学习精度和泛化能力等三个方面对BP神经网络进行研究和改进,建立了井底流压的预测模型,并对某油田的实测井底流压数据进行了精度检验和精度分析。预测结果表明,相对误差最大为2.0821%,平均相对误差为1.5108%,绝对误差一般在0.5~1 MPa,高于其他各种计算方法的精度。     

反循环钻进井底净化的研究

把反循环钻进中循环液体视为刚体 ,以力矩平衡等理论为依据 ,建立井底净化模型 ,对影响井底净化效果的各种因素如地层、钻头结构、工作规程、井底流场、压持效应和渗透规律等进行综合研究 ,推出最优净化条件 ,通过室内及野外试验进行验证。     

煤层气排采动态参数及其相互关系

排采制度是保证煤层气井生产排采成功的关键要素。以煤层气开发潘河试验区生产资料为依托,利用统计、对比的方法,对试验区排采过程中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进行综合研究。结果表明,区内煤层气排采过程及其动态参数具有明显的阶段性特征;排采过程中,动液面深度和套压为正相关关系,二者可通过相互调整控制井底压力。根据各阶段排采动态参数的特征,提出了与各排采阶段相适应的排采制度。      

煤层气产出过程中气—水两相流与煤岩变形耦合数学模型研究

气－水二相流和煤岩变形耦合作用是煤层气产出过程中一种复杂的物理现象，为准确描述这一现象，本文建立了气－水二相流和煤岩变形的微分方程，并用有限元分别将它们进行离散化，然后讨论了煤岩变形模型和气－水二相流模型进行耦合数值求解的方法。     

压裂煤储层气水两相流模型及煤层气产量分析

水力压裂是促使煤层气增产的关键技术,研究压裂煤储层中的气水两相流特征具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块2 000m以深的8号煤层为研究对象,建立了研究区COMSOL软件下的模拟模型,基于储层物性参数和煤层气井排采参数,得到了与实际产量较接近的日产气量和日产水量。研究表明,排采过程中储层压降范围是以井口为中心,从压裂区逐渐向未压裂区扩展的近似椭圆形区域,椭圆长短轴分别沿水力压裂区域的长短边方向,压裂区压降速度远大于未压裂区。压裂区大小和井底流压变化特征对煤层气井产量产生重要影响,扩大压裂区有利于煤层气井稳产阶段日产气量提升;排采阶段井底流压的大幅波动和台阶式下沉会导致煤层气井后期产量的下降。     

井底压差对垂直井井底应力场的影响研究

井底压差是影响钻井机械钻速的重要因素之一。实践证明欠平衡钻井与常规钻井相比机械钻速有显著提高,不同钻井条件下的井底应力场需要深入地研究。在分析井底岩石所受载荷的基础上,建立了轴对称条件下井底岩石流固耦合模型,并利用有限元方法进行求解,通过对不同井底压差下的井底岩石应力场进行数值模拟计算,针对井壁岩石的理论解和数值模拟结果进行对比验证模型的合理性,并对井底待破碎岩石进行了力学分析。结果表明,数值模拟结果与理论结果相符,验证了模型的正确性;井底待破碎岩石按照应力状态分为3个区域,分别为3向拉伸区、2向压缩区和3向压缩区。井底压差对井底应力场的影响研究为快速高效破岩提供理论基础。     

煤层气在储层中的流态分布特征

煤层气流态是表征煤层气在介质中流动难易程度的阶段量。综合前人研究经验,借助煤层气流态方程推演解译,对煤层气流态界限进行了划分,总结出煤层气在储层中的流态按渗透率k和运移距离L分布的规律。这为煤层气合理开发方案的制定具有一定的现实意义。     

应力作用下煤层气非稳定耦合渗流模型及数值模拟

基于多孔介质渗流力学和流固耦合理论,建立了应力作用下煤储层中煤层气流固耦合数学模型,并根据数学模型的非线性特性,采用多重物理量耦合软件COMSOL Multiphysic进行数值模拟分析,通过模拟结果研究了煤岩体中压力和浓度的分布特性,并且研究了耦合与非耦合情况下压力动态曲线,为模拟煤层气产量预测和预防矿井瓦斯突出提供了理论依据。     

煤层气井压后返排工艺

煤层气井压后返排,是关井待压力扩散一段时间后放喷,还是及时放喷,一直未能形成统一的认识。从压裂液、压力、关井时间等3个方面进行分析,认为煤层气井压裂后应及时放喷返排,建议时间控制在30 min内。同时根据煤层气井压裂后支撑剂立即沉降、颗粒之间出现胶结的特点,建立了压裂液返排模型。计算结果表明：压后返排时先用小油嘴控制放喷,然后逐步更换较大的油嘴放喷或者敞喷,及时返排压裂液,缩短返排时间。在煤层气井压后返排设计时,为定量选择放喷油嘴直径提供了重要的理论依据。     

基于有限元法的井底应力场随井底压差变化规律研究

岩石破碎是钻头与井底岩石相互作用的结果,井底应力场是决定钻头破岩效果的重要因素。本文利用有限元数值模拟手段探讨了特定地应力条件下井底压差对井底岩石应力的影响规律。研究表明,降低井底压力可以减小井底岩石的等效应力、改变岩石的应力状态,有利于钻头破碎岩石。井底平面上井眼中心附近的岩石最易破碎,越靠近井壁岩石所受的应力越大,在近井壁地带0.8R（R为井眼半径）附近,会出现明显的应力集中现象,这使得该区域的岩石最难破碎。本文的研究成果为研究最经济、最有效的钻井工艺和破岩技术提供理论依据,为破岩工具的优化设计提供参考。     

