节理煤层井壁稳定性的评价模型

对节理煤层的井壁失稳机理分析表明,近井壁的裂纹受到地应力和裂纹应力的双重影响,比煤岩块体更容易遭到破坏。用应力强度因子描述了裂纹的受力集中程度,利用强度准则构建了裂纹扩展破坏的判据,据此提出了节理煤层井壁稳定评价模型。该模型可以定量判断节理煤层直井或水平井井壁是否稳定,对其他节理地层的井壁失稳评价也具有借鉴意义。应用该模型并结合实例评价了煤储层水平井的井壁稳定,分析了裂纹倾角、井底压力、裂纹长度和井眼半径对应力强度因子的影响。对于节理煤层水平井,随着井底压力的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ呈线性减小,井壁稳定性变好;随着裂纹长度的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ也显著增加,井壁稳定性变差;裂纹倾角增大,应力强度因子K_Ⅰ减小,而K_Ⅱ增加,裂纹的抗张能力增强,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。当井径增加时,K_Ⅱ增加,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。节理煤层中井眼存在尺寸效应,煤岩中存在裂纹是其重要原因。裂纹与井径的比值越大,尺寸效应越明显。     

非连续介质力学模型预测煤层井眼稳定性

煤层为割理、裂缝发育的非连续介质,井壁失稳是煤层气钻井难题之一,目前利用连续介质力学模型预测钻井液安全密度窗口,实际应用效果较差。为此,针对煤层为非连续介质的特点,基于非连续介质力学方法建立了煤层坍塌压力的离散构元模型,进而推导出用地应力、割理间距、割理倾角、井眼尺寸、面割理黏聚力和面割理摩擦角等弱面参数表达的坍塌压力、破裂压力非连续煤层数学方程,并定义了方程中与井眼液柱压力、坍塌压力相关的井壁稳定系数。分析表明,井壁稳定系数为正时,可以采用提高液柱压力稳定井壁;否则,不可单一采用提高液柱压力稳定井壁,还需要提高地层的承压能力。另外,坍塌位置对井眼尺寸较敏感,而坍塌压力受井眼尺寸影响较小。     

离散单元法评价煤层井壁稳定性

煤层属于裂缝发育的地层,钻井过程中井壁稳定性分析复杂,对煤层井壁稳定性进行评价十分必要。为此采用山西省沁水盆地樊庄3号煤层及取得的基本物理参数和节理参数,利用适合模拟节理煤层的离散元软件UDEC建立直井煤层模型,通过改变井底压力参数来分析井壁位移变化情况,得出了井眼模型宏观变化图像、微观位移矢量图以及8种不同状态下模型应力数据,并定量分析了8种状态下井眼附近离散单元失效情况。综合位移矢量图和定量分析结果,建立了井眼煤岩离散单元安全系数法,评价了煤层井壁在欠平衡条件下的井壁稳定性,评价结果认为：在该煤层参数下煤层井眼的最佳稳定井底压力区间值为4～7 MPa。所建立的评价煤层井壁稳定性方法,可为煤层气气井钻井提供一种井壁分析分析手段。     

煤系地层坍塌压力预测与井眼轨迹优化

由于煤岩割理交错发育,采用常规井眼坍塌压力预测模型不能准确指导钻井作业,甚至有可能引发井壁失稳事故。通过分析煤岩理化性能和微观结构,确定井壁失稳类型以力学失稳为主;结合弹性力学、岩石力学、单一弱面破坏准则等理论,建立了煤岩地层水平井坍塌压力计算模型;以DB-X01井、DB-X04井与红河油田煤层段为例,根据所建模型进行井眼轨迹优化,得出最佳钻进井斜角与方位角;结合DB-X01井J₂kz煤层,分析了割理产状、地应力机制以及井眼轨迹对坍塌压力的影响,为煤系地层水平井井眼轨迹优化研究提供参考。     

水平井试油过程裂缝性储层失稳机理

针对水平井裂缝性储层试油过程中井底压力选择不当会引起井壁坍塌问题,开展了天然裂缝性储层水平井井壁稳定问题研究。从井壁稳定的力学机理出发,建立了水平井井周应力状态,选用弱面破坏准则,建立了水平井段测试过程维持井壁稳定的井底最小压力模型,模型考虑了天然裂缝产状、井斜方位、地应力、地层强度与孔隙压力的联合影响。在此基础上定量分析了各因素对维持井壁稳定的最小井底压力的影响。结果表明：天然裂缝面倾角小于45°时,井壁岩石发生弱面破坏,倾角大于45°时,在某些井眼方位井壁岩石会发生本体破坏;天然裂缝走向对井壁的破坏形式也有显著的影响,在最小水平地应力方位附近,井壁最易坍塌;随着地应力非均质性的增强、孔隙压力的升高,维持井壁稳定的井底最小压力逐渐增大。     

