煤层气水平井井型结构分析及钻完井技术优化

水平井是实现煤层气高效开发的关键技术,为了优化水平井井型及配套钻井技术,提高煤层气井产量,基于煤层气排水降压采气的基本开发原理,提出了煤层气水平井井型和钻井工艺设计的基本原则,研究了各类煤层气水平井井型的优点和缺点,并针对高效水平井井型提出了配套钻井工艺优化方法。研究结果表明:水平井井型和钻井工艺优化应遵循便于排水降压、增加产气面积、力求井眼稳定和走低成本道路的原则; V型井、L型井与其他井型比,共用或取消排采直井,大幅降低了成本;从多分支井到单支井实现了套管、筛管完井,实现了水平井井眼支撑和重入,增强了稳定性,实现了增产措施应用;从多分支到单支压裂,保持了较大的产气面积; L型水平井是未来煤层气水平井的主要井型,但由于排采工艺不过关,常规地面抽采L型水平井不能大规模推广,V型水平井是目前最为高效、适宜排采的水平井井型,但采动区L型水平井不需要排水降压则是煤矿瓦斯抽采的有效技术,可以大规模推广。钻井工艺由三开变为二开,一开采用444.5 mm大钻头,水平井眼直径由139.7 mm增加至339.7 mm,提高了水平井日产气量。通过直斜段固井技术,实现了水平煤层段不固井和筛管、套管完井,为保护和改善水平段储层渗透率奠定了基础,该工艺技术在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘试验获得了较好的效果。     

四维向量监测技术在煤层气水平井分支动用识别的应用

煤层气裸眼多分支水平井由于煤层的地质与力学特征,主支和侧钻分支容易在钻井与排采中出现垮塌,降低有效控制面积。由于水平井采用裸眼完井方式,在后期生产过程中无法对分支的垮塌情况进行有效识别。为解决此难题,利用四维向量监测技术对煤层气井进行生产监测,以樊庄区块裸眼多分支水平井的樊11-Y、樊11-Z井为例,有效检测出各分支流体流动性及控制储量动用的情况。结果表明,该技术在研究煤层气水平井实时储层流体动态具有较好的应用效果,对下步井网优化以及增产措施的制定起指导作用。     

煤层气水平井筛管完井工艺实践

水平井已逐渐成为煤层气开发的一种技术手段,但是普通的裸眼多分支水平井存在钻井成本高、施工风险大、排采时煤层易垮塌、后期无法进行改造等难题。通过优化井身结构和施工工艺,采用筛管完井,在水平段下入筛管支撑井壁,可以减少煤层垮塌和进行改造作业,提高煤层气井的单井产量和生产寿命。该技术的应用,实现了煤层气水平井井身结构简约化的转变,大大降低了钻井成本,对促进煤层气的高效开发具有一定的实际意义。     

华北油田煤层气水平井钻完井方式优化与应用

为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。     

煤层气仿树形水平井钻完井技术研究与应用

华北油田实施的100多口多分支水平井钻井事故率较高,达到了38%。因此急需对煤层气多分支水平井钻完井技术进行创新,增加多分支水平井的成井效率,在此基础上提出了仿树形煤层气水平井开发理念。把主支置于稳定的煤层顶板泥岩内,形成长期稳定的排水采气通道;分支侧钻进入煤层,控制排采面积;脉支在煤层内钻进,增加煤层气产量。     

煤层气水平井智能排采控制技术研究与应用

煤层气井原有的开发模式是以直井+抽油机的模式,随着煤层气排采技术的不断提高,多分支水平井技术是近年发展起来的一种集钻井、完井与增产措施于一体的新技术,特别适合于开采低渗透储层的煤层气,常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵在水平井排采中逐渐显出诸多局限性,射流泵成为水平井排采的关键设备,然而射流泵控制复杂,需要控制注水压力和井底流压,控制不好气量会大幅波动,依托自动化系统,同时对水平井排采深入研究,建立了一套"双回路单PID控制"煤层气水平井智能排采控制技术,现场应用控制精细,气量平稳。     

我国煤层气开发模式与开发技术问题探讨

我国复杂的地质条件决定了煤层气开发模式与开发技术选择的多样性。就目前应用较广的5种煤层气开发模式(井下瓦斯抽放模式、煤矿区地面预抽开发模式、采煤采气一体化开发模式、地面直井压裂开发模式及多分支水平井开发模式)和3项煤层气开发技术(定向水平井技术,欠平衡技术钻井、完井技术和注气提高采收率技术)进行了深入探讨,并对各项技术和模式的地质适应性进行了初步分析。结果表明:直井压裂技术较适用于高渗、原生结构厚煤层的煤层气开发,多分支水平井技术适用于低渗与特低渗厚煤层的煤层气开发以及煤矿瓦斯预抽,而采气采煤一体化适合于煤层发育比较复杂、地表条件差、垂直钻井和水平钻井很难施工的矿区的煤层气开发。     

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。     

煤层气鱼骨状可控水平井完井方法与实践

通过对煤层气多分支水平井井身结构、完井工艺、井壁稳定与污染解除、钻进方式方面进行优化设计,提出了新型鱼骨状可控水平井钻完井工艺及配套技术;成功在现场试验应用9口井全部下入套管或筛管完井,从根本上解决了裸眼多分支水平井裸眼段易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题;前进式钻进方式利于钻井期间主支重入及完井管串的下入,通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险;而二开井身结构实现全井井眼通径,利于后期维护、作业;通过稳定井壁可降解钻井液体系与氮气气举洗井、分段改造等工艺的配合,有效解决井壁稳定与储层污染的矛盾。     

