大宁—吉县区块深部煤层气富集主控因素分析及地质工程甜点区评价

精准评价和合理优选煤层气地质工程甜点区是翔实制定勘探开发一体化方案的基础。本文聚焦大宁—吉县区块深部石炭系本溪组8^(#)煤层,充分利用研究区煤心描述、分析化验、测录井、地震及开发动态等资料,通过研究区深部8^(#)煤层的各种资料系统整理和深入剖析,从煤层顶底板岩性、厚度、构造、沉积环境及煤岩特征等方面,系统探讨了深部煤层气富集的主控因素,并建立了地质工程甜点区评价标准,进而划分了研究区的地质工程甜点区。研究结果表明,煤层气富集主要受顶底板岩性、构造及煤岩特征等影响,沉积环境对煤层气富集的影响多体现在顶底板岩性组合及封闭性等特征上;研究区评价出地质一类、工程一类有利区411.5 km^(2),资源量1 038.75×10^(8) m^(3);地质二类、工程一类有利区596.2 km^(2),资源量1 192.4×10^(8) m^(3);地质二类、工程二类有利区287.4 km^(2),资源量574.5×10^(8) m^(3)。

大吉区块深部(层)煤层气储层地应力测井预测研究

深部(层)煤层气勘探开发过程中,精准预测地应力对于安全高效钻完井具有重要意义。曾被认为是勘探开发禁区的深部(层)煤层气,近几年相继获得高产而备受关注,但与之相适应的地应力预测模型尚未进行过有益探讨。据此,本文翔实梳理和系统分析了常规油气储层和煤层气等非常规天然气储层中常用的6种地应力预测模型,基于常用的预测模型开展了地应力计算,通过闭合压力对比分析,得知组合弹簧模型和Newberry模型精度相对较高。为提升地应力预测模型的精度,采用煤岩的有效应力系数对两种模型进行优化。优化后的地应力模型预测精度较优化前误差降低了4%,其精度基本能满足大吉区块深部(层)煤层气勘探开发对地应力预测精度的要求。

煤层气井同心管气体射流排采特征分析

为解决煤层气井中有杆泵排采工艺存在的埋泵、卡泵及偏磨等问题,实现产气中后期降低井底流压、释放解吸气的目的,探索煤层气井中后期低产液量情况下的排采工艺至关重要。基于可压缩性的气体介质,考虑射流泵排采工艺的技术特点,分析了煤层气井井下同心管柱气体射流泵排液原理,计算管柱环空内气携液条件,建立了同心管气体射流泵喷嘴、喉管和扩散管等流动模型,考虑气体射流的音障,分析了不同喷喉组合下的携液特征。研究结果表明:初始注入气量、压力一定的情况下,喷嘴直径越小,射流速度越大,携液量越多;但喷嘴直径越小,所需的注入气量越小,气体的流速易超过临界流速导致流体特性发生改变;当产液量为3 m^(3)/d,注气压力为6 MPa,喷嘴直径为3.50、4.02、5.00 mm时,所需的注入气量分别为9338、11225、15023 m^(3)/d。气体射流泵排液机理、气体射流特征的研究结果可为同心管气体射流泵工艺设计和现场试验提供理论依据。

煤系气分层合采工艺技术研究

针对煤系地层气各层压力体系不同、储层差异性大,常规采气工艺适应性差的问题,提出煤系多气分层合采工艺,进一步提升煤系地层气开发效益。根据研究区煤系气叠置类型,立足“三抽”设备基础,设计了基于空心抽油杆柱的三气合采工艺管柱,实现了“机抽+自喷”组合的同井筒分压分采工艺技术,为煤系地层气煤系气不同压力系统储层同井筒立体开发提供技术参考。

大宁-吉县区块深层煤层水平井坍塌压力分布研究

为了研究大宁-吉县地区深层8#煤层水平井整体坍塌压力分布,提出水平井钻井施工方向建议。首先,基于斜井坍塌压力计算模型及实际煤层参数,采用数值编程程序对水平井JS6-5P03的8#煤层进行分段坍塌压力计算;其次,分别计算得出了约60井次的不同方位角下8#煤层坍塌压力,并以此为基础,利用序贯高斯插值法,得到整个区块的坍塌压力分布。结果表明:JS6-5P03井8#煤层坍塌压力当量密度应不小于1.376 g/cm^(3),才可避免坍塌;以不同方位角进行水平井钻进时,根据坍塌压力大小,整个大宁-吉县区块8#煤层均可被划分为低风险坍塌区、中风险坍塌区和高风险坍塌区;大宁-吉县区块中部适合钻井方位角为180°左右,上部和下部钻井方位角建议为160°左右。

