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针对庆深气田深部地层的地质特点,开展深层天然气勘探钻井配套技术研究。在非储层试验深层提速配套钻井技术、空气钻井工艺技术;在储层采用欠平衡钻井、充气钻井工艺和储层保护技术。通过近2年来在庆深气田深探井试验了23口井深层提速钻井配套技术,13口井欠平衡钻井技术,1口充氮气钻井技术,1口空气和充空气钻井技术,大幅度提高了钻井速度,及时发现和有效保护了气层,取得了重大的技术突破,为松北深层徐家围子地区天然气勘探展现1000亿m3储量规模起到了关键技术作用。 相似文献
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地质导向技术能有效提高煤层气水平井施工成功率和煤层钻遇率,但由于其具有导向参数多、工艺要求高、易受地质因素影响等特点,使其在实际应用中还存在诸多难点。以柳林区块内某多分支水平井为例,针对该井现场地质导向作业面临的资料缺乏、参数受欠平衡钻进干扰、煤层结构复杂等难点,建立合适的地质导向模型,优选合理的导向参数和导向系统,对地质导向技术在实际应用中的工艺与流程进行了系统论述。实践表明,地质导向技术在该井的应用效果良好:煤层钻遇率达到了93.1%;截至目前,该井的产气量达8600m3/d,且还在进一步提升。 相似文献
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晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8 832 m3/d,日均产气量达到2 694 m3,验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。 相似文献
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潘庄地区煤层气U型水平井技术工艺研究 总被引：2，自引：0，他引：2
我国已在多个地区进行了20余口煤层气U型水平井施工,但总体尚处于勘探实验阶段。为了研究潘庄地区煤层气U型水平井施工技术工艺,以寺河井田西区煤层气U型水平井为例,分析了实验区地质条件的可行性,重点研究了钻井技术工艺并初步考察了产气效果。结果表明：潘庄地区3#煤层含气量大、构造及水文地质条件简单,煤层产状稳定且厚度较大,原生结构煤体发育,比较适合U型水平井的施工。煤层气U型水平井具有技术工艺复杂、增产效果明显的特点,先进的工具仪器和技术工艺为煤层气U型水平井施工成功提供了技术保障,其最高产气量达到22 000m^3/d,相当于5-6口普通高产垂直井的产气效果,可为煤矿区煤层气抽采利用提供关键技术支撑。 相似文献
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为总结注热联合井群开采低渗透储层煤层气运移采出规律，基于传热学、弹性力学、渗流力学、岩石力学理论，建立了注蒸汽开采低渗透储层煤层气藏过程的热固流耦合数学模型。结合潞安矿区山西组3#煤层地质参数，利用有限元软件进行了注热联合井群开采煤层气藏运移规律的数值模拟，得到了不同布井方式下注热10 d、开采100 d过程中煤层温度场、应力场及煤层气渗流场变化规律。结果显示，煤层平均传热速度为1.57 m/d，注热10 d后，中心井35 m范围内为有效注热区；随井筒数量的增加和井间距的减小，井间干扰作用增强，煤储层压力下降加快，煤层气供气及解吸区域增加，累积产量显著增加。七井模型20 m井间距注热开采累积产气量是五井模型30 m井间距未注热开采累积产气量的2.01倍。模拟结果显示了注热和井间干扰开采优势，为低渗透储层煤层气井群注热联合工业开采提供理论依据。 相似文献
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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。 相似文献
