CN103256025A - 一种复合井网式煤层气开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种复合井网式煤层气开采方法，该方法采用定向水平井、常规直井和裸井相结合的方法钻井，具体步骤是：定向井在穿越煤层顶板进入煤层后，在煤层内改为水平钻进，在煤层内钻进轨迹将贯通井网中心2-10口裸井，穿过最后一口裸井后将继续向前延伸50－600米。本发明通过定向水平井、常规直井和裸井的有机结合，针对于难采煤层气储藏和复杂地质条件进行专门配置，在煤层气储藏内形成主通道与辅助通道相结合，水平裂隙与垂直裂隙相结合，贯通与非贯通相结合的多种煤层气激励技术手段，实现煤层气开发的高效、低成本，为下一步煤炭开采解决了最大的安全隐患。

Description

一种复合井网式煤层气开采方法

技术领域

本发明涉及一种煤层气的开采方法，具体涉及一种复合井网式煤层气开采方法，属煤层气开采方法技术领域。

背景技术

煤层气是一种自生自储的非常规天然气,它的开发和利用对改善能源结构、环境保护和煤矿安全均具有重要意义。我国煤层气资源遍布全国，埋深小于2000m的煤层气资源总量为22.5×10¹²m³,具有广阔的开发前景。虽然我国煤层气的储藏量较大，但是与美国相比，我国绝大多数的煤层气储藏开采条件困难，普遍性的难点为：

1.低渗透率：煤层裂隙发育不完善，煤层原始渗透率低，与美国圣胡安盆地煤层渗透率1～50mD相比，我国难采煤层气区块渗透率仅为0.1～0.5mD，无强制作用下煤层气溢出速度缓慢。

2.欠饱和吸附煤层：地质结构变化频繁，导致特定阶段煤层气溢出地面，或者煤系发育不完全导致煤层气含量不丰富。目前已发现的煤层气高产富集区块均为高吸附饱和度，如圣胡安盆地为90%～98%，黑勇士盆地为92%～99%，沁水煤层气田为85%～95%，而我国难采煤层气区块煤层气吸附饱和度则低于30%。

3.难压储层，有效地应力高企：煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率比相同条件下的高应力区的煤层渗透率要高，煤层有效地应力愈大，其压裂难度愈大，煤层压裂后裂隙闭合速度越快。而我国难采煤层气区块有效地应力相对较高，与圣胡安盆地高产区域地应力为3～8MPa，我国难采煤层气区块有效地应力为12～15Mpa以上。

4.煤层结构碎裂，煤质较软：长期地质扰动造成煤层反复挤压造成煤层内颗粒状结构，导致煤层整体抗压性较差，在压裂后形成的煤层裂隙稳定性较差。

以上均是阻碍我国难采煤层气区块煤层气开发较为常见的技术难题。

现阶段的煤层气钻井技术主要包括：定向多分枝水平钻井、直井、裸眼井等，经过多年的实践，在难采煤层气开发过程中，这几种技术方式都遇到了一些困难。定向多分支水平井虽然可以贯穿较大的井田面积，但是也有钻井成本高、无法使用体积压裂方式形成裂隙数量少的缺点，多适用煤层气储藏条件较好、煤层地质结构相对简单和煤层硬度和完整度较好的区块。常规直井或裸眼井，虽然有钻井成本较低的优点，但是也有单井控制面积小，产气量不稳定，单井产气量小的缺点。

发明内容

本发明目的在于提供一种复合井网式煤层气的开采方法。

本发明目的是通过如下技术方案实现的。

本发明煤层气开采方法是在煤层气开发盘区内通过施工一定数量定向水平井、常规直井和裸眼井，在煤层气开发盘区内构造井网，此后在井网构造完成后，采用高压射流加砂压裂与常规压裂技术相结合的压裂方式在煤层气开发盘区内形成更多的水平裂隙和垂直裂隙，实现盘区内煤层气的充分开发。

