沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析

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依据煤层气井压裂施工的工艺参数,以沁水盆地南部12口煤层气井压裂施工失败为例,分析了沁水盆地南部煤层气井压裂失败的主要控制因素,研究认为:井口刺漏、高压停泵和煤储层力学性质是沁水盆地南部煤层气井压裂施工失败的主要控制因素;井口刺漏主要是由施工压力过高、井口老化造成的;高压停泵主要是由砂堵引起的,井口刺漏、高压停泵与砂堵之间相互影响及促进;砂堵受施工工艺及地质因素的影响;研究区煤储层具有低弹性模量、高泊松比的特点,地层开启难度大且裂缝难以延伸;压裂施工前,应做好煤储层特征的研究、压裂设备的选择、压裂工艺的设计等,减少工程事故的发生。

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沁水盆地南部储层压力分布规律和控制因素研究

为对煤储层参数有更加全面的认识,采用注入/压降法和水力致裂法对煤层气储层参数进行试验测试,测得沁水盆地南部55口井共83层煤的储层压力和地应力储层参数,研究了沁水盆地南部煤层气储层压力的分布规律和控制因素(构造应力、埋深、地应力等)。结果表明:沁水盆地南部煤层气储层压力以低压储层为主;沁水盆地南部的几个区块中,郑庄区块的储层压力梯度最大,其次是柿庄区块和樊庄区块,储层压力梯度最小的是大宁区块和潘庄区块,构造应力、埋深、地应力及地下水矿化度是控制储层压力的主要因素。

2020-05-09 立即下载
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沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析

依据煤层气井压裂施工的工艺参数,以沁水盆地南部12口煤层气井压裂施工失败为例,分析了沁水盆地南部煤层气井压裂失败的主要控制因素,研究认为:井口刺漏、高压停泵和煤储层力学性质是沁水盆地南部煤层气井压裂施工失败的主要控制因素;井口刺漏主要是由施工压力过高、井口老化造成的;高压停泵主要是由砂堵引起的,井口刺漏、高压停泵与砂堵之间相互影响及促进;砂堵受施工工艺及地质因素的影响;研究区煤储层具有低弹性模量、高泊松比的特点,地层开启难度大且裂缝难以延伸;压裂施工前,应做好煤储层特征的研究、压裂设备的选择、压裂工艺的设计等,减少工程事故的发生。

2020-05-23 立即下载
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沁水盆地南部煤层气田产出水地球化学特征及其来源

分析煤层气田产出水的组成和变化,研究煤层气田产出水的水文地球化学特征及其来源,对于认识煤储层中水的解吸与渗流过程以及煤层气的富集机理具有重要意义。通过沁水盆地南部煤储层水化学特征、氢氧同位素和碘同位素特征分析,探讨了煤层气田产出水的来源,研究结果表明:根据采样点数据,沁水盆地南部煤层气田产出水的水质类型多以Na-HCO3型为主,有少量Na-Cl型和Na-SO4-Cl型,煤层气产出水的矿化度大多中等,介于690~2 150 mg/L;沁水盆地南部煤层气田产出水的δD值介于-82‰~-68‰,δ18O值介于-11.5‰~-10.1‰,并且均落在当地大气降水线附近,说明研究区煤层气田产出水主要来源于

2020-05-09 立即下载
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沁水盆地南部煤层气解吸影响因素及数值模拟

以沁水盆地南部晚古生界山西组3#煤层、石炭系太原组9#煤层和15#煤层为主要目的煤层,在总结煤层气解吸影响因素条件的基础上,从地质和工程2方面出发,结合数值软件模拟计算,研究了煤厚、有效埋深、孔隙度、渗透率、含气量、含气饱和度、煤储层温度、压裂以及井距对煤层气解吸的影响,探讨了沁水盆地南部煤层气解吸影响因素特征及其对煤层气井产能的控制作用。

2020-05-28 立即下载
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沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明:井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压(井底流压)为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。

2020-05-05 立即下载
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沁水盆地南部含气饱和度特征及控制因素分析

为了查明沁水盆地南部地区含气饱和度的空间分布规律及其控制因素,采用类比法、内插法和综合分析等方法对该地区3煤层和15煤层进行了研究。结果表明:3煤层含气饱和度一般为20.60%~128.01%,平均70.53%,变化范围较大;15煤层含气饱和度一般为11.09%~132.42%,平均59.47%,分布较为集中;3煤层含气饱和度总体上高于15煤层;以此将沁水盆地南部划分为3个区,其中,位于研究区尉迟以北的Ⅰ区含气饱和度最高,位于寺头断层以东、樊庄以西和Ⅰ区以北的Ⅱ区块次之,而位于研究区东部和南部的Ⅲ区块最差。指出含气饱和度与煤层气含量呈正相关关系,与煤储层埋深具有良好的负相关关系,煤厚、煤阶及煤

