《煤田地质与勘探》“深部煤层气开发技术” 虚拟专题

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《煤田地质与勘探》“深部煤层气开发技术” 虚拟专题

来源：煤田地质与勘探

在能源结构转型和环境保护的大背景下，深部煤层气的勘探开发已成为全球能源领域关注的焦点。《煤田地质与勘探》聚焦深部煤层气勘探开发前沿技术与工程实践，组织策划并出版了许多高质量论文成果，现整理汇编出来，供大家学习参考。

行业视野: 煤层气
类别; 56个
关键词; 90位
专家; 12篇
论文; 1727IP
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鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策

作者(Author)：徐凤银, 闫霞, 李曙光, 熊先钺, 王予新, 张雷, 刘川庆, 韩金良, 冯延青, 甄怀宾, 杨贇, 王成旺, 李宇新

摘要：我国深部(层)(以下均指埋深大于2 000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。2019年以来,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)大宁–吉县区块逐步进入深部(层)煤层气“规模勘探+先导试验”阶段,直井日产气量突破2×104 m3,水平井日产气量突破10×104 m3,这一标志性成果既突破传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区,使得煤层气总资源量有望在30.05×1012 m3基础上大幅度增加,又将成为“十四五”乃至长远煤层气产业实现规模发展的重点勘探开发方向。面对以地面传统钻井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输和数智化等为主体技术及开发方式的迫切需求,鄂东缘深部(层)煤层气面临许多基础理论和技术难点,包括:成藏机理和赋存规律,有利区优选方法;高产主控因素及控制机理,解吸–渗流机理与开发规律,“地质–工程一体化”开发甜点分类评价标准,关键开发指标确定方法和依据;低成本优快高效钻完井技术,水平井水泥环高效密封控制技术;煤岩缝网形成机理,低成本、高效、环保压裂入井材料,改造后缝网孔渗特征、流动规律;高盐、高水气比、出砂等工况下排采及举升控制技术;高效节能集输、规模开发所需复杂集输管网稳定运行理论与实践体系;数智气田建设和人工智能应用研究。在系统梳理上述难点基础上,针对性地提出勘探地质、开发地质、钻完井、压裂(储层改造)、排采(举升)、集输与数智化等理论与技术的研究方向和具体对策,这一成果不仅对加快鄂东缘深部(层)煤层气规模上产具有重要的指导意义,而且对国内外深部(层)煤层气规模开发具有很强的引领和示范作用,也可有力推动煤层气产业高质量发展、支撑实现国家碳达峰碳中和目标与保障清洁能源安全。

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煤田地质与勘探

2023年第01期

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我国煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展

作者(Author)：张群, 降文萍, 姜在炳, 孙四清, 李彬刚, 杜新锋, 巫修平, 赵继展, 范耀, 范章群, 韩保山, 许耀波, 刘柏根

摘要：回顾了我国煤炭企业组织实施和合作开展的煤矿区煤层气勘探开发进程。经过三十多年攻坚克难、不懈努力,我国煤矿区煤层气地面开发技术研究、工程试验和产业发展均取得了可喜的成绩,不仅在山西晋城矿区首次取得国内外无烟煤的煤层气开发成功,实现了煤层气规模化商业化生产,而且在安徽淮北矿区取得了碎软低渗煤层顶板水平井开发煤层气技术的重大突破,实现了碎软低渗煤层的煤层气水平井单井的高产稳产;煤矿区采动区煤层气井开发在安徽淮北、淮南,山西晋城等矿区实现了规模化工程应用。同时,梳理总结了依托“十一五”—“十三五”国家科技重大专项项目,在煤矿区煤层气地面开发理论及技术研究方面取得的主要成果及其应用效果,包括:煤层气井密闭取心技术与设备、碎软低渗煤层地面煤层气垂直井强化增产技术、碎软低渗煤层顶板和煤层水平井分段压裂开发技术、多煤层分层控压合层排采技术、低煤阶低气含量煤层地面煤层气开发技术、煤层气井极小半径多孔旋转射流侧钻水平井技术,以及煤矿采动区煤层气产量预测技术等。在此基础上,根据全国煤矿区煤炭开采发展趋势和需求,提出今后煤矿区煤层气研究应重点关注3个方向:穿浅部采空区/采动区的深部煤层气与煤炭资源协调开发、低煤阶低气含量厚煤层矿区煤层气与煤炭资源协调开发和废弃/关闭矿井煤层气开发等。

