煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

延川南煤层气田氮气扰动增产技术试验及效果分析

延川南煤层气田目前面临的主要问题是存在大量的低产低效井,产能没有得到充分释放。国内专家和学者对低产低效井增产的技术进行了大量研究,尝试了冲击波、氮气泡沫压裂等技术,但是成本高增产效果有限,在这些技术的研究基础上,设计出一种新的增产技术——氮气扰动技术,该技术目前正处于试验阶段。该技术在延川南煤层气田经过20多口井的试验,发现大多数低产低效井经过氮气扰动试验后大幅度增产,但停止试验后又恢复低产或停产,说明氮气扰动是一种增产辅助手段,可根据经济效益反复应用。氮气扰动技术适用于曾经水力压裂、裂缝通道较完整、初期产量较高、抽采周期短、递减率较高的低产低效井或停产井。氮气扰动是煤层气低产低效井增产改造的创新性技术,值得在延川南煤层气田进一步探索和应用推广。     

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。     

煤层气洞穴完井技术

煤层气洞穴完井技术既是一种裸眼完井技术,又是一种增产技术,在适宜的地层该技术能够大大提高近井地带的渗透率,从而提高煤层气的采收率。该技术在美国圣胡安盆地的高渗煤层取得了巨大的成功,但是在其它区域并没有像圣胡安盆地那样效果明显,究其原因对该技术的增产机理及煤层适应性的认识还有一定的差距。分析了洞穴完井技术的增产机理及洞穴完井的煤层适用条件,对洞穴完井技术的储层选择、井身结构、工艺流程及设备配套进行了详细论述,并介绍了国内的现场试验情况及取得的一些有益经验,为该技术以后的推广应用奠定基础。     

煤层气井注氮驱替增产改造技术

本文主要针对樊庄区块中部煤层气井生产特点,选取有高产井史、远离断层、煤矿、井网相对完善的煤层气井区开展注氮增产试验,探索出一套煤层气井注氮增产改造技术,通过向煤层中注入氮气来降低游离气体中的甲烷分压,从而促使甲烷从煤层中的解吸,增加甲烷的产气,实现煤层气高效开发的目的.结果表明:选取的樊庄中部地区的HB-X1井组、HB...     

煤层气井氮气震动压裂工艺应用研究

针对煤层气水力压裂水敏弊端提出氮气震动压裂。该技术是将氮气储能至一定的压力在已经射孔的套管上瞬间释放,解除近井地带阻塞,疏通产气通道。研制了一套氮气震动压裂井下工具,能够在压力50 MPa下震动触发;配套了氮气震动压裂地面设备,制定了氮气震动压裂施工步骤。现场试验表明,该套设备能够实现氮气震动压裂施工并取得了一定改造效果,今后仍需在工艺及地质条件适应性上继续完善。     

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。     

大功率脉冲技术对低产煤层气井增产可行性探讨

沁水盆地部分煤层气井的单井产量低,且低产井所占比例较高,如何提高低产井的产能是目前急需解决的问题。本文就脉冲功率技术的技术原理、作用效果、技术特点、适用范围等方面进行了深入分析,在此基础上从作用范围、固井质量、井深要求、地面环境等方面详细论证了用于低产煤层气井增产的可行性,并提出了开展现场实施应用的建议。     

对煤层气井施工技术的认识

根据施工煤层气井的成功实践,介绍了有关煤层气井的钻进、固井工程及煤层改造等施工技术。     

煤层气田地面集输工艺技术探讨

由于煤层气田"低产、低压、低渗"和地区地形复杂,相对高差较大的特点,不同程度地加大了工程设计与建设的难度,开采与输送成本相当较高。通过对煤层气田集输工艺特点的详尽分析和多年的现场试验及技术改进,坚持地面与地下充分结合的原则,基本形成了一套先进合理、经济适用并符合中国煤层气特点的煤层气田地面集输技术。在此,介绍了在煤层气田地面建设中所采用的"枝上枝状管网,阀组布站、手动/自动轮换计量,数据无线传输,阀组发电,压缩机余热采暖,站场集中增压"等新技术。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,极大地简化了流程,为煤层气田的有效开发提供了借鉴。     

煤层气井产气机理及排采控压控粉研究

煤层气吸附/解吸特征、渗流机理和排采控制是煤层气井生产的重要因素。为此,进行了煤层气吸附解吸实验和渗流特征实验,结果表明:煤层气吸附/解吸是可逆的,存在"解吸滞后现象";煤层气渗流呈现二级渗流特征,即煤的基质孔隙内流体的渗流呈非达西渗流和天然裂隙及大孔隙内流体的渗流呈达西渗流;煤层气排采过程中,随着排水降压,规模开发可导致"气水分异",局部高点气产量高、水产量低,相对低点产水量高、产气量低。同时,煤层气井排采过快、洗井修井、停抽关井、液面低于煤层顶面等易造成污染,致使气水产量锐减,其伤害机理主要是煤粉堵塞伤害、应力敏感伤害和气锁/水锁伤害。基于伤害特点及伤害机理,结合多年的排采经验,确立了以定压排采、控制合理工作压差和控制煤粉适度产出等排采工作制度。     

