黑龍江省鶴崗煤田群英山勘探區(qū)煤層氣HQ-01井地質(zhì)及工程設(shè)計[古柏書苑]

1、設(shè)計編號：CBM-2012-14黑龍江省鶴崗煤田群英山勘探區(qū)煤層氣HQ-01井地質(zhì)及工程設(shè)計（煤層氣參數(shù)及生產(chǎn)試驗(yàn)井）沈陽歐亞東地煤層氣科技有限責(zé)任公司2012年6月28日設(shè)計編號：CBM-2012-14黑龍江省鶴崗煤田群英山勘探區(qū)煤層氣HQ-01井地質(zhì)及工程設(shè)計（煤層氣參數(shù)及生產(chǎn)試驗(yàn)井）設(shè)計單位：沈陽歐亞動地煤層氣科技有限責(zé)任公司 項(xiàng)目負(fù)責(zé)：曹立剛 教授級高級工程師 審 核：郭海林 教授級高級工程師 設(shè)計編制：周啟哲 高級工程師 制 圖：高 洋 工程師沈陽歐亞東地煤層氣科技有限責(zé)任公司2012年6月28日建筑土木a目 錄前言1一、地質(zhì)設(shè)計11、基本數(shù)據(jù)12、鉆遇地層23、煤層預(yù)測34、構(gòu)造位

2、置45、煤層氣資源量估算46、最大主應(yīng)力估判77、地質(zhì)錄井項(xiàng)目7二、工程設(shè)計71、目的和任務(wù)72 、鉆井工程設(shè)計83、電測井工程設(shè)計104、氣測錄井工程設(shè)計105、煤層吸附實(shí)驗(yàn)設(shè)計146、注入/壓降試井工程方案設(shè)計177、射孔、壓裂、井下作業(yè)工程方案設(shè)計188、排水采氣方案設(shè)計249 其它28建筑土木a前言煤層氣是賦存于煤層中的非常規(guī)天燃?xì)?，開發(fā)利用煤層氣具有新能源開發(fā)利用、礦山井下安全生產(chǎn)、大氣環(huán)境保護(hù)“一舉多得”的經(jīng)濟(jì)效益、安全效益、環(huán)境效益和社會效益。煤層氣產(chǎn)業(yè)開發(fā)是國家政策重點(diǎn)支持的節(jié)能、減排產(chǎn)業(yè)之一。鶴崗煤田位于黑龍江省東部，煤田分布范圍：南起新華區(qū)，北至細(xì)鱗河，西起煤系基盤，東至煤

3、層厚度尖滅帶，南北長49km，東西寬3-10.45km，面積約300km2。本設(shè)計井位于群英山勘探區(qū)新興煤礦深部，義3斷層?xùn)|側(cè)，其范圍：南北走向長5.4km2，東西傾斜寬平均約1.0km2，含煤面積約5.0km2。區(qū)內(nèi)已竣工煤田地質(zhì)鉆孔有80-10、80-1、69-1、75-1等，勘探程度很低。一、地質(zhì)設(shè)計1、基本數(shù)據(jù)根據(jù)龍媒集團(tuán)地勘公司技術(shù)部提供的參1井（HQ-01井）經(jīng)協(xié)商調(diào)整后，井口坐標(biāo)為X：120450，Y：123010，H：300m。1.1、井名：HQ-01井（參1井）1.2、井別：煤層氣參數(shù)及生產(chǎn)試驗(yàn)井1.3、井位：經(jīng)距：120450；緯距：123010；標(biāo)高：300m 1.4、構(gòu)

4、造位置：1.5、目的煤層：下含煤段：9、11、12、13、15、18-1、18-2號煤層。 1.6、完鉆層位：石頭河子含煤組中部含煤段18-2號煤層下。1.7、設(shè)計井深：1050.00m1.8、完鉆原則：18-2號煤層下50m。1.9、完鉆方式：煤層套管固井完鉆1.10、取芯方式：繩索取芯2、鉆遇地層HQ-01井預(yù)測鉆遇地層見下表：鉆遇地層表 表1地層單位深度厚度巖 性 特 征系統(tǒng)組段第四系10.0010.00表層為腐植土，其下灰白色砂礫石、粗砂、細(xì)砂及黏土組成下白堊統(tǒng)樺山組安民溝段150.00140.00安山巖、凝灰?guī)r、礫巖及凝灰質(zhì)泥巖猴石溝上段420.00270.00灰綠色砂巖、黃綠色安山

5、巖及凝灰質(zhì)粉砂巖猴石溝下段630.00210.00灰色含礫砂巖與粉砂巖互層，及安山質(zhì)礫巖上侏羅統(tǒng)石河子含煤組中部含煤段1050.00420.00主要由白灰色中砂巖、細(xì)砂巖、深灰色粉砂巖夾黑褐色碳質(zhì)泥巖、炭頁巖和煤層組成，主要煤層有9、11、15、18、21、22、27、30號煤層，其結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，常具分叉變薄或尖滅現(xiàn)象。3、煤層預(yù)測該井位于第8勘探線煤田地質(zhì)鉆孔79-12地面位置南40m左右，相鄰鉆孔有80-2、70-9孔，各孔見煤成果見下表：鉆孔煤層成果表 表279-12孔80-2孔70-9孔層號深度厚度層號深度厚度層號深度厚度3-296.512.3333-52.803.727-311.040

