沁水盆地北部古交区块煤层气产能控制因素分析

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受储层特征影响外,开发方式、排采制度以及钻完井工程属性特征很大程度上影响气井的产量。通过对已有煤层气井的产能特征进行分析,尤其是对比分析高产井和低产井的差异性,从地质条件、工程属性、排采制度等方面入手,找到影响古交区块煤层气产能的主控因素,对下步煤层气开发具有重要的指导意义。     

煤层气分段压裂水平井产能主控因素研究

多段压裂水平井是非常规天然气开发的重要技术,但水平井多段压裂投入成本较高,不合理的布井和不合理的压裂施工方案都可能导致煤层气井无法产生经济效益.因此,为了降低煤层气多段压裂水平井投资风险,文章采用数值模拟的方法对影响煤层气多段压裂水平井产能的地质因素和工程因素分别进行正交试验.研究结果表明:影响煤层气多段压裂水平井产能...     

阜新刘家区水泉层煤层气开发研究与实践

本文首先通过对刘家区水泉层煤层气开发潜力分析,寻找煤层气富集区,筛选有利井;其次深入研究已有的压裂开发经验,深化压裂思路对水泉层进行压裂改造;最后制定合理排采控制方案,切实实施,取得较好效果。措施井实施,证实水泉层煤层气排采可行性,丰富了该区水泉层富集规律的认识,为刘家区水泉层煤层气选井、压裂及排采管理等提供依据和经验。     

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...     

地震属性技术在煤层气抽采井井位优选中的应用

提高煤层气开采效率的关键在于对煤层气富集区的准确预测。目前,地震勘探是煤层气富集区预测的主要地球物理方法。相干、曲率、蚂蚁体等地震属性对煤层气储层预测较为敏感。通过上述地震属性分析方法研究,可以预测煤层孔渗较好的储气层分布情况,同时可分析裂缝发育方位角,确定区域构造主应力,提供压裂最佳方位角,提高煤层气抽采效率。应用结果表明,地震属性分析技术对裂隙发育预测和提高煤层气开发效率具有较好的适用性。     

余吾矿煤层气井产能主控因素分析

查明余吾矿煤层气井产能的主控因素，可为进一步勘探开发提供指导。根据该矿已有的煤层气勘探开发井资料，从资源开发条件、钻井的井径扩大率、压裂改造效果、排采工作制度等方面分析了关键参数与日产气量的关系，得出了该区煤层气井产能的主控因素。结果表明:煤储层原始渗透率、临储压力比、含气饱和度是该区煤层气井产能的储层地质控制因素；钻井的井径扩大率、压裂改造效果是影响该区煤层气产能的工程控制因素；排采工作制度与产能之间关系不密切。当煤层段煤体结构复杂或碎粒/糜棱煤所占比例较高时，优化钻井参数或改善钻井液性能、优化压裂工艺参数与煤层的匹配性，是实现该区煤层气井产能最大化的重要保障。研究结果为该区煤层气井开发工程指明了方向。     

西曲煤矿陷落柱发育特征及其对煤层气开发的影响

煤矿陷落柱是影响煤层气开发与煤炭开采的主要因素。分析陷落柱的分布特征及规律对于煤炭及煤层气的开发具有非常重要的意义。本文以西山煤电西曲煤矿为研究背景,分析了陷落柱的发育特征、分布规律及其对该矿煤层气分布及开发的影响。结果表明:陷落柱所在区域范围内煤层气含量有所减少;在开采煤层气时,陷落柱的存在可能会使奥陶系灰岩与煤层贯通,进而对钻井、压裂、排采等一系列开发工程形成一定的影响。     

松河井田地温特征及煤层气井适配性压裂工艺

基于煤层气勘查开发示范工程,分析了黔西松河井田地温特征及其对煤层气开发的影响,探讨了龙潭煤系上煤组压裂工艺优选及下煤组压裂工艺优化方案。研究表明:受泥岩、煤层热导率低及煤系隔水性好、富水性弱的共同影响,龙潭煤系纵向地温梯度达3.57~4.65℃/hm,表现出明显的正地温梯度。基于不同温度下煤的等温吸附试验,45℃条件下下煤组各煤层煤层气可采系数与30℃相比提高了4.55%~11.67%;受此影响,下煤组压裂深度为620~900 m时,煤层气采收率较高。采用CO2泡沫压裂工艺适合井田下煤组超压、低渗、敏感性及滤失性强的储层特点,煤层埋深超过750 m即满足CO2泡沫压裂对储层温度的要求。同时,利用低温活性水压裂液注入可大幅降低上煤组储层温度,实现煤层气开发过程中的升温解吸、渗流。     

