高压注水对煤岩渗透性的影响

煤层高压注水是最常用的一种煤层气压裂技术,煤层高压注水不仅是一种煤与瓦斯突出的防治措施,而且也是煤层增透的主要措施之一。本文主要测试分析高压注水是不同注水时间和不同注水压力对煤岩渗透性的影响。研究结果表明,随着注水时间和注水压力的增加,煤岩渗透率都有明显提高,但是在高压注水4 h和高压注水20 MPa后煤岩渗透率的增长速度减慢。     

煤层注水中的水渗流规律研究

煤层注水是煤矿矿井预防冲击地压的首选措施。本文将煤层注水中水渗流问题视为有动界面运动的渗流力学问题,针对厚煤层,薄煤层两种情况,分别用径向流．平面平行流导出了提前注水时间和流量的计算公式,为煤层注水预防冲击地压的工艺参数选择提供了科学依据和理论指导。     

关于注水地震研究的几个问题

本文认为注水地震是相当复杂的。将注水只看成诱发因素,或将与注水相关的地震都看成构造地震是片面的。对注水过程的微震研究表明,注水可以直接造成地震。对油田地震的研究表明,大量采油造成地下介质的亏空同样可能造成地震。对其它一些地下矿藏的采掘也有类似的情况。错误地把与注水有关的地震都看成是注水诱发的构造地震,将导致对地壳构造活动特点的错误估计。     

煤层注水的水气驱替理论研究

煤层注水是世界上煤矿矿井防治冲击地压的首选措施。而注水时间、流量、压力等注水工艺参数选择是决定注水防治冲击地压效果的关键。煤层注水过程中水在煤层中渗流的规律是选择注水工艺参数的理论依据。由于煤层孔隙、裂隙中充满气体,煤层注水实际上是水替代气的水驱气的渗流过程。但迄今为止的研究均视为水在煤体中渗流的研究。与实际相距甚远。论文首先分析了煤层注水防治冲击地压的机理,注水使得煤层软化,达到峰值强度后煤体抵抗变形能力随应变降低的幅度减小,即强度后应力-应变曲线变缓。然后根据煤层注水是水驱气过程,将煤层注水视为水气驱替的有动界面的渗流问题研究。将煤层视为各向同性的孔隙介质,分别按照水驱气由钻孔径向周边流动的平面径向流和由钻孔沿煤层平行流动的平面平行流两种情况,建立了水驱气的微分方程,给出了定解条件,并进行求解,得到了不同时间水锋面到达的位置即水注满煤层孔隙的范围。从而可以根据需要注水的范围求出需要提前的注水时间和注水量。为煤层注水预防冲击地压的工艺参数选择提供了科学依据和理论支撑。     

煤层高压注水降尘孔的设计及工艺研究

煤层注水是煤矿降尘的主要技术措施。据有关资料,静压注水降尘效果不明显,高压强制注水及添加降尘剂注水经验证,煤体润湿效果也不理想。以寿阳祥升煤业150502综采工作面脉动高压注水试验为例,详细说明了脉动高压注水的钻孔设计、参数确定、注水系统及钻孔施工情况。通过对采煤机综采工作面煤壁、回风顺槽断面注水前、后的全尘浓度进行分析测定,降尘效果达47%,超过降尘40%的设计标准,由此可见,煤层脉动高压注水降尘是未来的发展趋势和方向。     

长期注水对致密砂岩油藏岩石力学性质影响机制研究

注水开发是致密砂岩油藏增产的重要手段,长时间注水会改变地层岩石物理力学性质,影响油井产量。为探究长时间注水对地层岩石物理力学性质影响的微观机制,选取同一储层已注水15a及尚未注水岩芯进行对比试验分析。通过试验得到了注水前后地层岩石在弹性力学参数、矿物成分、微观孔隙结构等方面的差异。长时间注水后,岩石矿物成分及内部结构发生变化,主要表现为黏土矿物及方解石含量降低,岩石颗粒间填充物及胶结物大量减少,中小孔隙发育为大孔隙,孔隙度增大,进而导致致密砂岩力学性质弱化,变形能力增大。     

低渗透致密岩性储层注水工艺技术研究

随着鄂尔多斯盆地石油资源的开发,为提高低渗透储层的采收率,开展对低渗透致密岩性储层的注水工艺技术的研究。通过对油套分注技术、空心集成分注技术、偏心分注技术等应用于低渗透致密岩性储层的注水技术的对比研究,结果认为桥式偏心注水技术和偏心注水技术是现阶段最有效的低渗透储层分层注水技术。在延长油田永宁采油厂的三口注水井组中应用桥式偏心注水以及偏心注水技术进行试验,均见到了增液、增油的效果。     