6、.7977-83.901.418-322.591.2288-70.601.909-372.110.249-366.871.669-114.900.8511-396.193.0311-419.141.401112-433.741.761212-128.100.3313-442.572.261313-141.300.471515-499.986.7615-183.308.0618-1-471.855.9018-1-573.238.5118-1-254.605.3618-2-481.495.9618-2-595.492.3118-2-266.904.87本井預(yù)測見煤深、厚度主要根據(jù)79-12孔及第8

7、勘探線地質(zhì)剖面形態(tài)結(jié)合相鄰鉆孔資料做如下預(yù)測： HQ-01井煤層預(yù)測表 表3煤層號91112131518-118-2底板深度700.00740.00790.00820.00900.00985.001000.00煤層厚度1.003.002.002.006.009.003.004、構(gòu)造位置該設(shè)計井位于義3號斷層下盤，各預(yù)測煤層距義3號斷層斜距9煤為100m，15煤為150m，18煤為300m，義3號斷層帶對本井預(yù)測主要15及18號煤層煤層氣賦存基本影響不大。該井輻射區(qū)域內(nèi)總體為單斜構(gòu)造，傾角30，由西向東逐漸變深，本井所處構(gòu)造區(qū)塊內(nèi)的高點(diǎn)位置。5、煤層氣資源量估算本區(qū)無鉆孔煤層解吸資料，僅收集新興

8、礦瓦斯資料如下：根據(jù)1993年東煤公司安字25號文件，轉(zhuǎn)鶴崗礦務(wù)局46號文件把本礦定為高瓦斯礦井。最低為2002年，瓦斯相對涌出量為9.114 m3t，絕對涌出量為4.167 m3分，最高為1999年相對涌出量為22.045 m3t，絕對涌出量為36.479 m3分。（附歷年礦井瓦斯鑒定結(jié)果表和歷年回采工作面瓦斯量統(tǒng)計表） 歷年回采工作面瓦斯量統(tǒng)計表 表4年度開采地點(diǎn)場子號相對涌出量(m3/t)絕對涌出量(m3/min)1995二水平二石門左181層一區(qū)2133.8962.88441996二水平四石門后左22層三區(qū)2154.4143.60941997二水平四石門中右15層一區(qū)下段2125.21

9、53.98331998二水平一石門左27層一區(qū)2176.6124.50241999二水平四石門前右15層一區(qū)2195.9794.56782000二水平二石門前左15層二區(qū)2134.2073.50582001二水平二石門前左15層九區(qū)2183.7352.33412002二水平四石門后左21層二區(qū)2154.0053.33772003二水平五石門中左182-1層一區(qū)2154.2443.24182004二水平三石門293層二區(qū)2193.1801.77012005二水平二石門左22層三區(qū)2185.2285.2831歷年瓦斯鑒定結(jié)果表 表5單位名稱鑒定時間(年)瓦斯(全礦井)二氧化碳(全礦井)相對涌出量(

10、m3/t)絕對涌出量(m3/min)相對涌出量(m3/t)絕對涌出量(m3/min)興山礦皮帶井199511.89136.66199610.33123.15012.96729.057199712.86428.95313.22429.7621998199922.04536.47921.43235.464200013.16130.10117.17339.277200116.31633.40623.64548.41220029.1144.1675.36114.216200312.38725.353200411.959124.69317.977316.4713200511.129724.37366.4

11、30815.5238跟據(jù)新興礦歷年瓦斯鑒定結(jié)果，及回采工作面瓦斯統(tǒng)計數(shù)據(jù)，確定本設(shè)計井煤層平均含氣量約為5.0m3/t。本井預(yù)測可采煤層壓裂總厚為25m，煤層平均密度為1.4t/m3，控制半徑按150m，面積為7.07萬km2，采收率按30%估算，計算結(jié)果見下表：建筑土木aHQ-01井煤層氣預(yù)測產(chǎn)量估算表 表6煤層號底板深度煤厚壓裂段控制儲量預(yù)測產(chǎn)氣量深度m段厚m面積萬m2煤厚m容重煤儲量萬t含氣量m3/t煤層氣資源量萬m3采收率%產(chǎn)氣量萬m311740.003.00737.00-740.003.007.073.001.429.705.00148.503044.5012790.002.0078

12、8.00-820.0032.007.074.001.439.605.00198.003059.4013820.002.0015900.006.00894.00-900.006.007.076.001.459.405.00297.003089.1018-1985.009.00976.00-1000.0024.007.0712.001.4118.85.00593.9030178.2018-21000.003.00計25.007.0725.001.4247.505.001237.4030371.20估算結(jié)果：該井預(yù)測控煤儲量247.50萬t，煤層氣資源量1237.40萬m3，產(chǎn)氣量371.20萬m3

