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“煤层气勘探开发技术研究进展”专题

来源:煤炭科学技术

来源于《煤炭科学技术》2019年第9期。专题内容涵盖低阶煤煤层气勘探开发理论与技术、煤层气储层评价理论与方法、深部煤层气勘探开发技术、煤层气高效开发与煤矿瓦斯抽采技术和煤系非常规天然气共探共采技术等方面的研究成。

行业视野

煤层气

类别

65个

关键词

81位

专家

16篇

论文

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  • 作者(Author): 李彦明, 郭小阳, 李称心, 刘璐

    摘要:为解决在煤矿采空区施工煤层气井时出现的钻井液恶性漏失、掉块卡钻、下套管遇阻等问题,以采空区覆岩特征为研究基础,通过对比激活剂、悬浮剂及降失水剂的不同添加量对堵漏液性能的影响,确定了各添加剂的最优添加量,形成了一种具有固化功能的无机胶凝材料钻井堵漏液,其配方为:100%水+5%激活剂+0.5%悬浮剂+ 3%降失水剂+54%矿渣。该堵漏液在30 ℃条件下流动度为21 cm,稠化时间在61 min以内,1 d抗压强度大于6 MPa,其性能指标满足煤矿区煤层气浅井堵漏要求。为进一步分析该堵漏液的作用机理,采用扫描电镜、X-射线及热重分析等现代测试分析方法对形成的固化体进行测试,结果表明:堵漏液中的胶凝材料与水接触后发生水化反应生成C—S—H凝胶,随着时间的增加,C—S—H凝胶越来越多,最终水化产物的结构越来越致密形成了较高的抗压强度。宏观表征即:具有良好流动性的堵漏液通过泵送进入地层裂缝,浆液填充裂缝直至裂缝被充满,随着水化反应的进行堵漏液逐步失去流动性,最终原裂隙发育地层形成一个胶结具有承压能力的整体,实现了堵漏。
  • 作者(Author): 杨江浩, 李勇, 吴翔, 吴鹏, 韩文龙, 赵石虎

    摘要:为了研究微观尺度下煤岩力学特性以及影响因素,以保德地区烟煤样品(Ro=0.80%)为研究对象,使用原子力显微镜的力学性能量化模块,通过测量煤岩表面不同位置的杨氏模量与黏附力,利用NanoScope Analysis软件对所测得的数据进行处理分析,得到煤岩表面形貌图、杨氏模量图、黏附力图和形变量图,并进一步分析表面力学性质的影响因素。研究结果表明:整个扫描区域的杨氏模量平均值为7.62 GPa,测量结果大于传统岩石力学测试方法的试验结果,其中有机质的弹性模量约为2 GPa,黏土矿物的弹性模量平均值在15 GPa左右;黏附力范围在10~40 nN,影响杨氏模量和黏附力的主要因素为粗糙度,同时孔隙的分布也影响着黏附力的大小,其所在的位置有较大的黏附力。
  • 作者(Author): 丁万贵, 朱森, 林亮, 綦耀光, 朱洪迎, 张晧

    摘要:在我国鄂尔多斯盆地等地存在多个煤系气富集区,具有煤层气与致密砂岩层垂向上叠置分布的特点,但多数煤系气井单采致密砂岩气或煤层气存在资源利用率低,经济效益差,而两气合层开采可提升开发效益。针对上部高压致密砂岩气层下部低压煤层气的储层叠置关系,提出了一种同井筒气举合采的工艺管柱结构,基于闭式气举管柱的改进,利用上部高压致密砂岩气的能量,将下部煤层气储层的井液举升至地面,实现煤层气储层降压、解吸、产气,达到两气合采的目的。根据气举动态方程,分析煤储层不同产液量、储层深度条件下致密砂岩气的气量、压力等的关系,得出了井口油压、套管压力、气举深度、环空气量、油管直径等气举合采关键参数的选择依据。结合典型井例,给出了设计验证和应用的适应性条件,气举合采管柱适用于上部煤层气与下部致密砂岩气合层开采,为多气合采提供一种有效、经济的排采管柱。
  • 作者(Author): 秦绍锋, 王若仪

    摘要:L型水平井在开发低渗煤层气田上具有很大的技术优势,但由于沁南盆地潘河示范区煤层气田储层浅(500~650 m),致使L型水平井具有井斜角大、全角变化率大、斜井段长且水平位移大的特点,加上水平段具有出煤粉严重、井筒气液比高、微含硫化氢的特点,给后期投产排采带来很大难度。为充分发挥L型水平井钻完增产一体化的技术优势,提出了以携带煤粉能力强的特定螺杆泵技术为主体,配套减阻、扶正、防偏磨、井下气液分离、地面注水、智能自控的技术对策。通过现场22口井试验,有效降低偏磨、卡泵和气体影响,消除了硫化氢安全影响,正常运行时率达92.4%,解决了在埋深浅的大井斜大位移井内的有效排采问题,因此建议煤层气L型水平井排采工艺设计中,强携带煤粉能力作为选泵的必要条件,同时应不断完善配套技术,实现工艺运行得更加平稳。研究结果为L型水平井技术在沁南煤层气田的大规模应用奠定了基础,同时也为其他煤层气区块的开发提供了借鉴经验。
  • 作者(Author): 王少雷, 王有坤, 张祝平, 李哲远, 冯云飞