2020-05-04 立即下载
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沁水盆地南部地区的地应力分布规律研究

为了研究矿区地应力分布规律,在沁水盆地南部柿庄北地区的16个煤矿采用水压致裂法完成了22个测点的地应力测量工作。在实测数据的基础上,分析了地应力随埋深变化的分布规律、最大水平主应力与垂向主应力的比值随深度变化的关系。研究表明,该矿区总体上属于构造应力场,并且应力值属于高等应力值。地应力应用于煤矿的测量为煤和瓦斯突出的研究以及油气田稳定性提供理论基础。

2020-05-07 立即下载
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沁水盆地南部煤层气丛式井产能主控因素分析

根据对沁水盆地南部煤层气丛式井产能情况以及对研究区生产井地质、工程条件的研究,确定了影响该地区煤层气井产出的主要地质、工程影响因素,指出煤层气的产量主要受煤层埋深、煤厚、含气量、渗透率、压裂液量以及砂比的影响。利用灰色关联分析方法确定了不同因素与产气量的相关性,分析认为砂比对丛式井产能的影响远大于其他影响因素,是影响煤层气产能的最关键因素。

2020-05-25 立即下载
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沁水盆地南部煤储层显微裂隙发育的影响因素

为研究沁水盆地南部3号和15号煤储层显微裂隙的发育情况,借助扫描电镜显微裂隙分析、荧光显微镜显微裂隙统计、X射线衍射分析等手段,总结了地应力、煤岩显微组分、煤变质程度、煤中矿物质与显微裂隙发育的关系,探讨了影响煤储层显微裂隙发育主要因素。结果表明,该区煤储层显微裂隙较为发育,显微裂隙密度一般为7~59条/9 cm~2,以C型和D型裂隙为主,扫描电镜下常见张性裂隙、剪性裂隙,对煤储层渗透性贡献较大,内生裂隙较少见。显微裂隙通常发育于镜质组中,裂隙密度随变质程度的升高表现出降低的趋势,煤中矿物的充填作用对于显微裂隙的发育影响较大,对煤样渗透性造成了直接破坏作用,地应力场的方向和大小控制着外生显微裂

2020-05-25 立即下载
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沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨

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。

2020-05-15 立即下载
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沁水盆地南部15号煤储层物性特征分析

为了探讨沁水盆地南部研究程度尚低的15号煤储层在煤岩煤质、孔-裂隙、渗透性、吸附性等方面的特征,运用矿物测试、宏观微观观察、压汞、低温液氮等温吸附测试等方法并结合煤层气井数据分析,对15号煤与3号煤进行对比研究。结果表明:15号煤显微组分特征有利于孔-裂隙发育和产气率,吸附性较好、含气量较高,裂隙较为发育;矿物种类多、含量高,矿物充填了孔-裂隙,严重降低了孔隙结构优度和渗透率。因此矿物充填,低渗透率和孔隙结构差是制约15号煤煤层气开发的主要因素。

2020-05-02 立即下载
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沁水盆地煤储层渗透率影响因素研究

沁水盆地煤储层渗透率影响因素研究,孙立东,赵永军,渗透率是评价煤储层渗透性的重要参数,本文通过对沁水盆地的研究,指出了煤储层的渗透率的影响因素分为内、外两种因素。其中煤储�

2020-02-28 立即下载
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沁水盆地南部水力压裂裂缝展布规律探讨

沁水盆地南部水力压裂裂缝展布规律探讨,陈莉,,在复杂因素(煤层结构构造特征、煤岩物理力学性质、煤层顶底板力学性质、煤层所处的地应力状态、局部构造应力场及天然裂缝、界面

2020-02-19 立即下载
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沁水盆地南部中高阶煤高压甲烷吸附行为

煤层气吸附作用是发生在煤基质内表面的物理过程,而煤岩复杂孔裂隙网络为高压甲烷吸附提供了丰富的空间。开展沁水盆地南部高阶煤30℃高压甲烷等温吸附实验,结合煤岩煤质参数与孔隙特征参数,通过改进的D-R模型分析了煤岩性质、孔隙特征与吸附参数的相关性。煤岩性质对最大吸附能力和吸附热参数的影响是多因素叠加的综合效应,而最大吸附能力与微孔体积,吸附体积校正参数与大中孔比表面积呈较好的正相关性,表明甲烷分子在煤基质内表面会根据孔径尺度大小呈现不同的吸附方式。据此提出高压甲烷在煤基质微孔中呈紧密堆积状态而在大中孔中呈多层分子堆叠状态的新认识,为进一步研究煤层气吸附机理提供了新的思路。

