基于地质因素的煤层气储层压裂产能分类评价

煤层气储层压裂产能受地质因素和工程因素共同影响。分析不同压裂产能的地质影响因素,综合不同区域地质影响因素进行压裂区优选,建立适用于鄂东缘H区的压裂产能预测分类标准。鄂东缘H区煤体结构主要划分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤,测井信息与不同煤体结构之间的关系随着煤体结构越破碎,井径扩径越严重,深电阻率逐渐降低;煤层厚度、煤体结构、含气量、地应力、天然裂缝是影响压裂产能的地质主控因素。对21口新井32个煤层气压裂层段进行了压裂产能预测检验,预测符合率达84.4%。     

用测井曲线划分煤体结构和预测煤储层渗透率

基于测井曲线划分的煤体结构，利用聚类分析将两淮煤田各矿井煤体结构划分为原生结构—碎裂煤(1类)、碎斑煤(Ⅱ类)和糜棱煤(Ⅲ类)3种类型。根据煤层气试井资料，建立了煤储层渗透率与Ⅱ、Ⅲ类构造煤厚度百分比之间的数学模型，并依据Ⅱ、Ⅲ类构造煤的发育程度，将煤储层渗透率划分为高、中、低渗3个级别。在上述分析和研究的基础上，探讨了两淮煤田Ⅱ、Ⅲ类构造煤和低渗区的分布特征，为煤层气勘探选区避开煤体结构强烈破碎、煤储层可改造性差的区段指明了方向。     

基于卸压煤层气开发的构造煤储层孔渗特征与类型划分——以淮南矿区为例

在淮南矿区卸压煤层气地面开发取得积极进展的背景下,应用扫描电镜和汞注入法对淮南矿区构造煤样进行孔裂隙测试,结合井下煤层透气性和试井渗透率测试数据,探讨了构造煤储层孔渗特征。对比分析了卸压煤层气开采现场测试渗透率变化差异,揭示了构造煤卸压开采条件下影响煤层渗透率变化的影响因素及煤体结构差异对煤储层改造的控制作用,提出了构造煤储层类型划分方案。研究表明:随着构造变形的增强,煤中外生孔裂隙规模增大,孔容、中值孔径、孔隙度等参数增大,煤储层渗流孔含量与构造变形呈正相关,但地层条件下构造煤储层的渗流性受储层压力、煤体结构、地下水等因素控制。构造煤储层特性决定了当前原位煤层气开发技术的不可行性;而卸压煤层气开采有效解决了构造煤储层渗透率低、压力传递困难以及压裂改造效果差等技术难题,卸压开采对煤储层的改造导致的"卸压增透增流"效应主要受煤体结构控制。煤体变形越强,改造效果越好,基于不同煤体结构构造煤储层中渗流孔的含量与改造效果的一致性,认为糜棱煤是卸压煤层气开发的优质储层,碎粒煤是较优质储层,碎裂煤和鳞片状煤是一般储层,原生结构煤是不利储层。     

水力压裂条件下裂隙性煤储层垂直试验井产能预测

煤层气井产能预测一直是天然气工业领域试图解决的技术性难题.为探究水力压裂条件下裂隙性煤储层气渗透机理及产能规律,首先考虑其原生裂隙的几何特征对裂缝扩展规律的影响,结合经典PKN模型建立了改进的水力裂缝扩展模型;其次考虑排采过程中水力裂缝几何尺寸变化对煤储层孔隙率的影响,基于储层压力梯度动态方程建立了储层动态渗透率模型;...     

延川南区块煤体结构对煤层气单井产量控制作用研究

煤体结构是煤层气井单井产量高低的一个主要因素。以鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气勘探开发实例为依托,从煤体结构入手,采用煤层气地质学、测井和岩体力学理论,根据煤体结构测井响应,将2号煤层划分为原生结构+碎裂结构(Ⅰ类+Ⅱ类)与碎粒结构+糜棱结构(Ⅲ类+Ⅳ类),并在此基础上分析了不同煤体结构在影响煤层气单井产量的几个重点环节中的控制作用。研究表明:原生结构煤、碎裂结构煤具有高渗透性、较高的抗伤害能力,有利于连续排采,对煤层气井产量影响较大。     

