煤层气L型水平井抽油机举升工艺应用研究

煤层气L型水平井主要采用水力管式泵、电潜螺杆泵等无杆举升工艺进行排采,但排采过程中水力管式泵地面设备故障、中心管漏失、卡泵等问题频发,电潜螺杆窜气烧泵问题严重且由于受大狗腿度的影响部分井无法下泵至合理排采井段。针对以上问题,本文进行了煤层气L型水平井抽油机举升工艺的研究应用,通过L型水平井水平井泵的针对性研发、抽油机举升系统设计选型、内衬油管防偏磨工艺及插接式简易气锚防窜气工艺的设计,确保了2口试验井的成功应用,为煤层气L型水平连续稳定排采提供了一种高效的举升工艺方式选择。

煤层气输气管线井口用螺旋节流凝液排水装置应用研究

煤层气集输系统冬季管压普遍上涨,正扫线、反扫线以及传统凝液缸排水效果不佳。严重制约了冬季产量运行,管线积液较多、难以通过目前的采气管线积液清理手段保障采气管网的输气效率。针对此问题,文章创新设计螺旋节流凝液排水装置,通过装置内部的旋涡导向板强制改变缸体内含水气体流态,使气体通过斜体导向板、漩涡导向板与中心管形成的螺旋通道经过与各接触面的碰撞进行节流降压,从而实现节流凝析出水实现气液分离,分离效果更好,且解决了传统凝液缸存在的管理难题。

水力喷射压裂工艺在郑庄里必区块煤层气开发中的应用

水力喷砂压裂是一种利用水射流独特性质的储层改造技术,集水力喷砂射孔和水力压裂于一体,起裂机理与常规水力压裂有所不同,能够避免传统射孔压裂完井方式对煤层造成的负面影响,对常规L型水平井有着很好的适用性。现场应用结果表明,产气效果优于目前的直井及多分支水平井,该工艺为低渗透煤层气藏的开发提供了新思路。

煤层气开发的多分支水平井钻井技术

应用多分支水平井钻井技术开发煤层气,是提高单井产量、降低综合成本的有效手段。结合山西煤层气多分支水平井钻井实践,介绍了其工艺特点、应用技术及存在的问题。研究结果表明,应用多分支水平井钻井技术进行煤层气开发,可提高气井单井的综合收益。

山西沁水煤层气压裂施工的横向效应

介绍了在山西沁水盆地煤层气压裂时监测到的压裂施工的横向效应,监测使用微地震方法。发现沿人工裂缝法向方向的邻井在施工时出现气量减少、枯竭、出水等反应,沿人工裂缝走向方向的邻井反应滞后。这一发现使笔者注意到煤层气压裂施工的横向挤压作用可能即时影响邻井产量,压裂设计时应该注意到这一反应的不良影响。

煤层气体积压裂施工参数优化

我国煤层气藏具有低压、低饱和、低渗透、非均质性强、储层构造复杂、临界解吸压力低的特点。山西沁水盆地煤层气井经过常规的压裂技术改造后,依旧产量低下、产量递减速度快。为了提高单井产量,借鉴页岩气井的体积压裂技术。选用一口井作为模拟井采用体积压裂技术,优选出一组施工参数为:800 m3液量规模,45%的前置液比例,4.5 m3/min的前置液排量,7 m3/min的携砂液排量,8%的平均砂比并采用2个段塞。对X井进行现场施工,实际施工参数与模拟出的施工参数较符合,根据排采曲线可得日产量达900 m3,结果表明,使用体积压裂技术增大改造体积,提高单井产量,对煤层气的开采具有广泛的推广意义。

