煤層氣低產(chǎn)井低產(chǎn)原因及增產(chǎn)改造技術(shù)

張義鮮保安孫粉錦王一兵鮑清英

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)

煤層氣低產(chǎn)井低產(chǎn)原因及增產(chǎn)改造技術(shù)

張義1鮮保安2孫粉錦1王一兵1鮑清英1

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)

張義等.煤層氣低產(chǎn)井低產(chǎn)原因及增產(chǎn)改造技術(shù).天然氣工業(yè),2010,30(6):55-59.

沁水煤層氣田的煤層氣開發(fā)已初具規(guī)模,但部分煤層氣開發(fā)井由于地質(zhì)、工程或排采因素的影響而產(chǎn)量低,亟需查明原因。為此,從地質(zhì)因素(構(gòu)造位置、陷落柱、斷層等)、工程因素(鉆完井及水力壓裂過程中儲(chǔ)層污染等)和排采因素(套壓控制、排液速度、停電停抽等)3個(gè)方面對(duì)煤層氣單井產(chǎn)氣量的影響進(jìn)行了詳細(xì)的分析,闡述了嵌套鉆井、短半徑水力噴射鉆井、小井眼側(cè)鉆、二次(重復(fù))水力壓裂等增產(chǎn)改造技術(shù)的特點(diǎn)及優(yōu)勢(shì),并結(jié)合對(duì)煤層氣低產(chǎn)井原因的分析,給出了不同增產(chǎn)改造技術(shù)的適用特性。對(duì)煤層氣規(guī)模開發(fā)過程中老井、低產(chǎn)井的后期改造提供了技術(shù)支撐。

煤層氣 生產(chǎn)能力 增產(chǎn) 水力噴射 小井眼 側(cè)鉆 壓裂(巖石)

我國(guó)煤層氣資源量豐富,但煤儲(chǔ)層普遍具備低壓、低滲、低孔“三低”特征,因而羽狀水平井及直井水力壓裂技術(shù)是目前我國(guó)煤層氣主要開發(fā)技術(shù)[1-9]。由于受地質(zhì)、工程或排采因素的影響,目前投入規(guī)模開發(fā)的沁水盆地部分開發(fā)直井和羽狀水平井單井產(chǎn)量低。因此對(duì)這部分低產(chǎn)井開展低產(chǎn)原因分析及適用性增產(chǎn)改造技術(shù)研究以提高其單井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益,勢(shì)在必行。

1 煤層氣低產(chǎn)井低產(chǎn)原因分析

1.1 地質(zhì)因素

1.1.1 位于構(gòu)造低部位或下傾部位

構(gòu)造位置對(duì)井的供液能力和產(chǎn)氣能力有較大影響,表現(xiàn)出較明顯的“氣、水差異流向”趨勢(shì)。

1.1.1.1 直井

位于構(gòu)造高部位、大規(guī)模面積降壓區(qū)域中部的直井氣產(chǎn)量相對(duì)較高,位于構(gòu)造低部位及開發(fā)區(qū)域邊緣的直井供液能力強(qiáng),產(chǎn)水量大,單井產(chǎn)氣量低。以沁水盆地南部某區(qū)塊60口煤層氣排采井為例,處于構(gòu)造高部位的井產(chǎn)氣量大多在2000m3/d以上,少數(shù)井高達(dá)5000m3/d以上,產(chǎn)水量絕大部分都在1m3/d以下;而處于構(gòu)造低部位的井則大多產(chǎn)氣量低于1000m3/ d,有的甚至不產(chǎn)氣,產(chǎn)水量則高達(dá)15m3/d以上。

1.1.1.2 羽狀水平井

位于構(gòu)造上傾部位、主支末端上傾的羽狀水平井產(chǎn)量較高,單井產(chǎn)氣一般超過30000m3/d,部分井超過50000m3/d;主支末端水平或下傾幅度小于30m的井產(chǎn)量一般也在10000～20000m3/d;而位于構(gòu)造下傾部位或主支末端下傾幅度大于30m的羽狀水平井,排采過程中排水降壓困難,單井產(chǎn)氣一般在10000m3/d以下,有的甚至只有幾十至幾百立方米[10]。