2020-04-18 立即下载
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沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化

为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数。表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差。要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m~3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性。

2020-05-22 立即下载
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资源条件与煤层气垂直井产能关系——以沁水盆地南部樊庄与潘庄区块为例

以沁水盆地南部樊庄和潘庄两区块煤层气垂直井勘探开发资料为基础,运用数值分析方法,分别研究了两区块煤层气井的含气量、资源丰度、含气饱和度、临储压力比与对应的平均日产气量的关系。结果表明:在樊庄、潘庄单个区块内,在忽略开发工艺对煤层气井产能影响的条件下,含气饱和度、临储压力比对煤层气垂直井产能影响均比较大;在樊庄和潘庄共同所在的区域范围内,临储压力比对煤层气产能的贡献最大。

2020-05-27 立即下载
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沁水盆地南部山西组煤储层产出水的化学特征

为研究沁水盆地南部柿庄南煤层气开发区块山西组3号主采煤层的地下水径流与水化学特征,从该区采集了煤层气井排出水样,对主要离子浓度进行测定,并分析离子浓度展布特征。研究结果表明:研究区水质类型以Na-HCO3-Cl或Na-HCO3型为主;由东向西呈现出水文径流区(氧化环境)到滞流区(还原环境)的过渡特征,受控于矿物溶解反应,KDS、Na+、K+、Cl-、Ca2+、Mg2+、HCO3-等离子浓度由东向西逐渐增加,SO42-由于脱硫酸效应呈相反变化趋势,高产井多分布于高矿化度、高离子浓度的区域,离子浓度与矿化度指示了研究区的地下水径流特征,可以作为判断煤储层水动力条件与开发有利区的参考因素。

2020-05-19 立即下载
1.48MB
沁水盆地南部高阶煤储层气水产出过程分析

为了探讨煤层气井排采控制指标,以沁水盆地南部高阶煤为研究对象,基于气-水相对渗透率试验和渗流物理仿真模拟,探讨了宏观与微观渗流网络中气-水相对渗透率变化机制,并进一步阐述了煤储层气、水产出过程。结果表明,宏观裂隙气-水相渗曲线分为气-水同流区和纯气流动区;微观孔裂隙气-水相渗曲线分为单相水流区、气-水同流区和纯气流动区。煤储层流体产出过程可归纳为开发初期宏观裂隙中水带气的过程,微观孔裂隙中水的单相流动阶段,气相饱和度上升阶段,气驱水的过程,气的单相流动阶段,以及宏观裂隙中气的单相流动阶段。其中,微观孔裂隙中气驱水的过程是高产气井稳定产液的关键,而游离气产出则是煤层压力整体下降的基础。

2020-04-20 立即下载
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沁水盆地南部山西组煤储层产出水氢氧同位素特征

水化学成分及特征对煤层气开发有重要指导意义。为研究沁水盆地南部柿庄南煤层气开发区块3号主采煤层的地下水径流与水化学特征,从该区采集了煤层气井排出水样,进行主要离子浓度及氢氧同位素测定,分析离子浓度与氢氧同位素的展布特征。同位素组成研究结果显示,3号煤层产出水均来自大气降水补给,表现出18O与D漂移的特点。研究区由东向西δD和δ18O值呈增大趋势,和Na+、K+、Cl–等离子浓度呈现出一定的正相关性,并与研究区由东向西水文径流区(氧化环境)到滞流区(还原环境)的过渡特征相符合,说明δD和δ18O值也可以作为判断煤层水径流条件与煤层气开发有利区的参考指标。

2020-05-16 立即下载
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山西沁水盆地南部煤层气储层特征及成藏主控因素研究

以沁水盆地南部3号煤为研究对象,利用压汞法、扫描电镜观察等分析方法,研究了煤层气储层特征。结合构造解析、盆地分析以及前人研究成果,探讨了区内煤层气成藏主控因素。研究表明:3号煤层煤岩类型以半亮煤为主,储层裂隙系统发育,煤岩热演化程度较高,生烃潜力巨大;压汞孔隙度在1.40%5.87%之间,渗透率(0.060.58)×10-3um2,储层较致密,储集空间以孔隙和裂隙为主。逐一分析了沉积作用、岩浆侵入活动、水动力作用以及构造作用对煤层气聚集成藏的控制,综合分析认为顶、底板泥岩(致密砂岩)发育区、岩浆侵入活动活跃区、水动力弱滞留区以及构造活动较弱区为煤层气的主要富集区域。

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