沁南煤层气井氮气泡沫二次压裂技术研究与应用

煤层气井低产问题严重,通过开展低产原因分析,针对性提出氮气泡沫二次压裂改造技术,利用其低滤失、高携砂、高返排、低污染的技术特点对初次压裂效果差、煤粉堵塞的井进行二次改造,提高单井产气量。现场应用试验结果显示,采用氮气泡沫进行二次压裂改造施工过程顺利,增产效果显著,平均单井增产达1 000 m~3/d以上。     

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。     

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。     

煤层气低效井成因判识及治理体系构建研究

大量低产低效煤层气井的存在严重制约了煤层气产能转化率和资源动用率的提高,亟需开展低效煤层气井成因解剖和有效治理。基于沁水盆地柿庄南区块1 000余口煤层气井的钻井、测井、录井、压裂、排采和实验测试数据,开展了低效井判识、成因分析和治理体系构建。研究结果表明:基于不同排采阶段,以产气量为主要参数,结合动液面高度、井底流压和排采时限可定义低效井;钻井、压裂和排采等过程均会对煤层气井产能造成不同程度的影响;基于构造、含气量、储层压力、渗透率等关键地质参数叠加和模糊评价圈定了4类(Ⅰ～Ⅳ)可改造地质单元,产能预测表明Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类具有良好的改造潜力;通过递阶优选构建了低效井成因解剖体系,划分了3大类13小类低效井形成类型;提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系,保证资源和储层的有效性,促进缝网-井筒的高效连通,做到科学排采和区域协同降压控制。能提高煤层气单井产气量和产能转化率义。     

柿庄南区块煤层气井产能影响因索分析

通过系统分析该区构造地盾条件、水文特征、储层动态变化、钻采工艺、排采制度和生产特征,总结了影响单井产量的地质因素、工程因素和排采因素,并以此对低产井进行了分类,揭示了低产井的主控影响因素。因含气量低、发育小断层和陷落柱等地质因素导致产气量低的煤层气井占低产井的9%;因部分区域煤体结构破碎、井径扩大率超标、压裂施工困难等工程因素导致产气量低的煤层气井占低产井的4%;因排采速率过快、排水降压连续性差导致产气量低的煤层气井占低产井的87%。     

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。     

高压电脉冲技术在煤层气低产井改造效果分析

为了分析高压电脉冲技术在煤层气低产井改造的适应性,对沁水盆地南部3种类型低产井实施电脉冲增产技术改造。结果表明高压电脉冲技术对储层伤害低产井改造效果最好,压裂效果差低产井次之,递减形成低产井效果最差。该技术可以很好的解除裂缝中堵塞的煤粉、气泡,清除地层污染,快速恢复产量,对地层有很好的解堵作用。综合分析储层地质、工程以及排采等方面对措施效果的影响认为：电脉冲增产技术应优选采出程度低、一次压裂效果好、储层产水量大以及煤体结构以原生结构煤为主的储层进行实施。     

柿庄南区块煤层气低产井原因分析及增产技术对策研究

准确确定出煤层气直井低产的原因并提出针对性的增产技术对策,是减少盲目投资、提高产气效益的关键之一。以柿庄南区块为研究对象,从煤储层地质资源条件、钻井工艺、压裂工艺、排采工作制度等4个方面分析了煤层气低产原因。在此基础上,通过实验室酸化解污试验、压裂参数优化模拟研究、解除煤粉堵塞工艺原理分析、降低泵挂深度增产原理分析等方法,提出了不同低产原因下的针对性技术对策。结果表明:钻井污染严重的井可采用酸化解污+常规水力压裂方式实现增产;煤体结构以原生结构+碎裂煤为主,压裂参数不合理造成的煤层气低产井,优先采用重复压裂技术;煤体结构以碎粒或糜棱煤为主的低产井,需根据顶/底板岩性及围岩补给情况,确定顶/底板压裂的可行性;泵挂深度在煤层5 m以上的且曾经有较高产气量的低产井,可通过加深泵挂实现增产;排采应力敏感的低产井,优化二次压裂泵注参数,实现裂缝转向的目的;井筒内煤粉堵塞、泵效低造成的低产井,优先选用冲洗泵等循环洗井装置洗井提高泵效,实现正常产液来提高产气量;井筒附近煤粉堵塞引起产水量、产气量急剧下降的低产井,优先选用氮气等解堵技术实现增产。现场部分增产技术的应用验证了理论分析的可靠性。该研究成果为煤层气低产井区二次改造方案设计提供了借鉴。     

