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。

煤层气井合层排采控制方法

以铁法盆地大兴井田合层排采工程井DT31井和沁水盆地南部单层排采井QS1井排水产气特征数据为基础,分析了合层排采井各排采控制阶段的流体相态特征与单层排采的异同,总结了合层排采中的层间干扰因素及排采工艺中存在的问题,探讨了单位井底流压降幅的产水量和套压作为排采控制指标的控制方法及原理。研究结果表明:不同液面深度下的单位井底流压降幅的产水量可指导制定合排期间的排水强度;合采井深部产层的临界解吸压力液面深度与顶部产层埋深重合,不适宜合层排采;憋压阶段套压的最大值主要受产层顶板埋深和初期排水降液面阶段的总压降值限制。控压产气期,采用阶梯式降套压法,同时需控制套压瞬时降幅和日降幅以防储层激动,合采井在控压产气和控压稳产阶段设置一个最小套压可以缓解产气期间液面深度与浅部产层埋深接近或重合引起的矛盾。

延川南地区2号和10号煤层分压合采的可行性研究

鄂尔多斯延川南地区发育低渗、多层煤层气藏,主力煤层为2号和10号煤层,分层压裂合排采气(以下简称分压合采)是制定开发规划时的首选方案之一。基于延川南地区煤层气井的实际生产资料,并结合煤层气井的产气特点,论述了延川南地区2号和10号煤层分压合采的影响因素及可行性,研究认为,煤层压力与压力梯度、解吸能力、层间距、上下围岩岩石性质、水文地质条件、原始渗透率及压裂后渗透率等是分压合采提高煤层气井产能的控制条件。最终,提出了该地区2号和10号煤层分压合采适合基本地质条件,优选了有利区域。

单一低透气性高瓦斯煤层走向高位裂隙带钻孔瓦斯抽采效果分析

高位裂隙带钻孔瓦斯抽采现已在全国普遍应用,准确划分上覆岩层中裂隙带的分布范围,能够确保高位钻孔瓦斯抽采效果。以余吾煤矿N2202综采放顶煤工作面为例,通过理论计算、数值模拟和现场考察,综合划分裂隙带的分布范围,进而确定终孔高度,为优化走向高位裂隙钻孔参数提供依据,达到优化抽采工艺,提高瓦斯抽采效果,改善工作面安全生产状况。

下分层千米瓦斯抽采钻孔布置层位优化

为确定特厚煤层分层开采时,千米钻孔在下分层中合理布置层位,提高千米钻孔瓦斯抽采效果,以亭南煤矿205工作面下分层瓦斯抽采为例,采用理论计算和Flac3D数值模拟的方法,对采动过程底板破坏规律进行研究.由理论计算可知,底板以下6 m位置为抽采钻孔布置的临界层位,低于该层位有发生塌孔危险.数值模拟得出同样结果,采场底板以下4 m位置,煤体发生剪切和拉张破坏;底板下6 m,以剪切破坏为主;底板下8 m,煤体受采动影响不明显塑性变形较小.研究结果表明:将千米钻孔布置在底板下6 m位置,可保持长期有效地抽采下分层煤体瓦斯.据此在工程试验布置千米抽采钻孔,抽采效果较好,实现了对千米定向钻孔在下分层的位置进行了优化.

类保护层抽采瓦斯机理及模式研究

针对当前我国软煤层存在着钻进难、护孔难、增透难等问题,提出了在煤层顶/底板施工抽采钻孔的类保护层抽采瓦斯方法。通过岩体加载试验,研究了岩石的应力—渗透率—时间之间的定性关系,分析了岩石的破裂压力;探讨了软、硬煤层在类保护层开采模式下瓦斯的运移产出机理;构建了类保护层钻孔采前、采中、采后抽采模式。通过在鹤壁中泰矿业公司进行类保护层单孔抽采试验并使用CYT技术进行强化范围探测,结果表明,类保护层抽采钻孔单孔强化范围可达1601m2,在抽采计量的近5个月内,单孔抽采纯量平均328m3/d,最大661m3/d。

PVA泡沫处理下肢骨折术后早期软组织感染的临床观察

目的探讨按解剖层次分层填充带管医用PVA泡沫进行灌注负压封闭引流处理下肢骨折切开复位内固定术后早期全层软组织感染的临床疗效。方法对52例下肢骨折切开复位内固定术后出现早期全层软组织感染患者均一期行分层填充带管医用PVA泡沫进行灌注负压封闭引流处理,密封后,深层间断灌注、浅层负压引流,后期由深至浅,逐层撤出填充带管的医用PVA泡沫,最终创口闭合。结果大部分患者创口6~7d可见新鲜肉芽组织长出,14~21d深层死腔已基本消灭,肉芽组织覆盖骨骼,21~28d浅层软组织可逐渐闭合创口。随访2~3年,51例患者感染治愈,骨折愈合,1例患者后期感染迁延不愈合,予以取出内置物行骨搬移后治愈。结论分层填充带管医用PVA泡沫进行灌注、负压封闭引流处理下肢骨折切开复位内固定术后早期全层软组织感染有良好的效果。对各层组织填塞压迫、破坏性少,窦道形成率降低,缩短疗程,能够良好的处理下肢骨折切开复位内固定术后早期全层软组织感染,避免了骨髓炎甚至截肢的发生。

