煤层气开发过程中的煤储层伤害机理综述

煤层气地面开发过程主要包括煤层气井的钻井、固井、测井、储层改造、排采设备安装、排采等一系列工程。而在煤层气开发过程中,应尽量避免煤储层伤害,否则将导致煤层气井产量下降,甚至不产气。本文从现场实际出发并结合其他地区煤层气开发经验,总结了开发过程中,导致储层伤害的钻井、固井、储层改造、排采四个方面的伤害机理。     

延长气田气井山2层产水成因及其影响因素分析

在延长气田气藏开发过程中,山2层产水普遍,平均产水2.85m3/d且存在多种类型,气水分布在纵向和横向上都相对复杂.根据试气、测井和生产动态资料,将气井产水划分为纯水层、致密水层、气层产水和煤层水4种类型,每种类型都受成藏环境、构造条件、储层岩性与物性等方面控制.除正常边底水类型的纯水层外,在延长气田部分井区中,由于储层条件变差,气体驱替能量不足,造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量地层水,形成致密水层、气层产微量地层水和压裂改造与煤层沟通后的煤层水,影响因素主要为成藏环境,古今构造以及储层岩性和物性等.     

低渗透气藏应力敏感性的试验研究

由于低渗透油气田的开发过程中,存在着应力敏感问题,这严重影响了低渗透油气田的有效开发。本文通过对苏里格气田的12块岩心进行的室内实验研究,获得了多种应力敏感曲线,总结了低渗透储层应力敏感性变化规律,同时在此基础上,利用气藏工程的不稳定分析方法对该气田几口典型井的生产历史进行拟和后分析,进一步验证应力敏感随气田开发产生的变化规律,并结合实际情况对该区的生产开发提出一些合理的建议。     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

鄂尔多斯盆地东缘煤系地层致密气低产原因分析

鄂尔多斯盆地东缘煤系地层是我国未来致密气、煤层气合采试验的重点区域,但目前致密气井产量较低,严重制约了气田的规模开发和下一步与煤层气合采的开发方案制定。总结了该区储层特征,综合气层性质、压后效果评价、返排制度等资料分析了低产原因,认为低产原因有:致密砂岩气藏物黏土矿物占比15%,以伊利石、高岭石为主,物性比苏里格气田盒8段差;压裂改造目的层含气性质对产能影响大,中-高产层自然伽马(GR)基本小于50GAPI,低产层自然伽马(GR)基本大于50GAPI;压裂裂缝几何尺寸、导流能力等参数与设计值相差较大,不能形成有效的泄压通道,导致压后气产量低;返排制度不合理,导致近井带裂缝过早闭合,降低返排率,造成储层伤害。研究还表明,煤层对压裂施工和产气影响不明显,为该区下一步致密砂岩气、煤层气合压合采研究提供依据。     

煤层气井小型压裂测试资料处理方法及应用

韩城煤层气田位于鄂尔多斯盆地东南缘,煤岩为瘦煤和贫煤,煤层渗透率低。压裂是改善煤层渗透性主要措施之一,而压裂前对煤层特征的了解,获取煤层参数对压裂方案设计尤为重要。在国内煤层气开发中韩城煤层气田首次将小型压裂测试应用到煤层气井获取煤层参数。通过对煤层气井韩1井小型压裂测试数据进行分析计算得到煤储层的平均地层压力、煤岩原生裂隙渗透率、以及在注入过程中裂缝延伸压力、裂缝延伸长度和裂缝延伸后渗透率等重要的地层参数,根据获取的地层参数指导韩1井压裂设计和施工,取得较好压裂效果及排采成效。建议推广应用煤层气井小型压裂测试和解释方法指导后期压裂,提高煤层气单井产量。     

我国煤层气勘探开发现存问题及发展趋势

针对我国煤层气开发的现存问题及发展趋势,从煤层气固溶体、煤储层多相介质、煤层气超临界吸附、低煤级煤含气量、煤储层多级压力降与多级渗流、水压与气压关系、动态渗透率等方面对我国煤层气基础研究薄弱环节进行了分析;从井间距、排采制度、钻完井增产改造、适应中国煤储层物性的开发工艺、平衡开发等方面对煤层气排采现存问题进行了评述。最后指出,我国煤层气勘探开发趋势是由中高煤级向低煤级储层、由浅部向深部、由单一煤层（组）向多煤层（组）、由地面开发向井地立体式开发、由陆地向海洋、由煤层气单采向煤层气与煤成气共采的方向发展。     

