第七章-煤层气井增产技术(压裂、洞穴完井等)PPT课件

第一章绪论第二章煤层气储层特征第三章煤层气钻井技术与工程设计第四章煤层气工程管理与质量控制第五章煤层气测井第六章煤层气钻井第七章煤层气增产技术第八章煤层气排采控制理论与工艺技术第九章煤层气数值模拟,煤层气开发与开采hang_ho_2002,第七章增产技术与增产机理,煤层气裸眼完井技术煤层气水力压裂技术注氮气/二氧化碳提高采收率技术注氮气多煤层连续油管压裂技术,煤层气井增产技术,裸眼扩径洞穴完井水力压裂,第一节裸眼洞穴完井技术,洞穴完井是20世纪80年代发展起来的一种完井技术，其最早的形式是裸眼完井。直到1977年阿莫科公司用裸眼技术完成了卡恩(Cahn)1号井并发现较强的气产量后，才有意识地对裸眼井段进行下套管扩眼。之后，许多公司相继在圣胡安盆地北部煤层气采用这一技术，人们开始认识到其潜在的优势。1986年Meridian石油公司开始在圣胡安盆地使用类似的裸眼完井技术，使煤坍塌增大井下洞穴，才真正发展为裸眼洞穴法完井技术。现在美国有许多作业者已经用裸眼洞穴完井技术代替了对煤层进行水力压裂处理。,发展历程,第一节裸眼洞穴完井技术,通过人工向井筒内高速注气、水或气水混合物，然后瞬间排放；或者在井中下入喷咀射流冲刷煤层，在井底形成一个比井径更大的空腔，即物理洞穴。在造洞穴过程中，洞穴周围产生了大量张剪性裂缝，这些裂隙将原有裂隙系统连接成网络，使洞穴周围渗透率增高，这种有效提高产量的完井和增产技术即为裸眼洞穴完井技术。,概念,第一步：形成洞穴区,2、裸眼洞穴完井造穴过程,第一节裸眼洞穴完井技术,第二步：形成塑形及张裂区,造穴过程,第一节裸眼洞穴完井技术,第三步：形成挠性区,造穴过程,第一节裸眼洞穴完井技术,第一节裸眼洞穴完井技术,增产机理,加速注入流体与快速卸压使储层物性改善的过程中，在钻孔周围形成4个变动带：洞穴、塑形带、张性破坏带和最外部挠动带,洞穴完井的增产机理：通过动力造穴工艺，在形成一定规模的洞穴的基础上，还会在洞穴的外围形成一些放射状人造裂缝及诱导裂隙，人工放射状裂缝切截天然裂隙，使原始闭合的天然裂缝重新开启，形成纵横交错的裂缝网络，使近井处渗透率大大提高，同时应力得到释放，煤的比表面积增加，便于煤中吸附气的解吸和扩散。从而实现解堵和增产效果。,洞穴完井技术,洞穴完井技术,增产机理,（1）实际洞穴就是在煤层重复性坍塌和煤屑的清除过程中形成的。这就增了煤层的裸露面积，同时也消除了煤层在钻井过程中受到的伤害（2）在井筒周围形成一定范围的破碎带（图2-3-8），使煤层内一些处于封闭状态的原始微裂缝相互沟通，在面割理方向也增加了微裂缝的数量。（3）在破碎带周围形成挠动带。由于应力释放作用会在剪切破碎带以外产生一定的挠动效果，这种挠动效果相当于一种压力波的冲击作用，从而在煤层形成一个半径约60m左右的渗透率升高区，即挠动带。,近井地带的空化区和塑性裂缝,渗透率增强区（挠动带）的平面示意图,洞穴完井的优点：造穴完井工艺对煤层伤害小；洞穴完井的增产效果更加明显；施工作业费用较低。洞穴完井的缺点：事实上，煤层气洞穴完井开发技术仅仅在美国的圣胡安盆地取得了极大的成功，且主要集中在所谓的“Fairway”区带（高渗富集区带）显示出极好的增产效果，因此该方式具有较大的局限性。,洞穴完井技术,洞穴完井技术的适宜条件：美国的实践表明，适宜洞穴完井的最主要的储层条件是高渗高压，其次还要求煤层厚度适中、煤层顶板稳定、煤的硬度适宜等。之所以必须高渗高压，主要机理是：只有高渗高压才能注入雾化气体到煤层中，才能高效造穴和洞穴的外围的有效的放射状的人造裂缝。