13、。6、最大主應(yīng)力估判尚未收集到該區(qū)地應(yīng)力資料，但該井附近的義3號斷層走向與地層走向方位基本一致，可估判該設(shè)計井的最大主應(yīng)力方向應(yīng)為斷層的走向方向，基本為南北向。7、地質(zhì)錄井項(xiàng)目7.1、巖煤芯錄井本井自630.00m開始取芯鉆進(jìn)，至完鉆井深1050.00 m，其中目的煤層取芯9、11、12、13、15、18號煤層。7.2、氣測錄井由500m開始至完鉆井深1050.00m。7.3、注入壓降測試段預(yù)測在11、15、18號煤層中進(jìn)行；7.4、預(yù)測煤層壓裂段共4層，即11號煤層、12-13號煤層、15號煤層、18號煤層。二、工程設(shè)計1、目的和任務(wù) 根據(jù)鉆井地質(zhì)設(shè)計要求，通過工程實(shí)施達(dá)到地質(zhì)工作目的，本井

14、屬該區(qū)煤層勘探參數(shù)及生產(chǎn)試驗(yàn)井。 對目的煤層煤層氣解吸實(shí)驗(yàn)，獲取煤層煤層氣儲層參數(shù)：煤層氣含氣量、解吸氣成分、煤質(zhì)特征、煤巖特征、臨界解吸壓力、蘭米爾體積、蘭米爾壓力等煤儲層參數(shù)。 通過對目的煤層進(jìn)行注入壓降測試獲取煤儲層壓力、煤儲層滲透率、壓力梯度、煤層開啟壓力及閉合壓等相關(guān)煤儲層物理參數(shù)。通過氣測錄井，錄取煤系地層井段及相關(guān)地層的含氣情況，測量含氣層位的氣體含量及組分，測量目的煤層氣體含量和組分，尋找除目的煤層外的有益儲氣層，并為煤系地層的煤層取芯提供相關(guān)信息。 通過對本井實(shí)施生產(chǎn)、完井水力攜砂壓裂和排水采氣試驗(yàn)，獲取該區(qū)煤層氣可采性的相關(guān)數(shù)據(jù)參數(shù)，并對該區(qū)提出煤層氣勘探開發(fā)利用評價報告。

15、1.1、主要內(nèi)容鉆井工程設(shè)計、取芯設(shè)計、氣測錄井工程設(shè)計、測井工程設(shè)計、煤層吸附實(shí)驗(yàn)設(shè)計、注入壓降工程設(shè)計、射孔工程設(shè)計、壓裂工程設(shè)計、排水采氣工程設(shè)計。2 、鉆井工程設(shè)計2.1、井身結(jié)構(gòu) 完鉆井深結(jié)構(gòu)見地質(zhì)設(shè)計預(yù)測柱面及井深結(jié)構(gòu)示意圖2.1.1、鉆井取芯設(shè)計 方案一：采用小井眼繩索取芯（91mm），擴(kuò)孔下套管固井完鉆。 方案二：采用215.9mm鉆頭大徑繩索取芯，下套管固井完鉆。 方案比較：利用小孔徑煤層繩索取芯，因井眼與取芯鉆桿間隙較小，易造成卡鉆，鉆桿折斷、脫落，對鉆井泥漿粘度、失水量及泥漿凈化使用要求較高，易造成孔內(nèi)事故，擴(kuò)孔時操作不當(dāng)，易形成孔斜及在劃眼擴(kuò)孔時造成褲襠衩，并鉆井周期較

16、長。 采用大孔徑繩索取芯，對井眼安全有利，由于鉆井一次成井，可大大降低建井周期，控制井斜，大孔徑繩索取芯一次成井技術(shù)目前在國內(nèi)煤層氣參數(shù)井實(shí)施中得以廣泛應(yīng)用。建議：優(yōu)選大孔徑煤層繩索取芯工藝技術(shù)進(jìn)行目的煤層煤層取芯。2.1.2、泥漿體系要求泥漿體系推薦表 表7序號井段鉆井液體系比重（g/cm3）漏斗粘度（s）流失量PH一開0.00-20.00坂土泥漿1.05-1.1040-50二開20.00-1050.00固相聚合物泥漿1.03-1.053054-92.1.3、井斜技術(shù)要求全井最大井斜不大于4度，每30m全角變化率不大于1度，井底位移不超過20m。2.2、固井設(shè)計2.2.1、固井設(shè)計推薦表固井

17、設(shè)計推薦表 表8套管程序固井泥漿比重（g/cm3）水泥等級水泥漿比重（g/cm3）水泥返高備注表層套管1.05-1.15A級1.85以上地面煤層套管1.05G級1.50-1.609煤頂以上250m完鉆測聲幅 井徑測量：選擇雙側(cè)向，確定井徑擴(kuò)大率，為固井提供可靠數(shù)據(jù)。 下套管時在底部加旋流套管扶正器，以提高頂替效率。 固井結(jié)束48小時內(nèi)測聲幅。 固井水泥返高在壓裂井段以上100-150m，固井質(zhì)量達(dá)到良好以上。 全井用清水試壓30mpa。10分鐘內(nèi)壓力不降為合格。2.3、地質(zhì)工作要求為取全取準(zhǔn)各項(xiàng)煤層氣地質(zhì)資料，了解該區(qū)煤儲層物性特征，特安排如下地質(zhì)工作：巖（煤）芯采取a：取芯井段選擇：630m

