复杂条件浅煤层气井固井水泥浆体系研究及应用

分析了复杂条件下浅煤层气井固井作业的技术难点及现用水泥浆体系存在的问题 ,提出了浅煤层气井固井水泥浆体系应具备的特性。据此设计了高早强低滤失膨胀水泥浆体系的配方并进行了室内性能评价 ,现场应用结果表明 :以F17C油井水泥低滤失膨胀剂为主的水泥浆体系能够解决浅煤层气井固井施工中的技术难题 。

浅煤层气不固井水平井连续油管拖动压裂工艺应用及评价

相对于其它工艺,连续油管拖动压裂应用于浅煤层气不固井水平井有较明显的技术优势,但工具性能和压裂设计是决定工艺成功和应用效果的关键。作者基于理论研究,结合既往施工经验,有针对性地改进核心工具结构与材质,提升工具可靠性和重复使用性,同时借助压裂软件模拟不同煤层段的裂缝形态,优化压裂排量、加砂强度、铺砂浓度等参数。2020年在中海油中联煤层气公司所属沁水盆地、寿阳区域浅煤层气不固井水平用活性水加砂完成5井次32段连续油管拖动压裂,水力喷砂射孔一次成功率97%,压裂施工与设计符合率100%,工具一次入井完成全井段施工并顺利起出,获得同区块直井3~5倍稳定气产量的改造效果,改进后的核心工具性能较改进前有了本质的提高,进一步验证了活性水环空加砂压裂的可行性。

深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

深部煤层气资源丰富、开发前景广阔,但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发,以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例,总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出,受埋深与演化过程影响,深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上,储层压力最大相差40 MPa左右,导致由浅部向深部,气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存,地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导,煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点,即:在高温高压条件下,以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体,该类煤储层在垂向应力为主导的作用下,孔裂隙空间极度压缩,含水极少且矿化度极高,内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性,指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区,该区内呈现出非典型深部煤层气的特点,或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况,在勘探开发过程中,应具体分析,制定针对性开发方案,以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

光伏“源网荷储”在中浅层煤层气井场的应用研究

随着全球能源需求的不断增长和环境问题的日益突出,寻找可持续、清洁的能源替代方案已成为当今社会的紧迫任务。光伏发电技术作为一种新型的清洁能源供电系统形式,在中浅层煤层气井场中的应用潜力备受关注。本文通过对该技术原理及特点进行分析,设计井场光伏发电系统,建立源网荷储一体化多元微电网系统,将源网荷储能量管理系统应用于中浅层煤层气井场,对项目实际应用的结果分析,表明光伏“源网荷储一体化”在中浅层煤层气井场中的应用具有很高的可行性和适应性,验证了其在清洁能源替代方面的有效性,达到资源节约、绿色低碳发展的目的。

浅层大位移煤层气水平井钻井液技术研究

水平井是开发煤层气的有效手段,煤层气目的层普遍埋深较浅,为增加单井的控制范围,町店区块煤层气L型水平井水垂比普遍在3-4范围内,而这种浅层大位移煤层气水平井对现场施工带来了巨大挑战,对钻井液的携岩能力、抑制性、封堵性、润滑性及储层保护能力要求较高,现场钻井液体系无法满足施工需求,现场井场出现井塌、水平段进尺不足等问题,因此研究出一套适用于浅层大位移煤层气水平井的钻井液体系是钻井成功的基础。通过室内研究对现场钻井液体系各方面性能进行优化,研制出一套钻井液体系。现场应用表明,在已使用的钻井液体系基础上进行优化后的钻井液体系在关键技术参数上都能满足町店区块浅层大位移煤层气水平井的钻井需求,并进一步增强了储层保护能力,钻井机械钻速提升30%。

浅层煤层气强脉冲射孔压裂工艺试验研究

为了提高浅层、多层、薄层等低渗复杂煤层气井射孔完井及压裂改造工艺水平与效果,研究开发了强脉冲射孔与压裂复合工艺.研究表明：设计的多级压裂药与射孔枪复合结构工艺,实现了对煤层强脉冲射孔的增深增透作用,加大加深射孔孔眼约0.3～0.5倍;多组燃速压裂药对煤层形成的多级脉冲压裂作用,延长了地层裂缝;井口封闭式压裂设计提高了高能气体能量的利用率.

浅层煤层气多脉冲压裂工艺及能量利用率模型研究

为了研究适用于浅层煤层气高能气体压裂开发的有效技术,基于高能气体压裂原理及研究基础,结合煤层与油层岩性不同特征,经一系列试验及工艺设计研究,成功开发了浅层煤层气多脉冲压裂开发的技术与工艺。结果表明:设计的浅层煤层气多脉冲压裂装置提高了总装药量,延长了脉冲压力作用时间;全封闭井口压裂工艺设计,提高了作用于煤层的能量利用率;对多脉冲压裂过程的能量损失理论分析和计算方法研究,建立了全封闭多脉冲压裂能量利用率计算模型,结合Z2-033井进行现场试验,其计算结果为作用于煤层的能量利用率约70%,与同类井况敞开井口压裂对比,全封闭井口压裂可提高能量利用率0.6~1.3倍。经在现场试验后井检测结果对套管没有产生影响。

沙尔湖浅埋煤层气注入/压降测试方法应用研究

针对沙尔湖构造浅埋煤层气储层低压低渗导流能力差、漏失严重及压力扩散情况复杂多变等特点,根据煤层构造特征和储层物性开展了浅埋煤层气注入/压降测试方法研究。优化设计了坐封位置、测试时间、测试最大注入压力和排量等参数,结合注入方式优化配置了井下测试管柱。通过优化设计和应用LPR-N阀、RD循环阀等新型测试工具,实现了大排量连续注入和不动管柱控制井下开关井,成功测得压降资料并求取到了准确的地层参数。应用结果表明,改进后的测试方法完全适用于沙尔湖构造浅埋煤层气储层,测得的地层参数、储层特征与前期综合测井资料评价结果相吻合。

