煤层气井组产能差异的排采控制效应

通过研究沁水盆地南部某典型煤层气井组排采表征参数的差异性及其对产能变化的控制作用,采用灰色关联分析定量评价各排采表征参数对产能控制的重要性。结果表明:平均产水量、初见气时间、初见气累计产水量与气井产能具有很好的负相关性,而初见气井底流压则表现为正相关;初见气井底流压对气井产能的影响最大,其值反映井控煤层气资源条件,是指示气井产能的重要排采表征参数;而外来水体补给煤层是造成井组内部分气井初见气时间长、平均产水量大、初见气累计产水量大以及产能低的根本原因。

延川南煤层气V型水平井组钻井关键技术研究

煤层气V型水平井组是一种新型的水平连通井组。该井组是由两口水平井与一口直井组成,并实现远端连通,完井后由两口水平井提供泄流通道,直井进行排采生产。其钻井工艺主要包括井身结构优化技术、井眼轨迹优化设计与控制技术、水平井与洞穴井对接技术、煤层造洞穴技术、固完井技术等。本文系统地论述了煤层气V型水平井钻井工艺的关键技术要点,并在华东分公司实施的延5-V1型井组中得到成功的应用,为未来延川南煤层气的高效勘探开发提供了技术参考。

川南煤田古叙矿区煤层气勘探选层的探讨

川南煤田煤炭资源占四川省煤炭资源的60%以上,评价的煤层气资源量占80%以上。通过煤炭资源勘查、煤层气参数井资料分析,认为将龙潭组全段作为一个目的层段研究,将有助于全方位客观评价四川省煤层气的勘探开发前景。根据煤层间距小、储层参数差异小、含气量高等条件提出了以C12-C14、C15-C21、C23-C24、C25煤层群(组)作为目的煤层的观点,并提出必须加大施工排量、多打铺垫液、提高加砂浓度的压裂改造等建议,以期对南方小盆地多煤层的煤层气开发提供新的思路。

保德区块煤层气勘探历程与启示

主要根据地质认识转变、技术发展、钻井数量、勘探成果与产气量,将保德区块煤层气勘探历程划分为4个阶段。对外合作勘探评价阶段,水平井型排采8+9#煤层,产水量大、排液降压困难;井组试采评价阶段,丛式井组合层排采4+5#煤层和8+9#煤层,排水采气效果显现;勘探开发一体化先导试验阶段,优选富集区井网面积降压试采,获得高产突破;大规模开发与滚动扩边评价阶段,有利区规模建产及复杂区滚动扩边勘探,实现年产气量5×10^(8) m³。以地质认识进展和勘探成果为依据,总结了保德区块低阶煤层气气源成因、成藏模式与“甜点”评价对于勘探开发的启示,提出低阶煤层气“热成因气为主、生物成因气补充”、“水动力控气、单斜缓坡成藏”理论,建立低阶煤层气富集“甜点”评价指标体系。以期对低阶煤层气勘探工作具有启迪意义。

寺河井田穿煤柱下组煤煤层气水平井钻井技术研究

下组煤煤层气超前预抽已成为煤矿区煤与煤层气共采的重要任务。以寺河井田为例,通过分析3号煤层采动卸压后下伏岩层应力分布、裂隙演化及渗透率变化规律,研究了通过地面抽采下煤组煤层气降低瓦斯含量的可行性,开展了下组煤地面煤层气抽采井位部署方法、钻井技术工艺及关键排采技术等研究。结果表明:下组煤15号煤层渗透率增加约2.20倍,有利于15号煤层进行地面煤层气预抽;根据煤层气开发工程要求,按照地面井下综合分析的方法,优化部署了穿煤柱下组煤水平井煤层气抽采井位,设计了三开钻井井身结构,优化了井眼轨迹设计及钻井轨迹控制技术,研究了不同钻井层段的钻井液体系、裂隙发育段堵漏及分级固井工艺等钻井技术;为有效减少L型水平井排采中管柱磨阻,采用“大井扶斜正+双保接箍防偏磨+导向器降扭矩”工艺。所实施的穿煤柱下组煤水平井,最高日产气量9522 m^(3),14个月内累计产气量220万m^(3),产气效果理想,证明了技术工艺的可行性。

