沁水煤层气田开发技术及应用效果

沁水煤层气田是我国发现的第一个高煤阶煤层气田，开发试验证实煤层产气稳定，开发前景好，目前规模开发已全面铺开，实践证实影响气田开发效果的关键因素在于开发技术的选择。现主要采用直井/丛式井压裂排采和多分支水平井开发技术，在对上述两种技术的应用现状和开采效果进行分析的基础上，认为多分支水平井技术更有利于提高气井产量、加快采气速度、提高煤层气采收率，并且可以克服直井/丛式井压裂施工对煤层顶底板造成破坏以及地层应力变化对煤炭开采带来的不利影响。     

沁水盆地郑庄区块煤层气开发地质单元划分及开发方式优化研究

为了找出不同煤储层条件下煤层气的最优开发方式,结合静态地质资料与动态生产资料,利用数值 模拟技术,对郑庄区块煤层气单井产能主控因素进行了分析,并对开发地质单元进行了划分及开发方式的优化。结果表明,区域性的单井产量差异是由于水力压裂技术与煤储层地质特征不匹配造成的,单井产量受煤体结构、解吸压力及地应力等地质因素的控制;郑庄区块可划分为4 类开发地质单元,其中Ⅰ 类和Ⅱ类开发地质单元适合直井的开发方式,Ⅲ类和Ⅳ 类开发地质单元适合多分支水平井的开发方式。Ⅰ类开发地质单元最优直井井距为280 m,单井具有2 000 m3/d 以上的产气能力,收益率为10.8%,经济效益好;Ⅱ类开发地质单元最优直井井距为240 m,单井具有800～2 000 m3/d 的产气能力,收益率为10.2%,经济效益较好;Ⅲ类开发地质单元最优分支间距为80 m,单井具有3 000 m3/d 的产气能力,收益率为7.2%,经济效益较好;Ⅳ 类开发地质单元最优分支间距为60 m,单井具有3 200 m3/d 的产气能力,但收益率仅为3.1%,经济效益差,不具备投资价值,需等待工程技术提高后进行开发。     

煤层气开发地质单元划分及开发方式优化——以沁水盆地郑庄区块为例

为了找出不同煤储层条件下煤层气的最优开发方式,结合静态地质资料与动态生产资料,利用数值模拟技术,对郑庄区块煤层气单井产能主控因素进行了分析,并对开发地质单元进行了划分及开发方式的优化。结果表明,区域性的单井产量差异是由于水力压裂技术与煤储层地质特征不匹配造成的,单井产量受煤体结构、解吸压力及地应力等地质因素的控制;郑庄区块可划分为4类开发地质单元,其中Ⅰ类和Ⅱ类开发地质单元适合直井的开发方式,Ⅲ类和Ⅳ类开发地质单元适合多分支水平井的开发方式。Ⅰ类开发地质单元最优直井井距为280 m,单井具有2 000 m3/d以上的产气能力,收益率为10.8%,经济效益好;Ⅱ类开发地质单元最优直井井距为240 m,单井具有800~2 000 m3/d的产气能力,收益率为10.2%,经济效益较好;Ⅲ类开发地质单元最优分支间距为80 m,单井具有3 000 m3/d的产气能力,收益率为7.2%,经济效益较好;Ⅳ类开发地质单元最优分支间距为60 m,单井具有3 200 m3/d的产气能力,但收益率仅为3.1%,经济效益差,不具备投资价值,需等待工程技术提高后进行开发。     

沁水盆地羽状多分支水平井组压裂技术应用与研究

针对沁水盆地古交地区煤层气田具有低压、低含气饱和度和低渗透率的特征,且非均质性强,产量低的特点,对其开展羽状多分支水平井组压裂技术的应用与研究。煤层气羽状多分支水平井组是由多口水平井与1口或两口直井组成的新型水平连通井组,分支水平井与直井连通后,由水平井提供泄流通道,直井进行排采生产,具有增大有效供给范围、提高单井产量等优点。     

