煤层压裂过顶替实践与认识

本文通过建立近井地带煤层"洞穴模型",对煤层压裂过顶替数量进行了计算。在此基础上,编写压裂设计,现场进行了3口煤层气井过顶替压裂试验,并对3口井产气效果(见气时间、产气量、产气能力)进行了对比分析。实践证明:过顶替压裂井在解吸时间和产气量方面均优于常规顶替压裂井,煤层气井压裂应该过顶替。     

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。     

沁水煤层气田郑庄区块二次压裂增产技术研究

郑庄区块投入开发后存在部分低产井,主因是首次压裂工艺技术不适应低渗透、复杂高阶煤储层特性所致,为了提高该区块开发效果,研究了与该区块煤储层特性相适应的二次压裂增产技术。通过开展煤储层特性判别、二次压裂增产机理研究、改变压裂施工思路等工作,建立了适应不同煤储层特性的4种增产技术,并进行了80口井的现场应用。应用结果表明:低渗透煤层、构造软煤、大裂隙煤层实施二次压裂增产技术后,形成了新的人工裂缝或人工缝网,煤储层渗透率得到改善,能够提高低产井产气量,单井平均日增气650 m~3/d以上,该技术解决了郑庄区块低产井问题,对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考。     

运用液压压裂法改造晋城无烟煤煤层渗透性浅探

晋城无烟煤具有独特的物理性质，机械强度高(F3．5)，不易破碎，遇水不亲和、不变形。这些特性决定了在晋城无烟煤煤层渗透率改造方法中采用液压压裂法是行之有效的。煤层气井的产气量一般为数千立方米．一个井的压裂费用及完井、排采费用投入不能超过其产出值是一个绝对的原则。根据这一原则．我们在晋局潘庄矿区煤层气井施工时采用了降低压裂液等级、增大压裂规模等措施，使单井日产气量超过了5000m^3。实践证明这些措施是行之有效的。如何更合理地选定压裂工艺参数、降低施工成本、提高煤层气井产气量还有待今后的进一步研究。     

软硬煤复合的煤层气水平井分段压裂技术及应用

针对软硬煤复合煤层的煤层气抽采效率低、煤层纵向剖面上抽采不均衡等问题,为了实现大面积快速、整体高效抽采煤层气,以沁水盆地赵庄井田3号煤层为例,对软硬煤分层特征进行精细评价,优化了软硬煤复合煤层中的局部硬煤段,研究了硬煤层中不固井水平井分段压裂开发煤层气技术方法,在对水平井压裂裂缝扩展规律研究的基础上,研究了分段压裂水平井开发煤层气技术对策。研究结果表明:3号煤层软硬煤结构分层明显,软硬煤存在明显的自然伽马和电阻率测井响应特征;硬煤层中水平井压裂能形成一条复杂不规则的垂直裂缝,裂缝易于沿脆性较强的顶板岩层扩展延伸,裂缝能够扩展延伸进入软煤层,提高软硬煤的压裂增产效果;硬煤层中水平井位置和压裂施工排量是影响裂缝扩展效果的两个因素,压裂施工排量影响程度较大、水平井位置影响程度较小。针对这一特点,进一步研究了硬煤层中不固井水平井分段压裂开发煤层气4个关键技术:①水平井射孔、压裂段优选工艺技术;②油管拖动大排量水力喷射防窜流工艺技术;③"大排量、大规模、中砂比"的段塞式清水携砂压裂工艺技术;④气/水分井同步生产精细化排水采气技术。工程试验证明,该技术能大幅度提高煤层气水平井单井产量,突破了软硬煤复合煤层低产技术瓶颈,为软硬煤复合煤层的煤矿区煤层气抽采和瓦斯灾害治理提供了技术途径。     

焦作某煤层气井田低产原因分析

某煤层气井田位于焦作矿区,面积79Km2。近年来河南某公司先后对该井田二十多口煤层气井进行不同类型的压裂改造,但压裂效果不明显,单井气产量普遍较低。本文通过对该井田内煤层结构、性质以及采用的压裂工艺、排采工艺进行研究,分析了造成该井田低产的几个主要原因,为以后煤层气井压裂改造提供帮助。     

沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识

煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。     

美国圣胡安盆地南部欠压水果地组煤层气非富集区煤储层特征研究

本文介绍了美国新墨西哥州圣胡安盆地南部欠压水果地组(Fruitland)煤层气非富集区的煤炭资源特征。共打了164口并，勘探面积373km^2。众所周知，圣胡安盆地北部超压水果地组煤层气富集区已得到大规模的研究和开发。本研究旨在加深对圣胡安盆地南部欠压水果地组煤层气非富集区已有资料的了解，以便对欠压非富集区的煤层气资源采取最优开发技术措施。在研究过程中，将地质和储层因素对试井性能的影响效果从激励和生产措施对试井性能的影响效果中分离开来。研究表明，影响产气率、估计最大抽放量和经济效益的最重要控制因素是绝对自然裂隙渗透率的大小。而沉积环境和构造特征是影响自然裂隙渗透率发育和保存的关键因素。对于获得成功的煤层气井，其绝对渗透率都大于10md，煤层最小可采净厚度为4．5m。同时，煤层气储层压力非常低(压力梯度小于4．5kPa／m)，合气量一般小于4m^3／t。一些煤层气井的富含甲烷的平均干燥煤层气产量已连续5年保持在大于8500m^3／d的水平。所有成功的煤层气井都采用了套管水力压裂、酸解或自然(非激励)完井技术。煤层气产率和估计最大抽放量对激励方式不是特别敏感。根据用于对研究区域内一个18km^2区域中的煤层气产气历史进行拟合的一个储层模拟模型的模拟结果，预计从煤层的碳质页岩夹层(密度大于1．75g／cm^3)中抽出的煤层气使一些煤层气井的估计最大抽放量提高了15％。主要通过压缩方式来使孔底流动压力保持非常低，对于成功抽放煤层气至关重要。圣胡安盆地以外许多未开发的煤层／页岩储气层与欠压水果地组煤层气非富集储层在许多方面有相似之处。本文介绍的研究方法和结果有助于推动类似条件的煤层气资源的研究和开发。     

煤层气井水力压裂液氮伴注与CO2驱替技术研究

在我国煤层气的开发中普遍面临煤层具有的低压、低渗、低饱和度等自然属性问题,针对此问题,提出利用液态气体伴注辅助水力压裂改造煤层技术。文章阐述了液氮伴注技术提高煤层临界解吸压力机理和CO2驱替煤层甲烷机理,结合芦岭煤矿地面煤层气工业试验,进行了液氮伴注辅助水利压裂、液态CO2驱替煤层甲烷试验以及效果分析。结果表明:注入液氮后氮气分子会挤占煤层甲烷分子的空间,为甲烷气体提供外部能量,同时能够降低煤层甲烷分子分压,提高其临界解吸压力,促使煤层更快的解吸出甲烷气体,提高产气量,试验2号井,达到产气峰值3145.2m^3/d仅用190d,稳产期平均产气量为1400m^3/d;CO2具有的强吸附性能够与吸附态煤层甲烷发生置换作用,促使煤层甲烷更快的由吸附态变为游离态,实现煤层甲烷大量解吸的效果,同时CO2在等压条件下还能够降低游离甲烷分压,进一步提高产气量,试验3号井,实际/理论临界解吸压力比值为3.29,达到产气峰值3351.9m^3/d仅用了124d,稳产期平均产气量为800m^3/d。对比可知:液氮伴注技术优势明显,且在后续煤矿工作面回采过程中无新的CO2突出风险。     

贵州省对江南井田地面煤层气抽采经济可行性研究

贵州省对江南井田煤层发育多，瓦斯含量高，煤层气资源量大，煤与瓦斯突出危险性高。采用体积法计算贵州省对江南井田主要可采煤层煤层气资源量，在评估前期抽采试验井效果的基础上，进行对江南井田煤层气抽采项目设计，并采用折现现金流量法对项目进行经济评价。研究结果表明：对江南井田资源潜力较好，资源量为31.05×10^8 m^3，资源丰度为1.56×10^8 m^3/km^2，是一个中型储量规模、中等丰度的煤层气田；煤层气井单井产气量高，最高可达1 803.94 m^3/d，累计排采10年，综合抽采率为31.26%~32.54%，主采煤层M78含气量可降至8.0~13.5 m^3/t，抽采效果显著；开发项目经济评价各项指标良好，税后财务内部收益率为8.22%，略大于行业基准收益率，税后财务净现值91.42万元，大于0，税后投资回收期6.98年，略小于基准投资回收期，地面煤层气开发经济上可行。     

晋城矿区郑庄深部煤层L型水平井增产改造技术

晋城矿区郑庄区块常规直井煤层气产量低,开发效果差。为有效改善该区块煤层气的开发现状,提高煤层气井产量,采用理论分析与现场试验相结合的方法,在充分利用老井压裂影响范围的基础上,提出了L型水平井串联压裂增透改造技术,并形成了集井位布设、射孔压裂段优选、连续油管分段压裂改造于一体的L型水平井高效开发方法与技术。经现场试验,L型水平井串联压裂增透改造技术取得了良好的增产改造效果,L型水平井产气量是本区块常规直井平均产量的近30倍。研究结果为晋城矿区深部区块的煤层气高效开发与老井改造提供了依据和指导。     

