单一煤层重复水力压裂综合选井研究

为减少盲目改造煤层气低产井、有效提高其产气量,从开发单一煤层的煤层气资源条件、煤储层物性及围岩特征、一次压裂效果和排采工作制度等4个方面较系统的分析了重复水力压裂效果的主要影响因素,构建了其一级评价指标和二级评价指标。根据多层次模糊综合评价原理结合煤层气井产气特点,得出了不同级别评价指标的隶属度。以山西柿庄南区块部分煤层气井的勘探开发资料为例进行了重复水力压裂综合选井评价。结果表明:日产气量超过1 000 m3的井目前不需要重复压裂;平均日产气量小于300 m3的井,重复水力压裂需慎重;平均日产气量300~1 000 m3的井是重复压裂改造的首选,但需进一步优化泵注参数。     

煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力的伤害与控制

煤层气井排采过程中,压裂裂缝导流能力大小变化,直接影响压降漏斗扩展范围,进而影响煤层气井产气量的高低。以晋煤集团寺河矿3号煤制作煤片,以兰州石英砂为支撑剂,运用FCES-100裂缝长期导流能力评价仪,在实验室物理模拟了排采过程中煤储层压裂裂缝的导流能力变化规律。实验结果认为：煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力具有较强的应力敏感性,如果控制排采降压连续缓慢稳定进行,可以使压降漏斗充分扩展前应力敏感对导流能力的伤害较小;在水力压裂施工中可以通过增加砂比来减小支撑剂嵌入的影响,对于深井选用更高强度支撑剂可以克服支撑剂破碎引起的伤害;不稳定和断续排采可造成压裂裂缝导流能力快速下降,只有坚持排采降压的“连续、缓慢、稳定”进行,才能避免应力敏感和流速敏感带来的储层伤害,确保煤层气井开发取得好的效果。     

厚煤层煤层气井水力压裂特点及效果评价

为充分利用厚煤层的煤层气资源，需提高厚煤层的压裂改造效果，在厚煤层中建立复杂缝网。以沁水盆地兰花区块不同厚度煤层气井为例，研究不同厚度条件下，压裂施工参数对压裂改造效果、产气效果的影响。结果表明：研究区厚煤层压裂缝网长度及改造效果受压裂液总量的影响较显著，压裂裂缝平均长度192 m,压裂裂缝向埋深较浅的区域延伸较长；研究区山西组3^#煤层水平主应力方向为北东东向，压裂裂缝偏离水平主应力方向，井筒两侧的裂缝长度差异增大；煤层厚度越大，资源丰度越高，其对每米煤厚的平均日产气量及每米煤厚的累计产气量贡献越大。通过对煤储层多参数地质甜点优选及开发工程参数优化，可降低厚煤层煤层气开发风险，提高产气效率。     

CO2增能压裂在煤层气垂直井中的应用

 能否使用二氧化碳泡沫增能压裂提高煤储层导流能力、节约成本、提高煤层气井产气量一直是大家关注的焦点问题之一。本文以淮北矿区芦岭矿井主力煤层为研究对象,通过等温吸附实验对比研究区煤对甲烷气体和二氧化碳气体吸附的差异性;根据伴注二氧化碳泡沫压裂特点,系统分析了二氧化碳泡沫压裂增产机理;结合芦岭矿实际,设计了该研究区二氧化碳泡沫压裂煤储层工艺技术。芦岭矿井伴注二氧化碳泡沫压裂和常规活性水压裂的产气对比表明：二氧化碳泡沫压裂从一定程度上可增加煤层气垂直井的产气量,具有较好地应用前景。     

煤层气直井压裂规模对排采典型指标的影响

以沁水盆地的煤层气井为例,通过分析煤层气井的典型排采指标,研究了压裂规模对排采典型指标的影响,探究不同压裂规模对排采典型指标影响的机理。结果表明:煤层气井压裂后产水产气主要依靠煤储层的能量和通道条件;研究区内煤层气井的压裂规模集中在80～200 m~3/m之间,占总井数的86%;煤层气井的累计产水指数、见套压前的累计产水量及返排率与压裂规模指数无关,煤层气井的累计产气量、平均产气量与压裂规模指数有关;随着压裂规模指数上升,累计产气量、平均产气量上升,当研究区压裂规模指数超过140 m~3/m时,累计产气量、平均产气量整体出现下降。     

