高技术产业化示范工程推动我国煤层气勘探高技术产业化示范工程推动我国煤层气勘探开发技术进步开发技术进步报告人报告人 叶建平叶建平中联煤层气有限责任公司中联煤层气有限责任公司2012年年11月月20122012年度煤炭科技创新高峰论坛年度煤炭科技创新高峰论坛. . 重庆重庆报告提纲n1 项目简介n2 井网设计优化和地质储层特征n3 钻井技术n4 压裂技术n5 稳控精细煤层气排采技术n6 一级增压分散集输技术n7 示范作用31.1 1.1 1.1 1.1 示范工程位置示范工程位置示范工程位置示范工程位置n“沁南煤层气开发利用高沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程技术产业化示范工程”位位于山西省沁水盆地南部，于山西省沁水盆地南部，地处晋城市沁水县，示范地处晋城市沁水县，示范区面积为区面积为24.2km24.2km2 2。n矿权登记为潘庄区块矿权登记为潘庄区块。1 1 项目简介项目简介潘庄区块潘庄区块示范工程位置示范工程位置1 1 项目简介项目简介1.2 工程分两个阶段实施(1)潘河先导性试验，2004-2005，40口井(2)示范工程，2006-2009，110口井1 1 项目简介项目简介1.3 建设工程n完成150口直井部署、钻井、压裂和排采。n井场150座，n集气阀组14座，n增压站1座，集输规模50104m3/d，n集气站1座，n供气站1座，处理规模8.0 104m3/d，n生产调度控制中心1个，n建成年生产能力1亿立方米的煤层气集输系统。气量井数沁南示范工程煤层气产量、销量及生产井数沁南示范工程煤层气产量、销量及生产井数l 到2012年底，项目日产量达到73万立方米，日销售量稳定在72万立方米。l 潘河先导性试验井，单井平均稳定日产量达到3500立方米（209口井），创全国之最。1.4 生产情况1 1 项目简介项目简介2 井网设计优化和地质储层特征n制定了适宜的井网设计，首次采用制定了适宜的井网设计，首次采用300m300m300m300m正方形井网正方形井网部署井位部署井位 n煤矿井下煤层裂隙测量，煤层裂隙走向方向以150-160为主，其次为110-120和60-70。n压裂人工裂缝优势方位为 60-120。n利用COMET2模拟软件对500400m、350300m、250200m三种井间距的煤层气产能进行了敏感性分析，预测产量350300m井间距较高。n综合考虑两组裂隙发育方位和缩短产量高峰到来时间，研究确定采用300m300m正方形井网布井。井网方位确定为N60E方向和N30W。n该井型适合本区低渗储层特点，实现了较高的单井产能，达到了商业规模开发的要求。300m300m正方形井网部署图 目的层为二叠系山西组的3#煤3#煤为无烟煤厚度大：4.2m9.20m， 平均6.30m 深度浅：266m544m，平均400m含气量高，均值为19.94 m3/t储层压力为1.97MPa，压力梯度0.78KPa/m。 渗透性较好，0.15-2mD含气饱和度高，100%。2 井网设计优化和地质储层特征244.5mm*35.38m311.15mm*35.90m水泥返深定位短套3#煤顶板3#煤底板遇阻深度阻位139.7mm215.9mm直井井直井井身结构身结构示意图示意图 3.1 3.1 钻井工艺流程钻井工艺流程 3 钻井技术完井方式：完井方式：全部采用套管完井。 生产层为山西组3#煤层。煤层上200m3.2 3.2 首次大规模推广使用空气钻井技术首次大规模推广使用空气钻井技术 空气钻井比水钻效率要高得多，综合经济效益高： 1、钻井周期 ：5-8天，钻速是水钻的3倍多； 2、钻井液 ：空气压缩介质，储层污染大大降低； 3、钻井设备轻型：车载钻机，占地少，便于拆装。3 钻井技术n3.3 固井：微珠低密度套管固井技术减轻了对煤层的伤害表层套管固井水泥浆平均密度为表层套管固井水泥浆平均密度为1.75g/cm3，生产套管，生产套管固井水泥浆密度控制在固井水泥浆密度控制在1.600.05g/cm3，抗压强度达，抗压强度达到到12MPa以上，控制水泥浆失水在以上，控制水泥浆失水在150ml以下。