沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1100~1200 m和800~1000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1500 m^(3)以上、排量12~15 m^(3)/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1000 m^(3)以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2000、150 m^(3)以上,排量达到15 m^(3)/min以上开发效果较好,单井产量突破18000 m^(3)。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

山西省沁水盆地南部4~#煤薄煤层试采获得煤层气工业气流

1研究目的(Objective)沁水盆地是中国重要的煤层气生产基地之一,位于山西省中南部。研究区位于沁水盆地南部寺头断层西侧,行政区域隶属于晋城市沁水县、阳城县。研究区煤系地层厚度63~145 m,平均92 m,其中煤层厚度4.1~17.4 m,平均7.9 m。

基于地震属性优选技术的煤层气开发单元划分

为了进一步提高煤层气井开发效果,提取了目标煤层的多种地震属性,同时建立了已开发井产量分布样本;在此基础上,通过对所有地震属性与产量样本拟合分析,利用指标权重法计算,相干和均方根振幅2种地震属性对产量影响的累积贡献率达到85%以上,因此优选了相干和均方根振幅2种地震属性;通过2种属性与产量的拟合相关系数,建立了综合属性预测公式,划分了有利开发单元,使得预测结果与已开发井产量的相关性得到加强。结果表明:通过开发井资料与地震属性优选技术,可准确的划分开发单元。

郑庄北中深部煤层气水平井产能影响因素及开发技术优化

【目的】沁水盆地郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发,整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后,单井产量达到直井的10~50倍,目前已成为主体开发井型,但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素,改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践,结合地质特征与工程参数,分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素,并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明:单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下,中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层,整体资源富集;高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内;原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系;研究区水平主应力差介于8~16 MPa,且随埋深增加而增大,无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上,当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好,井平均稳产气量可达到9 700 m^(3)/d;水平段越长,煤层稳产气量越高;采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式,稳产气量随压裂规模增加而显著提高,压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著,当排量<7 m^(3)/min时,水平井稳产气量整体小于2 000m^(3)/d;当排量增大到8~10 m^(3)/min时,稳产气量逐渐增高;当排量保持在10~12 m^(3)/min,稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m^(3)/d;当排量提高到16~18 m^(3)/min时,稳产气量突破18 000 m^(3)/d。最后,优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数,通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

沁水盆地南部高煤阶煤层气高效开发对策与实践

我国高煤阶煤层气资源丰富,其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例,系统分析了早期开发过程中面临的5个主要问题及挑战:高煤阶煤层气开发理论不完善;有利区选择精度低;储层改造技术适应性不强;排采控制制度效率低、效益差;集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领,室内研究与现场实践相结合,形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策:提出高煤阶煤层气疏导开发理念,构建套管单支水平井+分段压裂的煤层气开发方式;建立高产有利区优选技术,实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变;完善升级煤层气压裂改造技术,实现储层改造向构建多级有效缝网转变;创新疏导排采控制技术,实现排采控制向优快高效转变;建立低压环状地面集输技术,实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践,平均新建产能到位率由37%提升至84%以上,平均单井日产气提高为原来的1.6倍,达产时间缩短20%以上,新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破,沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10^(8)m^(3),建成我国最大的煤层气田,有力助推了我国煤层气的战略性发展。

煤层气田勘探开发系统的研究与应用

煤层气作为一种新兴的清洁优质能源,其开发利用具有多重效益,在国际上备受追捧。煤层气田勘探开发通常需以地质研究为基础,融合区块各类资料为一体进行综合分析、处理和解释,人工进行如此庞大的数据整理分析无疑是巨大的工作量。通过整合利用各项数据开发的勘探开发系统,可以自动统计分析一个或多个地层、煤层的各类参数,包括地层厚度、储层孔隙度、渗透率、含气饱和度等多项地质机理参数,可直观的对地质机理及气水解释等多种类型综合性分析评价,客观地做出科学决策,使勘探开发研究工作达到高度一体化、智能化,深化地质认识、提升研究工作效率、提高煤层气开发水平,实现煤层气高质量、高效益发展。