深部煤层气水平井井筒气液两相流数值模拟

深部煤层气井地层压力高,气液比变化范围大,不同于常规研究中的常压气液两相流,属于中高压的气液两相流流动。通过数值模拟的方法,研究深部煤层气井在高压力范围内、不同气液比下的气液两相流的流型变化、压降流动特性。结果表明:深部煤层气水平井在气液比低或压力高时,主要以弹状流和过渡流为主;气液比高或压力低时主要以环状流为主。深部煤层气实际生产工况中井筒内流体流型主要可划分为弹状流、过渡流、环状流3种区域;压降随着压力升高逐渐增大,相同日产气量的情况下,压降随着日产液量增大而增大,并且压降随压力变化更加剧烈;气液比高时,1 500 m井深以上主要以环状流为主;气液比低时,1 000 m井深以下主要以过渡流为主。

深层煤层气井下管柱腐蚀结垢原因分析及缓蚀阻垢剂应用

针对大宁-吉县区块深层煤层气井下管柱腐蚀结垢现象严重的问题,在采出气、采出水及腐蚀结垢产物组成测试的基础上,开展了腐蚀结垢原因分析,并优选出了一种复合缓蚀阻垢剂。结果表明:深层煤层气井采出水中Ca^(2+)质量浓度高(4069.88~56667.51 mg·L^(-1)),易与HCO_(3)^(-)生成CaCO_(3);气藏开发过程中,地层压力逐渐降低,导致生成CaCO_(3)时产生的CO_(2)不断从水中析出,促进CaCO_(3)生成;此外,随着地层压力的降低,井筒内采出水加速蒸发,促进可溶性盐析出。采出气中CO_(2)分压较高(0.16~0.99 MPa),导致井下管柱表面难以形成有效的FeCO_(3)腐蚀钝化膜;此外,垢层下的金属离子难以扩散,促使采出水中的Cl^(-)迁入垢层中以保持电荷平衡,造成管柱加速腐蚀。优选得到的复合缓蚀阻垢剂效果良好,在70℃条件下,质量浓度为300 mg·L^(-1)时,阻垢率为91.39%,静态腐蚀速率为0.058 mm·a^(-1),动态缓蚀率>90%。应用井注入复合缓蚀阻垢剂后,采出水无明显结垢现象且Fe^(3+)质量浓度由281.93~378.60 mg·L^(-1)降至33.90 mg·L^(-1),检泵周期由139 d延长至327 d。

临汾致密气井口新型加热技术研究与应用

临汾致密气井采用排水采气工艺,井口高压节流易发生冰堵风险,目前采用真空加热炉加热后节流的解决方案。但是,致密气井压力衰减速度快,导致真空加热炉使用周期短、利用率低,且体积和质量大,设备搬迁困难。为此研究电磁加热、催化式红外加热、涡流管加热、石墨烯加热等新技术在致密气井的适用性,首先对比分析了各项加热技术的优缺点,建立了以加热功率和温度为边界的选型图版。其次,提出了含水致密气加热功率计算方法,并建立了加热技术选型流程。最后结合现场生产工况,热毯式电磁加热技术覆盖5~160 k W、0~95℃的工况范围,能够满足现场加热需求,且设备体积和质量小、拆装便捷、加热效率高,可减小设备投资、提高设备利用率。建立的加热技术边界图版和选型方法流程,可为致密气井加热技术选型提供支撑,从而实现降本增效、节能减排的目标。

