压裂煤储层气水两相流模型及煤层气产量分析

水力压裂是促使煤层气增产的关键技术,研究压裂煤储层中的气水两相流特征具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块2 000m以深的8号煤层为研究对象,建立了研究区COMSOL软件下的模拟模型,基于储层物性参数和煤层气井排采参数,得到了与实际产量较接近的日产气量和日产水量。研究表明,排采过程中储层压降范围是以井口为中心,从压裂区逐渐向未压裂区扩展的近似椭圆形区域,椭圆长短轴分别沿水力压裂区域的长短边方向,压裂区压降速度远大于未压裂区。压裂区大小和井底流压变化特征对煤层气井产量产生重要影响,扩大压裂区有利于煤层气井稳产阶段日产气量提升;排采阶段井底流压的大幅波动和台阶式下沉会导致煤层气井后期产量的下降。     

松软煤层水平对接井筛管完井工艺技术

松软煤层中开发煤层气,由于地质条件复杂、井壁不稳定、产气通道易堵塞等,致使松软煤层中水平对接井的抽采效果较差。重点研究了松软煤层水平对接井筛管完井工艺技术,包括筛管选型、配套设备机具和下管工艺技术等。通过在晋城成庄区块现场应用,3口水平井煤层段下入筛管总长度达到1466 m,取得了良好的应用效果。     

新疆库拜煤田煤储层特征及开采技术建议

通过煤储层地表及矿井下露头观测取样及试验分析,结合钻孔及测井资料,对新疆库拜煤田中部近直立煤储层空间展布、岩石物理特征、孔隙、微裂隙、大裂隙系统特征、含气性及气水分异特征进行研究,认为A5、A7煤层适合煤层气勘探开发,并对本区煤层气藏特征的井网部署、井型选择、钻完井等开采技术提出合理化建议。     

“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。      

煤层气井合层排采过程中储层伤害问题研究

合层排采的煤层气井目的是实现多层产气的正向叠加效应,但是,在实际生产中,合层排采往往引发储层伤害,造成多层合采的煤层气井日产气量甚至小于同一区块内单煤层排采的井。在系统分析合层排采可能引发的储层伤害基础上,以实例说明,上部储层的伤害、产水层的影响和产层间距过大是合层排采过程中造成储层伤害的主因,并分析总结认为当两(多)层煤的临界解吸压力较为接近时,是进行合层排采的最优条件。     

基于数值模拟方法的煤储层参数敏感性分析

为了提高彬长矿区大佛寺井田地面直井开发煤层气的产能和经济效益,利用煤储层数值模拟方法对孔隙度、煤层厚度、渗透率以及气含量等煤储层参数进行产能敏感性分析。研究表明:对于大佛寺井田煤层特征来讲,直井累计产气量和稳产期平均日产气量对气含量的敏感性最大,其次是孔隙度和渗透率,对煤层厚度的敏感性最小。煤储层参数敏感性的认识对该区煤层气开发布井、选层具有一定的指导意义。     

基于煤层气井排采数据的储层含气量动态反演研究

煤储层含气量是煤层气开发的核心参数,但实测煤储层含气量与煤储层的真实含气量之间往往存在误差。基于窑街矿区海石湾井田煤层气井不同时段的产气量,以煤储层含气量“定体积”降低为基础,反演煤储层实时含气量,研究煤层气井排采过程煤储层实时含气量的变化规律。结果表明:煤储层含气量随排采时间呈线性下降趋势,不同步长煤层气井产气量与煤储层含气量降低幅度一致,遵循“定体积”产气特征,即煤层气单井产气量是煤基质“定体积”产出;煤层气井的产气量与含气量降低速率有关,而与煤储层原始含气量无关。煤储层为隔水层,水力压裂难以改变煤基微孔隙通道的结合水状态,CH₄产出过程受水–煤界面作用控制,煤层气产出是“CH₄·煤·水”三相界面传质作用的结果,水–煤界面作用中水的湍动提供并传递能量,激励块煤中CH₄解吸与产出。      

方位伽马在煤层气水平井中的应用

水平井作为煤层气开发的一种井型,施工难度相对较大,主要体现在安全着陆、钻遇率、储层保护、防塌防卡等,其中煤层钻遇率是提高产气量的重要指标。随着钻井技术和随钻仪器的不断发展,保障储层钻遇率的相关地质参数探管、短节和地质导向技术也相继应用在煤层气水平井施工中。现阶段在煤层气水平井中,伽马探管,特别是方位伽马探管的运用较广,利用伽马测井划分岩性、地层对比、计算地层视倾角的功能,为现场决策者提供井内地质参数,能够有效地为钻井服务。本文通过一口煤层气水平井的施工,介绍了方位伽马在煤层气水平井中的应用。     

渤钻低密度固井水泥浆降低煤层气储层伤害的实验

针对煤层气井传统的固井水泥密度较大,在固井过程中产生较大压差,影响半径较大,且滤液成分矿化度较高,持续对储层产生伤害的问题,通过对比渤海钻探所使用的低密度固井水泥浆(统称渤钻浆)和常规固井水泥浆的失水量、滤液性能和稠化时间,并通过分析其滤液成分、电导率、渗透率回复率和计算污染半径,评价了渤钻浆降低煤层气储层伤害的能力。结果表明:渤钻浆失水量比常规固井水泥浆小一半,并且滤液黏度高、矿化度低和电导率低,使渤钻浆污染的煤样渗透率降低为28.97%(常规水泥浆污染的煤样渗透率降低为65.87%),渗透率恢复率为89.81%(常规水泥浆渗透率恢复率为61.18%)。综合来看渤钻浆不仅密度低,形成压差小,保证煤层稳定,还减小污染半径,降低了对煤层气储层的伤害。      

