煤层气井无杆排采工艺应用与改进方向

鄂尔多斯盆地东缘地区煤层气资源量巨大,现已成为我国煤层气主力产区之一。区块自开发以来,针对中浅层煤层大斜度井与水平井开展了液力无杆泵、水力射流泵、电潜泵、隔膜泵排采工艺试验,生产中发现上述4类无杆排采工艺具有能有效避免大斜度井与水平井管杆偏磨的优点,但同时存在防煤粉防砂能力一般、防腐蚀防垢能力一般,存在高压刺漏风险、下泵深度受限、地面设备可靠性不强等缺点。通过分析区块前期中浅层煤层气井无杆排采工艺试验效果,总结了各类无杆排采工艺的优缺点,并指出中浅层煤层气井无杆排采工艺的改进方向。目前,随着煤层气勘探开发领域由中浅层煤层逐步转向深层煤层,原有中浅层煤层气井无杆排采工艺已无法满足深层煤层气井的排水采气需求,针对深层煤层气 “原生结构煤发育、地层压力高、高含气、高饱和、游离气与吸附气共存”的地质特征和 “见气早、气液比高”的生产特点,认为深层煤层气井无杆排采工艺需跳出中浅层煤层气井无杆排采工艺的思路,可以借鉴区块内致密气和海陆过渡相页岩气先导试验井的采气工艺经验,在生产现场开展“同心管气举”工艺、“小油管+泡排”工艺与“连续油管+柱塞+气举”工艺试验,能在有效避免传统无杆排采工艺缺点的同时实现深层煤层气的高效开发。      

“十三五”期间我国煤层气勘探开发进展及下一步勘探方向

基于我国煤层气勘探开发项目、煤层气田生产现状以及科研技术成果的调研资料,分析了煤层气田稳产、提产综合治理技术措施,深层煤层气取得勘探突破的地质条件和潜力,支撑上述两方面进展的煤层气水平井技术以及相配套的井网优化、排采技术。结果认为,我国煤层气田稳产、低产井提产综合治理最有效的技术措施有四类,包括增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术。提出了“煤层气水平井+技术体系”概念,即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术组合体系,强调在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的相互匹配。界定了深层煤层气涵义,深层煤储层一般存在游离气,临界深度受地层温度梯度和压力影响。指出深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气勘探重点领域和方向。      

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。      

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。      

基于“定体积法”的大佛寺井田煤储层稳产阶段动态含气量反演

含气量是影响煤层气井生产的关键参数,但是,多数煤层气井无法直接获得目标煤层含气量,且解吸法测定的低阶煤储层含气量误差较大。文章以大佛寺井田煤层含气量动态变化特征为研究目标,结合煤层气井排采数据对煤储层参数动态的同步反馈,采用“定体积法”分析煤层气井排采数据,进行4#煤储层实时含气量的动态反演。结果表明：（1）设定多个原始含气量,实时含气量随时间变化呈线性递减关系,且下降趋势一致,皆能得到实时含气量变化线性斜率相同的结果：产气量与含气量消耗同步,且与生产时间间隔无关。（2）分析1 d、3 d、5 d的不同时间步长,设定原始含气量分别为2 m3/t、3 m3/t、4 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、8 m3/t时,煤储层实时含气量变化关系高度一致,认为煤层气井遵循“定体积”产气规律,即不存在压降漏斗的形成与扩展。（3）连续排采阶段,实时含气量与排采时间呈线性降低关系,排采间断前后两个阶段煤储层实时含气量线性降低速率不同：为-0.00546和 -0.00435;第二阶段较第一阶段实时含气量变化斜率减小,是因为排采过程产生煤粉,堵塞阻碍块煤的解吸作用,造成储层伤害,能够解吸的煤层体积缩小。     

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。      

沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征

煤层气排采技术和排采工作制度的正确与否对煤层气井的产气量和服务年限有很大影响。通过对“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目”36口井排采过程的分析和跟踪研究,认为煤层气井的排采过程分为几个不同阶段,且不同阶段间的转化主要受控于含水饱和度和气-水相对渗透率的变化;煤层气井通常会有3个产气高峰,并探索了一套适合示范区煤层气井3号煤排采的工作制度。这些成果对今后示范区煤层气井以及其他同类型盆地中煤层气井的排采生产,都具有重要的示范意义。      

