沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用
沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化
沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化陶俊杰;李叶朋;杨春莉;张金波;申建【摘要】为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数.表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差.要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d 以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性.%To analyze the effect of drainage and extraction system on the output effect of a high coal rank coalbed methane well, based on the data of 51 coalbed methane wells in the south of Qinshui Basin similar to the geology conditions of drilling and completion wells, by analyzing the production characteristics of coalbed gas wells, the dynamic control parameters were established, such as the reduction rate of the dynamic liquid level, the amount of deep liquid production per unit, the fluctuation range of the dynamic liquid level, and the time of stopping the well. The relationship between the representational parameters and the average daily gas production volume is shown as follows: the faster the reduction rate of the liquid surface before the desorption, the larger the water inflow of the unit drawdown and the longer the time of stopping well; the more frequently the dynamic fluid level change, the worse the coal bed methane output. In order torealize efficient drainage in the research area, it is suggested to control the depth rate of the liquid level within 6 m/d at the initial stage of drainage; after putting into operation, control the quantity of deep water inflow within 0. 05 m3/(d·m); in the stable production stage and the o utput attenuation stage, control the intensity of discharge and extraction and keep the stability of the liquid level and the continuity of the drainage.【期刊名称】《煤矿安全》【年(卷),期】2018(049)004【总页数】4页(P5-8)【关键词】沁水盆地;煤层气;生产特征;排采控制;优化【作者】陶俊杰;李叶朋;杨春莉;张金波;申建【作者单位】中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国石油华北油田分公司,山西长治046000;中国石油华北油田分公司,山西长治 046000;中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学煤层气资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;中国石油华北油田分公司,山西长治 046000【正文语种】中文【中图分类】TD713影响煤层气开发因素众多，除地应力、埋深、裂隙、煤体结构、煤层厚度、煤岩煤质等地质因素外，工程因素的影响尤为显著[1-7]。
沁水盆地南部高阶煤层多分支水平井钻井工艺_崔树清
由于高阶煤层 力 学 性 质 较 “脆”，而 且 煤 层 中 发 育 相互垂直的面割理 和 端 割 理，钻 进 过 程 中 极 易 发 生 井 眼垮塌、卡钻等复杂 情 况 且 处 理 难 度 较 大，使 主、分 支 井眼钻进延伸受 到 制 约。 目 前，沁 水 盆 地 南 部 高 阶 煤 层多分支水平井钻井施工中遇到的技术难点可概括为 以下方面： １．１ 井 壁 稳 定 性 差 ，容 易 发 生 井 下 复 杂 事 故 由 于 高 阶 煤 层 热 演 化 程 度 高 ，微 孔 隙 发 育 ，机 械 强 度低，存在较高的剪切应力作用［４］，因而煤层段井 壁 极 不稳定，在钻完井过 程 中 极 易 发 生 井 壁 坍 塌、井 漏、起 钻遇卡、下钻遇阻，甚 至 埋 掉 井 眼 等 井 下 复 杂 和 事 故。
第３１卷第１１期 大 气 田 巡 礼
· １９ ·
护之间的矛盾，是沁 水 盆 地 南 部 高 阶 煤 层 多 分 支 水 平 井钻井成败的关键。 １．３ 岩 屑 携 带 不 畅 ，井 壁 严 重 失 稳 迄今为止，在沁 水 盆 地 南 部 煤 层 气 开 发 中 的 多 分 支 水 平 井 均 由 一 口 洞 穴 直 井 （排 采 井 ）和 一 口 水 平 分 支 井（工艺井）组成，排 采 井 在 其 煤 层 处 的 洞 穴 作 用 主 要 是为了工艺井与其 交 汇 时 的 连 通 提 供 便 利，但 其 副 作 用是不利于携带岩屑。当从排采井注气帮助携岩时， 往往由于注气的工艺及配套参数掌握不好而导致井底 压 力 波 动 太 大 ，造 成 煤 层 井 壁 严 重 失 稳 。 １．４ 缺 乏 先 进 适 用 的 钻 井 工 具 及 仪 器 煤层气多分支水平井钻井过程中涉及许多专用工 具和 仪 器［５］，例 如，用 于 两 井 连 通 的 电 磁 测 量 装 置、适 合于煤层气施工特点 的 地 质 导 向 工 具、高 效 减 阻 短 接 等 ，目 前 由 于 缺 乏 这 些 先 进 适 用 的 装 备 和 仪 器 ，在 一 定 程度上制约了煤层气多分支水平井钻井施工队伍的国 内化进程。
