涪陵页岩气田上部气层高效降本压裂工艺探讨

涪陵页岩气田上部气层资源量大,前期试验井压后取得较好的试气效果,表明上部气层开采潜力大。剖析试验井平面上试气效果差异大的原因,针对上部气层粘土含量增加、地应力值相对较低、层理缝较发育等特点,形成了"减阻水+中途胶液转向"的压裂思路,进一步优化压裂施工参数,采取少段多簇工艺、低成本压裂液材料、"电动泵+压裂车"组合等措施在保证压裂效果的情况下有效降低施工成本,为涪陵页岩气田上部气层资源的后期开发提供技术支撑。     

煤矿井下水力压裂产能主控因素研究

为提高煤储层的透气性,将地面油气开采的水力压裂技术引入煤矿井下进行煤层气的抽采和瓦斯治理。通过对影响煤矿井下水力压裂效果的煤层及煤层气赋存特征、压裂工艺等进行样本统计分析,确定储层透气性、煤体结构、布孔方式是影响煤矿井下水力压裂效果的主控因素,注入液量、注入压力、煤层埋深等因素对其影响较小。研究成果可对煤矿井下水力压裂设计提供参考。     

沁南煤层气田开发区块内煤层气生产接替研究

通过对煤层富气高渗地质规律及煤层气井排采主控因素的研究,结合对开发区块煤层气井工程数据与测试资料的分析,提出了沁南煤层气田开发区块内煤层气生产接替方法,依据煤层富气高渗等级和地解压差等级将开发区划分为5类煤层气开发单元.研究表明:I类至V类开发单元面积分别占研究区面积的1.10%,20.86%,47.44%,28.96%,1.64%;开发单元的分布受地质构造的影响最为显著,开发单元展布与煤层含气性、渗透性的区域性变化及煤层压差吻合程度较高;区块内煤储层压力四周高、中心低且变化梯度大的部位,地解压差小,有利于压降扩展,开发单元类型级别高;开发区内地形较为平缓,开发单元多位于煤层埋深1000 m以浅地区,对煤层气开发施工较为有利.开发区内产能接替工艺开发技术表明:后期井网部署应以现有井网为中心,以埋深1000 m为界,在Ⅲ类以上开发单元区域向四周布井,布井时考虑地形落差可采用分层次(多层次)布井;现有井网内煤层气井产能低下区域采用二次压裂或补充小井距井以提高煤层气井产能;在地层稳定、构造简单的地形和缓区可考虑水平井生产工艺.     

白家海地区西山窑组煤层储层压裂改造难点和对策

准噶尔盆地白家海地区西山窑组煤层分布面积广，并具有煤层储层开发的有利条件，前期C＊04井通过压裂改造，压后获得一定产能，但是由于工艺技术条件限制，未充分改造目的层，本文通过前期C＊04井压裂改造分析以及文献调研，确定了白家海地区煤层储层压裂改造难点及对策，并在C＊12井进行应用，施工获得成功。     

新集矿区煤层气地面开发技术探讨

作为国家煤层气示范开发区,针对新集矿区的地质条件及煤层气储存特点,选用地面垂直井开发煤层气的工艺技术,通过开发试验现场的＂1＋3＂井组工程的三口试生产井,成功地产出了煤层气,获得了单井最大日产气量3 728m3,排采三年后日产气量仍维持1 000m3。对其中的钻井、储层保护、水力压裂、排水、采气方面的关键技术的研究和实施,建立起一套适用于新集矿区地质条件及中国国情的煤层气钻井、完井、压裂和采气工艺技术。试验区地面垂直井开发煤层气的成功实施,也为矿区治理矿井瓦斯,提供了新的途径。     

深部煤层气井排采特征及产能控制因素分析

根据鄂尔多斯盆地某区块深部煤层气井生产资料,分析深部煤层气井在排采初期的气水产出特征;研究影响深部煤层气井产能的地质和工程主要因素,基于产能主控因素提出研究区深部煤层气开发建议.结果表明:深部煤层气井在排采初期产能偏低,影响产气效果的地质因素主要包括构造部位、煤层埋深、含气量及水动力条件,工程因素主要包括压裂参数、开采层数和抽采制度;开发时应注意控制压裂液排量高于7.75m3/min,保持30~40m3的加砂量,并根据产气变化及时调节泵冲次,调节幅度以小于0.05次/min为宜;工程前期设计和后期操作要与地质情况紧密结合,充分发挥两者对产能控制的最大优势.     