18、以上為無巖芯鉆進(jìn)，630m以下至18-2號煤底板為取芯段，見地質(zhì)設(shè)計柱狀圖。b：巖（煤）芯采取率：巖芯綜合采取率要求85%以上，煤芯95%以上。c：巖（煤）芯整理：巖（煤）芯從巖芯管取出洗凈后，按序放入巖芯箱內(nèi)，經(jīng)檢查無誤后，對巖（煤）芯進(jìn)行編號，煤芯自然干燥后進(jìn)行密封保護(hù)處理。d：巖（煤）芯編錄與描述：巖（煤）芯按1：50分層精度進(jìn)行編錄與描述。要求編錄及時、定名嚴(yán)謹(jǐn)準(zhǔn)確、描述全面、重點(diǎn)突出。e：取芯過程盡最大可能減少煤層、煤芯泥漿污染，最好采取清水鉆進(jìn)。f：設(shè)計取芯段前10米處理好鉆井液，使鉆井液性能穩(wěn)定、井眼通暢、無垮塌、無沉沙、無卡、無阻后進(jìn)行試取，以檢查工具效果。工具下井前注意地面檢

19、查和組裝、保證質(zhì)量。g：取芯鉆進(jìn)過程中，隨時掌握地質(zhì)變化情況，根據(jù)鄰井地質(zhì)資料進(jìn)行地層對比，確定層位，在距煤層頂板10m時下見煤預(yù)告。h：取芯前，通知技術(shù)人員做好現(xiàn)場煤層解吸試驗(yàn)的準(zhǔn)備。3、電測井工程設(shè)計鑒于煤田測井在煤層定性解釋上的優(yōu)勢，本孔采用煤田測井體系測井。 測井內(nèi)容： 標(biāo)準(zhǔn)測井：全井進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)測井，用以劃分地層，差別巖性。深度比例為：全井1：200；煤層1：50。 測井項(xiàng)目有： 、深雙側(cè)向（LLD） 單位：歐姆米 橫向?yàn)閷?shù)比例尺 、自然電位（SP） 單位：毫伏 、自然伽瑪（GR） 單位：API單位 、雙井徑（CAL） 單位：厘米資料要求：按煤田地質(zhì)勘探規(guī)范錄取全井地質(zhì)測井資料。4、氣

20、測錄井工程設(shè)計4.1、氣測錄井目的4.1.1、監(jiān)測鉆遇地層含氣情況。4.4.2、測量鉆遇地層中，各層氣體的含量和組份，尋找有益儲氣層。4.4.2、測量目的層氣體的含量和組份。4.2、氣測錄井方法泥漿氣測錄井是一種有效的煤層氣及其它含氣層的監(jiān)測技術(shù)，具有隨鉆連續(xù)測量，具有連續(xù)作業(yè)，自動記錄，連續(xù)分析所含氣體組份的特點(diǎn)。該方法不受電性、巖性、物性及井溫等諸多因素的影響。 泥漿氣測錄井是通過鉆進(jìn)過程中的泥漿循環(huán)液將鉆頭切割層段的煤、巖石中的氣體帶到井口，經(jīng)泥漿脫氣器脫氣、干燥、凈化后由樣品泵分別送入全烴分析儀和氣相色譜柱進(jìn)行分析，經(jīng)分析，測定烴、非烴組分含量。各組份氣體經(jīng)氣、電轉(zhuǎn)換送入計算機(jī)進(jìn)行處理

21、，同時在記錄儀上實(shí)時記錄。整個分析過程由計算機(jī)控制執(zhí)行，分析成果準(zhǔn)確可靠。氣測錄井是石油、天然氣、煤層氣勘探中重要而有效的勘測手段之一。4.3、氣測錄井設(shè)備儀器選擇4.3.1、設(shè)備優(yōu)選SY-數(shù)控氣測錄井系統(tǒng)，其主要性能如下：分析器 可對泥漿脫氣器脫出的未經(jīng)分離的氣體進(jìn)行含量分析。它有兩個熱敏燈絲，適用與分析不同含量的氣體。深度系統(tǒng) 深度傳感器采用光電碼盤，深度計量準(zhǔn)確，誤差可控制在0.25m以內(nèi)。脫氣器 該系統(tǒng)配有浮子式脫氣器和高速旋轉(zhuǎn)園筒攪拌式脫氣器，所以可根據(jù)實(shí)際情況靈活選擇。該兩種脫氣器設(shè)計合理，效率高。流量控制系統(tǒng) 具有穩(wěn)定氣體流量，反吹清潔氣體管路等功能。數(shù)控中心 由計算機(jī)及接口電路

22、組成，是該系統(tǒng)的核心，控制系統(tǒng)采集數(shù)據(jù)、存儲數(shù)據(jù)、實(shí)時打印及后臺資料處理工作。4.3.2、SY-數(shù)控氣測錄井系統(tǒng)技術(shù)指標(biāo)：全烴：測量范圍：200ppm100%(甲烷) 重復(fù)誤差：15% 組分：測量范圍：30ppm100%(甲烷) 重復(fù)誤差：15% 熱導(dǎo)：測量范圍：2000ppm100%(CO2) 深度誤差：5cm/每單根長 4.3.3、氣測錄井流程圖圖1 氣測錄井流程圖4.3.4、氣測錄井基本參數(shù)鉆時（每鉆進(jìn)1.0m、0.25m所用時間） 熱導(dǎo)及氣相色譜（烴組分及非烴組分含量數(shù)據(jù)） 泥漿泵參數(shù)（沖數(shù)、壓力、流量） 鉆頭及鉆具資料泥漿遲到時間（計算實(shí)際相結(jié)合） 泥漿參數(shù)（粘度、密度）4.3.5、

