CN110425003B - 一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，包括：(a)优选有利注采井组；(b)确定注入井、采气井数量及位置；(c)施工气水监测井；(d)当注入井日产气量低于峰值日产气量的1/5、产水量低于0.1m3/d时，起出排采管柱并连续式注入液态二氧化碳；(e)注入过程中，阶梯式调节注入速率及日注入量；(f)二氧化碳驱替作用波及前后，合理控制采气井流压日降幅；(g)根据采出气体中二氧化碳含量，确定采气井关井及注入井二氧化碳停止注入时刻。本发明立足于煤层气直井、定向井井组开发背景，利用二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用实现煤层气的高效开采，可显著提高煤层气资源采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种提高煤层气采收率的开采方法，尤其是一种适用于煤层气开发直井、定向井生产井组中甲烷解吸难度大、渗流阻力大，及煤层气生产井高产时间短、稳产困难问题的提高煤层气采收率的开采方法。
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现有技术中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，提供一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法。
技术方案：本发明的一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，包括以下步骤：
（a）基于煤层气开发井区内地质构造信息、目的煤层厚度信息、煤系地层倾角信息、井间距信息、煤层气采收率信息优选有利注采井组，将具备有利注采条件的生产井组作为井区范围内二氧化碳驱煤层气有利注采井组；
（b）结合二氧化碳驱煤层气工程实施及有利注采井组规模，分别确定注采井组中注入井、采气井的数量及位置；
（c）在注入井周边施工1口气水监测井，定期进行气水样品采集与测试；
（d）当注入井日产气量低于峰值日产气量的1/5、产水量低于0.1m3/d时，作为二氧化碳注入起始时刻，注入开始前，起出注入井中的排采管柱并安装注气井口，将液态二氧化碳储罐和二氧化碳注入泵用耐压软管连接，自井口连续式注入液态二氧化碳，并连续监测注入过程井底压力和温度变化；
（e）注入过程中，在保证注入井井底压力监测数据不高于煤储层破裂压力的条件下，阶梯式调节注入速率及日注入量，并保证注入速率变化幅度不超过40kg/h，日注入量变化幅度不超过1t/d；调整注入速率过程中，密切监视注入井井口注入压力及井底流体压力变化；
（f）采用定压排采制度对注入井周围的采气井进行排水采气，并连续监测气水产量及成分变化；
（g）当某口采气井采出气体中二氧化碳含量高于60%时，该采气井停止排采并关井，当超过2/3的采气井采出气体中二氧化碳含量高于60%时，停止对注入井的二氧化碳注入。
所述步骤（a）中，优选有利注采井组包括：井组及周边500m内断层不发育，目的煤层的厚度大于5m，煤系地层倾角小于15°，井间距为250～300m，井控范围内煤层气资源采收率低于20%。
所述步骤（b）中注采井组的数量及位置；
若采用单井注入方式，以井组中心1口井为注入井，注入井周边5～7口井为采气井；
若采用多井注入方式，以垂直于最大主应力方向的2～3口中深部井为注入井，边部及浅部8～10口井为采气井。
所述步骤（c）中，气水监测井为具三开结构的直井，施工位置为注入井压裂改造区外缘线与注入井、距离最近采气井连线交点处；为了追踪所注入二氧化碳的扩散、渗流过程，需监测注入过程中煤储层压力变化，并每隔6h自气水监测井中取气水样检测。
所述步骤（d）中，注入井的日注入量控制在8～12t/d，且需保证二氧化碳注入所产生的井底流压不高于煤储层破裂压力。
所述步骤（e）中，阶梯式调节注入速率采用阶梯式上升或下降方式调整。
所述步骤（f）中，采气井进行排水采气过程中，二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用波及到采气井控制范围之前，采气井流压日降幅控制在0～0.01MPa/d；二氧化碳的置换、驱替作用波及到采气井控制范围之后，采气井流压日降幅控制在0～0.03MPa/d。
