韩城PSC区块煤层气压裂工艺应用效果分析

为了促进对韩城PSC区块煤层气规模化开发,对近年来压裂工艺应用效果进行了研究分析,结果表明:活性水压裂工艺效果与煤储层本身特征有关,一般煤层较致密,孔渗条件较差的干煤层,其压裂效果较差;同步压裂工艺及间接压裂工艺在研究区应用效果较好,可进一步扩大应用范围;而复合压裂液工艺在该区应用效果较差,可进一步研究该区煤储层特征,完善清洁压裂液配比方案及工艺流程。     

800m以深直井煤储层压裂特征分析

以沁水盆地800 m以深煤层气井为例,统计归纳了深部煤层地质特征,分析了与之对应的压裂难点;通过统计10口采用活性水压裂技术且产气效果显著提升的深煤层气井的压裂数据,总结了现有技术体系下深煤层直井压裂施工参数特征,分析了导致深部煤层气藏压裂施工中压力异常偏高的因素,提出了深部煤层气藏开发对策。结果表明:深部煤层气藏的高温、高压、高地应力的地质环境、较差的储层物性以及较强的非均质性等特征,使得现有压裂技术体系在适用性和有效性上面临严峻挑战;增产效果较好的深部煤层气直井,普遍采用大液量注入,同时控制砂比在15%左右;压裂时压力异常偏高是受到压裂液性能、地层微裂缝、储层岩性、钻井液污染及煤粉堵塞等因素的影响;未来应对深部煤层气藏的开发,除了要对活性水压裂技术进行优化,还有赖于压裂理论的发展和新型压裂材料的研制。     

煤层气储层水力压裂裂缝扩展模型分析及应用

以往对于水力压裂裂缝扩展模型的研究,主要集中在砂泥岩储层,而对煤储层的研究较少。以沁水盆地安泽区块煤层气储层为例,建立了水力压裂裂缝扩展模型并对该模型的现场应用进行了研究。首先通过煤储层水力压裂裂缝形态的分析,选取相应的裂缝模型;然后运用滤失经典理论并结合煤储层应力敏感性特征,提出了动态滤失系数计算方法,进而建立了裂缝扩展数学模型并对影响缝长的主要因素进行了评价;最后,应用模型对煤层气井的裂缝几何参数进行计算,并与现场裂缝监测数据比较,提出了模型适用的地质条件。研究结果表明:安泽地区煤储层水力压裂以形成垂直缝为主;考虑煤储层应力敏感性后,研究区综合滤失系数从3.36 mm/min1/2增大到4.24 mm/min1/2,在影响缝长的诸多参数中,排量、滤失系数和压裂时间是最主要的3个因素;模型计算缝长和裂缝监测数据吻合较好,但模型应用也有一定的限制条件,适用于水力压裂不压开煤层顶底板,以及天然裂缝发育较少的煤储层。     

郑庄区块煤储层水力压裂裂缝扩展地质因素分析

为了研究煤储层水力压裂裂缝扩展规律,以沁水盆地郑庄区块15口煤层气井水力压裂裂缝的微地震监测数据为基础,通过分析压后裂缝方位、长度和高度等参数,从煤岩学特征、岩石力学特征、地应力条件及煤岩裂隙发育特征4个方面综合研究了压裂裂缝扩展的地质控制因素。结果表明:郑庄区块区压裂裂缝方位近NEE向,与区域水平最大主应力方向相近,垂直裂缝发育;演化程度较高的煤层更易形成长缝,且煤岩显微组分含量与压后缝长有一定相关性;裂缝长度随煤岩抗拉强度及弹性模量的增大而减小,煤岩与顶底板岩石力学性质的差异限制了裂缝纵向扩展;随埋深增加,煤储层闭合应力增大,但裂缝长度与煤层埋深负相关性较弱,原生裂隙在一定程度上阻碍了裂缝扩展。     

煤层气垂直压裂井在彬长大佛寺井田的应用

介绍了彬长大佛寺井田首次应用垂直压裂井开采煤层气。在钻井过程中采用低固相钻井液及变密度固井的方式,减小了对煤储层的伤害;压裂时采用以套管注入、高排量、活性水携砂为主的清水压裂配套工艺技术,能够满足该区煤层气井储层改造的要求;并在排采中尝试将液面降至煤层顶板位置生产,取得了理想的效果。     