柿庄南3#煤煤体结构对水力压裂的影响

水力压裂作为当前煤层气开发中最普遍的储层改造措施,面临着地质因素和工程因素的双重影响。地质因素无疑是煤层气开采的先决条件,而诸多地质因素中,煤体结构严重影响水力压裂裂缝延展。以沁水盆地柿庄南区块3#煤层为研究对象,选取12口施工参数相近煤层气井,采用测井方法,计算GSI值对煤体结构进行识别与表征;其次根据水力压裂裂缝数学模型计算出裂缝在煤储层水平最大主应力方向上延伸的最大范围,建立煤体结构与缝长关系。研究结果表明:当煤体结构为原生煤、碎裂煤,GSI值较大,水力压裂所形成的裂缝相对较长,压裂效果较好;煤体结构为碎粒煤,GSI值较小,煤层破碎程度较高,采用常规水力压裂不利于裂缝的延展,因此水力压裂应规避碎粒煤。该研究结果对煤储层改造具有一定指导意义。     

浅谈勘探开发中煤储层损害机理及保护措施

煤层气是一种由煤层生成并主要以吸附状态储集于煤层中的非常规天然气,主要成分为甲烷在煤矿中又俗称瓦斯。我国煤层储层具有低渗透率、低压力和低含水饱和度的三低特点。煤层气的吸附保存方式和煤层裂隙的特殊性决定了煤层气在钻完井、开采过程中首先要解决保护煤储层,以免伤害储层,其次要最大限度地扩大解吸范围,才能实现经济开采煤层气资源。本文首先对煤层气储层特征进行了的介绍,然后根据煤储层的特点列出了煤层气勘探开发过程中对储层造成的各种伤害,最后提出了一系列保护煤储层的措施。     

河南复杂煤矿区瓦斯地面抽采技术研究

河南煤层具有低压、低渗、低饱和、高破坏的特性,通过在地面针对不同的煤层赋存条件采取有针对性的储层改造手段,形成一定的规模产气量,可以有效降低煤层瓦斯含量,改变应力分布,提高煤层的渗透率,降低瓦斯压力和瓦斯突出危险性。在河南省煤矿煤储层类型划分基础上,通过选择不同井型进行地面煤层气开发的先导性试验,为井下瓦斯治理提供一条新的技术途径,保障煤矿安全、高效的生产。     

地质导向技术在苏53-78-48H水平井的应用及认识

苏里格气田苏53区块为典型的低孔、低渗、低压、低产气田,储层非均质性强,直井开发经济效益较差。为提高开发效果,优化部署实施了第一口水平井-苏53-78-48H井。通过钻完井技术及地质跟踪导向的有机结合,该井取得了较好的效果:水平段长846.0m,气层513.0m,钻遇率60.6%。目前日产气13.3×104m3,取得了较好的经济效益和社会效益。本井的成功实施,为苏里格气田苏53区块水平井规模化实施奠定了良好基础。     

苏东59-34H2井水平井裸眼分段压裂技术的研究与应用

苏东59-34H2井是位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口羧甲基压裂液试验水平井,该井改造段水平长度为1000m,储层为致密砂岩,砂体较发育,测井解释孔隙度为6.08%,渗透率为0.273mD,是典型的低孔、低渗储层。综合各种地质参数,提出该井应用裸眼完井多级分段压裂技术,液体使用新型超低浓度羧甲基压裂液体系。分段压裂施工后进行合层排液,测试无阻流量达55.8220×104m3/d,成为苏里格气田羧甲基压裂液体系应用的第一口无阻流量逾越五十万方的水平井,这为苏里格气田水平井的开发增产提供了一种可靠的措施。     

砂泥岩薄互储层地震预测技术在水平井设计中的应用

白庙气田位于东濮凹陷中东部,是中原油田探明储量规模最大的深层凝析气藏。该区气藏构造为多期断层发育的复杂断背斜构造,天然气分布主要受构造、岩性控制,含气跨度大,凝析油含量高,地露压差变化大,目前开发中气井普遍存在反凝析现象,地层、井筒积液严重。考虑到在相同产量条件下水平井产生的压降远低于直井,可以延缓反凝析过程,抑制反凝析堵塞,改变近井地层凝析油气的渗流模式,提出采用水平井开发。因此开展白庙气田储层预测,特别是主力砂体空间展布预测,优选储层分布稳定,剩余储量规模大的砂体,开展水平井提高产能先导试验。     