所述步骤（g）中，采气井井场中采气量利用便携式气相色谱仪每隔6h测试1次产出气体的成分。
有益效果：由于采用了上述技术方案，本发明采用向煤层气开发直井、定向井井组中注入液态二氧化碳提高煤层气采收率的开采方法，基于二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用，促进了煤层气开发直井、定向井井组控制范围内目的煤层中煤层气解吸与渗流，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，采气井的累积产气量可提高15%以上，井控范围内煤层气资源采收率可提高10%以上，煤层气开发可获得更好的经济、环境与社会效益。其方法单间，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为本发明的提高煤层气采收率的开采方法示意图。
图中：1—目的煤层； 2—注入井； 3—采气井； 4—采气井； 5—采气井； 6—采气井； 7—采气井； 8—采气井； 9—气水监测井； 10—液态二氧化碳储罐； 11—注入井压裂改造区外缘线； 12—二氧化碳注入泵。
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，本发明的一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，具体步骤如下：
（a）基于煤层气开发井区内地质构造信息、目的煤层1的厚度信息、煤系地层倾角信息、井间距信息、煤层气采收率信息优选有利注采井组，将具备有利注采条件的生产井组作为井区范围内二氧化碳（CO2）驱煤层气（CH4）有利注采井组；所述优选有利注采井组包括：井组及周边500m内断层不发育，目的煤层1厚度大于5m，煤系地层倾角小于15°，井间距为250～300m，井控范围内煤层气（CH4为主）资源采收率低于20%。当具备上述地质与工程条件时，可作为井区范围内二氧化碳（CO2）驱煤层气（CH4为主）有利注采井组；
（b）结合二氧化碳（CO2）驱煤层气（CH4为主）工程实施及有利注采井组规模，分别确定注采井组中注入井、采气井的数量及位置；所述注采井组的数量及位置；
若采用单井注入方式，以井组中心1口井为注入井2，注入井周边5～7口井为采气井；图1中采气井为6口，即采气井3、4、5、6、7、8；
若采用多井注入方式，以垂直于最大主应力方向的2～3口中深部井为注入井2，边部及浅部8～10口井为采气井。
（c）在注入井2周边施工1口气水监测井9，定期进行气水样品采集与测试；所述气水监测井9为具三开结构的直井，施工位置为注入井压裂改造区外缘线11与注入井2、距离最近采气井8连线交点处；为了追踪所注入二氧化碳（CO2）的扩散、渗流过程，需监测注入过程中煤储层压力变化，并每隔6h自气水监测井9中取气水样检测；气水监测井9具体施工步骤为：
（c1）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；
（c2）二开钻径φ215.9mm，钻至目的煤层1之上5m，下入外径φ177.8mm J55钢级的技术套管并固井，二开固井水泥浆返至目的煤层1之上200m；
（c3）三开钻径φ149.2mm，钻至目的煤层1之下10m完钻，三开井段裸眼完井。
（d）当注入井日产气量低于峰值日产气量的1/5、产水量低于0.1m3/d时，作为二氧化碳（CO2）注入起始时刻，注入开始前，起出注入井2中的排采管柱并安装注气井口，将液态二氧化碳（CO2）储罐10和二氧化碳（CO2）注入泵12用耐压软管连接，自井口连续式注入液态二氧化碳（CO2），并连续监测注入过程井底压力和温度变化；所述注入井的日注入量控制在8～12t/d，且需保证二氧化碳（CO2）注入所产生的井底流压不高于煤储层破裂压力。
（e）注入过程中，在保证注入井2井底压力监测数据不高于煤储层破裂压力的条件下，阶梯式调节注入速率及日注入量，并保证注入速率变化幅度不超过40kg/h，日注入量变化幅度不超过1t/d；调整注入速率过程中，密切监视注入井2井口注入压力及井底流体压力变化；所述阶梯式调节注入速率采用阶梯式上升或下降方式调整。
（f）采用定压排采制度对注入井2周围的采气井3、4、5、6、7、8进行排水采气，并连续监测气水产量及成分变化；所述采气井进行排水采气过程中，二氧化碳（CO2）对甲烷（CH4）的置换、驱替作用波及到采气井控制范围之前，采气井3、4、5、6、7、8流压日降幅控制在0～0.01MPa/d；二氧化碳（CO2）的置换、驱替作用波及到采气井3、4、5、6、7、8控制范围之后，采气井流压日降幅控制在0～0.03MPa/d。