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。     

沁南某区煤层气低效井增产技术研究

本文采用层次分析法确定单井低产主控因素,并明确了关键地质参数的临界值,为增产有利区的优选提供依据。同时,认识到现有压裂工艺对构造煤、高应力等特殊储层条件适应性较差,以及压后未及时返排、生产时率低和排采管控差严重影响了煤层气井产量的提升。在此基础上,优选出适合增产改造的煤层气开发甜点区,有针对性的进行了井组耦合、二次压裂和水力震荡解堵等增产技术试验,措施有效率达到80%,平均单井增产60%以上,取得了较好的试验效果。     

沁水盆地北部古交区块煤层气压裂工程属性评价

地面煤层气的开发过程非常复杂,除了受地质条件影响外,钻井、完井工程属性以及排采制度很大程度上影响气井的产量。已有的开发实践证实,煤储层水力压裂改造是煤层气增产的主要手段之一。通过分析已有煤层气的压裂工程属性特征,揭示压裂效果对煤层气产能的影响关系,对下步制定煤层气开发方案或低产低效井治理具有重要的指导意义。     

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。     

煤层气赋存特征及其参数井与排采井设计

以勘查区地质特征为基础,分析了煤层埋深、煤层厚度、煤层含气量、甲烷风化带、渗透率、煤体结构等煤层气赋存特征,为参数井与排采井设计提供了设计依据,根据井位部署原则,对参数+排采试验井进行了选位及选型,然后设计了钻井工程,煤层气抽采试验井采用大位移定向套管射孔完井,先进行直井钻井,一开下套管固井、二开钻穿煤层,然后三开进行定向井施工,钻穿煤层30 m完钻,下套管固井,水泥返至地面。并分析了井身结构、井身质量要求、钻井主要设备及钻具组合、钻井液方案及井控技术与煤储层保护要求。研究为煤层气区块的定量化排采提供技术支持。     

煤与瓦斯共采技术的研究现状及其应用发展

为了解地面直井水力压裂增透技术对阳泉矿区复杂构造带低渗透高瓦斯突出煤层的改造增透效果,在研究区断层附近布置了9口煤层气井,采用地面直井水力压裂技术对3^#、8^#和15^#主采煤层进行压裂增透改造。结果表明：经地面直井水力压裂增透技术改造后,位于向斜构造控制的封闭性逆断层构造带和冲刷带附近的煤层气井能够取得较高产气量,开发效果较好,压裂改造形成的高渗区与断层附近形成的高渗区相互沟通,显著提高了煤层气井有效瓦斯抽采范围和抽采效果,降低了采掘巷道的突出危险性。

     

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。     

煤层气开采技术应用现状及其改进

为解决我国煤层气平均采收率低的问题,从储层特征和开采技术2个方面进行了分析。在此基础上,探讨了不同开采技术与特定地质条件的开采技术适用性以及各种新型开采技术所具有的优势。研究结果认为,煤储层的＂低含气饱和度、低渗透率、低储层压力＂特征以及现行开采技术适用性差是我国煤层气采收率低的主要原因;套管（压裂）完井、超短半径水平井和多分支水平井综合运用应作为我国煤层气开采的主要模式。分析认为采用注入混合气体增产、多级强脉冲加载压裂、＂固氮酶＂、＂虚拟产层＂等各种新型开采技术来提高我国煤层气采收率,实现高效开采。     

沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识

煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。     

煤层气井排采速率与产能的关系

通过分析煤储层压裂裂缝受力状态的动态变化,详细探讨了排采对煤层气井产量的影响.指出排采的速率过大会使裂缝所受有效应力快速增加,进而快速闭合,大大降低渗透率,压降不能传递得更远,煤层气井控制半径变小;流体携带大量的煤粉和支撑剂堆积在临井地带堵塞裂缝,发生速敏效应;间歇式排采更加剧了速敏效应的发生.由此可见,煤层气井的排采必须以合理的、缓慢的速率进行,否则将造成储层的严重伤害.焦作矿区X-1井因排采速率过快,造成10 d内将液面降低了782 m,达到了煤层底板,从而出现了水产量低、基本不产气的结果.数值模拟结果表明,在达到临界解吸压力之前液面下降速率以5~10 m/d为最佳;达到临界解吸压力时应维持液面不变一段时间,然后以2 m/d的速率下降.