煤层气排采曲线特征及其影响因素分析

本文对胡底工区124口煤层气井排采曲线进行了分析,研究结果表明:在各阶段产气量与套管压力均呈正相关关系。在迅速加大抽水力度后的第二阶段煤层气井产气量增加明显,但衰减较快,单峰型煤层气井产气量主要取决于稳定后第三阶段的产气量;"双峰型"煤层气井主要分布于产水量较大区域,产气量与产水量呈正相关关系,产气量的大小主要取决于产水量;"平稳上升性"煤层气井产气量随时间的增加而增加,但整体产气量较小,应在排采初期加大排水力度。     

碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂煤层气高效抽采模式

碎软低渗煤层的煤层气高效抽采一直是制约我国煤层气产业化发展和煤矿瓦斯灾害防治的技术瓶颈。以安徽淮北矿区芦岭煤矿8号碎软低渗煤层为研究对象,通过开展现场调研、分析测试、理论分析、水力压裂物理模拟和数值模拟等工作,提出了碎软低渗煤层的煤层气顶板岩层水平井分段压裂高效抽采模式,揭示了该模式下水力压裂裂缝的扩展延伸规律及控制机理,构建了该模式实施的主要工艺流程。研究结果表明:顶板岩层相对脆性、裂缝扩展压力较高,碎软煤层相对塑性、裂缝扩展压力低。在顶板岩层水平井进行套管射孔和水力压裂,顶板岩层中产生的压裂裂缝,在垂向上向下扩展伸延并穿入碎软煤层;同时在水平方向上也快速扩展延伸,由此产生的牵引作用撕裂下部碎软煤层形成较长的压裂裂缝。数值模拟结果显示,在给定的压裂施工参数条件下,顶板岩层中压裂在碎软煤层中形成的压裂裂缝长度,是直接在碎软煤层中压裂形成的压裂裂缝长度的6.7倍。碎软煤层和顶板岩层中形成的这些压裂裂缝在后续加砂压裂过程中被充填,成为煤层气从下部煤层向顶板岩层水平井运移的导流通道。显然,采用这种抽采模式,碎软低渗煤层可以获得良好的压裂改造效果。研究成果应用于淮北矿区芦岭煤矿煤层气顶板岩层水平井抽采示范工程,取得了很好的产气效果,水平井单井曾连续3,6,12个月平均日产气量分别为10 358,9 039,7 921 m3,截至2017-11-16,已累计产气500万m3,日产气量仍在3 200 m3以上,创造了我国碎软低渗煤层的煤层气水平井气产量的新记录。     

双煤层多分支水平井煤层气开采技术研究及应用

针对常规直井煤层气开采过程中的煤层泄压解吸面积低、压裂增产规模有限、压裂液对煤储层存在不同程度的损伤、抽采效率低等问题,结合柳林地区地质特征,提出了双煤层多分支水平井煤层气开采方式。分析了多分支水平井增产原理,认为通过增大煤层解吸暴露面积,提高气体导流能力,促进微裂缝动态发育,增加煤层气运移通道等方式,可以提高煤层气抽采效率。在柳林地区开展了工程应用,结果表明:与常规直井相比,通过双煤层多分支煤层气开采技术应用,研究区最高日产气量提高了5.18～9.0倍,日均产气量提高了6.27～10.19倍。     

大宁煤矿煤层气排采的增产技术措施

我国煤层气的地面开发在沁水煤田地区形成了规模,但是在实际开采中存在部分钻井的产气量较低、产气持续时间较短等现象,影响了煤层气开发的总体经济效益。本文通过对兰花煤层气有限公司在南上片区布置的61口直井的生产情况分析,结合钻井产气量与产水量的关系,得出钻井产气量低主要是由于钻井位置布设不合理、压裂不合格等原因造成的。因此,提出了优化钻井布设位置和采用二次水力压裂、布置羽状水平井、采用注N2增产的技术措施,为该公司新井布设、老井和低产井增产改造提供理论依据。     