1.1.2 鄰近陷落柱或斷層,煤儲(chǔ)層條件差

陷落柱和斷層等對(duì)煤儲(chǔ)層儲(chǔ)集和保存煤層氣的能力有很大影響。

陷落柱由于地層交錯(cuò)破碎及地下水的交換,煤儲(chǔ)層保持條件差,所吸附的煤層氣發(fā)生解吸、釋放和逸散,含氣量低、飽和度低。

斷層的存在使上下地層溝通起來,從而煤儲(chǔ)層保存條件差,煤層氣含氣飽和度低,煤層氣井排采過程中由于煤儲(chǔ)層與上下水層溝通產(chǎn)水量較大,產(chǎn)氣量很低。

部分煤層氣開發(fā)井,由于靠近陷落柱或斷層,排采過程中產(chǎn)水量較大,單井產(chǎn)量低,如沁南某開發(fā)井井組(VW05井組),由于靠近陷落柱,單井產(chǎn)氣只有140～800m3/d,遠(yuǎn)低于鄰區(qū)平均2500m3/d以上的單井產(chǎn)氣量[10]。

1.2 工程因素

1.2.1 鉆井工程因素

1.2.1.1 固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染損害

鉆井、固井、完井液中的固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染和損害非常大。在鉆完井過程中一旦固相顆粒進(jìn)入煤儲(chǔ)層微孔隙微裂縫,堵塞其滲流通道,則煤儲(chǔ)層滲透率急劇下降,即使采用射孔壓裂等增產(chǎn)改造措施,其滲透率也無法完全恢復(fù),部分煤層氣開發(fā)井單井產(chǎn)量依然很低。對(duì)于煤層水平段采取裸眼完井的羽狀水平井,固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染損害對(duì)單井產(chǎn)量的影響尤為巨大。在早期試驗(yàn)的幾口羽狀水平井由于采用鉆井液進(jìn)行煤層段三開鉆進(jìn),致使井筒附近煤儲(chǔ)層受鉆井液污染,滲透率下降,排水降壓困難,單井產(chǎn)量低。

1.2.1.2 鉆遇斷層、天然裂縫等

部分井在鉆井過程中由于鉆遇斷層、天然裂縫等,溝通鄰近水層,產(chǎn)水量大,降壓困難,單井產(chǎn)氣量低,如樊莊某羽狀水平井,由于鉆井過程中鉆遇斷層,煤層進(jìn)尺較少,排采過程中日產(chǎn)水量較高,大約10m3,日產(chǎn)氣量較低,僅200m3[10-11]。

1.2.2 壓裂施工因素

1.2.2.1 壓裂液的影響

早期開展的煤層氣直井壓裂采用的壓裂液主要有活性水、清潔壓裂液、凍膠3大類。其中活性水壓裂液對(duì)煤儲(chǔ)層傷害最小、成本最低,現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果也最佳。以沁南某地區(qū)60多口壓裂排采直井為例,活性水壓裂的40口井中,產(chǎn)氣量超過1000m3/d有25口,占62.5%,其中超過2000m3/d有12口,占30%;清潔壓裂液對(duì)煤儲(chǔ)層傷害雖然也較低,但對(duì)產(chǎn)水量低的煤層破膠難且成本高,目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果欠佳,所施工的21口井中只有2口井產(chǎn)氣量超過2000m3/d,僅占9.5%,產(chǎn)氣量超過1000m3/d也僅4口,絕大部分井產(chǎn)氣低于1000m3/d,有待后期進(jìn)一步改造;而凍膠壓裂液雖然攜砂能力強(qiáng),但傷害較高,且多裂縫控制難,成本較高,目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較少,現(xiàn)場(chǎng)施工2口井,其中1口井產(chǎn)氣超過2000m3/d,而另外1口則低于1000m3/d[10-11]。