煤层气V型水平井组钻井关键技术

煤层气V型水平井组是由2口水平井与1口直井组成的新型水平连通井组。该井组在实现水平井与直井的连通后,由水平井提供泄流通道,直井进行排采生产,具有增加有效供给范围、提高单井产量等优点。对前期完成的延3-V1试验井组进行了概括,并结合施工情况,系统阐述了井眼轨迹控制、远端精确连通和钻井液的选用等钻井关键技术中的技术措施及成功经验。该V型水平井组的顺利完成,表明其可成为煤层气的开发手段之一,为未来延川南区块煤层气的大规模开发提供技术支撑。     

煤层气藏顶板水平井排水采气数值模拟

为解决沁水盆地15号煤层气开采排水周期长,产气效果差的问题,避免顶板K2灰岩层对煤层气开发的影响,对煤层气藏顶板地层水采用水平井排水采气工艺提高煤层气开采效率,通过数值模拟方法建立流动机理模型,研究排水采气对15号煤层和顶板K2灰岩层合层开采的效果及其影响因素。结果表明:水平井排水采气可明显缩短排水降压时间,增加累积产气量。产气量与水平井在顶板中的位置、水平井与直井压裂缝的角度、水平段长度等有关;见气时间与水平井排采强度有关。水平段越长,产气量越高;水平井位于K2灰岩层中部时产气效果好于位于K2灰岩层底部;当水平井与直井压裂缝呈45°夹角时,产气效果最好。水平井排水强度对见气时间影响较大,对累积产气量影响较小。     

延川南煤层气田V形水平井组压裂技术

延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881 m3、加砂量49.4 m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。      

高阶煤层气高效开发工程技术优选模式及其应用

高阶煤层气井的平均单井产气量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,基于不同煤储层的地质条件,选择适用于煤层气高效开发的工程技术是提高当前高阶煤层气开发效益的关键。在剖析影响高阶煤层气开发效果的地质因素的基础上,建立了高阶煤层气开发的地质模式,并针对不同的地质模式优选出了相应的开发工程技术。结果表明:(1)影响高阶煤层气开发效果的主要地质因素按其影响程度从小到大依次为:煤体结构、煤岩变质程度、地应力、临储比;(2)据此划分了直井压裂、裸眼多分支水平井、U型和顶板仿树形水平井、鱼骨状和单支型水平井等4种工程地质模式。结论认为:直井压裂和裸眼多分支水平井仅适用于煤体结构好、变质程度高的地区;而低成本、后期可维护、占地面积少的单支型水平井和鱼骨状水平井适用范围广,是适宜大力推广的井型。     

煤层气多分支水平井钻井关键技术研究

在分析中国煤层气藏具有低压、低渗、低饱和、构造煤发育以及非均质性强烈等地质特征的基础上，认为在我国用常规垂直井开发煤层气具有很大的地质局限性，进而提出用多分支水平井来提高煤层气单井产量和采出程度。结合沁水盆地6口成功井的实践，剖析了多分支水平井钻井的地质工作重点以及两井连通、井眼轨迹控制、井壁稳定控制技术等关键环节，指出采用多分支水平井开发煤层气是适合中国煤层气藏地质特点的最佳技术选择。     

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为：压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策：①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3＃煤层,15＃煤层在3＃煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。     

煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。     

煤层气钻井技术的经济性分析

目前中国煤层气开发主要集中在低渗煤储集层区域,采用的钻井技术主要包括两种:一是常规直井技术,二是多分支水平井技术.基于两种钻井技术,首先在不考虑产能接替的情况下,针对相同井控面积对全直井方案和全多分支水平井方案进行比较;然后在考虑产能接替的情况下,针对相同设计产能对全直井方案和混合井型方案进行比较.采用投资回收期法和净现值法计算了各个方案在不同煤层气目标区实施后的经济评价指标,比较分析了两种钻井技术在未来中国煤层气开发中的技术经济潜力.认为,采用常规直井技术可以实现一定经济效益,是目前乃至今后一段时间的首选技术;多分支水平井技术更加适合低渗煤储集层开发,可以大幅提高煤层气产量,但钻井投资过高,风险较大,需要在钻井设备和技术人员逐步实现本土化后,再进行推广使用.     