否则，要么无法形成增产所必需的洞穴和放射状裂缝（如河北唐山煤矿因煤硬度较大而导致洞穴完井失败），要么洞穴坍塌严重，无法保持洞穴的有效性（如河南荥巩煤田因煤属于典型的构造煤而导致洞穴完井失败）。,洞穴完井技术,洞穴完井技术的量化储层条件：裸眼洞穴法完井对储层有严格的要求。适合采用该技术的储层渗透性要好，最好渗透率在20md以上，煤级在高挥发分烟煤A以上、埋深在6001000m范围内，储层压力在1.2*10-2MPa/m之上。在此条件下，采用裸眼洞穴法完井时渗透率是最关键因素（煤层本身必须有发育完好的自然裂隙系统）。在任何一个煤盆地中，必定存在高渗储层，在高渗储层发育区，必定存在渗透性较好的储层段。寻找这类储层是裸眼洞穴法完井的关键。,洞穴完井技术,洞穴完井技术,钻孔结构,裸眼洞穴法完井钻孔结构,（1）造穴后不下套管，适用于稳定性较好的储层，是目前普遍采用的钻孔结构。（2）造穴后下入套管，可适用于稳定性较差的储层。（3）侧孔造穴，在已有的钻孔中造斜，形成一个侧孔，在侧孔中完井，以降低钻探费用。（4）造穴失败，改用水力压裂法完井。,洞穴完井技术,完井效果评价,煤层气井内不规则洞穴的声纳测井曲线,裸眼洞穴法完井效果检验是通过试井或试生产实现的。通过完井前后试井或试生产获得的渗透率和产出速率的比较，就可评价完井强化的成功与否。另外，通过声波测井可确定洞穴的形状和大小,洞穴完井技术,实际完井效果,裸眼洞穴完井方法增产效果十分明显，如美国圣胡安盆地的“FAIRWAY层”，采用洞穴完井就取得了较好的结果，其产量比水力压裂增加了3-20倍。从圣胡安盆地已钻的4000多口煤层气井来看，有三分之一是采用裸眼洞穴完井，这三分之一洞穴完井的井产气量占整个盆地产量的76%。,19882000年圣胡安盆地和总美国煤层气产量对比图,洞穴完井技术,设备,洞穴完井技术地面设备,洞穴完井技术,设备,洞穴完井技术地下设备,洞穴完井技术,设备,洞穴完井技术整体设备,现场作业,典型的井场布置示意图,洞穴完井技术,现场作业,洞穴完井技术,洞穴完井技术,侧向水力喷射形成湍流达到更好的冲刷、清洗煤屑的效果,煤层底部造穴防止煤层下部地层坍塌及井筒下部煤屑堆积,第二节水力压裂技术,概念,是一种煤层气开采过程中的增产措施，在煤层中通过泵注入大大超过煤层吸收能力的高粘度流体，憋压，当超过岩层地应力及抗张强度时，煤层形成裂缝，继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝延伸并填以支撑剂上，闭合后形成具有一定尺寸和导流能力的填砂裂缝，达到增产目的。,美国煤层气压裂技术发展概况,水力压裂,第二章水力压裂技术,水力压裂增产原理（渗流方面）：,（1）降低井底附近地层渗流阻力;（2）改变了流动形态，由径向流双线性流（煤层线性流向裂缝，裂缝内流体线性流入井筒）。,第二章水力压裂技术,水力压裂增产原理：,（1）消除了井筒附近储层在钻井、固井、完井过程中造成的储层伤害;（2）裂隙系统更有效沟通（3）加速脱水，增大气体解析速率，增加产量（4）更广泛分配井孔附近的压降,第二章水力压裂技术,煤储层压裂特殊性：,同一井孔揭露多煤层，压裂时对距离较近的合并处理，较远的则分别处理，因此同一井孔要实施多次压裂。压裂后储层中的裂缝分布多种多样，如浅部煤层中形成的水平缝，贯穿多煤层的单条垂直缝单一煤层中可延伸入围岩的复杂裂缝凝胶对储层的伤害较严重处理压力异常高，伴随型裂缝出现。,水力压裂,造缝机理：裂缝的形态、方位等与井底附近地层的地应力及其分布、岩石的力学性质、压裂液的渗滤性质及注入方式有密切关系。