低渗煤层定向多簇气相压裂瓦斯治理技术研究与实践

为解决低渗透煤层瓦斯抽采难题,在潞安矿区5 a多的研究和规模化现场试验基础上,提出了一种低渗透煤层CO_2气相定向多簇压裂瓦斯综合治理技术。该技术是应用改进后的CARDOX装置系统所产生的高压CO_2气体在煤层中进行定向多簇造缝,实现煤层的卸压和增透,均化和改善局部地应力集中和瓦斯含量/压力的异常分布状态,提高瓦斯抽采效率。研究表明,在气相压裂试验区段,瓦斯突出危险性降低,煤层渗透率提高1~2个数量级,瓦斯抽采浓度和流量提高1个数量级,抽采达标时间由原来的720 d减少到210 d,实现了高瓦斯煤层的安全掘采协调生产。     

沁中南断层不发育区多期构造运动作用下煤层气直井产水产气特征

查明小范围内煤层气直井产气特征是减少工程盲目投资、准确进行产能预测的重要保障。通过对沁水盆地中南部小范围内断层不发育区不同构造部位煤层气井产气量、产水量差异主控因素的分析,得出小范围内燕山期、喜山期等多期构造运动作用引起的气水分异、渗透率差异是引起产气量和产水量大小的根本。底板标高差值引起气/水分异,最终导致小范围内储层压力梯度、产水量差异。煤层变形中等/较强区域多期褶皱叠加的隆起或凹陷块段,渗透率最低;变形弱/较弱区多期褶皱叠加的底板高值块段渗透率最好。小范围内储层压力梯度、水/气分流和渗透率的差异导致煤层气井表现出“水大气大、水大气小、水小气大、水小气小”等产气产水曲线特征。     

低压低渗煤层气多分支水平井开发关键技术研究——以沁水盆地郑庄区块15号煤层为例

沁水盆地太原组15号煤层总体低压低渗低饱和,煤储层相对较薄,地质条件复杂,煤层气井产量普遍偏低。以沁水盆地郑庄区块为研究对象,依据本区15号煤层LDP-22H多分支水平井的成功开发经验,全面论述低压低渗煤储层煤层气钻完井工艺、标志层判定、井眼轨迹控制等关键技术。结果表明：采用钻井-录井-测井一体化地质导向技术可以有效卡准目的煤层,同时实时修正钻头轨迹,煤层平均钻遇率在97%以上,极大地提升了煤层有效进尺。865 d的排采实践表明,LDP-22H多分支水平井日产气量突破15万m3,日产气量稳定在8万m3左右,全程累计产气量为2091.5469.3 万m3,实现了超高产和稳产,标志着多分支水平井在低压低渗煤储层煤层气高效开发上有较好的适用性。另一方面,多分支水平井要优化井位,加强水平井底部位排采能力,稳定压降速率,减小对煤储层渗透率敏感性伤害,提高排采的连续性,减少停泵和检修作业频次,保证产能的延续性。     

煤层气超低密度固井技术研究与应用

针对煤储层低压、低渗、胶结性差等特点引发的固井难题,通过减轻剂、水泥体系基准配方、低温早强稳定剂、降失水剂和分散剂的实验优选,研发出中空玻璃微珠超低密度水泥浆体系,并研究设计了暂堵型前置液体系,形成了煤层气超低密度固井技术。优选的中空玻璃微珠减轻剂的表面不存在孔洞等毛细孔道,具备很好的耐压和抗剪切性能。超低密度水泥浆体系具有无游离液、浆体稳定、API失水量小（≤45 mL/30 min）、稠化时间可调、低温早强等优异性能。暂堵型前置液体系控制滤失能力强（≤19 mL/30 min）,能有效地封堵住3号煤层岩芯的裂缝和孔隙,与水泥浆相容性良好。应用研发的超低密度固井技术在沁南示范区成功进行了2口井的现场试验,固井水泥浆密度分别为1.15,1.20 g/cm 3 ,固井质量合格率为100%,优质率达到96%以上。     

