不同压裂规模下煤储层缝网形态对比研究——以延川南煤层气田为例

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积,查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性,分析投产后的产气效果,形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明:①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积,但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响,低效老井经多次中等规模压裂后,形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网;新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型,但单次超大规模的液体使用效率更高,相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加,裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势,且有明显的递减效应,试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性,研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工,电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。

延川南有效支撑压裂煤层气井出砂治理对策研究

随着延川南煤层气田开发方式的转变,特别是以“大排量、大液量、大砂量”为核心的有效支撑压裂工艺及配套快速排液制度的形成,煤层气井在排采过程中的出现了较为严重的出砂问题。为了解决出砂问题,对出砂原因进行了分析,从地层、井筒两方面开展了出砂治理对策研究,形成了纤维防砂、抽油泵分级排液、水力射流泵排液三种防砂工艺并进行了现场试验,结果表明,三种防砂工艺初步解决了有效支撑压裂煤层气井的出砂问题。

多层次模糊评价模型在煤层气压缩机系统完整性评价的应用

针对煤气田现役煤层气增压集输用压缩机组系统安全运行及安全管理问题,开展了对煤层气压缩机组系统的完整性评价研究,利用多层次模糊评价模型建立压缩机组系统的完整性评价方法。根据多层次模糊评价法建立基于系统结构完整性及性能完整性为准则的评价体系,根据层次分析法建立各指标权重,结合模糊评价模型和专家评分建立目标集、权重集、评语集及判断矩阵,并通过一致性判断,根据最大隶属度准则得到各因素的评判结果。经过延川某煤层气田在役压缩机组系统的案例评判,得机组系统结构完整性及性能完整性评价结果为良好,整体完整性评价结果为77.8分,与现场实际吻合度较好。煤层气压缩机组系统完整性评价可为机组现场安全管理、高效运行效果的评估提供理论支持及评价措施。

深部煤层气井压裂工艺研究及应用

深部煤层气储量庞大、分布较广,然而煤层毛细裂缝联通性差、渗透性差,以至于传统开采方法的应用存在局限性,所以作为增产手段的煤层气井压裂工艺变成了关注的焦点。以文献研究法为主,结合实践体会与认知,重点对深部煤层气井压裂工艺展开探索,并将相关工艺要点给予简要总结,力求能使我国深部煤层气资源得到合理开发和利用。

煤层气井解堵工艺技术研究

目前国内在大力开发非常规资源,煤层气的勘探开发力度不断加强,煤层气储层具有低孔低渗特性,开发过程中均需要开展压裂工作,部分煤层气田成功试验大规模压裂,不断创造排量、液量、加砂量新高,这给煤层气在后期排采带来诸多问题。在煤层气的开采过程中,往往会面临着煤层气井地层堵塞问题,造成产量下降,持续低产,为提高煤层气井产量,需要分析造成堵塞的原因,制定解决策略。本文基于煤层气井产水特征、水质分析等分析,明确造成堵塞的主要原因,制定针对性措施,提升煤层气井采收率。

煤层气排水采气设备的选型研究

煤层气在煤矿开采活动中,很容易出现富集,在富集浓度超过安全阈值后,遇明火、静电很容易出现爆炸问题,但直接排放也会对自然环境带来污染。对此,开采和使用煤层气对于缓解社会能源危机、降低环境污染有着重要意义。在本文的研究活动中,针对煤层气开采影响因素展开分析,讨论了煤层气排水采气设备选型方法,内容包括确定局部参数、指标量化处理、参数值科学分析、确定最佳设备等,并且以案例分析的方式,讨论了该方法的应用价值,以此来积累相应的选型经验,营造安全的煤层开采环境。

延川南气田近薄层煤层气开发实践及其示范意义

鄂尔多斯盆地东缘延川南气田自2013年启动产能建设以来,下二叠统山西组2号煤层已累计生产天然气23.3×10^(8)m^(3),实践重复压裂、氮气泡沫洗井等开发措施后,气田仅能保持天然气产量稳定。为保障气田的高效开发,聚焦该区2号煤层下伏的上石炭统太原组的近薄10号煤层(煤层发育厚度不足2 m),通过对比10号和2号两套煤层含气性、渗透性和可压性的差异,查明了10号煤层地质—工程条件,分析了增效压裂后裂缝形态和产气效果,形成了近薄层煤层气的勘探理论和开发技术。研究结果表明:(1)10号煤埋藏深、变质程度高、镜质组含量高、灰分产率低、生气潜力大;(2)10号煤吸附能力强,顶底板封隔性好、含水性弱,滞留水环境有利于煤层气保存,含气量高达44 m^(3)/t,资源基础好;(3)10号煤心割理更发育,水平应力差异系数大,压裂易形成主裂缝且不易突破顶底板,成缝效率更高,可压性更好;(4)增效压裂能“横向”延伸储层缝长以弥补“纵向”厚度不足、提高储量动用程度,应用后天然气提产效果显著。结论认为,延川南气田近薄层煤层气的开发实践,坚持从地质条件和开发工艺两方面出发,形成了针对于近薄煤层的开发关键技术,为延川南气田的天然气长期稳产明确了方向,为我国沁水盆地、楚雄盆地等多层叠置煤层气藏中的近薄层煤层气开发提供了新的启示。