,破裂压力,延伸压力,地层压力,压裂液配方,活性水:清水2.0%氯化钾0.2%表面活性剂少量杀菌剂线性胶:清水2.0%氯化钾0.2%表面活性剂0.4%稠化剂+0.01%氢氧化钠过硫酸铵+0.1%低温活化剂交联冻胶:清水2.0%氯化钾0.2%表面活性剂0.4%稠化剂+0.01%氢氧化钠过硫酸铵0.1%低温活化剂+硼砂,水力压裂,防膨性能:活性水(强)线性胶交联冻胶清水(弱)表面/界面张力:线性胶最大活性水其次交联冻胶最小携砂能力:交联冻胶(强)线性胶活性水(弱)滤失性能:线性胶较交联冻胶大一个数量级破胶后残渣:线性胶(249mg/L)低于交联冻胶(294mg/L)大大低于石油标准(500mg/L)伤害率:交联冻胶(88.02%)线性胶(57.18%)活性水(11.88%)吸附速度:活性水最快线性胶交联冻胶最慢7.77310-6g2/s3.72110-6g2/s1.78710-6g2/s,三种压裂液的性能特点,水力压裂,活性水对储层伤害最小,交联动胶携砂能力最强,压裂设计,水力压裂,（1）影响到射孔的数量和类型（2）影响到压裂设计的经济效果,影响到压裂过程中压裂液的滤失,对于凝胶压裂，影响到压裂液的破胶,（1）决定着裂缝的长度和高度,滤失速率是压裂设计的关键，影响压裂效率，影响裂缝闭合时间-支撑剂在裂缝内分布,由小型压裂确定，向储层内注入足以使之破裂的流体，达到破裂时停止注入，记录瞬时关井压力，通过公式计算破裂梯度,压裂设计最关键的是达到最佳的长度和宽度，以获得经济极限的产气量,压裂液选择的原则是要有一定的造缝和携砂能力，与煤储层有良好配伍,保持裂缝开启，一般是砂粒，圆球度不低于0.7,射孔：102枪102弹、90螺旋布孔、射孔密度为16孔/m,支撑剂类型：石英砂（兰州石英砂或承德石英砂均可）粒径：20/40目中砂+16/20目粗砂（尾追）,压裂技术方案,水力压裂,加砂规模：不低于610m3/m煤加砂强度（平均体积比）：活性水压裂砂比15%；胶液压裂砂比25%。,压裂施工排量活性水：6.57.5m3/min；胶液：4.55.5m3/min。,压裂技术方案,水力压裂,压裂作业,水力压裂,压裂作业,水力压裂,水力压裂,考虑压后井口反排可能产生煤粉对支撑裂缝的充填。该工程要求不得采用裂缝闭合技术，压后井口压力没有扩散到零之前，不能开井反吐和实探井筒砂面。井网所有井安装完抽排设备后统一进行抽排。,压后管理,压裂效果诊断,煤层气储层压裂裂缝形态,诊断与监测内容：,判断裂缝类型（水平裂缝、垂直裂缝、T形裂缝）判断裂缝的几何形态判断裂缝延展方位、长度和高度判断支撑裂缝导流能力判断压裂增产效果,水力压裂压裂效果诊断,诊断与监测方法：,压后通过煤矿井下揭露进行观察、描述和研究测斜仪（方位）电位法和破裂微震法（方位和长度）示踪剂法和井温测井（高度）压后试井（支撑裂缝导流能力）生产数据分析（压裂增产效果）,水力压裂压裂效果诊断,水力压裂压裂效果诊断,诊断与监测方法：,压裂裂缝监测,裂缝高度,裂缝方位裂缝长度,示踪剂法,井温测井,破裂微震监测,大功率充电电位法,M,N,N,r,B,A,大功率充电电位监测技术基本原理,技术关键：正反向供电大功率激发提高信噪比不测电位而测环切向电位梯度,基于直流传导电法勘探理论),以压裂井套管为电极A,以无穷远为另一电极B,通过压裂井钢套管往地下进行大功率充电时,在井的周围会形成一个很强的人工直流电场。以压裂井井口为中心在其周围布置几个环形测网,充分利用压裂液与地层之间的电性差异性所产生的电位差,采集高精度电场数据,经精细处理和对比压裂前后的电位变化,推断和解释压裂裂缝的方向和长度。,内圈半径40m；中圈80m；外圈120m（误差小于1%）各径向梯度测线间夹角为15（误差小于10）整个观测系统共计72个测点。