沁平12-11-3H煤层气六分支水平井绒囊钻井液技术

沁水盆地3#高阶煤层,煤层气钻井过程中掉块、垮塌、漏失、卡钻,成功率很低。沁平12-11-3H井三开是由2个主支、6个分支组成的多分支水平井,使用绒囊钻井液13 d完成进尺4 189.49 m。根据不同井下情况、固控设备情况,加入成核剂、成膜剂、囊层剂和绒毛剂等4种绒囊钻井液主处理剂,调整钻井液性能:密度0.96~1.08 g/cm3,塑性黏度7~17 mPa·s,动切力4.0~10.22 Pa,煤层钻遇率达95%,完成地质要求且平均机械钻速12.65 m/h,较邻井提高11.55%。全井考验了绒囊钻井液高固相容纳能力、漏失地层封堵能力、井塌卡钻处理能力、气侵维持性能能力。建议加强固控设备配套,进一步提高钻井液性能。     

华北油田煤层气水平井钻完井方式优化与应用

为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。     

煤层气水平井造穴及解堵造缝技术探索与实践

针对常规筛管及套管完井的单支水平井完井后储层污染比较严重的问题,创造了一种新的造穴造缝解堵工艺来减少储层污染和进行增产作业。采用气体波动压力动力坍塌扩孔增大煤储层裸露面积和沟通裂隙,然后循环洗井,携带清除裂缝和孔隙中煤灰,提高井筒周围煤储层渗透率。试验结果表明,该技术结合了造穴和压裂技术的优势,既消除了井眼周围的污染带,又增加了煤层的导流能力,为煤层气水平井污染解除和增产改造提供了一个新的思路。     

可降解清洁钻井液的研究及现场应用

针对煤层气井钻井过程中钻井安全和煤层保护之间的矛盾问题,研制了钻井液用提切剂BZ-2和固膜剂GMJ,并以此为核心开发了可降解清洁钻井液体系。对BZ-2和GMJ的抑制性、流变性、残渣量及对岩心强度的影响等性能进行了评价。实验结果表明,该体系的页岩回收率为93.5%;流变性好,动塑比达到0.93 Pa/mPafs,初切、终切、动切力分别为2.5、3.0、20.5 Pa;API滤失量控制在12 mL以内,残渣量为4.5 mg/L,岩心强度增加了16.7%。该体系已在山西沁水盆地南部晋城斜坡带郑庄区块4口井进行试验。试验效果表明,其解决了该区块多分支水平井的钻井安全和煤层保护问题,日产气量较邻井提高了2倍以上,测算稳定产气量在3 000~5 000 m3/d,具有较好的推广应用前景。      

煤层气鱼骨状可控水平井完井方法与实践

通过对煤层气多分支水平井井身结构、完井工艺、井壁稳定与污染解除、钻进方式方面进行优化设计,提出了新型鱼骨状可控水平井钻完井工艺及配套技术;成功在现场试验应用9口井全部下入套管或筛管完井,从根本上解决了裸眼多分支水平井裸眼段易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题;前进式钻进方式利于钻井期间主支重入及完井管串的下入,通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险;而二开井身结构实现全井井眼通径,利于后期维护、作业;通过稳定井壁可降解钻井液体系与氮气气举洗井、分段改造等工艺的配合,有效解决井壁稳定与储层污染的矛盾。     

沁水盆地南部煤系地层层序及聚煤控制因素

在分析前人对华北地台石炭-二叠系层序地层研究成果的基础上,利用钻井、地震、岩心、露头、测井等资料,对沁水盆地南部区块的煤系地层进行高分辨率层序地层划分,研究了层序和体系域识别划分标志,建立了沁水盆地南部煤系层序地层格架。对层序内含煤岩系的发育特点进行分析,主力煤层发育在海侵体系域中,研究区内海侵时期为有利的聚煤时期,聚煤作用主要受物源供给和沉积环境等因素的控制,泥炭堆积速率与较高的可容空间的增长速率相平衡及其维持时间是区域厚煤层形成的控制因素。     

