煤层气井监控系统建设方案及其应用

在煤层气开发信息化建设的基础上,对煤层气井监控系统建设方案进行了全面总结。本方案结合韩城地区煤层气开发,研究形成了一套煤层气排采制度;提出了直井、水平井定量化排采与自动调控的主要技术参数和相关工艺流程。另外,在充分调研分析现有相关技术的基础上,研发出煤层气排采生产自动控制技术,包括远程排采信息采集技术、信息传输与通信技术、定量化分析方法、自动调控技术、配套软件和调控规范等。应用结果表明,煤层气井监控系统建设方案可满足国内煤层气井排采的需求。      

基于产生式系统的煤层气井排采异常识别技术

煤层气井排采过程中易出现排采异常的问题,研究煤层气井排采异常识别对煤层气高效开发具有重要意义。总结了煤层气井常见排采异常类型,并选取了压力、产量、冲次、电流4个参数作为特征参数,基于模拟人类思维方式的产生式专家系统,通过分析4个特征参数与生产状态的对应关系,构建了12个煤层气井常见的产生式规则,并采用正向推理的方式设计了推理机,实现了煤层气井常见排采异常类型的有效识别。实例表明,用产生式规则推理技术来识别煤层气井排采异常类型,具有过程简单、结论准确的优点。      

顾桥井田煤层气井多煤层合采产量影响因素分析

通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。      

四川筠连地区高阶煤煤层气井解堵技术及应用

四川筠连地区乐平组煤层为低孔、低渗的高阶煤储层。部分煤层气井在生产过程中产气量出现快速下降,严重制约了煤层气井的开发效益。结合排采、水化学、检泵等生产动态信息系统分析煤层气井产气量下降的原因,认为煤层结垢与煤粉堵塞裂缝通道是产气量下降的主要原因。针对堵塞问题,对筠连地区煤层气区块开展了酸洗、水力震荡、等离子脉冲、注水等解堵工艺措施试验。现场排采动态表明,酸洗与等离子脉冲具有较好的增产效果。酸洗主要针对结垢的井,通过将酸液注入井筒,与井筒和近井筒地带无机垢充分反应,以达到解除井筒和近井筒地带通道堵塞的目的,酸洗措施成功率高,投入产出比1∶1.8,是区域内首选低成本有效性措施;等离子脉冲解堵主要针对煤粉和结垢井,通过物理震荡的方式粉碎堵塞物,然后通过洗井将堵塞物携带出井筒,从而实现解堵,实施后增产效果较佳,煤层气产量增产达130%,但因实施数量有限,区域适应性还有待评价;水力震荡、注水等解堵措施主要是针对煤粉堵塞井,通过水力冲击以及水力循环的方式带出煤粉以达到解堵的效果,但该措施本身也会造成储层激动,容易产生副作用,措施整体有效率不到30%,增产效果不明显。上述4种解堵措施均有其适应条件,需要根据堵塞原因,采取与之适应的措施才能获得最佳的解堵效果。研究成果可为我国同类煤层气井解堵、增产提供一定的借鉴。      

煤层气小井网排采试验中各参数间关系的研究

煤层气井网开发必须进行排采，降低井内压力达到产气的目的。煤层气井的产气量取决于煤储层特性，但在排采时因受排采各参数以及井网排采井间相互干扰的制约，只有掌握产气量与这些参数的关系和井间各参数的关系才能合理的制定出井网开采工作制度。本文利用辽宁省阜新市刘家煤层气小井网排采试验资料，研究了该区各井产气量、井口压力和液面深度等参数间的关系，总结出了排采工作中各参数间及中心井与非中心井间的影响规律，为制定合理的排采工作制度提供了依据。     

煤层气排采动态参数及其相互关系

排采制度是保证煤层气井生产排采成功的关键要素。以煤层气开发潘河试验区生产资料为依托,利用统计、对比的方法,对试验区排采过程中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进行综合研究。结果表明,区内煤层气排采过程及其动态参数具有明显的阶段性特征;排采过程中,动液面深度和套压为正相关关系,二者可通过相互调整控制井底压力。根据各阶段排采动态参数的特征,提出了与各排采阶段相适应的排采制度。      