,大功率充电电位监测方法要点,激发和采集系统技术指标：USEM-24：48道；美国EMI公司生产；输入阻抗：20M；噪音：0.5V；分辨率：1.9V；精度：0.3%。HITEC：供电系统：200Kw发电机，以一定的周期输入平稳方波信号，信号幅度为35A，纹波小于0.5%。,（1）求各点电位差（Vi）供电方式为正负方波，因此，分别求各点正方波与负方波供电时的电位差；然后反向叠加，以消除大地自然电位对各点间电位的影响；最后得到各点电位差。（2）单环内电位差平差求环内各点切向电位差V之闭合差：V=Vi（i=124）如果V0，则须进行平差，平均分配误差。（3）求各点电位U设任意一点为基点U0，采用递增求和的方法，即可求得三环各点的电位UiUi=U0+Vi（4）求各点环切向电位梯度E将各点电位差V除以MN：E=V/MN。,大功率充电电位监测数据处理分析,大功率充电电位监测电位异常特征,电位差变化曲线,观测系统平面示意,电位异常特征水平投影示意,裂缝末端因遇到地层电位梯度增加,-,53,破裂微震监测原理示意图,平面图,煤矿微震监测定位原理是:震源发出的矿震波向四处传播，4个微震监测台接收到矿震波后，经过计算求出震源的三维位置和时间信息:,压裂产生裂缝-微裂隙发出地震波，极为微震,微地震裂缝层析成像作用,-,54,监测井,监测井,监测井,N,压裂井,压裂井,N,监测井,监测井,监测井,-,55,监测井,监测井,监测井,N,压裂井,N,压裂井,监测井,监测井,监测井,放射性同位素示踪剂/伽玛测井技术,基本原理,放射性同位素释放器,地表泵注,a.第一条同位素咖玛曲线,b.第二条同位素咖玛曲线,c.第三条同位素咖玛曲线（5hr后）,F001井3号煤层压裂裂缝示踪剂法监测咖玛曲线对比图,放射性同位素示踪剂/伽玛测井技术,放射性同位素示踪剂/伽玛测井技术,井温测井诊断技术,H(m),T(),井温基线,恢复井温曲线,1,2,3,井温测井确定压裂裂缝高度的基本原理非常简单,是利用压裂所注入的液体或压后人为注入的液体所造成的低温异常,根据井温测井确定压裂裂缝高度。,井温测井诊断技术,井温测井诊断技术,井温测井诊断技术,第三节注二氧化碳提高煤层气采收率技术hang_ho_2002,EnhancedCoalbedMethane(ECBM)RecoveryGreenHouseGas(GHG)Sequestration,CH4,注CO2提高煤层气采收率技术,利用CO2在煤层中吸附性强于甲烷的特性，向煤层中注入CO2，置换出其中的甲烷，从而提高煤层气产量,三种用途：置换增加产出量减少CO2排放量细菌参与下，CO2生成新的甲烷,由于多元气体的竞争吸附，CO2吸附量远远大CH4,不同学者在文献中探讨了煤对不同比例的CH4+CO2、CH4+N2以及CH4+CO2+N2等多组分气体的吸附特征，发现在CH4+CO2吸附解吸的过程中,游离相的CH4浓度在不断增加,而游离相CO2浓度则在不断下降。这充分证明,在多组分气体吸附的过程,CO2在煤表面的吸附具有竞争优势。,注入工程流程平面布置,更多的工作集中于储层模拟研究和实验研究模拟研究：数值模拟可以确定对甲烷产量和二氧化碳埋藏数量具有重大意义的重要的作业参数，如预测注入速度、注入压力等。寻找影响CO2注入率最敏感参数。根据储层各向异性进行布井设计，生产井和注入井的布置要么平行要么垂直割理方向，模拟计算，垂向不同深度的储层中的CO2温度和压力，建立相应的温度和压力剖面，利用这些数据可以计算储层对CO2的储集能力。项目经济和技术可行研究两大经济因素CO2成本、税收优惠政策和天然气价格，影响CO2埋藏的经济性。