沁南高煤阶煤层气勘探开发标准体系现状及方向

煤层气与常规油气在成藏方式、储层特征、排采方式、集输方式等方面有显著差异,需要有适应煤层气行业的标准体系。中国石油华北油田公司在沁南高煤阶煤层气勘探开发过程通过完善标准制度、加强标准与科研融合、注重人才队伍管理等措施,初步形成了煤层气勘探开发生产技术标准体系,支撑煤层气行业高质量发展。

沁水盆地南部煤层气地质工程一体化关键技术

沁水盆地南部煤层气资源丰富,但地质、工程条件复杂,樊庄成熟工艺技术推广邻区适应性较差,煤层气规模效益开发面临严峻挑战。为了解决沁水盆地南部煤层气“井位部署难度大、钻井周期长、裸眼井井眼易垮塌、单井产量低”等问题,开展了地质工程一体化技术攻关,形成了“三性”煤储层评价、可控水平井钻完井、分段压裂及疏导式排采等多项关键技术,并开展现场试验与推广。研究结果表明:通过地质与工程有机结合,实现了地质模型为工程技术优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,施工精度提高;水平井煤层钻遇率95%,单井钻井复杂平均减少40%,产能到位率达90%,单井平均日产量超过8000 m^(3)。

煤层气筛管水平井低产原因分析和治理对策研究——以沁水盆地南部煤层气筛管水平井为例

筛管水平井是煤层气开发过程中较为重要的一种井型,在渗透率高的浅层煤层气开发中取得产量突破。但随着储层地质条件变差、气井生产时间延长,实际生产实践中出现部分低产筛管水平井。本文从地质因素、钻井因素、排采因素、作业因素四个角度对煤层气筛管水平井低产原因进行了讨论。煤储层渗透率低、地层堵塞、井筒堵塞是造成筛管水平井低产的三大原因。针对不同低产原因形成了针对性措施增产改造工艺。各措施增产工艺技术在沁水盆地南部樊庄区块取得较好效果。

煤层气L型水平井电潜螺杆泵井清防砂工艺技术创新及应用

套管完井压裂投产的煤层气L型水平井出砂严重,倒置式电潜螺杆泵举升工艺受压裂砂影响故障频繁,影响了连续稳定排采,因此确定了倒置式电潜螺杆泵排采过程中由于压裂砂导致的故障点,并针对性创新应用了井筒内、导流罩及泵内清砂工艺技术,同时优化防砂管柱设计,确保了连续稳定排采。

提高煤层气直井动液面解释精度方法研究与应用

煤层气井动液面解释精度对于煤层气井精细化排采管控至关重要,本文对比了接箍法、音标法及声速法等测液面方法的优缺点,分析了影响动液面解释精度的主控因素为井筒温度和气泡段,从而提出了一种提高动液面解释精度的新方法。此方法综合考虑了影响动液面解释精度的各个要素,能够依据所解释液面较为准确地反映煤层气井的井底流压,克服了前期其它方法所存在的一系列问题,为煤层气井精细化排采管控提供保障。

沁水盆地煤层气水平井缝网体积压裂工艺优化研究

从煤层气的解吸机理开展剖析,明确气井的增产是要构建立体的人工缝网,以增加更多的裂缝参与流动。为此首先分析实现人工缝网所需的压裂液体系,认为低粘度压裂液是形成大面积缝网的首要因素;其次,从施工排量、成本控制、安全风险等多方面综合考虑,选取主体压裂工艺为桥射联作;再次就所选压裂工艺进行不断优化,根据现场实际情况设计出沁水盆地南部压裂所使用的施工参数。通过现场试验应用结果表明,该工艺能够满足构建体积缝网的需要,达到了增产的目的,为沁水盆地南部高阶煤煤层气井的压裂增产提供了新思路,为高效开发煤层气提供了新方法。