钻多分支水平井井下工具发展状况

应用多分支水平井勘探开发油气藏,比用直井效益更好。虽然其钻井成本比直井高,但是一口水平井往往可以取代多口直井,且具有相当于多口直非的产量。因此,90年代以来世界水平井钻井技术获得长足进步,包括多分支水平并应用大大增加,先进的水平并钻头、先进的井下钻井液马达、旋转导向钻井系统、遥控式可调直径的井下稳定器、新型短半径钻井系统、小眼井水平井钻井以及地质导向技术等。文中对此逐一进行介绍。     

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

煤层气压裂直井与多分支井经济评价对比研究

压裂直井和多分支井是目前煤层气增产所采用的主要井型。基于这两种井型,采用净现值法对不同渗透率和不同厚度储层进行了经济评价研究,比较了两种井型在不同条件下的开发技术经济潜力。计算结果表明:多分支井在单井产量方面具有巨大的优势,在经济效益方面,仅在渗透率较低、厚度较薄的储层中优于压裂直井。因此,压裂直井在今后一段时间内仍将是煤层气开发的主力井型,多分支井可以作为压裂直井在特低渗透薄层中的重要补充。     

密切值法在煤层气井井型优选中的应用研究

针对目前常用的多目标决策方法多存在缺点的现状,进行了密切值法在煤层气井井型优选中的应用研究。对国内外煤层气井常用的射孔压裂直井、U形水平井、V形水平井和羽状水平井4种井型,以数值模拟为手段,利用Eclipse软件进行了产能预测,并在此基础上进行了经济评价,然后综合考虑累计产气量、净现值、投资回收期、内部收益率和钻井风险系数等5项评价指标,应用密切值法优选了延川南区块煤层气井井型。产能预测和经济评价结果表明,该区块羽状水平井优势明显,15年累计产气量达5.058×108 m3,高于其他井型;净现值1.21亿元,是其他井型的5~11倍;投资回收期3.96年,约为其他井型的1/3;内部收益率0.28,约为其他井型的2倍。据此进行密切值法评价,结果显示该区块4种井型方案从优到劣的排序为羽状水平井、U形水平井、射孔压裂直井和V形水平井。      

沁水盆地南部低成本煤层气钻井完井技术

沁水盆地南部煤层气资源丰富,是中国第一个煤层气商业开发效果较好的区块.沁水盆地南部煤层气主力开发层系3号煤层埋藏较浅且地层压力稳定,采用小钻机、二开井身结构、清水或空气钻进的低成本钻井工艺可满足煤层气开发要求.考虑煤层气钻井地质、排水采气和低成本施工工艺等煤层气开发的特殊要求,建立了煤层气丛式井轨迹优化模型,并深入研究了四井组丛式井轨迹优化设计、钻具组合等.对低成本直井和丛式井钻井工艺的经济效益进行了评价,结果表明,采用小钻机、空气或清水钻进和丛式井低成本钻井完井工艺可实现煤层气的低成本高效益开发,四井组丛式井比直井开发模式更为节约,可节约钻井成本的4.518%.     

中煤阶煤层气水平对接井开发效果与优化

通过理论分析与数值模拟相结合,分析对比SIS水平井与常规水平井的开发效果,在此基础上从生产制度与井型设计两方面对SIS水平井进行优化设计。研究表明,渗透率在1~40 mD,含气量小于12 m3/m3时,SIS水平井的采出程度是常规水平井的2~7倍。因此对于含气量较低,渗透率中等,割理较发育的中煤阶煤层气藏,SIS水平井具有较大的优势。SIS水平井合理泵排量为60~90 m3/d,合理生产井井底流压应控制在0.15~0.2 MPa.同时SIS水平井分支长度在1 100 m左右,分支夹角在40°~50°,SIS水平井主轴方向与面割理垂直时,SIS水平井开发效果最佳。     

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,进一步提高开发效益,转换开发方式,开展气藏水平井开发技术攻关,取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验,利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力,是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响,继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究,可以促进水平井整体开发技术的推广,更多地应用于类似气藏的开发。