中高煤阶煤层气井产量递减类型及控制因素——以晋城和韩城矿区为例

通过对晋城、韩城矿区煤层气井生产动态资料的分析和研究,认为煤层气井产量递减具有指数递减、调和递减、复合递减、突变递减和周期性递减等5种类型;而影响煤层气产量和递减类型的主要因素是边界条件、煤层气吸附特性、煤储层渗透率、解吸过程中的渗透率反弹、井间干扰、层间干扰和排采制度。研究还显示,通过对煤储层进行二次压裂、合理布设井网、合理调整排采制度、低产合采井选择性封层、准确把握合适的合采时机以及实施侧钻技术,有利于恢复和提高煤层气单井产量,延缓产量递减期,减缓递减速度,使递减类型趋向双曲线或调和递减类型,从而提高煤层气最终采收率。      

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.     

云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨

云南恩洪区块属于多薄煤层发育区,煤层气资源丰富,但勘探开发程度较低。以恩洪区块煤层气井资料为基础,分析了前期单井产气量低的原因,探讨了多煤层合采的必要性及开发层系划分方式和单井开发潜力,进而结合流体可动性和国外煤层气开发经验,提出适合恩洪区块的煤层气开发方式。研究表明:恩洪区块单煤层资源丰度较低,前期煤层气井动用的资源不足是产气量低的重要原因;恩洪区块单井多煤层合采动用储量多,单井合采尽可能多的厚度大于0.5 m的原生-碎裂结构煤层是提高单井产气量的有效方式;恩洪区块煤层气吸附时间短,扩散能力强,但受地应力强度大、非均质性强和煤体结构复杂影响,渗透率较低且空间变化剧烈;分段压裂适合恩洪区块多薄煤层和弱含水的煤系地层特点,多煤层合采可依据煤层垂向上分布特点合理划分开发层系进行分段压裂合层排采,进行排水阶段缓降液面-见套压后憋压-稳产期稳压,之后缓慢降压的排采措施,最后形成各组整体降压提高产量。      

渭北地区小曲率半径定向煤层气井优化设计及应用

鄂尔多斯盆地东缘渭北地区传统定向煤层气井面临抽油杆偏磨、压裂改造效果差、单井产量低等技术瓶颈,通过对该地区煤层地质特点的深入剖析和评价,提出了适合渭北煤层气老井改造的小曲率半径定向井布井方案。在考虑排水采气等煤层气井的特殊条件下,建立了小曲率半径定向井轨迹优化设计模型,并进行了配套定向钻井工具优选。研究结果表明:通过集成应用分段压裂改造技术,小曲率半径定向井纵向上可开采3号、5号、11号三层煤,横向上可在主力11号煤层形成有效的压裂缝网,单井控制面积与常规定向井相比提高37.76%,产气量提高25%;从煤层气排采工艺角度出发,若井口能够产生1.5 MPa稳定套压,沉没度可满足常规杆式泵正常排采作业要求;小曲率半径定向井最优造斜率为11.5°/30 m,需配置1.55°及以上单弯螺杆钻具组合进行定向施工,且139.7 mm套管能够顺利下入。      

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气井压裂工艺及实践

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气（埋深大于1 200 m）资源丰富,是下步煤层气勘探、开发的重点。与浅部煤层压裂相比,深部煤层压裂存在诸多挑战（地应力、闭合应力、破裂压力高,岩石力学参数复杂等）。通过对比现有煤层压裂工艺,以鄂尔多斯盆地东部深部煤层（埋深约2 000 m）为例,探索了采用油管+循环滑套+封隔器+喇叭口施工管柱和低浓度线性胶压裂液体系对深部煤层进行压裂作业,施工比较顺利,见气快,产气效果比较理想（产气量大于800 m3/d）。通过2口井的现场作业实践,证明了该工艺技术简单、易行、有效,为后续深部煤层气的勘探开发提供可借鉴的工艺技术。      