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煤田地质与勘探

2023年第01期

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神府区块深部煤层气钻完井关键技术及应用

作者(Author)：王鹏, 李斌, 王昆剑, 张红杰, 张迎春, 杜佳, 张林强, 王晓琪, 苏海岩, 陈光辉, 杨睿月

摘要：目的深部煤层具有高地应力、中高温度、特低渗透、强压缩性、强非均质性等特点，目前尚未形成成熟的开发技术体系，复杂的地质特征为钻井与完井工程带来了新的技术难题与挑战，亟需开展针对深部煤层储层地质特征的钻完井理论与技术攻关，助力油气增储上产，保障国家能源战略安全。方法基于鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气开发先导性试验，研发了一套高效钻完井关键技术。结果和结论(1)针对深部煤层井壁稳定性差、钻速低、钻井周期长，通过优化二开井身结构、优选钻井液体系与一趟钻技术，并结合井眼轨迹精细化控制，实现了深部煤层一体化高效钻进，助力“新优快”井台建设落地；(2)针对深部煤层地质特征复杂、采用常规压裂规模产量低，形成了以“定向射孔+前置酸液降破压+段内多簇密切割+高排量大规模+一体化变黏滑溜水+暂堵转向+多粒径组合支撑剂”为核心的复合极限规模化压裂技术体系；(3)基于“一区一策+全局寻优”的工作理念，设计立体井网工厂化钻完井作业模式，最优水平井距为350 m时，“拉链式”压裂模式效果最佳；(4)“深部煤层气+致密气”协同开采，获得了更高的工业气流，多气合采是提升鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气开发效益的重要措施。研究结果有望为鄂尔多斯盆地深部煤层高效钻完井技术提供理论指导与实践经验。

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煤田地质与勘探

2024年第08期

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神府区块深部煤层气高效开发技术研究

作者(Author)：李斌, 杨帆, 张红杰, 冯雷, 安琦, 郝召兵

摘要：目的深部煤层气是保障国家油气安全、实现碳达峰碳中和目标的重要接替资源之一，具有广阔的开发前景。但在不同地质条件下，深部煤层气开发技术的通用性较差，在某些区块成功应用的技术不能直接推广到其他区块。目前，新区块前期勘探开发时井型、井网部署还存在一定的盲目性。因此，需要研发针对神府区块深部煤层气高效开发的储层工程改造适配性技术。方法首先，以鄂尔多斯盆地神府区块86口生产井实际数据为基础，从产能、经济性2个方面对直井和水平井两种井型的开发效果进行比较；其次，以神府地区深部煤层地质条件为输入参数，对深部煤层水平井的合理井长进行模拟分析；最后，通过地质气藏、钻完井、工程和经济评价等多专业结合，以单位面积经济效益为优化目标，得出神府区块深部煤层气高效开发的储层工程改造具体工艺参数。结果与结论结果表明，神府区块深煤层气高效开发的适合井型为水平井；可实现效益最大化时的水平井长度范围为800~1 500 m；开发的最优井距为300 m、簇间距为15~20 m、半缝长为120 m，对应的压裂总液量应为(1.8~2.4)万m3，总砂量(0.25~0.35)万m3。在上述研究的基础上，以“段内多簇+缩短簇间距+高排量大规模注入+变粘滑溜水造缝携砂+高强度加砂+全尺度裂缝支撑+等孔径限流射孔+造复杂缝网”为核心，建立了一套适合神府区块深部煤层储层改造工艺，实现了现阶段神府区块深部煤层气的高效开发，为现阶段国内其他盆地深部煤层气资源开发提供借鉴。