煤层气井活性水压裂效果影响因素的探讨

国内中高阶煤煤层气的开发,主要采取的技术是活性水压裂后排水降压技术。活性水压裂作为煤层改造的主体技术,与其他改造技术相比有诸多优势,但仍有超过半数的井未能达到产建要求。针对这一问题,从压裂工艺方面、煤层纵向非均质性、压裂过程产生的煤粉三个方面进行了探讨,认为煤层气井产气量的高低受多种因素影响,其中煤层纵向非均质性导致的煤层改造体积小是影响产量的主要因素,其原因为活性水压裂裂缝多沿煤层弱接合面和强度弱的层理进行展布,如果煤层强度相差较大,那么强度高的煤层部分将得不到改造。针对这一原因,设计工艺并进行实践,取得了较好的效果,为今后的技术改进提供了思路及方法。     

低效煤层气井多次压裂增效开发技术研究

延川南煤层气田经过6年多开发实践,认识到储层改造体积小导致的缝控储量规模不足是煤层气井低产主因之一。气田呈现出低效井井数占比高、贡献产量小的生产特征。为改善气田开发形势,急需开展低效井增效开发技术攻关。理论研究表明,水平应力差异系数(K)越小,水力压裂越易形成复杂缝网;压裂施工产生的诱导应力能够改变储层应力状态,降低K值;多次压裂施工能够多次诱导储层主应力重定向,有助于低渗煤层形成复杂缝网系统。以鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气田稳产期短、剩余储量丰富的低产气井为研究对象,开展以梯次提高排量、逐渐增大前置液量、组合加入支撑剂为主要特征的多次压裂增效开发技术现场试验。应用后,监测的裂缝缝长是单次施工产生的缝长3倍以上,裂缝形态由单一裂缝转向复杂缝网,有效扩大储层改造体积;通过多次组合加砂实现缝网有效支撑,在深部煤储层建立高效导流通道。复产后,试验井气液平均日产出量分别提高5倍、7倍,评估最终可采储量增加5倍左右,提高煤层气单井产量和最终采收率,实现低效煤层气井高效治理,增产效果显著。在随后推广应用的22口煤层气井中,实现单日平均产量和最终累计产量的双突破,证实多次压裂增效开发技术能够提高深...     

沁水盆地柿庄南区块地质因素对煤层气井压裂效果的影响

在煤层气开发过程中,地质条件不仅是煤层气开采的先决条件和地质保障,也直接影响了水力压裂施工,从而影响煤层气井的产能。以沁水盆地柿庄南区块施工参数相近的34口煤层气井为例,从地应力条件、煤体结构和煤层顶底板岩性组合3个方面具体分析了地质因素对煤层气井水力压裂效果的影响,进而对研究区压裂效果进行评价。结果表明:三向地应力的大小关系控制裂缝的延伸方向和缝长,煤体结构类型决定能否形成有效裂缝,煤层顶底板砂岩、泥岩厚度及比例影响裂缝能否穿透隔水层。应力比越小、水平主应力差系数越大、煤层中原生结构煤比例越高、煤层顶底板的泥岩隔水层厚度及比例越大,水力压裂效果越好,煤层气井的平均日产气量也越高。综合上述3方面地质因素,研究区中部地区具有易发育垂直裂缝的地应力特征,且煤层的原生结构煤比例和顶底板泥岩比例高,最有利于水力压裂裂缝的形成与延伸,该区域为水力压裂的优选区域。其次为南部及西南部地区,地应力和顶底板条件较好,但煤体结构破坏程度相对较大。研究区北部、东北部及东南部区域由于煤体结构破坏程度大、顶底板封闭性差等因素,在进行水力压裂时应尽量规避。建议在对煤层气井进行水力压裂时应根据煤层气井的地质条件进行...     

寺河井田15号煤层压裂裂缝微地震实时监测及分析

压裂裂缝形态及延展特征对煤层气井压裂效果和开发成效具有关键控制作用,以寺河井田15号煤层气井为工程背景,采用微地震实时监测技术对该煤层压裂裂缝形态及延展特征进行监测、分析和研究.结果表明:受煤自然属性、地质条件及压裂工程参数等差异影响,在压裂层段厚度、埋深、压裂规模等相当情况下,裂缝单翼长度和总长度、裂缝高度有所不同,...     

不同类型压裂返排液对煤层气储层的伤害实验研究

为了明确压裂返排液对煤层气储层的伤害情况,选择山西沁水盆地某煤层气矿区储层煤样和不同类型现场压裂返排液为研究对象,通过煤岩心驱替实验、煤储层裂缝导流能力实验以及煤层气解吸实验评价了不同类型压裂返排液对煤层气储层的伤害情况。结果表明:经过不同类型的压裂返排液污染后,目标区块煤层气储层煤岩心渗透率、裂缝导流能力和煤层气解吸能力均有不同程度的下降现象,其中线性胶压裂返排液对煤层气储层的伤害程度最大,清洁压裂返排液次之,活性水压裂返排液的伤害程度最小;结合不同类型压裂返排液的基本性能评价情况,认为压裂返排液对煤层气储层的伤害原因主要包括固相颗粒堵塞损害、微粒运移堵塞损害和水锁损害等。     

