碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜...     

造穴技术在华北油田煤层气开发中的发展与应用

煤层气水平井洞穴完井是目前沁水盆地煤层气应用最为广泛的水平井完井方式,关键技术之一是造穴技术。华北油田经过近10年的煤层气开发实践,经历了探索、改进、创新和完善4个阶段,结合水力造穴和机械造穴工艺的优点,形成了煤层气水平井洞穴完井的复合造穴工艺并配套研制了具有自主知识产权的造穴工具,满足了沁水盆地南部煤层气开发的需求。     

构造煤储层煤粉产出机理及防治对策

煤层吐粉是煤层气排采中普遍存在的问题,特别是构造煤储层吐粉更加严重,已成为影响煤层气井高效开发的关键问题之一,为此,本文根据构造煤储层的实际情况,从影响构造煤储层出粉的地质因素和开采因素对煤粉成因及排出过程进行系统分析,进而阐述构造煤储层煤层气井的煤粉产出机理,在借鉴国内外其他煤层气井煤粉防治技术的基础上,提出了适合构造煤储层煤层气井的煤粉防治对策,建立科学的控制煤粉产出的技术方法,为构造煤储层煤层气井高效开发中的煤粉防治提供有效的技术途径。     

孟津煤矿二_1煤煤层气地质条件分析

在分析孟津煤矿二1煤煤层展布、煤层气储层、埋藏的特征,以及构造特征的基础上,对该区的煤层气赋存条件进行深入研究。分析认为研究区二1煤煤储层条件、埋深及构造条件利于煤层气赋存,并提出本区煤层气开发不利条件,以及可能的解决办法,为该区煤层气开发提供科学依据。     

古构造应力场与低渗煤储层的相对高渗区预测

利用古构造应力场模拟成果,结合钻孔煤芯描述、煤矿井下观测和煤层气井试井渗透率资料,在低渗煤储层广泛发育的淮南煤田预测了相对高渗区．综合分析表明,古应力高的地区也是构造煤发育区,而构造煤是导致煤储层渗透性降低的主要因素．因此,古应力较低的区域,可能是原生结构煤发育的相对高渗区．     

构造煤研究现状及其展望

构造煤对煤矿瓦斯灾害的发生与治理有重大影响,同时也制约着煤层气的开采。从构造煤的概念、分类、成因、储层物性以及对煤矿瓦斯突出控制5个方面论述了构造煤的研究现状,提出了构造煤研究中存在的问题及其未来发展趋势,指出构造演化对煤结构的作用机理及其储层物性的相互关系是今后构造煤研究的重点。     

潘庄煤层气区块15号煤储层物性特征研究

煤储层物性特征是影响煤层气开发成效的关键因素,文章基于潘庄煤层气区块地质、煤层气地质及煤层气勘探开发资料,采用煤层气地质理论对该区15号煤储层物性特征进行了研究。结果表明:研究区15号煤储层具有较好的含煤性和含气性,可为煤层气开发提供较好开发对象和气源保障;煤的孔裂隙系统相对发育,煤层渗透性好、渗透率高,有利于煤层气吸附、储集、扩散及渗流; 15号煤储层地层能量普遍较弱,煤储层压力为"欠压"状态,不利于驱动煤层气高效产出;煤中具有良好的吸附储集煤层气空间,煤对煤层气的吸附能力强、吸附量大,但煤层气解吸速率较低。     

煤层气水平井技术应用分析及优化

全国主要煤层气区块15年以上的开发实践表明,不同地质条件下,相同的水平井技术开发效果差异较大,可复制性差,亟需进行技术优化。基于水平井技术应用典型案例的数据统计分析,研究了井型、井身结构、完井方式、储层强化技术、排采装备及工艺的优化方法。结果表明,井型和井身结构对煤层气高效经济开发起决定性作用。U型和L型水平井最具推广应用价值。井身结构优化应保持水平段井眼平滑,U型井水平段井眼下倾,L型井水平段井眼上倾且设置沉煤粉“口袋”。根据地应力、煤层埋深和渗透性选择完井方式,低地应力、埋深浅的高渗煤层,水平井段采用筛管完井|高地应力、埋深大的低渗煤层,水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大规模水力压裂”技术。排采设备优选“杆式泵+抽油机”组合,实施智能化、精细化排采,严格管控“上产—稳产”阶段的排液速率,保证水平井高产稳产。     