    摘要:为了探索煤层气合层排采井产能影响主控因素和层间干扰规律,以贵州黄泥塘向斜某煤层气勘探开发试验区的上煤层组物性参数为数据来源,利用COMET3数值模拟软件建立多因素多水平的两层合采地质模型,采用正交试验设计13因素3水平正交表和级差分析法,模拟结果显示合层排采主控因素由大到小依次为:临储比、储层渗透率、含气量、孔隙度、层间距、甲烷吸附时间及层厚。采用单因素敏感性分析法,分别对临储比、储层渗透率、含气量和层厚4个因素的敏感性进行模拟,模拟结果显示在压力系数相同的条件下层间干扰现象不存在,并分析得出合层排采采收率主控因素是临储比和储层渗透率。
  • 作者(Author): 王文升, 张海锋, 张亚飞, 段宝江, 刘灵童, 倪小明, 冯毅

    摘要:我国煤层气直井的排采是经过储层改造后进行的,且不同的排采阶段,水相渗透率的值不同。为了更加准确地定量评价煤储层改造后煤层气直井排采的井间干扰程度,基于沃伦-茹特渗流模型,结合压裂时的压降曲线,构建了压裂后渗透率预测模型;根据排采过程中气/水所占比例的差异,分别构建了气/水两相流低产阶段和稳产阶段水相相对渗透率模型;把不同排采阶段的水相渗透率模型嵌入经典的无越流补给的库萨金水压影响模型中,得出了不同排采阶段水压传播距离的数学模型。以柿庄南区块典型井组的干扰试井及勘探资料为基础,验证了理论模型的准确性。根据数学模型建立了渗透率-压力梯度-影响距离图版。结果表明:储层压力梯度不变的情况下,随着渗透率的增加,影响距离呈指数型增加;渗透率不变的情况下,随着储层压力的增加,影响距离呈线性增加。当储层压力梯度为0.5 MPa/hm,压裂后渗透率一般为(0.5~8.0)×10-3 μm2时,长轴影响距离一般为95~120 m,短轴影响距离一般为56~75 m,该储层条件下井网应小于240 m×150 m。该方法可以为无越流补给且煤体结构为原生或碎裂煤储层条件下井网优化提供理论依据。当煤体结构为碎粒煤或糜棱煤为主或有越流补给时,该方法的计算结果仅能作为一种参考。
  • 作者(Author): 陈贞龙, 郭涛, 李鑫, 肖翠, 金晓波

    摘要:位于鄂尔多斯盆地东南缘的延川南煤层气田从勘探发现到效益开发经历了近10年,其产能建设和开发上产的整个历程,在我国深部煤层气领域的勘探开发探索中具有很强的代表性和示范作用,气田突破了800 m以浅的经济开发极限深度,实现了规模效益开发。基于对延川南煤层气田的地质特征、成藏规律以及开发生产动态的综合分析,研究了其富集高产要素以及勘探开发技术。大量实践证实了研究区煤层气藏具有三大地质特征:①埋深大、煤阶高、含气量高,资源条件较为有利;②孔隙度低、渗透率低、微孔发育有利于吸附,但孔隙连通性较差不利于产出;③储层压力系数低,开发难度较大。在深入分析深部煤层气地质成果的基础上,总结提出了“沉积控煤、构造控藏、水动力控气、地应力控缝、物性控产”的延川南深部煤层气田成藏富集高产的五要素协同控制理论,形成了适用于深部煤层气勘探开发的四大关键技术体系:①构建了以“串枝化”、“井工厂”为特色的集约化大平台钻完井技术;②形成了适用于深煤层开发的有效增产改造技术;③制定了基于解吸理论的智能化精细排采控制技术;④集成了适宜于复杂地貌的地面集输以及气田数字化技术,为同类型的深部煤层气的产能建设和经济有效开发提供了技术支撑。
  • 作者(Author): 王海, 杨兆中, 李岳, 高海滨, 张坤, 胡皓, 孔鹏

    摘要:为了探求适于深部复杂结构的煤储层中煤层气高效开发工艺,以沁水盆地柿庄北区块为例,基于水源钻机定向井组开发过程中,实施的PDC钻头+螺杆钻技术、低固相聚合物钻井液、煤层段“低排量、低转速、低泵压”钻进、小井组同步水力波及压裂等工艺实践,探讨了构造复杂的深部煤层钻进过程中,引起井内煤壁段坍塌的主要因素,优化了钻完井、水力压裂工艺参数。研究表明钻井液入侵与压力波动是影响煤壁垮塌的主要原因,分段钻井液性能和煤层段最佳钻进参数:钻压20~30 kN,转速25~30 r/min,排量16~18 L/s;采用小井组同步水力波及压裂工艺可以形成有效的裂缝延伸,有效裂缝长度为250~350 m。研究认为,施工至复杂煤体结构的煤层段时在调整好钻井液性能的基础上,采用“低转速、低泵压、低排量”平稳钻进,且可根据井距采用单井压裂+同步水力波及压裂的组合施工,以获得最佳的压裂效果。

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