CO2增能压裂在煤层气垂直井中的应用

 能否使用二氧化碳泡沫增能压裂提高煤储层导流能力、节约成本、提高煤层气井产气量一直是大家关注的焦点问题之一。本文以淮北矿区芦岭矿井主力煤层为研究对象,通过等温吸附实验对比研究区煤对甲烷气体和二氧化碳气体吸附的差异性;根据伴注二氧化碳泡沫压裂特点,系统分析了二氧化碳泡沫压裂增产机理;结合芦岭矿实际,设计了该研究区二氧化碳泡沫压裂煤储层工艺技术。芦岭矿井伴注二氧化碳泡沫压裂和常规活性水压裂的产气对比表明：二氧化碳泡沫压裂从一定程度上可增加煤层气垂直井的产气量,具有较好地应用前景。     

软硬煤复合的煤层气水平井分段压裂技术及应用

针对软硬煤复合煤层的煤层气抽采效率低、煤层纵向剖面上抽采不均衡等问题,为了实现大面积快速、整体高效抽采煤层气,以沁水盆地赵庄井田3号煤层为例,对软硬煤分层特征进行精细评价,优化了软硬煤复合煤层中的局部硬煤段,研究了硬煤层中不固井水平井分段压裂开发煤层气技术方法,在对水平井压裂裂缝扩展规律研究的基础上,研究了分段压裂水平井开发煤层气技术对策。研究结果表明:3号煤层软硬煤结构分层明显,软硬煤存在明显的自然伽马和电阻率测井响应特征;硬煤层中水平井压裂能形成一条复杂不规则的垂直裂缝,裂缝易于沿脆性较强的顶板岩层扩展延伸,裂缝能够扩展延伸进入软煤层,提高软硬煤的压裂增产效果;硬煤层中水平井位置和压裂施工排量是影响裂缝扩展效果的两个因素,压裂施工排量影响程度较大、水平井位置影响程度较小。针对这一特点,进一步研究了硬煤层中不固井水平井分段压裂开发煤层气4个关键技术:①水平井射孔、压裂段优选工艺技术;②油管拖动大排量水力喷射防窜流工艺技术;③"大排量、大规模、中砂比"的段塞式清水携砂压裂工艺技术;④气/水分井同步生产精细化排水采气技术。工程试验证明,该技术能大幅度提高煤层气水平井单井产量,突破了软硬煤复合煤层低产技术瓶颈,为软硬煤复合煤层的煤矿区煤层气抽采和瓦斯灾害治理提供了技术途径。     

不同原生裂缝壁面特征对煤储层压裂造缝影响的对比分析

为了准确认识原生裂缝壁面特征对煤储层水力压裂效果的影响,基于对沁水盆地南部8口煤层气井附近原生裂缝壁面特征以及其压裂效果的解剖观测,对2口典型煤层气井F1和F2附近的原生裂缝壁面特征进行了观测和对比:F1原生裂缝壁面相对曲折、粗糙以及次级裂缝发育,F2则反之。对2口煤层气压裂井开挖解剖发现:煤储层压裂裂缝形态比压裂理论模型推算值及地面监测值更为短而宽;原生裂缝壁面特征对水力压裂效果具有重要影响。研究结果表明:煤储层特有的原生裂缝壁面特征是造成实际的压裂裂缝更为短而宽的重要因素;不同的原生裂缝壁面特征通过影响压裂过程中流体压力降低梯度进而影响最终压裂效果。     

屯留井田煤层气井排采主控因素研究

为提高煤层气井的产能,分析煤层气排采机理和排采阶段,并从地质构造、顶底板岩性、压裂液及井网部署等方面,探讨影响屯留井田煤层气井排采的主要因素。研究认为褶皱对煤层气井的排采效果影响较大,裂隙和顶底板也对煤层气排采有一定影响;采用压裂工艺对煤储层强化改造中,活性水+氮气压裂液体系助排效果优于活性水压裂,而清洁压裂液助排效果最差;研究区煤储层特征决定了屯留井田煤层气井难以获得高产量,但可能产气时间较长。同时研究认为,研究区煤层气井井网宜采用排间距200 m×250 m的小井网结构,且井位布置应与主裂缝延伸方向(东北方向)平行。     