不同煤储层渗透率下煤层气直井极限产气量的确定

为了查明不同煤储层渗透率条件下煤层气井极限产气量,保障煤层气井持续稳定高产,根据煤储层几何模型、启动压力梯度与渗透率关系及气体试井、渗流理论,结合实验室测试,构建了不同煤储层渗透率条件下煤层气直井极限产气量的数学模型。柿庄区块勘探开发资料的验证结果表明:当极限产气量与产气高峰的平均产气量接近时,产气控制合理,稳产期能够保持持续、高产;其他条件相同时,极限产气量随渗透率增加呈乘幂型增加,随单相水流阶段产水时间的延长呈指数型增加;煤储层渗透率相对较低时,尽量延长单相水流阶段的排采时间是提高煤层气井产气量的一项关键措施。     

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。     

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。     

煤层气压裂裂缝起裂扩展规律研究

我国煤层气资源丰富,裂缝系统复杂。根据常规水力压裂经验进行的地层改造效果时好时坏,难以解释。因此迫切需要对煤层气水力压裂机理进行研究,深入认识煤层气压裂裂缝起裂和扩展规律。在前人研究成果基础上,系统分析了煤岩压裂的主要影响因素及影响规律,研究了目前煤层气压裂裂缝起裂扩展规律的研究进展及存在的主要问题,并对煤层气压裂理论研究的发展方向提出建议。     

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。     

煤层气产能影响因素及开发技术研究

煤储层中气体分子在承压状态下处于吸附-解吸的动态平衡,随着产层打开和压力降低,气体通过解吸、扩散、渗流产出,形成产能。笔者结合生产井数据,分析了渗透率、含气饱和度、临界解吸压力和压裂缝半长对产能的影响。中国煤层具有低压、低渗、低饱和度等特点,致使储层驱动能量不足,在自然条件下气体解吸、渗流困难,所以必须采用有效的开发增产技术。与常规天然气储层相比,煤层气储层更容易受到损害,在进行开发时采取欠平衡钻井、氮气泡沫压裂等储层保护增产技术对于单井产量的提高至关重要。各地区煤储层特征差异显著,在开发时要对不同的开发手段进行适用性与经济性研究。     

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。     

页岩油气与煤层气开发的岩石力学与压裂关键技术

对于塑性较强的页岩与煤层,水力压裂仍然存在一定的技术挑战。介绍了解决这些难点的一些关键技术。原岩应力与孔隙压力控制着水力压裂裂缝扩展与压裂效果。深部孔隙介质岩层与浅部岩层的原岩应力和孔隙压力的特性差异较大。最大、最小水平主应力一个重要的但往往被忽略的特点是具有岩性依赖性,这一特点对岩层的压裂效果至关重要。水平主应力还高度地依赖于孔隙压力的变化,例如孔隙压力的超压造成最小水平主应力增加,而开采后储层的孔隙压力降低造成最小水平主应力减小。这直接影响到水力压裂裂缝的扩展层位与方向,因为最小水平主应力的减小会造成起裂压力大幅度地减小,特别是对于开采了一段时间后需要重新压裂的储层。分析了地层中3种原始应力状态与裂缝形成和扩展的关系,特别是对于强构造应力区如果采用常规压裂技术,水平井并不能显著增产,就此提出了强构造应力区水平井长射孔多层水平压裂方法。另外,页岩储层在油气赋存方面的不均一性,可能导致一些原预计高产的井完井后达不到预期的结果,就此分析了如何寻找高富集的油气区,即"甜点",并介绍了一种提高煤层气压裂效果的间接煤层压裂新方法。     

煤粉对支撑裂缝导流能力的影响特征及其防控

针对煤层气井的煤粉伤害问题,运用LD-1A导流能力测试系统模拟了煤层气井变排量、恒排量及间抽过程中煤粉在支撑裂缝中的运移沉积情况,分析了不同流速下煤粉对支撑裂缝导流能力的影响特征及伤害机理。实验表明:煤粉易滞留沉积在支撑裂缝底部严重影响导流能力,导流能力伤害率可达90%以上;在没有煤粉持续进入支撑裂缝的情况下,有效排出煤粉导流能力有增大的趋势;排采制度、煤粉质量含量、煤粉粒径对导流能力的影响特征存在明显差异;煤粉随水运移时对支撑剂窄口的疏通作用和聚集堵塞作用共同影响支撑裂缝导流能力。压裂前期使用小粒径支撑剂,尾追大粒径支撑剂,合理控制排采速度,使排采速度略小于煤粉运移的临界流速,并使用煤粉分散剂,有利于适量排出煤粉减小导流能力伤害。     

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。