23、氣測錄井項(xiàng)目及要求 氣測錄井井段 下完表皮套管后，至鉆井深度500m，開始?xì)鉁y錄井到目的層下5m結(jié)束。 錄取資料要求： 四條曲線 烴含量曲線 烴組分曲線 非烴組分曲線 鉆時曲線 九項(xiàng)數(shù)據(jù) 全烴含量 甲烷含量 乙烷含量 丙烷含量 異丁烷含量 正丁烷含量 氫氣含量 二氧化碳含量 鉆時4.3.6、工程工藝技術(shù)要求 按地質(zhì)設(shè)計要求進(jìn)行氣測錄井，每鉆完一單根必須校對井深，每單根深度誤差小于0.1米。 儀器靈敏度必須每日進(jìn)行檢查。 儀器必須定期做有工作曲線。 非顯示井段每20m分析一次組分和非烴組分。鉆時突然變小及氣異常反映井段必須加密進(jìn)行組分分析。 井場必須有穩(wěn)定的電源。 鉆井隊(duì)與氣測錄井中隊(duì)密切配合，

24、按氣測錄井規(guī)程施工，取全取準(zhǔn)氣測錄井資料。4.3.7、提交資料 氣測原始記錄曲線(一份) 遲到時間記錄表(一份) 氣測原始記錄數(shù)據(jù)磁盤( 軟盤) 氣測后效觀察記錄表(一份) 氣測錄井綜合解釋報告(10份) 氣測錄井綜合解釋圖(10份) 氣測錄井綜合解釋表(10份)5、煤層吸附實(shí)驗(yàn)設(shè)計5.1、煤層解吸實(shí)驗(yàn)?zāi)康?通過對目的煤層煤層氣解吸實(shí)驗(yàn)及物理化學(xué)分析獲取煤儲層的基本參數(shù)：儲層氣含量、解吸氣成分、煤質(zhì)特征、煤巖特征、臨界解吸壓力、蘭米爾體積、蘭米爾壓力等儲層參數(shù)。5.2 樣品采集及分析測試項(xiàng)目技術(shù)要求5.2.1 樣品采集及分析測試項(xiàng)目計劃 根據(jù)煤層氣HQ-01井地質(zhì)及工程設(shè)計及中華人民共和國國家

25、標(biāo)準(zhǔn)煤層氣含量測定方法(GB/T 19559-2004)要求，樣品采集原則如下： 根據(jù)煤層氣HQ-01井地質(zhì)及工程設(shè)計及本井煤層發(fā)育情況，9、11、12、13、15、18-1、18-2煤層采集煤層氣含量測定樣品11個，氣體成分分析33個，煤的工業(yè)分析及煤的宏觀描述各1個，煤的元素分析、煤的孔隙率測定、煤巖顯微組分定量分析樣品各1個，等溫吸附試驗(yàn)1個、煤的鏡質(zhì)組最大反射率煤芯樣品1個、煤巖力學(xué)分析樣品各1個。5.2.2、取芯原則 煤芯上提時間，在鉆井工藝允許的情況下滿足從割芯起鉆開始到提出井口止的時間不得超過規(guī)定時間，即20min。 為減少煤芯的氣體損失，取芯提鉆時應(yīng)邊提鉆邊往井內(nèi)注入鉆井液，使

26、鉆井液盡可能地充滿井筒，從而盡可能地縮短煤芯在空氣中的暴露時間。煤芯到達(dá)地面后，迅速進(jìn)行丈量，簡單描述和拍照后，及時裝入事先檢驗(yàn)好的煤層氣解吸罐中，并立即開始現(xiàn)場解吸。 為了避免鉆井液沖刷煤芯，采取煤芯時應(yīng)采用優(yōu)質(zhì)無固相鉆井液，低排量鉆進(jìn)。5.2.3、主要儀器 樣品分析測試使用的主要儀器為美國目前采用的煤層氣解吸設(shè)備。5.2.4、各項(xiàng)測試技術(shù)要求5.2.4.1、氣含量測定 氣含量測定按中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)煤層氣含量測定方法及煤炭行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行。技術(shù)要求如下：5.2.4.1.1、現(xiàn)場解吸(1)、準(zhǔn)確記錄煤樣采樣時間，精確到分，即起鉆時間(T1)、鉆具提到井口時間(T2)、煤樣裝罐時間(T3)、開

27、始解吸測定時間(T4)。(2)、煤芯提出井口后，應(yīng)盡快拆開煤芯管，迅速將煤樣裝進(jìn)密封罐，煤芯在空氣中的暴露時間不得超過10分鐘。自然解吸后再進(jìn)行煤巖宏觀描述、裂隙統(tǒng)計等工作。(3)、取出煤芯后，對于柱狀煤芯，采集中間含夾矸少的完整部分，對于粉狀及塊狀煤芯，要剔除矸石、泥皮及磨燒變質(zhì)部分，保持自然狀態(tài)裝入密封罐內(nèi)，不可壓實(shí)，罐口保持約1厘米的空隙。(4)、煤層氣解吸速度的確定。自然解吸時，每間隔一定時間測定一次，其時間間隔依氣量大小和罐內(nèi)壓力而定。 讀數(shù)間隔規(guī)定：裝罐結(jié)束第一次測定為5min，以后每隔10min、15min、30min、60min間隔各測定1h，然后120min測定2次，直至累計

