樊庄地区3#和15#煤层合层排采的可行性研究

煤层群发育的地区实施分层压裂、合层排采工艺技术是降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措之一。准确掌握此项技术的适用条件是提高其成功率的重要保障。根据煤层气井垂直井产气特点,系统分析了樊庄区块3^#煤层和15^#煤层合层排采的主要影响因素;根据樊庄地区勘探开发资料,得出该区上下围岩性质、煤储层物性特征及水力压裂后渗透率;根据地下水动力学原理及勘探资料,绘制出该区3^#煤层和15^#煤层地下水流势图;根据煤层气井排采特点,结合达西定律,最终得出研究区3^#煤层和15^#煤层适合合层排采的区域。现场部分井的开发试验验证了理论分析的可靠性。      

潞安矿区山西组3#煤储层低压特征及控制因素研究

煤储层压力是影响煤层气开发地质条件评价和钻完井、增产改造技术工艺设计以及排采制度制定的重要参数,获得可靠的煤储层压力参数并认识其区域分布规律,对于指导煤层气高效开发至关重要。以沁水盆地中南段潞安矿区山西组3#煤层为对象,分析发现前期煤储层压力数值可靠性不足,改进并应用大时长关井注入压降套管试井方法,完成了潞安矿区34口煤层气井的储层参数测试和压力特征的系统研究。结果表明：(1)大时长关井压降套管试井是潞安低渗透低压储层矿区获得可靠储层压力参数的先进技术和方法;(2)山西组3^#煤层为低压和超低压储层,在800m埋深以浅,平均储层压力梯度为4.2kPa/m,这远低于本世纪初期关于潞安矿区储层压力(6~7kPa/m)的水平;(3)3^#煤层的低压特征与煤层埋深和底板高程线性相关,其区域性分布规律的控制性地质因素是地下水流场和辛安泉域的地面排泄;(4)潞安矿区3^#煤层的低压和超低压储层的保护性增产改造技术工艺亟待开发,这包括压裂液体系,压裂泵注程序、压裂后返排,及时排采施工,以及排采制度的设计和实施;(5)潞安矿区山西组3#煤层低压_超低压现象的发现对重新认识沁水盆地煤储层压力规律具有重要启发和借鉴。     

煤层气井N2泡沫压裂技术探讨

针对中国煤储层"三低一高"的特点和常规压裂效果差、煤层气井产量低的现状,提出了煤层气井N2泡沫压裂技术。通过实验研究,优选气相、液相,优化泡沫配方,提高铺砂浓度,完善施工技术、储层保护和压后排液措施,现场应用2口井,效果显著。实践证明,N2泡沫压裂技术可有效提高煤层气井产量,推广应用前景较好。     

沁南煤层气井氮气吞吐及带压检泵耦合应用

沁水盆地南部煤层气田煤阶属于无烟煤,储层具有低孔隙度、低渗透率、低压的特点,煤层气井经过长时间生产其产气量、产水量、套压逐步降低,为了实现稳产乃至增产的目的,可利用煤层气井氮气吞吐及带压检泵耦合作业,最大限度的实现对油气层和环境的保护,实现煤层气高效开发的目的。     

煤层气水力压裂工艺技术

针对煤层气压裂储层选择和压裂施工的问题,从煤层地质力学角度,提出了煤层气压裂储层选择的评价指标及分级条件。结果表明,采用评价指标优选出3个主力煤层,根据煤心特征进行了室内压裂液优化实验,煤层物性和裂缝发育情况选用高排量(7~9 m~3/min)、低砂比(8%~9%)的缝网压裂方式进行施工。压裂结果显示施工中地表压力平稳,未发生砂堵,压裂后实际排采最高日产气量达2 470 m~3。     

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鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点，且存在严重的水相圈闭损害和其它敏感性损害，采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系，大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量提高2倍以上，初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系，为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发难题奠定了良好的基础。     