以下。采用微珠低密度水泥浆固井降低了环空的液柱压力，采用微珠低密度水泥浆固井降低了环空的液柱压力，防止固井过程中水泥浆漏失，减轻了对煤储层的伤害。防止固井过程中水泥浆漏失，减轻了对煤储层的伤害。 3 钻井技术通过钻井工艺、钻井液、固井技术的研究和试验，形成了适宜无烟煤煤层气开发的钻井系列技术。（1 1）压裂液配方）压裂液配方第一阶段（第一阶段（4040口井）推荐配方：清水口井）推荐配方：清水2.0%KCL2.0%KCL0.2%DL-100.2%DL-10（或（或D-50D-50）。）。第二阶段（第二阶段（110110口井）推荐配方：清水口井）推荐配方：清水+1.0%KCl+1.0%KCl。 （2 2）支撑剂）支撑剂：石英砂，：石英砂，20/4020/40目中砂为主要支撑剂，目中砂为主要支撑剂，16/2016/20目粗砂为尾追支撑剂。目粗砂为尾追支撑剂。（3 3）施工参数）施工参数 砂比砂比： 第一阶段：平均砂比第一阶段：平均砂比15%15%。 第二阶段：平均砂比第二阶段：平均砂比10-15%10-15%，施工最后阶段砂比不低于，施工最后阶段砂比不低于30%30%。 施工排量施工排量： 第一阶段：第一阶段：7m7m3 3/min/min左右。左右。 第二阶段：第二阶段：6m6m3 3/min/min左右。左右。 前置液量前置液量： 不超过总液量不超过总液量40%40%。 携砂液量、顶替液量及总液量携砂液量、顶替液量及总液量：煤层厚度H（m） H55H77H加砂量（m3）354245压裂参数特征4.1 4.1 活性水加砂压裂活性水加砂压裂4 压裂技术n 活性水加砂活性水加砂压裂施工参数分析统计表压裂施工参数分析统计表 4 压裂技术4.1 4.1 活性水加砂压裂活性水加砂压裂压裂施工参数 （1）应备液体名称及数量 井名基液（m3）清水（m3）液态N2（m3）PH130020050PH1-00630050（2）支撑剂：0.45-0.90mm石英砂37m3，要求28MPa下破碎率14；0.8-1.2mm树脂包衣石英砂5m3。（3）施工参数 砂比， 采用由低到高阶梯加砂，平均砂比15%。 砂量， 加砂强度6m3/m，尾追5%的粗砂。 排量， 4.5-6m3/min左右。用液量较少。4.2 4.2 氮气泡沫压裂氮气泡沫压裂4 压裂技术4.2 4.2 氮气泡沫压裂效果分析氮气泡沫压裂效果分析4 压裂技术n2口井平均日产气量在2792.7-3307.4m3/d，平均为3050.1m3/d。n初期，与周围的水力压裂井对比，产量增加在1.5倍左右。增产效果显著。n排液时间短，5-7天产气。PH1PH1井生产曲线井生产曲线 PH1-006PH1-006井生产曲线井生产曲线 4 压裂技术n经过试验和研发，形成了适宜无烟煤储层的大规经过试验和研发，形成了适宜无烟煤储层的大规模活性水携砂压裂的增产改造主体技术。模活性水携砂压裂的增产改造主体技术。n同时，同时， “氮气泡沫压裂技术氮气泡沫压裂技术” 在本项目获得工在本项目获得工业试验成功，开创了煤层气增产改造的新型高效业试验成功，开创了煤层气增产改造的新型高效技术。技术。5.1 地面设备组合 单井地面流程装置图单井地面流程装置图 1 1、单井采气系统、单井采气系统主要包括油、套环空出口+油嘴+套管压力表+支管线+流量计+火把；2 2、单井排液系统、单井排液系统主要包括油管出口+ 气、水分离器+水计量表+排水管线+排污池；3 3、自动数据采集和设备自动控制系统、自动数据采集和设备自动控制系统主要包括传感器、传输电缆。CNG站的自动控制系统通过安装于井场的传感器和传输电缆来采集各井的产气量、产水量、压力、温度等数据以及控制抽油机和电机的运行。5 5 稳控精细煤层气排采技术稳控精细煤层气排采技术5 5 稳控精细煤层气排采技术稳控精细煤层气排采技术标准化井场(1)排水降压阶段：定压排采。 (2)稳产阶段的排采制度：定产排采。