重复脉冲强冲击波技术在煤储层改造中的初步应用

煤层气开发主要通过水力压裂改造储层,但该技术沟通煤岩原生裂缝系统的能力有限,导致煤层气直井产能普遍偏低。重复脉冲强冲击波技术是将高能量短脉冲施加于液体—固体界面,由于固体介质表面比液体更容易发生击穿,从而可实现对岩石的破坏和碎裂,如何利用该技术疏通煤岩缝网系统是值得关注的问题。将重复脉冲强冲击波应用于煤储层改造,结合试井解释方法进行效果评价,研究其在增加煤岩基质渗透性、沟通煤岩裂缝系统及辅助压裂增产效果方面的作用。现场试验表明,重复脉冲强冲击波作业对增加煤岩渗透性、沟通压裂裂缝具有积极作用,可为煤储层改造技术改进提供新思路。     

水力压裂条件下“三软”煤层压裂渗透模型及应用

为了探索水力压裂条件下由软煤、软顶和软底构成的特殊地质体(简称"三软"煤层)裂缝的扩展规律,以及压裂后储层的裂隙分布特征,结合河南焦作煤层气田的注水压裂试验,基于PKN模型的裂缝宽度假设与裂缝流动的摩阻压降规律,着重考虑软煤裂隙中压裂液的滤失因素,构建了水力压裂条件下"三软"矿区碎裂煤的裂缝扩展模型与渗透率计算模型,并运用地震实测法和渗透率反演计算法分别进行了验证。研究结果表明,实际施工条件下试验区二_1煤层压裂后的裂缝几何特征大致相同,长度分布区间为81.85~139.23m,平均为100.41m;最大裂缝宽度区间为24.83~32.78mm,平均为27.32mm,裂缝长度与地震实测结果基本一致。应用裂缝渗透模型,进一步计算得到压裂后煤储层的渗透率一般在(9.21~86.61)×10~(-3)μm~2之间,平均为31.63×10~(-3)μm~2。与后期排采结果所得到的储层渗透率反演值相对比,二者基本吻合。由此可见,压裂改造后的煤储层的渗透率得到显著提高,裂缝扩展与裂缝渗透模型皆可应用于指导"三软"矿区的压裂抽采实践与产能预测。     

围岩—煤储层缝网改造增透抽采瓦斯理论与技术

现行的储层改造工艺仅适用于硬煤,对软煤则无能为力,这是造成我国煤层气产业化难以取得突破的主因这一,探索一种实现各类储层强化增透的普适性技术是当务之急。为此,采用理论分析与现场试验相结合的方法,系统分析了水力压裂过程中径向引张、周缘引张和剪切裂缝等多级、多类裂缝形成的力学机制,揭示了围岩—煤储层缝网改造的增透机理。结果表明:水平井分段多簇射孔压裂、水力喷射分段压裂、四变压裂以及一些辅助措施是实现缝网改造的有效技术途径,尤其是四变压裂使得煤层气垂直井和丛式井的缝网改造成为现实。结论认为:围岩抽采层缝网改造技术以钻井施工安全、可改造性强、抗应力敏感和速敏能力强、适合于任何煤体结构煤储层为特点,因而具有显著的优势;该技术除了在围岩水敏性极强、富水性强的条件下使用尚有局限外,具有广泛的适应性。煤层气地面开采和煤矿井下抽采成功的工业性试验表明,所构建的围岩—煤储层缝网改造理论和技术体系,将作为一种广普性的增透措施在我国煤层气井地联合抽采领域发挥作用。     

南堡5号构造深层火成岩压裂技术研究及应用

冀东油田南堡5号构造深层火成岩储层埋藏深,储层物性较差,依靠原始产能很难获得工业油气流,需要进行加砂压裂改造。该构造火成岩储层具有高温高压、天然裂缝发育、主应力方位与天然裂缝一致、杨氏模量高等特点,实施加砂压裂存在很大的工程风险。通过优化射孔井段、选用耐高温压裂体系、选用40/70目小粒径支撑剂、采用多级支撑剂段塞打磨与试探性加砂技术等,成功地对南堡5-81、南堡5-82、南堡5-85等井实施了加砂压裂改造,为认识储层、改造储层提供了可靠的技术手段。     

煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。     

紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术

煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层"有气难出"的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:(1)顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;(2)水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;(3)形成了"优质、快速、安全"钻井技术,深穿透定向射孔技术,"大排量、大规模、高前置液比、中砂比"活性水压裂技术等3项关键技术;(4)工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。     

煤层气径向水平井压裂室内试验与产能数值分析

煤层气径向水平井压裂工艺,即先在目标煤层钻成单层或多层径向水平井、再进行水力压裂改造,有望成为一种解决我国煤层气单井产量过低问题的有效手段。为研究该工艺在煤层中的压裂效果,采用大型真三轴水力压裂试验设备对径向水平井压裂过程进行了物理模拟,得到了3种裂缝形态,并依据试验结果分析了井眼参数对裂缝起裂与扩展的影响规律;同时,采用油藏数模软件对径向水平井压裂后的煤层进行建模,对不同完井方式的产能对比,论证了径向水平井压裂对于煤层气高效开采的巨大潜力,指出径向水平井压裂应当以"一平多纵"的缝网形态为设计目标,并给出了具体的工程设计建议,为该技术在煤层气开发中的应用提供了理论依据。      

径向井复合脉动水力压裂煤层气储层解堵和增产室内实验

针对煤层气钻采过程中普遍存在的储层伤害解除不彻底的问题,提出了有助于解堵和增产的径向井复合脉动水力压裂技术思路:水力喷射多分支径向井,利用高导流径向孔眼进行适度的脉动水力压裂改造,从而在主井筒附近一定区域内最大限度地冲击、破碎煤层,形成高导流通道与裂缝网络相结合的大范围卸压增透区。为了验证其技术原理,设计并开展了径向井复合脉动水力压裂室内实验,采用声发射仪与脉冲伺服疲劳试验机等实验装置,围绕径向水平井复合压裂形成裂缝时的声发射响应特征与煤岩的破裂程度、宏观裂缝形态之间的关系开展了室内研究。结果表明:(1)实验条件下,径向水平井复合脉动水力压裂达到常规压裂峰值压力的1/3~1/4下即可起裂,声发射事件数是常规压裂的1.38~7.07倍;(2)径向水平井复合脉动水力压裂中获得强烈的声发射信号响应,产生宏观破裂的峰值压力较低,相同条件下更易获得较大范围的缝网;(3)径向井分支数、井眼长度、动载频率及振幅等参数是影响径向水平井复合脉动水力压裂效果的重要因素。结论认为,径向水平井复合脉动水力压裂方法提供了一种煤层气解除储层堵塞和高效开发的新思路,可实现煤层气井的有效解堵和增产。     

深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:(1)水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;(2)水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;(3)真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。     

沁水盆地成庄区块煤层气成藏优势及富集高产主控地质因素

成庄区块是沁水盆地煤层气开发最为成功的区块之一。为了指导相似地质条件的煤层气区块的勘探开发,基于大量的勘探开发实践数据,利用数理统计、室内实验、测井解释、构造解析、数值模拟及递减分析等方法,系统开展了该区块煤层气成因、成藏条件及产气规律等方面的研究。研究表明：该区具备构造简单、煤层展布稳定、埋藏深度浅、有机热成因气、含气量高、渗透率高等优越的成藏条件;该区高产井比例高（占总井数47%）,具有单井平均产量高（介于4 000~7 000 m³/d）、采收率高（预计采收率为55.1%）等产气特征。进一步分析了富集、高产主控因素的控气作用机理,结果认为：构造热事件提高生气能力,改善了物性,封盖条件与水动力优势配置,利于煤层气富集;张性水平应力分布区及煤矿卸压应力释放区的煤储层渗透率高,利于储层高产。     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

中国煤层气产业化开发的技术选择

中国煤层气藏具有低渗、低压、低饱和、构造煤发育、非均质性强烈以及高的构造应力场环境等地质特征,在对煤层气3种开发技术的特点和要求分析的基础上,认为在我国用常规垂直井开采煤层气具有很大的地质局限性,指出煤、气一体化开采是中国煤层气规模化、产业化开发的最佳技术选择,它包括在采动影响区进行地面井开采和较为成熟的井下抽放2个方面.