沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动３个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。     

沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术

沁水盆地南部潘庄区块位于沁水盆地东南缘,该区总体为单斜构造,倾向西北,煤层稳定、埋藏浅且渗透性较好,大量区域地质调查资料和煤田勘探成果表明,区内断层稀少,以发育次级褶皱为主。该区钻井类型主要为钻井液钻井（煤层段清水钻进）和空气钻井。通过对比分析空气钻井、水钻井井身质量与时效平均值可知：①空气钻井在井身质量方面略优于水钻井,但相差不大,均达到设计及规范要求;②空气钻井在时效方面比水钻井效率高,其机械钻速是水钻井机械钻速的3倍多,因此,空气钻井周期短,综合经济效益较好。而微珠低密度固井技术采用优质微珠为减轻材料,水泥浆密度为1.60 g/cm³,抗压强度在15 MPa以上,满足了在确保固井强度的基础上减轻水泥浆正压差对储层污染的要求。采用上述技术使潘河煤层气田示范工程固井合格率达到100%,其中优良率为84%。     

沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术

〗沁水盆地南部潘河煤层气田3^#煤层和15^#煤层的煤阶属于无烟煤,储层具有低压、低孔隙度、低渗透率的特点,煤层气井压裂前基本不产气。水力加砂压裂是该地区进行煤层气勘探开发的关键技术之一。针对该区低压致密煤层气藏的储层地质特点,通过近年来的攻关研究和现场试验,提出了经对比后效果最佳的压裂工艺技术方案--氮气泡沫压裂,大大提高了压裂改造效果,初步形成了该地区低压致密煤层气藏压裂工艺体系。应用结果表明：无烟煤煤层气增产措施增产量排序为氮气泡沫压裂＞活性水加砂压裂＞清水+氮气压裂或清水压裂;在压裂正常的情况下,前置液量大、携砂液量大,总液量在400 m³以上的压裂增产效果更好。     

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用“分片集输一级增压”的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。     

沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响

沁水盆地南部（以下简称沁南）潘河煤层气田是中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发的气田,分析其区域地质与煤储层特征,评价其煤层气可采性和生产潜力,可为选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术,确定适宜的排采制度提供基础和依据。为此,充分利用该区200多口煤层气生产井资料、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料,精细描述了煤层气田区域地质和煤储层特征,分析了影响煤层气产能的地质、储层因素。结果表明：该区地质构造简单,次级褶皱构造发育;煤层发育稳定,厚度大（3^#煤层厚度为6.5 m左右）;煤变质程度高,属于无烟煤;含气性良好,含气量较高,但平面上变化较大,气体质量好,甲烷含量超过98%;含气饱和度高,介于95%~100%;渗透率相对较好,储层压力较高。总体上,地质和储层特征参数显示该区具有煤层气富集和高产的有利条件。根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据,以及潘庄一号井田的煤田勘探资料,建立了气田地质模型,以期指导今后的井网设计、工程技术选择,实现气田的高效开发。     

樊庄高煤阶煤层气井智能排采技术研究及应用

针对沁水盆地樊庄高煤阶煤层气田各井地质条件及开采状况差异性大,不能采用同一排采制度和控制模式的特点,研究了适用于煤层气井的智能控制排采技术。在总结探索樊庄煤层气井排采规律的基础上,应用智能控制原理,以变频闭环控制技术为主,实现了对煤层气井井底流压和排采制度的智能控制。在抽油机井、电潜离心泵井、地面驱动螺杆泵井现场应用10口井表明,该智能排采技术适应工况能力较强,自调节性能好,排采制度执行效率高,在煤层气开发领域具有广泛的推广应用前景。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×10⁸ m³,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法（排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力）;研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸ m³煤层气产能建设提供了技术支撑。     

我国煤层气井排采工作制度探讨

我国煤层气资源丰富,全国2 000 m以浅的煤层气资源量达36.8×10¹²m³。由于煤层沉积后普遍经历了较为复杂的构造运动,若煤阶较高,煤的渗透率普遍偏低,而且在煤层气开采中储层的压敏作用极强,这就需要我们更加关注排采技术。针对目前煤层气排采中存在的排水降压效果差、单井产量低的问题,从优化煤层气排采工作制度角度出发,引入了流体流动系统的概念,指出建立合理的煤层气流体动力学模型是制定合理工作制度和建立数学模型的前提,还提出了逐级降压排采工作制度的思想。通过计算对比分析,认为这种工作制度指导下的排采效果更好。       

煤层气排采技术评价与设备优选

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系。应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度。通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性。现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发。     