煤层气U型井水平井套管完井技术探讨

U型井是煤层气资源开采的一种新型模式,以往经验,U型井水平段多在煤层钻进,采用裸眼或割缝衬管方法完井,但这种方法在煤层顶、底板水平钻进段效果不佳,本文依据工程实例,介绍了套管完井技术在煤层气U型井水平井中的成功应用,不仅保证了井身质量合格,而且为后期压裂排采提供了保障,在类似煤层气U型井水平井完井作业时具有良好的应用前景,可逐步推广。     

煤层气U型对接井施工关键技术

煤层气地面排采先后经历了常规直井、常规定向井、U型井以及羽状分支井等阶段,其中U型井具有同步排采,占地少、最大限度沟通煤层裂隙等优点而逐渐成为当今煤层气地面排采的新宠。以YQ-01井组为例,对U型对接井施工中难点问题进行梳理,提出了各主要施工阶段需要注意事项及技术措施,解决了井眼轨迹控制难、复杂情况高发、水平井与直井连通精度高等问题。节省了钻井成本,为后续煤层气U型对接井施工提供了技术借鉴。     

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。     

沁水地区煤层气水平对接多分支井钻井工艺研究

针对沁水地区煤层气储层的地质特点及水平对接多分支井的施工技术难点,结合2012ZX-SP-01井组的钻井方案,介绍了排采井和工程井的井身结构、井眼轨迹优化、悬空侧钻,以及运用方位伽马判断钻头与煤层相对位置等关键技术。实钻井眼轨迹及后期排采效果表明,采用这一系列技术,能够保证水平对接多分支井的顺利实施,形成了较为成熟的煤层气水平对接多分支井钻井工艺,并取得了良好的排采效果。     

煤层气新型“L”型水平井精确连通技术研究

为实现低成本、高效的开发煤层气,利用原有多分支水平井排采直井或者压裂排采直井,将"L"型水平井与其连通,达到低成本、高效的控面增产的效果。由于利用老井开发,连通技术是其关键技术,连通施工工况多在玻璃钢套管连通或者煤层洞穴已垮的井眼连通,磁信号干扰严重,如何精确有效的做到两井连通,还不妨碍后期措施是技术实现的关键。本文介绍利用煤层气连通技术,实现新井眼与老井眼的沟通,达到盘活老井,增加采气面积,实现增产的目的。     

斜直井钻机在煤层气水平井中的应用

为实现高瓦斯矿井受采动卸压影响的下伏煤层瓦斯地面抽采,根据寺河矿5303工作面复杂工程地质条件,基于采动引起的底板岩层应力变化分区,通过对比常规直井和斜直井轨迹模拟结果,结合斜直井钻机参数特点,提出了使用斜直井钻机地面施工水平井抽放采动卸压瓦斯工艺技术;在此基础上,优化了斜直井钻井轨迹设计方法,有效指导了钻井施工,满足了地质目标要求。完井后自喷生产表明,使用斜直井钻机在复杂工程地质条件下施工煤层气水平井的技术是可行的。     

沁水盆地煤层气单支水平井钻完井技术探讨与实践

文章提出了一种旨在降低单井钻井成本、提高单井产量和排采寿命的煤层气单支水平井,省去洞穴直井,简化井身结构,采用上倾轨迹设计,采用大孔径筛管完井,设计了一种新型筛管结构和配套的筛管悬挂丢手系统。该工艺在山西沁水盆地得到成功应用,为我国煤层气高效开发提供了一种新的井型。     

柳林煤层气区块不同井型产能分析研究

对鄂尔多斯盆地柳林煤层气区块压裂直井与多分支水平井的生产状况进行了分析。多年的排采生产历史表明,该区块内大多数压裂直井的产量低于预期,特别是生产1~2 a后的产量,只有预期的30%左右;而投产的多口多分支水平井的产气量较高和稳定,与预期的结果相当。根据柳林区块的地质特征、生产历史和煤层气开采的数值模拟模型,对不同井产能进行了分析,并与现场生产数据进行对比,研究不同井型的产气机理、产能大小及其影响因素。研究结果表明,压裂裂缝的支撑效果差及裂缝的先期闭合是导致压裂直井后期生产效果差的主要原因,而该区块的综合地质特征更适合于采用多分支水平井技术。结合数模,分析了水平井的排采控制范围以及煤层厚度、储层系数、分支水平井结构参数等对煤层气产能的影响。     

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。     

射流泵在晋城矿区煤层气水平井排采中的应用

随着煤层气井由垂直井转为水平井,常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵等逐渐显出局限性,尤其是水平井组只有工程井,没有条件施工排采直井的情况下,需要一种新泵进行排采。介绍了射流泵的工作原理,并基于晋城矿区煤层气储层地质条件,将该泵应用到晋城矿区多分支水平井中进行排采试验,其效果明显。     

煤层气水平井井眼堵塞原因分析及治理措施探索

目前沁南煤层气田广泛采用多分支水平井开发建产,但受裸眼完井工艺影响,排采过程中局部井眼易被堵塞,导致单井产能降低。通过对多分支水平井井壁垮塌机理、煤粉产出规律等研究后,结果表明多分支水平井井眼堵塞存在主井眼煤粉堵塞、近井筒主井眼垮塌堵塞和中远端井眼垮塌堵塞等三种主要原因。针对不同的堵塞原因分别探索试验了氮气泡沫解堵、主井眼重建和耦合降压等针对性增产措施,现场实施14口井,平均单井日增产量2000m~3以上,措施成效较好。