沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1100~1200 m和800~1000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1500 m^(3)以上、排量12~15 m^(3)/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1000 m^(3)以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2000、150 m^(3)以上,排量达到15 m^(3)/min以上开发效果较好,单井产量突破18000 m^(3)。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

造穴技术在华北油田煤层气开发中的发展与应用

煤层气水平井洞穴完井是目前沁水盆地煤层气应用最为广泛的水平井完井方式,关键技术之一是造穴技术。华北油田经过近10年的煤层气开发实践,经历了探索、改进、创新和完善4个阶段,结合水力造穴和机械造穴工艺的优点,形成了煤层气水平井洞穴完井的复合造穴工艺并配套研制了具有自主知识产权的造穴工具,满足了沁水盆地南部煤层气开发的需求。

山西省沁水盆地南部4~#煤薄煤层试采获得煤层气工业气流

1研究目的(Objective)沁水盆地是中国重要的煤层气生产基地之一,位于山西省中南部。研究区位于沁水盆地南部寺头断层西侧,行政区域隶属于晋城市沁水县、阳城县。研究区煤系地层厚度63~145 m,平均92 m,其中煤层厚度4.1~17.4 m,平均7.9 m。

沁水盆地南部郑庄区块中北部煤层气直井增产新技术研究与应用

为提高沁水盆地郑庄区块中北部煤层气直井产量,基于研究区评价井地应力测试资料、压裂裂缝监测资料,分析了研究区直井增产效果差的原因,提出了针对性增产技术,开展了现场对比试验,并对结果进行了分析,结果表明郑庄中北部直井产量低、措施增产效果差的主因为:①研究区以垂直裂缝为主、压裂缝长较短,且随着埋深增加,相同压裂规模形成的裂缝尺寸减小;②随着埋深增加,支撑剂嵌入深度增加,裂缝闭合加快,导致稳产时间短,产气曲线主体形态为“单峰型”;③经初次压裂后煤体结构更加破碎,新裂缝容易进入初次压裂裂缝,造新缝难度增加。针对上述原因,创新提出的充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术,“充填预堵”即先采用相对较低的排量、砂比、规模充填初次压裂裂缝,然后再进行大规模重复压裂,实现堵老缝、造新缝。“大规模”压裂即大排量、大液量、高砂比压裂,将压裂液量由600~800 m^(3)提高至1300~2000 m^(3)以上,增加改造体积;将排量由6~8 m^(3)/min提高至10~14 m^(3)/min以上,增加裂缝长度和携砂性能;采用低黏压裂液体系配合低密度支撑剂,将砂比由7%~8%提高至10%~15%以上,提高铺砂强度,降低裂缝闭合程度。“远端支撑”即采用自悬浮支撑剂与大排量相结合,增长支撑剂运移距离,提高支撑裂缝比例。充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术实施后平均单井日产量达到1380 m^(3),比措施前增产1190 m^(3),比邻井稳产气量增加近1000 m^(3),实现了郑庄中北部中深储层连片低产区直井产量突破。现场对比试验表明:实施“充填预堵”后再进行大规模压裂,平均净施工压力比初次压裂增加了3.3 MPa,形成了新裂缝,比直接进行大规模压裂增量提高1000 m^(3)。总体上,充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术关键参数数值越大,增产效果越好。

煤层气L型水平井电潜螺杆泵井清防砂工艺技术创新及应用

套管完井压裂投产的煤层气L型水平井出砂严重,倒置式电潜螺杆泵举升工艺受压裂砂影响故障频繁,影响了连续稳定排采,因此确定了倒置式电潜螺杆泵排采过程中由于压裂砂导致的故障点,并针对性创新应用了井筒内、导流罩及泵内清砂工艺技术,同时优化防砂管柱设计,确保了连续稳定排采。

智能化煤层气井技术研究及应用

通过对煤层气开采的单井全方位感知和全智能控制技术进行研究,形成了完善的煤层气井全自动排采管控模式。从煤层气井智能化的两个方面进行了研究--对调节阀做了改进,对功图算水技术进行了改良。应用结果表明:所提智能化煤层气井技术在煤层气井智能化应用方面是有效的。

