如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例

平均单井产量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,以山西省东南部沁水盆地南部煤层气藏为例,总结了中国石油华北油田公司在该区煤层气产业的发展及技术现状,梳理了煤层气开发所存在的关键问题:①煤层气开发工程技术不适应特有的地质特征变化;②煤层气田成熟区块仍存在大量的低效区;③单纯增大压裂规模并未能有效提高单井产量;④多分支水平井单井产量高,但总体产能到位率仍偏低;⑤现场管控总体缺乏科学依据。进而对我国煤层气的后续开发提出了以下建议:①改变产能建设模式、提高产能建设效率;②改进地质研究方法,科学设计井位和井型;③用辩证思维的方式,构建主体技术;④优化水平井的设计,提高技术的适用性;⑤改变压裂改造方式,提高单井产量;⑥改变排采工艺,提高投资效益。通过采取以上措施,将有可能破解我国煤层气开发的技术难题。     

高阶煤层气高效开发工程技术优选模式及其应用

高阶煤层气井的平均单井产气量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,基于不同煤储层的地质条件,选择适用于煤层气高效开发的工程技术是提高当前高阶煤层气开发效益的关键。在剖析影响高阶煤层气开发效果的地质因素的基础上,建立了高阶煤层气开发的地质模式,并针对不同的地质模式优选出了相应的开发工程技术。结果表明:(1)影响高阶煤层气开发效果的主要地质因素按其影响程度从小到大依次为:煤体结构、煤岩变质程度、地应力、临储比;(2)据此划分了直井压裂、裸眼多分支水平井、U型和顶板仿树形水平井、鱼骨状和单支型水平井等4种工程地质模式。结论认为:直井压裂和裸眼多分支水平井仅适用于煤体结构好、变质程度高的地区;而低成本、后期可维护、占地面积少的单支型水平井和鱼骨状水平井适用范围广,是适宜大力推广的井型。     

芳6断块微生物驱油数值模拟

根据微生物在多孔介质中运移的规律，微生物在驱油过程中的生长与衰竭、深积、趋化性、扩散、对流弥散和培养基消耗以及微生物对原油的降解、乳化等特性，建立了适合微生物驱油的数学模型。利用该模型系统地研究了驱替过程中微生物浓度、注入段塞尺寸和注入方式对微生物驱油效果的影响。     

组合溶剂作用下高阶煤的表面性质和孔隙结构变化研究

为了对比分析组合压裂液中不同溶剂作用下高阶煤的表面性质和孔隙结构变化特征,分别以有机溶剂(THF)和无机酸(HCl)、有机溶剂(CS_2)和强氧化剂(ClO_2)为组合,对山西长治的高阶煤进行不同顺序试验,并借助接触角和低温液氮吸附试验。结果表明:有机溶剂+无机溶剂作用下的萃取(溶出)率要高于无机溶剂+有机溶剂作用下的,其中有机溶剂的萃取率远大于无机溶剂的溶出率; HCl作用后的煤样接触角减小,表面张力增大,润湿性增强,而有机溶剂和ClO_2作用后的煤样则相反;不同溶剂作用后煤样的BET比表面积和BJH孔容均显著增大,其中有机溶剂+无机溶剂作用下的增大程度大于无机溶剂+有机溶剂作用下的;各种溶剂对煤样均具有扩孔效果,特别是对小孔径段效果最为显著。相比而言,两种溶剂作用后煤样的扩孔效果要明显优于一种溶剂作用后的,且CS_2+ClO_2组合溶剂最为显著。因此,将CS_2溶剂和ClO_2溶剂分别作为压裂液中的前置液和携砂液,可更好地改造煤储层的透气性。     

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m~3,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m~3,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。     

钛铌微合金化齿轮钢的奥氏体晶粒长大研究

 采用热模拟渗碳方法研究了Ti、Ti-Nb微合金化的20CrMnTi和20CrMnTiNb渗碳齿轮钢在930~1200℃的奥氏体晶粒长大规律。结果表明,添加0. 038%(质量分数,下同)的钛和0. 048%的铌的20CrMnTiNb钢中含有铌和钛的析出相,其粒子间距为0. 361μm;而含0. 054%的钛的20CrMnTi钢中仅含有较大尺寸的TiN析出相,粒子间距为0. 471μm,前者奥氏体晶粒粗化倾向明显低于后者。20CrMnTiNb钢经1000℃奥氏体化10h后奥氏体晶粒长大不明显,且无混晶现象,适合高温渗碳工艺。     

沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响

采用水力压裂测试地应力方法,对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试,并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型,分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明:沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2.39~4.49 MPa/hm,平均为3.49 MPa/hm;最小水平主应力梯度为1.48~2.45 MPa/hm,平均为1.99 MPa/hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态,煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律,煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600 m以内,现今最小水平主应力小于12 MPa,煤储层渗透性相对较好,试井渗透率大于0.25 mD;埋深600~950 m,现今最小水平主应力为12~20 MPa,煤储层渗透性变差,试井渗透率平均为0.05~0.25 mD;埋深大于950 m,煤储层最小水平主应力大于20 MPa,试井渗透率平均小于0.05 mD。     

炭黑表面改性对硅酸锆包裹炭黑色料的影响

本文以无水四氯化锆和正硅酸乙酯为前驱体,氟化锂为矿化剂,炭黑为着色剂,研究了炭黑的硝酸氧化改性和表面活性剂改性对炭黑悬浮液的稳定分散和硅酸锆包裹炭黑(ZrSiO4/C)色料黑度的影响.电动电位(Zeta电位)、红外(FTIR)、白度仪、扫描电镜(SEM)、紫外-可见分光光度计分析测试的结果表明:硝酸氧化改性炭黑表面含氧官能团增多,并且颗粒表面带电量发生改变,有助于炭黑的悬浮和硅酸锫对炭黑的包裹;聚乙烯醇缩丁醛(PVB)的空间位阻作用和增大体系粘度的双重效应有利于炭粉在乙醇中的稳定悬浮;聚乙烯吡咯烷酮(PVP)、十二烷基硫酸钠(SDS)和十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)通过静电机理和空间位阻作用使炭粉在水中稳定悬浮,但考虑到对炭黑悬浮液Zeta电位的改变,PVP和SDS更有利于硅酸锆溶胶对炭黑的包裹.     

页岩气钻采技术综述

页岩气开采已成为全球资源开发的一个热点。页岩气储集层通常呈低孔、低渗透率,开采寿命长,生产周期长,采收率变化较大,且低于常规天然气采收率。不同于常规天然气的开采特点决定了页岩气开发具有其独特的方式。水平井技术对于扩大页岩气开发具有重大意义,水平井的成本一般是垂直井的1～1．5倍,而产量是垂直井的3倍左右。水平井技术结合geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术可进行更高效、更合理的开采。压裂增产技术是页岩气开采的另一种方式。清水压裂技术用于产生更密集的裂缝网络,形成额外的渗透率,使气体能更容易流向井中,从而生产出大量地层天然气;多层压裂技术常常用于垂直堆叠的致密地层的增产：重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝,从而增加裂缝网络,提高生产能力;还有最新的同步压裂技术。即同时对两口或两口以上的井进行压裂。这些压裂技术结合室内实验和测井技术,使得页岩气具有更大的发展潜力。     

对于高煤阶煤层气资源科学开发的思考

我国煤层气产业已经历10多年的发展,逐步建成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地两个产业基地,但平均单井产气量低仍然是制约中国煤层气高效开发的最大难题。目前高煤阶煤层气产量已占到我国煤层气总产量的90%以上,而高煤阶煤层气资源今后将大比例转入中深层开采,面对不同的构造场、应力场、裂隙场等复杂的煤层气赋存流动条件,现有的工程技术手段与地质适配性都面临着的巨大挑战。为此,以中国石油华北油田公司沁水盆地高煤阶煤层气技术攻关与实践为范例,剖析煤层气"四低"(储量有效动用率低、剩余可动用储量低、单井产气量低、开发利润低)开发现象,辩证思考煤层气开发的本质。研究结果表明:①对于煤层气储量可采性、地质差异性、工程技术适应性、科学排采方面的认识不到位是目前煤层气开发存在的重大问题;②必须破解现有技术条件下开发储量的控制技术、经济产能建设的区域优选技术、适应地层特征的工程技术、开发方案的顶层设计技术等关键瓶颈,此为实现煤层气科学开发的必经之路;③打破传统地质认识,突破以往认为埋深800 m以深的煤层气不宜开发的思想限制,高煤阶的马必东地区、中煤阶的大城凸起的煤层气开发实践成效已经证实:埋深既不是决定煤层气是否能够开发的界限条件,中深层也不是煤层气开发的禁区。