煤层气水平井技术应用分析及优化

全国主要煤层气区块15年以上的开发实践表明,不同地质条件下,相同的水平井技术开发效果差异较大,可复制性差,亟需进行技术优化。基于水平井技术应用典型案例的数据统计分析,研究了井型、井身结构、完井方式、储层强化技术、排采装备及工艺的优化方法。结果表明,井型和井身结构对煤层气高效经济开发起决定性作用。U型和L型水平井最具推广应用价值。井身结构优化应保持水平段井眼平滑,U型井水平段井眼下倾,L型井水平段井眼上倾且设置沉煤粉“口袋”。根据地应力、煤层埋深和渗透性选择完井方式,低地应力、埋深浅的高渗煤层,水平井段采用筛管完井|高地应力、埋深大的低渗煤层,水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大规模水力压裂”技术。排采设备优选“杆式泵+抽油机”组合,实施智能化、精细化排采,严格管控“上产—稳产”阶段的排液速率,保证水平井高产稳产。     

氮气泡沫技术在郑庄区块水平井解堵的实践认识

随着排采过程的持续进行,由于水平段井眼堵塞而导致低产的问题在郑庄区块水平井上越来越严重。尝试采用氮气泡沫技术解决水平段井眼堵塞的问题,探讨该技术在郑庄区块的适用性。实践认为:由于郑庄区块储层物性条件差,渗透率较低,氮气泡沫在堵塞的水平段井眼内向前推进以及向地面返排堵塞物时会遭遇巨大阻力,影响解堵效果。裸眼完井的水平井由于无法承受井下压力激动引起的煤层垮塌,导致水平段堵塞程度加剧,所以并不适合采用氮气泡沫技术解决水平段井眼堵塞的问题。玻璃钢筛管完井的水平井可以避免水平段煤层垮塌的问题,针对储层渗透率低的不利情况,提出先氮气扩孔、疏通井眼,后氮气泡沫解堵的新思路,现场应用效果显著。     

煤层气水平井筛管完井工艺实践

水平井已逐渐成为煤层气开发的一种技术手段,但是普通的裸眼多分支水平井存在钻井成本高、施工风险大、排采时煤层易垮塌、后期无法进行改造等难题。通过优化井身结构和施工工艺,采用筛管完井,在水平段下入筛管支撑井壁,可以减少煤层垮塌和进行改造作业,提高煤层气井的单井产量和生产寿命。该技术的应用,实现了煤层气水平井井身结构简约化的转变,大大降低了钻井成本,对促进煤层气的高效开发具有一定的实际意义。     

华北油田煤层气水平井钻完井方式优化与应用

为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。     

煤层气水平井井眼堵塞原因分析及治理措施探索

目前沁南煤层气田广泛采用多分支水平井开发建产,但受裸眼完井工艺影响,排采过程中局部井眼易被堵塞,导致单井产能降低。通过对多分支水平井井壁垮塌机理、煤粉产出规律等研究后,结果表明多分支水平井井眼堵塞存在主井眼煤粉堵塞、近井筒主井眼垮塌堵塞和中远端井眼垮塌堵塞等三种主要原因。针对不同的堵塞原因分别探索试验了氮气泡沫解堵、主井眼重建和耦合降压等针对性增产措施,现场实施14口井,平均单井日增产量2000m~3以上,措施成效较好。     

煤层气水平井油管拖动分段喷砂压裂工艺实践

文章提出了"分段喷砂压裂"的技术思路,针对筛管完井的水平井,通过单喷枪和双封隔器拖动分段造穴工艺,能够在水平段形成多个洞穴,并将煤渣煤屑返排出地面,地层应力得到了有效释放,为单井增产提供基础。针对套管完井的L型水平井,通过油管拖动分段喷砂压裂工艺,能够在增大储层改造面积的同时,保证主支与分支的联通,很好的改善储层渗透性。     

煤层气鱼骨状可控水平井完井方法与实践

通过对煤层气多分支水平井井身结构、完井工艺、井壁稳定与污染解除、钻进方式方面进行优化设计,提出了新型鱼骨状可控水平井钻完井工艺及配套技术;成功在现场试验应用9口井全部下入套管或筛管完井,从根本上解决了裸眼多分支水平井裸眼段易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题;前进式钻进方式利于钻井期间主支重入及完井管串的下入,通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险;而二开井身结构实现全井井眼通径,利于后期维护、作业;通过稳定井壁可降解钻井液体系与氮气气举洗井、分段改造等工艺的配合,有效解决井壁稳定与储层污染的矛盾。     

煤层气水平井造穴及解堵造缝技术探索与实践

针对常规筛管及套管完井的单支水平井完井后储层污染比较严重的问题,创造了一种新的造穴造缝解堵工艺来减少储层污染和进行增产作业。采用气体波动压力动力坍塌扩孔增大煤储层裸露面积和沟通裂隙,然后循环洗井,携带清除裂缝和孔隙中煤灰,提高井筒周围煤储层渗透率。试验结果表明,该技术结合了造穴和压裂技术的优势,既消除了井眼周围的污染带,又增加了煤层的导流能力,为煤层气水平井污染解除和增产改造提供了一个新的思路。     