中美煤层气勘探开发现状对比及启示

系统梳理了全美煤层气的富集区地质特征、分布与资源储量,对美国煤层气勘探开发的发展历程进行详细介绍,总结了推动美国煤层气产业成功的关键要素;同时着重概述了中国煤层气的资源储量、分布及发展潜力,深入探讨了国内煤层气开发存在的挑战。通过对比,归纳出北美煤层气的成功开发对我国的启示与借鉴意义。

延川南2#煤层地下气化制氢工艺研究

为评价延川南2#煤层地下气化的产氢潜力,在查明煤的工业、元素分析等数据基础上,通过物理模拟实验研究了氧气浓度对气化温度和H2产率的影响,并利用AspenPlus软件建立煤炭地下气化预测模型进行模拟验证,在此基础上,利用上述模型研究氧煤比和汽氧比对H2产率的影响作用。通过物理模拟与数值模拟结果得出,水蒸气在煤炭地下气化过程中起主要作用,能够有效提高H2产率,延川南地区进行煤炭地下气化时,可优选富氧-水蒸气作为气化剂,且氧气浓度为80%最为适宜。

煤层纤维压裂防砂工艺的应用研究

随着煤层改造机制认识的加深以及压裂工艺技术的进步,延川南煤层气田在煤层压裂方面提出了“有效支撑”压裂理念,这种压裂理念能极大限度延长压裂裂缝,实现主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填,使煤层在面积上、体积上被大量压裂砂充填,容易导致煤层压裂后气井排采煤层压裂砂返吐问题,该问题经常导致机抽遇阻、卡泵、煤层砂埋甚至生产层位套变,严重影响煤层气井连续排采。为解决压裂后煤层压裂砂返吐问题,以延川南煤气田煤层压裂防砂工艺与气井排采实际为例,结合煤层气开发实践与认识,分析压裂后煤层压裂砂返吐问题及原因,提出并应用煤层纤维压裂防砂工艺。应用结果表明,煤层纤维压裂防砂工艺有良好的防砂效果,以期为相关人员(或工程)提供参考。

煤层气开采发展趋势及其增产技术思路构建

在现代化城市建设脚步加快前提下,城市发展与工业行业发展需要合理使用煤层气资源,从而推动煤层资源开采工作的创新。在此形势下,煤层气资源开发工作面临着新挑战,必须重视先进技术应用,积极对煤层气开采技术进行大力创新,确保达到增产的目的,满足城市发展具体需要。基于此,本文对煤层气开采技术进行深入分析,提出提高煤层气总体开采量的科学措施,探讨煤层气开采技术在未来的发展趋势,力求为和谐社会构建带来有力推动。

煤层气聚集成藏机理及控制因素分析与研究

煤层气是一种安全、环保的非常规烃类气体,不但能够缓解能源短缺的紧张局势,而且能够有效减少温室气体的排放。近数十年以来,煤层气产业的发展得到世界各国的重点关注。我国煤层气资源非常丰富,但是我国地质条件复杂、沉积背景多样,诸多基础地质理论问题仍然没有得到有效解决,严重阻碍了我国煤层气产业的发展。为此,本文对煤层气聚集成藏机理及控制因素进行了分析与研究,首先系统阐述了煤层气聚集成藏机理和封闭机理,其次对煤层气聚集成藏的主要控制因素进行了相应的总结与分析,以期为我国煤层气产业的良好发展提供一定的理论支持。

泡沫压裂在延川南气田深煤层气井增产中的应用

为提升深煤层气井压裂改造效果,提高单井产量,对目前现场应用的几种压裂液体系进行了适应性对比分析,提出泡沫压裂体系低滤失、高黏度、低伤害、易返排等特征在深煤层气井压裂中具有较好的适应性,在此基础上开展了2口井氮气泡沫压裂现场应用试验,取得较好效果:氮气泡沫压裂施工压力平稳,砂比提高,加砂连续,平均单井日产气量增幅超过1 000 m^3/d。

鄂尔多斯盆地东缘延川南区块煤层气井排水采气新工艺

深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏,需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果,气井在全生命周期内产液量差异较大。基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较,认为L型水平井建井成本和3口定向井成本相近,但是产量更高,后期运行维护成本更低,更适合山区地带煤层气的开发。对比不同举升工艺特性,优选抽油机、强制闭合弹簧式斜井泵组合,实现了L型水平井全生命周期内排水采气工作。在产液量低的气井中,采用捞水采气工艺在小井斜,受积液、煤粉影响大的气井中取得良好增产效果,原有机采设备实现资产高效利用,节约外购材料费用,降低能耗指标,对气田下步低产液井排水采气工作具有借鉴意义。

