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。     

煤层气多分支水平井产能影响因素及增产稳产对策——以鄂尔多斯盆地三交区块为例

鄂尔多斯盆地三交区块的煤层气开发以多分支水平井为主,由于对煤层气井产能的影响因素认识不清,部分煤层气井未获得高产、稳产。为此,在分析区块地质特征和生产特征的基础上,通过对比不同水平井的产气效果,找到了影响多分支水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高多分支水平井产能的对策。研究结果表明：①影响区块多分支水平井产能的主要因素是工程因素和排采因素,其中前者主要是由于钻井工艺的不成熟和完井工艺的不完善引起水平井主支井眼的垮塌,进而导致产气通道的突然堵塞,而后者则主要是排采控制的不合理引起煤储层产生压敏效应、速敏效应和贾敏效应,进而导致煤层渗透率缓慢降低;②通过优化并采用“前进式”单主支筛管钻完井技术、“四平行主支”筛管钻完井技术以及“鱼骨状”多分支水平井筛管完井技术等有针对性的措施,水平井的井眼稳定性、单井控制面积以及煤层气的产出效率显著提高;③将该区煤层气排采划分为无效解吸、低效解吸和高效解吸3个排采阶段,并制定了各阶段井底压力下降速率和产气增长速率的定量化控制指标,多分支水平井稳产期进一步延长,产气效果显著提升。     

中国煤层气高效开发井型与钻完井技术进展

较之于美国、澳大利亚、加拿大等国家,中国的煤层气储层具有低地层压力、低渗透率、低含气饱和度及强非均质性等基本特征,增加了储层改造的难度,制约了煤层气单井产量与采收率的提高。为了给中国煤层气水平井工程技术发展提供借鉴与支持,针对我国煤层气高效开发所面临的工程技术难题,综述了国内外煤层气水平井钻完井技术研究及应用进展,介绍了煤层气井型设计与井身结构优化、井眼轨迹控制、井壁稳定、优化完井与储层保护等一系列技术,讨论了水平井双管柱筛管完井与洗井增产、径向水平井筛管完井及磁导向钻井等新技术及其适应性,提出了地下“井工厂”绿色开发模式以及深地煤层气与煤炭一体化绿色开发之道。结论认为：(1)针对我国煤层地质条件与地表环境,在进一步精细化高煤阶水平井钻井与完井技术的同时,需要兼顾煤系气综合开发;(2)加强中—低煤阶与碎软煤层水平井钻完井技术创新研究,深入探索复杂煤层气藏高效开发模式;(3)针对我国深地煤矿、低品位煤矿及薄煤层等非常规煤矿绿色高效开发面临的重大技术难题,有必要积极探索地下“井工厂”与非常规能矿原位转化开发模式,力求实现深部煤层气与煤炭一体化绿色高效开发的目标;(4)高质量推进我国能源低碳...     

郑平01-1煤层气多分支水平井优化设计与实践

煤层气多分支水平井技术集成了钻井技术优化设计、远距离穿针、精确地质导向、煤层保护与井壁稳定控制等技术,是一项技术性强、施工难度高的系统工程。为探索该项技术在沁水煤层气田郑庄区块的适用性,利用国内现有技术和装备,进行了郑平01-1煤层气多分支水平井现场施工。结合现场实施情况,从多分支水平井优化设计、两井连通、保护储层钻井液、多分支水平井井眼轨道控制、钻井施工工艺等方面论述了相关技术要点,探讨了煤层气多分支水平井的设计方法和理论,为煤层气的高效勘探开发提供了技术参考。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。     

樊试U1井组远端连通关键技术

樊试U1井组是渤海钻探在山西沁水地区承接的第1口U型水平连通井,其设计水平位移近千米,远远超过该地区之前施工的连通井。煤层气开发实践证明U型井可有效地导通煤储层的裂隙系统,增加气、水导流能力,相比直井和普通定向井大幅度提高了单井产量和采收率,而相比较于多分支水平井又大幅减少了投入成本,是开发煤层气资源的优选手段。介绍了U型井设计施工方案及?50.8 mm PVC筛管完井工艺。通过分析该地区15号煤储层地质特点,介绍了通过"二维"地震图计算着陆点处15号煤层垂深的方法。通过建立仪器系统误差累积数学模型,提出磁偏角校正系数,成功完成了远端一次性连通。     