影响中国无烟煤区煤层气勘探的主要因素

中国无烟煤分布区的特点是聚煤期后的地质时代构造活动强烈，使煤层原始结构遭受严重破坏，因此含气量虽高，但渗透率低、可解吸气量低。根据对中国无烟煤区煤层气勘探现状和存在主要问题的分析，认为这类地区煤层气勘探中选区不当和增产措施不配套，是勘探未获得实质性进展的主要原因。指出次生裂缝发育带是高渗透性煤层分布带，是有望获得突破的有利勘探选区，套管射孔压裂是有效的增产措施。图２表２参４（梁大新摘）     

煤层气勘探开发和增产技术

国外的经验表明，应选择煤层稳定，单层厚度大（＞０．６ｍ）．煤层埋藏浅（＜１０００ｍ），煤层物性好，裂隙发育。含气量较高（烟煤或半无烟煤）的煤层做为煤层气勘探开发的对象。最优化压裂设计是增产的关键，国外目前已建立了一批适于煤层气井的压裂软件，可供我们借鉴。应根据煤层的地质特征，选择合适的压裂液和支撑剂：冻胶压裂液适于高渗透煤层，清水压裂液适于低渗透煤层。作者也曾研制出了两种适于压力系数为１．温度为２０℃左右煤层的压裂液。新疆聚煤盆地发育，侏罗系煤炭资源十分丰富。尤其是准噶尔盆地南缘地区煤层厚度大，煤岩热演化程度高，已达气煤阶段，煤层气资源的开发利用有着广阔的前景。     

潞安屯留区块煤层气酸化泡沫压裂技术研究

针对潞安屯留区块煤层储层改造存在的问题,通过对本区块煤层特征进行分析研究,对压裂液及支撑剂进行优选、对压裂设计进行优化,并采取加入预前置酸和氮气泡沫压裂的措施,从而解决了煤层压裂施工中存在的渗流通道堵塞、压裂液难返排、压裂效果不理想的一些问题,在保证了煤层压裂施工成功的同时也提高了煤层气的产量,不仅为本区煤层气开发提供帮助,更对全国的同类煤层储层的改造开发具有借鉴意义。     

沁水地区煤层气储层多脉冲压裂技术试验及应用研究

沁水盆地煤层气储量较为丰富,煤层埋深较浅,煤储层孔隙度、渗透率低,目前主要以水力压裂改造煤气层储层达到投产增产目的。针对沁水地区浅层煤层气储层地质特征及开发特点,水力压裂地层破裂压力不明显,二次压裂增产效果不理想等问题,开展了煤层气储层多脉冲压裂技术的试验应用研究与探索。重点论述了浅层煤层气多脉冲压裂技术设计方法、装药结构设计、作用机理与工艺设计及全封闭井口多脉冲压裂设计等,总结分析了三口井现场试验的效果及存在的不足。该工艺技术应用试验的成功为浅层煤层气压裂开发提供了新的增产技术与途径。建议进一步完善工艺和优化设计方法,在单井多脉冲试验应用的基础上,开展煤层气多脉冲压裂技术与水力压裂复合工艺研究,以提高综合压裂效果。     

四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果

四川省南部（川南）煤田古叙矿区大村矿段煤层气勘探开发3年来,完成了参数井施工测试、测井及固井等工程,开展了煤储层研究和压裂改造试验。改造后,DC-1井、DC-2井、DCMT-3井产气量均达到甚至超过了500~1 000 m³/d的工业产能指标,表明该区煤层气地面抽采试验获得了重大突破。这是在我国南方大倾角、低-特低渗透率、薄煤层、高煤阶情况下取得的成功,意义重大！为此,从煤层气试验井网储层特征入手,分析该区煤层气开发的优势与劣势,科学合理地总结了射孔压裂排采方案在川南地区勘探开发煤层气的经验和不足,提出加快勘探试验步伐和扩大试验区、引进先进适用的勘探新技术等建议,以确保四川省煤层气成功进行规模化、商业化开发。     