28、滿8h，同時記錄氣溫、大氣壓、水溫等數(shù)據(jù)。在解吸初期的8小時內(nèi)，要頻繁、連續(xù)的記錄解吸時間和解吸氣量，從而保證損失量的準(zhǔn)確計算。8小時以后，視解吸氣量情況適當(dāng)減少讀數(shù)次數(shù)，延長時間間隔，可4小時、8小時、12小時或24小時記錄一次。解吸結(jié)束標(biāo)準(zhǔn)，以七天內(nèi)每天解吸量小于等于10cm3為結(jié)束點(diǎn)。5.2.4.1.2、殘余氣測量 在密封罐中粉碎煤樣至60目以下，然后測量殘余氣量。5.2.4.1.3、損失氣量計算方法 測定數(shù)據(jù)需全部輸入微機(jī)，解吸氣體積換算至標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，用USBM方法求取損失氣量。5.2.4.1.4、氣體樣品的采集為了獲取煤層氣解吸氣體組分特征，依據(jù)設(shè)計要求，自然解吸階段每個煤芯樣品采集3

29、個解吸氣體成分分析樣品。采集氣樣的時間分別為煤芯樣品解吸的第4h、第24h和第4天。5.2.4.1.5、等溫吸附實(shí)驗(yàn)（1）采樣 對目的煤層采集有代表性的樣品進(jìn)行等溫吸附試驗(yàn)。每個等溫吸附試驗(yàn)取6080目(0.1500.250mm)煤樣300克左右，并恢復(fù)其平衡溫度。（2）試驗(yàn)方法 模擬地層溫度、濕度，用甲烷氣進(jìn)行等溫吸附曲線測試。（3）報告形式 給出各壓力點(diǎn)相對應(yīng)的吸附量，等溫吸附曲線和最大吸附量VL及蘭氏壓力PL。并結(jié)合氣含量值給出臨界解吸壓力值。（4）完成等溫吸附試驗(yàn)完成單位本井等溫吸附試驗(yàn)由中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院完成。5.2.4.1.6、工業(yè)分析 按國標(biāo)GB212-92方法測定煤

30、層水分、灰分、揮發(fā)分并計算求取固定碳。提供空氣干燥基C、H元素的百分含量。5.2.4.1.7、氣體成分分析 對所采氣樣進(jìn)行氣相色譜分析，提供無空氣基CH4含量、重?zé)N含量、N2含量和CO2含量。技術(shù)要求按國標(biāo)GB/T3610-92。5.3、提交資料5.3.1、煤芯樣品損失量計算圖5.3.2、煤芯樣品自然解吸原始記錄表5.3.3、煤芯樣品煤層殘余氣測定原始數(shù)據(jù)5.3.4、煤芯樣品累計解吸曲線圖5.3.5、煤的工業(yè)分析檢驗(yàn)報告5.3.6、煤的元素分析檢驗(yàn)報告5.3.7、煤的鏡質(zhì)組反射率測定結(jié)果5.3.8、煤巖顯微組分鑒定報告5.3.9、等溫吸附實(shí)驗(yàn)檢測報告5.3.10、煤層氣組分分析檢測報告5.3.

31、11、煤物理力學(xué)實(shí)驗(yàn)報告5.3.12、916井（煤層氣參數(shù)及生產(chǎn)試驗(yàn)井）采樣測試分析報告6、注入/壓降試井工程方案設(shè)計注入/壓降試井工程目的：通過原始地層地應(yīng)力測試，獲取測試煤層、煤儲層滲透率、煤層壓力、壓力梯度、地層開啟、閉合壓力等儲層物性參數(shù)。6.1、選擇可靠封隔器坐封點(diǎn)，通過中間測井獲取測試層段、井徑、坐封點(diǎn)巖性上下封隔段應(yīng)選泥巖坐封點(diǎn)。6.2、測試井場應(yīng)配備4-8m3清水水箱，并要求水質(zhì)清潔，濁度、沉積物應(yīng)符合水質(zhì)要求。6.3、起下井下測試工具由鉆井隊(duì)配合。6.4、考慮井眼安全，建議選用7英寸下井工具。6.5、資料要求：分單層測試提交注入/壓降試井報告。7、射孔、壓裂、井下作業(yè)工程方案

32、設(shè)計工程目的： 利用清水加砂的方式對已完鉆井的煤層進(jìn)行水力攜砂壓裂，改造煤儲層產(chǎn)出條件，提高煤層氣井產(chǎn)氣量，并通過排采求取各種生產(chǎn)參數(shù)，達(dá)到生產(chǎn)井投產(chǎn)目的。工程任務(wù)： 該項(xiàng)工程包括以下主要任務(wù)： 射孔、壓裂、下泵、裝井口、試抽等。 壓裂改造的目的層：依據(jù)方案設(shè)計目的煤層。 實(shí)施壓裂條件依據(jù)各單井基本數(shù)據(jù)表。7.1、射孔壓裂工程技術(shù)方案7.1.1、壓裂工程總體安排 根據(jù)工程任務(wù)實(shí)施條件，壓裂工程總體安排如下： 進(jìn)行射孔作業(yè)。 采用清水加砂壓裂的方式對目的煤層進(jìn)行壓裂。7.1.2、射孔 射孔原則：所選彈型能夠穿透固井水泥環(huán)，保證煤層與井眼連通。 射孔方案：89槍102彈、90相位螺旋布孔、射孔密度

