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....     

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

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北−沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北−沁南西区块3号煤平均埋深1 200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1 100~1 200 m和800~1 000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1 000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1 000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1 500 m³以上、排量12~15 m³/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1 000 m³以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2 000、150 m³以上,排量达到15 m³/min以上开发效果较好,单井产量突破18 000 m³。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

【目的】沁水盆地郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发,整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后,单井产量达到直井的10~50倍,目前已成为主体开发井型,但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素,改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践,结合地质特征与工程参数,分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素,并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明: 单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下,中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层,整体资源富集;高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内;原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系;研究区水平主应力差介于8~16 MPa,且随埋深增加而增大,无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上,当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好,井平均稳产气量可达到9 700 m³/d;水平段越长,煤层稳产气量越高;采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式,稳产气量随压裂规模增加而显著提高,压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著,当排量<7 m³/min时,水平井稳产气量整体小于2 000 m³/d;当排量增大到8~10 m³/min时,稳产气量逐渐增高;当排量保持在10~12 m³/min,稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m³/d;当排量提高到16~18 m³/min时,稳产气量突破18 000 m³/d。最后,优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数,通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

     

延川南区块深部煤层气U型分段压裂水平井地质适用性研究

深部煤层渗透性普遍较差,直井压裂开发单井产量低效果不甚理想,而U型水平井分段压裂开发煤层气技术已取得很好的效果。该项技术试验前必须进行适合该井型的地质评价。以鄂尔多斯盆地东缘延川南区块为例,首先分析影响水平井压裂产能的地质因素,主要为单井控制资源量、储层渗透性和煤层气解吸难易程度,其中单井控制资源量受含气量和煤层厚度影响,渗透性与煤层埋深、构造及煤体结构等有关,碎裂煤发育区渗透性相对好。而后假定吸附性能不变的前提下,利用数值模拟方法分别模拟了不同渗透率、含气量和煤层厚度条件下水平井压裂的产气情况,模拟结果表明水平井压裂后累计产气量与渗透率、含气量、煤层厚度正相关。最后在经济效益评价的基础上,查明适合水平井压裂的地质条件：渗透率>0.25×10^–3μm²,含气量>12.3m³/t,煤层厚度>2.9m。该地质适用性评价标准在现场得到广泛应用,并收到了良好的开发效益。     

开发低煤阶煤层气的新型径向水平井技术

低煤阶煤层具有机械强度低、渗透率较高、内生裂隙发育的特点。为提高低煤阶煤层气开发效率,提出首先钻径向水平井眼,依靠多条水平井眼沟通煤层内裂隙,再根据储层条件优化水力压裂改造措施,在煤层形成的主裂缝,通过变排量措施扩展和沟通更多的内生微裂隙,以提高单井产量。为解决多井眼井底可能出砂多的问题,提出优先采用螺杆泵或电潜螺杆泵排采工艺。从阜新刘家区块和珲春盆地煤层地质条件与目前现场应用现状出发,探讨了径向水平井技术与水力压裂联合作业的可行性,提出优化两个区块的径向水平井眼布孔方式,将欠平衡钻井和“边喷边洗”的喷射技术结合,并改进常规的水力压裂改造措施,实现径向水平井技术与水力压裂改造措施有机结合,以充分发挥这两种技术的不同优势,形成一体化的煤层气开采技术。通过对径向水平井与压裂改造工艺技术的改进与联合,为低煤阶煤层气开采提供了又一新的技术方法。     

织金区块煤层气合采生产特征及开发策略

针对南方煤层层数多、单层薄,煤层气有效开发难度大的问题,以贵州织金区块煤层气井实际生产数据为基础,分析定向井不同煤组合采、薄煤层水平井生产特征及产气影响因素,并提出相应开发建议。分析表明,不同煤组合采产气差异较大,受地层供液能力、解吸液面高度及合采跨度影响,中、下煤组合采效果好于上、中、下煤组合采效果,其中16/17/20/23/27/30号煤层合采是区块最优合采层位;压裂规模显著影响煤层气井产气效果,压裂规模越大产气效果越好,增大压裂规模,提高压裂改造效果是多煤层煤层气有效开发的重要手段之一;水平井产气效果是定向井3~4倍,薄煤层水平井适应性得到证实,根据地质及地表条件采用水平井、定向井组合开发,可提高多煤层煤层气开发效果。综合认为,在地质条件有利的区域优选合采层位,增大压裂规模,优选实施水平井,可提高多薄煤层煤层气开发效果。     