煤层气井杆管偏磨规律及偏磨防治技术

从偏磨井实际资料入手,运用煤层气开发学、统计学等方法,研究了煤层气井杆管偏磨特征和偏磨规律,并探讨了煤层气井杆管偏磨防治措施。研究发现:杆管偏磨是煤层气井排采中普遍存在的问题;杆管偏磨的位置基本上都在泵体以上的200 m有限范围之内;偏磨基本上发生在排采1 a时间之内,并且在随后的排采时间里偏磨程度有所减轻;井眼弯曲、井深大于500 m的井以及抽采冲次大于3次/min的井比较容易发生偏磨;产出液中的酸性成分和煤粉也能加速杆管偏磨程度。分析认为,优选煤层气井排采设备,合理控制煤层气井排采参数,以及针对煤层气井的自身特点采取一些综合防治措施,是防治煤层气井杆管偏磨的主要手段。      

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。      

铜川焦坪矿区煤层气储层数值模拟与排采制度研究

以焦坪矿区下石节井田煤层气生产试验井JPC-02井排采生产数据为基础,利用煤层气专用储层数值模拟软件(CBM-SIM)对其进行了历史拟合,纠正了通过参数测试获得的煤储层参数,并进行了产能预测.运用煤层气排水采气理论,结合JPC-02井排采生产数据,将排采细分为8个阶段,并对各阶段的特征和储层伤害机理进行讨论,通过研究排采参数之间的关系,建立了适合焦坪矿区量化的、可操作的排采工作制度.结果显示:JPC-02井历史拟合效果较好,产能预测日产气量超过1 000m3的时间约为7a;井底流压与产气量呈负相关关系,随着动液面的下降,储层的供水能力加大.通过现场应用,建立的排采工作制度正确合理、可操作性强.     

鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气老井挖潜技术及应用

综合运用地质、压裂及排采动态等资料研究了韩城区块部分煤层气井低产原因,认为储层物性差、断层影响含气量和含气饱和度、多层开采临近水层被压裂沟通、开发井网不完善、越流补给导致储层不能有效降压、局部构造煤发育使煤层压裂造缝难度大并且排采煤粉堵塞渗流通道是造成煤层气井低产的主要因素。通过技术攻关,形成了跨层压裂、封层堵水、酸化解堵、修井工艺优化、加大排采强度等针对性的老井挖潜技术。通过现场试验表明,系列挖潜技术在韩城区块现场应用效果显著,有效提高了单井产气量,对该区块及其他类似地质条件区块的煤层气开发具有一定指导作用。      

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。      

我国煤层气高效开发关键技术研究进展与发展方向

"十三五"期间,围绕"突破煤层气单井产量低"这一制约我国煤层气高效开发的重大难题,借助国家科技重大专项和其他技术攻关研究,煤层气勘探开发理论认识和工程技术都取得明显进展,表现在4个方面:(1)勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变,开发部署由平铺式到精细化调整转变.(2)围绕高效增产技术方面,在实现由二维地震向三维地...     

洞穴完井工艺在寿阳地区煤层气钻井中的应用

洞穴完井工艺包括钻井、完井、排水采气等工序,为提高煤层渗透率,最大限度的保证煤层气解析与运移,洞穴完井一般要求有效井径3-4m,及一定范围的破碎带。远东能源公司为开采寿阳地区15#煤层中的煤层气,部署了4口生产井．其井身设计为三开结构。钻井主要设备为T685WS顶驱车载钻机及多台不同型号的空压机,采用潜孔锤冲击钻进．以空气、空气泡沫为冲洗介质,钻进至15#目标煤层底板以下46m处完钻,然后利用可伸缩式扩孔器进行扩孔。在扩孔至距三开井底8～10m时．开始采用空气和清水憋压,通过瞬间释放压力,使煤层坍塌,如此反复,至造穴直径达到要求。由于严格按照技术标准及操作流程作业,采取的技术措施合理,4口井均已顺利投入生产,增产效果显著。可见该种洞穴完井技术的应用,不仅可以保护煤层原生结构及环境,并且还能减少煤层气射孔、压裂等环节的费用．对于煤层气井施工具有重要的经济意义。     

