寺河井田3号煤层人工压裂裂缝形态特征研究

裂缝形态特征是储层压裂改造效果评价、压裂工程设计及优化、煤层气井井网布置及优化等的重要研究内容。为摸清寺河井田3号煤层气主力开发煤层人工压裂裂缝形态特征,对井田内微地震裂缝监测资料进行了研究。结果表明:浅埋深、厚煤层、中小型压裂规模及中小排量压裂情况下,裂缝长度171.3~284.2 m,平均219.7 m;裂缝高度13.3~16.5 m,平均14.9 m;裂缝方位为北东42.5~47.9°,平均45.9°;受煤的非均质性和应力状态影响,在压裂规模及压裂参数相近的情况下,各压裂井的裂缝形态特征有所不同。     

煤层气直井压裂效果及其对产能影响——以窑街矿区为例

煤层气藏作为典型缝控气藏，压裂造缝规模及裂缝充填效果对气井产能具有决定性控制。为探究煤层气直井水力压裂效果对气井产能效果的影响机制，以甘肃窑街海石湾矿区为例，重点报道直井开发形式下煤储层压裂改造效果及其对产能制约方面认识，结果表明：(1)煤层气井破裂压力主要反馈井筒固井水泥环特征而非煤储层力学性能，从该井压裂曲线看破裂压力不明显，表明井筒环空固井水泥环厚度适中，水力压裂期间固井水泥环破裂相对容易，能量消耗低，注入压裂液能量主要用于撑开煤岩裂缝；(2)从压裂曲线看出，该井压裂裂缝延伸压力较高，表明地下煤储层结构较为破碎且发育煤粉源集合体，煤粉对压裂裂缝的延展具有关键制约作用。而且在压裂曲线裂缝延展阶段出现多个波动形态特征，指示多条次级裂缝撑开，整体上该井压裂裂缝形态较为复杂，推测为主干压裂裂缝两侧发育枝状次级裂缝形式；(3)该井注砂后发生严重砂堵，主要原因是煤储层压裂液滤失造成近井地带压裂裂缝内支撑剂脱砂形成楔体，导致后续支撑剂注入困难，同时也与煤储层原生裂缝煤粉源及少量构造煤粉源集合体发育有关；(4)压裂微震监测数据显示该井煤储层主干压裂裂缝走向为NE 50°，其中在北东方向上煤岩微震...     

煤层气井关井井底压力恢复模型

为了准确拟合煤层气井关井井底压力变化,基于煤层流体渗流规律和流体稳定流动能量方程,依据煤层气井情况分阶段建立了井底压力恢复模型。依据韩城WL1井地层参数,得到了关井时井底压力动态变化规律。结果表明:井底压力恢复双对数曲线中气水两相流阶段和单相水流动阶段斜率不同,分别为0.3919和0.0682,其后期曲线趋于水平,类似于压裂井二开二关压力恢复试井双对数曲线。随着井底压力的恢复,储层渗透率和解吸半径逐渐减少。当井底压力由1.1MPa恢复到2.36MPa时,解吸半径由11.97m减少到4.46m,产气量由3200m3/d减少到444.25m3/d。     

焦坪矿区煤层气井压裂裂缝扩展规律研究

介绍了井温测试、地面微地震法和动态导体充电法监测煤层水力压裂裂缝的基本原理,并通过采用上述3种方法对焦坪矿区煤层气井压裂裂缝进行监测,初步获取了煤层压裂裂缝的形态参数,通过分析发现:焦坪矿区煤层压裂空间展布显现出不等长垂直缝,压裂裂缝上下扩展明显,均穿越了煤层的顶底板,主裂缝延伸方位为北东向,建议生产井在长度方向上延主裂缝方向进行布置,井间距在400m左右为宜,在宽度方向上在140m左右为宜。     

氮气震动压裂解堵工艺在煤层气井储层改造中的应用

针对常规水力压裂工艺中压裂液含水带来的水敏、水锁伤害以及固体颗粒堵塞孔喉、裂缝的现象,提出了1种以氮气作为压裂介质进行煤层气井储层改造的措施,并研制了氮气震动压裂解堵工艺井下工具串,结合裂缝监测以及后期产能跟踪,评价了氮气震动压裂解堵工艺的应用效果。研究结果表明:井下工具串可实现震动、释放、压力监测3项主要内容,能够很好地满足工艺的需要;从裂缝监测数据上看,压裂响应半径在140 m左右,造缝能力较好;从压裂解堵前后产能效果上看,2口未压裂煤层气井与邻近水力压裂煤层气井产能相当,但排采周期大大缩短,2口已压裂井在解堵后产能均有所提高,储层改造效果较好。     