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【摘要】针对煤层气生产中提高单井产能的需要,提出采用U型水平井进行开发的技术思路,并依据构造简单、煤层厚度大、含气量高、煤体结构完整、水文地质条件简单等标准对U型水平井的部署区域进行了区块优选.对影响该区域U型水平井部署的水平段距离、水平段长度和水平段位置进行了优化研究.结果表明:U型井水平段间距过小,会造成控制地质储量偏小,影响稳产期长短和后期的产气潜力;井距过大,虽然控制储量会相对变大,但是很难形成井间干扰,难以达到面积降压的目的,累产气量也并未增加;从15 a的累产气量来看,最优井距为300 m;最优间距的大小受煤储层割理渗透率的影响明显,随着渗透率增大,最优间距增大;水平段位于煤层中部时日产气量和累产气量较高,推荐水平段位于煤层中部.【期刊名称】《洁净煤技术》【年(卷),期】2014(020)003【总页数】4页(P103-105,108)【关键词】煤层气;U型井;水平井;数值模拟;优化设计【作者】房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【作者单位】中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE122.14;TD8490 引言中国煤储层的渗透率普遍偏低，造成煤层气井产能比较低[1－4]。
目前中高阶煤层气开发采用的主要技术为直井水力压裂、多分支井等[5－8]，但由于中高阶煤层气富集地区地形条件复杂，多以山地、沟壑为主，地表高差大，水力压裂施工难度大，且煤岩机械强度低，分支水平井在排采过程中随着储层压力的降低，主支及分支井眼周围煤层易发生破碎、垮塌，部分直井、多分支井单井产气效果差，有的产气量一直很低，有的前期产量高、后期递减严重且无法恢复。
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议叶建平1,2 彭小妹1 张小朋3(1.中联煤层气有限责任公司 2.中国煤炭学会煤层气专业委员会 3.中原油田井下特种作业处)摘 要:通过研究近几年沁水盆地煤层气的资源、地质、储层成果,剖析山西组3号煤层和太原组15号煤层性质差异及其根源,分析煤层气勘探开发生产状况,进一步论述了当前沁水盆地煤层气勘探开发所存在的问题,认为沁水盆地是我国煤层气勘探开发投入工程量最多、研究程度最高、产量最大的盆地。
提出沁水盆地已经具备作为整装特大型天然气田开发的条件,应该集中力量加快3号煤层煤层气勘探力度,积极研发15号煤层煤层气开发技术,争取到“十二五”末,煤层气探明储量达到8000亿m 3,建成年产量50亿m 3煤层气生产基地。
关键词:沁水盆地煤层气田煤层气勘探开发Exploration Orientation and Development Proposal of C oalbed Methanein Qinshui Basin of Shanxi ProvinceY e Jianping 1,2,Peng X iaomei 1,Zhang X iaopeng 3(1.China United C oalbed Methane C orporation Ltd. 2.C oalbed Methane S pecializedC ommittee ,China C oal S ociety 3.Downhole Service C om pany of Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau )Abstract :The authors think that Qinshui Basin is the cradle of China ’s C BM exploration and development and is als o the largest C BM production basin in China ,where we conducted m ore research and made m ore en 2gineering w ork of exploration and development ,after studying C BM res ources ,geological conditions ,reserv oir achievements in Qinshui Basin in the recent years and analyzing the differences and s ource between coal seam 3of Shanxi formation and coal seam 15of T aiyuan formation and the condition of C BM exploration ,develop 2ment and production.We should focus on accelerating and intensifying the exploration of coal seam 3,im prov 2ing the proportion of C BM proven reserves and actively making research and development on C BM development technology ,and finally realize the development of tw o main coal seams in the same pace.It is estimated that C BM proved reserves shall reach 800billion cubic meters and construct the C BM production base with the an 2nual production v olume of 5billion cubic meters by the end of “the twelfth 2five Y ear Plan ”.K eyw ords :Qinshui basin ;C BM field ;C BM ;exploration and development1 问题的提出山西沁水盆地拥有全国十分之一的煤层气资源,拥有四分之一煤层气矿权登记面积,拥有90%探明地质储量,现有产气量占全国煤层气产量的93%。
沁水盆地太原组煤层气水平井钻井的提速措施
垂深/m垂直创面 at 6.50°/m图1 F63P3-15-1L 实钻垂直投影图F63P3-15-1L 井着陆后井斜83°增至100°，后又持续调整降至91°，为保证煤层跟踪，定向工作量较大。
该井滑动钻进时间统计如表2所示。
表2 F63P3-15-1L(891-1479m井段)滑动钻进统计另外，如底板出层后，根据工具造斜率，一方面追煤层困难，浪费大量出层进尺找煤层确定倾角；另一方面，造斜率不够的情况只能放弃追煤，重新侧钻。
(3)出煤层后，因追煤层倾角导致轨迹狗腿度大。
施工区块内的太原组煤层薄，夹矸或煤线较少，出煤层主要包括以下两种情况：①顶板出煤层，在盖层灰岩扣井斜追煤定向效率慢，耗时长；②底板出煤层，在底板砂岩或泥岩造斜工作量较大，重新入煤层后需立即降斜；非煤层进尺较多，对煤层钻遇率影响较大。