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煤层气产气曲线类型与地质条件的匹配与否直接影响产气效果。以沁水盆地柿庄南区块排采4 a以上的直井为研究对象，在产气曲线类型划分基础上，分析不同产气曲线特征，进一步分析产气曲线与储层参数的匹配性。结果表明:研究区产气曲线可划分为单峰快速上升、单峰稳定上升、双峰后低和双峰后高4种类型。产气曲线所表现出的特征受控于储层原始渗透率，储层动力及压裂效果。单峰快速上升型适用于含气量大于12 m3/d、临储比大于0.4和渗透率大于0.1×10-3 μm2的储层，该种曲线容易造成产气量的骤降；单峰稳定上升型适用的储层条件广泛，与储层参数匹配性较高；双峰后低型产气效果整体不佳，与储层参数的匹配性差；双峰后高型适用于压裂效果较好的井、对储层原始参数要求较低，其后峰产气量的增加速率影响整体的排采效果。基于上述分析，将储层划分为七种类型，对研究区及其相邻区块实施"一井一策"的排采制度具有重要的指导意义。 相似文献
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煤层气钻井中煤储层的保护措施 总被引：3，自引：0，他引：3
煤层作为煤层气的生成层和储集层,在储层特征和储存方式等方面与常规油气储层具有不同的特点,决定了煤层气钻井、完井、储层保护及压裂等技术的特殊性。在钻井中,选用欠平衡钻井技术、空气潜孔锤钻井技术;使用低密度、低粘度、低失水量、中性pH值及低（无）固相含量的钻井液;采用低密度、低上返的固井技术。这不仅对煤储层具有一定的适应性,也保护了煤储层的渗透性。 相似文献
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《中国煤炭地质》2019,(5)
为对碎软低渗透煤储层产气潜力进行有效的定量评价,在等温吸附实验基础的基础上,以临储压差、临废压差、有效解吸量、有效解析效率为指标,对晋城赵庄矿淮北芦岭矿区三口直井煤层气产出潜力进行了定量评价,同时结合煤层气井的排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)赵庄矿区X-163井的临储压差为1. 52MPa,有效解吸量为5. 35～12. 89m~3/t。芦岭矿区WLG-01井的临储压差为4. 20MPa,有效解吸量介于8. 01～9. 43 m~3/t。芦岭矿区WLG-03井的临储压差为1. 77 MPa,有效解吸量介于9. 48～11. 20 m3/t。说明有效解吸量决定煤层气采收率,临储压差反映见气难易程度,临废压差体现地层能量。临废压差越大,地层能量越强,驱动能力越强,解吸量越大,煤层气井产气潜力越高(2)比较X-163-3井、WLG-01井和WLG-03井煤层气产出潜力及排采历史,验证了芦岭比赵庄研究区的煤储层具有煤层气开发产气潜力和较高产气量的原因,也说明在施工过程中控制较低的井底流压,实现压降漏斗的稳定扩展,压降漏斗完美,并采用二氧化碳伴注压裂工艺,有利于碎软低渗透煤储层煤层气的抽采。 相似文献
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直井开发煤层气钻井和压裂成本高，控制面积小，单井产气量低；煤层内水平井钻进难度大，风险高，薄煤层中井眼轨迹控制难度大，钻井液有害固相对储层伤害严重，采收率低。基于此，分析贵州织金区块煤系地质构造，提出在煤系地层内稳定的非储层内布水平井，通过压裂造缝沟通水平井上下煤层同时开发多层煤层的新思路。与常规开发方式相比，非储层内水平井具有钻井风险小、储层伤害小、单井产量高的优点，同时还可以开发煤系致密气和页岩气，提高非常规天然气利用率。研究非储层内水平井开发贵州织金煤层气技术，为解决贵州煤系地层煤层多而薄、层间距小等特性煤层气开发难题以及综合利用煤系气提供新的方式。 相似文献
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煤储层具有高吸附性、低渗透性、易压缩与易破碎的特征,煤层气水平井钻完井过程中常常造成煤储层伤害,导致煤层渗透率和单井煤层气产量大幅度降低。通过实验分析,揭示水平井钻完井液中的固相颗粒、流体流动诱导产生的固相成分对煤储层微裂隙堵塞成因,阐明煤层气水平井钻完井中储层伤害的机理。在此基础上,提出水平井双层管柱筛管完井技术,分析其减轻煤储层伤害的机理,即通过冲管水力冲击作用消除水平井壁钻井液泥饼,清除井壁附近堵塞微裂隙煤粉,并在近井地带产生应力增渗作用。相对于煤层气常规的多分支水平井及分段压裂水平井,水平井双层管柱筛管完井的稳定日产气量、稳产周期均大幅提升。该技术在沁水盆地南部部分区域推广应用显示,3号煤层气井平均日产气量提升到20 000 m3,同时实现15号煤层气的开发突破,平均日产气量提升到10 000 m3以上。研究成果对于降低煤层气水平井钻完井过程中的储层伤害,提高煤层气井产量具有重要的理论和实践意义。 相似文献