（g）当某口采气井3、4、5、6、7、8采出气体中二氧化碳（CO2）含量高于60%时，该采气井3、4、5、6、7、8停止排采并关井，当超过2/3的采气井3、4、5、6、7、8采出气体中二氧化碳（CO2）含量高于60%时，停止对注入井的二氧化碳（CO2）注入。所述采气井3、4、5、6、7、8井场中采气量利用便携式气相色谱仪每隔6h测试1次产出气体的成分。
Claims (8)
1.一种提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
(a)基于煤层气开发井区内地质构造信息、目的煤层厚度信息、煤系地层倾角信息、井间距信息、煤层气采收率信息优选有利注采井组，将具备有利注采条件的生产井组作为井区范围内二氧化碳驱煤层气有利注采井组；
(b)结合二氧化碳驱煤层气工程实施及有利注采井组规模，分别确定注采井组中注入井、采气井的数量及位置；
(c)在注入井周边施工1口气水监测井，定期进行气水样品采集与测试；
(d)当注入井日产气量低于峰值日产气量的1/5、产水量低于0.1m3/d时，作为二氧化碳注入起始时刻，注入开始前，起出注入井中的排采管柱并安装注气井口，将液态二氧化碳储罐(10)和二氧化碳注入泵(12)用耐压软管连接，自井口连续式注入液态二氧化碳，并连续监测注入过程井底压力和温度变化；
(e)注入过程中，在保证注入井井底压力监测数据不高于煤储层破裂压力的条件下，阶梯式调节注入速率及日注入量，并保证注入速率变化幅度不超过40kg/h，日注入量变化幅度不超过1t/d；调整注入速率过程中，密切监视注入井井口注入压力及井底流体压力变化；
(f)采用定压排采制度对注入井周围的采气井进行排水采气，并连续监测气水产量及成分变化；
(g)当某口采气井采出气体中二氧化碳含量高于60％时，该采气井停止排采并关井，当超过2/3的采气井采出气体中二氧化碳含量高于60％时，停止对注入井的二氧化碳注入。
2.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(a)中，优选有利注采井组包括：井组及周边500m内断层不发育，目的煤层的厚度大于5m，煤系地层倾角小于15°，井间距为250～300m，井控范围内煤层气资源采收率低于20％。
3.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(b)中注采井组的数量及位置；
若采用单井注入方式，以井组中心1口井为注入井，注入井周边5～7口井为采气井；
若采用多井注入方式，以垂直于最大主应力方向的2～3口中深部井为注入井，边部及浅部8～10口井为采气井。
4.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(c)中，气水监测井为具三开结构的直井，施工位置为注入井压裂改造区外缘线与注入井、距离最近采气井连线交点处；为了追踪所注入二氧化碳的扩散、渗流过程，需监测注入过程中煤储层压力变化，并每隔6h自气水监测井中取气水样检测。
5.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(d)中，注入井的日注入量控制在8～12t/d，且需保证二氧化碳注入所产生的井底流压不高于煤储层破裂压力。
6.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(e)中，阶梯式调节注入速率采用阶梯式上升或下降方式调整。
7.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(f)中，采气井进行排水采气过程中，二氧化碳对甲烷的置换、驱替作用波及到采气井控制范围之前，采气井流压日降幅控制在0～0.01MPa/d；二氧化碳的置换、驱替作用波及到采气井控制范围之后，采气井流压日降幅控制在0～0.03MPa/d。
8.根据权利要求1所述的提高煤层气开发直井、定向井井组中煤层气采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤(g)中，采气井井场中采气量利用便携式气相色谱仪每隔6h测试1次产出气体的成分。
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