在施工中对于煤层变化采取过大幅度的调整措施，即盲目规避储层不均质发育段，导致轨迹在目的层内剧烈起伏，形成波浪式的轨迹形态。
这种过大幅度的调整为后续钻井施工埋下隐患，并且在波浪形轨迹低部位位置容易形成煤粉沉淀堆积，直接0 引言近年国家大力推动清洁能源，山西省重点关注煤层气勘探开发进度，华北油田煤层气公司在长治市召开煤层气上产推介会，已全面打响煤层气上产攻坚战。
山西煤层气资源丰富，自开发以来，在沁水盆地的郑庄、樊庄、柿庄等众多优良区块的山西组煤层气创造了良好的企业产值和社会效益。
而太原组因其产层薄，施工难度大，一直部署后续开发，随着华北油田上产攻坚的全面启动，太原组煤层气水平井钻井生产任务将逐渐饱满。
沁水盆地煤层气水平井一直以山西组为主，近年来随着山西组煤层的产气压力不均，产气量不稳定的情况，以及增储上产要求，太原组煤层开发的进度将进一步加快。
不同于山西组煤层水平井的优快钻井技术，太原组的煤层钻井提速难度大，难点多的问题依然存在。
1 太原组煤层水平井提速问题(1)对比山西组煤层，太原组煤层厚度薄，导致施工难度大，平均机速较低，周期较长，不同煤层数据对比如表1所示。
煤层气筛管水平井低产原因分析和治理对策研究——以沁水盆地南部煤层气筛管水平井为例
煤层气筛管水平井低产原因分析和治理对策研究——以沁水
盆地南部煤层气筛管水平井为例
王琪;张聪;贾慧敏;何珊;刘春春
【期刊名称】《中国煤层气》
【年(卷),期】2024(21)1
【摘要】筛管水平井是煤层气开发过程中较为重要的一种井型,在渗透率高的浅层煤层气开发中取得产量突破。
但随着储层地质条件变差、气井生产时间延长,实际
生产实践中出现部分低产筛管水平井。
本文从地质因素、钻井因素、排采因素、作业因素四个角度对煤层气筛管水平井低产原因进行了讨论。
煤储层渗透率低、地层堵塞、井筒堵塞是造成筛管水平井低产的三大原因。
针对不同低产原因形成了针对性措施增产改造工艺。
各措施增产工艺技术在沁水盆地南部樊庄区块取得较好效果。
【总页数】4页(P21-24)
【作者】王琪;张聪;贾慧敏;何珊;刘春春
【作者单位】华北油田山西煤层气勘探开发分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.沁水盆地南部柿庄地区煤层气U型水平井低产原因分析
2.沁水盆地煤层气水平
井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例3.沁水盆地南部煤
层气水平井钻井中所遇问题的对策探讨4.煤层气L型水平井煤体结构识别方法—
—以沁水盆地南部沁南东区块为例5.煤层气水平井高效钻进关键技术研究——以山西沁水盆地某煤层气区块为例
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地南部煤层气问题井原因分析及技术探讨
沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用
ｏ ｈｒｏｔ ｅ ｓ ｕａｌ ｆ ｏ ａｌｉ ｔ ｕ ｆ ｉｓｕ Ｂ ｉ． ａｅ ｕｙｏ ａｔａ ｐｏ ｕｔｎ ｆ ｏ ｚｎａ ｗ Ｕ ｉ ｂ ｒ ａ ｓ ｒ ｅｓ ｔ ｏ Ｑｎｈ ｉ ａ ｎ Ｂ ｄｏ ｓ ｄ ｐ ｃ ｃ ｒ ｃ ｏ ｉ ｌ ｓ ｔ ｅ ｏ ｃｌ ｅ ｌ ｎ ｈ ｏ ｈ ｓ ｓ ｓ ｎｔ ｆｒ ｉ ｌ ｄ ｉ
层气 是一项 重要举 措 。
ห้องสมุดไป่ตู้
署的合理和科学性 ，更关系到煤层气水平井的开采
效益 。而 我 国对 煤 层 气 水 平 井 的研 究 应 用 非 常欠
煤层气水平井依靠其主、分支将煤层中的裂缝 系统有 效相 互沟通 ，使 渗流通 道呈 网状 分布 ，突破
缺， 严重制约了中国煤层气开发进程。通过对水平
（ 中国石油华北油 田勘探开发研究院 ，河北 ０２５ ） ６５２
摘
要 ：针 对 沁水盆 地 南部 高煤 阶煤层 的低 渗 、非均质 强的特 点 ，采 用煤层 气水平 井数 值模 拟技
术 ，优 化 水平 井井型基 本技 术指 标 ，提 出沁水 盆地 南部 煤层 气适 用 水平 井井型 。通过 实际钻采效
ｏ ｉｓｕ ａｉ ｆＱｎｈ ｉ ｓ Ｂ ｎ
ＭｅｇＱｎｃｕ ，Ｚ ｏＹｎ ｉ ，Ｚ ｏ ｕ ，Ｗｅ Ｑａｇ ｕ ｉｏ ｎ ｉｇｈ ｎ ｕ ｉｑ ｇ ｈｕＲ ｉ ｎ ｉ ｉ ，Ｇ ｏｘ ｎ ｂ
（ ｘ ｌ ａｏ Ｅｐ ｒｉ ｏ ｔｎ＆ Ｄ ｖｌ ｍ ｎ Ｉｓｔｔ ｏ ａ ｅ Ｏｌｅ ｏ ｐ ｎ ，Ｐｔ Ｃ ｉａ ｅｅ ０ ２５ ） ｅｅ ｐ ｅｔｎｔｕｅ ｆ ｉ ｉ ｉ ｌ Ｃ ｍ ａｙ ｅ ｏ ｈｎ ，Ｈ ｂｉ ６ ５２ ｏ ｉ Ｈ ｂ ｆ ｄ ｉ ｒ Ａ ｓ ａｔ ｎ ｉ ｆ ｈ ｈｒｃ ｒ ｔｓｏ ｈ ｈｒ ｋ Ｃ Ｍ ｃａ ｓａ ｓｉ ｓｕ ｅ ｐ ｒ ｏ ｉ ｈ ａｉ， ｂ ｔ ｃ：Ｉ ｖ ｗｏ ｅｃａａｔ ｉ ｃ ｆ ｉ ａ Ｂ ｏｌ ｅ／ ｎ ｏｔ ｍ ａｔ ｆＱｎ ｔ Ｂｓ ｒ ｅ ｔ ｅｓ ｉ ｇ ｎ ｎ ｈ ｓｆ ｉ ｎ
沁水盆地南部地质条件及其煤层气成藏优势分析
【１１】王红岩．影响煤层气富集成藏的构造条件研究［ＤＩ．北京：中国地质 大学．２００２． 【１２】李金海，苏现波，林晓英，等．沁水盆地煤层气开发区岩石节理发 育特征【Ｊ】．矿业安全与环保，２００８，３５（５）：３７—３９． 【１３１冀涛。杨德义。沁水盆地煤与煤层气地质条件ｍ。中国煤田地质， ２００７，１９（５）．
３研究区煤层气成藏优势分析
研究区之所以形成优良煤层气藏，与煤系 地层先期的建造及后期的改造密不可分， 以下从这两个方面详细论述沁水分盆地南 部地区煤层气成藏优势。 ３．１先期建造 沁水煤田的地台式基底及巨型盆地控煤特
Ｆｉｇｕｒｅ
１
Ｔｅｃｔｏｎｉｃ ｓｅｔｔｉｎｇ ｏｆ
Ｏｉｍｈｕｌ Ｂａｓｉｎ
带这间的ＮＮＥ向复向斜构造，是山西境内唯一没有 被断裂切割保留完整的煤盆地（图
再次下沉成为一个向东倾斜的内克拉通沉积盆地， 为厚且稳定的煤层沉积奠定了基础。研究区石炭二 叠煤系地层平均厚约１５０ｍ，发育含煤层段十多套， 其中３号和１５号为主采煤层，平均厚度分别为３ｍ 和６ｍ．且该区３号煤层顶板及上下围岩大都发育较 厚的暗色泥岩．１５号煤顶板主要为石灰岩，之上也 发育较厚泥岩，底板为泥岩或泥质粉砂岩，为煤层气 的保存提供了良好条件。
ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ
ａｒｅ
Ｔｒｉａｓｓｉｃ ａｎｄ ｌａｔｅ Ｙａｎｓｈａｎｉａｎ ｔｅｃｔｏｔｈｅｒｍａｌ
ｖｅｒｙ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎ
ｖｅｒｙ
ｅｖｅｎｔ
ｐｒｏｖｉｄｅｄ ｇｏｏｄ
ｇａｓ ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｆｏｒ ＣＢＭ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ；
ｎｏｔ
ｔｈｅ
ａｒｅａ鹊ａ ｗｈｏｌｅ．ｔｈｕｓ ｂｅＲｅｒ ｃｏａｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆ＿ｍｌｌｌｅ ａｎｄ ｐｈｙｓｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｈａｖｅ ｒｅｔａｉｎｅｄ；
