碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜力更大、煤层气开发效果会更好。基于水平井应力释放技术,围绕扩大应力释放范围、提高煤层气开发效果以及实现煤与煤层气共采3个方面,对碎软低渗煤储层强化及煤层气地面开发技术的发展趋势进行了展望,以期为改善我国碎软低渗煤储层增产改造效果以及提高煤层气单井产量提供参考。

王洼煤矿水库坝体下工作面安全开采高度研究

为解决水库坝体下开采安全性,提高煤炭资源回收率,以王洼煤矿水库坝体下110505工作面为研究背景,通过物理仿真模拟、数值模拟及理论分析等方法对覆岩裂隙发育规律及导水裂隙带高度展开研究。为避免矿井开采对地表水坝与水体破坏,针对导水裂隙带高度分析结果,提出了110505工作面限高开采方案。结果表明:工作面开采后地表形成“凹”型盆地,并产生拉伸裂隙,致使地表水位下降78%;现场实测导水裂隙高度为170.76 m,物理仿真模拟试验、数值计算、传统经验公式得出三者的导水裂隙带高度分别为162,164 m和120.57 m;方差修正系数对经验公式做出修正后,反推出限高开采的安全开采高度为2.6 m。研究揭示了工作面覆岩导水裂隙带高度发育规律及水库水体受采动影响的规律,为王洼煤矿后续此类条件下安全措施的制定提供了依据。

沁水盆地南部煤层气地质工程一体化关键技术

沁水盆地南部煤层气资源丰富,但地质、工程条件复杂,樊庄成熟工艺技术推广邻区适应性较差,煤层气规模效益开发面临严峻挑战。为了解决沁水盆地南部煤层气“井位部署难度大、钻井周期长、裸眼井井眼易垮塌、单井产量低”等问题,开展了地质工程一体化技术攻关,形成了“三性”煤储层评价、可控水平井钻完井、分段压裂及疏导式排采等多项关键技术,并开展现场试验与推广。研究结果表明:通过地质与工程有机结合,实现了地质模型为工程技术优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,施工精度提高;水平井煤层钻遇率95%,单井钻井复杂平均减少40%,产能到位率达90%,单井平均日产量超过8000 m^(3)。

沁水盆地南部煤储层赋存环境条件及其对渗透率的影响

煤层气赋存与产出受控于煤储层地应力、压力和地温等赋存环境条件,正确分析煤储层赋存环境条件及其对渗透率的影响是煤层气有效开发所关注的关键问题。采用沁水盆地南部煤层气井63个测试资料,系统分析了研究区煤储层地应力、压力和温度条件,揭示了煤储层应力、压力和温度随埋藏深度的变化规律,建立最小水平主应力与垂直主应力和煤储层压力之间关系模型。采用三轴渗流试验系统,开展了不同应力、压力和温度条件下煤层气渗流试验研究,揭示了不同温度、应力和压力条件下煤样渗透率变化规律及其控制机理。研究结果表明,研究区煤储层最大、最小水平主应力分别为6.62~42.06和3.30~26.40 MPa,其梯度分别为1.20~5.26和0.99~2.95 MPa/hm;煤储层压力及其梯度分别为0.99~12.63 MPa和0.23~1.18 MPa/hm;煤储层温度及其梯度为19.36~38.84℃和1.98℃/hm;且煤储层应力、压力和温度均随深度的增加呈线性增大的规律。随着有效应力的增加,煤储层渗透率不断降低,在初始加压阶段,渗透率下降幅度较大,随着有效应力的增加,下降幅度变缓。在相同的应力条件下,温度的增加使得煤样渗透率不断降低,渗透率的下降速率随温度的升高而减小。随着有效应力和温度的增加,煤储层渗透率按负指数函数规律降低。随着孔隙压力的降低,有效应力增加,煤储层渗透率不断降低。在初始降压阶段,煤储层渗透率急剧下降,随着孔隙压力的降低,渗透率下降速率逐渐变缓;当孔隙压力小于0.6 MPa后,煤储层渗透率随孔隙压力的降低而升高。在高孔隙压力条件下,渗透率随温度的升高呈负指数函数降低,在低孔隙压力条件下,煤储层渗透率随温度的升高呈线性降低。在此基础上,建立了煤储层渗透率与应力、压力和温度之间的关系模型,揭示了煤储层渗透率随应力、压力和温度应力的增加按负指数函数降低的规律和控制机理。