煤层气直井储层堵塞原因分析及解堵措施应用

针对煤层气直井储层堵塞后气量难以恢复的问题,开展了储层堵塞原因及恢复措施的研究。通过对煤层气直井储层堵塞成因及生产特征分析,将储层堵塞分为三种类型:层间干扰型、排采不连续型、井间干扰型,针对不同原因导致的储层堵塞在进行压裂车解堵时应根据各自的是适应性进行选井和施工,同时尽可能增大措施规模和排量,提高措施见效率和单井产气量。本文提供的压裂车解堵技术,能够有效解决储层堵塞问题,提高储层堵塞井单井产气量。

高阶煤层气水平井合理稳产点研究——以沁水盆地南部郑庄区块为例

文章从Langmuir等温吸附方程出发,准确划分排采解吸阶段。随着煤储层压力的降低,解吸效率呈现出基本不变、缓慢增大、快速增大到急速增大。解吸效率从基本不变到缓慢增大的节点为启动压力,从快速增大到急速增大的节点为敏感压力。对郑庄区块水平井生产资料分析发现,敏感压力与产气达峰值时间存在正相关关系,最后以解吸阶段为主,稳产压力与敏感压力比值为辅,验证了在快速解吸阶段达稳产煤层气井产气效果较好,而且稳敏比越高,产气效果越好。

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m^(3)/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。

煤层气储层毛管压力对煤层气开发效果的影响

为研究煤层气储层毛管压力对煤层气开发的影响,基于润湿性实验和现场生产数据,提出了毛管压力对煤层气封堵的机理及类型,进而提出了3种煤层气储层类型及其生产曲线。结果表明:研究区煤岩为水湿,毛管压力在煤层气产出过程中为阻力;甲烷气体生成后在毛管压力及储层静水压力作用下吸附在煤岩孔隙表面,当孔隙中气体压力小于突破压力时,气体被封闭在孔隙中;根据毛管压力对气体的封堵类型差异,可将煤层气储层划分为毛管力圈闭型、欠饱和型和饱和型3种类型,其中毛管力圈闭型储层的毛管压力大于孔隙中气体压力,持续排水降压不能克服毛管压力,开发效果最差;欠饱和型储层孔隙中气体压力大于毛管压力,可通过持续排水降低静水压力使气体持续产出,开发效果相对较好;饱和型储层孔隙中气体压力大于气体突破压力,不需要排水降压甲烷气体即可产出,能够实现高产稳产。

低液量挤注解堵技术在煤层气井产量恢复中的应用

沁水盆地南部樊庄-郑庄区块煤层气储层具有低压、低渗的特点。生产井在修井作业、邻井压裂施工过程中,受到压力波动干扰,易出现产气量下降,通过常规调参手段产气量无法恢复。通过分析生产井产量下降机理,提出了低液量挤注解堵技术,进行了现场实施,取得了较好的效果。本文总结了低液量挤注解堵的技术的适应性,认为低液量挤注解堵能够解除射孔井眼堵塞或近井筒附近的储层堵塞。

煤层气田老井网立体开发方式探讨

为提高煤层气开发区块储量动用程度,当单井产量进入递减期后,需进行开发方案调整,通过调层或补层等措施实现增产稳产。在时间上,认为投产时应优先开发主力煤层,待进入递减期后,对次主力煤层进行补层合采;在空间上,结合开发动态,利用层次分析法,确定影响产量的主控指标及其权重,再对不同煤层求取各指标差值,归一化处理后精细确定井区的主力煤层分布特征;通过对地质储量与采出气量进行网格化处理,求取剩余储量分布特征,最终通过主力煤层分布与对应的剩余储量分布的叠加,确定最佳的开发顺序;并针对不同的开发顺序优化压裂和排采工艺。提出的煤层气老井网内立体开发方式,在樊庄区块郑村井区已取得好的应用效果,提高了煤层气采收率,实现了区块长期稳产,对多煤层发育的区块,该技术具有推广借鉴意义。

煤矿区煤层气与煤协调开发模式探讨

煤层气与煤炭开发存在矿权重叠问题,进行煤层气与煤炭开发时空配置关系研究,对煤矿区煤层气与煤炭高效协调发展具有非常重要的显示意义。基于煤炭开发时空接替规律,煤层气企业和煤炭企业共同对煤矿区进行规划部署,达到"抽、掘、采"的协调,实现煤层气与煤炭协调一体化开发,形成了较为成熟的矿权重叠区煤层气与煤炭协调开发模式:"晋城模式"、"三交模式"和"华潞模式"。提出了煤层气地面抽采存在政策激励疲软、产能到位率低、合作机制不健全等问题。