沁水盆地南部煤层气水平井工艺技术优化

沁水盆地南部高阶煤煤储层为特低渗储层,具有低压、低渗、低孔、非均质性强的特点,水平井开发技术是提高煤层气采气速度及效益开发的有效途径。通过以樊庄-郑庄区块历年来投产的各类水平井为研究对象,展开了适应性分析及开发效果评价。研究结果标明:对于高阶煤煤层气开发而言,裸眼多分支水平井、U型水平井由于投资高、产能到位率低、后期治理难度大已被淘汰,L型筛管水平井在高渗区适合规模开发,L型套管压裂水平井能够有效解决低渗区储量动用难和构造煤发育区直井造缝难的问题。     

郴州煤层气开发技术分析与对策

为了开发利用湖南郴州煤层气(煤矿瓦斯)这种非常规天然气,根据该市含煤地层面积和煤层气资源量等方面情况,分析了郴州煤层气资源开发技术有利因素与不利因素;基于煤层气藏由地应力、压力、渗透率、流量四大要素组成双循环联动模型等理论,提出了首选多分支水平井、优化垂井井网布置、完善水力压裂、运用"洞穴效应"、应多水平完井、采用先进技术钻井采气等技术对策;郴州煤层气资源开发利用前景看好.     

低压低渗煤层气多分支水平井开发关键技术研究——以沁水盆地郑庄区块15号煤层为例

沁水盆地太原组15号煤层总体低压低渗低饱和,煤储层相对较薄,地质条件复杂,煤层气井产量普遍偏低。以沁水盆地郑庄区块为研究对象,依据本区15号煤层LDP-22H多分支水平井的成功开发经验,全面论述低压低渗煤储层煤层气钻完井工艺、标志层判定、井眼轨迹控制等关键技术。结果表明：采用钻井-录井-测井一体化地质导向技术可以有效卡准目的煤层,同时实时修正钻头轨迹,煤层平均钻遇率在97%以上,极大地提升了煤层有效进尺。865 d的排采实践表明,LDP-22H多分支水平井日产气量突破15万m3,日产气量稳定在8万m3左右,全程累计产气量为2091.5469.3 万m3,实现了超高产和稳产,标志着多分支水平井在低压低渗煤储层煤层气高效开发上有较好的适用性。另一方面,多分支水平井要优化井位,加强水平井底部位排采能力,稳定压降速率,减小对煤储层渗透率敏感性伤害,提高排采的连续性,减少停泵和检修作业频次,保证产能的延续性。     

寺河井田穿煤柱下组煤煤层气水平井钻井技术研究

下组煤煤层气超前预抽已成为煤矿区煤与煤层气共采的重要任务。以寺河井田为例，通过分析3号煤层采动卸压后下伏岩层应力分布、裂隙演化及渗透率变化规律，研究了通过地面抽采下煤组煤层气降低瓦斯含量的可行性，开展了下组煤地面煤层气抽采井位部署方法、钻井技术工艺及关键排采技术等研究。结果表明：下组煤15号煤层渗透率增加约2.20倍，有利于15号煤层进行地面煤层气预抽；根据煤层气开发工程要求，按照地面井下综合分析的方法，优化部署了穿煤柱下组煤水平井煤层气抽采井位，设计了三开钻井井身结构，优化了井眼轨迹设计及钻井轨迹控制技术，研究了不同钻井层段的钻井液体系、裂隙发育段堵漏及分级固井工艺等钻井技术；为有效减少L型水平井排采中管柱磨阻，采用“大井扶斜正+双保接箍防偏磨+导向器降扭矩”工艺。所实施的穿煤柱下组煤水平井，最高日产气量9522 m³,14个月内累计产气量220万m³,产气效果理想，证明了技术工艺的可行性。     

我国煤层气产业现状及开发模式探讨

本文在综述国内外煤层气产业发展现状的基础上,重点探讨了几种不同的煤层气（煤矿气）藏的特点及其开发模式。指出目前我国煤层气的开发方式主要有原始储层煤层气的开发和煤矿区煤层气的开发两种。其中,原始煤储层煤层气的开发按大类可分为直井开发和水平井开发两大类;煤矿区煤层气的开发模式又可分为井下瓦斯抽放、煤矿区地面预抽和采煤采气一体化开发等模式。     

