煤层气开发技术对比.docx

分别从：技术系统介绍，优劣势，适用条件进行叙述 常规直井开发技术 1.1 技术系统介绍 煤层气的开采机理与常规气藏不同，只有当储层压力降低后，煤层气才能经过解吸-扩散-渗流过程由煤颗粒表面流到井筒中。裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，而煤岩裂隙或割理中多被水充满，煤层气需要通过排水降压方式才得以采出，因此煤层气的生产过程就是降压排水的过程。 煤层气井之间的压力干扰有利于地层水的排采，因为煤层气井的压力漏斗交接、重叠时，重叠区域的压降为压降之和，可使重叠区域的压力降到很低的程度，使井间范围内的大部分煤层气解吸出来，不仅提高单井产量，还可增加总产气量。通常会在煤矿区之外的煤层气高渗富集区通过直井或水平井，并通过储层改造技术（如压裂、洞穴完井等）和排水、降压而采气。 在煤层气钻井方式中，直井技术最为成熟。而且费用较低，操作简单，没有太大的使用限制，无论在前期开发评价，还是后期的增产改造和规模开发中，其作用都不可替代，是国内煤层气开发普遍采用的方式。 其开发技术要点主要有： 煤层气的选区、选井及选层主要依靠地震勘探技术结合基础地质技术完成； 单井评价通常以测井评价为主，录井技术和试井技术为辅，而测井记录的数据常需使用经过选择的煤心和试井数据标定，这样才能提高储层评价参数及单井评价的可靠性，进而确定射孔压裂层段； 直井的增产改造方法除水力压裂外，还可考虑裸眼完井和筛管完井技术，裸眼完井需考虑煤层适应性，而筛管完井除了应用于水平井外，也可以用于裸眼完井的直井中； 煤层气排采需紧密结合排采装备，初期以最小的强度稳定缓慢排采，初期排采后，根据地层实际供液能力调整工作制度，尽量使地层供液与排液量保持一致，稳定持续缓慢降液，尽可能地扩大压降范围。 优劣势 直井开发煤层气有以下几个优势： （1）技术成熟，工艺简单，从开钻到投产的周期较短； （2）钻进风险小，成功率和安全程度较高，而且钻井技术完全国产化； （3）成本低廉，单口井的钻井费用在50到150万之间。 但直井开发煤层气仍然存在一定的缺点和劣势： 无法根据地貌条件实现直井规则的排列； 对于渗透率差、储层较厚并富含气体的煤层来说，并不适合直井开采； 无法在湖泊、熔岩流和城市建筑物下进行瓦斯抽放； （4）直井的产能较低，需要各种增产技术措施来提高单井的产量。 适用条件 对于煤层气开发的直井井型，地面垂直井适主要适用于：地形条件较为平整；占地面积比较大；煤层地质构造及水文地质条件简单，且发育状况较为稳定；煤层埋藏深度约在300～1000米，目标煤层厚度较大，并且目标层数在1～3个之间；煤层的渗透率较高；煤阶较高，煤的硬度在软～硬之间，并且含气量适中；单井的产量较低；而且比较适用于钻井技术条件比较成熟，钻井的工艺简单，而且投资的成本比较低的井。 表1.1煤层气直井适应条件 条件 地面垂直井 地形条件 地形平整 占地面积 大 地质条件 构造条件 复杂～简单 煤阶 低～高阶煤 煤硬度 软～硬 含气量 低～高 目标煤层数 1～3 目标煤层厚度 较大～大 发育状况 较稳定～稳定 埋藏深度/m 300～1000 水文地质条件 简单～复杂 渗透性 较高～高 单井产量 低 技术条件 成熟 工艺 简单 钻井投资成本 低 丛式井开发技术 2.1 技术系统介绍 受地形地貌和土地局限，业界通过克服弯曲井段排采等技术难题，形成了以定向钻进为核心的丛式井钻井技术。丛式井井身结构与直井相似，一般由2～4口井组成，造斜方向要考虑井网部署、靶心偏移距150～170m，在目的层形成约300×300m井网。为了保证泵的正常工作，要求最大井斜角一般不超过25°。 丛式井开发的关键技术就是保护煤层的空气钻井技术和压裂技术。 目前空气钻井采用国外引进的轻型空气钻机，国产2000型钻机加装旋转防喷头进行空气钻井改造试验也取得成功并逐渐推广。空气钻井优点有： 降低井底的压力，保护煤层； 避免漏失，大幅度提高机械钻速； 空气在井内循环流速快，能迅速将井底岩屑气举至地面，有利于及时准确判断井底情况； 在缺水、高寒、供水困难的山地钻探施工，可降低钻井成本。实践证实，该技术可将普通钻机20d左右的钻井周期缩短到4～7d。 丛式井必须经过压裂才能投产。目前压裂一般采用清水加砂，少数井采用冻胶加砂，压裂液规模一般400～600m3，加砂量28～45m3，平均砂比13%～20%。根据大地电位法压裂裂缝监测结果，裂缝半长一般为60～80m。排水采气结果证实，经过压裂的煤层可连续稳定产气，单井产量稳定在2000m3/d。 2.2 优劣势 丛式井压裂开发煤层气技术成熟，钻井成本较低，采用空气钻井技术可提高钻井速度，有效保护煤储层，对易渗易漏地层可避免钻井液漏失和钻井液失水井壁垮塌带来的工程风险。缺点是丛式井单井控制面积小，规模开发需要的井位多、修路占地多，钻前成本大