低渗煤层压裂机理及应用

构造煤由于煤层渗透性低,地面煤层气开发进程迟缓。通过研究低渗煤层的地质模型,结合以往工程实践经验分析,探讨了低渗煤层中采用水力压裂技术进行储层改造增产的机理,并在淮北矿区芦岭煤矿地面煤层气井中进行了应用。研究表明,采用高强度水力压裂技术工艺可在低渗煤层中产生比较长的裂缝,取得比较理想的产气效果。研究结果对我国碎软低渗煤层开展地面煤层气开发具有一定的推动作用。      

水平井分段压裂技术在煤层气开发中的应用实践

为了满足煤层气地面快速、高效抽采的技术需求,水平井分段压裂技术逐步应用于煤层气开发工程实践中。通过对煤层气水平井分段压裂技术的适应性分析,并结合煤层气压裂大规模大排量的技术要求,针对不同地质条件和不同完井方式,提出了裸眼完井封隔器滑套分段压裂技术、非固井套管完井油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术和碎软低渗煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂技术,并进行了现场工程应用实践,取得了良好的产气效果,为同类条件下的煤层气水平井压裂增产改造提供了理论和实践依据。     

我国煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展

回顾了我国煤炭企业组织实施和合作开展的煤矿区煤层气勘探开发进程。经过三十多年攻坚克难、不懈努力,我国煤矿区煤层气地面开发技术研究、工程试验和产业发展均取得了可喜的成绩,不仅在山西晋城矿区首次取得国内外无烟煤的煤层气开发成功,实现了煤层气规模化商业化生产,而且在安徽淮北矿区取得了碎软低渗煤层顶板水平井开发煤层气技术的重大突破,实现了碎软低渗煤层的煤层气水平井单井的高产稳产;煤矿区采动区煤层气井开发在安徽淮北、淮南,山西晋城等矿区实现了规模化工程应用。同时,梳理总结了依托“十一五”—“十三五”国家科技重大专项项目,在煤矿区煤层气地面开发理论及技术研究方面取得的主要成果及其应用效果,包括:煤层气井密闭取心技术与设备、碎软低渗煤层地面煤层气垂直井强化增产技术、碎软低渗煤层顶板和煤层水平井分段压裂开发技术、多煤层分层控压合层排采技术、低煤阶低气含量煤层地面煤层气开发技术、煤层气井极小半径多孔旋转射流侧钻水平井技术,以及煤矿采动区煤层气产量预测技术等。在此基础上,根据全国煤矿区煤炭开采发展趋势和需求,提出今后煤矿区煤层气研究应重点关注3个方向:穿浅部采空区/采动区的深部煤层气与煤炭资源协调开发、低...     

煤层顶板分段压裂水平井地质适应性分析与施工参数优化

煤层顶板分段压裂水平井是实现碎软低渗煤层煤层气高效抽采的有效技术.依托"十三五"国家科技重大专项课题,围绕煤层顶板分段压裂水平井煤层气高效抽采技术,采用理论分析、数值模拟等手段,对比不同地应力状态下裂缝的穿层扩展形态,研究水平井布井方位与最小水平主应力方向夹角对裂缝转向扩展的影响,分析多簇射孔条件下裂缝的竞争扩展现象....     

芦岭煤矿碎软低渗煤层高效抽采技术

针对碎软煤层地面煤层气难以抽采,水平井钻进容易塌孔的问题,在借鉴页岩气和致密气开发先进技术的基础上,研究碎软低渗煤层顶板分段压裂水平井技术。通过优化煤层顶板水平井钻进、定向射孔和分段压裂等工艺流程,从地面抽采碎软煤层中的瓦斯气体。运用该技术在安徽淮北芦岭井田开展了LG01水平井组试验。试验结果表明:LG01水平试验井组日产气量超过1.0×104 m3,与同一井田的压裂直井相比,相当于4口以上直井的产量,实现了碎软煤层从地面高效抽采煤层气的目的。      

水力压裂条件下焦作矿区低渗煤层气试验井产能预测

为了探索焦作"三软"煤层（软煤、软顶和软底）水力压裂条件下煤层气渗透机理及产出规律,首先基于储层裂缝扩展模型,考虑压裂后煤体孔隙率对渗透率的影响,建立储层裂缝渗透模型,并进行试验单井的应用及分析,得出压裂缝长度、宽度、渗透率以及压裂后储层参数等指标;而后通过等温吸附曲线法与历史拟合法的综合分析,对煤层气井的采收率进行预测;最后结合所得指标参数与采收率,运用FracproPT软件对矿区GW-002试验井进行2 430 d的产能预测。结果表明:该试验井模拟预测的平均日产气量可达596.87 m3,采收率可达32.86%,累计产气量可达1.09×106 m3,数值模拟出的产气量与实采数据较为吻合,满足煤层气开采技术要求,可用于指导焦作矿区煤层气井压裂抽采实践与产能预测。      

