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。      

高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤-碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m3/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m3/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m3的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。      

高阶煤煤层气井稳产时间预测方法及应用

煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄?郑庄区块不同井型的大量生产数据,明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念,提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明,煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产,稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式,基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间,误差仅为?8.30%~8.03%。稳产时间的影响因素较多,第一,稳产流压损耗系数越大稳产时间越短,稳产流压损耗系数与解吸压力成反比,与提产流压损耗系数成正比,提产流压损耗系数控制在0.006 5 d?1以下利于长期稳产;第二,开始稳产时刻,井底流压越高、稳产时间越长,应该高压提产、高压稳产;第三,对不同的煤层气井,稳产气量高,稳产时间不一定短,需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测,进而可确定合理的稳产气量。