煤层气井多煤层扩孔筛管完井工艺

织金区块煤层多而薄,且煤层埋深较浅,煤体结构以碎裂煤为主,割理和裂隙发育程度较好,渗透率较高。前期部署实施的织2井,通过分压合采的方式取得了较好的效果。为进一步探索工程工艺技术在该区块的适应性,在织2井采用套管完井,分层分段压裂,多煤层合采取得成功的基础上,优选有利目标区部署了织试1井,采用多煤层扩孔筛管完井方式。从现场应用的效果来看,多煤层扩孔筛管完井工艺不仅满足了织试1井的地质要求,而且丰富了煤层气井的勘探开发手段。     

沁水盆地郑庄井田煤层气分段压裂水平井开发技术

为实现煤层气低成本、高效开发,基于郑庄井田3^#煤层和15^#煤层特征,提出了煤层中非固井L型分段压裂水平井强化开采煤层气技术方法。数值模拟结果表明：水力喷射压裂能产生1.5～2.0 MPa的环空封隔效果和3.5～4.5 MPa的孔内增压效果,可满足非固井水平井环空防窜流和定点压裂的目的。为解决非固井煤层气水平井钻完井、压裂改造和排采技术难题,研究形成了“优质、快速、安全”钻完井,带底封的连续油管快速拖动喷射-压裂联作分段压裂,“大排量、大液量、中砂比”活性水压裂增产改造和L型水平井精细化排采控制4项核心关键技术。实践证明,煤层中非固井分段压裂水平井开发煤层气技术在郑庄井田实现规模化开发应用,并取得了煤层气开发技术和高产气量的双重突破。     

复杂煤体结构煤储层水平井复合管柱完井方法研究

针对煤体结构破坏变形程度差异性与物理特征非均质性强，水平井眼钻遇煤储层的煤体结构复杂，单井完井与增产技术方法单一等问题，为了实现水平井分段完井与适应性增产，提出了复杂煤体结构煤储层水平井复合管柱完井技术，设计了外层套管与筛管复合完井管柱、内层作业油管柱与配套分段完井工具，完善了双管柱受力和相关水力计算模型。在山西省阳泉地区15号煤层开展了复合管柱完井现场试验：将长度为659.5 m的复合管柱下入水平井中至1 591 m井深，煤层水平井眼被封隔为4段，采用双管柱结构完成了水力循环解除管柱遇阻、洗井、胀封管外封隔器及煤层分段完井等作业环节的现场测试。基于该试验水平井的工程数据，采用有限差分法计算了双管柱受力，并进行了相关水力计算，结果表明：内层管柱增加了完井管柱下入过程中的侧向力，井下管柱与井壁之间的摩擦阻力增加了5 642.75 N。喷头压降与内层管柱水力循环压耗是影响井下双管柱水力循环压耗的主要因素，双管柱下入过程中水力循环排量控制在16～20 L/s，以清除井眼内固相颗粒及维持井壁稳定；洗井作业时排量提升至20～24 L/s，以消除井壁煤层的钻井液伤害。通过研究与现场试验，证明了煤层...     

煤层气水平井井型结构分析及钻完井技术优化

水平井是实现煤层气高效开发的关键技术,为了优化水平井井型及配套钻井技术,提高煤层气井产量,基于煤层气排水降压采气的基本开发原理,提出了煤层气水平井井型和钻井工艺设计的基本原则,研究了各类煤层气水平井井型的优点和缺点,并针对高效水平井井型提出了配套钻井工艺优化方法。研究结果表明:水平井井型和钻井工艺优化应遵循便于排水降压、增加产气面积、力求井眼稳定和走低成本道路的原则; V型井、L型井与其他井型比,共用或取消排采直井,大幅降低了成本;从多分支井到单支井实现了套管、筛管完井,实现了水平井井眼支撑和重入,增强了稳定性,实现了增产措施应用;从多分支到单支压裂,保持了较大的产气面积; L型水平井是未来煤层气水平井的主要井型,但由于排采工艺不过关,常规地面抽采L型水平井不能大规模推广,V型水平井是目前最为高效、适宜排采的水平井井型,但采动区L型水平井不需要排水降压则是煤矿瓦斯抽采的有效技术,可以大规模推广。钻井工艺由三开变为二开,一开采用444.5 mm大钻头,水平井眼直径由139.7 mm增加至339.7 mm,提高了水平井日产气量。通过直斜段固井技术,实现了水平煤层段不固井和筛管、套管完井,为保护和改善水平段储层渗透率奠定了基础,该工艺技术在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘试验获得了较好的效果。     