碎软煤储层产气潜力定量评价——以晋城赵庄矿淮北芦岭矿为例

为对碎软低渗透煤储层产气潜力进行有效的定量评价,在等温吸附实验基础的基础上,以临储压差、临废压差、有效解吸量、有效解析效率为指标,对晋城赵庄矿淮北芦岭矿区三口直井煤层气产出潜力进行了定量评价,同时结合煤层气井的排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)赵庄矿区X-163井的临储压差为1.52MPa,有效解吸量为5.35~12.89m^3/t。芦岭矿区WLG-01井的临储压差为4.20MPa,有效解吸量介于8.01~9.43m^3/t。芦岭矿区WLG-03井的临储压差为1.77MPa,有效解吸量介于9.48~11.20m^3/t。说明有效解吸量决定煤层气采收率,临储压差反映见气难易程度,临废压差体现地层能量。临废压差越大,地层能量越强,驱动能力越强,解吸量越大,煤层气井产气潜力越高(2)比较X-163-3井、WLG-01井和WLG-03井煤层气产出潜力及排采历史,验证了芦岭比赵庄研究区的煤储层具有煤层气开发产气潜力和较高产气量的原因,也说明在施工过程中控制较低的井底流压,实现压降漏斗的稳定扩展,压降漏斗完美,并采用二氧化碳伴注压裂工艺,有利于碎软低渗透煤储层煤层气的抽采。     

芦岭煤矿煤层气井伴注液态CO_2辅助水力压裂技术研究

我国淮北矿区芦岭煤矿是典型的碎软低渗煤层,煤层气抽采面临很大的技术难题。分析了CO_2驱替煤层CH_4机理,开展了地面煤层气井伴注液态CO_2辅助水力压裂工程试验。结果表明:CO_2所具有的强吸附性能够与处于吸附状态下的煤层甲烷发生置换作用,促使煤层甲烷更快的由吸附态转变为游离态,达到煤层甲烷大量解吸的效果; CO_2在等压状态下能够降低游离甲烷分压,试验井理论临界解吸压力为1. 84MPa,而实际产气时的临界解吸压力为6. 06MPa,显著提高了该井的临界解吸压力,达到提前产气的效果;日产气量增长明显,由10. 00 m3/d增至产气峰值3 351. 89 m3/d仅用了124d。     

淮北芦岭煤矿煤层顶板水平井煤层气抽采效果分析

淮北芦岭煤矿为高瓦斯突出矿井,煤层碎软低渗,瓦斯抽采困难。应用“十二五”期间开发的紧邻煤层顶板水平井分段压裂煤层气高效抽采技术,试验井已取得产气突破。为了深入分析评价地面煤层气抽采对煤矿瓦斯灾害的防治效果,基于目标煤层特征,分析煤层顶板水平井的产气规律,利用产能数值模拟技术,对生产井数据进行了历史拟合,在此基础上,进行水平井产能预测,分析水平井抽采过程中煤层气含量和储层压力变化趋势。结果表明:水平井抽采影响范围主要为裂缝和近井筒区域,井筒-裂缝系统外部区域受影响较小;水平井影响范围随抽采时间的延长逐渐增大,预测1、3、5、8、10 a的影响面积分别为0.113、0.193、0.242、0.311、0.350 km2;随着水平井抽采时间的延长,剩余含气量和储层压力逐渐降低,预测水平井抽采5 a,水平井控制范围内瓦斯含量最低可降至2.86 m3/t,平均可降至4.2 m3/t,降低50.6%。储层压力最低可降至0.85 MPa,平均可降至2.30 MPa,降低66.2%。煤层顶板水平井技术对煤层气开发和瓦斯灾害防治效果显著,是实现碎软低渗煤层瓦斯地面预抽的有效手段。      

川南芙蓉矿区煤储层特征及合层压裂改造工艺研究

基于中国地质调查局组织施工的川高参1井资料,分析了川南芙蓉矿区上二叠统宣威组煤储层特征,优选C_(6+7)和C_8煤层采用大液量、中高排量、中砂比、变粒径支撑剂、多级阶梯式加砂工艺实施了合层水力压裂改造,并通过地面微地震监测及排采试验评价,验证了储层改造效果。研究表明:研究区薄—中厚煤层群发育,主要为原生结构无烟煤,煤层孔隙度2.2%～4.6%,渗透率(0.013～0.027)×10~(-3)μm~2,属低孔低渗型储层。井区内C_(6+7)、C_8煤层厚度大且稳定,埋深适中,含气量、含气饱和度高,储层压力梯度高异常,有利于煤层气富集并在储层改造基础上开发。C_(6+7)与C_8合层压裂过程中,通过增大前置液量比例,缓慢提高泵注排量,注前置液阶段多段塞降滤失,细中粒石英砂支撑剂组合等压裂工艺优化措施,提高活性水压裂液造缝及携砂能力。地面微地震监测显示,川高参1井压裂裂缝以NW—SE向垂直缝为主,裂缝长度、宽度及影响体积都较大,有效改善了井筒周围煤储层的导流能力;后续排采试验阶段,最高日产气量达8307 m~3,连续90天稳产6000 m~3/d以上,创西南地区直井单井最高日产量和稳定产气量新高,实现了区域煤层气勘查重大突破。     