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。      

煤层气水平井微地震成像裂缝监测应用研究

为有效地指导煤层气水平井压裂工程,评价压裂施工效果,提出将微地震成像裂缝监测技术应用于煤层气水平井压裂施工中。利用微地震成像监测煤层气水平井裂缝延伸的方位、缝长及缝高,分析裂缝双翼不对称发育原因。以沁水盆地寺河区块为例,将水平井和同规模、同层位垂直井的裂缝监测结果进行对比分析,结果显示,因布井方位及施工工艺影响,水平井压裂液滤失量大、易产生多裂缝,且裂缝延伸距离相对较短。指出后续水平井布井应考虑水平段轴线与最小主应力方向平行,增大压裂设计规模和压裂级数,以保证煤层气水平井高效开发。      

鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104 m3,水平井日产气量突破10×104 m3,这一标志性成果既突破传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区,使得煤层气总资源量有望在30.05×1012 m3基础上大幅度增加,又将成为“十四五”乃至长远煤层气产业实现规模发展的重点勘探开发方向。面对以地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术及开发方式的迫切需求,鄂东缘深部(层)煤层气面临许多基础理论和技术难点,包括:成藏机理和赋存规律,有利区优选方法;高产主控因素及控制机理,解吸–渗流机理与开发规律,“地质–工程一体化”开发甜点分类评价标准,关键开发指标确定方法和依据;低成本优快高效钻完井技术,水平井水泥环高效密封控制技术;煤岩缝网形成机理,低成本、高效、环保压裂入井材料,改造后缝网孔渗特征、流动规律;高盐、高水气比、出砂等工况下排采及举升控制技术;高效节能集输、规模开发所需复杂集输管网稳定运行理论与实践体系;数智气田建设和人工智能应用研究。在系统梳理上述难点基础上,针对性地提出勘探地质、开发地质、钻完井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输与数智化等理论与技术的研究方向和具体对策,这一成果不仅对加快鄂东缘深部(层)煤层气规模上产具有重要的指导意义,而且对国内外深部(层)煤层气规模开发具有很强的引领和示范作用,也可有力推动煤层气产业高质量发展、支撑实现国家碳达峰碳中和目标与保障清洁能源安全。      

煤矿采空区煤层气地面开发技术及工程应用

煤炭采出后,采空区中仍蕴藏着丰富的煤层气资源,其资源评价与开发利用具有环保和资源双重意义。近几年来,在山西晋城、西山和阳泉等矿区开展了地面钻井抽采采空区煤层气的积极探索,但在采空区煤层气地面开发过程中,往往因煤矿采空区积水、上覆岩层承压涌水等原因,导致地面钻井不产气或抽采气量低。以山西晋城岳城矿为例,研究不同采煤工艺下的采空区煤层气赋存特征、采空区积水和采空区裂隙带岩层渗透率对采空区煤层气地面开发的影响,提出采空区井布置原则和抽采技术,为解决三开空气钻进过程中岩粉进入裂隙带堵塞采空区煤层气运移通道问题,探索用水力冲孔方法提高采空区裂隙带岩层渗透率方面的应用。研究表明,煤矿采空区井布井原则:(1) 采空区井应布置在采空区积水区域之外;(2) 针对房柱式采煤形成的采空区空间形态,采空区井应避开保护煤柱最终完钻至采空区空间内;针对长臂式垮落法采煤形成的采空区空间形态,采空区井最优钻井区域为“O”形圈边界连线和采场边界之间靠近终采线一侧。研发了一种煤矿采空区井排水采气一体化抽采系统,该抽采系统实现了采空区井底积水抽排和煤层气抽采同步进行,解决了采空区上覆岩层承压涌水造成煤层气产量下降问题,抽采系统优化前后采空区井煤层气抽采量增加33.3%。探索性地将水力冲孔运用于解决钻井岩屑造成的采空区裂隙带岩层渗透率下降问题,工程试验结果表明,水力冲孔改造前后采空区井日均抽采量最高增长率为11.30%,提出了采用泡沫欠平衡钻井技术解决钻井岩粉侵入采空区裂隙带的建议。      

煤层气U型对接井施工关键技术探讨

煤层气地面排采先后经历了常规直井、常规定向井、U型井以及羽状分支井等阶段,其中U型井具有同步排采,占地少、最大限度沟通煤层裂隙等优点而逐渐成为当今煤层气地面排采的新宠。以YQ01井组为例,对U型对接井施工中难点问题进行梳理,提出了各主要施工阶段需要注意事项及技术措施,解决了井眼轨迹控制难、复杂情况高发、水平井与直井连通精度高等问题。节省了钻井成本,为后续煤层气U型对接井施工提供了技术借鉴。     

煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。