井网构造方式如附图一所示，在盘区内中施工一条水平定向井，定向井在穿越煤层顶板进入煤层后，在煤层内改为水平钻进，形成一条煤层内的水平通道，在水平定向井水平段上方布置2-10口裸眼井，定向井水平段穿过最后一口裸眼井后将继续向前延伸50－600米，优选100-400米。裸眼井之间间隔为100-400米，在水平定向井轨迹及其贯通的裸眼井两侧布置直井，直井数量为裸眼井的1-2倍，直井之间间隔为100-400米。两侧直井与定向井水平段轨迹垂直距离为100-400米。

所述井网式开发井身结构及钻井方法优选如下：

井网中水平定向井钻井方法：

一开用φ311mm牙轮钻头钻进至40.00-100.00m；

二开采用φ215.9mm牙轮钻头造斜钻进至煤层顶板，下入φ177.8mm石油套管，固井水泥返高200米以上；

三开用φ152.4mm牙轮钻头定向至定向井轨迹终点处，下入φ114.3mm高压玻璃钢石油筛管或石油筛管。

井网中直井钻井方法:

一开Φ311mm钻头钻过表层至40-100米，下Φ244.5mm表层套管固井；

二开Φ215.9mm钻头钻至煤层底板下40-80米,下入Φ139.7mm技术套管固井，在直井套管固井水泥返高在煤层以上200米。水泥优先使用低密度水泥浆，可减少固井水泥对煤层的污染，从而保证了后续射弹和压裂的效果和煤层气通道的稳定、畅通。

井网中裸眼井钻井方法:

一开Φ311mm钻头钻过表层40-100m，下Φ244.5mm表层套管固井；

二开Φ215.9mm钻头钻过煤层底板下40-80米完钻，改用扩孔钻具在煤层内造穴，4000mm>造穴直径＞300mm，洗井冲孔返出煤屑，在煤层下留40-80米口袋，造穴后，下Φ139.7mm技术套管。

在裸眼井采用煤层上顶板固井工艺，保证固井泥浆不侵入煤层及煤层下方口袋，在裸眼井内下入石油筛管或玻璃钢筛管，在煤层下方口袋内下入石油套管并采用树脂颗粒或其他颗粒充填井壁与套管间环隙，对套管进行固定。所述顶板固井装置的作用是确保固井时在煤层顶板以上返浆，煤层及煤层以下部分无水泥浆进入，保证固井水泥不进入煤层，不会出现对煤层的污染情况，从而保证了煤层气通道的稳定、畅通。固井候凝48小时后不对裸眼井进行试压测试。

本发明开采方法还包括如下压裂步骤：在复合井网内贯通裸眼井的定向井水平段内进行高压射流加砂压裂。直井段采用常规压裂技术,优先采用胍胶压裂或活性水加砂压裂技术，在压裂过程中注入支撑剂以稳定煤层裂隙；在井网内的裸眼井内不采用压裂作业。

压裂步骤中直井段采用常规压裂技术：在直井段采用射弹及压裂方式，其中射弹方案为2枪32弹，增加煤层内空隙。射弹时回避煤层上下顶板0.5米，用于保护煤层上下顶板。直井采用常规压裂技术，可选技术方案包括：胍胶、活性水、清水、氮气泡沫、二氧化碳泡沫、活性水+氮气助排等压裂技术，具体压裂技术的选择将根据煤层气区块的具体条件进行选择。

其中，井网中水平定向井水平段采用高压射流加砂压裂，优选如下方法：

在水平定向井水平段，用常规油管或连续油管将专门的高压射流加砂压裂工具下入井筒水平段,定位于定向井水平段最末段一个压裂位置；在这个位置完成加沙射流压裂后,可将压裂工具拖曳至下一个需要压裂的区段进行压裂施工。可以根据需要精确地在煤层内沿着井网中定向钻井水平段布置多条裂缝带。

根据煤层气区块煤层破碎压力设计高压射流加砂压裂压力，压裂压力升至煤层破裂压力1.0-1.5倍后稳定10-20min，在油管泵内压力开始下降时，附近煤层已经射穿,所有从油管泵入液体全部进入地层,在煤层射开的同时开始注前置液50-400m³进行压裂造缝；注入前置液后,以1-10m³/min排量从油管注入加砂压裂液,即进行加砂压裂；压完一段后,调整压裂工具,使喷嘴对准第2次压裂位置,依次完成分段压裂施工任务。