贵州织金煤层气非储层水平井开发技术研究

直井开发煤层气钻井和压裂成本高,控制面积小,单井产气量低;煤层内水平井钻进难度大,风险高,薄煤层中井眼轨迹控制难度大,钻井液有害固相对储层伤害严重,采收率低。基于此,分析贵州织金区块煤系地质构造,提出在煤系地层内稳定的非储层内布水平井,通过压裂造缝沟通水平井上下煤层同时开发多层煤层的新思路。与常规开发方式相比,非储层内水平井具有钻井风险小、储层伤害小、单井产量高的优点,同时还可以开发煤系致密气和页岩气,提高非常规天然气利用率。研究非储层内水平井开发贵州织金煤层气技术,为解决贵州煤系地层煤层多而薄、层间距小等特性煤层气开发难题以及综合利用煤系气提供新的方式。     

延川南地区深部煤层气U型水平井压裂参数优化设计

鄂尔多斯盆地东缘煤层气田具有高储低渗的特点,为提高深部煤层气单井产量,基于区域构造特征、煤层厚度、含气量及水文地质特征,从优化U型水平井压裂参数的角度,对水平井及其压裂参数进行设计。通过数值模拟对影响水平井产量的水平段长度、压裂缝等主要因素进行研究。结果表明：不考虑摩阻情况下,煤层气产量随水平段长度增加而增加,当水平段超过800m后,由于阻力作用,水平段长度每增加100m,产气量降低10%;压裂缝条数和半缝长对产气量影响较大,最佳的压裂缝条数为4~5条,最佳半缝长为80~120m;裂缝间距和裂缝渗透率对煤层气产量影响不大。依据数值模拟的最优参数对该区煤层气井S1进行压裂,在相同条件下,煤层气产量比未压裂的S2井提高了10倍以上。     

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。     

中国深层煤层气勘探开发进展、关键评价参数与前景展望

经过30 a的不懈探索,我国煤层气开发井型逐渐由直井向水平井开发过渡,水平井开发煤层气的基础理论是制约当前煤层气开发的主要问题。和页岩相比,煤层页理和脆性矿物不发育,非均质性更强,不利于体积缝网的形成。但煤层顶底板封盖强,机械强度高,具备较好的水力压裂条件。部分煤层裂隙被方解石等填充,酸化有利于储层渗透率改善和复杂裂缝形成。因此,建立一套适合煤层气储层特征的水平井开发工艺尤为重要。针对煤层地质特征,从水平井长度优化、簇间距优化、压裂液选择、支撑剂选择、返排率、最终可采储量(EUR)特征6个方面,系统分析煤层气水平井开发技术经济政策,认为煤层气水平段长度一般不超过1 000 m,簇间距15~30 m储层改造效果较好;深部煤层气压裂液中加入滑溜水破胶剂及少量低温辅助破胶剂可提高破胶效率;相比中浅部煤层气储层,深部煤层压裂支撑剂应提高大粒径(0.425/0.850 mm)比例;深部煤层(如大吉区块8号煤)达到最高产气时的压裂液返排率与威远−长宁页岩气相近;煤层气EUR偏低,但用液强度、加砂强度大,应提高煤层气开发效率及经济效益等。煤层气开发效果受地质特征和开发工程技术协同控制,从地质工程一体化角度,提出下步煤层气水平井开发的对策,指出应进一步优化煤层气水平井开发工艺;完善水平井钻完井与配套技术,降低单井钻完井成本;依据煤粉迁移规律,实现煤层气水平井控粉有序返排,提高排采效果;依据游离与吸附气赋存比例,优化生产控制技术提升单井EUR。

     

煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_c)、临界解吸压力(P_j)和井间干扰压力(P_r)为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。     