煤层气储层压裂负效应作用机理

储层压裂是煤层气工程中提高采收率的主要措施之一,但同时受压裂液侵入和煤粉的影响会对储层造成伤害,从而抑制了煤岩储层渗透率的有效提高。基于孔隙压力变化对煤岩应力状态改变的力学分析,研究分析了压裂过程中压裂液对裂隙面附近煤岩的作用机理;通过煤岩应力状态变化的研究,确定了煤层气压裂过程引起裂隙面附近煤岩发生不同破坏特征的破坏模式;并根据压裂对煤层气工程产生的负效应,进一步给出了煤层气排采过程中的降压速率上限值确定方法。研究分析表明,压裂对煤层气储层改造具有明显的两面性,对煤层气的长期高效排采具有很大的局限性,必须严格控制压裂施工工艺及排采降压规律,才能达到有效提高排采效率的目的。     

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。     

煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例

我国埋深在1 000~2 000 m的深部煤层气地质资源量为22.5×1012m3,占总资源量的61.2%,如何提高深部煤层气单井产量,形成针对性的开发对策是研究和攻关的热点。通过统计分析大宁—吉县区块地质参数和试采井生产数据,表明深部煤储层具有渗透率低、微孔发育、可采系数低的特点,丛式井具有长期低产、上产缓慢和排采期长的生产特征,L型水平井具有上产期短,产气量高的生产特征。以此为基础建立了深部煤层气产能评价指标体系,影响深部煤层气产气效果的因素主要包括地质条件、工程技术及质量与管理三大类。因此,提高深部煤层气单井产量要做好以可采性为重点的高产区评价及预测,开展压裂施工参数优化和井型井网井距互相匹配的地质工程一体化设计,加强工程质量管理,降低储层伤害、实现长期持续排采。     

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。     

晋城矿区郑庄深部煤层L型水平井增产改造技术

晋城矿区郑庄区块常规直井煤层气产量低,开发效果差。为有效改善该区块煤层气的开发现状,提高煤层气井产量,采用理论分析与现场试验相结合的方法,在充分利用老井压裂影响范围的基础上,提出了L型水平井串联压裂增透改造技术,并形成了集井位布设、射孔压裂段优选、连续油管分段压裂改造于一体的L型水平井高效开发方法与技术。经现场试验,L型水平井串联压裂增透改造技术取得了良好的增产改造效果,L型水平井产气量是本区块常规直井平均产量的近30倍。研究结果为晋城矿区深部区块的煤层气高效开发与老井改造提供了依据和指导。     

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。     

潞安矿区煤层气增产方式研究

通过对潞安矿区煤层气井生产历史分析,结合国内外煤层气增产技术,对研究区煤储层特性、煤岩体力学性质进行了研究,重点分析了煤岩体力学特征对压裂技术的影响,提出了适合于本区的煤层气增产措施,包括垂直井与中半径水平井组合技术,空气、泡沫钻井技术,氮气泡沫压裂技术等。     

筠连煤层气井高产水原因分析及措施成效

为了提高煤层气井的单井产量,通过开展煤层段及相邻含水层位的水动力特征及煤层压裂的裂缝延伸情况研究,结果表明高产水的主要原因为发育在断层附近的部分煤层段在压裂后沟通了外来水源;根据静态、动态结合分析确定了主要产水层位,通过采取堵水措施,封堵主要产水层位,有效的控制了单井产水,提高了单井产气量,取得良好生产效果。形成了该区域煤层气高产水井有效的治理体系,指导煤层气井持续稳产开发。     

浅议天然气、煤层气、页岩气成藏特征及勘探开发

煤层气和页岩气是非常重要的非常规天然气藏。天然气、煤层气、页岩气三者在成藏特征、成藏机理和勘探开发上既有相似性又有差异性。对比分析表明,常规天然气藏需要有生、储、盖的合理组合,勘探开发技术成熟,工艺较简单,生产周期一般较段；煤层气、页岩气气藏表现为自生、自储、自保的特征,煤层气藏为吸附成藏机理,页岩气藏自身构成了从吸附聚集、膨胀造隙富集到活塞式推进或置换式运移的机理。煤层气勘探开发较常规页岩气复杂,初期产量低,但生产周期长；页岩气主要采用水平井和压裂技术开采,开采周期最长。     

基于聚类分析的煤层气二次压裂选井选层方法研究

山西沁水盆地柿庄南区块煤层气井初次压裂生产多年后整体产气量下降,迫切需要进行二次压裂以提高产能,而目标井段的选取对二次压裂的设计施工及增产效果具有极为重要的影响。针对区块二次压裂试验井数少、样本数量有限的问题,提出基于聚类分析的煤层气二次压裂选井选层方法。综合考虑地质储量、可压性和工程三方面因素建立二次压裂选井的层次聚类模型;再根据施工曲线特征设置压裂风险短路条件,排除复压风险高的井,并结合聚类集成算法,最终确定每口井的复压潜力大小。以本区块15口井为例开展了各井二次压裂改造潜力评价,优选B01井为目标井,二次压裂后取得了较好的增产效果。该研究可为井数有限条件下的二次压裂选井选层提供一种有效方法,为后续压裂生产提供依据和借鉴。