沁水盆地南部煤层气U型井钻井技术及应用_刘亚军
第１ ０卷 第 １ ４期
刘亚军等：沁水盆地南部煤层气 Ｕ 型井钻井技术及应用
·４ ５·
（ ）× １ ． ５ ｄ ｅ ５ ． ３ ５ ｍ ＋ １ ２ ０ ｍｍ 定向接头 ×０ ． ６ ７ ｍ＋ １ ２ ３ ｍｍ ＮＭＤ Ｃ×６ ． １ ５ ｍ＋ １ ２ ３ ｍｍ ＮＭＤ Ｃ× ｇ 。 ６ ． １ ５ ｍ＋ ８ ９ ｍｍ Ｄ Ｐ 连通之前，直井下入 Ｖ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ连通工具，水平井加入强磁接头，最终顺利实现连通。
长江大学学报 （ 自科版） ２ ０ １ ３年５月号石油中旬刊 第１ ０卷 第 １ ４期 ） Ｍ ，Ｖ Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ａ ２ ０ １ ３ ｏ ｌ ． １ ０Ｎ ｏ ． １ ４ ｙ ｇ ｙ（
－ ３ ２ ，属于低－中渗；储层厚度多在 ６ 沁水盆地南部煤储层的渗透率多小于 ０ ． １ × １ ０ ｍ ｍ 左右； 储层 μ ３ ，压力梯度为０ ／ ／ ， 具有较 压力平均为３ ． ７ ３ Ｍ Ｐ ａ ． ６ ０ ． ８ Ｍ Ｐ ａ １ ０ ０ ｍ， 属于低压； 含气量多在 １ ５～２ ０ ｍ ｔ ～ ２ ／ ， 且端割理与 高的含气量；含水通常较少，构造稳定，储层延续性好； 割理发育， 密度达到 ５ ０ ０条 ｍ 面割理同等发育。综上所述，沁水盆地南部煤储层应属于低压低渗厚层高含气量储层 。
·４ ３·
沁水盆地南部煤层气 Ｕ 型井钻井技术及应用
刘亚军，陈 旭
（ ） 中海油能源发展监督监理技术分公司 ，天津 ３ ０ ０ ４ ５ ２
［ 摘要］根据沁水盆地南部地质及煤储层的发育特点 ，介绍了该区块远端水平连通井的钻井工艺 ， 包括 Ｕ 型井设计、钻具组合优化、随钻测量技术、井眼轨迹控制和煤层段钻井液技术等 。 ［ 关键词］煤层气；Ｕ 型井；无固相钻井液；沁水盆地 ［ 中图分类号］Ｔ Ｅ ２ ４ ２ ［ ） 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］ １ ６ ７ ３ １ ４ ０ ９（ ２ ０ １ ３ １ ４ ０ ０ ４ ３ ０ ４ － － －
沁水盆地煤层XX-1井钻井工艺
游建（ 中国石化江汉工程公司国际合作公司 ， 湖北
摘要 ： ｘｘ一 １ 井位 于沁水盆地 南部 向北倾 的斜坡 构造 带上 ， 目的层 位为 山西 组 ３ ＃煤 。该层 位 井壁 易塌 ， 易漏等复 杂情 况 ，
武汉 ４ ３ ０ ０ ０ ０ ）
二开
２ ３
中软
软 中 软
【 ３ 】 孙景 涛， 窦 同伟， 张海 军， 刘在桐， 王立辉， 王文 ．张海 ３ ４ — １ ７
【 ４ ］ 李敦 宝， 周 韶光 ．地 热生产 井钻井设 计 一例 Ｉ Ｊ 】 ． 国外地质 从表 １ 以及 邻井 实际 钻井数 据分 析可 以看 出 ： 沁 水盆 地南 勘探技 术 ， １ ９ ８ ２ （ ０ ４ ） ． 部 煤层适合 使用抗研磨性 强 、 保径的 钻头 。 ｆ ５ １ ３ １ 建 全， 路保 平， 鲍 洪 志， 王 虎， 李 江 ．塔北 地 区钻 井 工 程
Ｎ ａ Ｏ Ｈ
烧碱
０ ． １ ５
Ｏ ． ２
Ｏ ． ３ ５
２ ． ５
１ ． ４钻达 设计 井深 ， 或钻 至基 岩稳 定地层 后 ， 加重 泥浆密 度
Ｈ ＭＰ ２ １水解双聚胺盐
ＫＰ ＡＭ Ｏ． ２
２
．
５
维持 井 壁稳 定 ， 下 套管前 大 排量 循环 洗井 两 周 ， 确 保下 套管 顺
发情 况 ， 降低 突发情 况机率 ， 降低施 工成本 ， 保证 煤层 气钻井 的
可钻 性 级别
软 中软 软 中软 中软
参考文献 ：
工艺 。 １ ９ ８ ３ （ ０ １ ） ． 工标准 与质量 ， ２ ０ １ １ （ ０ ２ ） ． 井钻 井设 计 － ９施 ／ － ［ Ｊ １ ． 石油天 然气学报 ， ２ ０ １ ０ （ ０ ２ ） ．
沁水盆地南部煤层气井生产动态分析
沁水盆地南部煤层气井生产动态分析作者：杨宗然唐弘程鄢雨王军王彬来源：《探索科学》2015年第11期摘要：煤层气开采关键因素是排采制度的确定，通过对沁水盆地南部某区块16口井产气量、产水量与生产层位关系的分析，得出以下结论：过长或过短的单相水排采时间不利于气井形成高产；总体上15#煤层的开采效果好于3#煤层，3#煤层产量保持在2000m3左右，而15#煤层产水量较高，产气量无法保持稳定；W3所在区域适合合层开采，W2所在区域适合分层开采；由于压降漏斗的叠加，井组生产效果好于单井，但15#煤层井组开采效果更明显。
分析结果与实际生产符合，可为现场生产提供指导。
关键字：沁水盆地南部；煤层气井；生产动态；合层开采；分层开采中图分类号：TE310 文献标志码：A沁水盆地南部是我国煤层气利用最为成功的地区，以高变质较弱构造变形为特征[1]。
沁水盆地南部受构造作用影响，整体呈现一条走向北北东、倾向北西西的单斜构造，总体地质构造简单。
区块内发育一条封闭性断层，其导水和导气能力极差，主要煤层是二叠系下统山西组3#煤层和石炭系上统太原组15#煤层，属于结构较简单的稳定煤层，为特低全水分、低灰分、特低挥发分无烟煤。
储层欠饱和，两套煤层中间存在80m的大隔夹层，且两套煤层上部发育含水层，对开发方式有明显影响。
该区域的煤层气井排水采气基本采用定压排采制度，平均单井产量在2000m3/d，开发效果良好；但仍有部分井产气效果不理想，出现长期产水或产气量较低的情况[2-3]。
本文通过对比产气量、产水量与生产层位的关系，对煤层气井生产动态进行分析，建立合理的排采制度，以指导排采生产，实现高产井稳产、低产井提高产量。
1 煤层气井基本情况1.1 煤层气井排采过程由于煤层气以吸附气为主，所以煤层气井的生产是一个解吸、扩散和渗流的连续过程。
在排采过程中存在三个生产阶段[4]（见图1）：a阶段为排水降压阶段，此时气井大量排水，煤储层压力下降，当压力下降到临界解吸压力以下时，开始产出气体，包括少量溶解气和游离气；b阶段为稳定产量阶段，产量逐渐上升并趋于稳定，出现产气量峰值，产水继续下降；c 阶段为产量递减阶段，尽管地层压力仍在降低，煤基质中解吸的气体却越来越少，产气量和产水量均在下降。
沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨
ｃ ｎ ｒ ｌ ｎ ｆｄ ｉ ｉ ｇ ｆ ｉ ｅ ｓ ｙ ａ ｄ ｖ ｓ ｏ ｉ ａ ｍｐ ｏ ｅ ｗ ｌ ｃ ｐ ｃｔ ； ｅ ａ ｉｅ ｃ ｒｅ ａｉｎ ｉ ｅ ｉｔｄ ｂ ｔ ｅ ｌ ｃ ｐ ｃ ｔ ｎ ｏ ｔ ｌ ｇ ｏ ｒ ｌ ｕ ｄ ｄ ｎ ｉ ｎ ｉｃ ｓｔ ｃ ｎ ｉ ｒ ｖ ｅ ｌ ａ ａ ｉ ｎ ｇ ｔ ｏ ｒ ｌ ｔ ｓ ｘ ｓｅ ｅｗｅ ｎ ｗｅｌ ａ ａ ｉ ａ ｄ ｏｉ ｌｎ ｌ ｔ ｙ ｙ ｖ ｏ ｙ ｃ ｍｅ ｔ ｓｕ ｒ ｅ ｓｔ ，ｑ ａ ｔ ｙ ｉ ｅ ｎ ｉ ｇ ｔ ｃ ｎ ｑ ｅ ；ｏ ｅ ａｉ ｎ ｌ ｔｃ ｎｑ ｅ ｆｖ ｒａ ｌ ａ ｄ ｒ ｔ ，ｃ ｎ ｒ ｌ ｄ ｆ ｃｕ ｎ ｕ ｄ ｅ ｎ ｌ ｒｙ ｄ ｎ ｉ ｙ ｕ ｎ ｉ ｎ ｃ ｍｅ ｔ ｅ ｈ ｉ ｕ ｓ ｐ ｒ ｔ ａ ｅ ｈ ｉ ｕ ｓ ｏ ａｉ ｂ ｅ ｓ ｎ ａ ｉ ｏ ｔ ｌ ｒ ｔ ｒ ｇ ｆ ｉ ， ｔ ｎ ｏ ｏ ｏｅ ａ ｉ ｌ