贵州省煤层气(瓦斯)开发适用性技术分析

近年来在煤层气勘探开发实践中遇到诸多技术瓶颈,针对其中关键技术适用性开发问题,基于贵州地区煤储层呈薄煤层群赋存且构造复杂的地质背景,结合贵州地区煤层气成功开发、利用案例,提出了适用于贵州复杂地质条件下的煤层气开发及利用技术。贵州地区不同薄煤层群可根据实际间距情况采用光套管合层压裂、可捞式桥塞分段压裂等技术,煤层松软地区要加强防煤粉压裂技术及缝内转向技术的综合利用;松软低透煤层群应优选首采层,采动卸压后瓦斯抽采效果较好,同时加强定向长钻孔"以孔代巷"、松软煤层全程下套管、低透煤层CO₂相变致裂或水力割缝等技术的综合应用,实践证明可有效增强瓦斯抽采效果。      

渝东南地区超深层煤层气高效压裂技术及精细排采制度研究与实践

我国煤层气开发主要集中在中浅煤层,深部?超深部煤储层地质条件更加复杂,储层压裂改造技术及排采管控技术是影响深部煤层气井能否成功开发的两大关键。渝东南地区龙潭组煤层埋深可达2 000 m,且该区没有超深煤层气井开发经验可供借鉴。基于此,以渝东南地区NY1井为例,通过优化压裂工艺,以减阻水压裂液体系为基础,按照大排量、低砂比、段塞式、不同粒径复合加砂的技术思路完成该井的压裂施工;在排采过程中,采用分段控制、逐步降速、适时调整、无套压生产的方式,尽可能增加煤层气井见气前返排率,扩大供气半径,并且避免液面大幅波动形成速敏效应影响煤储层渗流通道。结果表明:NY1井压裂过程中施工压力平稳,未见砂堵现象,排采过程中保持了日产气量2 800~3 000 m3。根据生产实际,NY1井实现了高产和稳产,该井的压裂工艺和排采制度的成功实施,对超深煤层气井的理论研究和实际开发具有一定的指导意义。      

煤矿井下顶板梳状长钻孔分段压裂强化瓦斯抽采实践

为了解决碎软煤层本煤层钻孔施工困难,瓦斯抽采浓度低,抽采效果差,无法实现大面积区域预抽的问题,在现有煤矿井下定向钻进技术和水力压裂技术的基础上,结合前期研究成果,提出了顶板梳状长钻孔分段水力压裂技术,并在韩城矿区桑树坪二号井进行了现场试验。现场施工顶板梳状长钻孔主孔长度588 m,包含8个分支孔,钻孔总进尺1 188 m,主孔距煤层0~3.28 m,平面上覆盖约12.5 m。采用不动管柱分段水力压裂工艺,分4段进行水力压裂施工,累计注水2 012 m3,最大泵注压力8.74 MPa。压裂后最大影响半径大于30 m,且裂缝主要位于钻孔下方,向煤层延伸。压裂钻孔稳定抽采阶段瓦斯抽采纯量1.18 m3/min,抽采瓦斯体积分数平均43.54%。顶板梳状长钻孔分段水力压裂钻孔瓦斯抽采纯量是水力割缝钻孔的1.2倍,是本煤层顺层钻孔的4.0倍。试验结果表明,顶板梳状长钻孔分段水力压裂技术可有效避免本煤层常规钻孔施工过程中存在的塌孔、卡钻、喷孔等问题,实现了碎软低渗煤层大面积区域瓦斯预抽,为碎软低渗煤层区域瓦斯预抽提供了新思路和新方法。      

过采空区抽采下组煤煤层气技术及工程应用初探——以晋城寺河井田为例

晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8 832 m3/d,日均产气量达到2 694 m3,验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。      

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m3/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的 40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。      

沁水盆地柿庄区块煤层气井压裂增产效果关键影响因素分析与实践

针对沁水盆地柿庄区块煤层气开发过程中低产低效问题,基于大量实际生产资料分析,探讨地质因素和工程因素对煤层气开发效果的影响。结果认为,地应力和煤体结构是影响煤层气井压裂增产效果的关键地质因素。其中,煤层气井压裂过程中,高地应力影响裂缝延伸和支撑,水平主应力差影响裂缝延伸方向和形态;煤体结构较差的煤层在压裂中易形成煤粉,堵塞导流通道,压裂效果变差。影响压裂效果的工程因素主要包括压裂液性能、施工排量、前置液占比和井径扩大率,针对研究区地质概况,提出"2% KCl+清水、阶梯排量注入、前置液量180~240 m3、优化射孔段和水力波及压裂"等系列优化技术,并指出煤层气压裂选井是决定压裂效果和开采经济性的重要环节。将优化技术在柿庄区块北部深部煤层气开发井中加以实践验证,取得很好的增产效果。研究成果及认识对沁水盆地及相同地质条件区域的煤层气开发具有一定的指导意义。