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针对沁水地区煤层气储层的地质特点及水平对接多分支井的施工技术难点，结合2012ZX-SP-01井组的钻井方案，介绍了排采井和工程井的井身结构、井眼轨迹优化、悬空侧钻，以及运用方位伽马判断钻头与煤层相对位置等关键技术。实钻井眼轨迹及后期排采效果表明，采用这一系列技术，能够保证水平对接多分支井的顺利实施，形成了较为成熟的煤层气水平对接多分支井钻井工艺，并取得了良好的排采效果。 相似文献
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贵州对江南井田煤层气开发进展缓慢，通过前期勘探阶段实践，该区块存在的主要问题是钻井效率低、固井漏失严重、压裂改造周期长，单井产量低，客观评价井田煤层气地质特征及开发技术对后续煤层气的开发至关重要。通过对井田煤层厚度、煤体结构、储层压力、含气量、渗透性等方面进行了系统研究，结合井田以往钻井、压裂及排采实践，提出了井田煤层气开发以定向井为主，在M18煤层构造简单、煤体结构好、含气量高、煤层稳定且厚度大于3 m的区域，宜采用水平井的开发方式，在M25和M29煤，M78和M79煤构造简单、含气量高、煤层稳定且层间距小于5 m的区域，宜采用层间水平井的开发技术，漏失井段宜采用空气潜孔锤快速钻进技术，非漏失井段宜采用螺杆复合钻进技术，固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式，直井和定向井压裂宜采用复合桥塞层组多级压裂，水平井宜采用油管拖动水力喷砂射孔压裂技术，排采宜采用合层排采+分层控压技术，形成一套适宜于对江南井田地形地质条件下的煤层气开发技术，为今后研究区大规模煤层气商业开发提供参考。 相似文献
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钻井液配方和密度是储层污染和评价的关键参数。通过对寺河矿区煤层气井的开挖解剖，观测了煤储层中钻井固相残留物的污染特征，并建立了钻井液密度与固相侵入深度的关系。研究结果认为煤储层大裂隙系统，尤其是外生裂隙系统是钻井液固相运移通道和储存空间，煤层气井的钻井液污染范围达几米；钻井液密度越高，煤储层裂隙中泥饼厚度越大，滤液侵入深度相对减小。并以此为依据预测了新疆白杨河矿区煤层气钻井污染范围，新疆煤储层由于煤体结构破碎和采用顺煤层钻井工艺，钻井液滞留时间长，钻井固相物污染会相对严重。 相似文献
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基于我国煤层气勘探开发项目、煤层气田生产现状以及科研技术成果的调研资料,分析了煤层气田稳产、提产综合治理技术措施,深层煤层气取得勘探突破的地质条件和潜力,支撑上述两方面进展的煤层气水平井技术以及相配套的井网优化、排采技术。结果认为,我国煤层气田稳产、低产井提产综合治理最有效的技术措施有四类,包括增加新层、调整开发方案扩大产量规模、水平井嵌入加密井网、老井增产改造技术。提出了“煤层气水平井+技术体系”概念,即水平井钻完井+套管分段压裂+无杆泵排采技术组合体系,强调在井网优化部署、钻完井、压裂工艺和排采技术设备等各个环节的相互匹配。界定了深层煤层气涵义,深层煤储层一般存在游离气,临界深度受地层温度梯度和压力影响。指出深层煤层气、低阶煤煤层气是下一步煤层气勘探重点领域和方向。 相似文献
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用空气钻井开发晋城煤层气技术研究 总被引：5，自引：0，他引：5
通过对晋城煤储层伤害评价实验和特性分析，论述了在晋城煤层气开发试验区实施空气钻井的可行性和相关实施技术，结合经济评价，提出了几点认识与建议。 相似文献
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重庆涪陵焦石坝地区上部地层岩性致密、研磨性强、可钻性差,长兴组浅层气活跃且含硫,三开水平段长、摩阻大、泥质页岩层易垮塌。钻井面临的突出问题是机械钻速低、井控难度大、钻井周期长。针对上述气藏钻井难点,重点从钻井工艺、维持井壁稳定以及钻井液方面进行分析,优化钻具结构、优选钻头选型、抑制井壁失稳以加快焦石坝区块钻井速度。“油基螺杆＋高效PDC钻头”配合优质钻井液,经过焦页12平台4口井的实践应用,大大缩短了钻井周期,焦页12-4 HF井创下了中石化集团公司非常规页岩气水平井最长水平段记录,提速效果显著。 相似文献