ｒ ｓ ｒｏ ｒ ｐ ｏ ｕ ｔ ｎ ｏ ｔ ｌ ｎ ｉ ｒ ｖ ｗｅｌ ａ ａ ｉ ． Ｐ ｔ ｍｐ ａ ｅ ｏ ｒ ｌｔ ｎ ｈ ｐ ｅｗｅ ｎ ｙ ｒ ｕ ｉ ｒ ｃｕ ｎ ｔ ｃ ｎ ｃ ｌ ｅ ｅ ｖ ｉ ｒ ｄ ｃｉ ｃ ｎ ｒ ａ ｄ ｍｐ ｏ ｅ ｏ ｏ ｌ ｃ ｐ ｃｔ ｙ ｕ ｅ ｈ ｓ ｓ ｎ ｅａｉ ｓ ｉ ｂ ｔ ｅ ｈ ｄ ａ ｌ ｆ ｔ ｒ ｇ ｅ ｈ ｉａ ｏ ｃ ａ ｉ ｏ ｅａ ｉｎ ｌ ａ ａ ｔｒ ｎ ｌ ｃ ｐ ｃｔ ， ｏ ｋ ｄ ｏ ｔ ａ ａ ｔｒ ａ ｍｐ ｏ ｅ ｗ ｌ ｃ ｐ ｃｔ． ｅ ｒ ｓ ｌ ｈ ｓｄ ｍｏ ｓ ａｅ ａ ： ａｉｎ ｌ ｐ ｒ ｔ ａ ｒｍｅｅ ｓ ａ ｄ ｗｅｌ ａ ａ ｉ ｗ ｒ ｅ ｕ ｒ ｍｅｅ ｓｃ ｎ ｉ ｒ ｖ ｅ ｌ ａ ａ ｉ Ｔ ｅ ｕ ｔ ａ ｅ ｎ ｔ ｔ ｄ ｔ ｔ ｒｔ ａ ｏ ｐ ｙ ｐ ｙｈ ｒ ｈ ｏ
沁水盆地南部王坡井田煤层气开发潜力分析
文章编号： １ ６ ７ ４ — １ ８ ０ ３ （ ２ ０ １ ４ ） ０ ４ — ０ ０ ２ ５ — ０ ４
沁水盆地南部 王坡 井 田煤层气 开发潜 力分析
吴 静
（ 中煤科工集团西安研究院有 限公司 ， 陕西 西安 ７ １ ０ ０ ５ ４ ） 摘 要： 根据王坡井 田地质条件及 ３ 号煤层储层特征 ， 结合 区内地形 和交 通等条件 ， 分析 了适合于王坡井 田的煤层气 开 发方式 ， 并采用数值 模拟方法 预测 了不 同方式 的煤层气井产 量及储层压力 和含气量 的变化 ， 评价 了本区煤层气 的开发潜力 。结果表 明 ： 王坡井 田３ 号煤厚度大 ， 含气量高 ， 渗透性好 ， 具有 良好 的资 源开发前景 ； 丛式井和水平井
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ Ｗａ ｎ ｇ ｐ ｏ ｍｉ ｎ ｅ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ｇ ｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｏ ｎ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ａ ｌ Ｎｏ ． ３ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ， ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ｅ ｄ ｗｉ ｔ ｈ ｔ ｏ ｐ ｏ ｇ ｒ ａ ｐ ｈ ｉ ｃ ａ ｎ ｄ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｃ ｏ ｎ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ａ ｒ ｅ ａ ， ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ Ｃ Ｂ Ｍ ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｏ ｄ ｅ ｐ ｒ ｏ ｐ ｉ ｔ ｉ ｏ ｕ ｓ ｔ ｏ ｔ ｈ ｅ ｍｉ ｎ ｅ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ． Ｕｓ ｉ ｎ ｇ ｎ ｕ ｍｅ ｒ ｉ ｃ ａ ｌ ｓ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ・ ｅ ｄ ＣＢＭ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ， ｒ ｅ ｓ ｅ ｖｏ ｒ ｉ ｒ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ａ ｎ ｄ ｇ ａ ｓ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｖ ａ ｒ ｉ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｕ ｎ ｄ ｅ ｒ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｔ ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｏ ｄ ｅ ｓ ， ａ ｎ ｄ ｅ ｖ ａ ｌ ｕ ａ ｔ ｅ ｄ Ｃ Ｂ Ｍ ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｏ — ｔ ｅ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ａ ｒ ｅ ａ ． Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｈ ａ ｓ ｓ ｈ ｏ ｗｎ ： ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ａ ｌ Ｎｏ ． ３ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｍｉ ｎ ｅ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ｈ ａ ｓ ｌ ａ ｒ ｇ ｅ ｔ ｈ ｉ ｃ ｋ ｎ ｅ ｓ ｓ ｗｉ ｔ ｈ ｈ ｉ ｇ ｈ ｍｅ ｔ ｈ ａ ｎ ｅ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ 。 ｇ ｏ ｏ ｄ ｐ ｅ ｒ ｍｅ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ — ｔ ｙ ， ｔ ｈ ｕ ｓ ｆ ａ ｖ ｏ ｒ ａ ｂ ｌ ｅ ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｒ ｏ ｓ ｐ ｅ ｃ ｔ ． Ｕｓ ｉ ｎ ｇ ｃ ｌ ｕ ｓ ｔ ｅ ｒ ａ ｎ ｄ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｃ ａ ｎ ｎ ｏ ｔ ｏ ｎ ｌ ｙ ｉ ｎ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｏ ｕ ｔ ｐ ｕ ｔ ， ｂ ｕ ｔ ａ ｌ ｓ ｏ ｒ ｅ ｄ ｕ ｃ ｅ ｕ ｎ ｄ ｅ ｒ ｇ ｒ ｏ ｕ ｎ ｄ ｇ ａ ｓ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ ｌ ｙ ； ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｔ ｗｏ ｍｏ ｄ ｅ ｓ ｗ ｉ ｌ ｌ ｂ ｒ ｉ ｎ ｇ ｇ ｒ ｅ ａ ｔ ｅ ｃ ｏ ｎ ｏ ｍｉ ｃ ｒ ｅ ｓ ｕ ｈ ｓ ａ ｎ ｄ ｅ ｘ ｔ ｅ ｎ ｓ ｉ ｖ ｅ ｂ ｕ ｓ ｉ ｎ ｅ ｓ ｓ ｐ ｒ ｏ ｓ ｐ ｅ ｃ ｔ ｓ ． Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ ： Ｗａ ｎ ｇ ｐ ｏ ｍｉ ｎ ｅ ｉｅ ｆ ｌ ｄ ； ＣＢ Ｍ； ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｏ ｔ ｅ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ； ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｏ ｄ ｅ