Theis井流注水导致的含水层水平位移与应变

注水问题的含水层位移模型求解的难点在于边界条件的恰当处理。根据Theis定流量抽水与注水水流模型的反对称特性,假定注水位移模型的无限远通量边界与抽水位移模型的无限远通量边界也具有反对称性,从而得到Theis定流量注水的含水层位移模型解答,发现定流量注水与抽水的含水层骨架颗粒位移速度、累计位移量、径向应变及切向应变的解答均互为反号值。注水过程中含水层在径向有两种形变区,依次为膨胀区和挤压区。在膨胀区和挤压区的界限处,径向位移取得最大值。如果假定含水层顶底板不动,注水导致的地层相对位移足以产生水井或油井套管变形和折断破坏。注水时含水层在切向处于恒拉张状态,这可能导致井壁围岩产生径向放射状张裂缝。     

基于物化特性的煤层注水难易程度模型

增强煤层注水能力是目前需要亟待解决的问题,而煤层注水难易程度缺乏准确的判别标准。通过考虑煤体孔裂隙渗流分形结构特征和毛细作用下化学润湿特性,建立了煤层注水渗流量模型;基于概率论与数理统计方法基础,构建了集对联系度区间评价体系,划分了煤层注水的难易程度。结果显示：（1）注水效果受孔隙率、孔隙半径、接触角、液体的密度、表面张力、黏滞性系数、重力加速度等渗流结构参数和化学润湿特性等最简参数的影响,体系模型表征了煤体渗流结构和化学润湿特性与渗流量的关系。（2）在组合赋权下,孔隙率权重为0.32,对注水效果贡献较大,最大孔喉半径和接触角的贡献度次之;最小孔喉半径权重为0.17,对注水效果影响最小。（3）煤样X1、X2、X5评价指标值介于（0,0.25）,属于难注水煤层;煤样X3、X4评价指标值介于（0.25,0.50）,属于较难注水煤层。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。     

基于CT三维重建的注水煤岩体裂隙扩展规律研究

针对煤层注水防尘过程中注水压力设置不合理、注水渗流效果差等问题,采用CT扫描技术与RFPA软件相结合的方法,构建了可以表征注水煤岩体内部孔裂隙结构的三维细观非均匀渗流损伤数值模型。通过对经过CT三维重构的煤岩模型进行不同注水压力的渗流损伤模拟,研究了煤层注水压力对煤样的渗流破坏、渗透率演化及声发射特性变化的影响;并通过对重构的煤岩模型进行缩放处理,研究了煤岩尺寸对煤样的渗流破坏和声发射变化的影响。研究结果表明：在煤样微观裂隙扩展过程中,随着注水压力的递增,煤样损伤单元数、渗流运动的渗流场分布范围、渗透率、声发射数目和能量总体呈上升趋势,局部范围内有波动发生,发生波动的原因是由于渗流运动的渗流场与煤样裂隙内部应力场发生临界反应,致使煤样破坏单元位置发生改变;煤样渗透率由3.82×10−5 μm2上升至0.314 μm2,孔隙率由5.45%上升至48.45%,揭示了煤岩体裂隙总体上随注水压力增大而不断扩展贯通,局部上随注水压力增大而扩展趋势有所下降的影响规律;随着煤样尺寸的增加,注水破坏后煤样的孔隙率呈现先下降后逐渐平稳的趋势,声发射特性变化趋势正好与之相反,表明煤样的尺寸对注水煤岩渗流破坏有显著影响,但当煤样尺寸超过40 mm时,煤样尺寸对注水煤岩渗流破坏的影响趋于稳定。CT扫描技术与RFPA软件相结合的方法能够有效模拟注水煤岩的裂隙渗流扩展行为。     

安塞油田注水开发技术研究

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强,注水开发启动压力梯度大、天然微裂缝较发育和油井见水后采液、采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出,根据安塞油田多年实际注水开发试验,从注水参数优化、精细注水单元划分、注水剖面调整和优化注采井网方面分析总结了安塞油田注水开发的基本方法和基本特点,在注水参数优化方面提出了超前注水及油井投产的时机选择,以及强化注水、不稳定注水的特点和方法,针对油层的非均质性提出了三分精细注水的核心和方法,对剖面调整技术和井网优化技术的实际应用效果进行了分析评价.为油田开发提供了技术借鉴和指导.     