煤层气绒囊钻井流体的防塌机理

尽管绒囊钻井流体已成功应用于煤层气钻井,但研究其防塌机理,事关其煤层封堵效果、封堵强度、封堵成本以及储 层伤害程度。为此,实验室对比测定了山西沁水盆地3 号煤岩柱塞单轴抗压强度、驱替Ø38 mm 煤岩柱塞的入口压力。对比注入 2% 氯化钾溶液、低固相聚合物钻井流体和绒囊钻井流体后煤岩柱塞强度的实验结果发现,仅绒囊钻井流体（3 组）的煤岩强度提 高38.46%;驱替压力对比结果显示,绒囊钻井流体在驱替压力为20.73 MPa、21.46 MPa 时不漏失,绒囊封堵后2% 氯化钾溶液在 驱替压力分别为24.79 MPa、25.64 MPa 时仍不漏失,绒囊钻井流体增大了流体进入地层的阻力。室内显微镜观察绒囊钻井流体封堵 60 ～ 80 目、80 ～ 100 目、100 ～ 120 目三种粒径煤岩岩屑的填砂管,结果发现：囊泡以堆积、拉抻、堵塞等方式封堵不同尺寸的 漏失通道并平铺渗流通道的入口端,形成“珠状毯”;囊泡的弹性、韧性吸收了钻具对井壁的冲击力,从而减轻了钻具造成的井壁 失稳。结论认为：煤层气绒囊钻井流体的主要防塌机理是提高煤岩强度、增大流体进入煤岩地层的阻力、缓冲钻具冲击力等。     

沁水盆地在用煤层气钻井液伤害沁水3#煤岩室内评价

研究沁水3#煤岩储层钻井液储层伤害机理,对沁水煤层气开发至关重要。室内对比测定了清水、绒囊、膨润土聚合物等3类钻井液伤害端氏煤矿3#煤岩柱塞前后渗透率值。结果表明,清水、绒囊钻井液、膨润土聚合物钻井液伤害煤岩柱塞平均渗透率恢复值为70.88%、84.22%和49.26%。结合渗透率恢复实验数据、煤岩柱塞伤害时漏失情况,分析钻井液储层伤害的主要因素有钻井液滤液及颗粒伤害、煤岩自身煤粉及微粒运移、某些表面活性剂与地层不配伍等。建议钻井使用无固相控制煤粉运移的钻井液,适当使用处理剂封堵地层控制滤液与煤层接触机会,根据具体煤岩情况优选表面活性剂避免煤岩与表面活性剂不配伍造成储层渗透率降低。     

郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验

郑3X煤层气井水力裂缝沟通含水砂岩层,导致了气井高产水、低产气。为此,利用绒囊流体封堵含水砂岩层和原缝,重复压裂压开新缝,降低气井产水量,提高产气量。室内测试结果表明,绒囊流体暂堵煤岩裂缝承压能力21 MPa,降低砂岩水相渗透率52.67 %,伤害煤岩基质渗透率恢复值87 %,满足转向压裂和堵水的性能要求。现场配制密度0.85~0.95 g/cm3、表观黏度40~60 mPa·s的绒囊流体80 m3。当绒囊流体成功封堵含水砂岩层和原缝后,再利用活性水进行压裂。排采结果表明,重复压裂后排水期和产气期的产水量分别降低79%和68%,而产气量提高44%,表明绒囊流体在郑3X井控水增产试验成功。绒囊流体具有良好的封堵能力和控水性能,能够实现水侵煤层气井堵水压裂一体化作业,提高煤层气开发效果。     

应力环境对层面区域水压裂缝扩展的影响

无论是传统的煤炭、石油、天然气资源开采,还是新兴的非常规天然气开采,控制水压裂缝尽量在指定的资源储层中横向延伸、限制储层外垂向水压裂缝的数目和扩展长度是提高水压致裂效率和保护地层环境的有效途径。层面所处的应力环境是影响水压裂缝扩展的关键因素。采用RFPA2D-Flow,对不同应力环境下,水压裂缝初至层面的扩展行为、沿层面水压裂缝最大开裂长度和水压裂缝的破坏形态进行了模拟。模拟结果表明:1应力环境对水压裂缝初至层面时的扩展行为没有影响;2沿层面水压裂缝扩展的最大长度随主应力比的增加呈双曲线降低;3双向等压时,水压致裂沿层面方向的影响范围最大;4随着主应力比的增加,层面对水压裂缝扩展的影响逐渐减小,应力的作用逐渐增加,水压裂缝沿垂直于最小主应力方向穿层面扩展。