沁水盆地南部煤层气水平井产能影响因素分析

发布时间：2021-01-01 16:32

　　近20年来,我国煤层气产业稳步实现商业开发,但产业发展瓶颈日益凸显:低效井占比大、达产率低,储产量规模与我国预期的规划目标存在较大差距。为查明煤层气井产能影响因素,研究了相适应的地质选区评价、工程工艺措施及排采管控技术。围绕沁水盆地南部水平井大规模投产实践,在分析地质特征和气井生产动态的基础上,重点结合构造、工程因素与排采管理,探讨了影响该区煤层气水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高水平井产能的对策建议,以期实现煤层气水平井规模化高效开发。研究表明:受气水重力分异影响,处于构造高部位的水平井见气早、上产快,效果明显优于低部位水平井;处于低部位的上翘性水平井见气晚、产水较大、上产慢;受渗透性非均质性影响,区内水平段有效长度与峰值产量相关性较弱,但侧钻易沟通邻近水层并导致局部井眼应力集中,造成气井产水大、煤粉多等问题;排采连续性与产气存在密切关系,停排时间长、次数多引起储层压力频繁扰动,破坏储层降压持续性,进而影响产气恢复速率及整体效果;此外,排采早期降压速率过大易引起压敏和速敏效应,伤害煤储层渗透率,进而影响气藏压降漏斗扩展及整体降压范围,最终影响气水产出效果。因此,建议优化水平井... 

【文章来源】：煤炭科学技术. 2020年10期 北大核心

【文章页数】：8 页

【部分图文】：

研究区构造位置及15号煤顶面等高线

截至2020年3月初，区块投产的22口水平井经过近一年的排采，已全部产气，但各井之间气水生产动态存在极大差异。由于投产时间不同，为更好地对比分析井间生产动态与产能影响因素之间的关系，选择投产前300 d的峰值生产数据进行分析。前300 d的生产动态显示22口水平井峰值产气量为2 862～33 764 m3/d，平均为10 302 m3/d，其中8口井峰值产气量超过10 000 m3/d,6口井为5 000～10 000 m3/d，其余8口井不足5 000 m3/d(图2);峰值产水量为5.2～71.3 m3/d，平均为19.3 m3/d，其中4口井峰值产水量大于30 m3/d。见气井底流压为1.2～2.5 MPa，平均为1.8 MPa;见气时间为16～191d，平均为55 d(图3)。图3 研究区水平井前300 d见气特征

研究区水平井前300 d见气特征

【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：2951624