水平井不同完井方式下的产能预测研究

在综合考虑井眼偏心距、储层各向异性、地层损害以及完井方式等因素的基础上,运用理论研究的方法,对目前水平井不同完井方式的产能进行评价。结果表明:不同完井方式表皮系数的确定是水平井产能预测的前提。一般来讲,裸眼完井产能比最高,砾石充填完井方式其次,预充填筛管完井方式产能比最低。本研究对于水平井完井方式的优选具有一定指导意义。     

不同完井方式下注入/压降煤储层参数法测试结果对比

为了得到煤储层参数,采用注入/压降试井法对裸眼、套管、套管内射孔、压裂等不同完井方式下的煤储层参数进行了对比试验与分析。结果表明:在井筒稳定情况下,应首选裸眼井试井方式;在井筒稳定性较差的情况下,应采用套管内测试,而套管内射孔后注入/压降测试次之;裸眼井测试结果能够更加准确地反映煤储层特征,压裂测试结果可以直接指导煤层气井初期的排采工作;套管内射孔后测试由于受到固井、射孔等工序的影响,测试结果没有裸眼井和压裂井测试结果准确;套管内试井应该延长测试时间和注入压力等可控因素,从而获得更加可靠的测试结果。     

松南火山岩水平井储层改造工艺技术研究与应用

松南气田目的层发育爆发相熔结凝灰岩与喷溢相流纹岩,储层物性差别较大,层内和层间非均性极强,施工中流纹岩裂缝滤失大,导致施工易早期砂堵,凝灰岩施工压力高、压裂成功率低、改造规模小、增产效果差。根据储层工程地质特征,选择不同的完井方式和储层改造工艺,对于裂缝发育和储层物性比较好的流纹岩采用筛管完井+酸化改造工艺技术,对于裂缝不发育和储层物性差的凝灰岩采用套管固井完井+大通径分段泵送桥塞压裂改造工艺技术。YP5井流纹岩采用酸化技术,日产气7×10~4 m~3;YP2井采用大通径分段泵送桥塞压裂技术,日产气1.01×10~5 m~3。整体上压裂成功率由以往的60%提高到目前的95.0%以上,为松南高效开发提供有效技术支撑。     

川西中浅层致密气藏水平井开发工艺技术研究

针对川西中浅层低孔、致密、非均质性强、连片性差和储量难动用等难点,西南油气分公司进行水平井试验。通过总结水平井实践,认识到致密气藏必须通过分段压裂建产,开发工艺与以水平井分段压裂为核心,配套完善水平井钻完井工艺。形成了适合川西的国产化的不动管柱滑套水力喷射分段压裂工艺和HY241套管封隔器分段压裂工艺,完善了与分段压裂相配套的井眼轨迹控制技术、井身结构设计、钻井液优化等水平井钻井工艺以及完井方式和完井参数优选、完井管柱优化等水平井完井工艺,为今后开发类似气藏提供可借鉴的成功经验。     

煤层气洞穴-筛管完井工艺

洞穴完井是单一厚煤层重要的煤层气增产完井技术之一。洞穴完井工艺流程概括为:钻头钻至煤层顶界上3m时停止钻进,进行裸眼地球物理测井,下技术套管,注水泥固井。检查固井质量合格后,钻穿煤层至底板下10m完钻。在完成该段裸眼测井和固井测井后,下入喷射式造穴器造穴,洞穴直径达到1.2m时停止造穴。最后在裸眼煤层段及以下井段安装悬挂式割缝筛管,并密封衬管和套管之间的环形空间。煤层气可以流过筛管割缝进入井筒。     

大埋深高应力低渗透煤层气资源高效开发技术探索和实践

为实现沁水盆地大埋深、高应力、低渗透煤层气资源的高效开发,本文以郑庄-里必区块深部煤层气储层为研究对象,剖析了直井、多分支水平井和L型水平井的开发效果及适应性,确定了L型水平井连续油管拖动压裂开发工艺,考察和评价了开发效果。实践结果表明:深部高地应力及其非均质性限制了直井和多分支水平井的产能,而L型水平井连续油管拖动压裂开发工艺克服了高地应力及其各向异性,实现了应力重构,强化了水平井筒和缝网系统的有效连通,能够在埋深大于700m的储层中获得较好的产气效果,单井最高产量达到25 000m3/d,创造了大埋深、高应力、低渗透储层条件下的单井产气量记录。     

煤层气水平井钻进技术分析及现场应用优选

为了提高煤层气资源开发效率,以山西某煤层气区块为工程实例,对区块内布置的各类型水平井施工情况、应用特点及效果等进行阐述。结果表明,裸眼多水平分支井及U型水平井受单井投入大、钻孔塌孔及产量低等影响,在后续煤层气开采中应用并不广泛;L型筛管水平井对煤储层透气性相对较高区域的煤层气资源开发具有较强优势;对于低渗区域L型套管压裂水平井则表现出显著的优势,预计会成为该区块后期煤层气资源开采的主力井型。     

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。