涪陵焦石工区页岩气上部气层压裂技术探讨

涪陵焦石工区二期工程为增加区块页岩气储量并提高区块的供产能力,把上部气层开发纳入滚动开发范畴。在开发中,由于上部气层地层深、水平井段长、施工压力高,现场先后采用密切割体积压裂工艺、高强度连续加砂技术、段内多簇簇间投球暂堵技术等,增加裂缝复杂程度,提高储层采出程度,达到降本增效要求,为进一步优化页岩气压裂试气工艺奠定基础。     

高煤级煤储层水力压裂裂缝扩展模型研究

为了研究煤层气井水力压裂后的裂缝扩展规律,以沁水盆地南部煤层气井为例,基于区内煤储层的物性特征和水力压裂工程实践,根据水力压裂原理,采用数值分析的方法,探讨了研究区的煤层气井水力压裂后的裂缝形态与裂缝展布规律,提出了研究区煤层气井压裂过程中的综合滤失系数计算方法,构建了高煤级煤储层水力压裂的裂缝扩展模型,并进行了验证.研究结果表明:区内煤层气井压裂后形成的裂缝一般扩展到顶底板的泥岩中,且以垂直缝为主,裂缝形态符合KGD模型.区内常规压裂井的裂缝长为47.8～177.0m,平均90.6m.裂缝缝宽为0.013～0.049m,平均0.028m.模型计算结果与实测值、生产实践较为吻合.     

沁水盆地山西组煤储层含气性及控制因素分析

依据实测资料,在统计分析研究区３号煤层含气性特征的基础之上,对控气地质机理进行了探讨,总体上来看,研究区甲烷含量较高高及甲烷浓度较大,而含气饱和度偏低。在埋深１０００ｍ以浅,向盆地内部方向以及随煤层埋深加大,甲烷含量,甲烷浓度和含气孢和度具有增大趋势,显示出埋探控气以及次级向斜相对富气的特点,这种特征可以起源于地质历史时期中煤层抬升卸压过程所导致的煤层气解吸扩散作用。因此,进一步查明次级构造的发育     

煤层气井解吸区预测模型研究

为跟踪了解煤层气开发动态,实现煤层气藏储量动用程度评价、井网优化等目标,建立煤层气解吸区扩展预测方法.基于煤层气两相流阶段生产气水比特征,运用稳态逐次替换法,建立不同生产阶段两相流稳态压力分布模型;结合物质平衡方程,提出并建立煤层气直井、压裂直井解吸区扩展预测模型.研究结果表明:该模型预测解吸区范围与数值解吻合较好.在韩城煤层气小井组应用、直到生产525d后,A井解吸区椭圆长短半轴范围分别为150.5～188.0m,138.0～178.0m;B井分别为170.0～215.0m,159.0～206.5m,此时A,B两井解吸区已干扰或接近干扰,而C,D两井投产后解吸区很快与A井干扰.     

压裂返排液回用处理技术研究及应用

基于页岩气井压裂返排液返排量大、成分复杂、处理难度大等问题,以处理后回用配压裂液为目标,研发了混凝沉降-精细过滤-膜深度处理压裂返排液处理工艺,并根据工艺设计制造压裂返排液处理设备一套。将该工艺及设备用于宜探1HF井压裂返排液处理,处理后的返排液所配制的减阻水满足现场压裂施工技术要求,实现了页岩气水力压裂清洁生产。     

宿南地区构造控气作用

宿南地区是淮北地区重要的产煤地．亦是煤层气研究的重点区域．构造因素直接或间接控制着含煤地层形成乃至煤层气生产和聚集．由此出发,具体分析了宿南地区的断裂、褶皱构造的控气作用,指出在煤层埋深 ８００—１２００ ｍ的深度范围内是煤层气勘探的有利地带．     

河北省煤层气富集区及富集规律研究

为全面掌握河北省煤层气资源富集区与富集规律,通过收集河北省多矿区矿井煤层气资料、瓦斯资料、等温吸附资料等相关数据,并结合区域地质条件,对煤层气资源进行综合对比分析。结果表明,河北省煤层气分布具有时间性和空间性特征,构造演化是煤层气生成和富集的基础。基于煤层气分布规律将煤层气划分为3个富集带:太行山东麓高含气富集带受构造和水力作用控制呈"东高西低"富集规律,岩浆作用导致东侧南北向具有"南弱北强"特征,西侧南北向具有"局部强,整体弱"特征;蓟玉开平高含气富集带受构造和水力控气作用整体呈"北西翼高,南东翼低"特征;平原低含气富集带在构造演化过程中,抬升剥蚀作用使煤层上覆有效基岩厚度变小,煤层埋深虽大,但上覆巨厚冲积层不利于煤层气的保存,含气饱和度低。研究结果对河北省煤层气资源开发利用具有一定理论指导意义。     

水力喷射定向深穿透压裂技术研究与应用

与常规射孔方式不同,水力喷射钻孔可针对储层有利部位实现定向喷射,以高压水射流钻孔的方式在油层与井筒间形成长度为100m微井眼。利用水力喷射钻孔孔眼的导向作用,继续实施水力压裂改造工艺,在压裂目的层中形成深穿透人工裂缝,以达到储层高效改造的目的。介绍了该技术的工艺原理及实施步骤,结合辽河油区的储层特点,优化了工艺关键参数,提出了火山岩改造的针对性措施,在辽河东部凹陷的探井中成功实施了"水力喷射定向深穿透压裂技术",获得高产工业油流。水力喷射定向深穿透压裂技术在国内应用尚属首次,为火山岩以及其他难动用储层改造开拓了一条新的思路。     

