煤层气与常规油气共采可行性探讨――深部煤储层平衡水条件下的吸附效应

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。     

煤层气开采技术与发展趋势

介绍了国内外煤层气的开采现状、储集特点、论述了国外煤层气的钻井、完井技术以及提高煤层气采收率的方法,并分析了国外煤层气勘探 开发的发展趋势。指出我国煤层气资源十分丰富,煤层气的开发和利用有广阔的前景,要合理开发煤层气资源,需借鉴国外的成功经验。     

中国煤层气钻井技术现状及发展趋势

对我国煤层气钻井完井技术现状进行了归纳和总结,结果认为:煤储层地质基础薄弱、井壁易失稳、煤层损害严重以及完井效果差等难题严重制约了我国煤层气高效勘探开发;已开展的多分支水平井技术、U型井技术及其配套的连通和裸眼造洞穴等技术取得了长足进展,一定程度上缓解了以上技术难题的制约。生产实践表明,由清水钻井引起的钻井安全与煤层保护的矛盾仍然突出,国内煤层气产量依然偏低。进而建议,加强对煤层专用钻井液、煤层损害解除方法的研究,尽快制定煤层气钻井相关室内实验评价方法和矿场评价方法的行业及国家标准,探索矿权制度改革,开展煤层气与常规气、致密气合采关键技术研究,积极开展煤层气多层钻完井、复杂结构井增产措施配套技术研究。     

贵州省煤层气与页岩气共探共采的地质优选

通过分析贵州省煤层气与页岩气的开发现状及资源分布特点认为,优选煤层气与页岩气共探共采的有利区域,应以六盘水煤田和织纳煤田的二叠系龙潭组为研究对象。依据龙潭组煤层气和页岩气成藏、保存及开发条件,认为六盘水煤田东部的晴隆向斜和织纳煤田北部的沙包-乐治-三塘向斜群,具有优越的煤层气和页岩气综合开发条件,可作为贵州省煤层气与页岩气共探共采的理想区域。文中还初步探讨了煤层气与页岩气共探共采的开发模式及存在的技术难点。     

中高阶煤试验区煤层气井排采技术

煤层气井排采是煤层气田勘探开发的关键环节。通过对和顺等3个试验区40口煤层气井排采工作的摸索和试验,总结出"五段制"排采工作制度,优化了排采设备、筛管深度、捞砂、捞煤粉等工艺技术。这些技术为煤层气井的现场排采提供了技术保障。截至2011年6月,和顺等3个试验区块均获得煤层气工业气流的突破,延川南煤层气田已进入产能建设阶段。     

中国深层天然气开发现状及技术发展趋势

进入21世纪以来,中国在深层天然气领域取得了一系列重大突破,发现并成功开发了普光、克深、元坝、安岳等多个深层大气田,建成了四川和塔里木两大深层天然气产区。但复杂的地质条件与不断增大的开发难度使深层天然气高效开发面临诸多挑战,主要包括:(1)构造复杂,气藏精细描述困难;(2)储层类型多样,气藏渗流规律复杂;(3)高温、高压、高地应力,钻完井和增产工程难度大;(4)气藏流体性质复杂,安全、清洁开发风险大。经过十多年攻关研究,形成深层地震成像和储层预测技术、深层复杂气藏井网优化技术、深层高温高压气井钻完井技术、深层复杂储层精准改造技术、深层特殊流体采气工艺技术等5大技术系列。低油价时代的来临,将促使深层天然气开发技术与数字化、信息化技术进一步紧密结合,向低成本、高精度、自动化、智能化方向快速发展,为深层天然气资源高效开发提供坚实保障。总结深层天然气开发策略,要坚持三维地震先行,坚持规模试采和先导试验,坚持地质工程一体化,坚持技术创新和集成应用,根据气藏地质特征确定合理的开发技术政策。     

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。     

中国煤层气开发利用现状及技术进展

通过对我国煤层气开发利用和技术发展现状的分析和调查研究,总结了我国煤层气产业发展现状及特点。分析表明:"十二五"期间,我国煤层气勘探开发成果显著,煤层气产量稳步增长,沁水和鄂东等产业基地建设逐步完善,中低阶煤的煤层气勘探开发取得突破。但整体上未能完成"十二五"规划制定的产业发展目标;同时,煤层气开发技术取得了快速发展,井型多样化、压裂的规模化、排采的精细化智能化,尤其是多分支水平井钻井技术、水平井分段压裂技术以及碎软构造煤地区煤层气开发技术取得了优异成效;最后,针对我国煤层气产业发展现状,提出了我国煤层气未来产业发展方向。     

煤层气直井负压排采技术的影响因素分析

随着我国社会经济的发展和科学技术的进步,不仅提高了能源的需求量,而且增强了对环境的保护力度。煤层气作为煤矿资源的伴生气体,在没有实现开采之前,不仅会造成煤炭资源开采爆炸事故的发生,还会因直接排放产生严重的温室效应。煤层气的价值被发现和认识到后,作为一种甲烷含量丰富的天然气资源被开采和利用。煤层气在燃烧的过程中不会对大气造成污染,同时有效缓解了能源紧张的局面。本文首先从煤层气概述出发,对煤层气及其国内外的研究现状进行了的阐述,接着对我国煤层气开采技术研究进展及关键技术做出了详细的说明,最后对结合煤层气直井负压排采技术的影响因素进行综合性的分析,希望能够给到相关人士一些建议和帮助,来促进我国煤层气工业的发展。     