基于FTA-AHP的石油长输管道腐蚀泄漏风险研究

将事故树(FTA)与层次分析(AHP)结合,分析石油长输管道腐蚀泄漏风险。建立石油长输管道泄漏事故树,以基本事件结构重要度比值构建AHP层次判断矩阵,进行层次分析。管道腐蚀原因可大致概括为涂层问题、输送介质问题、管道应力问题、环境影响、其他影响,权重分别为41.015%、23.327%、16.179%、8.663%、10.816%;层次总排序处于前几位的是外涂层粘接力低、外涂层老化剥离、输送介质中含有水、介质中含酸性杂质、管道使用年限过长。对于管道腐蚀泄漏,应重点关注外涂层防腐、内介质腐蚀和寿命影响,对薄弱环节及时采取措施。

连续管定向喷砂射孔拖动压裂技术在煤层气水平井中的应用

随着我国对煤层气藏勘探开发不断深入,水平井及小曲率半径定向井型逐渐增多,综合治理方案要求更为精细,突显常规射孔压裂工艺的不适用性。为此,2017年在鄂尔多斯盆地东缘煤层气田首次成功实施了4口井51级连续油管定向喷砂射孔拖动压裂技术的现场试验,其由如下技术组成:(1)将连续油管带封隔器下放至预定位置,上提下放油管实现封隔器的解封与坐封,实现连续多级射孔压裂;(2)运用射孔的可定向性能,实现了射孔方向的选择并满足了改造方案要求;(3)通过连续油管喷砂射孔环空压裂,实现较大规模改造;(4)通过连续油管的精确定位,可对储层纵向上的多个薄互层进行灵活分层,进而达到精细压裂的目的。结论认为,该项技术的成功实施,达到既能实现定向射孔和连续作业,又能分段压裂、精细压裂和大规模改造的效果,为我国煤层气水平井多级分段改造提供了新的且行之有效的解决手段。

扇面水力喷砂定向射孔压裂技术在煤层气井中的应用

煤储层具有低压、低渗、低饱和的特点,其力学特性具有杨氏模量较低、上下隔层应力差小、天然割理裂缝发育等特点。目前煤层气井采用的射孔方式绝大多数为电缆射孔,压裂工艺采用大排量大规模活性水压裂,在压裂施工中不易控制裂缝形态,尤其是裂缝高度。为此,研发了扇面水力喷砂定向射孔压裂技术。该技术是集扇面定向射孔、压裂一体化技术。工艺目的是减小煤层裂缝的复杂形态,在煤层内易形成较长且简单的支撑裂缝以及起到储层防护的作用。该技术主要通过对喷枪水力参数的设计和水力试验,优化喷射器的结构参数,解决了喷砂器精确定位、定向射孔压裂和水力冲蚀等问题,并在现场顺利完成试验应用,压后排采效果比较明显。

井筒除垢技术在鄂尔多斯盆地临汾区块煤层气井中的应用

为了解决鄂尔多斯盆地临汾JA区块煤层气井生产管柱结垢严重的问题,利用室内实验,开展溶蚀剂、缓蚀剂及分散剂的优选实验,形成6%AH溶蚀剂+0.7%HS-1缓蚀剂+0.35%YBC-1分散剂+1%TL-1铁离子稳定剂的除垢液配方。实验结果表明:当温度在25~50℃,该配方液在3 h内可达到80%的除垢效率。根据区块前期除垢经验,现场试验采用了高压密封盘根盒和与简易硫化氢吸收罐等防硫化氢溢出措施,安全、有效地完成了现场2井次的试验。试验结果表明:该配方除垢液能够有效地去除管柱垢,工艺、流程安全可靠,应用效果较好,但影响成垢的因素较多,建议下一步对该片区结垢机理及影响条件进行研究,建立阻垢技术方案。

超声波套损检测技术在煤层气井套管检测中的应用

套损是影响煤层气井筒完整性的关键问题,一直影响煤层气高效开发。通过对存储式电池仓、数据存储与控制短接、电子仪短节、声系短节、扶正器短节的综合研发,研制了一套超声波套损检测系统;结合超声波测量原理和超声波柱面成像,创建了超声成像解释技术;在此基础上,利用超声波套损检测仪器对煤层气典型套损井进行检测评价,分析了煤层气井套损的原因,形成了三维柱状图像。研究结果表明,研制的超声波套损形态检测仪器可对腐蚀和变形套管进行精准检测。通过检测结果的特征曲线对煤层气套损井的腐蚀、射孔孔眼、套管变形、长段划痕特征进行识别,对该井套损原因进行分析,结果表明:该井长期生产过程中管柱和地层分别对套管产生机械损伤和挤压变形,并在高速流体冲刷下发生严重的腐蚀套损,严重井段的壁厚仅为1 mm,存在套破风险。并基于套管内径损伤百分比形成了套损检测评价标准,对790~847 m套管检测结果进行评价,形成的三维柱状图像可直观地观察套损严重井段,为下一步治理措施提供对策。