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。      

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。     

贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术

贵州对江南井田煤层气开发进展缓慢,通过前期勘探阶段实践,该区块存在的主要问题是钻井效率低、固井漏失严重、压裂改造周期长,单井产量低,客观评价井田煤层气地质特征及开发技术对后续煤层气的开发至关重要。通过对井田煤层厚度、煤体结构、储层压力、含气量、渗透性等方面进行了系统研究,结合井田以往钻井、压裂及排采实践,提出了井田煤层气开发以定向井为主,在M18煤层构造简单、煤体结构好、含气量高、煤层稳定且厚度大于3 m的区域,宜采用水平井的开发方式,在M25和M29煤,M78和M79煤构造简单、含气量高、煤层稳定且层间距小于5 m的区域,宜采用层间水平井的开发技术,漏失井段宜采用空气潜孔锤快速钻进技术,非漏失井段宜采用螺杆复合钻进技术,固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式,直井和定向井压裂宜采用复合桥塞层组多级压裂,水平井宜采用油管拖动水力喷砂射孔压裂技术,排采宜采用合层排采+分层控压技术,形成一套适宜于对江南井田地形地质条件下的煤层气开发技术,为今后研究区大规模煤层气商业开发提供参考。      

入井工作液顺序接触煤岩储层损害实验评价

致密煤岩具有高毛管压力和比表面积大等特点,在钻井、完井和增产改造过程中,流体侵入将造成储层损害,显著降低工程技术效果。以往文献仅报道了单项工作液对煤岩储层的损害,忽视了工作液顺序接触煤岩储层损害的叠加效应。以川南煤田古叙矿区上二叠统龙潭组煤样为研究对象,开展了流体之间配伍性实验、钻井完井液与压裂液顺序接触煤样对渗透率损害实验。单项工作液储层损害评价实验结果表明,压裂液对储层的损害最严重,钻井完井液次之;工作液配伍性和顺序接触损害评价实验结果表明,与钻井完井液接触后,瓜胶压裂液损害最严重,离子平衡压裂液次之,活性水压裂液较轻,清洁压裂液最轻。顺序损害实验反映了工程实际过程,为入井流体评价和优选提供理论依据,有利于促进煤层保护和煤层气高效开发。      

中国煤层气储层伤害分析及钻井液储层保护研究现状

因煤层气储层具有低孔、低渗、裂缝发育但分布不均的特殊性,在煤层气开发过程中储层极易受到不可逆转的伤害。煤层气储层伤害会导致煤层气产气量下降,增加开发成本,延缓工程进程,最终制约煤层气开发效果。为降低煤层气储层伤害发生的可能性,概括了钻井过程中煤层气储层伤害机理,介绍了国内主要煤层气钻井液技术的发展历程,煤层气钻井液储层保护的方法及进展,国内近年来优选的无伤害钻井液体系及国内储层保护钻井液的发展方向,为未来煤层气储层保护提出新思路。      

四川煤层气井施工的问题与对策

在四川施工了5口煤层气井（其中参数井4口）,各项参数反映四川煤层气具备了开发和小井网试采的储层条件。但在施工中存在钻探进度慢、测试坐封选层难、井斜控制难、煤层对比和采取率不甚理想、煤储层污染严重等问题。通过分析,提出采用“三开”井身结构、防斜打直、进一步开展大口径绳索取心的攻关、储层保护等建议,以推进四川煤层气的勘探开发中钻探技术上的保证。     

煤层气井排采历史地质分析

根据晋城、潞安、焦作、铁法4个矿区25口煤层气生产试验井的排采资料,从煤储层渗透性和含气饱和度、生产压降条件、地下水系统、储层能量系统等方面综合分析研究,将排采曲线归纳为4种具有代表性的类型。认为煤储层渗透率0．5mD以上、临储压力比0．6以上以及含气饱和度80％以上,是获得高产煤层气井的必要储层条件。同时,煤储层和围岩的不同组合。将直接影响煤层气井的生产状况。     

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。      

松软突出煤层地面U型井钻完井施工工艺研究——以西山煤田东于煤矿MJDH01-H井为例

U型井作为煤层气地面抽采水平井的一种,能够较大面积的揭露储层,增加产气量。以西山煤田东于煤矿地面煤层气抽采U型井MJDH01-H试验为例,研究了松软突出煤层U型井的井身结构设计、钻进工艺参数、钻孔轨迹控制、钻井液、煤层生产套管的加工及下入等施工的关键技术,为松软突出煤层地面U型井套管完井施工提供了技术借鉴。      

应用U型井开采倾斜构造煤层气的钻采技术研究

倾斜高陡构造煤层气钻井的共性是井斜难以控制,而且这类储层分布较广,潜力巨大。根据霍林河煤层气构造地质条件,地层倾角较大,主力煤层厚度大,渗透率较高,又属于典型的低煤阶煤层气,易于实施U型斜井钻采工艺。U型斜井钻采工艺特殊,利用定向斜井与其远端的直井在井下连通,建立煤层流体循环系统。为了保护煤层,煤层钻进过程中要采用环空充气欠平衡钻井工艺。采气时要选用排量范围广、成本低、耐砂能力强的螺杆泵,提高排采效率;U型斜井能够充分发挥倾斜地层流体势能和各井的优势,能够提高排水和采气效率。结合霍林河煤层气钻采,探讨了U型煤层气井钻完井工艺及采气工艺。