CN110397428B - 一种直井与u型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法 - Google Patents

一种直井与u型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法 Download PDF

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Abstract

一种直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，包括：(a)沿次级向斜轴迹施工U型对接井并进行水平井段固井；(b)向斜两翼施工6～8口直井并进行套管完井；(c)U型对接井水平井段自远端开展分簇射孔、分段压裂；(d)直井与临近水平井段进行同步压裂；(e)直井、U型对接井进行排水采气；(f)当U型对接井日产气量衰减至稳定产气量的1/6，且产水量低于0.5m3/d时，自U型对接井以稳定压力连续注入液态二氧化碳；(g)直井持续排采，并长期监测气、水产量与成分。本发明立足于直井与U型对接井联合开采煤层气的条件，利用二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用实现煤层气高效开采，可显著提高煤层气资源采收率。

Description

一种直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产 方法
技术领域
本发明涉及一种驱替煤层气的增产方法，尤其是一种适用于直井与U型对接井联合开采煤层气条件下注入液态二氧化碳置换、驱替甲烷，提高煤层气直井产气量及煤层气资源采收率的方法，属煤层气地面开采技术领域。
背景技术
我国煤层气资源丰富，预测埋深2000m以浅煤层气地质资源量达36.8×1012m3，与常规天然气资源量相当。煤层气规模化开发能够缓解我国常规油气能源短缺形势，降低煤矿瓦斯事故发生几率，减少煤矿生产中温室气体排放量，可产生显著的经济、环境、安全及社会效益。
以山西省沁水盆地南部为代表的我国华北石炭二叠系赋煤盆地煤层气资源丰富，资源开发潜力巨大。由于区内煤变质程度普遍较高，煤储层渗透性差，导致采用传统排水降压开采方式时储层压降漏斗扩展困难，井控范围内煤层气资源采收率低，煤层气直井、水平井的产气效果均不佳。为了全面推进我国华北地区煤层气地面开发工作，就需要解决传统的煤层气开采方式下煤中甲烷解吸难度大、渗流阻力大，及煤层气生产井高产时间短、稳产困难的问题。
发明内容
技术问题：本发明的目的是要克服传统排水降压开采方式下低渗透煤储层中甲烷解吸难度大、渗流阻力大，以及煤层气生产井高产时间短、稳产困难、资源采收率低等问题，提供一种直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法。
技术方案：为了实现上述目的，本发明的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，包括以下步骤：
(a)在目的煤层埋深600～800m处，沿区域赋煤构造次级向斜轴迹最大弯曲点的连线处施工一个U型远端对接井井组，U型远端对接井井组包括一口对接直井、一口定向水平井，对接直井与定向水平井之间水平连通段为水平井段，在水平井段下入生产套管并进行固井；
(b)在次级向斜两翼距离U型对接井水平井段的平面距离为250～300m、目的煤层(1)埋深为500～700m、地面地势平坦、交通方便的位置处施工构成煤层气直井场的多个煤层气直井，并对多个煤层气直井进行套管完井；
(c)U型远端对接井水平井段自对接直井井口向定向水平井井口方向依次开展分簇射孔、分段水力压裂施工；
(d)U型远端对接井水平井段水力压裂改造时，煤层气直井一、煤层气直井二与定向水平井最近邻的第一压裂段同时开展水力压裂施工，以达到同步压裂改造的效果；第一压裂段水力压裂施工结束后，同步开展煤层气直井三、煤层气直井四与定向水平井最近邻的第二压裂段水力压裂；依次重复同步压裂工作，直至所有煤层气直井及定向水平井最邻近压裂段均完成水力压裂施工；
(e)压裂施工完成后，自压裂后的直井、定向水平井井口缓慢放溢流，放溢流速度不高于5m3/d；放溢流后，在U型远端对接井井组、多个煤层气直井分别安装地面及井下排采装置，并开展排采作业；