1.2.2.2 壓裂技術(shù)措施的影響

前置液量、壓裂液排量及加砂量的合理設(shè)計(jì)是決定壓裂效果的3個(gè)關(guān)鍵因素。前置液量過少,在壓裂過程中過早耗盡,裂縫可能在寬度窄的裂縫區(qū)內(nèi)橋塞;前置液過多則泵注停止后,裂縫繼續(xù)延伸,在裂縫的端部附近遺留下較大的未支撐區(qū),壓后裂縫內(nèi)的殘余塑性流動(dòng)使支撐劑被攜帶至端部,并最終形成較差的支撐劑分布。壓裂液排量過小,在同樣的儲(chǔ)層條件下濾失將較大,使造縫效率低下,容易誘發(fā)早期砂堵,但對(duì)縫高控制有利;反之,若壓裂液排量過大,縫高難以有效控制,且排量過大容易使井筒附近微裂縫開啟,出現(xiàn)超壓,嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致壓裂失敗。加砂量過低,則壓裂后在近井筒處難以獲得理想的且具有較高導(dǎo)流能力的支撐剖面;加砂量過高則容易早期砂堵或中后期砂堵。早期水力壓裂的部分開發(fā)井由于前置液量、壓裂液排量或加砂量選擇不合理而效果不佳,單井產(chǎn)氣量低于1000m3/d,有待進(jìn)一步增產(chǎn)改造[11]。

1.2.2.3 壓裂裂縫連通斷層或附近含水層

由于煤巖非均質(zhì)性強(qiáng),微孔隙、微裂縫發(fā)育,且斷裂韌性比常規(guī)砂巖、泥巖低,在水力壓裂施工過程中裂縫擴(kuò)展不完全受地應(yīng)力方位控制,還受濾失高的主天然裂縫控制。部分井在壓裂施工過程中,煤層破碎明顯,隨著裂縫的延伸,壓穿了上下砂巖層或連通了斷層,從而溝通了鄰近水層(圖1),在排采過程中產(chǎn)水量大,排水降壓困難,產(chǎn)氣量低或完全不產(chǎn)氣[11]。

圖1 壓裂裂縫溝通斷層及鄰近水層示意圖

1.3 排采制度及管理因素

1.3.1 套壓控制不合理,工作制度調(diào)整頻繁

套壓的合理有效控制是煤層氣排采過程中的一大關(guān)鍵。套壓過高會(huì)造成氣體大量涌入油管,混氣水?dāng)y帶煤粉能力大大增強(qiáng),進(jìn)而容易造成井筒附近煤層滲流通道堵塞或卡泵;套壓過低則會(huì)造成套管環(huán)空氣體產(chǎn)出速度過快,形成井底壓力激動(dòng),導(dǎo)致煤粉容易形成和產(chǎn)出,容易造成井筒附近煤層微孔隙微裂縫堵塞和卡泵等,煤儲(chǔ)層滲透率降低,單井產(chǎn)量低,水平井排采過程中井底壓力激動(dòng)過大時(shí)洞穴直井甚至容易發(fā)生煤層垮塌等事故。目前部分煤層氣井由于套壓控制不合理,工作制度調(diào)整太頻繁,造成液面震蕩次數(shù)過多,對(duì)煤層傷害很大,煤粉產(chǎn)出增多,導(dǎo)致檢泵次數(shù)增多,排采效率降低,煤層氣單井產(chǎn)量低[11]。

1.3.2 排采速度過快

排采速度的快慢也是影響煤層氣單井產(chǎn)量的決定性因素之一。排采速度快,液面下降快,煤層氣井見氣時(shí)間早,但由于煤儲(chǔ)層的塑性特征,降壓快煤巖壓敏效應(yīng)更容易發(fā)生,導(dǎo)致井筒附近煤儲(chǔ)層滲透率降低。而煤儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性具有明顯的不可逆性,即當(dāng)煤儲(chǔ)層有效應(yīng)力恢復(fù)以后,煤儲(chǔ)層滲透率無法恢復(fù)到原來的水平。此外,排采速度越快,井底流壓越低,壓力衰竭程度越高,單井產(chǎn)量下降幅度也越高。目前部分煤層氣井由于初期排水降壓速度過快,致使煤儲(chǔ)層壓力衰竭、滲透率降低而單井產(chǎn)量低,且現(xiàn)有排采工藝措施下下無法恢復(fù)和提高其產(chǎn)量,唯有開展增產(chǎn)改造措施[5]。