山西省废弃矿井采空区煤层气地面抽采实践

历史上部分中小煤矿受回采工艺、技术等限制,采空区遗留有大量煤炭,所释放煤层气(瓦斯),对安全生产造成影响;部分煤层气通过上覆地表裂隙散放至大气中,造成环境污染。针对上述安全、环境及社会问题,以山西省废弃矿井采空区煤层气治理为工程背景,提出了废弃矿井采空区煤层气地面钻采技术及配套工艺体系。即使用惰性气体如氮气等作为地面钻井循环介质,安全揭露采空区顶板裂隙带及垮落带,根据煤层气浓度通过增压机组等设备进行负压抽采,实现分级抽采利用废弃矿井采空区煤层气的目的。应用实践表明,采空区地面井平均产能达2000m^3/d,部分高产井产能甚至达到6000m^3/d,抽采年限达6年以上。     

基于分类方法的煤层气井压裂开发效果评价

煤层气井分类评价是指导煤层气藏开发调整的基础。煤层气井的分类存在干扰因素多,评价界限主观性强等问题;并且受煤层气井排水降压产气特点的影响,其压裂效果无法从压后短期内的产量来判定。基于数据挖掘中的分类方法,结合渗流力学理论,首先将煤层气井产量及井数做归一化处理,建立煤层气井产量分布曲线,提出以产量分布曲线的导数值作为划分低产井与高产井的评判准则,建立煤层气井分类方法。然后,采用现代生产分析的方法,分类评价煤层气井压裂开发效果。最后,通过对韩城某区块的深层煤层气井进行分类及压裂开发效果评价,结果表明,低产井HS16井形成的裂缝短,生产过程中表皮系数增大,裂缝导流能力降低,渗流通道堵塞,预测重复压裂可获产量300 m3/d;高产井HS14压裂裂缝长,裂缝导流能力与生产初期相当,生产过程中渗流通道未受影响,预测重复压裂可获产量1 300 m~3/d。     

沁南潘河区块15号煤煤层气高效开发技术

本文在系统分析制约15号煤开发关键地质问题的基础上,总结了第一批15号煤12口试验井产气效果未达到预期的主要原因,针对性提出了15号煤煤层气开高效开发技术。研究结果表明,影响15号煤层开发的主要地质条件为15号煤层顶底板灰岩稳定发育且局部高含水,同时,局部高含H2S,制约15号煤开发先期开采效果的主要原因为开发工艺技术与地质条件不匹配,在此基础上提出了以L型水平井为主要开发井型,采取开发有利区优选、井型井网优化、批钻项目管理、储层保护、螺杆泵配套地面回注水排采工艺技术等技术策略进行15号煤单采试验。现场应用结果表明,采取调整后开发策略技术应用效果较好,试验井稳产阶段单井产量最高达到32000m^3/d、平均单井产量10000m^3/d。     

水力喷砂射孔拖动压裂在煤层气开发中的应用

针对多煤层、薄煤层的煤层气井,压裂工作量较大,开展了水力喷砂射孔拖动压裂技术的实践应用。从工艺流程及原理、工具组合、具体施工步骤等方面论述了水力喷砂射孔拖动压裂技术的具体应用方式,认为该技术在压裂过程中都是通过压裂层段下封封隔器与下面已压裂完成的煤层分隔,可以实现压裂施工互不影响的目的,并选取左权ZYHY-07煤层气井进行实践验证。结果表明,喷砂射孔拖动压裂技术在多煤层、薄煤层的煤层气井有很强的适用性,可以大大提高工作效率并降低施工成本。     

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点"井工厂"钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m~3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用

我国煤层气储层地质条件复杂,低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产,储层水和煤层气已经大量产出,气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征,即低水压和低气压。针对这类双低压低产井,研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术,并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验,获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层,煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产,经过4 a的排采生产,平均日产量只有31 m~3/d和20 m~3/d;两井各进行过一次水力压裂二次改造,增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右,具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行,分别泵注高压氮气34 800 m~3和44 960 m~3,泵注结束后关井闷压92 h和112 h,在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间,实时监测了试验井周边邻井的套压变化,分析高压氮气在煤层中的运移方向,试验结束后进行了1～3 a的排采生产。结果表明:①在高压氮气泵注阶段,位于不同方向邻井的套压不同程度升高,这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象,并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向,而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向,主要与排采后均化的局部地应力场有关。②试验前后同一时间段的产量对比表明,氮气闷井改造具有"单井改造,多井增产"的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造,受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③增产效果显著,两口试验井日产气增加1.2～8.9倍,3口邻井日产气增加1.4～3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术,对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

郑庄区块二次压裂煤层气井低产原因及改进措施

沁水盆地南部郑庄区块3号平均含气量较高,但煤层气井规模化投产以来,有一批低产井或不产气井,制约了该区块产能释放。针对这一现象,区块内多数低产井采取了二次压裂增产改造技术,但地质条件和施工参数不匹配导致增产效果不明显。文章通过大量数据分析,提出了井位筛选和施工优化的方法解决二次压裂煤层气井低产问题,并为郑庄区块提供了可控冲击波、煤层顶底板间接压裂等新的增产措施选择。