煤层气多分支水平井钻井工艺研究

基于沁水盆地郑庄区块3#煤层的地质和力学特征,其适于采用多分支水平井钻井技术开发煤层气。但由于煤层较脆,且存在互相垂直的天然裂缝,钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故的发生,更严重的甚至会使井眼报废。郑1平-3H井是渤海钻探在沁水盆地郑庄区块的一口科学实验井,为解决煤层气多分支水平井钻井难题,首先将郑1平-3H井的排采直井"洞穴"置于稳定的煤层顶板上,与水平井主支实现硬穿针,从而根除排采洞穴垮塌和上下井眼错位的问题;其次使主井眼在煤层顶部延伸,钻主支时优化钻井液,解决井眼稳定和井眼重入问题,确保形成稳定的排水输灰通道。煤层气多分支水平井井眼轨迹控制技术、U型井联通技术及悬空侧钻技术的采用较好地解决了煤层气多分支水平井钻井的上述难题,具有重要实践意义。     

煤层气多分支水平井产能影响因素及增产稳产对策——以鄂尔多斯盆地三交区块为例

鄂尔多斯盆地三交区块的煤层气开发以多分支水平井为主,由于对煤层气井产能的影响因素认识不清,部分煤层气井未获得高产、稳产。为此,在分析区块地质特征和生产特征的基础上,通过对比不同水平井的产气效果,找到了影响多分支水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高多分支水平井产能的对策。研究结果表明：①影响区块多分支水平井产能的主要因素是工程因素和排采因素,其中前者主要是由于钻井工艺的不成熟和完井工艺的不完善引起水平井主支井眼的垮塌,进而导致产气通道的突然堵塞,而后者则主要是排采控制的不合理引起煤储层产生压敏效应、速敏效应和贾敏效应,进而导致煤层渗透率缓慢降低;②通过优化并采用“前进式”单主支筛管钻完井技术、“四平行主支”筛管钻完井技术以及“鱼骨状”多分支水平井筛管完井技术等有针对性的措施,水平井的井眼稳定性、单井控制面积以及煤层气的产出效率显著提高;③将该区煤层气排采划分为无效解吸、低效解吸和高效解吸3个排采阶段,并制定了各阶段井底压力下降速率和产气增长速率的定量化控制指标,多分支水平井稳产期进一步延长,产气效果显著提升。     

沁水盆地煤层气水平井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例

多分支水平井是近年来发展起来的煤层气开发新技术,从沁水盆地南部已实施的60多口水平井开发效果来看,单井产量差异较大。以华北油田在樊庄区块水平井开发实践为基础,通过对单井地质条件、钻井工程和排采控制3个方面的综合研究,认为煤层含气量高低、钻井进尺多少、分支展布是否合理,以及排采过程的连续性是影响煤层气水平井产能的主要因素。根据地质条件优化井位部署和分支轨迹设计,水平分支的钻井过程注重储层保护,是煤层气水平井实现高产的重要保障。     

应用导向技术提高大庆外围油田薄层水平井的钻遇率

大庆外围油田具有断裂发育、储量丰度低、直井开采产能低、经济效益差等特点,水平井升发是提高此类油田单井产能的有效手段。但受断层发育区构造复杂多变、储层薄差砂体发育不稳定等因素影响,水平井现场实施钻遇效果很难保证。以永乐油田T26-1区块水平井随钻地质导向技术应用为例,提出了大庆外围永乐油田葡萄花油层复杂断裂区薄层水平井地质设计技术路线,总结了随钻地质导向技术方法。通过利用井、震资料建立的前导地质模型和随钻过程中的现场测、录井资料对储层及构造变化随钻校准。在确保水平井以最佳角度精确中靶及最大限度地钻遇储层的同时,优化了完钻井眼轨迹,为后期水平井固井及投产开发奠定了基础。     

沁水盆地古交区块煤层气水平井产能影响因素分析

近年来,水平井逐渐成为中国煤层气开发的主要井型,在多个区块取得显著产气效果,但井间产量差异大,整体达产率偏低。为摸清煤层气水平井产能影响因素,从地质因素、工程工艺和排采管理等方面展开研究。选取沁水盆地北部古交区块20口煤层气L型水平井,在地质条件和生产动态剖析基础上,筛选出含气性、井控地质储量、钻井质量、储层改造、生产动态参数等10个关键参数,探讨了对煤层气水平井产能的影响,并提出适用于研究区地质条件的针对性技术对策。研究表明：位于构造高部位的煤层气水平井,含气量、含气饱和度和井控地质储量是实现水平井高产的资源基础;在构造简单和断层不发育的情况下,水平段长应在600 m以上,且保证煤层钻遇率80%以上;水平段长600～800 m时,压裂段数应控制在10段以下,压裂段长最佳为60～80 m;尽量降低排采中断次数,提高排采连续性,在排水期和提产期要分别制定不同合理压降速率,增大泄压面积,实现煤层气水平井产能最大释放。     

长宁地区龙马溪组页岩储层低电阻率成因

在长宁地区龙马溪组相继钻遇低电阻率井,这些井含气性出现不同程度的破坏.基于低电阻率页岩储层特征、地震、构造及断层期次、测井、岩心实验等,对长宁地区页岩储层低电阻率成因和主要影响因素进行了研究.结果表明:长宁地区低电阻率页岩储层产气特征为电阻率大于5Ω·m,全烃含量大于2％,孔隙度大于4.2％,含气量大于2.0 m3/t...     