煤层气井堵塞型递减原因分析及治理——以延川南煤层气田为例

延川南煤层气田部分井在生产过程中出现产气、产液异常快速递减的堵塞型生产特征。为了分析堵塞产生的原因,基于气井产液、水质、检泵等生产动态信息的变化,明确了堵塞主因包括结垢和煤粉两个方面,在分析结垢和煤粉堵塞形成机理的基础上开展了针对性预防和治理措施。针对结垢堵塞井形成常态化阻垢剂防垢与多级脉冲冲击波解堵相结合的防治措施,16口井增产效果较好,平均单井累计增产30.11×10^(4) m^(3)。针对煤粉堵塞井形成自循环和空心杆洗井携煤粉工艺及氮气泡沫洗井解堵治理措施,洗井携煤粉工艺可有效缓解煤粉堵泵等导致的检泵,气井免修期延长60%;氮气泡沫解堵应用4口井均取得显著增产效果,平均单井增产1.25×10^(4) m^(3)/d。成果认识为堵塞型煤层气井原因分析和治理对策提供了借鉴。

动态调整泵挂在煤层气井中的应用

鄂尔多斯盆地延川南气田作为国内首个成功进行商业开发的深部煤层气田,储层具有埋藏深、含水性弱、地层压力高、渗透率低的特点。气井需要经过较长时间(一个免修期以上)的排采期才能达到高产,对于此类高流压的气井,根据排采制度的要求,合理的上提泵挂,既可以减少油管、抽油杆的使用量,降低材料成本,还能较好地减轻偏磨、避开腐蚀和结垢井段、延长煤粉进入泵筒行程,有利于延长气井免修期。而对于处于高产稳产期且供液不足的气井加深泵挂,使吸入口在储层以下,有利于实施间抽,还能避免因沉没度低造成油管出气从而造成安全隐患。因此,在深部煤层气井全生命开发周期中,根据不同的需要,动态调整泵挂深度有助于煤层气企业降低生产成本,减少经营费用,增加生产效益,有力地保障了国内最深煤层气田的效益开发,对于今后类似的深部低渗煤层气田的开发具有重要的指导和借鉴意义。

延川南煤层气井无损智能间抽技术研究

延川南煤层气田经过数年的开发后,部分井已进入递减期,大部分井日产液量逐渐减少,面临间抽对产能和生产管理带来的影响,通过对煤层气渗流机理的研究,对于不同井况的低产液井采用无损智能间抽技术,综合考虑井下压力计、市电的峰谷电价、井下口袋的深度、远程启动抽油机安全风险等因素,在不影响气井稳产的情况下实施无人值守的间抽,减轻了排采井管理强度,提高了精细管理的效率,有一定的推广价值。

煤层气井现代产量递减分析应用研究

为探索现代产量递减分析在煤层气井中的应用,在系统阐述现代产量递减分析方法发展的基础上,基于延川南区块某煤层气井组生产数据,应用Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI、Transient四种现代产量递减分析图版定量评价了该井组储层渗透率、有效裂缝半长和泄流半径,研究了泄流半径与储层渗透率、有效裂缝半长以及有效裂缝半长与压裂总液量、加砂量的关系。结果表明:该井组储层渗透率为0.008~0.064×10^(-15)m^2,非均质性较强;压裂有效裂缝半长为27~72 m,与压裂总液量和加砂量呈正相关关系;单井泄流半径为36~103 m,平均56 m,与储层渗透率和有效裂缝半长呈正相关关系;当有效裂缝半长大于50 m、渗透率超过0.06×10^(-15)m^2时,泄流半径可达100 m以上。

延川南煤层气井合理配产及其排采控制

为了深入研究煤层气井合理配产及其排采控制方法,延长气井高产稳产期,通过对延川南煤层气田煤层等温吸附特征与气井生产参数进行对比研究,提出了煤层气井合理配产方法,并在现场煤层气井排采参数及动态规律对比分析基础上,以煤储层压力、临界解吸压力、兰氏压力、稳产压力为关键控制节点,将延川南煤层气井排采过程划分为5个阶段,对各阶段排采参数控制进行了研究。结果表明:延川南煤层气田煤层气井井底流压在煤层兰氏压力附近时,产气量达到峰值,煤层气井的稳产气量与峰值产气量,以及稳产流压与兰氏压力之间有较好的线性关系,得出的拟合公式,可以计算各井合理稳产流压和稳产气量。5个排采阶段,分别是快排期、缓慢降压排水期、上产期、产量波动期和稳产期。对于延川南煤层气田,快排期日降井底流压在0.1 MPa左右较为合理,缓慢降压排水期、上产期和产量波动期排采控制非常关键,缓慢降压排水期日降井底流压在0.003 MPa左右,上产期谭坪构造带气井日降井底流压要小于0.005 MPa,万宝山构造带要小于0.01 MPa,产量波动期日降井底流压要控制在0.003 MPa左右。

煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_(c))、临界解吸压力(P_(j))和井间干扰压力(P_(r))为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。