煤层气羽状水平井井身结构优化设计

为了优质、快速、低成本地完成羽状水平井钻井作业,最大限度地提高羽状水平井单井产量,需要进行钻前井位优选及井身结构优化设计研究。结合沁水盆地南部地区地质特征,分析了影响羽状水平井单井产量的地质因素,指出了断层、陷落柱等破碎地层对煤层气开发和钻井工程的影响;同时,对羽状水平井的主要井身结构参数进行了数模优化,得到了2主支6分支井型的最优井身结构:主支夹角12~18°,主分支夹角39~50°,分支间距150m,水平段进尺4500~5000m。研究结果已在沁南煤层气开发中应用并取得较好的效果。     

煤层气羽状水平井的开采优化

羽状多分支井在煤层气开采中具有巨大的潜力,其井型的优化布置是多分支井成功开发煤层气的关键。目前在煤层气羽状多分支井产能预测和井型优化这方面的研究并不多,给现场生产造成了困难。为此,以多分支井产能数值计算方法为基础,研究了多分支井的分支角度、分支间距和分支长度对产能的影响。结果发现：为了获得较高的产能,多分支井的井筒应垂直于最大主渗透率方向;对于给定的煤层气藏,存在一个最优的分支间距,既能保证较大的控制面积,又能保证分支间的互相影响;随着分支长度的增高,产气量也显著增大,但是考虑到煤层边界和井筒压降的影响,分支长度也应该有一个比较合理的值。     

考虑变质量流影响的煤层气水平井数值模拟研究

针对煤层气羽状水平井井身结构的复杂性以及井筒内流体流动特征,建立了考虑井筒摩擦压降、加速度压降及分支流体汇入引起的混合压降影响的煤层气水平井开采数学模型与数值模型。以沁水盆地南部下二叠统山西组3号煤层作为目的层,开展了煤层气水平井开采数值模拟研究。研究结果表明,由于煤层气羽状分支水平井筒变质量流对气、水产量存在影响,导致不同时刻的主支井筒单位长度入流量分布曲线分别呈上凸型和下凹型,且水平井筒指端与跟端之间的压差呈先增加后减少的趋势,故羽状分支水平井筒变质量流在煤层气水平井产能动态评价中不可忽略不计。     

煤层气仿树形水平井的探索与实践

多分支水平井是目前煤层气开发的主要井型之一,传统的煤层气多分支水平井主支、分支追求最大限度穿越煤层,其结果可能是煤层垮塌,进尺达不到设计要求,主支不可监测、不可重入、不可冲洗。为此,提出了"主支疏通、分支控面、脉支增产"的仿树形水平井设计理念,将多分支水平井的主支建在稳定的煤层顶板或底板上,分支由主支侧钻进入煤层,再从分支侧钻若干脉支。一个主支与若干分支以及每个分支上的若干脉支,构成了主支长期稳定并可监测和重入维护的仿树形多分支水平井。已在山西沁水盆地成功钻成了该类井型,试验井ZS1平-5H井主支全部在煤层顶板泥岩内,该井顺利完成1个主支、13个分支、26个脉支的钻进工作,总进尺12 288m,见煤后总进尺9 512m,纯煤进尺9 408m,实现了单井万米进尺无事故,并成功实现了主支洗井,为我国煤层气高效开发提供了一种新的井型。     

各向异性底水油藏水平井产能计算公式的改进

从各向异性油藏出发,结合基本渗流原理(镜像反映和叠加原理),充分考虑坐标变化中油藏各向异性对油藏参数及水平井参数的影响,对现有产能公式进行了改进.各向异性程度越强,水平段与主渗透率方向夹角大小对产能的影响越明显.在特定各向异性条件下,水平井产能随水平段与主渗流方向夹角的增加而增大;水平段与主渗流方向夹角为90°时,水平井获得最大产能;水平段与主渗流方向夹角为90°时,各向异性程度越强,对水平井长度的正面影响作用越明显,水平井产能越大.     