沁水盆地南部郑庄区块中北部煤层气直井增产新技术研究与应用

为提高沁水盆地郑庄区块中北部煤层气直井产量,基于研究区评价井地应力测试资料、压裂裂缝监测资料,分析了研究区直井增产效果差的原因,提出了针对性增产技术,开展了现场对比试验,并对结果进行了分析,结果表明郑庄中北部直井产量低、措施增产效果差的主因为:①研究区以垂直裂缝为主、压裂缝长较短,且随着埋深增加,相同压裂规模形成的裂缝尺寸减小;②随着埋深增加,支撑剂嵌入深度增加,裂缝闭合加快,导致稳产时间短,产气曲线主体形态为“单峰型”;③经初次压裂后煤体结构更加破碎,新裂缝容易进入初次压裂裂缝,造新缝难度增加。针对上述原因,创新提出的充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术,“充填预堵”即先采用相对较低的排量、砂比、规模充填初次压裂裂缝,然后再进行大规模重复压裂,实现堵老缝、造新缝。“大规模”压裂即大排量、大液量、高砂比压裂,将压裂液量由600~800 m^(3)提高至1300~2000 m^(3)以上,增加改造体积;将排量由6~8 m^(3)/min提高至10~14 m^(3)/min以上,增加裂缝长度和携砂性能;采用低黏压裂液体系配合低密度支撑剂,将砂比由7%~8%提高至10%~15%以上,提高铺砂强度,降低裂缝闭合程度。“远端支撑”即采用自悬浮支撑剂与大排量相结合,增长支撑剂运移距离,提高支撑裂缝比例。充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术实施后平均单井日产量达到1380 m^(3),比措施前增产1190 m^(3),比邻井稳产气量增加近1000 m^(3),实现了郑庄中北部中深储层连片低产区直井产量突破。现场对比试验表明:实施“充填预堵”后再进行大规模压裂,平均净施工压力比初次压裂增加了3.3 MPa,形成了新裂缝,比直接进行大规模压裂增量提高1000 m^(3)。总体上,充填预堵+大规模压裂+远端支撑增产技术关键参数数值越大,增产效果越好。

无烟煤储层煤层水的相变传质过程及其煤层气开发的工程启示

科学认识煤层孔裂隙中流体流动与传质机理是实现煤层气高效产出的治本之策。煤层气开发过程中,煤层水的赋存和运移产出特征不仅决定了煤层气井疏水降压效果,同时显著影响了CH4解吸、运移、产出过程,对煤层气井高效排采管控至关重要。以沁水盆地南部樊庄区块为例,基于煤层水赋存形式、产出过程和流动形态的认识,开展了煤层水相变传质机制的研究,并量化了工程背景下无烟煤储层煤层水相变传质的阈值孔径,探讨了其对煤层气开发的工程启示。结果表明:煤层水的赋存状态可动态转变,流体压差是发生动态转变的主要机制。水的单相流动阶段,可动水的运移主要受表面张力作用;工程背景下,大孔(孔径>50 nm)尺度孔裂隙中可动水的运移产出是煤层压力整体释放的前提,并奠定了煤层气井高产稳产的基础。气水两相流条件下,束缚水(毛管水)向可动水的转变受煤岩润湿性以及气水之间的界面性质与相互作用的重要影响,并因毛管效应发生而压力条件要求增加。其中,泡状流和气团流为主的阶段,CH4的解吸产出促进了部分介孔(2~50 nm)尺度孔裂隙中束缚水(毛管水)向可动水的转变,并决定了煤层压力的整体释放效果;指示了见套压后,煤层压力的整体释放是气水两相共同作用的结果,排水阶段向降压采气阶段缓慢过渡对煤层气井高产是必需,持续憋压可能造成介孔尺度孔裂隙中过早形成段塞流,不利于煤层气井高产稳产。随煤层压力降低,等效孔径>40 nm的孔裂隙中的液态水可汽化脱离形成气态水自由水,与吸附态CH4形成竞争吸附/解吸,而等效孔径<40 nm的孔裂隙中的煤层水则以液态形式保存或进行润湿迁移,对气水两相流阶段束缚水(毛管水)向可动水的转变影响较小。

