郑庄区块煤层气低产井增产技术研究

山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发,目前已初具规模。但是随着排采持续进行,部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因,从地质构造（断层、陷落柱）以及工程施工（压裂液、压裂参数）2个方面对排采井低产原因进行深入分析,提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺,尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺,确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降,建议采用解堵性二次水力压裂改造措施,并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施,探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。     

织金区块煤层气产能特征及主控因素

针对织金区块煤层气井开展了动态跟踪研究,认为煤层气井开发可划分为5个排采阶段,将小试验井组的稳定产气井划分为中高产井、低产井以及特低产井,按照曲线形态又可分为双峰型、单峰型和波动型。中高产井普遍具有解吸压力高、产液量低、压裂效果好的特点,耦合分析认为煤层气井的产能影响因素为地质特征、压裂规模以及排采措施。     

薄—中厚煤层群煤层气井高产的地质与工程协同控制技术——以贵州织纳煤田文家坝区块为例

中国西南地区煤层气资源量十分丰富，且主要赋存于上二叠统煤系薄—中厚煤层群中，贵州地区虽然有近10年的煤层气规模化试采与探采工程实践，但仍存在低产井、低效井比例偏高的问题。为了推进贵州地区薄—中厚煤层群煤层气高效探采工作，在系统梳理织纳煤田文家坝区块地质条件、煤储层特征、开发工艺与开发效果基础上，分析了煤层气井高产及井间产气差异的地质控制因素，探讨了地质适配性分层压裂与合层排采技术。研究结果表明：(1)薄—中厚煤层群具有埋藏浅、含气性好、渗透率较高、储层压力欠压—正常的特征；(2)煤层气井高产既受阿弓向斜轴部构造应力集中、水力封堵作用下煤层气富集影响，同时也与浅埋藏条件下煤储层原始渗透性较高有密切关系，区内断裂构造与水文地质条件共同导致了丛式井组内井间产气效果差异；(3)应根据丛式井压裂煤层靶点间距及导水断层距离合理控制水力压裂施工规模，注前置液造缝阶段快速提升注入排量并非连续段塞增大裂缝延伸长度，注携砂液支撑阶段阶梯式连续加砂有效支撑裂缝；(4)长期维持小于0.5 MPa的低套压合层排采条件，缩短憋压持续时间，延长提产持续时间以提高稳产前的压裂液返排率，保证排采过程连续性以避免储层伤害...     

煤层气开发技术发展趋势

煤层气开发模式经过最初的煤矿井下瓦斯抽放到煤层气地面开发与井下抽采并举的发展之后,逐步朝着地面开发、地面与井下联合抽采、井下抽采与采动区抽采以及采空区抽采逐级递进的采气采煤一体化方向发展。地面开发技术也由单一的直井开发朝直井压裂、多分支水平井、远端对接井及丛式井等多样化钻采技术体系方向发展;增产改造技术由单一的活性水大排量加砂压裂朝着大排量中砂比活性水压裂、液氮泡沫加砂压裂和清洁压裂液压裂等更科学的增产改造技术方向发展;排采技术则由定性的定压排采朝着智能化控压控粉定压排采方向发展。     

沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践

沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约,难以规模上产,随着开发实践的不断深入,逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。为此,制订了针对该区低产井的改造方案,详细总结分析了解堵性二次压裂在煤层气开发中的运用效果。实践表明：系列化的水力压裂技术是该区较为有效的增产手段;电脉冲解堵、径向水力喷射技术是新的尝试、有利的补充技术,但其增产效果还有待进一步观察。上述技术用于煤层气井的增产,将加快该区煤层气产能建设的步伐。     

煤层气直井开发概要——以鄂尔多斯盆地韩城地区煤层气开发为例

煤层气钻井方式中,直井技术（包括丛式井）最为成熟,费用较低,操作简单,没有太大的使用限制,无论在前期开发评价,还是后期的增产改造和规模开发中,其作用都不可替代,是国内煤层气开发普遍采用的方式。为此,论述了其开发要点：①煤层气的选区、选井及选层主要依靠地震勘探技术结合基础地质技术完成;②单井评价通常以测井评价为主,录井技术和试井技术为辅,而测井记录的数据常需使用经过选择的煤心和试井数据标定,这样才能提高储层评价参数及单井评价的可靠性,进而确定射孔压裂层段;③直井的增产改造方法除水力压裂外,还可考虑裸眼完井和筛管完井技术,裸眼完井需考虑煤层适应性,而筛管完井除了应用于水平井外,也可以用于裸眼完井的直井中;④煤层气排采需紧密结合排采装备,初期以最小的强度稳定缓慢排采,然后根据地层实际供液能力调整工作制度,尽量使地层供液与排液量保持一致,稳定持续缓慢降液,尽可能地扩大压降范围。     

煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。     

工程参数对L 区煤层气直井产量影响的定量研究

针对煤层气产量影响因素以地质因素定性分析为主的现状,提出从工程角度研究工程参数对产量影响的思路,即从钻完井、压裂、排采等3 个工程环节出发,先用灰色关联分析筛选出与产量关联的参数,再用相关性分析剔除“共线”参数,最后建立产量与工程参数间的数学模型,评价各工程参数对煤层气井产量的影响。通过分析L 区49 口井实际产量发现,各工程参数对产量影响程度为:降液速度/压裂液量/射孔厚度/累产水量/关井时间/浸泡时间/压裂排量/见气时间/完钻井深/见气套压。结合开发效果分析认为,排采速度过快和压裂裂缝沟通灰岩含水层是导致L 区产量不理想的主要原因,与实际相符。结果表明,从工程角度分析不同工程参数对煤层气井产量的影响程度是可行的,为煤层气产量主控因素分析提供了一种新的研究思路。     

延川南区块煤层气开发关键技术研究

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘,构造上位于晋西挠折带、渭北隆起和伊陕斜坡的交叉部位。通过对延川南区块2号煤层地质条件的分析,开展煤层气开发工艺适应性研究,确定了适应区块煤层气地质条件的一系列开发关键技术,包括水平井钻完井技术、整体压裂技术、增产技术、举升工艺技术以及定量化排采技术,通过现场实施,各项技术均体现出较好的适应性,有效地保障了区块煤层气的开发。     

鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略

根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料,系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响,并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明:煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素;井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素;井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上,采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序,并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面,提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略:在有利区优选方面,构建了煤层气开发有利区评价指标,将研究区划分为I—Ⅳ类单元;在井网部署方面,I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m;Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m;在压裂施工设计方面,I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m3;加砂量应控制在35~60 m3;Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差,对于不同地质条件,提出了不同的压裂措施;排采制度方面,将煤层气排采产气过程划分为5个阶段,并针对不同排采阶段,提出了具体的排采控制方法。     

紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术

煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层"有气难出"的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:(1)顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;(2)水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;(3)形成了"优质、快速、安全"钻井技术,深穿透定向射孔技术,"大排量、大规模、高前置液比、中砂比"活性水压裂技术等3项关键技术;(4)工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。     

国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界能源压力。页岩气开采对于中国来讲既是机遇又是挑战。页岩气存储于泥页岩中,具有自生、自储、自保的特性,且每个页岩气藏都其自身勘探开发的特性。国外页岩气开发正处于发展阶段,先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD水平井钻井的发展历程,水平井及欠平衡钻井技术的应用加速了页岩气的开发进程,页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在增产方面,采用了大型水力压裂技术,包括清水压裂、直井压裂、水平井分段压裂、重复压裂和同步压裂等,并对裂缝进行实时监测以提高采收率。     

大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践

针对大牛地盒1气藏水平井钻井周期较长、单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点,开展了水平井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现,井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素,针对性地对φ152.4 mm井眼、多级管外封隔器分段压裂和泡排试验进行了研究,形成了以φ152.4 mm井眼三开井身结构、复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术,钻井周期缩短7.79%;建立了适合盒1气藏储层特征的水平井压裂工艺技术,施工成功率98.5%,压后平均单井无阻流量是直井的4.9倍;建立了临界携液模型,试验了速度管排水采气技术,生产时率提高了8.49%。应用结果表明,φ152.4 mm井眼和复合钻井可实现钻井提速,多级管外封隔器分段压裂是盒1气藏建产的有效方式,泡沫排水采气技术可确保气田稳产。      

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。     

渭北煤层气老井改造优化设计与实践

渭北煤层气田传统定向井和直井面临压裂改造效果差、单井产量低等生产难题,根据井网部署和煤层地质特点,提出了适合渭北煤层气老井改造的水平井布井方案。针对渭北煤层气田上部地层漏失、下部煤层埋深和厚度变化大、煤层易垮塌等水平井钻井难点,利用Petrel软件进行地质建模,准确标定煤层层位,通过Landmark钻井工程设计软件计算并精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表,实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计;配套优选可循环微泡沫钻井液,解决上部地层漏失和煤层垮塌严重问题。现场应用表明,水平段位于煤层以上3 m范围,水平井全井段钻井液漏失量低,钻进速度快;同时通过集成应用分段压裂改造技术,水平井在主力11#煤层横向上可一次改造6口低效生产井,压裂缝网之间和井间干扰明显,有助于增大泄流面积,提高水平井单井产量。     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

体积压裂技术在煤层气开采中的可行性研究

中国煤层气储量丰富,但由于煤储集层低饱和度、低渗透率、低压力等特点使煤层气井的开采效率极低。为了获得煤层气的高效产出,借鉴北美页岩气藏体积压裂改造工艺的成功经验,从天然裂缝发育程度、岩石成分和缝网构造机理3个方面提出了体积压裂的控制条件,对比了煤层气与页岩气的勘探技术和地质特征等,针对性地剖析了体积压裂技术在煤层气开发中的有效性与局限性。研究结果指出,体积压裂改造工艺技术可明显改善煤储集层的渗流环境,提高单井产量;其增产改造效果与煤储集层内天然裂缝、节理与层理等结构薄弱面的发育程度、岩石的脆性指数和水平主应力差值等密切相关;在压裂工艺允许的范围内,压裂改造体积越大,增产效果越显著。用MEYER软件数值模拟了山西临汾煤层气井组的一口井,结果表明,在煤储集层内实施体积压裂技术是可行的,这对今后煤层气的开采研究具有重要的指导意义与现实价值。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。