双煤层煤层气井四通道分层控压排采技术及试验

针对双煤层煤层气井生产过程中层间相互干扰、储层伤害严重的问题,提出了双煤层四通道分层控压排采技术,排采过程中将两层煤控制在不同的压力系统中以达到分层生产的目的,研制出了一套双煤层四通道分层控压排采装置,包括四通道封隔器、监测设备、多通道油管扶正器、滚轮式抽油杆扶正器和辅助联通管。现场应用试验表明:四通道封隔器能够根据需要起到封隔效果,使两个产层处于两个不同的压力系统中,双煤层四通道分层控压排采技术具有现实可行性。      

定向钻井技术在阜康煤层气示范工程中的应用

新疆阜康白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程是新疆第一个煤层气开发利用示范工程。新疆阜康白杨河矿区地形复杂,多为山地丘陵,地层具有“高倾角、多煤层、大厚度”的地质特点,示范工程部署的井型大部分为丛式井,因此定向钻井技术得到广泛应用。本文主要从示范工程现有井排采情况,分析了井身质量对管杆偏磨的影响,并从钻具组合和定向工艺优化等几个方面对本地区定向钻井技术进行了研究,同时对该技术在本区块应用过程中出现的一些问题进行了探讨,为今后该区块定向钻井技术的推广应用奠定了技术基础。     

Shallow groundwater and soil chemistry response to 3 years of subsurface drip irrigation using coalbed-methane-produced water

Disposal of produced waters, pumped to the surface as part of coalbed methane (CBM) development, is a significant environmental issue in the Wyoming portion of the Powder River Basin, USA. High sodium adsorption ratios (SAR) of the waters could degrade agricultural land, especially if directly applied to the soil surface. One method of disposing of CBM water, while deriving beneficial use, is subsurface drip irrigation (SDI), where acidified CBM waters are applied to alfalfa fields year-round via tubing buried 0.92 m deep. Effects of the method were studied on an alluvial terrace with a relatively shallow depth to water table (～3 m). Excess irrigation water caused the water table to rise, even temporarily reaching the depth of drip tubing. The rise corresponded to increased salinity in some monitoring wells. Three factors appeared to drive increased groundwater salinity: (1) CBM solutes, concentrated by evapotranspiration; (2) gypsum dissolution, apparently enhanced by cation exchange; and (3) dissolution of native Na–Mg–SO₄ salts more soluble than gypsum. Irrigation with high SAR (～24) water has increased soil saturated paste SAR up to 15 near the drip tubing. Importantly though, little change in SAR has occurred at the surface.     

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...     

大宁?吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

大宁?吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集,体积酸压后试采获得突破,但试采井产能差异大,产能主控因素不明确,严重制约煤层气开发进程。针对大宁?吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井,从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标,运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明:酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素;砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素,可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标;提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度;控制排采速度不超过200 m3/d,以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。      

彬长大佛寺井田低煤阶煤层气直井产气差异性评价

大佛寺井田内4号煤组属低煤阶煤组,煤储层物性较好,煤层气资源丰富,然而井田内煤层气直井产气效果差异性较大。在研究煤储层参数特征的基础上,结合煤层气直井地面开发的实践,运用模糊数学方法,构建了4口工程参数一致、产气差异较大的煤层气直井储层各参数的评价隶属函数,通过计算评价值对4 上煤和4号煤储层进行了综合评价,评价结果与实际煤层气产能情况一致,即DFS-133和DFS-45井储层有利于地面煤层气开发,DFS-69和DFS-105井储层不利于地面煤层气开发。基于4口直井4号煤组煤层气储层的综合评价,认为在储层强化措施一致的情况下,井田内煤层气直井产气效果主要受储层资源因素、保存因素和开发因素3方面的控制。同时,研究结果对大佛寺井田4 上煤的煤层气勘探开发及选区具有重要的地质意义。      

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1 200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1 000 m3;中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×104 mg/L,日产气量500~1 000 m3;而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×104 mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m3。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。