本发明所述钻井步骤通过定向水平井、常规直井和裸眼井的有机结合，以及通过直井压裂以及定向井水平段高压射流加砂压裂相组合，针对于难采煤层气储藏和复杂地质条件进行专门配置，在煤层气储藏内形成主通道与辅助通道相结合，水平裂隙与垂直裂隙相结合，钻井贯通与裂隙贯通相结合的多种煤层气激励技术手段，实现煤层气开发的高效、低成本，为下一步煤炭开采解决了最大的安全隐患。煤层气复合井网构造技术与现有煤层气定向多分枝水平钻井、常规直井、常规裸眼井开发方式相比较具有：

1.钻井数量少，开发成本低：一般在1-2平方公里的煤层气盘区内只需要布置10-11口井，其中定向井1-2口，其余均为常规直井或裸眼井。

2.控制煤层气面积大：平均单井控制面积可达0.2平方公里以上，常规直井和裸眼井的单井控制面积一般不超过0.1平方公里。

3.单井产气量高，单位产气成本低：在复合井网结构中由于定向井的长距离贯通以及水平压裂裂隙形成煤层气主通道，直井压裂形成的裂隙为煤层气溢出提供辅助通道，裸眼井在煤层内形成汇聚煤层气的气穴，单井产气量超过常规直井或裸眼井，而采用裂隙在煤层气盘区内的贯通连接保证了钻井成本低于定向多分枝水平井，所以单位产气成本得到了明显降低。

4.井网产气稳定：由于复合井网形成了煤层内以主通道和辅助通道、水平压裂和直井压裂相结合的地下井网结构，保证了煤层气储藏的在后续排采过程中较为稳定的释放煤层气，同时在煤层内的多种贯通方式和多种裂隙相结合的复合结构可以长期维护，保证了煤层气的充分溢出，保证了煤层气开发后煤矿开采的安全。

5.对煤层及顶底板结构破坏小：由于复合井网形成了煤层内以主通道和辅助通道、水平压裂和直井压裂相结合的地下井网结构，采用压裂压力较小，对煤层破坏小，对煤层顶底板破坏小。

6.适应复杂地质条件下煤层气开发：由于复合井网的设计充分发挥了直井钻井成本低等优点，又充分发扬了定向水平钻井的控制面积大，产气量大等优势，是煤层气开发遇到复杂地质条件、欠饱和吸附煤层、难压储层、煤体结构碎裂，煤质较软储层等难采区块的最优选择之一。

以附图1为例，水平定向井将在煤层内形成煤层气流通的主力通道，同时在煤层气通道坍塌或部分堵塞是可以采用复钻的形式恢复通道，保障煤层气源源不断的涌出。此外，水平定向井将为后期的水平压裂技术提供工程保证。直井将为后期采用射弹和压裂措施提供工程条件，通过在直井内的压裂和支撑剂注入措施保证煤层内微裂隙的充分发育和稳定存在。裸眼井将为煤层气提供主要出气通道，在裸眼井内可以保证煤层气像一个方向稳定流动，同时为排水和煤层气驱替提供工程和技术条件。

所述压裂步骤采用直井胍胶压裂及水平段高压射流加砂压裂的综合压裂方法。如图2所示：A.在复合井网的直井内进行压裂，在压裂过程中注入支撑剂注入稳定煤层裂隙；B.在在复合井网内贯通裸眼井的定向井水平段内进行高压射流加砂压裂；从而在煤层内形成连接而相对有序的裂隙网络，大幅度改善区块内煤层的通透性从而保证煤层气的溢出速度的提升。

与采用直井单一手段压裂相比较，采用综合压裂技术具有以下优势：

1.综合压裂技术在井网中定向井水平段采用高压射流加砂压裂，通过调整压裂工具的位置实现减少盘区内压裂空白点的作用；

2.综合压裂技术可以保证煤层内裂隙在大范围内充分联通，尤其对于裂隙闭合迅速的较软煤层，在直井采出近端煤层气的同时，由定向井、裸井采出直井远端煤层气，在相对较短的时间内实现盘区内煤层气的充分采出；

