深煤层直井水力压裂难点剖析及技术对策

分析沁水盆地南部深煤层的储层地质特征,认为深煤层压裂的难点主要体现在:难形成有效缝网、储层伤害严重、难反排及支撑剂输运困难。为解决上述难题提出了三项技术对策。     

煤层气井压裂工艺技术对比分析

由于煤层裂隙系统连通性差,渗透率低,需要通过压裂技术改造煤层气储集层来实现增产。以晋煤集团煤层气井4类压裂技术为主要研究对象,分析水力压裂、氮气震动压裂、高能气体压裂和等离子脉冲压裂技术的优缺点,并对比各类压裂技术的改造效果,以期对压裂施工工艺的选择和压裂工艺研究方向的确定具有指导作用。研究表明,活性水压裂是煤层气井压裂增产的主要手段,但在松软低渗及深部煤层气藏改造效果方面有待继续突破;胶液和清洁压裂液压裂对不同煤层气藏的适应性有待进一步研究,同时需要降低成本,提高其性价比;氮气震动压裂目前仍处于试验研究阶段,需要继续研究压裂机理及工艺的适应性;高能气体压裂在深部煤层气藏及薄煤层气藏中的解堵增产效果不明显,还未实现工艺上的突破;等离子脉冲压裂在煤层气藏中应用于老井解堵,具有良好的效果和推广价值。      

煤层气井压裂用新型煤粉分散剂研究

煤层气储层水力压裂过程中容易产生大量的煤粉,煤粉的积聚和沉降会对压裂形成的裂缝造成严重的堵塞,从而降低裂缝的渗透率和导流能力,影响煤层气井压裂增产的效果。为此,通过大量室内实验,并结合目标煤层气区块的储层特点,研制了一种新型煤粉分散剂MFFS-2,并对其综合性能进行了评价。实验结果表明：当新型煤粉分散剂MFFS-2的质量浓度达到0.3%时,能将水溶液的表面张力降低至25 mN/m以下,并且使煤粉表面的接触角由115.3°降低至60°以下,具有良好的表面活性和润湿性能;当煤粉悬浮液静置10 h时,0.3%MFFS-2的加入能使煤粉悬浮率达到30%以上,当使用0.3%MFFS-2溶液驱替2 h时,煤粉产出率可以达到60%以上,说明其对煤粉具有良好的悬浮分散和携带效果;此外,MFFS-2对目标区块煤岩心基质渗透率的伤害率低于10%,在活性水压裂液中加入MFFS-2后,压裂液体系对煤岩心渗透率的伤害程度有所降低。煤层气井现场压裂施工结果表明：加入新型煤粉分散剂MFFS-2后,S-1井压裂施工顺利,返排液中携带出大量的煤粉,产气量较高,达到了预期的压裂施工效果,并且同区块内新型活性水压裂液的施工...     

煤层气井同步压裂工艺现场实践

针对沁南东区块煤储层特点,通过对煤层气吸附-解吸原理的研究,结合排水降压的控制方法,在试验区块压裂效果比对优选基础上,进行了2个井组的煤层气井同步压裂技术先导试验并获得成功,实施效果的跟踪评价表明,采用该项技术,排采效果明显,比同一区块其他煤层气井气量有较大提高。     

基于聚类分析的煤层气二次压裂选井选层方法研究

山西沁水盆地柿庄南区块煤层气井初次压裂生产多年后整体产气量下降,迫切需要进行二次压裂以提高产能,而目标井段的选取对二次压裂的设计施工及增产效果具有极为重要的影响。针对区块二次压裂试验井数少、样本数量有限的问题,提出基于聚类分析的煤层气二次压裂选井选层方法。综合考虑地质储量、可压性和工程三方面因素建立二次压裂选井的层次聚类模型;再根据施工曲线特征设置压裂风险短路条件,排除复压风险高的井,并结合聚类集成算法,最终确定每口井的复压潜力大小。以本区块15口井为例开展了各井二次压裂改造潜力评价,优选B01井为目标井,二次压裂后取得了较好的增产效果。该研究可为井数有限条件下的二次压裂选井选层提供一种有效方法,为后续压裂生产提供依据和借鉴。     

煤层气直井压裂规模对排采典型指标的影响

以沁水盆地的煤层气井为例,通过分析煤层气井的典型排采指标,研究了压裂规模对排采典型指标的影响,探究不同压裂规模对排采典型指标影响的机理。结果表明:煤层气井压裂后产水产气主要依靠煤储层的能量和通道条件;研究区内煤层气井的压裂规模集中在80～200 m~3/m之间,占总井数的86%;煤层气井的累计产水指数、见套压前的累计产水量及返排率与压裂规模指数无关,煤层气井的累计产气量、平均产气量与压裂规模指数有关;随着压裂规模指数上升,累计产气量、平均产气量上升,当研究区压裂规模指数超过140 m~3/m时,累计产气量、平均产气量整体出现下降。     

煤层气井水力压裂段塞技术多因素风险分析

基于大量现场作业和水力压裂裂缝扩展理论,提出了煤层气井水力压裂施工中支撑剂段塞存在引起早期砂堵的风险。针对煤层气井压裂施工,着重分析了施工液量、排量、裂缝转向、多裂缝等对裂缝几何尺寸的影响。采用理论分析结合模拟计算的研究方法,阐述了上述多种因素对裂缝几何尺寸、压裂液效率、尤其是缝宽的影响规律。针对不同因素的影响,提出了相对应的施工措施:提高排量、增加段塞前泵注液量有利于支撑剂进入裂缝;提高液体黏度、排量,沿最大主应力方向定向射孔等措施降低裂缝转向带来的砂堵风险;采用细砂或粉砂作为段塞支撑剂,有利于进入人工裂缝、降低滤失量、提高施工压裂液效率,进而降低多裂缝带来的影响。     

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。     

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...     