1.3.3 自然因素

煤層氣井的排采必須堅(jiān)持“緩慢、長(zhǎng)期、持續(xù)、穩(wěn)定”的抽排原則。若長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽,會(huì)使井底氣液混相流體產(chǎn)生賈敏效應(yīng),形成較大的氣泡,在微孔隙微裂隙中難以流動(dòng),影響氣、水產(chǎn)量;同時(shí)由于停抽,流體中的煤粉容易沉積或吸附在井筒附近煤儲(chǔ)層微孔隙微裂隙表面,從而降低裂縫導(dǎo)流能力和儲(chǔ)層滲透率,進(jìn)而影響煤層氣的單井產(chǎn)量。目前部分煤層氣開發(fā)井由于遭受雨雪、洪水和停電等自然因素的影響,致使長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽,恢復(fù)生產(chǎn)后單井產(chǎn)量下降明顯,且大部分井產(chǎn)量無法恢復(fù)[11]。

2 煤層氣低產(chǎn)井適用性增產(chǎn)改造技術(shù)

2.1 羽狀水平井、直井嵌套鉆井技術(shù)

羽狀水平井、直井嵌套鉆井技術(shù)即在羽狀水平井控制面積范圍內(nèi)及其周圍鉆直井,利用羽狀水平井與直井相互間井間干擾,協(xié)同排水降壓開采煤層氣。圖2顯示的是羽狀水平井排采5a和10a時(shí)井眼周圍壓力數(shù)值模擬結(jié)果。由圖可以看出,羽狀水平井主支及分支井眼周圍儲(chǔ)層排水降壓速度較快,而主支間、分支井眼間的儲(chǔ)層及控制面積外圍儲(chǔ)層壓降波及速度較慢,排采10a左右仍存在一定的降壓盲區(qū)。因此在羽狀水平井主支、分支間及控制面積外圍嵌套鉆直井,充分利用羽狀水平井面積排水降壓及羽狀水平井、直井相互井間干擾作用,可加快區(qū)域煤層氣降壓解吸,提高羽狀水平井與直井單井產(chǎn)量,縮短排采周期。開發(fā)實(shí)踐也證明了這一點(diǎn)。采用羽狀水平井和直井嵌套鉆井開發(fā)煤層氣,不僅羽狀井自身單井日產(chǎn)氣高,而且周邊直井單井日產(chǎn)氣量也明顯高于同地區(qū)其他直井。以沁水盆地南部羽狀井PHW01-1井為例,該井自2006年9月開始排采以來累計(jì)產(chǎn)氣已達(dá)587.37×104m3,產(chǎn)氣量介于8000～10000m3/d,最高達(dá)20000m3/d,其周邊的12口開發(fā)直井日產(chǎn)氣量有10口都在2000m3以上,其中有4口井日產(chǎn)氣量超過4000m3[10-11]。

因此,對(duì)于處于構(gòu)造下傾部位或處于構(gòu)造上傾部位但主支末端下傾(井眼高差超過30m)、排水降壓困難、單井產(chǎn)量低的羽狀水平井,在其控制面積范圍內(nèi)及周圍采用嵌套鉆井技術(shù),通過鉆助排直井,利用直井輔助羽狀水平井排水降壓,可以提高羽狀水平井與開發(fā)直井的單井產(chǎn)量,實(shí)現(xiàn)兩者互利雙贏。該技術(shù)在目前已鉆羽狀水平井低產(chǎn)井的后期改造中具有良好的應(yīng)用優(yōu)勢(shì),在今后羽狀水平井布井方案設(shè)計(jì)中也具有良好的應(yīng)用前景。

2.2 短半徑水力噴射鉆井技術(shù)