束缚水钻井液及其在煤层气水平井中的应用

为降低钻井液中自由水对煤层气水平井井壁稳定和储层保护造成的不利影响,在评价钻井液处理剂束缚自由水能力基础上,开发出煤层气束缚水钻井液,其配方为:清水+0.1%纯碱+(0.5~0.8)%束缚水胶凝剂+(0.5~1.0)%水基润滑剂,对比评价了束缚水钻井液与清水、氯化钾盐水和黄原胶钻井液在煤层保护和井壁稳定性能上的差异。性能评价结果表明,束缚水钻井液自由水含量低,封堵能力强,侵入煤层滤失量少,对煤岩强度影响小,稳定煤层井壁能力优于清水和氯化钾盐水;稳定井壁和保护煤层能力优于现有的黄原胶钻井液。现场应用结果表明,束缚水钻井液可以较好地解决目前煤层气水平井储层保护和井壁稳定之间的矛盾,有较好的应用前景。

沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨

以沁水盆地南部区块煤层气生产井的工程、测试、监测数据为依据,对影响煤层气井产能的储层生产控制因素进行了分析,探讨了优化储层生产控制、提高煤层气井产能的工程措施,重点研究了水力压裂工艺施工参数与煤层气井产能的关系,提出了有利于提高煤层气井产能的水力压裂工艺施工参数。结果表明:合理控制钻井液的密度与粘度,可提高煤层气井的产能;煤层气井的产能与固井工艺中的水泥浆密度与用量呈现负相关关系;水力压裂采用变砂比、控制压裂液、变排量等施工工艺和优化的工艺参数值可有效提高煤层气井气产量。

煤层气井压裂液体系与裂缝形态的研究

随着对煤层气压裂改造的认识不断深入,压裂的规模逐渐增大,施工液量增加。在整个压裂过程中,压裂液的配伍性,支撑剂的选择,注入参数的优化,压裂规模等,都将影响压裂的最终效果。文章针对煤储层裂缝形态及压裂液体系进行了研究,并提出了优化方案。

分形煤层气藏数值模拟研究——Douglas-Jones预估-校正法的应用

传统的煤层气动力学模型多建立在欧几里得基础上,难以描述煤层气孔隙结构的复杂性和形状的不规则性。为此,以分形理论为基础,通过引入煤层基质和裂缝的分形维数来刻画煤层气孔隙结构的复杂性和吸附特性,建立了双重分形介质渗流模型,采用Douglas-Jones预估-校正法对非线性方程组进行离散,获得了无限大地层和有限地层定产量生产时拟稳态吸附模型的差分方程,求得数值解。结果表明,Douglas-Jones预估-校正法可以有效解决这类非线性模型的求解问题,获得无限大地层定产量生产时变形双重分形介质模型的数值解;分析各种分形参数下的煤层压力动态,做出了典型压力曲线图。对无限大地层,初期分形维数对压力影响不大,后期分形维数越小,压力越高。对有限地层,初期分形维数的影响明显,且分形维数越大,压力越低。压力随分形指数的减小量呈现先增大后减小的趋势,在末期压力平稳趋向同一值。

“双环三控法”在煤层气井智能排采中的应用

目前煤层气井的排采主要依靠人工调节控制来完成,这使得在产水、产气初期很容易对气井控制不及时,造成应力闭合、煤粉堵塞、地层气锁等伤害,从而影响气井产量。为此,针对煤层气井排水采气周期长、临界解吸压力不易控制、液面波动对气量影响大等排采难点,提出了"双环三控法"排采控制策略。该控制策略以控制动液面为核心,通过对套管压力、流动压力的双闭环控制以及控降液、控流压及控套压等3种控制策略,实现了煤层气井从降液、解吸至产气等不同阶段的智能排采控制。进而基于经典的"双环三控法"控制原理(以变频控制技术为主),采用现代ARM控制技术,研发了一套煤层气井智能排采控制装置,实现了对煤层气井井底流压和井口套压的双闭环控制。在中国石油华北油田公司2×10~8 m^3煤层气产能建设中的应用效果表明,运用该控制系统,排采设备能够在不同的排采阶段自动实现智能调整参数和安全生产,节约了劳动力资源,降低了煤层气井排采成本,使煤层气勘探开发更加智能化、精细化和安全化,具有良好的推广应用价值。