基于电阻层析成像技术的弹状流实验研究

在气液两相流研究中,相分布、相速度等流场特征信息对深入了解流动机理、提高模型计算精度有重要意义,但由于气液流动的复杂性与随机性,使得它们的准确测量较为困难。该研究基于快速电阻层析成像技术,首先对垂直向上气液管流中弹状流流型下多种工况的流动结构进行图像数据采集与重建;然后通过互相关算法得到轴向速度场分布,并与漂移流模型进行对比;再对按时序排列的横截面图像序列进行调整得到正确比例的空间三维图像;最后获得段塞长度、频率等特征信息。结果表明,快速电阻层析成像技术可以测得速度场分布、段塞长度、频率等特征信息,可用于优化与这些参数相关的理论模型和经验关系式,有助于提高气液两相流的模型计算精度。

临汾区块煤系地层泥页岩防塌钻井液技术研究

临汾区块煤系地层山西组泥页岩易发生井壁失稳,导致钻井非生产时效多,钻井周期长,是影响临汾区块致密气水平井钻井提速提效的主要原因之一。为解决泥页岩失稳问题,采用钻井岩心观察、扫描电镜、X射线衍射分析以及膨胀率和回收率测定等方法,分析了山西组泥页岩宏观、微观特征和理化特性,探讨了其对山西组泥页岩井壁稳定的影响。研究表明,山西组泥页岩在清水中浸泡7天后破裂,扫描电镜观察发现微裂缝宽度为0.32~7.69μm,黏土矿物中高岭石占比为37.2%、伊蒙混层占比为35.2%。为此,提出了强封堵、强抑制和低滤失量的防塌钻井液技术对策,形成了高性能防塌钻井液体系配方。评价表明,该体系老化后中压失水2.4 mL,高温高压失水8.8 mL,泥页岩膨胀率为0.73%,滚动回收率为99.3%。该体系已在临汾区块1口井进行了现场试验,应用效果良好,表明该技术能够有效解决脆性泥页岩的井壁失稳问题,具有推广应用价值。

深部(层)煤层气成藏模式与关键技术对策——以鄂尔多斯盆地东缘为例

我国埋深大于1500 m的深部(层)煤层气资源丰富,但由于地质条件复杂,煤层气富集成藏特征和成藏模式尚不明晰,严重制约了勘探与开发过程中的关键技术选择,一直被公认为是效益勘探与规模开发的禁区,面临许多世界级难题。本文基于鄂尔多斯盆地东缘煤层气生烃、储集、保存条件的系统分析,通过深、浅部(层)煤层气富集成藏条件的精细对比,总结出深部(层)煤层气具有煤层厚度大、煤体结构完整、热演化程度高、煤层含气量高、含气饱和度高、游离气丰富、水动力条件弱等有利成藏条件和基质渗透率低、孔隙连通性差等不利成藏条件,提出“广覆式生烃、自生自储毯式成藏”基本成藏特征;在进一步分析构造、沉积、水文地质成藏条件及开发动态特征基础上,建立深部(层)煤层气微幅褶皱、单斜与水动力耦合、断层与水动力耦合、鼻状构造等4类成藏模式;针对储层精细描述与甜点区识别标准、地质-工程一体化钻井、压裂等理论技术难题,提出地质-工程甜点综合定量评价、工厂化水平井优快钻完井、水平井大规模体积缝网储层改造等关键技术发展方向,助推深部(层)煤层气资源的高效探明和规模效益开发。