圖2 不同排采階段羽狀水平井井眼周圍壓力數(shù)值模擬圖

圖3 短半徑水力噴射鉆井技術(shù)沿煤層不同布孔方式圖

短半徑水力噴射鉆井技術(shù),其特點(diǎn)是可以實(shí)現(xiàn)在0.12m直徑的立井井段中完成從垂直轉(zhuǎn)向水平,并可以沿不同方位對(duì)煤層鉆水平孔眼開采煤層氣(圖3)。與常規(guī)直井水力壓裂相比,短半徑水力噴射鉆井具備定向效果好、穿透深度長(zhǎng)等一系列技術(shù)優(yōu)勢(shì)[12-13]:①水力噴射可以沿井筒任意方位進(jìn)行,從而可根據(jù)煤儲(chǔ)層應(yīng)力分布情況,使水平孔眼最大限度地溝通煤層天然裂縫,提高裂縫的導(dǎo)流能力;②能根據(jù)需求在煤層中沿不同方位鉆出120m以上的長(zhǎng)直孔,從而可以增大井眼與煤儲(chǔ)層接觸面積,擴(kuò)大煤層氣井的降壓解吸范圍;③煤層鉆孔后,孔眼周圍煤儲(chǔ)層應(yīng)力降低,形成新的微裂紋,從而可以提高水平孔眼周圍煤儲(chǔ)層透率;④水平孔眼可采取分層布孔或螺旋布孔,通過優(yōu)化孔眼結(jié)構(gòu)、充分利用孔眼間相互干擾作用可加快區(qū)域煤層氣降壓解吸,提高煤層氣井單井產(chǎn)量。

因此,對(duì)于近井地帶污染嚴(yán)重的低產(chǎn)井和因排采措施不當(dāng)或管理不當(dāng)而造成的低產(chǎn)井,采取短半徑水力噴射鉆井技術(shù),通過分層或螺旋布孔,在垂直井筒徑向上鉆水平孔眼穿透近井污染帶(固相顆粒污染或煤粉堵塞),創(chuàng)造新的滲流通道,可以提高或恢復(fù)煤層氣低產(chǎn)井單井產(chǎn)氣量。

2.3 小井眼側(cè)鉆技術(shù)

小井眼側(cè)鉆技術(shù)是利用老井井身對(duì)油氣藏開發(fā)再挖潛,并充分利用老井原有采輸設(shè)備,使其生產(chǎn)潛力得以充分發(fā)揮的新技術(shù)新工藝。通過對(duì)老井、低產(chǎn)井采取小井眼側(cè)鉆技術(shù),可以延長(zhǎng)其使用壽命,提高單井產(chǎn)量,還可以大幅度降低施工成本,縮短施工周期,提高綜合經(jīng)濟(jì)效益。目前該技術(shù)在油田老井、低產(chǎn)井改造中應(yīng)用比較成熟,并取得了良好的應(yīng)用效果[14]。

目前部分煤層氣開發(fā)井在鉆井過程中由于煤儲(chǔ)層受鉆井液污染,井筒附近煤儲(chǔ)層微孔隙、微裂縫被鉆井液固相所充填堵塞,射孔壓裂后排采效果不佳,單井產(chǎn)量低;部分開發(fā)井早期產(chǎn)氣量高,但后期排采過程中由于排采措施不當(dāng),或遭受洪澇、停電等自然因素影響,長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽,恢復(fù)抽排后單井產(chǎn)氣量變低,且無法恢復(fù)。對(duì)于這部分低產(chǎn)井,采用小井眼側(cè)鉆直井復(fù)合完井或側(cè)鉆水平井技術(shù),在側(cè)鉆直井煤層段采取裸眼洞穴或洞穴篩管完井,側(cè)鉆水平井采取裸眼或篩管完井[8],既可充分利用原有井場(chǎng)及井身結(jié)構(gòu)、套管柱等,大幅度降低鉆井成本,又在儲(chǔ)層中形成了新的井眼及滲流通道,可有效提高或恢復(fù)其單井產(chǎn)量。