煤层气水平井煤层判识技术的研究与应用

通过几十口井的钻探实践,总结出了一套通过各种技术手段对煤层进行判断、识别的方法,可为今后利用多分支水平井钻井技术开发煤层气提供经验。

煤层气井产水差异性原因分析及其对产气量的影响

本文以沁水盆地长治地区李村区块为例,利用该区141口煤层气井排采动态资料及相关的地质资料,明确了产水来源及断裂发育程度是导致产水差异性大的主要原因,并在此基础上分析了其对产气量的影响,研究结果表明:①高产水井受断裂构造影响,水动力条件活跃,在水力冲洗作用下,吸附气易发生溶解-运移,导致含气性遭受破坏,影响产气量。②高产水排水降压难度大,对排采设备要求高,产能释放困难。③呈片分布的高产水与邻井协同降压作用明显,高产水井对相邻产气井具有助排作用。

论石油企业建设工程造价管理方法探究

我国社会不断发展，经济水平不断提高的同时，山西煤层气勘探开发分公司在工程造价管理方面也取得了明显进步，良好的工程造价管理得益于有效的管理方法，有利于我国经济和社会进步。本文主要针对石油企业建设工程造价管理方法展开了探究分析。

沁水盆地煤系地层孔-裂隙特征测井反演

利用微分等效介质理论方法和Biot相恰理论方法,分别对沁水盆地固县井区山西组3号原生结构煤层及其上覆煤系地层孔隙纵横比和裂隙密度进行了反演。结果表明,3号原生结构煤层以近球形孔隙空间系统为主;上覆致密砂岩以裂缝性孔隙空间系统为主;上覆泥岩中存在孔隙及裂缝型多重孔隙空间系统。随着裂隙密度的增加,煤系地层裂缝孔隙度逐渐趋向于一个极大值,同时岩石体积模量发生显著降低,裂隙密度反演结果对指导煤系气勘探具有一定参考价值。

沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩特征及生烃有利区评价

对山西沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩的有机地化资料进行分析总结。结果表明,山西组和太原组煤岩样品显微组分以镜质组为主,其次为惰质组,稳定组分(壳质组+腐泥组)的质量分数一般低于11.2%;干酪根H/C原子比主要集中在0.20~0.85,O/C原子比主要集中在0.02~0.10,属高演化Ⅲ型有机质;煤岩碳同位素普遍偏重,为-23‰^-25.6‰;沥青"A"中,饱和烃的质量分数大多数<25%,芳烃为11%~58%,饱/芳比值一般为<0.4。煤系泥岩显微组分以镜质组为主,其次是惰质组,壳质组较低;H/C原子比主要在0.25~0.75,O/C原子比主要在0.03~0.20,属高演化Ⅲ型有机质,小部分属于Ⅱ2型有机质;碳同位素偏重,为-23.5‰^-25.9‰,饱和烃质量分数<25%,大部分<20%。太原组灰岩以Ⅱ2型干酪根为主,碳同位素轻于山西组及太原组煤岩及泥岩,主要在-26.0‰^-30.0‰。制定了适合沁水盆地煤系地层中煤岩和泥岩的生烃潜力评价标准,对烃源岩有利生烃区进行评价。综合认为,沁水盆地山西组煤岩总体上是中等-好烃源岩,以盆地两翼为好,中部和南部为中等-差烃源岩;太原组煤岩总体上为中等-好烃源岩,两翼大部分为好烃源岩,沁县-祁县-榆次-榆社一带以及南部地区为差-中等烃源岩;沁水盆地山西组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩,只有西部部分地区为好烃源岩,盆地中部地区烃源岩生烃潜力比两翼差;太原组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩,西部局部地区为好烃源岩,盆地边缘比盆地中央的生烃潜力稍大一些。

冀中坳陷东北部石炭系—二叠系煤成气保存条件评价

从盖层质量、地层水条件、异常地层压力和构造作用等四个方面,对冀中坳陷东北部石炭系—二叠系煤系地层分别进行了煤成气保存条件的单因素成图评价分析。综合各项指标,建立了煤成气保存条件综合评价体系,划分出"好"、"较好"和"较差"三个评价等级。认为研究区保存条件好的区域主要有武清凹陷中南部、里坦凹陷西南部、文安斜坡北部的信安地区和西部的苏桥以南地区,较好的区域主要有饶阳凹陷北部和里坦凹陷的大部分地区。