煤层气压裂和排采技术应用现状与进展

在当前国际能源供需矛盾日益突出的形势下,煤层气的资源勘探开发备受世界瞩目。对于此类非常规气田的开发人们借鉴常规油气田开发技术并加以改进,探索出开发煤层气的技术。主要概述了国内外煤层气井的压裂技术和排采技术的研究现状,分析存在的问题;对比各技术的优缺点和适用性,提出我国煤层气开发技术需加强的方面,展望未来发展趋势。清洁压裂液研制、二氧化碳泡沫压裂和氮气泡沫压裂技术改善,排采使用装置和排采工作制度改进是目前我国煤层气发展的主要技术突破点。     

我国煤层气开发钻井液技术应用现状与发展思路

煤储层钻井液技术需要关注的2个主要问题是安全钻井和储层保护。从我国煤储层的煤岩特性和孔渗结构特点出发,总结了我国煤层气开发钻井液技术现状和存在的不足,提出了适合我国煤储层特点的钻井液技术发展思路。     

录井技术现状及发展趋势

文章较系统地介绍了录井行业现在应用的地质录井、气测录井、工程录井、地化录井、核磁共振、远程传输、信息服务等方面的技术特点及作用,对录井行业如何适应油气勘探开发的形势、对现有技术如何改进进行了评说,对录井技术发展趋势提出了见解。     

煤层气开采技术与发展趋势

介绍了国内外煤层气的开采现状、储集特点,论述了国外煤层气的钻井、完井技术以及提高煤层气采收率的方法,并分析了国外煤层气勘探开发的发展趋势．指出我国煤层气资源十分丰富,煤层气的开发和利用有广阔的前景,要合理开发煤层气资源,需借鉴国外的成功经验。     

煤层气排采技术评价与设备优选

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系。应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度。通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性。现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发。     

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.     

中国煤层气钻井完井技术发展现状及发展方向

对10多年来我国煤层气钻井完井技术状况进行了回顾,结合美国煤层气开发成功的技术和研究成果,从钻井完井工程的角度分析了我国现有技术存在的问题和制约煤层气开发效果的主要因素.提出了在我国煤层低压、特低渗透、气饱和等特殊物性条件下钻井完井过程中的技术难点、解决问题的思路和应采取的技术措施.     

国外油田自动化技术现状及发展趋势

随着计算机技术、信息技术和网络技术的快速发展,国外油田自动化技术早已由早期的仪表自动化进入大量应用可编程控制系统(PLC)、集散控制系统(DCS)和数据采集及监控系统(SCADA)时期。对PLC技术、DCS技术和SCADA系统在国外油田自动化系统中的应用情况及存在的问题做了总结和分析。指出国外油田自动化技术正在向开放性、网络化和集成化方向发展,表现为PLC向微型化、PC化、网络化和开放性方向发展,DCS系统设计面向测控管一体化,SCADA系统向标准化和集成化方向发展。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×10⁸ m³,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法（排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力）;研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸ m³煤层气产能建设提供了技术支撑。     

国内井下作业技术现状及发展趋势

对当前国外井下作业新技术、新工具和新2T_艺进行了介绍,对国内井下作业技术发展现状进行描述,分析了两者之间存在的差距,提出了国内井下作业技术发展的趋势,对国内井下作业行业技术进步有较好的指导意义。     

中国煤层气地面井开采储层改造技术现状与展望

中国煤层气勘探开发面临资源探明率低、单井平均产气量低等挑战,建立与中国煤层气地质特点相适应的勘探开发技术体系,是解决这些问题的必由之路,其中储层改造技术是该技术体系的关键。为此,在系统梳理中国煤层气地面井开采储层改造技术现状的基础上,剖析了煤层气开发面临的科学问题与技术挑战,并对储层改造技术的发展方向进行了展望。研究结果表明 ：(1)国内煤层气产量规模尚未达到国家需要,在能源安全与低碳发展背景下,突破当前储层改造技术瓶颈是促进煤层气大规模增产的关键;(2)目前,中国煤层气地面井开采储层改造技术的代表性技术为水力压裂、电脉冲增透、微波加热 3 大类,下一步需持续攻关液压致裂、电脉冲致裂、微波致裂等不同破岩方式下的煤岩裂缝扩展规律 ;(3)需攻关压裂液、酸液、微生物、CO₂、N₂等不同外来介质对煤岩的作用机理,以及储层改造后煤层气传质与产出机理等科学问题。结论认为,单一技术进步基础上的融合发展是煤层气地面开采储层改造技术的发展趋势,其中研发适合不同煤层特点的储层改造技术“组合拳”是实现煤层气开发的关键。