沁水盆地深煤层储层特征及压裂改造技术

大量搜集煤层气相关资料,在前人研究基础之上,分析了沁水盆地深煤层(埋深1 000 m)地应力、煤层压力、温度特征、含气特征、吸附/解吸特征、孔渗特征及岩石力学特征。结合深煤层储层特征,提出深煤层压裂过程应用泡沫压裂液;使用低密度支撑剂;采用变排量、大排量、段塞多目数加砂的压裂工艺。     

深煤层CO_2泡沫压裂技术及适用性研究

由于深部煤层(埋深大于1 000 m)埋藏深、渗透率较低、温度高、地应力高、储层力学性质复杂等特点,常规煤层气水力压裂技术开发深部煤层气具有一定的局限性。鉴于CO_2泡沫压裂液在煤层中滤失量小、黏度高、储层伤害低等优点,研究了CO_2泡沫压裂技术开采深部煤层气及其适用条件分析,可为下一步深部煤层气开发提供技术支撑。     

煤层压裂改造配套工艺技术

本文提出了适宜煤层压裂改造的配套工艺技术,包括完井、压裂设计、压裂液研制、支撑剂优选、压裂施工、裂缝监测、压裂效果评价等技术。该技术完整、成熟、先进,居国内领先水平,现场应用15口井33层煤,效果良好,可推广应用。     

高角度煤层群水力压裂裂缝形态特征分析

以松河井田GP-1、GP-2生产井施工参数、GC-1井参数井煤岩芯实验、试井资料为基础,分析和总结了研究区储层特点和压裂裂缝形态特征。分析发现:煤储层破裂压力梯度介于0.02~0.027 5 MPa/m之间,闭合压力梯度介于0.016 8~0.026 8 MPa/m,压裂施工压力较高,含有高温高压异常储层;通过微地震裂缝检测,煤储层主裂缝均沿北东向呈现一致性;裂缝垂向延展不局限在压裂段内,均穿越压裂段顶、底部,裂缝高度是射孔厚度的2.6~3.14倍,埋深越浅,倍数越大;裂缝形态受地应力、局部构造、煤岩力学特性和高角度煤层群储层特点等因素共同作用而表现出复杂多态性。     

压裂井开发煤层气技术及其应用

介绍了铁法煤田煤层气赋存的基本情况及压裂井开发煤层气技术,总结了以往铁法煤田煤层气的开发及利用情况,指出压裂井开发煤层气技术将在铁法煤田煤层气开发中发挥重要作用,以及应用中应当注意的问题。     

地面直井大流量水力压裂消突在新景矿的应用

为解决掘进工作面瓦斯突出威胁,提高突出煤层瓦斯抽采效率,实现巷道的快速掘进,以阳煤集团新景矿为研究对象,针对8#煤层南、北回风大巷以及辅运大巷在掘进过程中瓦斯突出危险性较大,掘进工作面推进速度慢的问题,提出在地面施工煤层气立井,采用大流量消突配合地面排采的施工工艺对目标煤层进行压裂,分别对钻进施工、固井施工以及压裂施工方案进行设计,旨在实现煤层瓦斯的有效消突,确保掘进作业的安全性。     

煤层气直井压裂效果及其对产能影响——以窑街矿区为例

煤层气藏作为典型缝控气藏，压裂造缝规模及裂缝充填效果对气井产能具有决定性控制。为探究煤层气直井水力压裂效果对气井产能效果的影响机制，以甘肃窑街海石湾矿区为例，重点报道直井开发形式下煤储层压裂改造效果及其对产能制约方面认识，结果表明：(1)煤层气井破裂压力主要反馈井筒固井水泥环特征而非煤储层力学性能，从该井压裂曲线看破裂压力不明显，表明井筒环空固井水泥环厚度适中，水力压裂期间固井水泥环破裂相对容易，能量消耗低，注入压裂液能量主要用于撑开煤岩裂缝；(2)从压裂曲线看出，该井压裂裂缝延伸压力较高，表明地下煤储层结构较为破碎且发育煤粉源集合体，煤粉对压裂裂缝的延展具有关键制约作用。而且在压裂曲线裂缝延展阶段出现多个波动形态特征，指示多条次级裂缝撑开，整体上该井压裂裂缝形态较为复杂，推测为主干压裂裂缝两侧发育枝状次级裂缝形式；(3)该井注砂后发生严重砂堵，主要原因是煤储层压裂液滤失造成近井地带压裂裂缝内支撑剂脱砂形成楔体，导致后续支撑剂注入困难，同时也与煤储层原生裂缝煤粉源及少量构造煤粉源集合体发育有关；(4)压裂微震监测数据显示该井煤储层主干压裂裂缝走向为NE 50°，其中在北东方向上煤岩微震...     