沁水地区煤层气储层多脉冲压裂技术试验及应用研究

沁水盆地煤层气储量较为丰富,煤层埋深较浅,煤储层孔隙度、渗透率低,目前主要以水力压裂改造煤气层储层达到投产增产目的。针对沁水地区浅层煤层气储层地质特征及开发特点,水力压裂地层破裂压力不明显,二次压裂增产效果不理想等问题,开展了煤层气储层多脉冲压裂技术的试验应用研究与探索。重点论述了浅层煤层气多脉冲压裂技术设计方法、装药结构设计、作用机理与工艺设计及全封闭井口多脉冲压裂设计等,总结分析了三口井现场试验的效果及存在的不足。该工艺技术应用试验的成功为浅层煤层气压裂开发提供了新的增产技术与途径。建议进一步完善工艺和优化设计方法,在单井多脉冲试验应用的基础上,开展煤层气多脉冲压裂技术与水力压裂复合工艺研究,以提高综合压裂效果。

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深变化较大,不同埋深的煤层气成藏特征及储层改造方式差别较大。目前煤层气勘探开发深度逐渐从1 000 m以浅延伸到2 000 m以深,为了研究不同埋深条件下煤层气资源高效勘探开发理论技术,系统梳理回顾了鄂尔多斯盆地东缘近30年的勘探开发实践,按照地质认识转变、技术发展、勘探工作量、勘探成果和产气量变化,将鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程分为3个阶段:浅层煤层气勘探阶段,在“浅层富煤区构造高点富集”理论指导下,寻找“煤层埋深小于800 m、煤层厚度大、高含气量、构造高点”目标,发现韩城WL1井区气田;浅–中深层煤层气规模勘探阶段,以“水动力控气–构造调整–缓坡单斜”成藏理论指导,优选“埋深小于1 500 m、水动力封闭条件好、煤层厚度大、高含气量、缓坡单斜及正向构造”甜点,发现保德、临汾煤层气田,转变储层改造理念,实现韩城构造煤有效增产改造;深层煤层气勘探突破阶段,提出“温压控气、高饱和”成藏模式,指导2 000 m以深煤层气的勘探突破。在此基础上,重点剖析了典型区块的煤层气赋存、富集特征和目标方向,总结了鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发获得的3点启示:保存条件是保德区块浅层煤层气富集成藏的重要因素;3类顶板间接压裂射孔模式支撑了韩城构造煤增产改造;“地质–工程”甜点评价助推了大宁-吉县深层煤层气勘探突破。

浅层煤储层多脉冲高能气体压裂技术试验及应用研究

针对我国煤层气储层特征及开发现状,基于高能气体压裂机理及研究基础,开展了适用于沁水盆地煤层气开发的高能气体压裂技术试验研究。该区煤层气储层资源量较为丰富,煤储层(埋藏深度<1000m)为浅层煤储层,具有低孔隙度、低渗透率等特点,目前主要以水力压裂改造煤气层储层达到投产增产目的。针对此区煤层气水力压裂开发效果不明显,二次压裂增产效果不理想等问题,设计了煤层气储层多脉冲压裂技术的试验应用研究与探索。重点论述了浅层煤层气多脉冲压裂技术设计方法,装药结构设计,作用机理与工艺设计,及全封闭井口多脉冲压裂设计等,总结分析了三口井现场试验应用的试验效果及存在的不足。该工艺技术应用试验的成功为我国浅层煤层气压裂开发提供了新的增产技术与途径。

鄂尔多斯盆地煤层(岩)气勘探开发进展及发展方向

鄂尔多斯盆地历经30余年的不断探索,已在盆地东缘形成了超千亿立方米探明储量规模的浅层煤层气产业基地,并于2019年后逐步实现了盆地深层煤岩气勘探开发重大突破。为了进一步推动盆地深层煤岩气规模效益开发,在系统梳理盆地煤层(岩)气勘探开发历程和开发地质特征的基础上,总结了盆地煤层(岩)气勘探开发取得的主要成果和形成的关键勘探开发技术,提出了煤层(岩)气勘探开发的理论与技术发展方向。研究结果表明:①盆地主体经历了勘探开发探索(1991-2002年)、典型区带勘探开发突破(2003-2008年)、浅-中层煤层气规模勘探开发(2009-2018年)和深层煤岩气规模勘探开发(2019年至今)4个阶段,煤层(岩)气产量和深度不断取得重大突破;②受控于沉积环境、埋深、构造、水文条件、应力场等地质因素,煤层(岩)气从浅层向深层形成孔渗物性变差、游离气含量增加、含水量降低等储层特征演化,生产特征由排水采气转变为开井见气;③深层煤岩气勘探思路由有利区向地质-工程一体化甜点区转变,形成了地下-地面一体化的大井丛井网设计技术,研发了“密切割+大排量+组合支撑剂+前置酸+变黏滑溜水”极限体积压裂技术体系,提出了全生命周期煤岩气排采理念和排采技术。结论认为:①浅层煤层气需要围绕“高产老区稳产、低产低效区盘活、未动用区效益建产、非主力层系接替”4个方面推动规模效益开发;②深层煤岩气继续强化“煤系组合-煤层结构-煤体结构-煤岩类型”4个层次差异,完善“地应力-天然裂缝-人工裂缝-井型与方位-井网井距”五位一体井网设计,攻关“立体勘探、有序开发、多气协同、效益产出”开发技术。