智能化煤层气井技术研究及应用

通过对煤层气开采的单井全方位感知和全智能控制技术进行研究,形成了完善的煤层气井全自动排采管控模式。从煤层气井智能化的两个方面进行了研究--对调节阀做了改进,对功图算水技术进行了改良。应用结果表明:所提智能化煤层气井技术在煤层气井智能化应用方面是有效的。

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。

高阶煤层气水平井合理稳产点研究——以沁水盆地南部郑庄区块为例

文章从Langmuir等温吸附方程出发,准确划分排采解吸阶段。随着煤储层压力的降低,解吸效率呈现出基本不变、缓慢增大、快速增大到急速增大。解吸效率从基本不变到缓慢增大的节点为启动压力,从快速增大到急速增大的节点为敏感压力。对郑庄区块水平井生产资料分析发现,敏感压力与产气达峰值时间存在正相关关系,最后以解吸阶段为主,稳产压力与敏感压力比值为辅,验证了在快速解吸阶段达稳产煤层气井产气效果较好,而且稳敏比越高,产气效果越好。

马必东区块煤层气井螺杆泵排采制约因素分析及治理措施研究

螺杆泵因具备排液量大、泵效高、设备占地面积小且易于装备等优点,主要在高产液量的合采井、水平井中应用,但在生产过程中随着排采程度累加后地层返液量减少,泵充盈度不够,泵效变低,造成螺杆泵运行过程中长期处于高温积碳状态发生烧泵。文章以马必东区块煤层气采气区为研究区,通过建立螺杆泵排采水产出、过滤、返注的循环装置,结合螺杆泵排采运行阶段特点,制定合理的运行模式,避免烧泵、卡泵等故障发生,保障螺杆泵的平稳运行,提高排采时率,对提高单井产能具有一定的积极作用。

煤层气井电潜螺杆泵故障识别与治理对策

L型套管压裂水平井在低渗或深部煤层气田开发上具有很大的技术优势,电潜螺杆泵举升工艺为水平井排采的重要方式之一,具有排量大,设备占地面积小,调参方便,自动化程度高等技术优势。通过现场270余口井的排采实践,发现该类泵型存在卡泵、烧泵等5类故障,分析总结了各类故障发生前后的生产特征及原因,提出4类针对性预防及后期治理对策,研究结果为电潜螺杆泵在沁水煤层气田的稳定排采奠定了基础,同时也为其他煤层气区块的开发提供了借鉴经验。

沁水盆地南部煤层气水平井射孔优化

为提高沁水盆地煤层气水平井压裂效果,基于分布式光纤水平井产水产气剖面监测、水平井录井导向、测井等资料分析,明确了煤岩煤质、煤体结构、水平井钻遇位置以及射孔改造方式是决定煤层压裂改造效果的关键因素。沁水盆地3号煤层中—上部自然伽马低、煤质较好、煤体结构完整,是适合压裂改造的优质层段;根据双自然伽马曲线可准确判断水平井井眼轨迹在煤层中的钻遇位置,确定优质压裂层段及射孔方式。当井眼轨迹位于煤层中部时,采用常规射孔方式可实现高效改造;当井眼轨迹接近顶板或出层时,需采用向下定向射孔方式,实现上部优质煤层的有效改造;当井眼轨迹位于下夹矸层附近时,可采用向上定向射孔方式,实现中部优质层段的改造。该方法现场应用水平井46口,单井日产气量突破2.5×10^(4)m^(3),日稳产气量达到2×10^(4)m^(3),储集层压裂改造效率提升10%~50%,水平井开发效果好。