樊庄区块煤层气羽状水平井钻井实践

山西沁水盆地樊庄区块的煤层具有埋深适中、厚度大、分布稳定、保存条件好、煤储层物性较好和含气量高等特点，如果利用常规直井开发，从提高裂缝导流能力、减少对煤层的伤害和降低单井钻井成本、扩大单井控制面积、提高单井产量等方面都达不到理想的效果。因此，采用羽状水平井开发是有必要的。通过对山西沁水樊庄区块地质特征的研究，得出了该区块满足羽状水平井钻井技术开发的结论，结合樊庄区块煤层气羽状水平井晋平井组钻井的现场实践研究，提出了煤层气羽状水平井的关键技术（井眼轨道控制技术、洞穴井交汇技术和沿煤层钻井井眼稳定性技术），并对其进行了相应的分析研究，研究成果对利用羽状水平井钻井技术开发煤层气具有一定的实际应用价值。     

织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题,为此,在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上,从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究,并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻,水平段长500.00 m,水平位移818.98 m,最大井斜角97.6°,钻遇煤层293.00 m,煤层钻遇率58.6%,远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%),且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明,采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题,可以在织金区块推广应用。      

中国煤层气高效开发井型与钻完井技术进展

较之于美国、澳大利亚、加拿大等国家,中国的煤层气储层具有低地层压力、低渗透率、低含气饱和度及强非均质性等基本特征,增加了储层改造的难度,制约了煤层气单井产量与采收率的提高。为了给中国煤层气水平井工程技术发展提供借鉴与支持,针对我国煤层气高效开发所面临的工程技术难题,综述了国内外煤层气水平井钻完井技术研究及应用进展,介绍了煤层气井型设计与井身结构优化、井眼轨迹控制、井壁稳定、优化完井与储层保护等一系列技术,讨论了水平井双管柱筛管完井与洗井增产、径向水平井筛管完井及磁导向钻井等新技术及其适应性,提出了地下“井工厂”绿色开发模式以及深地煤层气与煤炭一体化绿色开发之道。结论认为：(1)针对我国煤层地质条件与地表环境,在进一步精细化高煤阶水平井钻井与完井技术的同时,需要兼顾煤系气综合开发;(2)加强中—低煤阶与碎软煤层水平井钻完井技术创新研究,深入探索复杂煤层气藏高效开发模式;(3)针对我国深地煤矿、低品位煤矿及薄煤层等非常规煤矿绿色高效开发面临的重大技术难题,有必要积极探索地下“井工厂”与非常规能矿原位转化开发模式,力求实现深部煤层气与煤炭一体化绿色高效开发的目标;(4)高质量推进我国能源低碳...     

分支井钻完井技术在高石梯-磨溪地区的适应性分析

随着高石梯-磨溪地区钻探目的层不断加深,地质和钻完井工程难题使大斜度井、水平井开发成本增加,为了进一步降低该区块深井钻完井成本,提高开发效率,开展分支井钻完井技术的适应性研究。综合分析了该区块地质储层特征、钻完井工程难点,结合国内外其它油田以及该地区已钻分支井应用效果,论证了分支井钻完
井技术在该地区实施的可行性。进一步研究表明该区块分支井开发初期应采用双分支水平井!并根据这一特点,形成了两套开发该气藏的双分支水平井钻完井方案,为高石梯-磨溪地区深井开发提供了良好的技术支持。     

让纳若尔低渗薄油层水平井LWD钻井实践与认识

哈萨克斯坦让纳若尔油田Дю区块油藏渗透率低,仅为10 mD,属于特低渗透率油藏,同时该地区油层薄,仅为2~3 m,已钻直井单井产能低,多年来一直未能得到有效开发。为挖掘剩余油潜力,开发低渗难动用储量,同时为提高低渗油藏开发效率,尝试应用水平井钻井技术,并结合导眼钻井、LWD地质导向、地质录井等关键技术,顺利钻成H5147井和H4061井2口水平井,有效保证了水平井段中靶率和油层钻遇率,最终获得较高的单井产能,单井初期日产分别达到89 t和91 t,达到直井初期产能的3倍。其中,导眼钻井有效确定油层深度与厚度,LWD地质导向和地质录井则保证了井眼轨迹在油层中穿行。2口井的产能效果证明了水平井及配套钻井技术在Дю区块的适用性和必要性。     