地面测斜仪在煤层气井组压裂裂缝监测中的应用

针对山西宁武区块煤层压裂施工中加砂困难,对裂缝扩展情况认识不足等难题,为了更好地认识煤层气井压裂裂缝的形态和扩展规律,指导该区块其他井组合理部署井网,优化压裂设计,采用地面测斜仪压裂裂缝监测技术,对宁武区块M15井组5口井压裂裂缝进行了监测,获得了该井组压裂裂缝的几何形态、方位、倾角等参数,进一步认识了该区块煤层气井压裂裂缝的复杂性,为部署井网和优化压裂设计提供了科学依据。

寺河井田下组煤煤层气开发有利区优选及穿煤柱水平井井位部署

寺河井田在煤炭开采前需要通过地面预抽方式降低瓦斯含量以解决煤炭开采过程中的瓦斯突出等问题。煤矿区地面煤层气开发工程要做到与煤炭的协调开发,煤层气抽采区块的优选及井位的合理部署至关重要。利用FLAC3D软件模拟,建立煤层底板采动效应地质模型,开展针对性的研究上组煤采动后下伏岩层应力变化;结合煤矿采掘部署,选取下组煤煤层气开发的主控因素为指标,建立采动区下组煤煤层气开发潜力评价指标体系,采用层次分析法和模糊综合评价相结合的方法,评价煤层气开发的有利区块;以煤层气与煤炭协调开发为前提,确定穿煤柱水平井煤层气开发井位部署的原则,研究水平井设计的关键要素及内容,优化设计15口井位。研究表明:9号煤层和15号煤层都处在3号煤层开采卸压范围内;东五盘区是寺河井田部署下组煤煤层气水平井的优选区,开展的1口煤层气井最高日产气量达到了9522 m 3。

煤层气井钻井液循环系统优化设计

针对现有钻井液循环系统存在外形尺寸大、设备利用率低、成本高等问题,结合煤层气井作业环境、施工工艺、设备能力等特点,对钻井液循环系统中泥浆泵组和固控系统进行优化设计,形成一套安全、节能、经济、环保的煤层气井用钻井液循环系统。现场应用表明,该系统可实现泥浆不落地,具有搬迁方便、设备效率高、钻井成本低等优点。

煤层气水平井钻井装备选型及优化

为满足煤层气水平井施工要求,降低钻井成本,调研总结常规水源钻机、石油钻机及车载钻机,结合煤层气水平井地质条件、作业环境、施工工艺等特点,优选适用于煤层气水平井用全液压车载钻机。对常规泥浆泵组进行特性分析,在柴油机输出端并联150 kW节能发电机,优化泥浆泵组。以常规石油固控系统为基础,设计适用于煤层气水平井用四级固控系统。形成一套适用于煤层气水平井用钻井装备。

淮北芦岭井田煤层气地面抽采技术研究

针对芦岭井田煤层碎软、低渗透、煤层群的特点,深入分析了井田地质、储层特征和煤层气地面抽采过程中的技术难点,通过探索试验和研究,提出了具有针对性的解决方案。在总结完善现场工程试验的基础上,形成了适合芦岭井田煤层气地面抽采的工艺技术,为该井田地面煤层气规模化抽采提供有力的技术支撑。

鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气低成本高效钻井技术

鄂尔多斯盆地有着丰富的煤层气资源,区块内前期钻井过程中普遍存在一定的井漏,不仅造成钻井液材料的浪费,同时还增加了钻井工程成本,降低了钻井效率。参数井采用水源、煤田类地质钻机实践证明能够满足勘探要求,但钻井效率低下,车载式钻机在煤层气勘探开发中能够在很大程度上提升煤层气勘探开发效益,可以在延川南区块进行先导性试验。排采试验井组采用丛式井钻井方式,不仅可以节约钻井工程成本11.42%,同时还便于后期的排采管理和管道集输。