基于数值模拟的玉溪煤矿地面预抽瓦斯治理效果预测

基于对玉溪煤矿地质特征研究的基础上，选择垂直井和水平井2种方式，在工作面上规模化部署地面预抽井，并采用数值模拟方法分别预测了预抽直井和预抽水平井的产气效果和瓦斯含量变化。研究表明:预抽直井和预抽水平井降低瓦斯含量的效率基本相同，但预抽水平井的产气量远高于预抽直井；预抽直井可用于煤炭准备区，预抽水平井可用于煤炭规划区。瓦斯地面预抽不仅生产收入可观，还能节省井下瓦斯抽放成本，经济效益和安全效益显著。     

水平井产能影响因素的分析

根据水平井产能公式，通过对公式的分析以及通过计算表明地层厚度、储层各向异性、水平井段长度以及地层伤害对水平井产能的影响。在考虑流动效率影响的同时，地层伤害和渗透各向异性是影响水平井产能的主要因素。针对水平井产能的主要影响因素，提出了一些改善措施，对提高水平井油气产能，并降低钻井和开采的难度及成本，充分发挥水平井开采技术的经济效益，有重要的意义。     

根据压裂水平井生产动态预测致密油藏相关参数的方法

线性流是致密油藏压裂水平井中的主要流动特性。根据压裂水平井的生产动态数据,预测致密油藏原始地质储量快速有效。介绍了一套求解致密油藏特征参数的经验公式和计算流程。在此基础上,通过实例分析,和矿场生产实际相结合,论证了这套计算方法的实用性。     

河南省煤层气地质特征与开发方案浅议

河南省煤炭资源丰富，煤层气资源量巨大。但大多数矿区煤体结构破坏严重，多为糜棱煤。由于裂隙系统遭到破坏，煤层渗透率极低，使用垂直井开采煤层气比较困难。有些矿区在采煤过程中一直利用水平井抽放煤层气，几十年来积累了丰富的经验。因此，选择煤层气的开采方法时，最好首先使用水平井，在采煤过程中首先开采煤层气；其次是有选择的利用采空区钻井开采；运用垂直井作商业性质的大规模开采则需慎重。     

碎软煤层条带瓦斯地面高效抽采技术研究

为了提高碎软煤层条带瓦斯抽采效率和效果,基于目前地面瓦斯抽采主要采用垂直井或从式井的方式抽采效果差、效率低的现状,通过理论和实验分析论证了穿岩层压裂改造煤储层的可行性,提出了在目标煤层顶板岩层中钻水平井,并通过垂直向下射孔以及采用泵送桥塞分段进行压裂的方式进行地面瓦斯抽采。试验结果表明:顶板分段压裂水平井单井产量高、高稳产期更长、产量衰减更慢;有效水平井段控制区域内瓦斯下降均匀,更有利于进行条带瓦斯抽采;相同投资条件下,采用水平井的方式瓦斯抽采效率和投入产出比更高。     

水平井气液两相流动压降变化规律实验研究

随着水平井技术的完善和规模的不断扩大,水平井气液两相流压降计算对气田生产具有重要意义。现阶段水平井筒内流型判别研究都是将流动参数带入单独管段流型判别公式中进行预测。通过室内模拟水平井实验进行水平井气液两相流流动可视化研究,通过目视法观察水平井水平段、造斜段与垂直段在不同气液流速下流型变化并记录。将实验数据与现阶段常用流行判别式进行比对,为减小误差,对不同井段常用流型判别式进行评价优选。通过模拟实验,优选出不同井段的流型判别方法。在已知气量和液量的情况下,对压降进一步分析发现随着气体流速的逐渐降低,压降会存在骤变的现象,通过单独管段实验发现在压降发生骤变的气体流速下,持液率也会发生突然变化,结合实验观察得到现象得到了水平井临界携液流速的判断方法。通过对Beggs-Brill压降计算公式的修正,得到了准确率有明显提高的新公式,能降低水平井压降预测的误差。     

潞安矿区煤层气增产方式研究

通过对潞安矿区煤层气井生产历史分析,结合国内外煤层气增产技术,对研究区煤储层特性、煤岩体力学性质进行了研究,重点分析了煤岩体力学特征对压裂技术的影响,提出了适合于本区的煤层气增产措施,包括垂直井与中半径水平井组合技术,空气、泡沫钻井技术,氮气泡沫压裂技术等。     

克拉玛依油田浅层稠油水平井技术的运用

水平井技术已成为油田增加产量、提高采收率的一项重要手段，在新油田开发、老油田调整挖潜上，广泛应用并取得了显著的效果。克拉玛依油田拥有丰富的浅层稠油资源，油藏埋深浅，部分区块埋深在130～150m之间，限于油藏条件和储层认识以及工艺能力，目前为止主要采用直井方式开采。浅层稠油水平井方式开采由于地面距离目的层垂直井段短，使得钻井工艺面临一些特定的技术难题，如造斜点距套管鞋只有3～7m，由于磁干扰影响MWD仪器测量工具面、方位准确性，大曲率井眼管柱下入摩阻高，大尺寸井眼松软地层造斜能力无法准确预测等。对浅层稠油水平井钻井工艺存在的主要技术难题进行了分析，结合今年克拉玛依油田在九7＋8区钻成的10口浅层稠油水平井为例，对该项技术进行介绍。     