(f)随着排采作业的进行，当U型远端对接井井组产气进入衰减阶段，且日产气量逐渐衰减至稳定产气量的1/6，产水量低于0.5m3/d时，拆除U型远端对接井井组中定向水平井的采气井口、对接直井地面及井下的排采装置；
(g)在定向水平井、对接直井上分别安装注气井口，连接地面注气设备，自两个井口以相同的稳定压力连续注入液态二氧化碳；液态二氧化碳注入过程中，连续监测定向水平井与对接直井的水平井段的流体压力和温度的变化；
(h)当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳注入时，对次级向斜两翼的多个煤层气直井持续开展排水采气作业，并监测日产气量、日产水量，每天测试1次产出气成分，每10天采1次水样并进行水质全分析，直到采出气中二氧化碳含量超过50％，则停止该多个煤层气直井排水采气及气水监测工作。
所述步骤(a)中，定向水平井采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层上覆岩层中钻进，三开于目的煤层中钻进，水平井段的长度控制在600～800m；钻进轨迹着陆点标高大于终孔位置标高，着陆点标高与终孔位置标高的高差为15～20m，以便压裂返排液与地层水在重力作用下流向对接直井；对接直井采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层上覆岩层中钻进并套管固井，三开钻遇目的煤层，并在煤层段裸眼造穴完井，以便与定向水平井远端对接。
所述步骤(b)中，多个煤层气直井为4-8个。
所述步骤(b)中，多个煤层气直井采用二开井身结构，一开表层套管固井稳定井壁及封堵主要含水层，二开钻遇目的煤层后，进行生产套管固井，并通过目的煤层井段射孔方式完井。
所述步骤中，U型远端对接井水平井段划分为4～6个等长的压裂段，依次进行压裂施工，单压裂段长度控制在150～200m；单压裂段射孔3～4簇，单簇射孔长度为1.5～2.0m，孔密度为16弹/m，压裂施工采用“光套管注入压裂+桥塞封隔分段”方式。
所述步骤(e)中，在U型远端对接井井组中的定向水平井的井场安装采气井口及后端气体处理装置，在对接直井的井场安装游梁式抽油机、井下排采管柱、管式泵等液体举升装置进行排水降压；多个煤层气直井采用“游梁式抽油机+管式泵”进行排水降压，管套环空压力控制产气。
所述步骤(f)中，U型远端对接井井组的产气量为定向水平井的日产气量，产水量为对接直井的日产水量；U型远端对接井井组排水采气设备拆除前，对接直井先停止排水，然后逐渐降低定向水平井生产管套环空压力并直至为0，最后取出对接直井中排采管柱，并拆除定向水平井采气井口。
所述步骤(g)中，稳定压力连续注入液态二氧化碳的压力控制在6～7MPa，定向水平井与对接直井中的水平井段的流体压力控制在12～14MPa。
所述步骤(h)中，当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳注入时，两翼的多个煤层气直井采用定压排采方式，控制井底流压与管套环空压力稳定，并长期监测日产气量及气体成分的变化；结合多个煤层气直井排出地层水样品采集与水质全分析结果，定量评价二氧化碳注入、驱替对煤层气直井的增产效果。
有益效果：由于采用了上述技术方案，本发明采用直井与U型对接井联合开采条件下注二氧化碳驱替煤层气的方法，基于二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用，可促进煤层气直井及U型对接井控制范围内目的煤层中煤层气解吸与渗流，显著提高煤层气直井的产气效果，与当前我国华北地区煤层气开发广泛采用的直井、水平井排水降压技术相比，提高井控范围内煤层气资源采收率，节省煤层气地面开发工程及设备投入，并获得更好的经济、环境与社会效益。其方法简单，操作方便，在本技术领域内具有广泛的实用性。
附图说明
图1为本发明的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法示意图。
图中：1—目的煤层；2—定向水平井；3—对接直井；4—水平井段；5—煤层气直井；6—煤层气直井；7—煤层气直井；8—煤层气直井；9—煤层气直井；10—煤层气直井；11—第一压裂段；12—第二压裂段；13—地面注气设备。