煤层气井多井压裂效果的数值分析

地面钻井抽采瓦斯已成为解决高瓦斯矿井安全问题的有效方法,但我国煤层的渗透率普遍较低,需要进行人工增透,其最有效的方法之一就是水力压裂。在对瓦斯抽采单井压裂效果分析的基础上,利用有限元分析软件RFPA对多井压裂效果进行了数值分析,结果表明:单井压裂时,裂缝在井周两侧沿最大水平主应力方向延伸;多井压裂设计时,采用对角线沿最大水平主应力方向的菱形布井方式,能在煤层中产生充分发育的裂隙和损伤区域,达到压裂煤层的目的;模型的边界条件对模拟结果产生较大影响,施加围压更符合实际情况。     

和顺横岭区块深部煤层气井压裂工艺研究及应用

为了勘探开发和顺横岭区块的深部煤层气,研究适用于深部煤层气井开发的压裂工艺,采用了水力喷砂射流压裂、连续油管底封拖动压裂、水力喷砂射孔+大排量复合压裂和段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂技术对和顺横岭区块的深部煤层气井进行压裂作业,压裂结果和生产试采效果证明:段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂成功率高,施工...     

沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析

依据煤层气井压裂施工的工艺参数,以沁水盆地南部12口煤层气井压裂施工失败为例,分析了沁水盆地南部煤层气井压裂失败的主要控制因素,研究认为：井口刺漏、高压停泵和煤储层力学性质是沁水盆地南部煤层气井压裂施工失败的主要控制因素;井口刺漏主要是由施工压力过高、井口老化造成的;高压停泵主要是由砂堵引起的,井口刺漏、高压停泵与砂堵之间相互影响及促进;砂堵受施工工艺及地质因素的影响;研究区煤储层具有低弹性模量、高泊松比的特点,地层开启难度大且裂缝难以延伸;压裂施工前,应做好煤储层特征的研究、压裂设备的选择、压裂工艺的设计等,减少工程事故的发生。     

萨中油田特高含水期油井重复压裂技术研究

针对萨中油田进入特高含水期重复压裂选层组段难度越来越大,压裂增油逐年降低的实际,开展影响重复压裂效果因素分析,提出控水增液的技术思路,并通过优选重复压裂时机,突破含水界限改造低动用潜力层,加大重复压裂施工规模提高增液量,优化重复压裂层段组合方法等一系列措施,改善了整体压裂效果,使重复压裂增油提高到5.6t,有效期延长到10个月,取得了宝贵的技术经验和经济效益。     

沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析

地质条件是影响煤层气井压裂人工裂缝的关键,弄清其对压裂效果的控制对提高改造工艺适应性至关重要。以压裂裂缝扩展试验为基础,分析了压裂施工曲线形态、裂缝监测数据等资料,总结了人工裂缝扩展规律,探讨了人工裂缝与煤体结构、地应力和力学性质的关系及其对产量的影响,提出了压裂工艺优化方向及改进措施。研究表明:煤体结构影响人工主裂缝长度及其复杂程度,地应力控制裂缝的开启及长度、走向,力学参数主要决定了压裂施工的难易程度;上述关键地质因素的差异性导致常规压裂工艺存在局限性。根据不同地质条件优化工艺技术,实施针对性的改造措施,可以改善增产效果。     

煤层气地面井压裂-井下长钻孔抽采技术效果分析

针对单一地面井或井下钻孔抽采瓦斯效果不理想的问题,提出了在地面井煤层压裂增渗的同时,结合井下长钻孔部署的局部范围卸压增渗的方法,使煤层渗透性得到双重提高,进而取得较好的抽采效果。评价了人工裂缝监测技术对地面井煤层压裂的裂缝形态和有效半径,考察了试验区瓦斯含量、百米钻孔瓦斯流量、瓦斯抽采量及浓度等相关参数。结果表明:地面井压裂影响范围呈椭圆区间,长半轴一般为70~100 m,短半轴20~30 m;压裂影响区瓦斯抽采量及浓度明显提高,但随着时间的推移压裂效果逐渐降低。     

保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。     

浅析煤层气井压裂后压降及放喷数据可分析性及重要性

煤层气区块勘探开发阶段,会对区块进行整体勘探开发评价,通过部分参数井取样分析,获取煤层的埋深、厚度、含气性、孔隙度、渗透率等物性信息,再加上二维地震、煤田地质勘查资料等勘探方法、资料,对区块煤层地质、构造、水文等条件进行综合评价,用于指导煤层气井的井位部署、生产开发.本文通过对压裂后压降、放喷数据的初步分析研究,认为压...     

环江油田巴19区块长7段钙夹层评价与大斜度井分段压裂优化

为实现最大化油藏接触,提高油藏产出水平,长庆环江油田巴19区块长7油藏采用大斜度井开发方式。在初期压裂改造中,由于忽视了层内钙质夹层对压裂缝高的影响,导致实际裂缝的几何形态与设计产生巨大偏差,出现了邻井裂缝串通及生产高含水等问题。本文通过研究油藏剖面测井特征,在细分层位基础上分析纵向应力分布,研究“复合层效应”影响裂缝缝高延伸的关键因素,优化了分段压裂方案,获得了更好的水力裂缝几何形态和尺寸。技术调整后现场压裂工艺质量获得提高,长7段油藏压裂改造质量优良率100%,大大提高了该区块的开发水平。