煤层气田远控智能排采系统的开发与应用

山西临汾马必东区块属于高阶煤储层,需要建立以井底流压为主、套压为辅的智能排采控制流程,保证连续、渐变、稳定、高效的排采管控,但目前采用现场就地调控参数,不仅劳动强度大,而且调节结果滞后,影响稳定生产。本着精细研究、精准管控的原则,开发了基于组态软件的自动化智能排采系统,该系统包含自动化智能排采、生产参数采集、实时数据报警、远程启停井四个子系统,不仅能实现远程智能排采调节、生产数据监控,还能实现生产组织扁平化、信息传输网络化、技术管理数字化和人力资源最优化,为智慧气田智能排采系统的建设与推广提供了借鉴。     

沁水盆地南部煤层气田勘探开发技术探索与认识

为加快煤层气勘探开发的步伐,中国石油华北油田公司在沁水盆地南部樊庄区块开展了高煤阶煤层气规模开发实践,逐步形成了山地浅层二维及三维地震采集处理和精细解释、高煤阶煤层气区带评价优选、煤层气排采控制、煤层气二次压裂解堵增产、水平井设计优选、水平井钻井、适合于山区特点的煤层气低压集输工艺及自动化控制等8大技术系列。率先开展了煤层气水平井压裂解堵试验,改进了防砂、防煤粉工艺,创新提出了开发单元和开发井组,自主研发了一批专有技术（目前已申请专利11项）。总结近5年的煤层气勘探开发实践,获得以下几点经验与认识：①煤层气井钻探需要地震资料的支持;②严格遵守勘探程序是高效开发煤层气的重要保证;③煤岩煤质是煤层气富集最重要的控制因素之一;④该区埋深介于800～1 200 m的主力煤层具有良好的勘探开发前景。     

沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践

沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约,难以规模上产,随着开发实践的不断深入,逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。为此,制订了针对该区低产井的改造方案,详细总结分析了解堵性二次压裂在煤层气开发中的运用效果。实践表明：系列化的水力压裂技术是该区较为有效的增产手段;电脉冲解堵、径向水力喷射技术是新的尝试、有利的补充技术,但其增产效果还有待进一步观察。上述技术用于煤层气井的增产,将加快该区煤层气产能建设的步伐。     

沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝有效性及对煤层气开发的影响

沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝普遍发育,天然裂缝有效性是决定煤岩储层渗流能力、影响煤层气井能否高产的重要因素。综合利用野外露头、岩心和扫描电镜等资料,在分析沁水盆地南部上古生界煤岩储层天然裂缝类型和发育特征的基础上,对裂缝有效性及其主控因素开展研究,并结合单井生产动态资料,探讨了裂缝有效性对煤层气开发的影响。结果表明:沁水盆地南部煤岩储层主要发育割理和构造裂缝,其中割理包括面割理和端割理,构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝。受多种地质因素影响,不同类型裂缝的有效性存在明显差异。割理形成于煤化作用阶段,多被方解石和粘土矿物等全充填或半充填,整体上其裂缝有效性较差。构造裂缝多未被矿物充填,其有效性主要受控于裂缝规模、倾角、储层埋深及与现今地应力最大主应力方向夹角。构造裂缝开度大、延伸较远,裂缝有效性好;高角度构造裂缝有效性好于斜交缝;受地应力状态变化影响,随储层埋深的增加,裂缝有效性依次表现为较差、较好、较差;NE-SW向裂缝有效性最好,其次为近EW向和近NS向裂缝,NW-SE向裂缝有效性最差。相比于割理,构造裂缝在规模和裂缝有效性方面均好于前者,可作为煤层主要的渗流和产出通道,对煤层气的开发具...     

规模自动化技术在煤层气田开发中的应用——以沁水盆地南部樊庄区块为例

沁水盆地南部煤层气田具有复杂山地地貌、低压生产和低成本开发等特点,在生产中存在数据获取、设备控制和安全保障等一系列问题。为此,①通过自主研发井场无线采集技术,在国内煤层气生产中率先实现了全井场生产数据的无线采集、传输,实现了橇装施工和快速链接,解决了山区复杂地貌生产数据采集及传输的布线难题,减少了现场维护工作量;②打破煤层气田生产与监控管理站点间的地域界限,应用基于ArchestrA Framework 架构的网络化监控技术进行二次开发,通过模板化开发、网络化实施、多用户协作、集中化存储,实现了煤层气自动化系统“两级三地”的远程部署、分布式监控模式;③按照“缓慢、长期、持续、稳定”的抽排基本原则,建立起了煤层气智能排采控制模型,以排采过程中液面高度、液面下降速度、井底流压、套压等为主要控制参数,采用智能排采技术,实现了排采设备的生产参数自动调整,改变了煤层气井固定的生产制度,降低了对煤层的伤害。运用以上技术,建成了管理控制521口排采井、6座集气站和1座处理中心的自动化系统,达到了平稳运行、安全生产、降低劳动强度、提高生产管理水平、实现规模效益的目的。