晋城矿区深部煤储层分段压裂水平井技术研究

深部煤储层采用地面煤层气垂直压裂井开发工艺,单井采气量低、抽采时间长,导致设计生产周期结束后仍然无法达到煤矿开拓指标。为评估深部煤储层潜在经济价值,开展煤储层抽采效果和解吸半径的研究,形成了目前抽采效果最佳的分段压裂水平井工艺解决方案;并采用财务净现值、盈亏平衡等财务方法对项目方案进行经济评价。分析评价结果表明,在同等大小、地质类似区域用7口分段压裂水平井组替代40口垂直井后,垂直井原产量2×104 m3/d,水平井组可增加至5.32×104 m3/d,项目开始盈利,同时可有效加速煤层气(煤矿瓦斯)抽采速率,提升煤矿安全和经济效益。     

超深水平井摩阻扭矩分析及水力学计算

超深水平井钻井技术已成为开发深层油气藏的重要技术手段,超深水平井侧钻段和水平段的施工过程较常规水平井存在着更大的风险和难度。合理预测和控制摩阻/扭矩,合理选择泵压和排量对于超深水平井的安全高效钻进至关重要。建立和利用软杆模型对超深水平井侧钻造斜段进行了摩阻扭矩分析;建立和利用深井小井眼水力学模型对超深水平井水平段进行水力学计算,并以目前国内垂深最深的超深水平井元坝XX井为例,验证了所建立理论模型的合理性和可行性,其计算结果在工程应用上具有较高的精度,对超深水平井侧钻段和水平段施工具有较强的指导性。     

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。     

筛管完井与射孔完井的出砂与防砂力学机理

割缝筛管是经济可行的完井方法，为了预测出砂程度，说明水平井出砂严格程度远低于直井的力学机理，对射孔直井和裸眼水平井进行分析，该文所提出的理论及分析方法为现场的生产实践所证实。     

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。     

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。     

煤层倾角对煤层气水平井产能影响的数值模拟

对于含倾角的煤层,由于重力势能的影响,不同煤层倾角下水平井表现出不同的产能规律。在考虑煤层气藏与水平井筒流动耦合的基础上,以煤田煤层实际资料为例,通过数值模拟的方法研究了不同煤层倾角下水平井生产过程中的压力和气相饱和度分布情况,并对U型水平井的后期生产方式给出了建议。模拟结果表明,水平井跟端位于煤层倾角低部位时排水效果更好,产气量更高;随着煤层倾角的增大,煤层气水平井累积产气量与产水量均减小;不同煤层倾角下,受气水重力分异的影响在生产过程中会出现气体在倾角高部位聚集的情况,且倾角越大这种现象越显著;利用U型井开采倾斜煤层时,在开发后期可使其两端同时生产,以达到顶部产气底部产水的效果,使倾角高部位聚集的气体也得到有效开采。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点"井工厂"钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m~3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

基于物质平衡方程的页岩气井产能预测方法

页岩气井产能受地质和压裂改造参数综合影响,在开发初期,难以确定可靠的地质模型来预测气井产能。为了快速、准确地预测气井产能,在研究页岩气物质平衡方程和产能方程的基础上,考虑吸附气和异常高压气藏岩石弹性能量影响,建立了基于物质平衡方程的页岩气井产能预测方法,该方法需要参数较少,可在开发初期快速对页岩气井产能进行预测。涪陵地区X1井实例计算表明:该方法综合考虑了页岩气吸附气解吸、异常高压气藏岩石弹性能量的影响,产能预测结果准确、可靠;吸附气对气井累产气量影响明显,约占总累产气量17%,对定产生产气井的稳产期影响不大;吸附气的贡献在2.5~4年逐渐体现出来,定压放喷生产初期产量高,地层压力下降快,吸附气的产出贡献比控制产量的定产生产方式要早;考虑岩石弹性能量的影响,气井稳产时间和累产气有所增加,但影响不明显。     

致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望

针对致密砂岩气田开发至中后期,单井产量、压力下降快,产水严重,低产低效井数量逐年增加问题,基于致密砂岩气藏地质特征,分析了低产低效井成因并进行归类,总结了各类低产低效井的治理对策,提出了低产低效井治理建议。研究认为,致密砂岩气藏普遍物性差,连片性差,气井易见水;致密砂岩气藏低产低效井按成因可进一步归类为排水措施井和老井挖潜井;排水采气是治理见水型低产低效井的主体工艺,查层补孔、侧钻水平井、重复压裂等老井挖潜工艺是实现低产低效井提质增效的主要途径;致密砂岩气藏低产低效井治理应集中于完善与升级排水采气工艺;结合数字化管理与自动化设备开展主动性排水采气;完善出水气井治理方式,加强控水根治出水问题;攻关形成更有效的低成本老井挖潜工艺;利用数字化气田开展多维矩阵式气井管理。     

出砂关停煤层气井复产潜力评价方法

为最大程度地开采地下煤层气资源,实现投入产出比最优化,开展出砂煤层气关停井复产潜力的研究尤为重要。综合考虑煤层气藏地质及生产特点,采用科学的量化方法对出砂关停井复产潜力进行分析,确定了关停井复产潜力评价的5个二级评价指标(钻遇地质条件、剩余供给能力、出砂情况、关停井历史生产情况及周边井生产情况)及对应的三级评价参数;优选定义了重点评价指数,并利用归一化处理的方法屏蔽了地质和区域差异对参数界限值的影响;采用层次分析法确定了各指标的权重,并最终建立了出砂煤层气关停井复产潜力量化评价模型。将该模型应用于现场出砂关停井的复产潜力评价中,并根据评价排序结果有针对性的采取复产措施,取得了良好复产效果的同时降低了复产成本。