深层煤层气全生命周期一体化排采工艺探索

鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块探明了我国首个2000 m以深煤层气田,深部煤层埋深大、压力高、含气量高、含气饱和度高、渗透率低,生产过程中表现出见气早、气液比高、产出液矿化度高等特点。该区块试采井应用抽油机举升系统出现了腐蚀、偏磨、气锁、卡堵泵等问题,导致排采连续性较差,为气田开发降本增效带来了一系列挑战。通过分析总结影响排采连续性的主要因素,根据深层煤层气井不同阶段生产参数及气液比的变化,同时基于现阶段水平井的主体开发井型,创新提出了初期利用自身能量生产、中期采用柱塞气举工艺、后期增压气举配合柱塞的“三段式”全生命周期一体化排采工艺组合探索思路,拟从根本上解决抽油机举升系统存在的问题,保障气井连续稳定生产,降低排采设备及运行维护成本。目前生产初期的排采工艺已完成现场试验,可满足连续稳定排采需求,创新一体化排采工艺探索取得突破后,对后期深层煤层气大规模开发过程中的高效排采具有重要意义。      

煤层气井排采中关井测压和放压试验

煤层气井的关井测压和放压试验，是一项有有利于进一步了解煤储层特性的产气条件的工作，在我国以往的排采工作中很少见到系统的资料，本文根据铁法煤田DT3井关井测压和放压试验成果结合实际预以探讨，希望对煤层气资源的开发，有所裨益。     

煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析

井底流压是影响煤层气井产气量的关键参数之一,如何控制井底流压的变化来提高煤层气井产气量是值得考虑的问题。基于平面径向渗流理论,建立了外边界无限大,内边界定产与非定产条件下井底流压2种动态预测模型,揭示煤层气井排采初期在定产条件和非定产条件下井底流压变化规律。研究结果表明：在定产条件下井底流压随排采时间的增加按负对数函数规律降低;非定产条件下井底流压随排水量的增加呈负线性函数规律降低。利用预测模型对沁水盆地柿庄南区块6口煤层气井排采前期的生产动态进行预测分析,预测结果与实际结果拟合程度较好。     

潘河地区煤层气井排采制度优化

基于沁水盆地南部潘河地区煤层气地质特征以及PH01井和PH02井排采资料,结合COMET3储层模拟软件,对两口井进行历史拟合和制度优化。结果表明,当PH01井初始最大产水量为3m^3/d时,最大累计产气量能达800.4×10^4m^3;PH02井初始最大产水量为5m3/d时,最大累计产气量达700.1×10^4m^3。在基础地质条件相近的前提下,两口井最大累计产气量相差100.3×10^4m^3,其原因为PH02井前期产水量比PH01井多,裂隙闭合较快,渗透率降低幅度较大,对储层伤害较大,出气较PH01井困难,产气时间较短,加之含气量不如PH01井,故最大累计产气量较低。     

西峰矿区煤层气井产出水地球化学特征及排采状况分析

西峰矿区是鄂尔多斯盆地中生界煤层气开发的探索区块之一,目前已施工多口煤层气探井。本文根据其中的5口煤层气井资料,分析了该区煤层气井产出水地球化学特征和煤层气井排采状况。研究揭示,该区地层水矿化度介于52~94g/L之间,平均68g/L,矿化度极高,具有卤水的典型性质;地层水呈微酸性,属于NaHCO3水型。研究认为,高矿化度指示地下水处于滞留或流动极为缓慢的状态,一方面有利于煤层气的保存,另一方面可能降低煤层对甲烷的吸附能力而导致含气量受损,同时也不利于次生生物气的生成,这可能是本区煤层含气量偏低的重要原因。该区域煤层气井产水量较高,主要是由于目的煤层上部洛河组砂岩含水层富水性较强,承压水头高,同时该区地下水矿化度高,呈微酸性,对煤层气井生产管柱造成腐蚀,导致煤层气井频繁停机,对煤层气井的连续排采造成很大影响。     

