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大宁?吉县区块深层8号煤层面积大、厚度大、分布广、煤层气资源富集,体积酸压后试采获得突破,但试采井产能差异大,产能主控因素不明确,严重制约煤层气开发进程。针对大宁?吉县区块2 000 m以深的上石炭统本溪组8号煤层试采井,从地质条件、酸压施工和排采制度中选取28个典型评价指标,运用灰色关联方法对煤层气井酸压后产能进行敏感性分析并提出相应技术对策。结果表明:酸压施工因素对产能的影响高于地质因素和排采因素;砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是影响该区块气井产能的主控因素,可将阵列感应电阻率和泥质含量作为筛选有利区的重要指标;提出采用低密度、低粒径支撑剂提高支撑剂运移距离与支撑裂缝长度;控制排采速度不超过200 m3/d,以保证深层煤层气平稳连续产出。该研究可为深层煤层气有利区筛选、施工参数优化以及排采制度调整提供参考。 相似文献
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我国深层煤层气资源储量丰富,但煤储层改造工艺技术与深层地质条件匹配耦合性问题亟需解决。为探究深层地质条件下煤储层改造技术,以大宁–吉县区块为地质背景,从该区块深层8号煤层岩石力学参数角度对体积压裂可行性进行评价,并采用室内三轴酸压物模实验进行验证。基于室内实验的基础上,针对此区块8号煤层特征,提出采用“高排量、低酸量、适中砂比”体积酸压工艺技术,并配合“交替注酸、分段加砂、变排量注入”复合工艺。基于此工艺原理开展复合盐酸、氨基磺酸体积压裂现场试验。结果表明:现场11口产气井日产气量累计达20 469 m3,其中10口生产直井最高产气量可达5 791 m3/d;1口生产水平井投产后日产气最高1.1万m3,同时体积酸压工程因素(排量、加液强度)与裂缝监测破裂面积存在较好相关性。提出应进一步提升压裂液排量且应优选在11~15 m3/min;应减小整体用酸量,同时进一步优选酸液浓度;优选低密度支撑剂并优化加砂工艺以提升加砂规模;清洁压裂液加液强度优选在150~250 m3/m;同时应提升配套设备质量,例如提升套管钢级,优化压裂设备等。研究从体积酸化压裂工程角度为该区块及类似地质条件下深层煤层气的勘探开发提供了技术借鉴。 相似文献
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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。 相似文献
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