浅析提高油田注水系统效率途径

长庆实业集团小河油田采用滚动开发模式,目前地面注水系统站点分散、布局不合理,且日常管理不便,注水系统效率低下,能量损耗大。为了提高注水系统效率,降低注水开发成本,方便生产管理,将全区的注水系统进行整合改造,提高油田注水系统效率。根据小河油田注水系统现状,通过对注水系统效率分析,提出注水系统改造方案,从而达到提高注水系统效率,降低注水系统能耗的目的。     

锅炉微机智能控制系统在锅炉房设计中的应用

企业节能工作是伴随着经济的发展、效益的提高而展开的,节能工作在抓好基础管理的同时,应以科技为先导,以注重节能效益为前提,使用推广节煤节电新技术,以获得最大的企业效益和社会效益。锅炉微机智能控制系统(以下简称锅炉智控系统)在采暖锅炉上的应用较好地解决了锅炉节煤节电的技术问题。     

低产低渗裂缝油田吞吐采油试验研究

头台油田是构造—岩性油藏。裂缝型、特低渗透是其显著特点，常规注水开发后经常出现严重的油井水淹，造成油田开发低效。本文以头台油田研究为例，认为对于裂缝型特低渗透油田，采用注水吞吐采油技术，通过套管直接向地层注水，利用储层毛管力作用，进行油水置换，实现单井自注自采吞吐采油，可以改善油田开发效果，减缓产量递减。适合注水吞吐采油基本条件是岩石润湿性为弱亲水和岩石饱和非润湿相。影响注水吞吐采油效果的主要因素是储层吸水状况、微缝发育状况、储层非均质性、注入体积和关井压力等。吞吐采油技术可作为改善裂缝型特低渗透油藏开发效果的一种新的模式来研究和推广。     

钻孔多段注水试验方法介绍

钻孔注水试验,是水文地质及工程地质勘探中,最常采用的一种试验方法。水文地质勘探孔,如果地下水位埋藏较深,不能进行压风机抽水时,为了求得各岩层概略的滲透系数,就必须进行钻孔注水试验,至于工程地质勘探孔,注水试验的采用,就更为普遍。不过:以往所做试验方法,每次只能求得一个地段(或岩层)的滲透数据,这样逐段试验,对于勘探进度,颇有影响,为了解决这个问题,本文拟将多段注水试验的方法,提出来与同志们商讨。     

杏子川油田撬装注水设备的应用研究

随着油田开发期限的延长,杏子川油田剩余含油区块存在着储量小、品位低、采收率低等问题,油田注水开发势在必行。由于注水规模迅速扩大,其注水区块较为分散,建大型注水站不能适应当前注水开发的需要,因此急需体积小、占地面积小、运行费用低、便于安装与移动的撬装注水站,其设备通过不断改良,污水处理技术日益娴熟,处理后的水质逐渐达到注水水质标准,解决了小区块注水开采难的问题。目前,杏子川油田在撬装注水设备应用效果很好,已建成多座撬装注水站,取得了较好的注水开发效果,逐步从规模注水向精细注水转变。     

特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨——以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例

鄂尔多斯盆地中生界延长组储层是典型的特低渗透砂岩储层,属于细孔微喉型,非均质性强,注水开发中贾敏效应异常强烈.通过微观砂岩模型水驱油实验发现贾敏效应是油田注水开发中不可忽视的阻力.实验中贾敏效应主要表现为:①水驱油过程中注水压力不断变化;②贾敏效应的循环作用;③油滴受贾敏效应作用无法运移;④贾敏效应致使水驱中油相渗透率急剧下降,水相渗透率缓慢上升.通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此在注水开发中要以预防贾敏效应为主.     

裂缝性低渗透油藏合理注水开发对策研究

鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区延长组长8油藏是典型的裂缝性低渗透油藏,极高的储层非均质性和复杂的油水运动规律给注水开发方案制定带来较大困难。本次研究以生产动态分析和数值模拟为主要手段,针对注水开发中出现的矛盾与问题提出相应的解决方案和技术政策,为油田的有效开发提供科学依据。研究表明该油田在注水开发中存在三大矛盾,即注采井网与裂缝系统之间的矛盾,地层压力与单井产能之间的矛盾以及含水上升与注水参数之间的矛盾。研究结果认为深部调剖、高含水井转注、周期注水、优化注采参数、局部井网加密等开发政策的调整可以有效缓解上述矛盾。     

大型化综放开采煤层注水方案及参数确定

强调在大型化综放开采煤层中开设抬高中间巷进行煤层注水，其注水效率高，可一巷多用，防灾效果全面。结合算例，用有限元数值模拟方法模拟了在厚煤层中注水的过程，得到最小湿润范围准则为煤层厚度的1．5倍。分析了综放开采煤层注水工艺参数中注水压力、时间和钻孔间距与湿润范围的动态变化关系，给出了选取合理的注水工艺参数的方法。指出在大型化综放开采进行煤层注水，湿润时间充裕，同时，考虑到压裂并软化煤体，应采用较高的压力注水，此时，钻孔间距可扩大至35m。