双煤层煤层气井四通道分层控压排采技术及试验

针对双煤层煤层气井生产过程中层间相互干扰、储层伤害严重的问题,提出了双煤层四通道分层控压排采技术,排采过程中将两层煤控制在不同的压力系统中以达到分层生产的目的,研制出了一套双煤层四通道分层控压排采装置,包括四通道封隔器、监测设备、多通道油管扶正器、滚轮式抽油杆扶正器和辅助联通管。现场应用试验表明：四通道封隔器能够根据需要起到封隔效果,使两个产层处于两个不同的压力系统中,双煤层四通道分层控压排采技术具有现实可行性。     

煤层气径向钻井压耗计算与井口压力预测

对煤层气径向钻井过程中钻井管柱系统压耗和高压水射流破岩机理进行分析,列出了钻井管柱系统各部分磨阻系数的计算公式和喷嘴射流动力公式。通过理论分析与室内试验,提出了煤的水力冲击破碎压力与其物理力学参数之间的关系式,以及水力冲蚀速度与无因次冲击压力之间的关系。结果表明：通过加权平均值法计算得到的临界破碎压力与实际值吻合良好;在3~8倍临界破碎压力下,冲蚀速度约为无因次冲击压力的0.4倍。根据文中压力预测步骤,对现场作业进行压力预测,得到的井口压力预测结果比实际施工压力低3~5 MPa。     

空气反循环钻井井底流场模拟实验器的研制

井底流场是空气反循环钻井能否高效携岩和有效形成反循环的核心流场,而井底流场模拟实验器是开展相应研究的关键设施和必要手段。基于反循环井底流场形成特点,设计了空气反循环钻井井底流场模拟实验器装置,并对主要零部件的设计过程进行了详细分析。井底流场模拟实验器可模拟不同切削具底出刃对应的中心孔压力变化;内喷孔与底喷孔不同组合情况下孔底流量分配;及不同类型内管倾角变化对中心孔压力影响的实验研究。进而也可考察不同结构参数变化对井底流场的影响,为空气反循环钻井井底工具的结构优化设计提供重要的理论和试验依据。     

煤层气试井分析软件开发和设计

为适应煤层气测试技术发展,针对煤层气试井分析的需求,开发设计了开放式煤层气试井分析软件。提出了软件开发设计的思路、技术要求及结构框架。实现了试井设计、数据预处理、试井分析及自动生成报告一体化的目的。      

井底应力场对气体钻井井斜的影响

建立了油气井钻井过程中的井底力学模型,该力学模型考虑了井眼内压力、岩石节理、井眼深度、地应力、岩石材料特性、井眼直径等影响因素,并讨论了各个因素对井底应力场的影响,阐明了气体钻井时井底应力场分布变化对井眼井斜的影响。气体钻井时井眼内的压力远小于井眼周围的围压,井底会出现很大的拉应力,岩石容易破坏,因此,气体钻井时钻井速度远远大于钻井液钻井,但拉应力越大,井眼与岩石节理面交接处产生的应力集中越大,应力集中处岩石更容易破坏,也更易产生井斜。气体钻井时井底的应力状态对地层倾角、材料特性、井眼直径、井眼深度及初始地应力的变化较钻井液钻井时更敏感。     

煤层气开采对环境的影响

煤层气是一种廉价、洁净、高效的新型能源,其开发利用可以弥补常规天然气和燃油的不足,750m^3煤层气可顶替1t标准煤。煤层气开发对环境的影响主要是减少了煤矿甲烷气体的排放,降低温室效应。其负面影响是在钻探、压裂、回注水和提纯过程中会造成煤层和煤层气中杂质气体和有毒有害物质富集,对大气和地下水造成污染。     

潘河地区煤层气井排采制度优化

基于沁水盆地南部潘河地区煤层气地质特征以及PH01井和PH02井排采资料,结合COMET3储层模拟软件,对两口井进行历史拟合和制度优化。结果表明,当PH01井初始最大产水量为3m^3/d时,最大累计产气量能达800.4×10^4m^3;PH02井初始最大产水量为5m3/d时,最大累计产气量达700.1×10^4m^3。在基础地质条件相近的前提下,两口井最大累计产气量相差100.3×10^4m^3,其原因为PH02井前期产水量比PH01井多,裂隙闭合较快,渗透率降低幅度较大,对储层伤害较大,出气较PH01井困难,产气时间较短,加之含气量不如PH01井,故最大累计产气量较低。     

煤层气井越流补给的判识方法

排水降压是煤层气开发的技术依据,及时判别煤层气井是否存在越流补给,将关乎到排采工作制度的制定和产气量预测。通过煤层气井不同排采阶段的实际产水量与理论值的比较,并结合套压、井底流压、动液面和产气量的变化特征,能够快速判识越流补给。若煤层气井实际产水量明显高于理论值,且开始产气时动液面上升后不再下降,产气量和套压保持在较低水平,则认为该井存在越流补给。在此基础上,根据动液面、套压和产气量特征划分越流补给井类型,确定合理的后续排采制度。通过分析沁水盆地煤层气井的排采数据,验证了越流补给井及类型的快速识别方法。     

地质导向技术在煤层气水平井施工中的应用

施工煤层气水平井时,运用地质录井资料、气测资料及伽马测量曲线等地质导向技术控制井眼轨迹在目标煤层中的延伸,能够保证煤层钻遇率符合设计要求。分析了地质导向技术在煤层气水平井水平段施工的导向措施,总结了地质录井、气测和伽马测量等方法的导向特点及作用。通过HCMS-2水平井应用实例,提出了综合运用地质导向技术施工煤层气水平井的具体方法和做好地质导向工作的认识。