煤矿采掘对煤层气开发影响模式探讨

煤与煤层气协调开发应按照"先采气、后采煤、采煤采气一体化"的开发原则,由于存在矿权矛盾及缺乏相应的协调机制,矿权重叠区内煤炭采掘对煤层气开发造成了生产影响。基于煤炭开发的时空接替规律,总结了在矿权重叠区内煤矿采掘对煤层气开发存在三种影响模式:主巷道掘进影响、掘进面影响和回采面影响。为了应对煤矿采掘影响,提出了可以采用负压设备增气、3号煤层套管封堵、采空区钻井、定期沟通交流等治理对策。

煤层气L型水平井煤体结构识别方法——以沁水盆地南部沁南东区块为例

针对水平井测井参数较少,煤体结构识别手段较不成熟的难题,文章论证了采用随钻测井参数识别煤体结构的可行性,明确了自然伽马以及钻时两项随钻测井参数识别煤体结构的方法,并通过沁南东区块水平井产气效果进行了验证。结果表明,自然伽马值可有效识别出钻井时是否出现了出层以及是否遇到了夹矸,对于构造煤可一定程度识别;钻时可识别出原生煤与构造煤。自然伽马曲线与钻时曲线呈明显负相关关系,煤层中钻时越小、自然伽马值越大,煤体结构越破碎,压裂改造效果越不好,单井产气效果越差。

高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤–碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m^3/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m^3/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m^3的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。

煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,提出了煤层气流压回升型不正常井起因,通过理论研究和现场数据分析,明确煤层气井流压回升对储层伤害机理,提出流压回升对储层伤害程度评价方法及治理对策。研究结果表明:煤层气井煤没度增加导致套压降低,套压下降速率越快,则井底流压下降越快;煤没度增加速率过快的煤层气井,其井底流压回升对储层伤害严重,导致气体产出阻力增加,部分气体被毛细管压力封堵在孔隙中,难以产出。流压回升伤害指数可以表征流压回升导致储层伤害程度,抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水量小于煤层向井筒供水量是井底流压回升的主要原因,其治理措施可通过液压冲洗清除固定凡尔煤粉,通过机械振动清除游动凡尔煤粉,通过恒沉没防气锁工艺与煤层气井间断抽水工艺相结合措施治理气锁。

高煤阶煤层气不正常井类型及治理技术

基于沁水盆地南部煤层气不正常井数据,通过大数据分析研究了不正常井定量识别指标体系、表现形式及治理方法和预防技术。结果表明:流压回升型不正常井表现为套压和日产气量同时快速或缓慢下降,可以采用提高排水设备运行频率、碰泵、洗泵和检泵作业等方法提高排水效率;套压回升型不正常井表现为流压、套压同时、同幅度增加,日产气量持续下降,可以通过加强管线保温或采用低恒套压排采控制方式来治理;间抽不正常井表现为,开井后套压、气量上升,停井一段时间后,套压、气量下降,可提高排采冲次,增加抽油机冲次、延长开井时间或者提高泵效等方法治理。

煤层气吸附-解吸机理再认识

煤层气是以吸附成藏的非常规气藏,其圈闭机理与以游离气成藏的常规气藏不同。本文分析了游离气与吸附气的圈闭机理,研究认为煤层气的吸附并不存在临界解吸现象,生产过程中的临界解吸是煤层气-水关系以及毛管压力导致的,并提出了一种水动力学封闭形式。研究认为煤层裂缝-割理系统被水饱和,溶解态煤层气会以浓度差扩散的方式慢速散失,但是游离气和吸附气可以被水动力学圈闭在煤层的基质中。根据水动力学封闭机理,煤层气的吸附是平衡的,不存在欠饱和状态,而排采过程中会出现临界解吸现象,表现出欠饱和赋存的状态,是毛管压力作用的结果。

煤层气老井眼加深钻井增加产能技术

研究表明3号煤层下部的15号煤层同样具备开发潜力,因此采用老井眼加深钻井增加产能技术开发15号煤层煤层气,达到提高单井产量的目的。通过认真分析产能衰减原因、选井原则、实施步骤及推广意义,综合研究认为:①导致老井产量下降甚至产能衰竭的原因主要为煤层气资源采出程度高以及煤矿采掘过程中瓦斯抽放使含气量降低;②该技术能够实现对15号煤的开发,可以增加老井产能,达到提高单井产量的目的;③利用老井井眼实施钻井,解决了山区井场建设施工困难的问题,同时节约了钻井成本,降低了污染风险。