(3)工作制度： 要求液面平稳下降至产气，液面下降每天不能超过30-50m， 严格监视动液面的变化情况，动液面不能出现较大的波动，控制产气量，不易过快提产，避免储层激动。 5.2 排采制度：5 5 稳控精细煤层气排采技术稳控精细煤层气排采技术5.3 产气量及其变化规律 排采阶段日产气范围m3平均日产气量m3两相流-单相产气初期生产阶段32847581804两相流-单相产气稳定生产阶段76788263405当前生产状况（2009年12月）121899524697先导性井组产气量数据统计分析 5.4 产水量及其变化规律 表表9-69-6沁南示范工程前期沁南示范工程前期4040口井平均口井平均单井生井生产情况比情况比较时间井口套井口套压（MPaMPa）日日产水（水（m m3 3/d/d）日日产气（气（m m3 3/d/d）单相排水相排水阶段段0.760.763.453.4518041804两相流两相流- -单相相产气气阶段段0.700.700.180.183405.33405.3当前生当前生产现状状阶段段0.630.630.170.174697.84697.85.5 沁南示范工程煤层气生产分析 n潘河先导性试验项目40口井经过4年排采，目前有21口井不产水而保持高产气量和高井底压力，占52%。 表明了本示范区的煤层气井处于气体单相流动状态。n从时间上分析，排采到达无产水量的生产天数为195天到1364天，平均581天。n由此证明，本区煤层气井在经过1-2年之后，井网中一部分井可以进入单相气体渗流状态，储层保持较高气相渗透率和生产压差。由于本区含气量高，无烟煤储层煤的吸附能力强，煤层气井将持续稳定地单相气流生产。6 地面集输工程6.1 工艺流程及其优化集气阀组0.2MPa（G） 0.05MPa（G） 增压站0.15MPa（G） 0.7MPa（G） LNG站 0. 6MPa（G） 采集气系统流程采集气系统流程6.2 6.2 集输管网系统集输管网系统 采气管线采气管线 集气管线集气管线前期：阀组集气、集气站增压、集输半径小，投资成本高。后期：通过水力计算和模拟，减少增压级数，系统中只设一个增压站，形成“分片集输、一级增压”煤层气田集输工艺新技术，降低建设成本。6.3 6.3 地面集输的技术创新和应用地面集输的技术创新和应用n“采用“分片集输一级增压”的管网布置方式，减少了大量中间环节，优化了集输工艺，使采气半径大幅度增大，油气规范规定“不宜大于5 km”，现在增加到了17km以上，技术上有重大突破，n由于实现了由阀组代替集气站，阀组与阀组之间的串联布置成为现实，又大大简化了集气设施，从而大幅度降低投资，方便了管理。7 示范效应n技术应用及推广：技术应用及推广：通过示范工程项目建设，形成了创新性的可推广应用的煤层气开发技术体系，如300m300m正方形井网部署方式、空气钻井技术、活性水加砂压裂技术、氮气泡沫压裂技术、稳控精细排采技术、分片集输一级增压地面集输技术，以及新材料、新装备应用和研制，可为其它地区的煤层气开发提供宝贵的经验，对促进煤层气行业发展具有积极的示范作用。n经济效益和社会效益显著：沁南示范工程由150口煤层气直井组成，实践检验了煤层气直井开采具有技术适用性、经济可行性，具有规模化商业开发的经济效益，社会效益巨大。到2009年底，实现了日产量达到40万立方米，日销售量稳定在32-35万立方米。到2011年年产量达到2亿立方米，超过设计规模的一倍。n行业带动作用显现：行业带动作用显现：沁南示范工程推动了沁水盆地煤层气的开发，促进了我国煤层气开发向产业化发展。沁水盆地钻井数量由2005年底的325口增加到2009年底的3034口，到2011年，钻井数达到将近6000口，产量达到21亿m3 。沁水盆地产气量则由0.2亿m3增加到2009年的10亿m3，产能增加到20多亿m3 ，依托沁南示范工程项目技术及经验，中联公司在柿庄南、柳林、大宁等区块实施煤层气规模化商业开发。沁南樊庄、郑庄等区块也相继进入商业化开发。7 示范效应示范效应