单相流煤层气井井底流压预测方法研究

为了准确地预测单相流煤层气井井底流压,基于流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和液柱段压差的数学模型.依据铁法煤田试井时地面录取的资料,预测了单相流煤层气井不同生产时间的井底流压,并将计算结果与Cullender-Smith等方法进行对比和分析.结果表明:煤层气井底流压不仅包括气柱压差,而且包括井口套压和液柱压差,预测时要考虑煤层气偏差系数和管内摩阻随管段增量变化的影响,当井深小于1000m,沉没度小于30m,产水量小于10m3/d时,预测值与实测值间的误差较小,相对误差小于1%,具有较高的精度.井底流压充分反映流体的渗流压力特征,压力平方差由0.488MPa2调整为0.891MPa2后,产气量由3270m3/d提高到6112m3/d,降低井底流压,可有效增大生产压差,利于气体解吸,提高煤层气井产能.     

沁水盆地南部煤层气压裂、排采关键技术研究

为了提高沁水盆地南部煤层气压裂、排采技术适应性,采用数值模拟和动态分析方法,研究了压裂裂缝形态与产能的关系、不同排采阶段控制机理与要点、煤层气井产水特征及其对产气的影响,建立了复杂裂缝条件下产能分析方法、煤层可动水及外来水侵评价方法.认为地质条件及压裂工艺控制裂缝发育形态,在低渗煤层中形成一条高导流的压裂主裂缝至关重要.研究结果表明:在渗透率为0.1~1.0mD低渗煤层中形成一条高导流的主裂缝越长,产气效果越好.排采方面,单相水流阶段应以降低应力敏感伤害、扩大压降为主,该阶段排采时间6~10个月以上、降液速度2~5m/d、可动水排出30%以上、压降半径大于120m(已产生井间干扰)的井易高产;两相流初期上产阶段应控制好动液面、套压和气体瞬时流速,保证气、水稳定产出,降低不稳定流动造成的附加伤害.煤层气井产水特征、产水量大小及煤层中水的采出程度决定后期产气效果,而煤层中原始可动水量大小、外来水体规模及侵入程度控制产水量及压降,据此可指导排采管控.     

安塞油田长西区低渗透油藏压裂增产技术研究

针对安塞油田长西区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度和浅层低产的油藏特性,通过大量室内、现场试验研究,优选出适合的压裂施工参数,包括低温压裂液、裂缝支撑半径、前置液和砂液比。采用"深穿透、细分层、快排液"的矿场压裂方法,工艺成功率达99.4%,增产效果显著。     

焦作矿区山西组二1煤层含气量的控制因素探讨

分析了焦作矿区煤层气含量的分布规律 ;探讨了断块构造、煤层埋深、上覆岩层厚度等对煤层气的控制作用 .结果表明 :焦作矿区山西组二1煤煤层气含量较高 ,最高达 3 2 .7m3 /t(daf) ,平均为 1 6 .7m3 /t(daf) ;由于煤变质及其演化、煤层的有效埋藏深度、抬升剥蚀作用和地质构造等因素对煤储层特性产生显著的影响 ,使本区煤层气含量分布具有明显的规律性 ,从西部断块至东部断块煤层气含量由高到低变化 ,且各断块内由浅部向深部逐渐增高 .     

煤层气直井排采过程中渗透率变化规律研究

基于煤层气储层地质参数的差异对排采过程中煤储层内部应力状态、力学结构性质、能量系统变化的影响,采用孔隙结构、弹塑性、损伤力学,能量平衡转化理论等方法,构建了排采过程渗透率变化的数理模型.提出了"回升系数"的概念,量化了不同条件下渗透率变化规律的差异.结果表明:排采过程中渗透率总体呈现"先降低后增大"的趋势,储层参数不同,渗透率降低幅度和回升能力存在较大差异,埋深越浅,渗透率回升至初值所需的弹性模量越小.当埋深在400m以浅,煤体弹性模量只需4~5GPa渗透率即可回升至初值,当埋深增至600m时,弹性模量需达到7~8GPa渗透率才能回升至初值,当埋深超过800m时,煤体弹性模量在8GPa内渗透率基本不能回升至初值.排采过程渗透率变化的临界地质参数值的确定,为现场的工程实施或渗透率理论研究提供了理论依据.     

我国煤层气储层压裂现状及其展望

煤层气储层具有多裂缝、低压力和低渗透的特点,在压裂过程中容易造成压裂液的滤失,形成短而宽的压裂缝,使压裂效果不理想.对我国煤层气储层压裂存在的难点进行定性分析,提出相应对策.同时,介绍现有的国内外煤层气储层在压裂过程中使用的压裂液、支撑剂和压裂工艺.