2.4 二次(重復(fù))水力壓裂改造技術(shù)

二次(重復(fù))水力壓裂改造技術(shù)即對(duì)已開展過水力壓裂的老井、低產(chǎn)井進(jìn)行解堵性再壓裂的一種復(fù)合完井增產(chǎn)技術(shù)[15]。該技術(shù)以活性水作為壓裂液,壓裂過程中采取小排量、低砂比壓裂模式,在沁水煤層氣田改造的十幾口井中取得了明顯的增產(chǎn)效果,單井日產(chǎn)氣量普遍提高了3～10倍。

以 HP-1井和 HX-6井為例(如圖4、5所示)。HP-1井二次壓裂改造前套壓僅0.05MPa左右,產(chǎn)氣385m3/d,產(chǎn)水2.1m3/d,通過采取活性水二次壓裂(壓裂液液量134.4m3,排量3.5m3/min,加砂量2.4%)改造后,套壓上升到0.42MPa,產(chǎn)氣4062m3/ d,產(chǎn)水0.8m3/d,單井日產(chǎn)氣提高了10倍。HX1-6井二次壓裂改造前套壓為0.04MPa左右,產(chǎn)氣775m3/d,產(chǎn)水5.3m3/d,通過采取活性水二次壓裂(壓裂液液量104.0m3,排量4.0m3/min,加砂量3.8%)改造后,套壓上升到0.30MPa,產(chǎn)氣2120m3/d,產(chǎn)水0.9m3/d,單井日產(chǎn)氣也提高了3倍[10-11]。

圖4 HP-1井二次水力壓裂改造前后排采動(dòng)態(tài)曲線圖

圖5 HX-6井二次水力壓裂改造前后排采動(dòng)態(tài)曲線圖

目前部分煤層氣開發(fā)井由于在第一次水力壓裂過程中沒有形成長(zhǎng)、穩(wěn)裂縫或裂縫沒有得到有效支撐,在后期降壓排采過程中隨著煤儲(chǔ)層壓力降低,裂縫閉合,從而煤儲(chǔ)層滲透率下降,煤層氣單井產(chǎn)量急劇下降并最終維持在一個(gè)較低的產(chǎn)量(圖4中改造前曲線);部分開發(fā)井早期單井產(chǎn)量較高,但由于后期排采措施采取不當(dāng)或管理不當(dāng),煤粉產(chǎn)出嚴(yán)重,致使井筒附近煤層微孔隙、微裂縫堵塞,從而煤層氣單井產(chǎn)氣量逐步降低且無法恢復(fù)(圖5中改造前曲線)。因此,對(duì)于這部分老井、低產(chǎn)井,采用二次(重復(fù))水力壓裂改造技術(shù),可以有效地疏導(dǎo)第一壓裂所形成的裂縫系統(tǒng),穿透近井污染或堵塞地帶,并在此基礎(chǔ)上形成新的裂縫系統(tǒng),從而可以有效提高煤儲(chǔ)層滲透率和單井產(chǎn)量。

3 結(jié)論

1)構(gòu)造位置、陷落柱和斷層等對(duì)井的供液能力和產(chǎn)氣能力有較大影響。位于構(gòu)造低部位及開發(fā)區(qū)域邊緣的開發(fā)直井供液能力強(qiáng),產(chǎn)水量大,單井產(chǎn)氣量低;臨近陷落柱及斷層的開發(fā)直井由于儲(chǔ)層保存條件差,含氣量低,單井產(chǎn)量低,兩者增產(chǎn)改造意義不大。處于構(gòu)造下傾部位、或處于構(gòu)造上傾部位但主支末端下傾幅度大于30m的羽狀水平井,由于排水降壓困難,單井產(chǎn)氣量較低,通過在羽狀水平井控制面積范圍內(nèi)及周邊嵌套鉆助排直井,可加快區(qū)域煤儲(chǔ)層排水降壓解吸煤層氣,提高羽狀水平井的單井產(chǎn)量。