沁南煤层气某区块水平井管控技术应用
致 钻井 进尺短 、未造穴 、钻遇复 杂等情 况 ，井 眼垮塌 井煤层 进尺 ２．３制定排采技术方案 ，确保产量稳中有升
普 遍 ＜１５００米 ，６０％左 右井 形 不成 有效 渗 流通 道 ，导 致 气井 低
排采思 路 ：地 质先行 、分类 管理 、连续 产水 、持续 降压 、逐 步
产 ，低 水平稳 定。 ② 泥 浆 污 染 钻 井过程 中 ，为稳 定井壁 ，部 分井 采用 了高粘 度泥浆 钻进 ，
气 、水 、压力发 生突 降 ，分析认 为主 要是分 支垮 塌或 煤粉堵 塞流 ２．４主 动延 长检 泵周 期 ，采 取 相应 措施
体 产出通 道 ，导 致低产 。
对于 泵效 低但 冲次高 的水平 井 ，采取逐 步 降低 工作制 度 的
表 ２—１低产原 因分析
措 施 ，在不 影响 产气 、产水 的前提 下 ，尽可 能减少 因偏磨 带来 的
关键词 ：水 平井；低 产原 因：排 采管控
１基 本概 况
地 质 因素
地 质 条 件 差
含 气量低
工程
有 效 进 尺 短
煤体结构差 ，无法按 般设 ＜１计５０完０米成 钻进 ，钻井进 尺一
因素
泥浆 污 染
为防止煤 层垮塌所使用 的钻井液造成 泥浆 污染
。
管理
排采 间断或 不连续 等原 因，造成井眼堵塞或
２．１划分 了水 平 井低产 、不产 气 类型及 低 产原 因
对于产量 较低 的水 平井 ，要求做 到至少 ２日一巡 ，生产参 数
主 要从地 质 、工程 和管理 三个方面进行 划分 ：
出现 突变时及 时井上汇报 ，发现 问题 ２４小时 内组织 解决 。
沁水盆地煤层气水平井钻进技术应用总结
沁水盆地煤层气水平井钻进技术应用总结王占强; 任贵阳【期刊名称】《《世界有色金属》》【年(卷),期】2019(000)012【总页数】2页(P204-205)【关键词】煤层气水平井; 钻具组合; 泥浆应用; 钻井质量; 钻井效率【作者】王占强; 任贵阳【作者单位】河南省煤田地质局二队河南洛阳 471000【正文语种】中文【中图分类】TE2431 施工概况PZC12L-08井是为开发3#煤而设置的开发井。
该井位于山西省晋城市沁水县端氏镇下沟村刘家庄西南约400m。
井口坐标：横坐标Y:19632487.13，纵坐标X:3947221.80，基准面932.20m。
PZC12L-08井于2019年03月18日开始钻进，2019年03月19日一开完钻，井深60.38m，并下入一开套管后进行了固井施工。
2019年3月20日二开钻进，2019年3月23日二开完钻，井深768.00m。
3#煤着陆井深：765.00m。
并下入技术套管后进行了固井施工。
2019年03月25日三开钻进，2019年04月03日完井。
本井钻井周期13.73天，建井周期18.98天。
2 钻进参数及钻具组合2.1 钻进参数根据本井地层岩性、地层压力及井温特点，合理选择了钻进，在较软岩石中采用低转速、中等泵量和适当的压力，在硬岩中应采用较高速、大泵量和适当的压力；在裂隙发育的破碎地层中钻进，采用小钻压、低转速和适当的泵量；遇地层倾角突然变化井段，适当降低了压和转速。
具体参数见1。
表1 钻井参数序号尺寸mm钻井参数自m 至m 钻压kN钻进井段所钻地层转速r/min排量l/s泵压MPa 1 311.15 4.95 60.3870 10-60 32-500.5-3.0 2 215.9 60.38 768.00 泥岩、砂岩、煤黄土、砾石、砂岩、泥岩1 0-1 0-100 0-30+120 32 4.0-9.0120 32 6.0-7.5 4 152.4 782.00 1580.00煤、碳质泥岩3152.4768.00782.00煤1 0-30 0-15+120 18-196.0-8.0 5152.41540.00 1754.00煤 0-120 1 0-90 0-25+0-25+120 19 6.0-182.2 钻具组合根据本井设计要求，采取三开的井身结构，一开采用正常钻具组合，二开和三开增加无线随钻仪器定向造斜，钻具具体组合见表2。
沁水盆地煤层气水平井井简煤粉迁移及控制
沁水盆地煤层气水平井井简煤粉迁移及控制I. 引言- 沁水盆地煤层气水平井的开发及其带来的经济效益- 煤粉迁移的问题及其对煤层气水平井的影响II. 沁水盆地煤层气水平井简介- 沁水盆地的地理背景及煤层气水平井的开发现状- 煤层气水平井的结构与产气特点III. 煤粉迁移机制及其影响- 煤粉迁移的原理与机制- 煤粉迁移的影响因素及其对采气效益的影响IV. 煤粉迁移控制的技术手段- 填充水泥浆固井技术的原理与应用- 人工压裂技术的原理与应用- 生物胶囊封堵技术的原理与应用V. 结论与展望- 煤粉迁移对煤层气水平井开发的影响及其控制技术的优越性- 煤层气水平井开发对沁水盆地经济社会发展的贡献与前景展望在当今能源危机的情况下，对于具备可再生性质的新能源的开发越来越受到重视。
作为一种新型的清洁能源，煤层气在国内的开发和利用已经进入了一个高速发展的阶段。
沁水盆地是中国煤层气重要的开发区域之一，被誉为“超级煤层气区”。
本文将围绕沁水盆地煤层气水平井井简煤粉迁移及控制的问题来进行研究，从而探讨如何优化开发资源，提高采气效益。
1.1 沁水盆地煤层气水平井的开发及其带来的经济效益过去，煤层气只能通过垂直钻孔进行开采，但由于煤层气井网的建设和成本的限制，效益不是很显著。
而水平井的出现作为新的开采方式，在煤层气的开采方面发挥了重要作用，逐渐成为当今煤层气开发领域的一项重要技术。
沁水盆地作为煤层气水平井的重要开发区，其开采成果的不断提升，同时也推进了本地区经济社会的快速发展。
沁水盆地煤层气水平井的开发引入了现代化管理及技术，有效地提高了开采效率，最大程度地利用了局部煤层气资源。
这些煤层气资源的利用带来了巨大的经济收益，同时也促进了当地的经济进步。
煤层气水平井的开发对于沁水盆地的各项经济指标，如地方财政收入、生产总值等都有着显著的推动作用。
1.2 煤粉迁移的问题及其对煤层气水平井的影响然而，和传统的煤层气垂直钻孔相比，煤层气水平井在开采过程中还存在着一些问题，其中最突出的问题就是煤层气井水平段与煤层之间的物质迁移问题。
沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践
基金项目：国家科技重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”（编号：２０１１ＺＸ０５０６１）。
作者简介：张聪，１９８３年生，硕士，工程师；主要从事煤层气勘探开发技术研究工作。
地址：（０４８０００）山西省晋城市文博路９６９号。