,国外CO2-ECBM研究现状,实验室研究美国、加拿大、欧洲的一些科学家正致力于实验室研究，涉及煤中甲烷及二氧化碳的吸附与解吸特性及影响条件，CO2置换效果及影响因素等方面。德国和比利时的煤样进行详细地实验研究。采用2种注入速度研究采收率的变化，认为注入速率要与煤粒径相匹配，才能达到较好的埋藏效果。,国外CO2-ECBM研究现状,研究酸性气体（CH4、N2、H2、CO2、H2S、SO2等纯气体）对煤的吸附试验，研究这些气体吸附能力及其相对于CH4的气体吸附率，研究他们的吸附能力的影响因素，如水分、煤级、煤岩组分，从而分析酸气在煤层中埋藏的安全性和可能性。多组分吸附特性、煤收缩特性以及CO2注入井的渗透率历史拟合研究。,国外CO2-ECBM研究现状,在圣胡安盆地的Allison单元，由伯灵顿资源公司进行作业的CO2-ECBM试验，是此类项目中估摸最大、历时最长的当今世界上第一个也是唯一的一个多井多年CO2提高甲烷采收率实验的地区。,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,单斜,厚煤层注入（42英尺）,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,渗透率先减少后增加，也就是说会有一定的恢复,国外CO2-ECBM试验状况美国,在圣胡安盆地的Allison单元CO2-ECBM试验项目，包括4口注入井，16口生产井，6年的注入历史，共注入了370,000吨CO2。,4口井注入井/16口生产井。管道的天然CO2。,-1989年生产,1995年注CO2,CO2注入作业一直延续到2001年；气产量增加了150%。不同井存在很大的差异。,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,在圣胡安盆地的Tiffany单元N2ECBM试验项目，位于科罗拉多与新墨西哥接壤的Laplata县，N2注入试验区有34个CBM生产井和12个N2注入井。Tiffany单元另一个N2-ECBM试验基地,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,国外CO2-ECBM试验状况美国,鼻状构造上,厚煤层45英尺左右,国外CO2-ECBM试验状况美国,渗透率变化,国外CO2-ECBM试验状况美国,采收率等值线,凡是注入区都是采收率高值区，也是高产区,位于加拿大Alberta省FennBigValley的单井注入试验（ARC技术领导，100%N2,100%CO2,50%/50%，13%/87%CO2/N2，两口单井，井距350米）位于加拿大Alberta省的多井注入试验(Suncor公司组织实施）,国外CO2-ECBM试验状况加拿大,欧洲联盟2001年开始RECOPOL项目，它是欧洲第一个在煤层中埋藏二氧化碳和提高煤层气采收率的先导性试验示范项目。试验地点：波兰2003年完成一口注入井的钻井，2003年9月开始注入，持续到2004年底结束。目前，进行注入后的运移和埋藏监测研究。,欧洲联盟RECOPOL项目,国外CO2-ECBM试验状况欧盟,CO2地质埋藏试验2004年-2005年，北海道。煤层埋深890m，厚度5.6m，含气量26.86ml/g。经济贸易工业部组织，通用环境技术公司实施，开展实验室研究、先导性试验、野外监测、CO2捕获和经济评价。进行模拟计算和评价,国外CO2-ECBM试验状况日本,连续油管（CoiledTubing，简称CT），又称为挠性油管。与常规作业方式相比，连续油管作业因具有节约成本、简单省时、安全可靠等优点，在国外广泛应用于油