贵州织金地区煤层气合采开发实践与认识

贵州省是薄至中厚煤层群发育的典型地区,煤层数量多、厚度薄、渗透率低、地应力高、压力系统多层叠置等资源禀赋特征导致国内外主流煤层气开发工艺技术本土化困难,煤层气资源难以动用。多、薄煤层煤层气地质特征的特殊性决定了煤层气开发技术的明显选择性,多煤层合采成为该地区煤层气资源高效开发利用的必由之路。2009年至今,中石化华东油气分公司在贵州织金区块陆续完成23口合采煤层气井的部署工作,实现了单井最大日产气量达5000 m^(3)、试验井组(10口直井)单井平均日产气量超1000 m^(3)的突破。对此,基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践,系统分析了该地区多、薄煤层煤层气成藏地质条件,归纳总结了开发关键工艺的地质适用性,从地质选层、开发模式及排采管控等方面取得以下认识:(1)建立了合采产层优化判别方法,明确了以珠藏次向斜Ⅲ煤组20、23、27、30号煤层为主的最优层位组合关系;(2)形成了定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式;(3)制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的的精细化排采管控制度。研究成果有助于促进该区域的多煤层煤层气开发,对贵州省煤层气高效开发具有重要的参考价值。

近距离煤层群走向高抽巷层位布置研究

深部近距离煤层群煤炭开采面临瓦斯治理难题,走向高抽巷是解决邻近层瓦斯的重要技术之一,高抽巷层位是影响抽采效果的关键。基于采动裂隙“O”形圈理论阐述了走向高抽巷抽采邻近层瓦斯作用原理,采用裂缝带高度经验公式及关键层理论,提出了走向高抽巷层位的理论计算方法。阳泉矿区应用实践表明,高抽巷与15号煤层的层间距在由30 m增加至80 m时,瓦斯浓度呈降低趋势且变化趋缓,抽采瓦斯混合量与瓦斯纯量呈增大趋势,变化趋势的拐点为层间距70 m或者层间距与煤厚比值为9.5左右,与理论计算结果一致。

煤层气分压合排技术适应条件分析——以陕西吴堡矿区为例

在多煤层发育的地区,实施分层压裂、合层排采工艺技术是一项降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措。吴堡矿区煤层气资源丰富,其主力煤层为S1、T1煤层。为探讨分压合排技术在吴堡矿区煤层气勘探开发中的适用性,通过分析吴堡矿区主力煤层(S1、T1)的煤层气分压合排影响因素,研究了煤层气分压合排技术适应条件和本区S1、T1煤层分压合排的可行性。结果表明:虽然吴堡矿区S1、T1煤层的压力梯度和渗透率差别不大,但其煤层顶底板岩石特征和水文地质条件有差异,分压合排过程中存在层间干扰。因此,在现有技术条件下,不适合对本区S1、T1煤层采用分压合排技术。现场勘探试验井的排采效果也验证了理论分析的可靠性。

工作面采高对老顶断裂位置的影响研究

为实现邻近层穿层钻孔的优化设计,采用离散元数值模拟的方法研究了工作面采高对老顶断裂位置的影响规律。研究结果表明:老顶断裂位置深入煤壁的距离随工作面采高的增加而增大。建立了与工作面采高相关的老顶断裂位置力学模型,模型计算结果与模拟结果相吻合。提出了邻近层穿层钻孔的优化布置原则,并在阳泉矿区开元煤矿9404工作面得到应用,取得了较好的瓦斯抽采效果。

煤层群分层水力压裂与多层综合压裂增透效果对比研究

以西南地区某多煤层瓦斯巷为试验地点,对比实施了分层单一水力压裂和多煤层综合水力压裂,分析了煤层压裂发展全过程,探讨了煤层压入水量对后续钻孔施工的影响,获得了压裂后煤层瓦斯含量和含水率分布规律、以及煤层瓦斯抽采效果,明确了不同压裂方式的有效增透范围。结果表明:煤层压裂分为应力累积、裂缝起裂、裂缝扩展、裂缝多次起裂-扩展、裂缝扩展完成5个阶段;分层压裂的平均压力略高于综合压裂,但压入总水量明显少于综合压裂;分层压裂后煤层瓦斯含量和含水率分别低于和高于综合压裂技术,煤层瓦斯初始抽采体积分数更高,且煤层单孔和钻场的平均瓦斯抽采体积分数达54.1%和43%,较多煤层综合压裂技术提高了14.9%和9%;2种压裂方式的有效增透半径分别达50、40 m,表明分层水力压裂技术能显著提高煤层群压裂的有效增透范围及效果;分层压裂技术能减少煤层压入水量,降低后续瓦斯钻孔施工时发生抱钻等不良现象。