电话：（０３５６）２２８６７０６。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｍｃｑ＿ｚｈａｎｇｃ＠１６３．ｃｏｍ沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践张聪１ 李梦溪１ 王立龙１ 石汉友２ 王晶１１．中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司 ２．中国石油华北油田公司新能源部 张聪等．沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践．天然气工业，２０１１，３１（１１）：２６‐２９． 摘 要 沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约，难以规模上产，随着开发实践的不断深入，逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。
为此，制订了针对该区低产井的改造方案，详细总结分析了解堵性二次压裂在煤层气开发中的运用效果。
实践表明：系列化的水力压裂技术是该区较为有效的增产手段；电脉冲解堵、径向水力喷射技术是新的尝试、有利的补充技术，但其增产效果还有待进一步观察。
上述技术用于煤层气井的增产，将加快该区煤层气产能建设的步伐。
关键词 沁水盆地南部 煤层气井 增产措施 解堵 二次压裂 水力喷射 电脉冲 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１１．１１．００７１ 煤层气增产技术概况１．１ 各种井型及完井技术 煤层气井直井、丛式井为目前主要的井型，随着开发实践的不断认识，在地质条件满足的区域实施羽状水平井［１］、Ｕ型井技术［２］可以数倍地提高煤层气产量；套管射孔完井为主要的完井方式，洞穴井［３］、径向水力侧钻［４］也逐步运用于煤层气增产。
１．２ 各种类型的压裂技术 水力压裂作为煤层气储层改造常规技术，目前已形成了较为成熟的煤层气压裂体系，并针对不同的压裂液、支撑剂、压裂规模、压裂工艺的探索试验。
沁南盆地羽状水平井煤层气开发区域的优选
根据羽状水平井开 发技术要求 ， 确定羽状井部署 区必须具备构造简
处， 面积 ２ ｍ 。 该区勘探程度较高 、 ｋ 构造 简单 、 煤层稳定。 号煤层标高约 ３
为 ２０Ｉ， ５ 埋深 为 ５ ０Ｉ～ ０ ， ｎ ５ ６ ０Ｉ 厚度为 ６Ｉ ｎ ｎ ｎ左右 ； 含气量多在 １ ／ ６ ５ｍ３～１ ｔ
域的地质条件 要求 比较严格 。
１ 研 究地点 及范 围
研究 区位于沁水盆地 东南 部 ， 南到潘 庄井 田南边 界 ， 到樊庄井 田 北 的北边界 ， 以寺头断层 为界 ， 到樊庄井 田东边界 ， 西 东 包括潘庄井 田和樊 庄井 田两个井 田。南北长约 ２ ｍ， ９ｋ 东西宽约 ｌ ｍ， ８ｋ 面积约 ４ ０ｋ 。 ６ ｍ
该区属于低 山丘陵地形 ， 沟谷 纵横 ， 地形切割强烈 ， 面标 高一般在 地
６ ０Ｉ～ ０ ， ５ １１０Ｉ 呈东 高西低 的变化趋势 。 ｎ ｎ
图 １ 羽状水平井部署区优选结果 ２０Ｉ～ ７ ６ ２０Ｉ 右 ， 深约 为 ５ ０Ｉ ７０Ｉ， ｎ ｎ左 埋 ８ ～ ２ 厚度为 ５２Ｉ～ ． Ｉ； ｎ ｎ ． ｎ ５５ ｎ 含气 量
表 １ 羽状水平井部署区条件对 比表
部署 区地质条件 Ａ区 Ｂ区 Ｃ区 Ｄ区 Ｅ区
勘探程度 构造条件
煤 厚／ ｍ
埋 深／ ｍ
高 简单
６ ～． ． ６６ ０
高 简单
５－． －５ ６
较高 简单
６
较高 简单
５２ ５５ ．～ ．
较高 简单
６
根据上述标准 ， 优选 出 Ａ， Ｃ， Ｅ５个羽状水平井部署 区（ Ｂ， Ｄ， 见图１ 。 ）
３０ ４ ｏ ３ ｏ ４ ０ ７ － ３ ５ ０ ７ ０ ５ ￣ ｏ ５ ～ ｏ ｏ ～ Ｏ ６ ０ ７０ ８ ～ ２ ５ ０ ６ ｏ
定向羽状水平井在晋南沁水盆地煤层气开发应用中存在的问题
定向羽状水平井在晋南沁水盆地煤层气开发应用中存在的问题郭丙政
【期刊名称】《地质通报》
【年(卷),期】2006(000)010
【摘要】定向羽状水平井是指通过定向井、多分支水平井技术,由地面垂直向下钻至造斜点后以中、小曲率半径侧斜钻进目的煤层主水平井,再从主井两侧不同位置水平侧钻分支井,进而形成像羽毛状的多分支水平井.这一技术是一项复杂的系统工程,目前在中国煤层气领域还处在研究和试验阶段,尚未形成一系列成熟的工艺与技术.……
【总页数】2页(P1194-1195)
【作者】郭丙政
【作者单位】中联煤层气有限责任公司,北京,100011
【正文语种】中文
【中图分类】P634
【相关文献】
1.煤层气开采定向羽状水平井井身结构优化 [J], 王新海;张冬丽;方海飞;孙吉军
2.煤层气定向羽状水平井数值模拟技术应用 [J], 张亚蒲;张冬丽;杨正明;李安启
3.煤层气定向羽状水平井开采机理与应用分析 [J], 鲜保安;高德利;李安启;赵庆波;曹雯
4.煤层气定向羽状水平井开采数学模型的建立 [J], 郭立波;李治平;王新海
5.定向羽状水平井在晋南沁水盆地煤层气开发应用中存在的问题 [J], 郭丙政
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
中国煤层气 CHINA COALBED METHANE
Vol 7 No 6 December 2010
沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用
孟庆春 左银卿 周
魏 强 郭希波
( 中国石油华北油田勘探开发研究院, 河北 062552)
摘 要: 针对沁水盆地南部高煤阶煤层的低渗、非均质强的特点, 采用煤层气水平井数值模拟技 术, 优化水平井井型基本技术指标, 提出沁水盆地南部煤层气适用水平井井型。通过实际钻采效 果分析, 认为除了地质构造等因素外, 水平井井型等因素也是影响其产能的重要原因。 关键词: 煤层气 水平井 优化 井型 应用
Optimization and Application of Horizontal CBM Well in South of Qinshui Basin
Meng Qingchun, Zห้องสมุดไป่ตู้o Yinqing, Zhou Rui, Wei Qiang, Guo xibo ( Exploration & Development Institute of Haibei Oilfield Company, PetroChina, Hebei 062552)
清楚、目的层裂缝发育方向明确的前提下, 选择井
型 4 是提高采收率的最佳井型。一般情况选用井型
6 比较稳妥。
表 2 不 同裂缝发育方向十年累积产气量对比表
井型
十年 q ( 104m3) Ky> Kx
十年 q ( 104m3) Kx> Ky
十年累计产量差值 ( 104m3)
井型 4 5127
44 43
684
井型 6 5192
50 08
184
( 3) 不同产状地层对水平井产能的影响 由于水平段百米日产气量受地层产状的影响, 为此, 对优选的井型 6 ( 即复合 V 形井型) 计算了 不同产状地层 条件下计算的日产气量 的对比曲线 ( 图 9) , 认为下 倾地层 钻进水 平井不 仅稳产 时间 短, 而且累产气量少。主要原因是下倾地层不利排 水降压, 煤层解吸受到地层产状的影响, 因此, 在 水平井井位部 署及实际钻进时尽量降 低少产气风 险, 沿上倾方向钻进将取得最佳的经济效益。
表 1 不同井型控制面积及产量对比表
设计井型序号
