碎软低渗煤层水平井水力喷砂射孔工艺优化

针对碎软低渗煤层水平井煤粉产出危害,提出采用水力喷砂射孔压裂来实现“射孔-增透-控粉”为一体的压裂改造理念,具体工艺包含水力喷砂射孔、高压射流、环空压裂以及水力补射孔清洗。通过成本及工艺对比,选择油管拖动水力喷砂射孔方式进行压裂,并对工艺和关键工具进行优化。首先,优化防反冲蚀破坏一体化硬质合金圆锥收敛型喷嘴,能实现排量2.0～2.5 m³/min时,射流压力为16.5～25.8 MPa。其次,优化喷射器本体,能有效射穿套管、水泥塞,并射入岩石一定深度。配套一体化管柱顺利完成了煤层气U型水平井压裂和补射孔施工各8段,每段射孔时间15 min以上,并充分顶替返排煤粉,投产3年后产气量仍达到3500 m³/d以上,表明优化工艺达到了碎软低渗煤层改造效果。与连续油管分段压裂技术相比,油管拖动水力喷射压裂单段压裂作业成本降低了28.5%。     

和顺横岭区块深部煤层气井压裂工艺研究及应用

为了勘探开发和顺横岭区块的深部煤层气,研究适用于深部煤层气井开发的压裂工艺,采用了水力喷砂射流压裂、连续油管底封拖动压裂、"水力喷砂射孔+大排量复合压裂"和"段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂"技术对和顺横岭区块的深部煤层气井进行压裂作业,压裂结果和生产试采效果证明:"段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂"成功率高,施工排量大、段与段之间封闭性好和作业效率高,通过采用"密切割"改造方式,储层改造体积提升明显,裂缝与储层的接触面积较大,储层向裂缝和井筒的供液和供气能力较强,可作为深部煤层气水平井的主要压裂方式。     

水力喷砂射孔压裂技术在煤层气增产中的应用

针对赋存条件较差区块的煤层气单井难以达到预期产能的情况,对比分析了水力喷砂射孔压裂与常规聚能弹射孔压裂技术的工艺原理、施工程序及射孔效果,水力喷砂射孔压裂在煤层气单井射孔、压裂中对储层伤害较小。采用水力喷砂射孔压裂工艺对古交矿区屯兰矿XST-134井进行压裂改造后,瞬时流量稳定在38 m~3/h左右,套压0.6 MPa左右,实现增产稳产的目的。     

古交矿区煤层气抽采老井的复合压裂改造技术

为了提高古交区块煤层气老井产能,从层位的优选,压裂方案的确定,阐述了古交区块多煤层老井的复合压裂改造技术,即采用喷砂射孔代替传统电缆传输射孔,使用封隔器对上、下部煤层进行封堵的分层压裂技术,并以两口煤层气井实际施工案例进行分析,结果表明,该方案对煤层气老井的增产改造具有较好的推广价值。     

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。     

水力喷砂射孔技术在煤层气开发中的应用

针对煤层气井水力喷砂射孔过程中出现的喷嘴堵塞、喷嘴反溅严重、寿命低、无法形成有效射孔孔眼的问题,研究了不同孔径喷射器水力参数的影响因素。通过对喷嘴水力参数和结构的优化,设计了新型的喷射器,并改进了现有水力喷砂射孔工具组合。结果表明:在规格4(个)×6 mm喷射器、排量1.4 m~3/min、砂比8%、泵压50 MPa的条件下,15 min内可以将井下5.5英寸(140 mm)厚的套管射穿;所优化的喷嘴和工具组合解决了以往施工过程存在的喷射器喷嘴堵塞、抗反溅能力差以及以往水力喷砂射孔孔眼验证问题,实现了喷砂射孔环空压裂的一体化,缩短了煤层改造的时间。     

水力喷射分层压裂技术研究与应用

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。依据水力喷砂分段压裂的技术特点开展了水力喷砂分层压裂优化设计,重点对水力喷砂射孔喷嘴个数与直径、磨料浓度与射孔时间、油管与环空排量等参数及以高速剪切后粘度恢复能力强和携砂性能好为目标对压裂液体系进行了优化,并成功在吐哈油田三塘湖区块应用15井次,增产效果显著。在此基础上,进行了该技术的适应性和局限性分析,为吐哈油田下一步自主广泛开展水力喷射分层压裂奠定良好的技术基础,对提高低渗透油气藏增产改造效果具有指导意义。     

煤层气增产措施研究及现场试验

本文在调研了国内外煤层气水力压裂的基础上，对煤层气水力压裂的支撑剂选择、压裂液性能、压裂工艺、施工参数、煤层的岩石力学性质等方面进行了研究。在研究中，得到了一些新的观点和启示；并将研究成果运用于煤层气井现场煤层气井的压裂施工，指导了实际水力压裂施工，收到了一定的成效。     