基于CT扫描的CO_(2)相变致裂煤裂隙演化特征

为进一步揭示CO_(2)相变致裂煤的裂隙改造机理,开展了CO_(2)相变致裂煤体实验,基于CT扫描和三维裂隙重构,分析了CO_(2)相变致裂前后的煤样内部裂隙结构参数,查明了CO_(2)相变致裂煤的三维裂隙结构演化特征。结果表明,致裂后煤样的裂隙总数量减少,裂隙总体积和裂隙总表面积增加;CO_(2)相变致裂产生了裂隙扩张转化效应,在致裂压力的扩张作用下,小尺度裂隙转化为更大尺度的裂隙;长度小于1000μm的裂隙数量减少、裂隙体积和表面积明显减小,长度大于1000μm的裂隙体积和表面积明显增大,且裂隙之间扩张贯通而引起其数量减少;CO_(2)相变致裂大幅度改善了煤体三维裂隙的连通性,有利于气体的运移和产出。此研究为CO_(2)相变致裂效果提供新的分析评价方法,也可为其他非常规天然气储层及其改造的裂隙演化特征研究提供参考和借鉴。

深煤层气井低伤害完井液分析

深煤层气井的开采通常是采用水敏损害的完井液,但这类完井液存在着严重的伤害问题,对煤层气井的开采效率有着不利影响。在煤层气开采过程中,需要不断向井底注入液体,在注入过程中不可避免地会对煤层造成一定的伤害。从深煤层气井开采过程中出现的问题出发,对煤层气井中常见的完井液进行了分析和讨论,并在此基础上提出了相应的低伤害完井液方案。分析结果表明:低伤害完井液能有效降低深井煤层气开采过程中出现的问题。

循环水浸作用下煤体孔隙与损伤演化机制实验研究

煤柱坝体作为矿井采空区水库的主要承载结构,在多场耦合影响下的损伤失稳机制直接制约采空区水库的长期安全稳定运行。本文借助核磁共振(NMR)研究了“单侧”浸水条件下不同次数循环浸水下煤样T2谱图、孔喉、孔隙率变化和核磁图像演化规律,分析了单侧循环浸水次数不断增加下煤样内部孔隙演化规律以及单轴压缩破坏形态特征,揭示了煤样水浸损伤破坏机制,结果表明,随循环浸水次数的增加,煤样孔隙数、孔喉占比、孔隙率均保持增长的态势,分别增长了67.18%、3.48%、3.49%。煤样单轴抗压强度与残余强度逐渐减小,煤样的平均峰值强度由15.74 MPa依次下降到11.76、9.65、8.41 MPa,循环浸水9次煤样相较于初始状态煤样的平均单轴抗压强度下降46.56%,平均残余强度从未循环浸水的5.55 MPa依次下降到3.08、2.44、0 MPa。煤样单侧循环浸水水分子由浸水侧逐渐向煤样内部渗流,最后扩展至整个煤样,进一步造成孔隙率增加。长期的循环浸水对煤样的软化作用十分显著。研究结果为采空区水库空间结构稳定性控制提供了科学依据。

煤层顶板间接压裂裂缝扩展机制及影响因素

碎软低渗煤层在我国普遍发育,制约煤层气单井产气量提高和产业发展。间接压裂是通过在邻近层产生垂直裂缝沟通煤层进而实现煤层有效改造的一种压裂方式,可以有效应对钻井塌陷、煤粉产出、压裂液滤失和煤层厚度薄等不利因素。通过间接压裂物理模拟试验和扩展有限元数值模拟分析,揭示煤层顶板间接压裂裂缝扩展影响因素,明确裂缝扩展机制,以期为间接压裂技术提供指导。通过直接压裂煤层和不同起裂位置、垂向应力和施工排量影响下间接压裂试验表明,起裂压力高,更易产生长裂缝,且受原生裂缝影响程度减小;但起裂点距离煤层越远,起裂所需能量越大,高破裂压力会对煤层造成粉碎性破坏;大施工排量下,起裂压力对应升高,起裂时间变短,原生裂缝影响程度变小。考虑地应力、起裂位置、岩石力学和施工排量等参数的数值模拟结果显示,在模型参数设置条件下,最大水平主应力和垂向应力差在<4 MPa,煤层与顶板有效应力差>3 MPa、弹性模量差<15 GPa的地层和岩性组合适合间接压裂,起裂位置距离煤层最优距离为<6 m,施工排量需要根据力学性质、断裂能密度等参数确定最优范围。