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煤田地质与勘探

2024年第08期

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0
郑庄北中深部煤层气水平井产能影响因素及开发技术优化

作者(Author)：张聪, 李可心, 贾慧敏, 张武昌, 杨瑞强, 李俊, 王琪, 侯伟明

摘要：【目的】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。

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煤田地质与勘探

2024年第06期

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煤层气L型水平井防窜气排采控制方法研究

作者(Author)：刘展, 张群霞, 耿宇欣, 罗丹, 王铭刚

摘要：煤层气采用L型水平井开发，可使单井稳产气量达到8 000 m3/d以上，但由于L型水平井无沉砂口袋，无法靠重力实现气、水自然分离，易发生油管窜气，导致泵效大幅下降，制约进一步排水降压。前期通过优化排采举升工艺，油管窜气现象得到了一定缓解，但对低流压产气井和高流压产气井的治理效果仍然不理想。以沁水盆地樊庄−郑庄区块L型水平井为例，通过研究分析56口发生油管窜气井的气、水变化规律，建立了窜气严重程度评价指标，利用灰色关联度法找出影响油管窜气的主控因素，明确产生油管窜气的原因，并在优化排采制度方面提出了2种防治油管窜气的方法。结果表明：井筒环空的液柱高度是引发油管窜气的先决条件，油管窜气随液柱高度降低突然发生，当液柱高度大于75 m时，出水口不窜气或以轻、中度窜气为主；当液柱高度小于75 m时，以重度窜气为主，且发生窜气后其窜气程度随液柱高度的降低呈指数增大。气液比是影响窜气程度大小的关键因素，且窜气程度随气液比的增大呈对数增大，当气液比小于30时，以轻度和中度窜气为主，当气液比大于30时，以重度窜气为主。通过控制恒定高套压，采取“控压排水”法，可有效提高泵吸入口附近两相流的持液率；通过控制日产气量，采取“控产排水”法，将泵吸入口附近的气液比降低至30以下，可有效降低油管窜气程度。在此基础上，结合防窜气排采举升工艺，最终实现油管窜气的标本兼治。

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煤田地质与勘探

2024年第05期

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煤层气水平井开发的理论技术初探—兼论煤层气和页岩气开发条件对比

作者(Author)：王红岩, 段瑶瑶, 刘洪林, 赵群, 陈尚斌, 卢海兵, 施振生, 孙钦平, 陈振宏, 周尚文, 杨明伟, 王聪

摘要：经过30 a的不懈探索，我国煤层气开发井型逐渐由直井向水平井开发过渡，水平井开发煤层气的基础理论是制约当前煤层气开发的主要问题。和页岩相比，煤层页理和脆性矿物不发育，非均质性更强，不利于体积缝网的形成。但煤层顶底板封盖强，机械强度高，具备较好的水力压裂条件。部分煤层裂隙被方解石等填充，酸化有利于储层渗透率改善和复杂裂缝形成。因此，建立一套适合煤层气储层特征的水平井开发工艺尤为重要。针对煤层地质特征，从水平井长度优化、簇间距优化、压裂液选择、支撑剂选择、返排率、最终可采储量(EUR)特征6个方面，系统分析煤层气水平井开发技术经济政策，认为煤层气水平段长度一般不超过1 000 m，簇间距15~30 m储层改造效果较好；深部煤层气压裂液中加入滑溜水破胶剂及少量低温辅助破胶剂可提高破胶效率；相比中浅部煤层气储层，深部煤层压裂支撑剂应提高大粒径(0.425/0.850 mm)比例；深部煤层(如大吉区块8号煤)达到最高产气时的压裂液返排率与威远−长宁页岩气相近；煤层气EUR偏低，但用液强度、加砂强度大，应提高煤层气开发效率及经济效益等。煤层气开发效果受地质特征和开发工程技术协同控制，从地质工程一体化角度，提出下步煤层气水平井开发的对策，指出应进一步优化煤层气水平井开发工艺；完善水平井钻完井与配套技术，降低单井钻完井成本；依据煤粉迁移规律，实现煤层气水平井控粉有序返排，提高排采效果；依据游离与吸附气赋存比例，优化生产控制技术提升单井EUR。

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煤田地质与勘探

2024年第04期

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鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气排采工艺技术进展与启示

作者(Author)：曾雯婷, 徐凤银, 张雷, 孙薇薇, 王倩, 刘印华, 余莉珠, 季亮, 曾泉树, 张康

摘要：相比中浅部煤层气，深部煤层气煤体结构较好、地层压力高、游离气占比较高、矿化度高、CO2含量高，实施大规模压裂投产后，初期可自喷，生产参数各阶段变化大，要求排采主体工艺技术边界宽；相比页岩气和致密气，由于产出机理不同、游离气占比相对较低，深部煤层气表现出自喷周期较短，需及时辅助排水采气措施，气井长期处于解吸主控的低产阶段。以鄂尔多斯盆地东缘大宁−吉县区块为例，基于深部煤储层地质特征，系统分析深部煤层气排采过程中应力敏感效应、速度敏感性、结垢堵塞、贾敏效应、游离气占比等影响因素及其特征，指出深部煤层气排采过程中存在游离气与解吸气转化时限不明、高矿化度水及CO2造成腐蚀和结垢问题突出、水平井检泵周期短等排采技术与工艺难点。为了最大限度降低井底压力、促进煤层气解吸、提高单井EUR，提出了现阶段最为适合水平井生产且经济效益最佳的水力射流泵举升工艺；提出了深部煤层气迈向绿色智慧气田开发的排采技术与举升工艺研究方向，包括加强地质工程一体化研究，建立高效排采制度，探索和试验无杆泵一体化排采工艺等。

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煤田地质与勘探

2024年第02期

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