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。     

沁水盆地郑庄井田煤层气分段压裂水平井开发技术

为实现煤层气低成本、高效开发,基于郑庄井田3^#煤层和15^#煤层特征,提出了煤层中非固井L型分段压裂水平井强化开采煤层气技术方法。数值模拟结果表明：水力喷射压裂能产生1.5～2.0 MPa的环空封隔效果和3.5～4.5 MPa的孔内增压效果,可满足非固井水平井环空防窜流和定点压裂的目的。为解决非固井煤层气水平井钻完井、压裂改造和排采技术难题,研究形成了“优质、快速、安全”钻完井,带底封的连续油管快速拖动喷射-压裂联作分段压裂,“大排量、大液量、中砂比”活性水压裂增产改造和L型水平井精细化排采控制4项核心关键技术。实践证明,煤层中非固井分段压裂水平井开发煤层气技术在郑庄井田实现规模化开发应用,并取得了煤层气开发技术和高产气量的双重突破。     

西山地区煤层气径向水力钻孔技术应用及效果

煤层气径向水力钻孔是国内近几年发展起来的用于煤层气增产的工艺技术。为了研究径向水力钻孔技术在煤层气井增产的应用效果，分析了该技术的原理与施工工艺，并对西山地区古交矿区两口煤层气井开展了径向水力钻孔施工试验。结果表明，径向水力钻井技术可增加煤层的导通能力，试验井产量获得了明显提升，但效果还不够理想。基于此，分别从地质与工程角度分析了增产效果不理想的原因。径向钻孔技术在煤层气排采增产改造及水力压裂工艺优化方面具有一定应用前景，但还需要加大该技术的理论基础研究，优化施工工艺。     

沁水盆地北部古交区块煤层气压裂工程属性评价

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受地质条件影响外,钻井、完井工程属性以及排采制度很大程度上影响气井的产量。已有的开发实践证实,煤储层水力压裂改造是煤层气增产的主要手段之一。通过分析已有煤层气的压裂工程属性特征,揭示压裂效果对煤层气产能的影响关系,对下步制定煤层气开发方案或低产低效井治理具有重要的指导意义。     

深部煤层气勘探开发进展与研究

我国煤层气资源主要分布于深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利,开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田的勘探,尤其是万宝山构造带延3井组的成功开发是我国深部煤层气开发获得突破的1个典型实例。一般来说,影响深部煤层气开发的因素较复杂,是一个系统工程,通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。延川南煤层气田开发的经验表明,影响深部煤层气井产能的主要因素是受地质条件控制的压裂技术与排采技术,提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测,加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。     

煤层水力裂缝参数对煤层气井产气量的影响

基于水力压裂增产机理,构建了水力压裂后煤层气井产气量计算模型,编制程序模拟了裂缝参数对煤层气井产气量的影响。结果表明:水力压裂后煤层气日产气量曲线在形态上表现出低-高-低-高-低的特征;随着裂缝长度的增加,日产气量和累计产气量明显增加;当水力裂缝的导流能力小于临界导流能力时,产气量随导流能力的增大而增加,大于临界导流能力时,产气量将保持为临界导流能力时的产气量;增加裂缝的长度比增加裂缝的导流能力更有利于产气量的增加。     

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。     

潘庄煤层气井分压合采技术及其应用分析

为了查明潘庄煤层气分压合采井的主控因素和适用条件,选用了潘庄区块生产达五年以上的分压合采井为研究对象,通过对储层地质特征、水力压裂施工参数和排采数据的整理分析,探讨了分压合采井成功实施的地质和工程因素。研究结果表明,煤层气合采井成功的关键是压裂裂缝在煤层中充分扩展,控制裂缝的缝高,避免煤层与顶底板含水层在近井地带发生水力联系;各煤层的原始储层压力、临界解吸压力相匹配时或相差不大时,通过坚持"连续、缓慢、稳定"的排采方针,合层排采会取得成功。     

沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析

地质条件是影响煤层气井压裂人工裂缝的关键,弄清其对压裂效果的控制对提高改造工艺适应性至关重要。以压裂裂缝扩展试验为基础,分析了压裂施工曲线形态、裂缝监测数据等资料,总结了人工裂缝扩展规律,探讨了人工裂缝与煤体结构、地应力和力学性质的关系及其对产量的影响,提出了压裂工艺优化方向及改进措施。研究表明:煤体结构影响人工主裂缝长度及其复杂程度,地应力控制裂缝的开启及长度、走向,力学参数主要决定了压裂施工的难易程度;上述关键地质因素的差异性导致常规压裂工艺存在局限性。根据不同地质条件优化工艺技术,实施针对性的改造措施,可以改善增产效果。     

煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

L型水平井不动管柱分段压裂技术在煤层气井的应用

针对目前沁水煤层气田水平井压裂改造工艺复杂、施工周期长和压裂效果不及预期的现状,设计了不动管柱分段压裂工艺,该工艺结合投球式滑套喷射器与扩径喷枪技术,将多套喷射器串接,通过投球的方式逐级打开各级喷射器,完成油管加砂射孔及加砂压裂一体化施工.该工艺管柱具有井下工具少、无需反复放喷等特点,可实现不动管柱一次性完成水平井3～...