低透气性煤层高压水力压裂—冲孔联合增透技术研究及应用

针对深部开采煤层普遍存在的构造应力复杂、透气性系数低、抽采效果差等问题,为探究最优的瓦斯抽采技术方案,以水溪煤矿K₁松软煤层为研究对象,分别采用水力压裂、水力冲孔、普通抽采和高压水力压裂—冲孔联合增透4种技术,进行现场对比应用试验。结果表明：高压水力压裂—冲孔联合增透技术对煤层透气性系数的提高程度分别为水力压裂、水力冲孔和普通抽采方案的1.85、1.61、6.30倍,抽采瓦斯纯流量分别提高了1.42、1.33、2.32倍,此外,抽采汇总瓦斯浓度(CH₄体积分数)保持在42.6%以上,抽采效率为四者之中最高。现场应用结果表明,高压水力压裂—冲孔联合增透技术具有明显的技术优势。     

爆燃压裂井井筒安全控制技术研究与应用

爆燃压裂实施时,受火药爆燃产生高压作用,环空井液存在喷出或压裂管柱存在上窜的风险,影响了施工作业安全。针对此问题,根据流体动力学及管柱力学理论,分别建立了火药爆燃压力波传递及管柱力学模型,用于描述爆燃压裂实施时井筒中井液及管柱所处的状态及进行井口风险识别。并以此为依据,从优化爆燃压裂施工管柱结构设计及火药爆燃产生的高压压力波强度控制角度提出一套合理的井筒安全控制措施。以X井为例,在模拟燃爆压力及管柱轴向力沿井筒变化规律的基础上,制定了X井爆燃压裂实施方案。该井整个施工作业过程顺利、安全,实施效果表明建立的数学模型及井筒安全控制措施具有一定的可靠性。研究成果为爆燃压裂井井口安全风险识别及安全施工作业提供了理论依据,对爆燃压裂顺利实施具有重要意义。     

深井、低透煤层爆注一体化技术研究与应用

〗随着采掘活动进入深部,伴随而来的高地应力、煤与瓦斯突出危险等复合动力灾害威胁也越来越严重,已成为制约矿井安全发展的重大瓶颈。为破解这一瓶颈,根据注水湿润煤体可有效降低突出危险性,以及对煤体进行松动爆破可提前释放煤层应力,创造性地将松动爆破和高压注水结合起来,对爆注一体化技术进行了积极探索和实施。松动爆破在释放地应力和瓦斯方面效果较佳,水力耦合爆破可提升爆破效果。爆破后裂隙发育,注水效果佳。该技术有效破解了深井、低透煤层重点回采工作面卸压、瓦斯防治、煤体固化、降尘等技术难题。在爆注一体化的实施过程中,不断改进煤层高压注水工艺,取得了明显效果,并逐步推广到矿井各重点采掘工作面。     

弱透气性煤层受岩石下保护层开采影响卸压增透效果研究

针对平煤股份十矿大埋深弱透气性煤层下保护层开采工程,采用岩石破裂损伤理论和有限元计算方法,研究了被保护层变形规律、应力演化过程、卸压保护范围及瓦斯抽采效果。结果表明,随着保护层工作面的推进,其上覆煤岩体同时发生拉伸应力和剪应力破坏,被保护层大量的裂隙扩展发育,孔隙率大幅提高;随着保护层的开采,被保护层呈现出压缩和膨胀的变化规律,位于保护层采空区中部上方的被保护层变形最大,变形膨胀率最大,因此有利于煤层的卸压增透和瓦斯的抽放;岩石保护层开采后对被保护煤层沿倾斜方向预计保护范围卸压角为78°。工业试验显示:在己_15-16-24130岩石下保护层开采后,上覆己_15-16煤层变形膨胀率在0.62%~1.54%,己₁₇煤层变形膨胀率在1.71%~3.67%;在预计保护范围线位置测定的煤层最大综合残余瓦斯压力为0.42 MPa,最大残余瓦斯含量为4.210 7 m³/t。证明预计保护范围是可靠的,为平煤十矿下保护层开采区域瓦斯治理技术的推广应用提供了可靠的依据。     

LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数优化研究

蒸汽吞吐是稠油油藏开发的最有效措施之一,但是对于海上油田的特殊条件,在进行蒸汽吞吐3~4轮后,即意味着进入蒸汽吞吐中后期。此时,如何调整注采参数,是海上稠油油藏高效开发的关键。针对LD27-2油田稠油油藏的开发特点,在地质建模和高度历史拟合的情况下,对LD27-2油田稠油油藏开发状况进行多轮次预测;基于生产历史拟合的油藏数值模型,开展了不同蒸汽干度、注汽强度、注汽强度递增等条件下A22H井和A23H井蒸汽吞吐至开采至10年的油藏数值模拟,明确不同注采参数的影响规律,优化了LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数。