煤的地下气化

本文综述了以下几方面内容:(1)煤地下气化的发展史和野外试验设计;(2)苏联对水平煤层和倾斜煤层地下气化的基本设计;(3)气化前促进煤床穿透性的成功方法;(4)煤地下气化的化学和物理学;(5)煤的塑性;(6)最近美国和加拿大     

苏东致密砂岩气藏水平井适应性研究

苏里格东部气田属于低孔、低渗～致密且储层非均质性强的砂岩岩性气藏。气田现有直井产能低、整个区块开发效率差。采用水平井开发是提高低渗气藏产能的有效方法,但水平井在该区的适应性问题尚缺乏系统、深入的研究。通过研究该地区砂体的连续性及储层特征,结合气藏工程分析,对水平井开发适应性的静、动态条件进行分析与评价,筛选出该区最适于水平井开发的区域。在其中布置水平井,验证其动态开发效果,得到的产气量达直井的3倍。     

浅层煤储层多脉冲高能气体压裂技术试验及应用研究

针对我国煤层气储层特征及开发现状,基于高能气体压裂机理及研究基础,开展了适用于沁水盆地煤层气开发的高能气体压裂技术试验研究。该区煤层气储层资源量较为丰富,煤储层(埋藏深度1000m)为浅层煤储层,具有低孔隙度、低渗透率等特点,目前主要以水力压裂改造煤气层储层达到投产增产目的。针对此区煤层气水力压裂开发效果不明显,二次压裂增产效果不理想等问题,设计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应用的试验效果及存在的不足。该工艺技术应用试验的成功为我国浅层煤层气压裂开发提供了新的增产技术与途径。     

文23气田CO2泡沫压裂技术先导试验与分析

中原油田文23断块属中等埋深、高丰度、中低产中型气田。该断块为低渗储层、断层多、储层埋藏深、温度高，压裂改造难度大。根据文23气田以往压裂改造的情况，对该断块进行了CO2泡沫压裂工艺技术的专题研究，现场应用3口井，取得了较好的增产效果。文中介绍了文23块CO2泡沫压裂改造的方法和技术，对类似气田的压裂改造有借鉴作用。     

长平矿3煤、15煤层底板破坏深度的数值模拟研究

为研究长平矿3#煤、15#煤层底板破坏特征,以3#煤层5302首采面及其正下方15#煤层工作面采场条件为背景,3#煤层首采5302工作面及其正下方15#煤层工作面的多煤层开采为研究对象,运用FLAC3D计算软件进行底板岩体采动破坏特征模拟,分别得到了3#煤、15#煤层底板破坏深度,模拟结果表明:3#煤层底板破坏深度平均值约为18.7m,15#煤层约为21.4m。模拟结果对矿井下一步防治水工作的总体规划与布局提供可靠依据。     

P106-2H水平井试气投产作业技术及难点分析

普光气田是我国特大气田,构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造,P106-2H部署在该构造上的一口水平开发井。具有井斜度大、水平井段长、高温、高压、高含H2S、CO2的特点,前期处理井筒、酸洗、射孔、难度大。本文对P106-2H的投产作业施工进行描述,该井通过酸洗、防喷器射孔、屏蔽暂堵、永久封隔器座封完井、酸压改造储层等技术,顺利完成了该井的投产作业施工,并取得了日产天然气62.29×104m3(12mm气嘴)的产量。这种工艺措施对今后国内外高压、高含硫化氢气田特别是水平井投产开发有一定的借鉴意义。     

膨胀管补贴技术在深层煤层气大规模压裂井的探究与应用

随着临汾区块致密气开发时间不断延长,部分井处于长停关井状态,且这部分井大多数进行了多层系开发生产,再利用难度大,面临报废处置的窘境。随着区块深层煤储层改造技术的突破,膨胀管补贴技术的引进和应用,解决了下返调层实现大规模压裂增产改造的技术难题,为这部分气井的盘活再利用提供了技术保障。