煤层气井有杆排采泵筒煤粉流动特征

煤层气井煤粉颗粒在有杆排采泵筒内固液两相流中的流动特征是埋泵、卡泵和凡尔漏现象的重要因素。基于泵筒中液体携煤粉的运动学和动力学分析,建立了泵筒中液体流动和煤粉运移的计算模型,并依据仿真分析得到不同排液量和煤粉粒径时,煤粉在泵筒内的运移特征。结果表明,泵筒中的煤粉运移与液体流动特征相近,煤粉运移速度正负的分界点随排液量的增大而逐渐扩大,煤粉排出量也随之不断提升。泵筒中液体携煤粉在泵筒入口附近发生湍流,并在固定阀阀孔两侧由于涡流而发生煤粉沉淀,而在泵筒内部固液两相流动则变为层流运动。两相流进泵速度较低或煤粉粒径较大时,泵入口附近开始出现煤粉沉淀,煤粉运移速度损失较小。该研究首次系统分析煤层气井泵筒内煤粉流动特征,为防煤粉有杆泵的设计及其排采作业方法提供了重要依据。     

煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施

排采管控方法对煤层气储层动态渗透率具有显著影响。基于煤层气井不同排采阶段渗透率的主控因素,以提高和改善渗透率为目标,提出了针对性的排采对策。井底流压大于原始储层压力时,降压速度为0.03~0.05 MPa/d,可降低压裂液和速敏伤害;井底流压在原始地层压力和解吸压力之间时,以小于0.03 MPa/d的速度降压,避免加剧储层\     

煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例

为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_c)、临界解吸压力(P_j)和井间干扰压力(P_r)为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。     

煤层气井有杆排采系统悬点动载荷计算

有杆泵排采设备悬点动载荷是正确设计和选择抽油机和抽油杆以及确定电动机功率的重要影响因素。在分析杆柱和液柱受力状态的基础上,建立了惯性载荷的数学模型,基于弹性体振动理论,建立了振动载荷的计算模型,并给出悬点动载荷的计算方法和变化规律。结果表明,煤层气井悬点载荷的计算需同时考虑惯性载荷和振动载荷,且开采初期,动载荷所占比重较大;随着开采的进行,动载荷所占比重迅速减小,稳定生产时,影响已较小;杆管总变形量明显小于油田,且动变形量相对较小。该算法首次较为精确地计算出煤层气井有杆排采系统的悬点载荷并给出示功图,为有杆排采的设计计算提供了依据。     

煤层气井有杆泵排采设备悬点静载荷计算方法

有杆泵排采设备悬点载荷是标志其工作能力的重要参数之一。悬点载荷中起主要作用的是静载荷。悬点静载荷是选择和正确使用排采设备的重要依据。在研究我国煤层气井开采实际的基础上,分析了排采设备的悬点载荷,给出计算悬点静载荷大小的方法及其变化规律,最终利用现场实测的数据对算法进行了验证。验证结果表明,悬点静载荷中起主要作用的是杆柱重和液柱重,但管外液柱对柱塞压力的影响不可忽略;上下冲程中静变形量相对较小。该计算方法步骤简单,结果符合实际,能够较好地满足煤层气井现场数据计算的需要。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深变化较大,不同埋深的煤层气成藏特征及储层改造方式差别较大.目前煤层气勘探开发深度逐渐从1000 m以浅延伸到2000 m以深,为了研究不同埋深条件下煤层气资源高效勘探开发理论技术,系统梳理回顾了鄂尔多斯盆地东缘近30年的勘探开发实践,按照地质认识转变、技术发展、勘探工作量、勘探成果和产气量变化,...     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发历程与启示

【目的】沁水盆地郑庄北中深部煤层气早期采用压裂直井开发,整体表现为低产低效。采用单支套管压裂水平井开发后,单井产量达到直井的10~50倍,目前已成为主体开发井型,但各井产量差异较大。为明确郑庄北中深部煤层气分段压裂水平井产能影响因素,改善开发效果。【方法】基于郑庄北部水平井开发实践,结合地质特征与工程参数,分析了中深部煤层气水平井产能的主控因素,并针对性提出实现中深部水平井高效开发的建议。【结果和结论】结果表明: 单支套管压裂水平井产能受地质和工程因素综合影响。地质条件下,中深部储层含气饱和度明显高于浅部储层,整体资源富集;高产井主要分布在构造曲率较小的平缓区域内;原生煤层射孔段数与水平井产气效果呈正相关关系;研究区水平主应力差介于8~16 MPa,且随埋深增加而增大,无法形成复杂缝网是导致前期产气效果差的原因。工程条件上,当井眼轨迹方位与最大水平主应力方位夹角为60°~90°时产气效果最好,井平均稳产气量可达到9 700 m³/d;水平段越长,煤层稳产气量越高;采用泵送桥塞射孔压裂方式的水平井产气效果明显优于油管压裂方式,稳产气量随压裂规模增加而显著提高,压裂参数中施工排量对改造效果的控制作用显著,当排量<7 m³/min时,水平井稳产气量整体小于2 000 m³/d;当排量增大到8~10 m³/min时,稳产气量逐渐增高;当排量保持在10~12 m³/min,稳产气量持续稳定在10 000~12 000 m³/d;当排量提高到16~18 m³/min时,稳产气量突破18 000 m³/d。最后,优选含气性、构造曲率、煤体结构、地应力等地质参数与水平段长度、压裂段数、单段压裂液量、单段压裂砂量、施工排量、砂比等工程参数,通过灰色关联法分析了中深部水平井产能主控因素。结果表明煤体结构和压裂规模是影响水平井产能的主要因素。提高原生煤层钻遇率与选点效率以及进一步提升施工排量及压裂规模是实现研究区中深部煤层压裂水平井更高产能的主要途径。