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。     

构造煤U型对接井水平段钻井技术

煤层气是一种非常规天然气资源,传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。U型对接井是一种煤层气开采钻井技术,是由一口直井和一口水平井对接组成,水平井可以在煤层或煤层顶底板与直井连通,目前大多数水平井沿着煤层钻进。煤层气水平井是一种成本不是很高但增产效果非常好的技术,已经越来越多地应用于煤层气的开采。文中主要介绍U型对接井构造煤水平段钻井技术,此地煤层结构形成了局部的碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤等构造分层,煤层稳定性较差。在该地质条件下U型对接井钻完井取得成功,对进一步丰富煤层气开发技术和推动高、中、低煤阶煤层气的全面开发,具有非常重要的意义。     

考虑应力敏感性的煤层气井产能模型及应用分析

煤储层应力敏感性是影响煤层气井产能的地质因素,在煤层气井排采过程中如何降低或避免煤储层应力敏感性对煤层气井产量的影响是值得考虑的问题。在对煤储层应力敏感性分析的基础上,推导了考虑应力敏感性的煤层气气井产能模型,提出了用产量降低幅度值(β)描述应力敏感性对煤层气井产量的影响程度,揭示了有效应力对煤储层渗透性和煤层气井产能的影响规律。研究结果表明:煤储层渗透率随有效应力的增加按负指数函数规律降低,在煤层气开发中煤储层表现出明显的应力敏感性。考虑煤储层应力敏感性后,煤层气井的产量低于不考虑应力敏感性的气井产量;随生产压差的增大,煤层气井的产量增加幅度较小,并逐渐趋向稳定,且煤层气井产量下降幅度β值增大;煤层气井的产量降低幅度β值随应力敏感系数的增大整体呈增高趋势。随着生产压差的增加,煤层气井的产量增加幅度较小,并逐渐趋向稳定,说明放大生产压差并不能获得最大产量,煤层气开发需要制定合理的生产压差和严格控制排采强度。     

延川南煤层气V型水平井组钻井关键技术研究

煤层气V型水平井组是一种新型的水平连通井组。该井组是由两口水平井与一口直井组成,并实现远端连通,完井后由两口水平井提供泄流通道,直井进行排采生产。其钻井工艺主要包括井身结构优化技术、井眼轨迹优化设计与控制技术、水平井与洞穴井对接技术、煤层造洞穴技术、固完井技术等。本文系统地论述了煤层气V型水平井钻井工艺的关键技术要点,并在华东分公司实施的延5-V1型井组中得到成功的应用,为未来延川南煤层气的高效勘探开发提供了技术参考。     

我国煤矿区煤层气开发利用技术进展

针对我国煤层气资源丰富但开发难度较大的实际情况,国家通过加大科技创新重视程度和投入力度,取得了一系列突破性进展,对煤矿区煤层气开发利用中的基础理论、关键技术、重大装备、集输利用、开发模式等方面取得的新进展进行了总结,同时剖析了煤矿区煤层气开发利用面临的问题,并提出了煤矿区煤层气开发利用技术的发展方向,以期为煤矿区煤层气高效开发利用提供参考.     

煤储层开发动态地质评价理论与技术进展

项目组以沁水盆地、鄂尔多斯盆地等为研究对象,取得了煤层气高产井区地质控制模式、煤储层物性动态规律与数学模型、多层叠置含煤层气系统、煤层气开发解吸阶段数值描述等4项理论认识;形成了煤层水及孔隙低场核磁共振表征、煤层气有利建产区地质综合评价、多层叠置含气系统煤层气递进排采地质设计、煤储层开发地质动态评价等4项评价技术;研发了多煤层多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统、煤层气直井流体参数探测仪、煤层含气量天然源超低频电磁探测仪等3套装备,初步形成了适合于研究区地质条件的煤层气开发地质保障技术体系框架,为满足煤层气大规模开发需求提供了参考。     

沁水盆地南部高煤阶煤储层敏感性

为实现沁水盆地南部煤层气的高效开采,对该区主力煤储层3号煤进行了流速敏感性、水敏感性、碱敏感性和应力敏感性实验分析。实验结果表明:3号煤速敏损害程度为中等偏弱,在实际煤层气开发过程中要重视含砂压裂液对煤层冲刷产生的煤粉运移造成的速敏损害;3号煤为中等偏弱水敏储层,向工作液中添加少量KCl可以起到降低水敏的效果;3号煤为弱碱敏储层,但高pH值工作液会使压裂用的石英砂受碱液溶解而降低支撑效果;3号煤为强应力敏储层,根据升压和降压阶段渗透率变化对比,不可逆损害率达55.88%。在煤层气藏的开发过程中,通过加强储层保护理论上可以提升煤层气产量。