具体实施方式
下面结合附图中的实施例对本发明作进一步的描述：
如图1所示，本发明的一种直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，具体步骤如下：
(a)在目的煤层1埋深600～800m处，沿区域赋煤构造次级向斜轴迹最大弯曲点的连线处施工一个U型远端对接井井组，U型远端对接井井组包括一口对接直井3、一口定向水平井2，对接直井3与定向水平井2之间水平连通段为水平井段4，在水平井段4下入生产套管并进行固井；所述的定向水平井2采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层1上覆岩层中钻进，三开于目的煤层1中钻进，水平井段4的长度控制在600～800m；钻进轨迹着陆点标高大于终孔位置标高，着陆点标高与终孔位置标高的高差为15～20m，以便压裂返排液与地层水在重力作用下流向对接直井3；对接直井3采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层1上覆岩层中钻进并套管固井，三开钻遇目的煤层1，并在煤层段裸眼造穴完井，以便与定向水平井2远端对接。U型远端对接井井组的具体施工步骤如下：
(a1)对接直井3一开钻径φ444.5mm，钻至基岩之下15m，下入外径φ339.7mm J55钢级的表层套管并固井，固井水泥浆返至地面；
(a2)对接直井3二开钻径φ311.1mm，钻至目的煤层1之上2m完钻，下入外径φ244.5mm J55钢级的生产套管并固井，二开固井水泥浆返至目的煤层1之上200m；
(a3)对接直井3三开钻径φ215.9mm，钻至目的煤层之下100m完钻；三开目的煤层1段使用扩孔钻头扩孔，扩孔后目的煤层1段孔眼直径为0.6～0.8m；
(a4)定向水平井2一开钻径φ444.5mm，钻至基岩之下15m，下入外径φ339.7mmJ55钢级的表层套管并固井，固井水泥浆返至地面；
(a5)定向水平井2二开钻径φ311.1mm，螺杆工具造斜并定向钻进至目的煤层1之上1～2m完钻，下入外径φ244.5mm J55钢级的生产套管并固井，二开固井水泥浆返至目的煤层1之上200m；
(a6)定向水平井2三开钻径φ215.9mm，沿目的煤层1钻进至终孔，下入外径φ139.7mm P110钢级的生产套管并固井，三开固井水泥浆返至着陆点之上200m。
(b)在次级向斜两翼距离U型对接井水平井段4的平面距离为250～300m、目的煤层1埋深为500～700m、地面地势平坦、交通方便的位置处施工构成煤层气直井场的多个煤层气直井，并对多个煤层气直井进行套管完井；所述的多个煤层气直井为4-8个，图1实例中煤层气直井为6个，即：煤层气直井5、6、7、8、9、10，多个煤层气直井5、6、7、8、9、10采用二开井身结构，一开表层套管固井稳定井壁及封堵主要含水层，二开钻遇目的煤层1后，进行生产套管固井，并通过目的煤层1井段射孔方式完井；煤层气直井5、6、7、8、9、10具体施工步骤为：
(b1)一开钻径φ311.1mm，钻至基岩之下15m，下入外径φ244.5mm J55钢级的表层套管并固井，固井水泥浆返至地面；
(b2)二开钻径φ215.9mm，钻至目的煤层1之下50m完钻，下入外径φ177.8mm N80钢级的生产套管并固井，二开固井水泥浆返至目的煤层1之上200m。
(c)U型远端对接井水平井段4自对接直井3井口向定向水平井2井口方向依次开展分簇射孔、分段水力压裂施工；所述的U型远端对接井水平井段4划分为4～6个等长的压裂段，依次进行压裂施工，单压裂段长度控制在150～200m；单压裂段射孔3～4簇，单簇射孔长度为1.5～2.0m，孔密度为16弹/m，压裂施工采用“光套管注入压裂+桥塞封隔分段”方式。
(d)U型远端对接井水平井段4水力压裂改造时，次级向斜两翼煤层气直井一5、煤层气直井二6与定向水平井2最近邻的第一压裂段11同时开展水力压裂施工，以达到同步压裂改造的效果；第一压裂段11水力压裂施工结束后，同步开展煤层气直井三7、煤层气直井四8与定向水平井2最近邻的第二压裂段12水力压裂；依次重复同步压裂工作，直至所有煤层气直井及定向水平井2最邻近压裂段均完成水力压裂施工；