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。     

井-地电位法在煤层气井压裂裂缝监测中的应用

文章介绍了井—地电位法监测水力裂缝的原理方法,并通过对煤层气井压裂前后的现场监测,可获得煤层压裂裂缝方位、长度等参数,对评价人工造缝效果,指导水力压裂工艺的确定及实施具有重要意义。     

肇平X井压力恢复试井设计及产能评价

水平井油井进行压力恢复试井,先进行试井设计,建立与本井构造相吻合的理论模型,设计合理的关井时间,最后理论与实际相结合。以肇平X井为试验,通过条带型地层压裂井模型的选择,进行数值试井设计,合理关井时间为360d,起出压力计后进行了压恢试井分析,发现由于致密油层非均质性,液体流动性极慢,测不到储层径向流,但通过试油生产数据分析可以得出地层平均渗透率、表皮、压裂后的裂缝半长等参数,但解释出的渗透率为压后范围地层的平均参数,要获得储层渗透率等参数需要进行中长期的试采。     

煤储层破裂压力对压裂改造的影响与工程应用

我国煤储层渗透率普遍较低,低渗储层直接进行地面煤层气开发的效益较低,而水力压裂是增加煤储层渗透率和导流能力的有效手段。通过对沁水盆地PN-1井、PN-2井的测井参数进行分析,掌握煤储层的岩石力学特征,为煤储层水力压裂参数优化提供指导。结果表明：2口井的测井数据反演的煤层具有低泊松比、低杨氏模量、低强度、低破裂压力的特点;通过在前置液阶段控制施工排量及施工压力、提高阶段液量,可以有效避免压裂裂缝沿煤层顶底板之间的层间界面延伸及扩展至煤层顶底板;测井数据反演的PN-1井煤层破裂压力与实际压裂施工的破裂压力较接近,误差仅为3.01%,对压裂施工参数优化的指导意义较高;PN-2井煤层破裂压力略低于顶底板岩层的破裂压力,压裂初期的施工排量偏高,导致施工压力达到顶底板的破裂压力,压裂裂缝在顶底板之间延伸形成单一裂缝,改造效果及产气效果均较差。     

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。     

沁水盆地柿庄南区块煤层气低效井二次改造研究

基于沁水盆地柿庄南区块低效井较多,制约该区块煤层气的产量,为了提高单井产量,需要对低效井进行二次改造,以TS-001井为例,通过建立储层压力、储层动态渗透率、裂缝动态渗透率、裂缝缝长的预测模型,研究了低效井的二次改造可行性,并利用数值模拟方法预测其改造后的效果。研究结果表明:低效井生产过程中储层渗透率先下降后上升,后期恢复至开采初期水平;初始压裂效果好,但后期受到有效应力效应使裂缝部分失效,裂缝渗透率降低,导致产气量下降;低效井经过二次压裂后日产气量逐渐上升,但由于长期低产导致储层水分布均匀,短期内并未达到高产,因此需要一定时间重新排水降压,才能提高稳定产气量。     

煤层气干扰试井测试技术研究

为了研究煤层气井井间干扰现象及干扰规律,获得优势渗流通道,在不影响煤层气井产气量的前提下,选取4个井组进行煤层气"一源一汇"干扰试井测试,通过对激动井注水、观察井开井生产的模式,在井间形成压力降,应用压降叠加理论,定量研究分析了煤层气排采降压过程中出现的井间干扰现象。结果表明:在选取的4个干扰试井井组中,西南方位部署的2口生产井压力上升明显,显示为连通,井间连通优势方位与试井区域最大地应力方向基本吻合,从实际注水情况看,显示压裂裂缝方向与储层连通方向是一致的,说明西南方向为该煤层气储层的优势渗流通道,井间合理间距为300 m。证实煤层气井间干扰作用可为判断井间连通性及评价井网部署提供有效依据。     

暂堵转向技术在致密油直井缝网压裂中的应用

大庆致密油储层物性差，属于低孔特低渗透率，平面非均质性强、天然裂缝不发育、纵向发育层数多，薄互层比例高，要实现经济有效开发需对储层进行有效的压裂改造。针对大庆致密油特点，采取直井细分层大规模缝网压裂后转弹性开采方式，近几年针对压裂工艺不断进行优化，但致密油Ⅱ类储层比例逐年增大，压后未达到设计产量井比例仍占到60%以上，说明目前工艺技术手段存在不适应，针对Ⅱ类储层亟需更为高效的改造方式。因此，在致密油直井上试验应用层间暂堵和缝内暂堵转向工艺，实现人工裂缝在层间、缝内的转向，纵向上多裂缝保证各层充分改造，横向上改变人工裂缝方向增大缝控面积，提高致密储层的改造体积从而实现产量的提升。在致密油直井上应用后取得了较好的效果，为致密油Ⅱ类储层的经济有效开发提供了新的技术思路。     

沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析

依据煤层气井压裂施工的工艺参数,以沁水盆地南部12口煤层气井压裂施工失败为例,分析了沁水盆地南部煤层气井压裂失败的主要控制因素,研究认为：井口刺漏、高压停泵和煤储层力学性质是沁水盆地南部煤层气井压裂施工失败的主要控制因素;井口刺漏主要是由施工压力过高、井口老化造成的;高压停泵主要是由砂堵引起的,井口刺漏、高压停泵与砂堵之间相互影响及促进;砂堵受施工工艺及地质因素的影响;研究区煤储层具有低弹性模量、高泊松比的特点,地层开启难度大且裂缝难以延伸;压裂施工前,应做好煤储层特征的研究、压裂设备的选择、压裂工艺的设计等,减少工程事故的发生。     

微地震技术在地面井压裂监测中的应用

利用微地震裂缝监测技术,测量压裂时注入到煤层中的压裂液所引起的地面微地震信号的变化来解释压裂裂缝参数。通过对成庄煤矿CZYC-10井和CZYC-11井压裂裂缝进行了监测得出,成庄矿该区域内压裂裂缝为近似水平裂缝,裂缝形状为不规则的椭圆形;压裂井的裂缝的长轴方位为北东70°～81°,压裂裂缝东西长轴全长216～221 m,南北轴裂缝全长157～177 m;现场实测到的裂隙形态、缝长和方位可为下一步布井、压裂方法设计等提供参考,为沁水煤田的煤层气开发管理提供参考。     

压裂裂缝对页岩储层压力影响模拟研究

基于双重介质模型,建立页岩气流固耦合渗流模型。模型考虑了储层压力改变对裂缝和基质渗透率的影响,通过COMSOL Multiphysics软件建立页岩气多段压裂开采物理模型并进行求解,模拟页岩气开采过程中气体流动。通过改变压裂裂缝参数,观察页岩储层压力的变化。     

郑庄煤层气井体积压裂裂缝扩展特征研究

为了有效指导煤层气井体积压裂工程，合理评价体积压裂施工效果，将微地震破裂扫描技术应用于煤层气井体积压裂。通过微地震破裂能量扫描技术监测体积压裂裂缝的分布，结合压裂施工曲线，分析体积压裂裂缝扩展空间和时间特征。以沁水盆地郑庄地区为例，该地区垂直井体积压裂过程显示，破裂不一定严格地随着压裂液推进而在时空上连续发展，可能时间是间歇的，空间上是跳跃的。能量密集区域的集合，连接成线、片、网才是压裂的整体影响面积，即水力压裂扩展的有效区域。与同层位普通压裂的垂直井对比显示，液量大小决定着缝网的有效破裂面积和沟通程度，但压裂液量的大小并没有明显影响裂缝的主长度。     

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。     

煤岩压裂多裂缝风险识别及防治机理研究

为了提高煤层气井压裂施工成功率,并掌握施工压力与裂缝形态之间的响应规律,基于140余口煤层气井压裂施工曲线,分析总结了煤岩压裂具有破裂压力不明显,平均施工压力较高,前置液阶段恒定排量时施工压力不断上升等特点。同时从物模实验、G函数分析、净压力拟合3个方面进行了论证研究,认为多裂缝起裂、延伸是上述特点产生的主要原因。研究结果表明:多裂缝延伸时破裂压力不明显或破裂后压力继续上升,平均实验压力偏高;G函数、净压力拟合分析显示煤岩压裂出现多裂缝现象。基于以上研究,提出可调式多段塞压裂工艺防治多裂缝延伸,施工结果表明该工艺可大幅提高煤层气井压裂的一次施工成功率。     

宿县矿区水力压裂裂缝微地震监测技术应用分析

为了分析研究水力压裂裂缝延伸的缝长、缝宽、缝高和方位,评价压裂效果,对宿县矿区二叠系煤层开展微地震裂缝监测。监测结果显示压裂改造产生多条不对称的裂缝,缝长100～160 m,缝宽10～25 m,缝高30～80 m。受煤层非均质性和压裂规模影响,裂缝延展方向以近似区域主应力方向(北西—南东向)为主,近似垂直区域主应力方向(北东向)次之;后续煤层气井应增加压力规模,降低压裂滤失量,增大区域主应力方向裂缝延展,有效连通天然裂缝。