沁水盆地煤层气井坍塌压力预测

针对煤层气井井壁稳定问题,应用力学分析方法从井壁应力分布入手,根据斜井井壁稳定力学模型,分别结合Mohr-Coulomb准则和Drucker-Prager准则,建立水平井筒井壁坍塌压力计算公式。应用所建立的公式对沁水3#煤层羽状水平井坍塌压力进行了预测。计算结果表明,井眼沿最大水平主应力方向时,坍塌压力为负值,这种情况下煤层气井不会坍塌,井眼稳定;当井眼沿最小主应力方向时,坍塌压力高于或者略低于地层压力,说明煤层羽状井眼不稳定,会产生煤粉;当井眼介于最大和最小水平主应力之间时,其坍塌压力在所计算的两个压力之间。     

考虑岩石强度尺寸效应的脆性地层井壁坍塌压力统计模型

在钻井过程中，不同尺寸的井眼揭开地层时，井壁上揭露的裂隙、节理等缺陷不同，实践表明同样地层井眼越小，井壁一般越稳定，这种直观认识缺乏理论支撑，由于井壁裂隙、节理等缺陷不能被精确地刻画，井眼尺寸对井壁稳定的影响也很少用在坍塌压力计算中。针对这一问题，建立了基于Weibull 统计强度尺寸效应理论的脆性地层井壁稳定模型，并对不均匀性、井眼尺寸等主要影响因素进行了讨论。结果表明:随着井周围岩均匀性的增加，井眼尺寸对井壁稳定的影响减小；相对于参考标尺的6″井眼，井眼尺寸增加，坍塌压力增加。对实际施工而言，在满足其他工程要求的前提下，对易垮塌地层应尽量采用小的井眼。     

煤层气欠平衡水平井的井眼清洁监测方法

煤层气欠平衡水平井钻井作业时,由于水平井具有水平位移大的特点,极易造成钻井液携岩不畅等问题,易导致井壁不稳定,增加了井壁坍塌及井漏的风险。为此,基于井眼清洁程度与井筒环空循环压力的变化具有相关性这一特点,把PWD测量的井底压力用于井眼清洁程度监测。采用C++语言开发出一套煤层气欠平衡水平钻井井眼清洁监测系统,该系统通过实时采集数据监测井底的环空压力数据,与理论计算的环空压力数据进行对比,寻找井眼清洁程度与环空压力变化规律及组合特征,用专家系统隶属度脉冲曲线判断井眼清洁程度,从而实时诊断井眼清洁度并对井眼不清洁发出预警,实现了对煤层气欠平衡水平井井眼清洁度的实时评价。实际监测应用结果表明,在井下出现煤层垮塌或钻井液性能变化而表现出井眼重度不清洁预警情况下,需要及时改变注气量、钻井液性能等工程措施,进行钻井液循环排除岩屑在环空的滞留,以消除沉砂带来的安全风险。     

多弱面地层水平井裸眼井壁垮塌量计算模型

针对裂缝性地层水平井试油过程中井壁垮塌的问题,建立了多弱面地层水平井裸眼井壁垮塌量计算模型,采用该模型分析了水平井裸眼井壁垮塌量的影响因素,并通过现场应用将其与单弱面模型进行对比分析。分析裂缝产状、井眼方位、地层应力各向异性、弱面数量及井内液体密度对井壁垮塌量的影响后发现:裂缝倾角较小时,井壁垮塌量较大,井壁稳定性差,裂缝倾角较大时,井壁垮塌量波动较大,井壁稳定性随井眼方位及裂缝倾向的变化而变化;裂缝倾向不同垮塌量极大值出现时井眼方位不同;地应力差越大井壁垮塌量越大;井壁垮塌量随井内液体密度的增加而减小,当井内液体密度在孔隙压力当量密度附近时垮塌量对井内液体密度的变化较敏感。现场应用结果表明:与单弱面模型相比,大多数情况下采用多弱面模型计算的井壁垮塌量更大,能更可靠地评估井壁垮塌风险。     