控制面积 ( km2 )
单位面积产气量 ( 108m3/ km2 )
1
2 05
0 210
2
1 82
0 236
3
1 01
0 433
4
0 56
0 758
5
0 86
0 493
6
0 79
0 543
7
0 81
0 546
井型 1、2 和 3, 结构简单, 控制资源量相 对大, 但不利于形成压力叠加区, 泄压范围小、资 源面积空白区多、单位面积产气量低, 而井型 3 需 要排采井数还多, 投资多, 因此不建议选用。但是 对于井型 1 和 2 井型, 基于动用资源量、单位面积 利用率及井型最优等方面考虑, 在有利泄压范围内 部署短半径的 V 型井 ( 图 6) , 水平段 长度 320~ 500m。也 可部 署 单 支水 平 井 组排 列 的 钻 井方 式 ( 图 7) 。
其原因是由于井型 4 垂 直于主裂缝方 向的长度较
小, 所以稳产时间较短。
表 2 为两种情况下两种井型的累积产气量数值
对比分析, 井型 4 当裂缝发育方向与水平分支延伸
方向垂直与一 致的条件下十年累积产 气量增加了
684 万 m3, 而井型 6 仅变化了 184 万 m3, 说明井型
4 受煤层非均质性影响程度大得多, 但在地质构造
( 2) 不同地层产状条件下水平段长度优化 首先考察了下倾地层情况下水平段长度与百米
图 3 ( 非均质模型) 分支夹角与累积产气量关系曲线图
第6期
沁水盆地南部煤层气水平井井 型优化及应用
17
形成压力叠加区, 虽然控制面积大, 但产量很低。 可以看出, 对非均质煤层而言, 压力叠加对产量有 一定的影响, 但最主要的影响因素还是垂直裂缝发 育方向的水平长度的大小。
日产气量的关系 ( 见图 2) , 水平段长度小于 500m 时, 百米日产气量随水平段长度增加而增加; 水平 长度大于 500m 后, 百米日产气量随水平段长度增 加而减少, 特别是水平段长度大于 2000m 后百米日 产气量的变化非常小, 说明虽然水平段长度增加, 但其贡献率并不大。
图 2 ( 下倾煤层) 水平段长度与 百米日产气量关系曲线图
通过以上分析, 综合考虑在动用资源量、单位 面积利用率、保证煤层稳定系数等方面, 首先排除 选用井型 1、2、3 和 7, 可考虑 选择井型 6 ( 或井 型 5) 和井型 4。
( 2) 非均质煤层对水平井产气量的影响 选择对比井型 4 和井型 6 两种井型在非均质煤 层情况下的井型与产能的关系, 为煤层气开发水平 井井型优化选取提供基础依据。 以井型 4 各分支与主裂缝发育方向垂直和平行 两种情况下, 进行井型 4 和井型 6 十年累积产气量 的比较。图 8 为一种情况的计算结果, 井型 4 的各 分支与裂缝发育方向一致, 在初期两种井型产量相 差不大, 中后期井型 6 生产情况明显好于井型 4。
18
中国煤层气
第6期
大, 生产年限内产气量最大, 但是该井型的使用可 能有一定的限定条件。
图 7 单支 水平井井组
井型 5 和井型 6 虽然资源利用率和产气量低 于井型 4, 但是在动 用资源量、单位面积利用率、 保证煤层稳定系数等方面比较稳妥, 风险相对小, 适于规模开发, 不过井型 6 在经济效益方面优于井 型 5。
在设计井型之前, 需要考察分支之间的距离, 选择最优的间距尽量做到资源量最大利用率和产能 的最高。
根据经验和钻井需求, 设计分支 间距分别 为 200m、300m、400m、600m 等 4 个方案, 计 算对比 结果见图 4。由图 4 可见, 分支间距为 300m 累积 产气量的值最高, 开发效果最好, 根据渗透率稍的 高低, 分支间距可适当增大减小。
沁水盆地是我国最主要的高阶煤发育区, 具有 低压、低渗、低饱和、非均质性强的特征, 开采难 度大[ 1] , 制约着沁水盆地南部煤层气产能建设目标 的实现, 因此亟需着重解决制约煤层气规模开发面 临的关键技术和实际问题, 其中在沁水煤层气田开 采方式优化方面进行技术攻关, 采用水平井开发煤 层气是一项重要举措。
但是当水平井处于不同的地层产状时, 例如下 倾地层, 水平井会由于水平井产状下行, 其末端位 置比井口低, 造成末端的地层压力较井口处地层压 力大, 因此水平段末端的地解压差较井口处大, 导 致水平段末端的产量减少。水平段愈长, 压力差愈 大, 低效水平段就可能越长。因此要使水平井经济 效益最大, 就存在合理的水平段长度。
16
中国煤层气
第6期
井的增产机理分 析, 水平井的 基本参数、分 支形 态、井型等优化设计, 是水平井设计的关键要素。
1 沁水盆地煤层气水平井井型优化
1 1 水平段长度 由于水平段井筒存在流动内阻, 水平段越长,
内阻越大, 水 平井筒内沿末端 方向的流动压 力增 加, 水平段末端的压降较井口小, 造成水平段末端 的产量减小。
无论均质还是非均质地层水平井的最佳分支角 度为 30 左右; 水平井钻进的水平井段方向如果沿 着高渗方向钻进, 不利于水平井获得最大产气量。 因此, 在明确主渗透方向前提下, 应尽量使水平井 的水平段钻进方向与该主渗方向形成一定的夹角, 这样有利于分支之间或分支与主支之间形成最大的 压力叠加区, 提高水平井的产气量。 1 3 分支间距
从图 3 计算的结 果可见, 分支夹角 为 30 时, 因为分支间垂直裂缝发育方向的水平长度较长, 而 且其控制的面积和形成压力叠加的速度较为合理。 而夹角 90 时产气量最小的原因则是由于其垂直裂 缝发育方向的水平长度最短, 而且角度过大不利于
图 1 ( 水平煤层) 水平段长度与日 产气量关系曲线图
煤层气水平井的优化设计不仅关系到水平井部 署的合理和科学性, 更关系到煤层气水平井的开采 效益。而我国对煤层气 水平井的研究 应用非常欠 缺, 严重制约了中国煤层气开发进程。通过对水平
基金项目 国家科技重大专项项目 ( 示范工程) 山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程 ( 2008ZX05061) 。 作者简介 孟庆春, 1991 年毕业于西北大学地质系, 2002 年西南石油学院油气田开发工程硕士 研究生毕业, 长期 从事油气田、煤层 气 开发的研究及管理工作。
针对不同地层产状对产能的影响, 分别设计了 水平模型和倾斜模型 ( 上 倾和下倾, 斜角为 7 ) , 各模型其它参数均相同。
( 1) 水平煤层水平段长度优化 在保证产量的同时, 又要实现单位成本最大效 益, 因此, 对各水平段长度方案的百米日产气量进 行了分析 ( 图 1) 。 图 1 表明, 百米日产气量随水平长度的增加而 减少, 长度小于 1000m 范围内时, 百米日产气量随 水平段长度的增加急剧下降, 说明其产量对管内流 动摩阻敏感; 2000m 后, 百米日产气量随水平段长 度的增加基本保持稳定不变, 说明单支水平井的产 量主要产自 2000m 之前的水平段, 2000m 后的水平 段的百米日产气量很低。
设计水平井井型, 水平段总长度等基本参数相 同, 在井型选取中仍然以十年生产年限为重点分析
各井型的生产特征, 图 5 为七种井型十年累计压降
面积示意图。
( 1) 动用资源量及压降重叠区比较
经过计算七种井型的控制面积及十年累积产气
量, 结合图 5 上压降重叠区域分布, 分别分析了七
种井型的资源利用率及可选用井型情况 ( 见表 1) 。
煤层气水平井依靠其主、分支将煤层中的裂缝 系统有效相互沟通, 使渗流通道呈网状分布, 突破