高突煤层水力压裂视电阻率响应特征分析

水力压裂常应用于高突煤层的卸压增透,但缺乏较好的效果考察手段。介绍了水力压裂过程视电阻率响应原理,建立了水力压裂视电阻率响应现场测试系统,并在新田矿1404底抽巷试验研究了高突煤层水力压裂过程煤体的视电阻率响应。结果表明,压裂孔两侧煤层45 m范围内视电阻率在压裂前后发生明显的变化,且压裂孔对称区域视电阻率的变化存在差异。通过煤层水力压裂视电阻率响应系统可有效地判断水力压裂过程中煤体裂隙场的变动,预测水力压裂范围,为确定水力压裂孔距提供了依据。     

煤层气体积压裂水平井压力特征分析

基于煤层的地质特征,推导了煤层气的非稳态扩散方程,建立了体积压裂水平井井底压力数学模型。通过拉普拉斯变换,引入Lord Kelvin点源解和泊松叠加原理,对数学模型进行了求解,获得了煤层气体积压裂水平井井底压力的瞬时点源函数基本解。根据井底压力特征曲线将非线性流动划分为8个阶段,并分析了水平井长度等参数对不同流动阶段的影响。     

柳林煤层气区块不同井型产能分析研究

对鄂尔多斯盆地柳林煤层气区块压裂直井与多分支水平井的生产状况进行了分析。多年的排采生产历史表明,该区块内大多数压裂直井的产量低于预期,特别是生产1~2 a后的产量,只有预期的30%左右;而投产的多口多分支水平井的产气量较高和稳定,与预期的结果相当。根据柳林区块的地质特征、生产历史和煤层气开采的数值模拟模型,对不同井产能进行了分析,并与现场生产数据进行对比,研究不同井型的产气机理、产能大小及其影响因素。研究结果表明,压裂裂缝的支撑效果差及裂缝的先期闭合是导致压裂直井后期生产效果差的主要原因,而该区块的综合地质特征更适合于采用多分支水平井技术。结合数模,分析了水平井的排采控制范围以及煤层厚度、储层系数、分支水平井结构参数等对煤层气产能的影响。     

煤层气直井井筒环空压力模型

为实现煤层气直井排采各阶段井筒环空压力分布的计算,为煤层气井的控压排采提供指导。结合国内煤层气井的生产实际,研究了以油管排水、环空产气为生产方式的煤层气直井,在排采各阶段的井筒内流体分布状态。提出了环空内的纯液流仅出现于煤层气解吸产出前;气液两相流阶段的环空内仅产生泡状流与段塞流;环空内气体上升不携液。基于此,采用水动力学方法,建立了3个井筒环空压力模型,分别为环空液体单相压力模型、环空气液两相压力模型以及环空气体单相压力模型,并给出了模型间的过渡条件及模型求解步骤,从而实现煤层气直井排采各阶段的环空压力分布计算。经41口井、共71组实测数据验证,所建立的3个环空压力模型,其计算结果与实测值的平均误差依次为:2. 70%,7. 96%及3. 80%,对煤层气直井井筒环空压力的计算具有一定准确性与实用性。     