海孜煤矿深部勘查区中组煤层气储层物性特征分析

【目的】煤层气储层的物性特征是进行煤层气开发研究的关键因子。【方法】重点对海孜煤矿深部勘探区域中组煤储层的物性参数进行调查,以对井田内中组煤储层物性特征进行研究。【结果】研究表明,煤层的物性特征适宜开采,其中有机显微组分占优,无机显微组分次之。该煤层含气量多,虽然煤层渗透率相对较小,但符合煤层气开采条件。煤层开采时的吸附作用一般,但有利于煤层气储集和缩短煤层气的开发周期。【结论】研究结果可为该研究区煤层气抽采提供可靠的技术参考。

中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。

基于应力松弛效应的黏弹性煤层地应力分布模型及在突出煤层中的应用

地应力是控制煤矿瓦斯动力灾害的核心因素,现有地应力模型主要基于弹性煤岩体属性而建立,而对于黏弹性煤层介质不适用,需要建立适合煤层属性的地应力分布模型。煤层尤其是构造煤呈现显著的蠕变和应力松弛特性,基于此,构建了黏弹性煤层分数阶麦克斯韦应力松弛数学模型,对扩展伊顿模型中构造应力项改进为黏弹性煤层的应力松弛项,建立了黏弹性煤层地应力分布模型。结果表明,在地质时间尺度内,煤层黏弹性对差应力有显著影响,煤体蠕变和应力松弛程度随黏性系数和分数阶因子的增加而增加;并随弹性模量下降,泊松比、构造比及瓦斯压力增加,煤层应力特征表现为静水压力状态分布趋势,其中弹性模量和泊松比对垂直主应力与水平应力之间差异贡献较大,构造比对水平应力之间差异贡献较大,瓦斯压力对3个主应力贡献相等,应力松弛效应可改变最大、最小水平主应力相对大小及降低应力各向异性。基于临界应力模型,在不同地应力状态下同样获得了摩擦因数降低及瓦斯压力升高的煤层趋近静水压力分布。构造煤力学属性更有利于在地质时间尺度中趋向于静水压力状态。运用地应力模型验证了现场实测结果,并对构造煤瓦斯富集和渗透率降低提出了新的认识。

利用测井资料评价煤层气可采性

精准评价煤层气可采性,对于制定压裂排采方案至关重要。本文以鄂东气田韩城矿区煤储层为研究对象,充分利用测井、煤岩心化验分析及排采动态测试资料,对影响煤储层完井品质的煤体结构指数、煤岩脆性指数、地应力差异系数进行了计算,并构建了煤储层完井品质指数预测模型;详细分析了煤层气排采出水量与各影响因素间的内在关系,建立了煤层气排采出水量预测模型;有机融合煤储层完井品质指数和出水量预测指数,建立了煤层气开采性评价指数预测模型和划分标准,进而基于该套技术方法进行了煤层气开采性评价。研究结果表明:本文所述技术既充分考虑了完井品质对煤层气开采的影响,又兼顾了排采出水量,所评价的煤层气可采性与煤层气开采实际生产情况较为吻合。

柿庄南区块煤储层地应力和破裂压力特征及其耦合关系

以柿庄南区块112口煤层气井为研究对象,采用水力压裂法计算煤储层地应力,获取了研究区地应力及破裂压力展布特征,分别建立了破裂压力与水平主应力、有效应力之间的相关模型,揭示了该区块3号煤储层地应力与破裂压力之间的耦合关系,并剖析了地应力对破裂压力的影响。研究结果表明:柿庄南区块3号煤储层整体为中等至高应力区,地应力场类型在垂向上发生转换,埋深400~640 m区域以逆断层应力场型为主,640~810 m区域以走滑断层应力场型为主,810 m以深区域以正断层应力场型为主;侧压系数一般为0.38~1.99,埋深600 m以浅区域,绝大多数大于1,埋深600~800 m区域,侧压系数为0.52~1.93,埋深800 m以深区域,侧压系数均小于1;该区块破裂压力为12.89~36.10 MPa,破裂压力梯度为1.47~6.09 MPa/hm,破裂压力与埋深呈现反“S”形变化,810 m以浅破裂压力离散性较大,整体与埋深呈现负相关,810 m以深破裂压力与埋深呈现正相关;该区块最大水平主应力、最小水平主应力及其各自应力梯度与煤储层破裂压力在一定程度上呈现正相关,但相关性不强;同一埋深条件下,破裂压力随着水平主应力的变化而变化,但最小水平主应力对破裂压力的影响明显大于最大水平主应力;煤储层破裂压力与水平主应力差呈反“N”形变化,与有效应力呈正相关;在水平应力差为2~4MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小;在水平应力差为4~8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而增大;当水平应力差高于8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小。