33、為16孔/米，射孔層段應(yīng)控制在壓裂目標(biāo)層段內(nèi)。 射孔技術(shù)要求：發(fā)射率高于90%，射孔時要求井內(nèi)液面在井口，射孔結(jié)束后觀察液面變化情況。7.1.3、壓裂液優(yōu)選 壓裂選擇清水，其推薦配方和性能要求為： 清水壓裂液：清水+2.0% KCL。 技術(shù)要求：配液用水需精細(xì)過濾，配完的壓裂液要進(jìn)行充分的循環(huán)攪拌，混合均勻；按照中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)煤層氣壓裂技術(shù)規(guī)程執(zhí)行。7.1.4、支撐劑 類型：石英砂。（蘭州） 粒徑：20/40目中砂（0.45-0.85mm），16/20目粗砂（0.85-1.18mm）。 技術(shù)要求：圓度不低于0.8，球度不低于0.8，清潔無雜質(zhì)。7.1.5、施工參數(shù)壓裂施工設(shè)計原

34、則采用由低到高階梯加砂，平均砂比不低于10%，施工最后階段，砂比不低于15%。施工排量8m /min以上。7.1.6、壓裂規(guī)模 11煤壓裂段壓裂規(guī)模：前置液400m3，攜砂液600m3，其中，中砂50m3，粗砂（尾砂10m3）。 15、18煤壓裂段壓裂規(guī)模：前置液200m3，攜砂液600m3，其中，中砂50m3，粗砂（尾砂10m3）。7.1.7、調(diào)層采用井筒填砂調(diào)層，層間填砂間距一般應(yīng)20m，填砂沉降時間應(yīng)保證達(dá)到設(shè)計砂面高度要求。7.1.8、施工程序及注入方式 壓裂程序：通洗井射孔壓裂關(guān)井?dāng)U壓返排下泵裝井口試抽。 壓裂方式：光套管注入。7.2、工序技術(shù)、質(zhì)量要求7.2.1、通井 目的：檢查井

35、筒質(zhì)量，保證施工要求。 要求：（1）通井規(guī)外徑小于套管內(nèi)徑68mm，大端長度不小于0.5m，射孔完成的井應(yīng)通至人工井底。（2）實(shí)探人工井底時，重復(fù)兩次，測得人工井底深度誤差要小于0.5m。（3）對遇阻井段應(yīng)分析或?qū)崪y打印證實(shí)遇阻原因，經(jīng)整修后再進(jìn)行通井。7.2.2、洗井 目的：清洗井筒，為后續(xù)工作準(zhǔn)備良好的井筒條件。 要求：（1）洗井液水質(zhì)要求： a.固體懸浮物含量小于2mg/L； b.總含鐵量小于0.5mg/L； c.含油量小于30mg/L； d.pH值為6.58.5； e.洗井液的相對密度、粘度、pH值和添加劑應(yīng)符合施工設(shè)計要求。（2）洗井液儲備量為井筒容積的兩倍以上。（3）進(jìn)出口相對密度

36、應(yīng)一致，出口液體干凈無雜質(zhì)污物。（4）洗井液不得漏入地層，最大限度地減少對地層的污染和損害。7.2.3、射孔目的：射穿套管、水泥環(huán)，射開煤層，溝通產(chǎn)層與井筒。要求：（1）射孔前，井筒內(nèi)液體替換為2.0%KCL溶液。（2）以聲、放、磁測井圖為準(zhǔn),用自然伽瑪和磁性定位進(jìn)行校深。7.2.4、換井口裝置（1）檢查、丈量并記錄好新?lián)Q井口裝置的法蘭短節(jié)、四通和油管頭等規(guī)格及有關(guān)數(shù)據(jù)。（2）重新校核套補(bǔ)距和油補(bǔ)距。（3）壓裂時，安裝350#井口，壓裂后，換裝250#井口。7.2.5、壓裂施工準(zhǔn)備 壓裂現(xiàn)場要求（1）在壓裂設(shè)備出發(fā)前，應(yīng)對道路、井場進(jìn)行勘察。（2）設(shè)備擺放時，應(yīng)安排好混砂車與管匯車、管匯車與壓

37、裂泵車、壓裂泵車踞井口的距離。儀表車應(yīng)安放在能看到井口，視野開闊的地點(diǎn)。壓裂液、支撐劑選擇要求（1）壓裂用液及入井液要清潔，壓裂液配液用水需精細(xì)過濾。（2）壓裂儲液罐清潔無殘存液體及雜質(zhì)，檢查合格后方可使用。（3）添加劑夠量,支撐劑型號和數(shù)量符和設(shè)計要求并檢查其清潔程度和大小。（4）現(xiàn)場要求配備范35粘度計，配液及返排時測液體粘度。（5）配置壓裂液需充分循環(huán)攪拌，混合均勻。壓裂井口要求（1）所選壓裂井口的銘牌耐壓強(qiáng)度應(yīng)大于設(shè)計施工最高井口壓力。（2）套管升高短節(jié)組配要與煤層套管規(guī)格、鋼級、壁厚相符，并用密封帶上緊。（3）壓裂管柱質(zhì)量載荷大于400kN時應(yīng)對套管頭進(jìn)行加固。（4）壓裂井口要全部裝