寺河井田3号煤层人工压裂裂缝形态特征研究

裂缝形态特征是储层压裂改造效果评价、压裂工程设计及优化、煤层气井井网布置及优化等的重要研究内容。为摸清寺河井田3号煤层气主力开发煤层人工压裂裂缝形态特征,对井田内微地震裂缝监测资料进行了研究。结果表明:浅埋深、厚煤层、中小型压裂规模及中小排量压裂情况下,裂缝长度171.3~284.2 m,平均219.7 m;裂缝高度13.3~16.5 m,平均14.9 m;裂缝方位为北东42.5~47.9°,平均45.9°;受煤的非均质性和应力状态影响,在压裂规模及压裂参数相近的情况下,各压裂井的裂缝形态特征有所不同。     

径向钻井技术开发沁水盆地煤层气工艺研究

针对沁水盆地碎裂煤煤体结构,提出采用水力喷射径向钻井与水力压裂等增产联作工艺。先在煤层实施水力喷射径向钻井作业,以形成呈辐射状的径向水平孔,沟通煤储层发育的天然孔隙和裂隙,然后根据储层条件再进行水力压裂改造措施,确保沿着径向孔方向诱导水力压裂裂缝,以增加水力压裂在煤层中形成的裂缝数目,并通过变排量技术控制裂缝在煤层中的延伸高度,最终延长煤层中的有效压裂裂缝长度,使支撑剂填充在有效的煤层裂缝中。同时在水力压裂之后,可根据煤储层地质特征,增加酸化作业,以酸溶煤储层割理中的可溶性矿物质,达到进一步提高煤储层渗透率的目的。     

焦作煤田煤层气赋存地质特征与有利区块分析

根据煤田地质勘查和煤层气参数井资料,对焦作煤田煤层气赋存的地质条件和煤层气储层特征进行分析,认为煤田内主要储层为山西组二1煤,煤层的含气量与煤层厚度、煤层的上覆有效地层厚度、煤层割理的发育程度、顶、底板围岩的性质有关,受断裂构造的控制将煤田分成了南、中、北三个构造断块、其中南部和中部断块气含量高,应用层次分析法经计算得到该煤田的综合评价,且优选出恩村井田、古汉山-位村井田、九里山为有利区块,其成藏条件优越,通过试井得出破裂压力与闭合压力差值小,且不利于通过压裂产生有效延伸长度和导流能力的裂缝,故应采用多级脉冲加载压裂技术,以保证压裂改造效果,达到改善储层导流能力的目的。     

潘庄煤层气区块3号煤层压裂裂缝延展特征

压裂裂缝延展特征对煤层气开发效果具有重要影响,是压裂方案设计及优化、井网布置和井间距确定等的重要参数。文章以潘庄煤层气区块为工程背景,对区块3号煤层压裂裂缝延展特征进行了研究。结果表明,受水平主应力控制,裂缝以水平裂缝为主,垂直裂缝次之,裂缝延展优势方位为NNE13~NE58°。裂缝总长度131.5~192.6 m,平均153.4 m;裂缝高度16.7~29.2 m,平均21.5 m。压裂液总量及排量对裂缝总长具有重要控制作用,具有显著的线性正相关性,同时,压裂裂缝延展特征受多地质要素、储层物性、物理力学特性等控制,导致煤层气井在压裂规模相当的情况下,压裂裂缝长度、高度和延展方位具有一定分异现象。     

贵州复杂地层应力扰动压裂技术研究及应用

贵州含煤地层煤层多、煤层薄、夹矸多，岩性变化快，其复杂地层特点增加了煤层气井压裂施工难度。以金佳煤矿煤层气井为例，研究复杂地层压裂改造风险及压裂工艺技术，探索应力扰动下二次停泵压裂工艺技术适应性。工程实践表明：金佳煤矿煤系地层岩性变化复杂，地层岩性可划分为5种组合模式；多煤层及多分层煤层采取“避射、扩射、选射、连射、定向射孔”等方式，可降低压裂施工难度；多煤层合层压裂及多分层煤层压裂改造，采取二次停泵压裂工艺，促进地层应力重新分布及压裂裂缝转向，提高了储层压裂改造效果；研究区2口煤层气井实施二次停泵压裂工艺，其压裂施工曲线、停泵后压力变化及产气效果均显示该压裂工艺对储层改造效果较好。     

石嘴山矿区6煤层水平井多级压裂簇间距优化分析

通过对石嘴山矿区6煤层煤层气地质特征分析,运用COMET3煤层气储层模拟软件对MY2、MY4两口井6煤层排采数据历史拟合,建立6煤层水平井水力多级压裂簇间距模拟模型。分别模拟6煤层20、40、60、80、100 m这5种压裂簇间距10 a产能潜力,分析水力压裂簇间距对水平井产气效果的影响,模拟结果表明石嘴山矿区6煤层水平井水力多级压裂簇间距为60～80 m较为合适。