煤层气多分支水平井分支结构参数优化

多分支水平井是一项高效的煤层气开采技术,选择合适的分支结构参数对于获取理想产气量至关重要。利用数值模拟方法,在分析布井方位、分支数目、分支长度及分支角度对产气量影响的基础上,对煤层气多分支水平井布井方位及结构参数进行了优化研究。结果表明,分支数目和分支角度不是越大越好,均存在一个极限值,该值可通过钻井、完井成本来确定。在渗透率各向同性与各向异性的储层中,分支角度对多分支水平井产气量的影响有所不同。当渗透率各向同性时,将分支角度设计为45°～60°;当渗透率各向异性时,将分支角度设计为45°左右,多分支水平井均能获得比较理想的产气量。部署分支井方位时要尽量使各分支呈均匀的发散状,当渗透率各向异性程度较严重时,尽量使井筒与主渗透率方向成一定的夹角。     

煤层气多分支水平井产能影响因素及增产稳产对策——以鄂尔多斯盆地三交区块为例

鄂尔多斯盆地三交区块的煤层气开发以多分支水平井为主,由于对煤层气井产能的影响因素认识不清,部分煤层气井未获得高产、稳产。为此,在分析区块地质特征和生产特征的基础上,通过对比不同水平井的产气效果,找到了影响多分支水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高多分支水平井产能的对策。研究结果表明：①影响区块多分支水平井产能的主要因素是工程因素和排采因素,其中前者主要是由于钻井工艺的不成熟和完井工艺的不完善引起水平井主支井眼的垮塌,进而导致产气通道的突然堵塞,而后者则主要是排采控制的不合理引起煤储层产生压敏效应、速敏效应和贾敏效应,进而导致煤层渗透率缓慢降低;②通过优化并采用“前进式”单主支筛管钻完井技术、“四平行主支”筛管钻完井技术以及“鱼骨状”多分支水平井筛管完井技术等有针对性的措施,水平井的井眼稳定性、单井控制面积以及煤层气的产出效率显著提高;③将该区煤层气排采划分为无效解吸、低效解吸和高效解吸3个排采阶段,并制定了各阶段井底压力下降速率和产气增长速率的定量化控制指标,多分支水平井稳产期进一步延长,产气效果显著提升。     

中煤阶煤层气水平对接井开发效果与优化

通过理论分析与数值模拟相结合,分析对比SIS水平井与常规水平井的开发效果,在此基础上从生产制度与井型设计两方面对SIS水平井进行优化设计。研究表明,渗透率在1~40 mD,含气量小于12 m3/m3时,SIS水平井的采出程度是常规水平井的2~7倍。因此对于含气量较低,渗透率中等,割理较发育的中煤阶煤层气藏,SIS水平井具有较大的优势。SIS水平井合理泵排量为60~90 m3/d,合理生产井井底流压应控制在0.15~0.2 MPa.同时SIS水平井分支长度在1 100 m左右,分支夹角在40°~50°,SIS水平井主轴方向与面割理垂直时,SIS水平井开发效果最佳。     

沾18块Ng下1砂组稠油热采鱼骨状分支水平井优化研究

根据沾18块的地质条件建立了三维网格模型,采用CMG热采软件的STARS模块对沾18-支平1井的主支长度、分支数、分支角度、分支长度、纵向位置、注采参数等进行了优化研究,确定的最佳优化结果是:主支长度450m,分支数4个,分支夹角20°～30°,分支长度100～130m,纵向上位于油层中部,注汽强度7.5～10t/m,最大排液量100～120t/d。预测沾18-支平1井比常规水平井提高采收率2.6%。     

煤层气水平井分段压裂裂缝参数优化设计

运用水平井分段压裂开采煤层气是单井增产的最新手段之一,其中人工裂缝参数设计是影响煤层气水平井压裂后投产效果的重要因素。通过数值模拟研究了沁水拗陷东翼中段区块压裂后单一指标变化下不同裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距及导流能力对煤层气水平井产能的影响,采用正交试验法定量研究不同裂缝参数值对压裂水平井产能影响的主次顺序和显著程度,进而确定出研究区内煤层气水平井最佳的压裂裂缝参数组合,为目前处于起步阶段的煤层气水平井压裂优化设计提供参考。研究结果表明,煤层气水平井压裂裂缝条数保持2~3条,裂缝长度130~160 m,裂缝间距400~600 m,导流能力15~25 um2·cm,压裂效果和经济效益最理想。     

煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。     

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。     

煤层气开采井组合方案设计与分析

我国煤层气地面开发目前大多以直井为主,分支水平井和U形井为辅,但是单井产量普遍较低。国外针对煤层地质特点,开发了V形井、多向羽状分支井、多层开采等新型开采模式,提高了煤层气单井产量,降低了采气成本。借鉴国外经验,详细设计了新型煤层气开采井组合方案:2口工程井成90°、共用1口抽排直井,2口工程井V形布置、共用1口抽排直井,锚形水平井和组合式锚形水平井等。以鄂尔多斯保德地区某煤层气区块的地质参数为依据,利用Eclipse气藏模拟软件,模拟分析了各方案的单井产气量、单井建井成本以及经济效益。与传统直井、分支水平开发模式对比发现,新方案能大大提高煤层气的单井产量,降低单位体积采气成本,提高经济效益。其中组合式锚形水平井的产气量最高,单位体积采气成本最低;V形井的经济效益最高。最后,针对新型煤层气开采井组合的研究现状,提出了发展建议。      

多分支水平井压力系统分析模型

基于流体力学相关理论,采用整体压力系统分析方法,考虑到多分支水平井各分支在主井眼井底的相互干扰,建立了以上井眼井底为求解节点、从油藏到井口的多分支水平井压力系统分析模型。在该模型中,综合考虑了多分支水平井中的油藏渗流、水平段多相管流、弯曲段和垂直段多相管流以及采油举升方式,推导并提出了模型的求解方法,并编制了相应的计算机程序。利用压力系统分析模型,可求解多分支水平井的协调产量和协调流压,以及多分支水平井在协调点的产量和各分支水平段沿程压力分布及产量分布。对裸眼完井方式下三分支水平井自喷采油时的协调产量和协调压力实例模拟计算结果表明,该模型适用于求解应用前景广阔的多分支水平井不同举升方式下协调产量及协调压力。     

煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术

为了解决煤层气多分支水平井分支井眼因重入困难、不能下入筛管、无法实现筛管完井的问题,研制了空心结构的筛管完井重入引导工具,优选了煤层气多分支水平井完井方式,给出了分支井眼重入筛管完井施工步骤,形成了煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术。该技术在沁试12平1井的现场试验结果表明,对比重入引导工具与钻进时MWD测得的井眼轨迹数据可判断是否重入成功,筛管能顺利通过筛管完井重入引导工具下至分支井眼,实现分支井眼筛管完井。研究结果表明,煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术,解决了煤层气水平井分支井眼无法重入、不能实现筛管完井的问题。      

影响煤层气水平井井壁稳定性的地质因素分析

通过煤矿井下实测,直观描述了煤层水平孔的失稳、垮塌特征,统计分析了煤层水平孔稳定性与埋深、煤坚固性之间的关系,并应用晋城地区现有煤层气水平井的实际排采数据进行了对比分析。认识到影响煤层气水平井井壁稳定性的主要地质因素是:小微构造、地应力、埋藏深度,其中小微构造导致水平井眼易穿过构造软煤区,地应力、埋藏深度会增加井壁的受力导致井壁失稳垮塌。研究结果为从地质方面预防井壁失稳提供了理论依据。     

煤层气多分支水平井钻井关键技术研究

在分析中国煤层气藏具有低压、低渗、低饱和、构造煤发育以及非均质性强烈等地质特征的基础上，认为在我国用常规垂直井开发煤层气具有很大的地质局限性，进而提出用多分支水平井来提高煤层气单井产量和采出程度。结合沁水盆地6口成功井的实践，剖析了多分支水平井钻井的地质工作重点以及两井连通、井眼轨迹控制、井壁稳定控制技术等关键环节，指出采用多分支水平井开发煤层气是适合中国煤层气藏地质特点的最佳技术选择。     

多分支井电模拟试验研究

基于水电相似原理,引进高精度测量仪器,设计水平井和多分支井的电模拟试验,由带阻值的井模型证明了井筒内流体流动产生的摩擦压降导致油井产能下降。在此基础上,研究分支数目、分支角度、供给边界、完井段打开程度等参数对油井产能的影响,量化各个分支对多分支井产能的贡献度,描述多分支井等压线分布规律。结果表明,多分支井产能随着分支角度和分支数目的增加而增大,但增加趋势逐渐变缓;多分支井的分支与主井筒之间存在干扰,同侧分支之间也存在干扰;供给边界的大小及与油井的相对位置对油井产量影响较大;在完井段不完全打开时存在最优的完井段分布方式。试验结果为水平井和多分支井的产能计算和形态优化提供了依据。     

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。