煤层气多分支水平井钻井工艺研究

基于沁水盆地郑庄区块3#煤层的地质和力学特征,其适于采用多分支水平井钻井技术开发煤层气。但由于煤层较脆,且存在互相垂直的天然裂缝,钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故的发生,更严重的甚至会使井眼报废。郑1平-3H井是渤海钻探在沁水盆地郑庄区块的一口科学实验井,为解决煤层气多分支水平井钻井难题,首先将郑1平-3H井的排采直井"洞穴"置于稳定的煤层顶板上,与水平井主支实现硬穿针,从而根除排采洞穴垮塌和上下井眼错位的问题;其次使主井眼在煤层顶部延伸,钻主支时优化钻井液,解决井眼稳定和井眼重入问题,确保形成稳定的排水输灰通道。煤层气多分支水平井井眼轨迹控制技术、U型井联通技术及悬空侧钻技术的采用较好地解决了煤层气多分支水平井钻井的上述难题,具有重要实践意义。     

煤层气U型井钻井采气技术研究

国内高陡构造煤层气资源丰富、分布较广,开发潜力巨大。针对高陡构造煤储层特点,提出了一种适合开发高陡构造煤层气的U型井钻完井技术,并结合霍林河盆地低煤阶煤层气地质特征,给出了配套的U型井钻完井技术、欠平衡钻井工艺及地面采气技术。结果表明:U型井钻采技术充分利用了直井和定向井的技术优势,可结合煤储层地质特性,利用流体势能原理实现煤层的排水降压采气;采用充气欠平衡钻井技术,通过合理优化注气排量、注气压力和钻井液排量等,可有效保护煤储层,减少储层污染;采用组合U型井钻采技术,可实现多口U型井共用一口直井进行排采,从而节约地面资源,发挥一井多用的作用。     

煤层气多分支水平井钻井工艺研究

煤层气多分支水平井工艺主要包括充气欠平衡技术、井眼轨迹优化设计与控制技术、水平井与洞穴井对接技术、煤层造洞穴技术等.系统地论述了煤层气多分支水平井钻井工艺的技术要点以及井身结构和轨迹设计原则和方法,并且详细阐述了造洞穴、U型充气欠平衡和两井连通工艺的原理及程序.提出了煤层气多分支水平井的设计方法和理论,为未来煤层气的高效勘探开发提供了技术参考.     

煤层气分支水平井与定向井连通钻井技术

国内外较为先进的煤 层 气井布置方式多为分支连通井 , 通常采用水平井与直井连通后再钻分支井的开采方式 。 随着煤 层 气勘探开发的不断深入 , 分布在山区、丘陵等交通不便的区块日渐表现出井位布置严重受限、道路井场修建费用成倍增长、井位分散、零星排采管理困难的现象 。 为此通过研究将煤 层 气排采井由直井改为定向井 , 在很大程度 上 解决了井位布置受限问题 , 降低了道路井场修建成本 , 实现了丛式井的集 中 排采管理 。 以 ZY-H4-LS 井组为 例, 论述了将分支井和定向井 一 体化设计、 一 体化施工来成功实现分支水平井与定向井连通的关键技术及解决方法 , 为煤 层 气开发提供了新思路 。     

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从国内钻井技术水平、沁水煤层气田煤储层物性分析研究入手，阐述了用多分支水平井钻井技术开发沁水煤层气田是我国煤层气勘探走向产业化的重要手段，详细介绍了沁水煤层气田煤层概况、用多分支水平井钻井技术开发沁水煤层气田的技术可行性，设计方案，煤层气多分支水平井钻井的关键技术和井下特殊工具。提出了国内现有技术和装备条件下开发煤层气的实施技术方案。     

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。     

煤层气多分支水平井轨迹控制技术

多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型,但由于技术和经验不足,在钻井施工过程中,钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点,并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点,给出了造斜段轨道设计运算过程,通过合理选择随钻测量系统,精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。     

沁水煤层气田成藏条件及勘探开发关键技术

沁水盆地历经了油气普查和煤层气勘探开发2个阶段（共60余年）的探索，现已成为中国最大的煤层气产业化基地，也是世界上高煤阶含煤盆地煤层气成功实现商业化的典范。尽管高煤阶煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的"三低一强"特征，但勘探实践和研究表明，沁水盆地煤层气成藏条件优越，主力产层太原组15#煤层和山西组3#煤层为陆表海碳酸盐台地沉积体系及陆表海浅水三角洲沉积体系，煤层厚度大、多由腐殖煤类构成，主要含镜质组。受燕山期构造热事件影响，煤层煤阶高、吸附能力强、含气量大。煤层气成藏经历了两次生烃、气体相态转化和水动力控制顶、底板封闭的3个阶段。针对沁水盆地地形及高煤阶特征，形成了山地地震采集、处理和解释技术，丛式井钻完井技术，"复合V型"为主的多水平井钻完井技术，解堵性二次压裂增产技术，高煤阶煤层气排采控制工艺，煤层气集输技术等一系列关键勘探开发技术，有效支撑了沁水盆地高煤阶煤层气的规模开发和工业化发展。     