煤层气藏缝网压裂直井生产动态规律

体积压裂技术在煤层气藏开发中已得到广泛应用,针对体积压裂形成的裂缝网络(SRV),矩形边界复合模型相比于传统的径向复合模型能够更加准确合理地描述流体的渗流规律。解析或半解析函数方法无法对考虑SRV的矩形复合模型进行求解,而应用线性流模型对其求解则又会产生较大的误差。为此,利用双重介质模型对煤层气藏体积压裂区进行描述,综合考虑煤层气的吸附与解吸、扩散、渗流等多重运移机制,建立了基于非稳态扩散的煤层气藏矩形复合压裂井试井模型。结合Laplace变换、Stehfest数值反演以及计算机编程技术,采用边界元方法对模型进行求解,得到了煤层气藏生产动态变化的规律。对试井典型曲线进行了流动阶段划分,并分析了气藏边界尺寸、体积压裂区渗透率、吸附气含量、储层渗透率以及SRV尺寸等参数对生产动态规律变化的影响,实现了对体积压裂改造后的煤层气藏更为准确合理的描述。该项研究成果为深入认识煤层气运移规律和高效合理评价及开发煤层气藏提供了理论依据。     

关于大幅度提高我国煤层气井单井产量的探讨

目前我国煤层气单井产量低,已经成为制约煤层气产业发展的严重障碍。为此,在分析煤层气单井产量形成和控制机理的基础上,剖析了低产的原因：①对于储层条件绝大多数都不如美国的中国煤层而言,游离态甲烷气的渗流在其运移中不占主导地位,而解吸和扩散常常成为其运移的主控因素;②现在所采用的系列开采技术不能直接调控上述主控因素,因而并不完全适用于该类煤层的煤层气开发。进而提出了提高煤层气单井产量的技术思路：借鉴防止煤层瓦斯突出和页岩气有效开发的研究成果和思路,以煤层中长水平井等特殊结构井井筒为依托,将井筒附近20～40 m之内的煤层压裂形成一个由大小不同裂缝构成的裂缝网络,将该区域内的煤层“分割”成若干大小不等的煤块,使每一个大煤块四周的毫米级裂缝与井筒直接相连并与大气相通,在抽排过程中较快形成高温、高压差下煤块内气体的释放,煤块中的各级裂缝加速这个过程,相当于加速了煤块中气体的解吸、扩散、渗流速度,同时因之而增大了煤块的基质渗透率,这又反过来加速了煤层气的解吸、扩散、渗流速度,从而可大幅度提高单井产量。     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

基于示踪剂的煤层气井分层产能测试技术

为评估分层压裂、合层排采煤层气井不同产层的产能,以研究分层压裂示踪剂为方向,经室内研究与现场试验,开发了一套评估分层压裂合层排采煤层气井各层产能的新技术。通过室内水质背景成分、配伍性、干扰实验等室内研究,筛选出硫氰酸铵和硝酸铵两种分层压裂示踪剂,并进一步研究出了用分光光度法分析示踪剂,以及降低示踪剂分析干扰的方法。在煤层气井分层压裂中,将示踪剂与活性水压裂液混合,注入目的层,每层注入一种示踪剂,注入中保持两种示踪剂浓度、体积基本一致。在施工完成后,取返排水,分析水样中两种示踪剂的浓度,结合单井产水量,可评估分层产能。应用该方法,分别在山1井和陕1井所在的2个区块进行了测试,符合率较好。与其他产能测试技术相比,该技术具有成本低廉、检测简单、不影响生产和无储层伤害等优点,可快速为多层系煤层气田的勘探开发方案提供参考和依据,有利于在区域勘探或开发初期,提高煤层气勘探开发效率和区域经济效益。     

紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术

煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层"有气难出"的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:(1)顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;(2)水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;(3)形成了"优质、快速、安全"钻井技术,深穿透定向射孔技术,"大排量、大规模、高前置液比、中砂比"活性水压裂技术等3项关键技术;(4)工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。     