(e)压裂施工完成后，自压裂后的直井5、6、7、8、9、10、定向水平井2井口缓慢放溢流，放溢流速度不高于5m3/d；放溢流后，在U型远端对接井井组、多个煤层气直井5、6、7、8、9、10分别安装地面及井下排采装置，并开展排采作业；所述在U型远端对接井井组中的定向水平井2的井场安装采气井口及后端气体处理装置，在对接直井3的井场安装游梁式抽油机、井下排采管柱、管式泵等液体举升装置进行排水降压；多个煤层气直井5、6、7、8、9、10采用“游梁式抽油机+管式泵”进行排水降压，管套环空压力控制产气。
(f)随着排采作业的进行，当U型远端对接井井组产气进入衰减阶段，且日产气量逐渐衰减至稳定产气量的1/6，产水量低于0.5m3/d时，拆除U型远端对接井井组中定向水平井2的采气井口、对接直井3地面及井下的排采装置；所述U型远端对接井井组的产气量为定向水平井2的日产气量，产水量为对接直井3的日产水量；U型远端对接井井组排水采气设备拆除前，对接直井3先停止排水，然后逐渐降低定向水平井2生产管套环空压力并直至为0，最后取出对接直井3中排采管柱，并拆除定向水平井2采气井口。
(g)在定向水平井2、对接直井3上分别安装注气井口，连接地面注气设备13，自两个井口以相同的稳定压力连续注入液态二氧化碳(CO2)；液态二氧化碳(CO2)注入过程中，连续监测定向水平井2与对接直井3的水平井段4的流体压力和温度的变化；所述的稳定压力连续注入液态二氧化碳(CO2)的压力控制在6～7MPa，定向水平井2与对接直井3中的水平井段4的流体压力控制在12～14MPa。二氧化碳(CO2)注入过程中，连续监测水平井段4流体压力、温度的变化。
(h)当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳(CO2)注入时，对次级向斜两翼的多个煤层气直井5、6、7、8、9、10持续开展排水采气(CH4)作业，并监测日产气(CH4为主)量、日产水量，每天测试1次产出气成分，每10天采1次水样并进行水质全分析，直到采出气中二氧化碳(CO2)含量超过50％，则停止该多个煤层气直井5、6、7、8、9、10排水采气(CH4为主)及气水监测工作。该步骤中，当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳(CO2)注入时，两翼的多个煤层气直井5、6、7、8、9、10采用定压排采方式，尽可能控制井底流压与管套环空压力稳定，并长期监测日产气量及气体成分的变化；结合多个煤层气直井5、6、7、8、9、10排出地层水样品采集与水质全分析结果，定量评价二氧化碳(CO2)注入、驱替对煤层气直井的增产效果。

Claims (8)

1.一种直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于包括以下步骤：
（a）在目的煤层（1）埋深600～800m处，沿区域赋煤构造次级向斜轴迹最大弯曲点的连线处施工一个U型远端对接井井组，U型远端对接井井组包括一口对接直井（3）、一口定向水平井（2），对接直井（3）与定向水平井（2）之间水平连通段为水平井段（4），在水平井段（4）下入生产套管并进行固井；所述定向水平井（2）采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层（1）上覆岩层中钻进，三开于目的煤层（1）中钻进；
（b）在次级向斜两翼距离U型对接井水平井段（4）的平面距离为250～300m、目的煤层（1）埋深为500～700m、地面地势平坦、交通方便的位置处施工构成煤层气直井场的多个煤层气直井，并对多个煤层气直井进行套管完井；多个煤层气直井采用二开井身结构，一开表层套管固井稳定井壁及封堵主要含水层，二开钻遇目的煤层（1）后，进行生产套管固井，并通过目的煤层（1）井段射孔方式完井；
（c）U型远端对接井水平井段（4）自对接直井（3）井口向定向水平井（2）井口方向依次开展分簇射孔、分段水力压裂施工；
（d）U型远端对接井水平井段（4）水力压裂改造时，煤层气直井一（5）、煤层气直井二（6）与定向水平井（2）最近邻的第一压裂段（11）同时开展水力压裂施工，以达到同步压裂改造的效果；第一压裂段（11）水力压裂施工结束后，同步开展煤层气直井三（7）、煤层气直井四（8）与定向水平井（2）最近邻的第二压裂段（12）水力压裂；依次重复同步压裂工作，直至所有煤层气直井及定向水平井（2）最邻近压裂段均完成水力压裂施工；