38、齊，螺絲對稱上緊，以確保耐壓，閥門應(yīng)開關(guān)靈活，井口用鋼絲繩將四角繃住地錨固定送往井場之前要全部裝齊試壓合格。（5）生產(chǎn)閘門出口接一條硬放噴管線，端部接120彎頭入排污坑或儲液罐內(nèi)，并固定牢靠。壓裂設(shè)備技術(shù)要求（1）按設(shè)計要求配齊壓裂主機(jī)及輔機(jī)，數(shù)量及水馬力應(yīng)滿足設(shè)計功率要求；（2）根據(jù)井場條件，合理擺放壓裂設(shè)備。高低壓管匯（1）低壓管匯a.混砂車排出泵管匯到主管匯至少接三根專用膠管。b.管匯到壓裂泵車的上水管線必須用纏有鋼絲的膠管，并盡可能減少彎曲。（2）高壓管匯安裝a.對于88.9mm高壓管線，由井口到管匯車的連接順序應(yīng)為：井口、彎頭、壓力傳感器、放空三通、單流閥、管匯車，接成Z字形。 b.

39、所有高低壓管匯由壬頭均應(yīng)清洗干凈，敷機(jī)油，戴好并砸緊。壓裂施工（1）應(yīng)進(jìn)行至少一次瞬時停泵，并記錄瞬時停泵壓力。（2）測壓力降落時間應(yīng)為泵注時間兩倍以上。（3）壓裂泵車排空及地面高壓管匯試壓要求：a壓裂泵車循環(huán)的排空液應(yīng)返回混砂罐。b應(yīng)采用靜試壓方法試壓 。c試壓指標(biāo)，40MPa。d召開施工前安全、分工、技術(shù)交底會，明確最高限壓指標(biāo)。（4）泵前置液。（5）泵攜砂液。a.按設(shè)計要求，用選擇好的混砂車加砂模式進(jìn)行階段加砂。b.用儀表車監(jiān)控儀、密度計監(jiān)控攜砂液砂比、密度，及時調(diào)整加砂速度，定期對攜砂液進(jìn)行取樣監(jiān)控。c.注意支撐劑輸送時的壓力變化，若壓裂時有脫砂砂堵預(yù)兆時，應(yīng)果斷采取調(diào)整砂比、調(diào)整排量

40、等措施。（6）泵頂替液，液量小于或等于設(shè)計液量。（7）記錄壓裂后壓力降落：測壓力降落時間應(yīng)為泵注時間2倍以上。壓后管理（1）排液原則a要及時測壓裂后砂面。b應(yīng)等裂縫閉合后再開井放噴。（2）排液要求a用3mm油嘴或針形閥控制放噴,觀察排出液體中是否有壓裂砂、煤屑。記錄放噴排液時間、壓力、排量、累計液量、pH值、粘度等。有氣體產(chǎn)出時，但不能連續(xù)測氣，要在出口處每班點(diǎn)火一次，進(jìn)行產(chǎn)氣情況描述；當(dāng)產(chǎn)氣連續(xù)時，需及時點(diǎn)火，禁止放空，并進(jìn)行產(chǎn)氣情況描述。b井口壓力降至0時，用壓裂管柱或下入油管探砂面，若砂面埋壓裂井段或砂面較高，則加深管柱用2.0%KCL溶液沖砂至井底。c沖砂后，下泵裝井口，進(jìn)行試抽，試抽

41、合格后，進(jìn)行交井。7.3、安全、環(huán)保及質(zhì)量要求7.3.1、安全（1）施工時，井口最高限壓40MPa； （2）壓裂井口送往井場之前要裝齊并試壓合格，施工前四角用鋼絲繩固定繃緊，并用地錨固定；（3）施工中一律聽從現(xiàn)場指揮統(tǒng)一指揮；（4）地面測試流程及壓裂管線均要向放水池內(nèi)放水；（5）施工時，需安裝防噴設(shè)備，做好防噴準(zhǔn)備。 7.3.2、環(huán)保及質(zhì)量（1）井場要有排污坑，出井水要全部入坑，坑內(nèi)應(yīng)進(jìn)行防滲處理；（2）剩余壓裂液應(yīng)回收，不得亂排亂放；（3）儲液罐清潔無殘存液體及雜物；（4）防火、防爆、防污染。7.4、提交資料要求7.4.1、施工設(shè)計書（一式五份，壓前審批）壓裂施工設(shè)計書7.4.2、分析實(shí)驗(yàn)報告（一份原件，一份復(fù)印件，壓前提交）（1）水分析報告（2）壓裂液室內(nèi)評價報告（3）支撐劑室內(nèi)評價報告（4）壓裂液主要添加劑檢驗(yàn)報告7.4.3、壓裂資料（一式兩份，壓后現(xiàn)場立即提交一份）（1）壓裂施工記錄（2）壓裂施工曲線7.4.4、作業(yè)資料（一式兩份，現(xiàn)場提交）（1）施工日報表（