煤层气水平井的煤层实时识别技术

煤层气排采开发阶段,井眼轨迹与煤层的有效接触面积对优化采气速度和提高采收率有着重要意义。而在煤层气水平井钻井过程中实时、精确地识别煤层,可以明显地提高井眼轨迹在煤层中延伸长度,增加有效接触面积。应用LWD数据开展煤层识别已在工程现场得到广泛应用,而整合综合录井数据实时识别煤层的方法还处于研究阶段。基于煤层与围岩的地层岩性差异在综合录井数据上表现的特征,采用BP神经网络算法,以综合录井数据为依托,提出了实时识别煤层的录井解释方法。研究显示,通过煤层识别录井解释方法,应用综合录井数据不但可以实现煤层实时识别,而且获得的分析结果还可以指导水平段轨迹在煤层中的延伸,为水平井钻进过程中煤层识别提供了新的思路。结论认为,该方法性能稳定,数据来源广泛,响应时间短,准确度高,并拓宽了综合录井数据的应用领域,可以在煤层气水平井导向钻井的研究工作中发挥更大的作用。     

保德煤层气田黄河压覆区长水平段水平井钻井完井技术

保德煤层气田北部优质煤层气藏开发受到城市、黄河压覆等地面复杂情况影响,为了实现有效动用,分析了该地区煤层的地质特点,考虑煤层倾角、垂深和常规钻井工艺等因素,开展了井身结构优化、井眼轨迹控制、钻井液优选及完井工艺优化研究,形成了集约化大平台水平井钻井完井技术.通过集成应用新技术,实现了地表复杂地区煤层气优质储量的经济开采...     

我国煤层气藏特征及提高地面抽采效果的方法

煤层气藏与常规天然气藏相比,其赋存状态、成藏过程、气藏边界以及开采规律存在着本质差别,根据近年来我国煤层气开发的探索与实践,提出了依"势"布井的理念,应利用煤层中水的"重力势能",根据煤层重力场、地应力场、压力场的分布特征,合理选择井型,部署井网,提高地面抽排煤层气效果;认为对于煤层气多分支水平井,高的煤层钻遇率未必能够带来高的煤层气产量,实钻中的井眼轨迹控制应以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼。分析认为,通过提高储层温度来提高煤层气产气量,以及开展构造煤的钻井技术研究,是今后煤层气开发的重要研究方向之一。     

煤层气裸眼洞穴完井工艺技术与实践

裸眼洞穴完井是煤层气井所特有的完井方式,在一些区块采用裸眼洞穴完井的产气量是套管压裂完井产气量的数倍。裸眼洞穴完井的机理是在作业过程中产生了数条各向延伸的自支撑裂缝,实现井筒与储层有效地连通。本文根据中原油田钻井队的实际完井经验,对裸眼洞穴完井工艺进行实践总结,并指出了适应于眼洞穴完井的煤储层特征。     

宁武盆地煤层气储层敏感性研究及钻井液技术

对宁武盆地煤层气储层进行了应力敏感、碱敏和水敏评价实验。研究结果表明,宁武盆地煤层气储层为强应力敏感性、中等碱敏性和中等偏强水敏性。提出通过控制钻井液密度和pH值、提高钻井液的封堵性和抑制性,降低钻井液对储层伤害的技术思路,并研究出一套适合煤层气井的封堵成膜CQ-FDC钻井液:(0.2%~0.3%)有机硅G304+(2%~5%)复合盐FHY-2+(0.3%~0.5%)提黏剂G310+(1%~3%)降滤失剂G301+(1%~2%)封堵剂G325+NaOH。室内评价结果表明,该钻井液12 h线性膨胀降低率为71.56%,具有良好的抑制性;储层保护效果好,对储层4#煤和9#煤的伤害率小于15%。该钻井液技术在宁武盆地煤层气井现场试验了6口井,均取得成功,其平均井径扩大率为15.77%,对储层岩心的平均伤害率为16.73%,利于保护储层,且平均机械钻速较高。