     

深部煤层气井合理排采制度优化设计研究 ——以鄂尔多斯盆地东缘神府区块为例

近几年,我国深部煤层气开发取得重大突破,初期产量平均可达万方每天,但产量递减较快,排采制度有待优化。为保障深部煤层气长期稳定生产,提高最终可采储量,亟需开展合理排采制度优化设计研究。本研究以鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气藏为例,根据区块19口井的历史拟合与预测结果,确定了深部煤层气井产能评价指标,分析各参数与产能评价指标之间的相关性,给出产能高、中、低三类井的识别图版;提出多目标排采制度优化设计方法,制定神府区块高、中、低产井的合理排采制度模板,并将三类井排采制度模板应用于新井。研究表明：第二年平均日产气量包含了气井短期和较长一段时间内产能的变化,可作为深部煤层气井产能评价指标。煤储层厚度、煤储层温度、原始煤储层压力、临界解吸压力、Langmuir压力、煤储层渗透率、供给半径、裂缝半长、煤粉伤害临界流速9个参数与第二年平均日产气量呈正相关关系,而孔隙压缩系数、裂缝应力敏感系数和煤粉渗透率伤害率3个参数与第二年平均日产气量呈负相关关系。根据临界解吸压力与渗透率参数交汇图可有效判别高、中、低产井;高、中、低产井分别具有各自的最优排采制度,排采速度不是越快越好,尤其低产井受煤粉影响十分显著,建议缓慢排采。研究成果可为神府区块深部煤层气新井井位优选、排采制度制定提供依据,为深部煤层气长期稳定高效开发奠定基础。     

沁水盆地南部煤层气直井合层排采产气效果数值模拟

随着煤层气勘探开发的深入,多煤层合层排采受到广泛关注。合层排采管控工艺是确保煤层气合采井高产稳产的关键,而多煤层组合条件下复杂的地质条件增加了合层排采管控的难度。数值模拟技术是研究煤层气井合层排采管控工艺的有效手段,科学、可靠的模拟结果可为合采井排采管控提供依据。考虑温度效应、煤基质收缩效应、有效应力作用对煤层流体运移规律以及渗透率等煤层物性参数的影响,建立煤层气直井合层排采生产动态过程多物理场耦合数学模型,并进行有限元法的多物理场耦合求解。通过对沁水盆地南部郑庄区块煤层气合采井组的模拟,探讨不同排采速率下煤层气直井合层排采产气效果及渗透率等煤层物性参数动态演化特征,提出煤层气直井合层排采工程建议。模拟结果显示,郑庄区块3号、15号煤层整体含气量较高,煤层气合采井组具有较大增产潜力,提高排采速率对提高煤层气采收率的效果不显著;排采过程中,煤基质收缩效应对渗透率的影响强于有效应力作用,是提高煤层气井排采速率的保障,在确保排采速率不超过煤层渗流能力上限的基础上,适当提高排采速率可实现煤层气井增产。基于模拟结果,建议排采速率的调整以控制动液面或液柱压力为主;以3号、15号煤层气合采井增产为目标,产水阶段和憋压阶段,郑庄区块煤层气直井合层排采速率以液柱压力降幅0.12~0.20 MPa/d或动液面降幅12~20 m/d为宜,既可实现煤层气增产,又可避免储层伤害。      