（e）压裂施工完成后，自压裂后的直井、定向水平井（2）井口缓慢放溢流，放溢流速度不高于5m3/d；放溢流后，在U型远端对接井井组、多个煤层气直井分别安装地面及井下排采装置，并开展排采作业；多个煤层气直井采用“游梁式抽油机+管式泵”进行排水降压，管套环空压力控制产气；
（f）随着排采作业的进行，当U型远端对接井井组产气进入衰减阶段，且日产气量逐渐衰减至稳定产气量的1/6，产水量低于0.5m3/d时，拆除U型远端对接井井组中定向水平井（2）的采气井口、对接直井（3）地面及井下的排采装置；
（g）在定向水平井（2）、对接直井（3）上分别安装注气井口，连接地面注气设备（13），自两个井口以相同的稳定压力连续注入液态二氧化碳；液态二氧化碳注入过程中，连续监测定向水平井（2）与对接直井（3）的水平井段（4）的流体压力和温度的变化；
（h）当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳注入时，对次级向斜两翼的多个煤层气直井持续开展排水采气作业，并监测日产气量、日产水量，每天测试1次产出气成分，每10天采1次水样并进行水质全分析，直到采出气中二氧化碳含量超过50%，则停止该多个煤层气直井排水采气及气水监测工作。
2.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（a）中，水平井段（4）的长度控制在600～800m；钻进轨迹着陆点标高大于终孔位置标高，着陆点标高与终孔位置标高的高差为15～20m，以便压裂返排液与地层水在重力作用下流向对接直井（3）；对接直井（3）采用三开井身结构，一开、二开在目的煤层（1）上覆岩层中钻进并套管固井，三开钻遇目的煤层（1），并在煤层段裸眼造穴完井，以便与定向水平井（2）远端对接。
3.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（b）中，多个煤层气直井为4-8个。
4.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（c）中，U型远端对接井水平井段（4）划分为4～6个等长的压裂段，依次进行压裂施工，单压裂段长度控制在150～200m；单压裂段射孔3～4簇，单簇射孔长度为1.5～2.0m，孔密度为16弹/m，压裂施工采用“光套管注入压裂+桥塞封隔分段”方式。
5.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（e）中，在U型远端对接井井组中的定向水平井（2）的井场安装采气井口及后端气体处理装置，在对接直井（3）的井场安装游梁式抽油机、井下排采管柱、管式泵液体的举升装置进行排水降压。
6.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（f）中，U型远端对接井井组的产气量为定向水平井（2）的日产气量，产水量为对接直井（3）的日产水量；U型远端对接井井组排水采气设备拆除前，对接直井（3）先停止排水，然后逐渐降低定向水平井（2）生产管套环空压力并直至为0，最后取出对接直井（3）中排采管柱，并拆除定向水平井（2）采气井口。
7.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（g）中，稳定压力连续注入液态二氧化碳的压力控制在6～7MPa，定向水平井（2）与对接直井（3）中的水平井段（4）的流体压力控制在12～14MPa。
8.根据权利要求1所述的直井与U型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法，其特征在于：所述步骤（h）中，当U型远端对接井井组进行液态二氧化碳注入时，两翼的多个煤层气直井采用定压排采方式，控制井底流压与管套环空压力稳定，并长期监测日产气量及气体成分的变化；结合多个煤层气直井排出地层水样品采集与水质全分析结果，定量评价二氧化碳注入、驱替对煤层气直井的增产效果。
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