歧口凹陷板桥-滨海地区沙二段沉积体系展布特征及成藏效应

歧口凹陷板桥-滨海地区沙二段碎屑岩沉积体系具有良好的油气勘探前景。基于岩心观察、测录井数据、轻重矿物特征、砂地比统计数据等,分析板桥-滨海地区沙二段沉积体系、物源体系,明确沉积体系展布特征并探讨成藏效应。结果表明:歧口凹陷板桥-滨海地区沙二段沉积期存在沧县隆起、燕山隆起、港西凸起3个物源区,其中沧县隆起和燕山隆起为主要供源区,港西凸起供源能力较弱;研究区沙二段发育辫状河三角洲、扇三角洲及湖泊3种沉积相类型;沧县隆起周缘发育扇三角洲,燕山隆起南部及港西凸起东部发育辫状河三角洲,研究区东部发育湖泊相,是烃源岩发育的有利地区;断层附近沙二段砂体是油气勘探的有利目标,燕山隆起南部大面积辫状河三角洲前缘砂体与湖相泥岩交互发育,为岩性油气藏勘探的有利地区。该结果为歧口凹陷板桥-滨海地区油气勘探提供参考。

低渗特低渗注水储层梯形保护技术研究与应用

在低渗特低渗储层注水过程中,通常存在水化膨胀、水锁、贾敏等严重储层损害,增大渗流阻力与注水压力损耗,使注水压力高、注水压力上升速率快、吸水指数低,甚至注不进水,注水储层长期欠注,且对注水储层实施解堵的效果虽然显著但有效期短,导致见效井产量和油气采出程度低。为解决该难题,目前通常往注入水中长期不间断地加入防膨剂、表面活性剂来减缓水化膨胀和毛细管效应导致的注水储层损害,但由于需长期补加药剂、成本高、效果也不理想。基于储层水化膨胀不仅与外来流体矿化度有关,而且与矿化度从高到低的降低速率也存在密切关系的认识,研发/筛选了小阳离子型梯形防膨保护剂A和梯形润湿保护剂B。按照一定时间间歇、从高到低的浓度梯度顺序往注入水中加入梯形防膨保护剂A和梯形润湿保护剂B,直至最后使储层适应注入水性质而无需加入梯形保护剂,即可控制注水储层水化膨胀和毛细效应发生。大量节省药剂使用量和成本,达到“经济、高效”补充储层能量并大幅提高水驱油效率的目的。称该技术为注水储层梯形保护技术。现场应用表明,在同一注水工作制度下,较低的成本而大幅提高了单井日注水量、大幅缓减了注水压力上升速率,满足了配注要求,为低渗特低渗注水储层能量补充提供了一项关键技术。

降压速率对沁水盆地南部高阶煤产气能力的影响

参照山西晋城地区大宁煤矿3号煤层,设计模拟地层条件下解吸仿真实验,进行相同流体饱和状态、不同降压速率下的解吸模拟实验,对产气量及样品两端压力变化进行分析,并对部分实验现象进行机理探讨。实验结果表明,无论快速降压还是慢速降压,高阶煤吸附的甲烷均能有效解吸,解吸效率均能达到90%以上;解吸过程中产气量曲线存在明显拐点,均出现在煤块整体降至解吸压力之后;高阶煤甲烷解吸主要受压差驱动,高压差有利于快速解吸;快速降压出现解吸拐点时间更早,且快速解吸段产气速率更高。实验结论对原公认的煤层气井排采需要坚持"缓慢、长期"的原则提出了质疑,认为对于高阶煤层,快速排水降压可有效提高煤层气开采的经济效益。沁水盆地南部樊庄区块和郑庄区块快速降压排采现场试验结果显示,提高排水降压速率可以显著提高气井的峰值产量并缩短气井达到经济产量的时间;相比慢速排采策略,快速降压排采的气井平均达产时间缩短一半,高峰产气量更高。