煤储层无水压裂技术现状及展望

中国煤层气产业已迈入全新发展阶段,水力压裂技术不断创新的同时,也面临着水资源消耗量巨大,煤储层伤害严重,裂缝扩展不充分等问题,寻求一种可替代的无水或少水压裂技术势在必行。文章研究总结出三种当前适用于煤储层的无水压裂技术(超临界二氧化碳压裂、液态氮气压裂、泡沫压裂),对其作用机理、理论创新以及国内现场应用的现状进行分析阐述。对各项压裂技术的优缺点特性开展了评价,结果表明无水压裂技术能减轻煤储层伤害,避免黏土膨胀和水锁效应,有效促进复杂缝网生成,缩短见气时间,实现产量显著提升,可很好应用于煤储层二次压裂改造,具备良好的环境效益和技术可行性;但同时也存在支撑剂携带困难,设备运维成本较高等问题。最后对煤储层无水压裂技术的发展提出展望,建议逐步开展煤储层无水压裂技术现场先导性试验,优化施工参数,研发地面—井下低温特殊工艺设备,推进开展低密度支撑剂和压裂液增稠剂的优选实验,巩固提升泡沫压裂液体系在高温高压环境下的稳定性能。

织纳煤田张家湾区块煤储层特征与煤层气开发模式研究

贵州省织纳煤田煤炭资源丰富,煤层气资源开发潜力巨大。以织纳煤田三塘向斜张家湾区块为研究区,根据参数井取心资料,分析煤储层的煤体结构、含气性、孔渗特性及力学特性,探讨与之相适应的煤层气勘探开发模式。结果表明,张家湾区块发育薄—中厚复杂煤层群,具有10个可采煤层,可采煤层埋深200~500 m;各煤层为高阶煤储层,大多数煤层的煤体结构较好,煤层含气量为9.36~18.05 m^(3)/t(平均为14.14 m^(3)/t),呈随深度增加而增加的趋势,具备较好的煤层气开发潜力;煤层渗透性较低,特别是6、7煤层的渗透性极低,适用于压裂改造或间接增透模式开发;煤储层强度和脆性随深度增加呈现增加趋势。该区块首选开发模式为丛式井“分段压裂、合层排采”,对于厚煤层可考虑开展小规模水平井前瞻探索,对于煤炭开采区建议积极探索“煤—气”资源协同开发模式。研究成果可为张家湾区块煤层气勘探开发技术体系的建立提供有益参考。

煤储层等效有效应力系数变化规律实验研究

煤储层进入饱和气体单相流后,储层有效应力系数的变化规律是正确评估储层渗透性的关键。本文采集不同变质程度的煤岩样品,对不同外界荷载和孔隙压力条件下煤储层的等效有效应力系数进行了研究,结果表明:在孔隙压力一定的条件下,外界荷载对煤储层等效有效应力系数具有负效应,随外界荷载加载,煤储层等效有效应力系数减小,且外界荷载越大负作用越强;在外界荷载一定条件下,随孔隙压力增加,煤储层等效有效应力系数增大,孔隙压力对煤储层等效有效应力系数具有正效应;相对于中阶煤和高阶煤储层,低阶煤储层由于孔隙类型多样,孔隙尺度大,储层的等效有效应力系数在外界荷载和孔隙压力耦合作用下影响程度相对较小。由于煤储层等效有效应力系数在不同外界荷载和孔隙压力下差异较大,煤储层进入饱和气体单相流后,在不考虑解吸收缩效应条件下,煤储层的有效应力变化并非等同于储层孔隙压力的变化,而与煤阶类型、地应力高低和孔隙压力大小密切相关,原位高地应力条件下,由于煤储层的等效有效应力系数较小,随孔隙压力降低,煤储层有效应力变化相对微弱。