井下穿层长钻孔水力压裂强化增透技术

为了提高井下低透气性煤层瓦斯抽采效果,提出井下穿层长钻孔水力压裂强化增透技术。根据水力压裂施工工艺和关键技术,将水力压裂过程分为准备阶段、高压注水阶段和保压阶段,重点阐述了封孔、试压、注水压裂、数据监测、保压、排水等关键技术。同时分析了长钻孔水力压裂增透机理,并进行了水力压裂强化增透试验。根据压裂过程中压裂参数变化规律,从煤储层参数和钻孔瓦斯抽采参数方面综合考察了试验效果。结果表明:压裂后煤层透气性系数提高了2.67倍,最大影响半径达到了58 m,抽采流量和抽采体积分数分别是普通压裂钻孔的24.4倍和10.27倍,最大压裂影响半径提高了2.32倍。

鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气老井挖潜技术及应用

综合运用地质、压裂及排采动态等资料研究了韩城区块部分煤层气井低产原因,认为储层物性差、断层影响含气量和含气饱和度、多层开采临近水层被压裂沟通、开发井网不完善、越流补给导致储层不能有效降压、局部构造煤发育使煤层压裂造缝难度大并且排采煤粉堵塞渗流通道是造成煤层气井低产的主要因素。通过技术攻关,形成了跨层压裂、封层堵水、酸化解堵、修井工艺优化、加大排采强度等针对性的老井挖潜技术。通过现场试验表明,系列挖潜技术在韩城区块现场应用效果显著,有效提高了单井产气量,对该区块及其他类似地质条件区块的煤层气开发具有一定指导作用。

过采空区抽采下组煤煤层气技术及工程应用初探--以晋城寺河井田为例

晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8832 m^(3)/d,日均产气量达到2694 m^(3),验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。

鄂尔多斯盆地东缘桑峨区煤层气分压合采可行性分析

在煤层层数较多的地区进行煤层气开采时,如果实施分层压裂、合层排采的技术,可以有效的降低煤层气的勘探开发成本,还可以提高单井产气量。研究分析此项技术的使用条件可以有效的提高多煤层合采的成功率。桑峨区内煤层层多,煤层结构较简单,厚度变化较小,是煤层气开发的较有利区块,在对直井产气特征研究的基础上,系统分析了主要煤层储层压力、压力梯度、临界解吸压力、储层渗透率、上下围岩特征等因素对合采的影响,认为研究区三套主力煤层基本符合分压合采的要求,可以考虑采用合层排采的方法来降低煤层气开采成本。

裂隙带穿层瓦斯抽采钻孔合理布置范围研究

以新安矿为工程背景,采用理论分析、经验计算的研究方法,分析了覆岩三带分布,利用设计抽采钻孔现场实测分析,得出穿层钻孔的合理布置范围为:垂直方向终孔距离煤层顶板12~25 m,水平方向终孔距离回风巷上帮帮平距为18~36 m。

沁南煤层气井分压合采技术研究

樊庄区块主力开发层系为3^#煤层和15^#煤层,合层开采工艺可以有效降低煤层气勘探开发成本、提高单井产气量.研究分压合采技术的适用条件和与之配套的合层开发工艺可以有效地提高多煤层合采的成功率.研究结果表明3^#煤层、15^#煤层的地质条件满足分压合采的要求,通过射孔层段优化、压裂工艺优化、精细排采管控技术,可以有效提高单井产气量.现场合采实践验证了理论分析的正确可靠性.

永陇矿区煤层顶板离层水形成及其防治研究

永陇矿区地处鄂尔多斯盆地南部,位于泾河水系的补给区,含煤地层为中侏罗统延安组,主要含水层为下白垩统洛河组。受煤层采动影响,在上覆软硬岩层结合部因变形程度不同步,形成离层水聚集,在覆岩破断冲击力和静水压力共同作用下,穿过导水裂隙下泄至工作面形成矿井水害。在分析矿区地质特征的基础上,对顶板离层水形成的离层空间、离层水、导水通道三要素进行详细分析,对工作面的推进与覆岩变化特征进行了研究,发现水位变化可引起工作面涌水量的变化,而且涌水量变化具有一定的滞后性,为工作面水害预测提供了一个较为可靠的方法。结合工作实践和矿区特征,对矿区地面直通式导流泄水孔和抽排孔在防治水害方面的特点进行说明,提出了洛河组底板相对低位是离层水聚集有利区的认识。

穿层钻孔水力压裂增透促抽瓦斯试验研究

针对某煤矿8205综采工作面穿层钻孔瓦斯抽采效果一般的问题,提出了穿层钻孔水力压裂增透促进瓦斯抽采的技术。根据现场实际情况,采用RFPA^(2D)-Flow数值模拟软件进行仿真模拟,确定了注水压力参数和压裂影响范围;选定高压注水泵,对8205运输顺槽底抽巷穿层瓦斯抽采钻孔进行了水力压裂试验,试验结束后,观测了水力压裂钻孔附近2组抽采钻孔流量,并且选取了未施工水力压裂的普通钻孔进行了抽采效果对照。结果表明:经过水力压裂增透措施后,平均的抽采纯量是未压裂组的10.28倍左右,平均抽采浓度是未压裂组的2.93倍。