3.由于综合压裂技术压裂裂隙分布大，可以在盘区内起到消除煤层瓦斯突出的作用。

采用以上复合井网煤层气开发方案，不仅在定向井水平段周边煤层最大主应力方向形成主裂缝，而且在垂直于主裂缝的方向上再形成一定深度和宽度的次裂缝或多级裂缝，围绕着煤层内定向井水平通道的煤层气的导流能力将大大提高。在井网开发技术中，井网内的裸眼井在煤层段通过造穴，在煤层内形成汇水、汇气的气穴，同时通过定向井贯通裸眼井在煤层内空穴形成煤层气流通的主通道，在辅助以高压射流压裂形成主通道附近的广泛裂隙，并在一定程度上与直井胍胶压裂形成的裂隙导通。通过复合井网煤层气开发技术的实施，在定向井水平段内将不仅汇聚定向井近端的煤层气而且可以将直井压裂后远端的煤层气引入定向井水平段，汇聚在裸眼井底部的气穴中，并从裸眼井采出，这一系列方案将大幅度提升单位时间煤层气的排采量，最终实现在较短时间内将盘区内煤层气采出的目标。

附图说明

图1煤层气复合井网构造简图

图2直井胍胶压裂及定向井水平段高压射流压裂煤层裂隙发育示意图

Claims (6)

1.一种复合井网式煤层气开采方法，其特征在于采用定向水平井、常规直井和裸井相结合的方法钻井，具体步骤是：定向井在穿越煤层顶板进入煤层后，在煤层内改为水平钻进，在煤层内钻进轨迹将贯通井网中心2-10口裸眼井，穿过最后一口裸眼井后将继续向前延伸50-600米。

2.如权利要求1所述的开采方法，其特征在于井网中采用定向水平井贯通连接裸眼井，并在连接最后一口裸眼井后继续延伸100-400米；裸眼井之间间隔为100-400米，在水平定向井轨迹及其贯通的裸眼井两侧布置直井，直井数量为裸眼井数量的1-2倍，直井之间间隔100-400米，两侧直井与定向井水平段轨迹垂直距离为100-400米。

3.如权利要求1所述的开采方法，其特征在于在裸眼井建井过程中采用煤层上顶板固井工艺，保证固井泥浆不侵入煤层及煤层下方口袋，在裸眼井内下入石油筛管或玻璃钢筛管，在煤层下方口袋内下入石油套管并采用树脂颗粒充填井壁与套管间环隙，对套管进行固定。

4.如权利要求1所述的开采方法，其特征在于在裸眼井建井过程中在裸眼井煤层段采用拓穴工艺，在煤层内造穴直径为：4000mm>造穴直径＞300mm，造穴后进行洗井冲孔返出煤屑。

5.如权利要求1－4所述的任意一种开采方法，其特征在于该方法还包括如下压裂步骤：在井网内贯通裸眼井的定向井水平段内进行高压射流加砂压裂；在井网的直井段采用活性水加砂压裂技术；在压裂过程中注入支撑剂以稳定煤层裂隙。

6.如权利要求5所述的开采方法，其特征在于井网中水平定向井水平段采用高压射流加砂压裂，压裂方法如下：

在水平定向井水平段，用常规油管或连续油管将专门的压裂工具下入井筒水平段,定位于井筒最末段一个压裂位置；在这个位置完成高压射流加砂压裂后,将压裂工具移至下一个需要压裂的区段进行施工；

根据煤层气区块煤层破碎压力设计高压射流加砂压裂压力，油管泵内压力至煤层破裂压力1.0-1.5倍后稳定10-20min，在油管泵内压力开始下降时，附近煤层已经射穿,所有从油管泵入液体全部进入地层,在煤层射开的同时开始注前置液20-400m³进行压裂造缝；注入前置液后,以0.5-15m³/min排量从油管注入加砂压裂液,即进行加砂压裂；压完一段后,调整压裂工具,使喷嘴对准第2次压裂位置,依次完成分段压裂施工任务。

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