高煤阶煤层气井压降扩展规律研究及应用——以沁水盆地樊庄区块为例

文章以沁水盆地樊庄区块直井为研究对象,综合考虑因排采降压差异导致的储层渗透率动态变化这一特征,通过搭建应力-压缩性-渗透性三者之间的关系,构建了适用于高煤阶煤储层的气-水流动模型,同时分别对单相产水阶段、两相采气阶段的压降扩展规律进行了量化分析,理清了樊庄区块煤层气井压降扩展规律,从而优化了现场单井排采制度。结果表明:在采气阶段存在最佳提气速度,其次确定了影响煤储层压降扩展的6个主控因素,拟合得到了采气阶段-最佳提气速度预测公式,为樊庄区块及类似地区煤层气井的排采管控提供了指导依据。

提高煤系页岩储层TOC计算精度的改进方法

总有机碳含量(TOC)是决定烃源岩质量的最重要参数。为了准确评价煤系页岩气储层的TOC参数,以四川盆地Q区龙潭组C1井海陆过渡相页岩气储层为例,对提高储层TOC参数计算精度的方法进行了研究。根据研究区的地质特点,结合自然伽马能谱测井数据,对原始Δlog R方法进行改进,形成了基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法。首先,将岩心TOC数据按岩性分为煤层和非煤层,然后,将自然伽马能谱测井数据(钍钾比(Th/K)和钍铀比(Th/U))分别与煤层TOC和非煤层TOC进行相关性分析,各自选择最高相关性的数据与Δlog R拟合,计算煤层和非煤层的TOC。结果表明,基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法和传统方法相比,C1井煤层和非煤层TOC计算相关性最高可以提高到0.78和0.85,煤层和非煤层TOC的绝对误差最低都可以降到0.01%,煤层和非煤层TOC的相对误差降低到14.93%和12.53%。将基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法应用于四川盆地S区Y组C2井,取得了较好的效果。改进的方法适用于研究区页岩气储层黏土含量高,非均质性强,且存在黑色煤层的页岩储层,有效弥补TOC与铀(U)含量无明显相关性的不足,具有较好的适用性和推广性,可以有效辅助研究区页岩气储层的勘探开发。

煤储层破裂压力对压裂改造的影响与工程应用

我国煤储层渗透率普遍较低,低渗储层直接进行地面煤层气开发的效益较低,而水力压裂是增加煤储层渗透率和导流能力的有效手段。通过对沁水盆地PN-1井、PN-2井的测井参数进行分析,掌握煤储层的岩石力学特征,为煤储层水力压裂参数优化提供指导。结果表明:2口井的测井数据反演的煤层具有低泊松比、低杨氏模量、低强度、低破裂压力的特点;通过在前置液阶段控制施工排量及施工压力、提高阶段液量,可以有效避免压裂裂缝沿煤层顶底板之间的层间界面延伸及扩展至煤层顶底板;测井数据反演的PN-1井煤层破裂压力与实际压裂施工的破裂压力较接近,误差仅为3.01%,对压裂施工参数优化的指导意义较高;PN-2井煤层破裂压力略低于顶底板岩层的破裂压力,压裂初期的施工排量偏高,导致施工压力达到顶底板的破裂压力,压裂裂缝在顶底板之间延伸形成单一裂缝,改造效果及产气效果均较差。

基于低场核磁共振技术和多重分形理论的高阶煤样孔裂隙分维特征

结合沁水盆地中高阶煤样品NMR饱和及离心T_(2)谱分布曲线,将中高阶煤样划分为三种类型。分析了单重分形和多重分形模型对中高阶煤样孔径分布定量表征的适用性,并综合孔隙结构和储层物性参数揭示了孔隙分形特征。表明A类样品T_(2)值在1~1000 ms之间,饱和T_(2)谱分布呈“单峰态”,以大孔隙发育为主,物性条件较好。B类样品T_(2)值主要为0.1~300 ms,T_(2)谱呈对称状“三峰态”,束缚水饱和度相对较高,平均孔隙度和渗透率均小于A类。C和D类样品T_(2)值分别为0.01~200和0.01~10 ms之间,饱和T_(2)谱分布均呈“单峰态”,孔渗结构最差。单重分维值与孔隙度、T_(2cutoff)等物性参数具有良好的线性关系,主要适用于微孔相对发育的B、C和D型样品。同时,多重分形参数与单重分形参数间具有良好的负相关关系。受计算原理的差异性影响,小孔和大孔是影响单重分形参数变化的关键孔径,而介孔孔隙分布是影响多重分形参数变化的关键孔径。