高丰度煤层气富集区地球物理识别

为预测煤层气富集区,通过地震反演和地震属性分析,获得了煤层含气量、地质构造、煤层厚度、煤层结构、煤层顶、底板岩性和裂隙等地震地质参数,基于地球物理信息融合方法对煤层气富集区进行了预测。研究结果表明:随着埋藏深度增加,煤层厚度增加,煤层含气量呈增加趋势;向斜轴部隆起带煤层含气量大,背斜轴部凹陷区煤层含气量相对较多;构造煤分布区一般煤层气较富集;煤层直接顶底板为泥岩,则煤层含气量一般较高;裂隙的存在会对煤层气含量有一定影响。研究认为,煤层埋深、煤层厚度、结构、构造和顶底板岩性等参数是控制研究区煤层气富集的主要地震地质因素,基于地球物理信息融合对煤层气富集区进行预测,可以避免单一地震地质因素预测的局限性,有助于提高预测精度。     

煤层气井产能模式及控制因素——以韩城地区为例

根据对韩城地区煤层气井生产动态资料的分析,总结出了3个方面的生产特征：① 产水量大,排水期长;② 表现为提液产气的特点;③ 稳产期时间长。建立了4种煤层气井产能模式,8个亚类。厚度、渗透率、含气量、水文地质条件对产能的影响比较明显;多层合采,层间干扰严重;压裂过程中泵的平均排量越大,加砂量越大,投产后气井的产量越高,破裂压力梯度低的井产能高。应力敏感在产量上升期和稳产期表现比较强烈,合理的排采制度应划分为4个时期进行优化：排水降压期,可适当加大排量,以动液面和地层压力稳定下降为目标;产气量上升期,应适当降低排采速度,以产气量稳定上升为目标;稳产期,应稳定排量,以保证压降漏斗持续、稳定扩展和延长稳产时间为目标;递减期,应适当控制排量,以减缓递减速度为目标。     

超低浓度多元改性胍胶压裂液在煤层气井中的应用

为解决常规胍胶压裂液破胶后大量残渣对煤层气储层造成严重损害的问题,通过对常规胍胶进行碱化和醚化改性,研制了1种新型多元改性胍胶DX-HPG,并以此为主要处理剂制备了1套适合煤层气储层的超低浓度多元改性胍胶压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐剪切性能、携砂性能和破胶性能,体系破胶液的残渣含量和表面张力均低于常规羟丙基胍胶压裂液,并且其破胶液对煤岩心的渗透率损害率小于13%,远远小于常规羟丙基胍胶压裂液。现场应用结果表明:超低浓度多元改性胍胶压裂液体系的性能达到了现场施工设计的要求,且XS-1井压后产气量明显高于使用常规羟丙基胍胶压裂液的邻井,起到了良好的压裂增产效果。     

沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明：井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压（井底流压）为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。     

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。     

深部煤层气勘探开发进展与研究

我国煤层气资源主要分布于深部。鄂尔多斯、准噶尔等盆地部分煤层气井勘探成功表明深部煤层气资源在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利,开展深部煤层气研究及勘探是重要前瞻性课题。鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田的勘探,尤其是万宝山构造带延3井组的成功开发是我国深部煤层气开发获得突破的1个典型实例。一般来说,影响深部煤层气开发的因素较复杂,是一个系统工程,通常可以将这些因素划分为资源地质条件和开采技术条件两大类。延川南煤层气田开发的经验表明,影响深部煤层气井产能的主要因素是受地质条件控制的压裂技术与排采技术,提高深部煤层气单井产量的途径是做好富集高渗区选区评价和预测,加强以压裂为核心技术的工程工艺攻关研究及做好排采管理。     

煤层气水平井割缝筛管优化设计

煤层气水平井割缝筛管的优化设计考虑了割缝参数对筛管抗挤强度和产能的影响。采用有限元数值模拟对比分析了布缝参数对筛管抗挤强度的影响。采用割缝筛管表皮因子模型,计算了不同布缝参数下割缝筛管引入表皮因子的大小。基于遗传算法的多目标优化方法,以筛管最大抗挤强度、最小表皮因子为优化目标,建立了割缝筛管优化设计模型,得出了高抗挤强度、低表皮因子的割缝参数的最优组合。结果表明:煤层气井中的割缝筛管更适宜采用交错布缝;其过流面积可达3%~10%;产气量高的井采用高缝密、短缝长、缝单元内缝数为3或4条的筛管;煤层埋深较深的井,采用低缝密、长缝长、缝单元内缝数为2或3条的筛管。     

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.