力化耦合作用下的层理性页岩气水平井井壁失稳研究

针对现有页岩气水平井井壁稳定力化耦合分析大都仅考虑水化作用对岩石强度的影响,鲜有考虑水化应力应变影响的情况,以弹性力学和岩石力学等理论为基础,同时考虑水化作用对岩石力学参数的弱化效应和附加水化应力,建立了力化耦合作用下层理性页岩气水平井井壁坍塌压力预测模型,研究了层理性页岩气水平井井壁失稳机理,分析了影响井壁稳定的因素及影响规律。研究结果表明:存在层理面时,会使坍塌压力大幅升高;沿层理面方位钻进,井壁稳定性最好;当水化时间一定时,坍塌压力随距井壁径向距离增加而降低,水化时间越长,近井壁处易坍塌区域越大;考虑水化应力影响后坍塌压力会大幅升高,在设计钻井液密度时,不能忽略水化应力的影响。研究成果丰富了页岩气水平井井壁失稳理论,对层理性页岩气水平井钻井设计具有指导作用。      

大牛地气田煤层失稳机理分析及对策

大牛地气田以山西组、太原组为目的层的水平井,在大斜度井段钻遇煤层,易发生井壁垮塌事故,严重影响了施工安全和施工进度。为了预防钻遇煤层发生垮塌事故,从煤层的层理结构、煤层的裂隙结构分析了煤层失稳的机理,并结合已完钻水平井工程及钻井液技术指标,分析得出了预防煤层垮塌的钻井液技术对策和工程技术对策。得出进入煤层段前50 m钻井液密度应稳定在1.24~1.26 g/cm3,避免上下大幅波动,钻井液滤失量应低于5 mL;控制起下钻速度不超过10 m/min,进入煤层钻井液应遵循大排量、低射流的原则。对以后山西组、太原组水平井的钻井工程设计、钻井施工及其他油气田煤层钻井垮塌问题,具有指导和借鉴意义。     

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。     

阜康白杨河矿区大倾角厚煤层剩余含气量动态分布特征

新疆准噶尔盆地阜康白杨河矿区煤层厚度大、倾角大,其剩余含气量动态分布规律与常规水平煤层不同。利用数值模拟,构建了大倾角厚煤层压裂直井、裸眼水平井和分段压裂水平井模型,探寻不同井型排采过程中剩余含气量动态变化规律。研究结果表明：排采前期,煤层剩余含气量整体呈以射孔为轴的扇形变化特征;排采中前期,受到气、水重力分异影响,煤层气从深部解吸出来并向浅部运移,造成浅部储集层压力升高,煤层气二次吸附于煤层,浅部含气量升高;排采中期,煤层浅、中部形成吸附—解吸平衡区域;排采中后期,深部解吸气被采出后,储集层压力降低,中、浅部煤层开始新一轮解吸;排采后期,在深部煤层存在明显的高剩余含气量区。     

沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术

针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。      

煤层气径向水平井压裂室内试验与产能数值分析

煤层气径向水平井压裂工艺,即先在目标煤层钻成单层或多层径向水平井、再进行水力压裂改造,有望成为一种解决我国煤层气单井产量过低问题的有效手段。为研究该工艺在煤层中的压裂效果,采用大型真三轴水力压裂试验设备对径向水平井压裂过程进行了物理模拟,得到了3种裂缝形态,并依据试验结果分析了井眼参数对裂缝起裂与扩展的影响规律;同时,采用油藏数模软件对径向水平井压裂后的煤层进行建模,对不同完井方式的产能对比,论证了径向水平井压裂对于煤层气高效开采的巨大潜力,指出径向水平井压裂应当以"一平多纵"的缝网形态为设计目标,并给出了具体的工程设计建议,为该技术在煤层气开发中的应用提供了理论依据。      

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

渭北煤层气老井改造优化设计与实践

渭北煤层气田传统定向井和直井面临压裂改造效果差、单井产量低等生产难题,根据井网部署和煤层地质特点,提出了适合渭北煤层气老井改造的水平井布井方案。针对渭北煤层气田上部地层漏失、下部煤层埋深和厚度变化大、煤层易垮塌等水平井钻井难点,利用Petrel软件进行地质建模,准确标定煤层层位,通过Landmark钻井工程设计软件计算并精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表,实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计;配套优选可循环微泡沫钻井液,解决上部地层漏失和煤层垮塌严重问题。现场应用表明,水平段位于煤层以上3 m范围,水平井全井段钻井液漏失量低,钻进速度快;同时通过集成应用分段压裂改造技术,水平井在主力11#煤层横向上可一次改造6口低效生产井,压裂缝网之间和井间干扰明显,有助于增大泄流面积,提高水平井单井产量。     

织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题,为此,在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上,从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究,并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻,水平段长500.00 m,水平位移818.98 m,最大井斜角97.6°,钻遇煤层293.00 m,煤层钻遇率58.6%,远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%),且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明,采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题,可以在织金区块推广应用。