体积压裂技术在煤层气开采中的可行性研究

中国煤层气储量丰富,但由于煤储集层低饱和度、低渗透率、低压力等特点使煤层气井的开采效率极低。为了获得煤层气的高效产出,借鉴北美页岩气藏体积压裂改造工艺的成功经验,从天然裂缝发育程度、岩石成分和缝网构造机理3个方面提出了体积压裂的控制条件,对比了煤层气与页岩气的勘探技术和地质特征等,针对性地剖析了体积压裂技术在煤层气开发中的有效性与局限性。研究结果指出,体积压裂改造工艺技术可明显改善煤储集层的渗流环境,提高单井产量;其增产改造效果与煤储集层内天然裂缝、节理与层理等结构薄弱面的发育程度、岩石的脆性指数和水平主应力差值等密切相关;在压裂工艺允许的范围内,压裂改造体积越大,增产效果越显著。用MEYER软件数值模拟了山西临汾煤层气井组的一口井,结果表明,在煤储集层内实施体积压裂技术是可行的,这对今后煤层气的开采研究具有重要的指导意义与现实价值。     

二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素

我国越来越重视对低煤阶煤层气的勘探,但已有的资料表明,目前对低煤阶煤层气藏的认识还不够深入。为此,以我国典型的低煤阶煤层气区——二连盆地霍林河地区为例,对该区煤层气地质特征和煤岩煤质及煤岩演化程度、煤储层渗透性、煤层含气性等煤储层特征进行了分析,从构造条件、封盖条件及水文地质条件3个方面研究了煤层气藏主控因素及保存条件。结论认为:霍林河地区煤层气成藏条件有利,具有煤层厚度大、煤层埋深较浅、煤储层渗透性好、含气量较高、封闭保存条件好等特点;保存条件是该区煤层气成藏的主控因素,且封闭条件好的浅部是煤层气富集的有利区。     

固井水泥浆对裂缝割理发育型煤层气储层的伤害机理

我国滇东黔西地区煤层气储层割理、裂缝发育,破裂压力低,固井水泥浆(以下简称水泥浆)容易侵入煤层气储层,造成储层伤害以及储层改造破裂压力异常升高等现象。为了揭示水泥浆伤害该类煤储层的机理,在分析煤岩的理化性能和潜在伤害方式的基础上,通过CT扫描、电镜扫描等技术手段,直观分析煤心内部污染前后裂缝、孔隙结构发育情况与水泥浆在裂缝、孔隙中的侵入、堵塞情况,进而计算得到水泥浆和裂缝在煤心中的体积占比关系,建立了水泥浆伤害煤储层的定量评价方法。研究结果表明:(1)水泥浆及其滤液在压差作用下沿煤储层的裂缝侵入储层内部,其侵入程度随裂缝、孔隙发育程度变化,裂缝、孔隙越发育,侵入程度越高;(2)侵入储层内部的水泥浆经胶结固化后,形成的水泥产物在裂缝、孔隙中致密填充,并致密覆盖煤心表面,严重堵塞煤层气流通通道,表现出固化后的水泥产物使煤心渗透率降低、煤岩抗压强度升高,使后续压裂破裂压力异常升高,影响压裂改造效果;(3)水泥浆滤液对煤岩的碱敏、速敏影响程度远小于水泥浆侵入对煤岩的伤害程度。结论认为,所建立的水泥浆污染煤储层的定量评价方法对提高煤储层固井质量、保证煤层气高效开发等都具有指导作用。     

韩城矿区煤层气L型水平井套管钻井技术

地质条件与工程技术匹配程度决定了煤层气开发效果,为进一步摸索适合韩城矿区煤储层特点的开发技术,不断改善该区煤层气开发效果,在总结该区丛式井组射孔压裂及多分支水平井技术开发效果基础上,结合该区煤储层低孔、低渗及低压的特点,应用L型水平井套管钻井技术。该技术三开采用套管钻进,完钻后不进行固井作业,直接射孔完井。结果表明该类开发技术具有一般水平井开发技术的优点,与多分支水平井相比能够保持井壁的稳定性,同时避免固井作业及压裂改造带来的不利影响,产气效果明显趋好。