煤层气水平井煤粉产出及运移特征

煤粉是煤层气水平井排采中的不利因素,影响煤层气的产能。根据沁水盆地南部樊庄区块煤层气水平井的排采数据,分析了煤粉产出特征;通过煤粉在支撑裂缝中运移的物模试验,揭示了煤粉在支撑裂缝中的运移和伤害规律;利用流体迁移规律研究装置,进一步研究了煤粉在水平井筒的流动规律,建立了煤粉运移模型。研究结果表明：煤粉主要来源为钻井过程中钻具对煤层的研磨及压裂过程中大排量携砂混合流体对裂缝煤壁的摩擦和冲刷;煤粉对支撑裂缝中导流能力伤害率达90%,且排采速度越大,出煤粉量越多;煤粉在水平井筒中运移的流型为层流流动,通过控制压力、流量和煤粉含量,可在排采初期实现对煤粉的控制。     

煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理

合理控制套压和井底流压、合理排水降压采气是提高煤层气井开发效果的关键技术。井底流压回升可抑制煤层气解吸产出,造成储层伤害,降低煤层气井产量,影响煤层气井开发效果。通过沁水盆地樊庄区块生产实践动态分析、理论研究和室内实验,提出了煤层气流压回升型不正常井起因,通过理论研究和现场数据分析,明确煤层气井流压回升对储层伤害机理,提出流压回升对储层伤害程度评价方法及治理对策。研究结果表明：煤层气井煤没度增加导致套压降低,套压下降速率越快,则井底流压下降越快;煤没度增加速率过快的煤层气井,其井底流压回升对储层伤害严重,导致气体产出阻力增加,部分气体被毛细管压力封堵在孔隙中,难以产出。流压回升伤害指数可以表征流压回升导致储层伤害程度,抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水量小于煤层向井筒供水量是井底流压回升的主要原因,其治理措施可通过液压冲洗清除固定凡尔煤粉,通过机械振动清除游动凡尔煤粉,通过恒沉没防气锁工艺与煤层气井间断抽水工艺相结合措施治理气锁。     

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。     

应力干扰下煤层顶板水平井穿层分段压裂规律

穿层压裂是提高煤层顶板水平井产气量的关键技术,而应力干扰对煤层顶板水平井穿层分段压裂效果具有重要影响,为此,建立顶板水平井穿层分段压裂数值模型,研究应力干扰对穿层分段压裂裂缝扩展的影响规律。结果表明：煤层的岩石力学参数、压裂段间距和压裂施工方式是影响顶板水平井穿层压裂段间干扰的3个重要因素,随着煤层泊松比的降低,叠加应力逐渐增加,段间干扰程度增加;随着段间距离的增加,叠加应力逐渐减少、应力干扰逐渐减弱;顶板岩层内的叠加应力和应力干扰程度明显大于煤层;渗流扩散泄压施工产生的叠加应力明显低于连续压裂施工,段间干扰程度明显降低。研究得出连续施工的中硬煤层分段间距在90 m左右,软煤层分段间距在70~80 m较合理。扩散泄压压裂施工段间距相应降低,中硬煤层的分段间距在70 m左右、软煤层分段间距在60 m左右较合理。工程实践表明,顶板水平井分段压裂裂缝穿透了煤层,形成了较长裂缝,取得了较好的产气效果,实现对煤层的高效穿层压裂改造,研究结果为顶板水平井穿层压裂段间距优化提供了理论依据。     

焦作煤田恩村井田煤层气赋存特征与开发利用前景

根据煤田地质勘查和煤层气参数井资料,对焦作煤田恩村井田煤层气赋存的地质条件和煤层气储层特征进行了分析,认为井田内煤层气含量与煤层厚度、煤层埋深、煤层割理发育程度、围岩气密性呈正相关,且明显受构造控制。以F5断层为界将井田分为北块段和南墙向斜主体块段两个富集区。初步预测井田内二1煤层气总资源量160亿m3,有较大开发潜力,由于该区煤层渗透率、储层温度较低,煤破裂压力与闭合压力差值小,不利于通过压裂产生有效延伸长度和导流能力的裂缝,建议设计施工水平井或多分支水平井,以增加煤层气产能。