郑庄区块煤层气低产井增产技术研究

山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发,目前已初具规模。但是随着排采持续进行,部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因,从地质构造（断层、陷落柱）以及工程施工（压裂液、压裂参数）2个方面对排采井低产原因进行深入分析,提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺,尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺,确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降,建议采用解堵性二次水力压裂改造措施,并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施,探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。     

煤层气多分支水平井钻井关键技术研究

在分析中国煤层气藏具有低压、低渗、低饱和、构造煤发育以及非均质性强烈等地质特征的基础上，认为在我国用常规垂直井开发煤层气具有很大的地质局限性，进而提出用多分支水平井来提高煤层气单井产量和采出程度。结合沁水盆地6口成功井的实践，剖析了多分支水平井钻井的地质工作重点以及两井连通、井眼轨迹控制、井壁稳定控制技术等关键环节，指出采用多分支水平井开发煤层气是适合中国煤层气藏地质特点的最佳技术选择。     

煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。     

煤层气低产井低产原因及增产改造技术

沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模,但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低,亟需查明原因。为此,从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(钻完井及水力压裂过程中储层污染等)和排采因素(套压控制、排液速度、停电停抽等)3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析,阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次(重复)水力压裂等增产改造技术的特点及优势,并结合对煤层气低产井原因的分析,给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。     

南堡油田先导试验水平井高效钻完井技术

南堡油田主力油气藏储集层横向变化大、地层倾角与断层不确定,地质跟踪困难,由于环境的限制,钻井井数少、实施高效开发难度大.基于井壁稳定性、3项压力(地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力)、玄武岩可钻性、储集层特性与物性、油藏构造形态与目的油层油气显示特点、储集层钻完井伤害、储集层出砂情况等分析,开展了海油陆采大位移水平井的井身剖面与井身结构优化设计、井眼轨迹控制、个性化钻头设计、钻井液体系优选与油气层保护和高效筛管完井等各项技术的优选研究与先导试验应用,并在实施过程中进行跟踪分析和完善.3口试验水平井投产均一次成功,初期日产油分别达505 t、736 t和1 058 t,在高产情况下未见出砂,生产正常,确立了南堡油田高效开发主导钻完井技术,达到了先导试验的目的.     

地质导向建模提高煤层气水平井开发效果

煤层气受资源条件的约束采收率低,投资回报周期长,其相关工艺发展缓慢,严重制约了煤层气产业的勘探开发进程,因此必须通过不断创新提升工艺效果、优化资源配置。分析认为利用地质导向建模的方法可以有效指导地质导向施工,从而提高水平井的开发效果。基于目前国内常用的地质导向技术,介绍了利用模拟拟合的思想来建立地质导向模型的流程,通过分析河东煤层气区块开发中遇到的实际案例,纠正当前水平井地质导向普遍存在的问题,并提出优化方案。从2016年已经完成的13口多分支水平井开发效果来分析,地质导向建模技术可以提升钻井品质进而改善产能。该技术提高了水平井开发的综合效率,为区块建设提供了技术保障。     

分支水平井技术在单家寺特稠油油藏开发中的应用

通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。     

考虑煤粉堵塞影响的煤储层渗透率模型及其应用

为了准确预测煤层气井生产动态、制订合理的排采制度,建立了考虑煤粉堵塞影响的煤储层渗透率模型,然后基于该模型对保德区块、沁水盆地、柳林区块、韩城区块、黄陇煤田共15组煤样的室内煤样速敏实验数据进行了拟合,求得各煤样的渗透率模型;在此基础上,将建立的煤储层渗透率模型引入到前期编制的煤层气井动态分析软件中,并进行了2口煤层气井的生产历史拟合;以其中一口煤层气井(W1井)的拟合参数为基准,研究了煤粉堵塞参数对煤储层渗透率及煤层气井生产动态的影响。研究结果表明:①所建立的考虑煤粉堵塞影响的煤储层渗透率模型能够定量化描述煤储层渗透率随流体流速的变化,同时该模型可以被嵌入到煤层气数值模拟软件或煤层气井动态分析软件中,应用范围广;②保德区块煤储层渗透率受煤粉堵塞的影响相对较小,而煤粉堵塞对于沁水盆地、黄陇煤田煤储层渗透率的影响不可忽视;③理论最大渗透率损害率(D_(max))和渗透率损害率指数(n)越大,煤粉临界堵塞流速(v_(cr2))和0.5D_(max)对应的相对流速(v_(0.5))越小,煤粉堵塞对煤储层渗透率的影响越显著;④为减小煤粉堵塞对煤层气井产能的不利影响,在排采过程中尤其是产气初期,要适当减小生产压差,以避免对煤储层渗透率造成恶性伤害。