高阶煤煤层气井稳产时间预测方法及应用

煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄?郑庄区块不同井型的大量生产数据,明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念,提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明,煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产,稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式,基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间,误差仅为?8.30%~8.03%。稳产时间的影响因素较多,第一,稳产流压损耗系数越大稳产时间越短,稳产流压损耗系数与解吸压力成反比,与提产流压损耗系数成正比,提产流压损耗系数控制在0.006 5 d?1以下利于长期稳产;第二,开始稳产时刻,井底流压越高、稳产时间越长,应该高压提产、高压稳产;第三,对不同的煤层气井,稳产气量高,稳产时间不一定短,需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测,进而可确定合理的稳产气量。      

沁水盆地过采空区煤层气水平井施工技术研究

为了进一步解决山西晋城矿区煤层气的开发利用问题,科学有效地开发和利用3号煤层采空区下部的煤层气,降低煤层中的瓦斯含量,以保障煤层气的高效合理利用,为煤矿开采提供安全保障。本文对该区穿采空区煤层气水平井的施工工艺进行了研究,提出了利用潜孔锤及空气螺杆+氮气施工的钻井工艺,进一步优化了钻井的井身结构,有效地解决了采空区敏感层段的坍塌、掉块、漏失等施工难题。穿采空区煤层气水平井的顺利施工,进一步验证了该钻井技术的可行性,对下一步煤层气的规模性开发具有重要的指导意义。     

SEC储量动态评估方法在煤层气田中的应用——以鄂尔多斯盆地韩城区块为例

目前,煤层气田的SEC储量评估均采用动态评估法,在评估过程中存在参数取值多样化、计算结果不一致等问题,为了解决这个问题,以鄂尔多斯盆地韩城区块为例,综合运用一系列与煤层气的生产特点相适应的评估方法,优化各种参数,总结递减规律。研究结果表明：根据构造和地质条件划分地质单元,在此基础上按照开发效果划分评估单元能够客观合理地分析煤层气田的递减规律;综合运用指数递减、双曲递减、调和递减等动态储量递减方法建立典型曲线,可以用来检验储量评估结果的合理性;对于一个单元进行储量评估过程中,递减率的取值要充分考虑后期增产措施的影响。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气钻井实践与认识

为解决鄂尔多斯盆地东缘煤层气区块钻井过程中所遇到的裂缝性漏失、井壁坍塌、机械钻速低等实际难题,从地质条件入手,分析出困难所产生的特点与原因,采用室内分析与现场试验相结合的研究方法,提出相应处理措施。为提高整体开发效率,对丛式井组和井身轨迹进行优化,形成保持井壁稳定且降低储层损害的绒囊钻井液体系;对于裂缝性漏失,研制出准确测定漏点的5参数测试仪,在此基础上以封堵泥浆为重点研究对象,经实践形成针对不同漏失规模和漏速的封堵技术。目前,研究成果已成功指导该区500余口煤层气井的钻井工作。     

高聚能电脉冲技术在沁水盆地煤层气井的应用

为了研究高聚能电脉冲技术在煤层气井的应用效果,对沁水盆地4口典型煤层气井进行了电脉冲技术现场试验。结果表明,试验初期4口煤层气井的产气量和产水量较试验前明显增加,说明电脉冲技术应用在煤储层可以解堵、提升液体流动和促进气体解吸;4口井的产气量和产水量基本都是在运行10~20d后出现明显衰减,说明电脉冲技术在本区煤储层的有效作用半径较短;2口井运行100d后的产气量和产水量仍然要高于试验前的产气量和产水量,说明电脉冲技术在煤层气井近井地带解堵、提升产量有适应性选择和较好的应用前景;电脉冲增产技术在煤岩强度较低、煤体结构较破碎的煤层中的应用存在局限性,最好在煤体结构较完整的煤层中应用,并且针对不同井况优化电脉冲技术参数,从而提高电脉冲增产技术的应用效果;该技术仅能作为煤储层的二次改造措施,不能取代常规压裂技术作为煤层的一次改造措施。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界煤层气储层特征

鄂尔多斯盆地东部上古生界煤层气储层的孔隙类型以气孔和植物组织孔占优势,孔隙体积比中,大孔和微孔达80%~90%。煤层的有效孔隙度低,使裂隙成为煤层气的主要运移通道。主干裂隙走向受古应力场的控制,与主应力方向相一致;裂隙发育程度从北向南具有明显的分带性。综合分析认为,南部吴堡—柳林和乡宁—韩城一带煤层气储集条件有利,是煤层气勘探开发的有利地区。