韩城地区煤层气成因类型及微生物开发潜力

为重新梳理韩城地区煤层气气体地球化学特征,预测低产煤层气井微生物开发的潜力区,通过煤层气和煤层产出水样品采集、煤层气气体组分和稳定同位素组成测试及微生物多样性分析,判识煤层气的成因类型,计算煤层赋存热成因气和生物成因气的相对含量,讨论适合低产煤层气井微生物开发的潜力区。结果表明:韩城地区太原组煤层气气体组分以甲烷为主,平均含量为94.78%;煤层气气体类型是以热成因气为主并含有少量次生生物成因气的混合成因气,其中次生生物成因气占比为4.79%~28.28%;煤层产出水中优势古菌种属为Methanobacterium和Methanothrix,二者之和平均占比达45.45%。基于低产井煤层埋深、构造条件、水化学条件、储层温度和古菌群落结构等关键因素,认为韩城地区中部和南部井区是有利于煤层气生物实现增产目的的潜力区。

鄂东X区8号煤层构造演化及控藏作用分析

鄂尔多斯盆地东部X区本溪组煤层气区域性富集,生产资料显示其成因与构造有一定关联,但其缺乏明确的富集规律与地质理论。鉴于此,分析X区煤层构造演化历程,对比井上热演化史及生烃史分析成果,以期明确构造演化对深部煤层气富集的控制作用。结果表明:本溪组煤层生烃主要发生在晚二叠-早三叠世与晚侏罗-早白垩世两个阶段,其中晚侏罗-早白垩世大量生烃。两次生烃期煤层顶部古构造对于煤层气的富集、高产均具有一定的控制作用,且第二次生烃期古构造控藏作用明显,煤层气主要在煤层顶部古构造低洼处富集、高产;工区受多期构造运动影响,8号煤层气主要富集在煤层顶部现今构造缓坡段,陡坡段极少或者不富藏,且煤层顶部现今构造高度相对越低,产气量表现为上升趋势;综合构造演化史认为深部煤层气的富集、高产主要受第二次生烃期古构造洼地和后期抬升作用控制。研究结果为古构造源内控藏理论及深层煤层气富集、高产成因提供了一定的地质理论依据。

煤层气井负压连续冲砂工艺技术的研发

煤层气排采技术强调连续、稳定,但出砂、出煤粉一直是煤层气开发过程中的常见问题。由于煤层气储层属于低压储层,常规冲砂作业过程中冲砂液大量漏失,严重影响着煤层气井作业后的快速复产,部分甚至出现减产的问题。因而寻找一种能有效减小漏失量,简单且低成本易操作的冲砂工艺,在煤层气常规生产维护作业中就显得尤为重要。为此,在国内外冲砂技术的基础上,研发了适合于煤层气低压储层的负压冲砂工艺,并在水平井冲砂作业过程中成功试验,有效缓解了冲砂液大量漏失的问题,为后期同类作业提供了有效的技术支撑,同时也为该技术在煤层气井的应用推广提供了参考。

煤层气井缝网改造施工参数优化及裂缝形态监测技术

煤储层具有低压、低渗、低饱和的特点,且岩石力学特性表现为杨氏模量较低,各向异性变化大,上下隔层应力差小等特点。前期大量采用大排量和大规模活性水压裂工艺,裂缝高度容易失控,煤层压裂形成缝网体积难度较大,压裂效果不理想。为了达到最大程度地释放储层煤层气,提高储层改造体积,采用有效的裂缝监测技术手段,研究了在不同地质条件下,定性或定量分析压裂裂缝形态与施工参数之间的关系,优化压裂施工参数和压裂设计。通过上述工艺方法,可实现对压裂裂缝的图形化表征,有助于判断煤层压裂的裂缝形态。研究结果表明:应力差系数是裂缝形态关键因素,应力差系数小于0.3的煤层,有利于煤层形成网状裂缝;应力差系数大于0.3的煤层,不易形成网状裂缝;在最大和最小水平主应力差较小的条件下,采用小排量高黏度胍胶压裂液施工工艺,可以形成网状裂缝;在最大和最小水平主应力差较大的条件下,可采用复合压裂液体系,前置液阶段应用低黏液体造网状裂缝,但低黏液体排量需要根据隔层应力差大小情况,确定压裂排量范围,防止压窜层,携砂液阶段采用高黏液体,提高裂缝导流能力,最终在煤层形成较为理想的网状裂缝。