2)煤儲(chǔ)層污染對(duì)煤層氣井單井產(chǎn)氣量影響非常大。在鉆完井過程中煤儲(chǔ)層受固相顆粒污染的開發(fā)井及在水力壓裂過程中煤儲(chǔ)層遭壓裂液污染的開發(fā)直井,由于儲(chǔ)層污染,滲透率降低,排水降壓困難,單井產(chǎn)量低,通過采用短半徑水力噴射鉆井技術(shù)或小井眼側(cè)鉆技術(shù)可有效穿透近井污染帶,開辟新的滲流通道,恢復(fù)或提高單井產(chǎn)量。

3)水力壓裂施工效果對(duì)煤層氣開發(fā)直井單井產(chǎn)氣量影響較大。在水力壓裂施工過程中,壓裂參數(shù)(前置液量、壓裂液量、加砂量等)選擇不合理的開發(fā)井,壓裂效果較差,單井產(chǎn)量低,通過開展二次(重復(fù))壓裂改造,可有效恢復(fù)或提高單井產(chǎn)量;壓裂裂縫溝通上下含水層,致使產(chǎn)水量大、產(chǎn)氣量低的開發(fā)井,通過采用小井眼側(cè)鉆直井或水平井技術(shù),既可以大幅度降低鉆井成本,縮短施工周期,并可以提高開發(fā)井單井產(chǎn)氣量。

4)排采過程中套壓和排采速度的合理控制是獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵,煤層氣排采的原則是“緩慢—長(zhǎng)期—持續(xù)—穩(wěn)定”。排采過程中套壓控制不合理、排采速度過快或長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽,易造成煤粉堵塞、煤儲(chǔ)層應(yīng)力傷害等,致使開發(fā)直井單井產(chǎn)量大幅降低且無法恢復(fù),通過開展水力噴射或小井眼側(cè)鉆可有效恢復(fù)或提高其單井產(chǎn)氣量。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.015

Zhang Yi,engineer,was born in1983.He holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of coalbed methane drilling.

Add:High-Tech District,Jiaozuo,Henan454000,P.R.China

Tel:+86-10-69213514 E-mail:zhangyi15@petrochina.com.cn

Reason analysis and stimulation measures of lowcoalbed methane gas production wells

Zhang Yi1,Xian Bao’an2,Sun Fenjin1,Wang Yibin1,Bao Qingying1
(1.L angf ang B ranch,Petroleum Ex ploration &Development Research Institute,PetroChina,L angf ang, Hebei065007,China;2.China University of Geosciences,Beijing100083,China)

At present,the scale CBM development in the Qinshui Basin has taken its shape,but the production of some CBM exploratory wells is still low due to the influence by geological reason,engineering results and drainage gas recovery control.Moreover,an in-depth analysis is made on how a single CBM well’s production is influenced by the above-mentioned three factors:①Geological reason,such as structural location,collapse column and faults,②Engineering results,such as coal bed damage in drilling and completion,and bad fracturing effect;③Drainage gas recovery control,such as casing pressure control,liquid drainage velocity,and other reasons like power off or pump stopping,etc.Hereby,the characteristics and the advantages of the stimulation measures, such as pinnate horizontal multilateral well and vertical well nested drilling technology,ultra-short radius hydraulic jet drilling technology,slim hole sidetrack drilling technology,and re-fracturing stimulation technology,have been introduced.In combination with reason analysis,the applicable conditions for the different stimulation technologies have been presented.This provides technical support for the post stimulations of the old and low production wells during the scale CBM development in this basin.

coalbed methane,productivity,stimulation,hydraulic jetting,slim hole,sidetrack drilling,fracturing

book=55,ebook=219

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.015

2010-03-23 編輯 韓曉渝)

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)“提高煤層氣開采效率的煤儲(chǔ)層改造基礎(chǔ)研究”(編號(hào):2009CB219607)。

張義,1983年生,工程師,碩士;主要從事煤層氣鉆采方面的研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市萬莊44號(hào)信箱煤層氣勘探開發(fā)研究所。電話:(010)69213514。E-mail:zhangyi15@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE6,pp.55-59,6/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)