郭 暉 陳 慧 陳 龍

(1．中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011;2．北京中煤礦山工程有限公司，北京 100013)

柳林煤層氣試驗區(qū)位于山西省柳林縣境內，面積16km2，是我國第一個成功地開發(fā)煤層氣的生產試驗基地。

柳林區(qū)塊位于河東煤田中段離柳礦區(qū)西部，南鄰石樓北區(qū)塊，北鄰三交區(qū)塊，構造上位于鄂爾多斯盆地東緣離石鼻狀構造南翼，主體構造為一個弧頂向西突出的弧狀褶皺。在鼻軸部位由于張力作用的結果，產生了東西向的張性斷裂帶，即聚財塔南北斷層組成的地塹構造;在鼻軸方向上，離石-中陽向斜軸也明顯變成向西突出的弧形。研究區(qū)北部地層向西傾斜，向南逐漸轉為向西南傾斜，地層產狀平緩，傾角約3°～8°。在鼻狀構造的背景上，發(fā)育有起伏微弱的次級小褶曲，起伏高度一般小于50m。區(qū)內斷層不發(fā)育，僅在區(qū)塊北部發(fā)育有由聚財塔南北正斷層組成的地塹及其派生的小型斷層(圖1)。地表未見陷落柱，也未見巖漿活動。

柳林區(qū)塊地層出露由老到新依次為太古界、寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系、三疊系和新近系地層，其中上石炭統(tǒng)太原組和下二疊統(tǒng)山西組為主要含煤層系，石盒子組、本溪組僅含薄煤層或煤線，基本沒有開采價值。區(qū)內以焦煤為主，可采煤層大約在10層左右，其中煤層氣開發(fā)目標層位為山西組的3#、4#、5#煤層和太原組的8#、9#、10#煤層。

圖1 柳林區(qū)塊及周邊構造綱要圖

1 區(qū)內煤層氣基本地質特征

柳林區(qū)塊煤層埋深在200～1000m之間，總體表現(xiàn)為由東北向西南逐漸加深的趨勢。在東部及北部地區(qū)煤層埋深較淺，在地質運動過程中，容易造成煤層氣的逸散，對煤層氣富集不利;在南部和西南地區(qū)，埋深逐漸趨于1000m，埋深加大使得地層壓力變大，將降低煤層的孔隙度和滲透率，也不利于煤層氣的富集;中部的大部分區(qū)域埋深符合我國煤層氣有利開發(fā)條件，是煤層氣富集的有利區(qū)域。煤儲層滲透率主要為0.005～100mD，各個層位滲透率都呈現(xiàn)出北高南低的特點。

從柳林區(qū)塊排采情況來看:南北產能存在差異，東部比西部產氣量高，山西組較之太原組更容易排采。產水量方面，區(qū)塊西部的井總體比中東部的井要高，反映出西部煤層的水頭壓力要強于中東部。產氣量方面，區(qū)塊西部的井總體比中東部的井要低，反映出水動力條件對該區(qū)煤層氣開發(fā)影響較大。

2 煤層氣排采效果與控制因素分析

柳林區(qū)塊煤層氣開發(fā)目標層位為山西組的3#、4#、5#煤層和太原組的 8#、9#、10#煤層，目前以3#、4#、5#煤層合采和8#、9#、10#煤層合采的多層合采方式為主， (有1口井采用3#、4#、5#、8#、9#5層合采方式，該井的情況還處于觀察階段。)

從各井排采數(shù)據(jù)的基本統(tǒng)計 (表1)可以得知:該區(qū)排采3#、4#、5#煤層的單井平均日產水量為2.59m3;單井平均日產氣量為568.13 m3;單井平均最大日產水量為7.24m3;單井平均最大日產氣量為1407.43 m3。

表1 3#、4#、5#煤層排采數(shù)據(jù)統(tǒng)計

排采8#、10#煤層的單井平均日產水量為3.73m3;單井平均日產氣量為186.21 m3;單井平均最大日產水量為5.85m3;單井平均最大日產氣量為299m3。

排采8#、9#、10#煤層的單井平均日產水量為2.83m3;單井平均日產氣量為1204.46 m3;單井平均最大日產水量為3.8m3;單井平均最大日產氣量為1722m3。

本文對柳林區(qū)塊排采期較長的11口井做了統(tǒng)計。這些井位置相對集中，地質條件相近，排采時間較長，具備一定的可比性。通過對煤巖結構、開采層系、構造位置等地質因素，鉆井、壓裂質量等工程因素，排采工作制度制定等生產管理因素的對比分析，認為有3個關鍵因素對柳林區(qū)塊煤層氣排采效果影響較大，分別為層間干擾、排采工作制度及煤粉堵塞。這里主要以上述11口井為研究對象，分析3項主控因素對排采效果的具體影響及其對應規(guī)律。

2.1 層間干擾

不同層系合采因壓力和水力條件差異容易造成層系之間的干擾，影響生產效果。由于排采3#、4#、5#煤層的層間數(shù)據(jù)資料較少，現(xiàn)只研究8#、9#、10#煤層的層間干擾。

表2 8#、10#煤層排采數(shù)據(jù)統(tǒng)計

表3 8#、9#、10#煤層排采數(shù)據(jù)統(tǒng)計

由表2、表3可以看出:

同時排采8#、9#、10#三個煤層的L－11、L－12井的產氣量明顯大于只排采8#、10#兩個煤層的L－05、L－25井的產氣量。

排采8#、9#、10#三個煤層的L－11、L－12井的日平均產氣量、日平均產水量、最大日產氣量、最大日產水量均相差不大，排采8#、10#兩個煤層的L－05、L－25井的日平均產氣量、日平均產水量、最大日產氣量、最大日產水量也均相差不大。

可見，9#煤層是導致差異的主要因素，排采目的層中包含9#煤層的L－11、L－12井的產氣量比只排采8#、10#兩個煤層的L－05、L－25井的產氣量高出1000m3左右。說明9#煤層是主要的產氣煤層，而8#、10#兩個煤層對產氣量貢獻不大。

因此，下步優(yōu)選開采層系時應重點考慮9#煤層。鑒于目前井數(shù)較少，還有待進一步觀察和研究。

2.2 排采工作制度

總體上煤層氣井排采可以大致劃分為3個時期，分別是排采初期、穩(wěn)定產氣期和產量衰減期。排采初期的工作制度將影響到井后期的產氣量和井的壽命。所以有必要對排采初期的工作制度做重點研究。

合理的排采速度是煤層氣高產的保障。如果排采速率過大，液面下降速度過快會使有潛力的煤層氣井排采半徑縮短、發(fā)生速敏效應、支撐劑顆粒鑲嵌煤層、裂縫閉合現(xiàn)象來臨較快、滲透率迅速降低，進而造成單井產氣量低。如果排采速度過小，經濟上又不能達到要求。

通過對排采曲線的歸納總結以及排采機理分析，可將排采初期進一步細分為3個階段:第一個階段是穩(wěn)定降壓階段，第二個階段是臨界產氣階段，第三個階段是從初始產氣至穩(wěn)定產氣的階段。

2.2.1 穩(wěn)定降壓階段

在排采初期，隨著井筒內液面的下降，井底壓力逐步降低，煤層中流體的壓力自無限遠處至井筒產生不均勻的壓差，距井筒越近壓差越大，即壓降漏斗。如果排采強度太大，井筒液面和井底流壓下降很快，則煤層中流體壓差越大，一方面流體流動速度得不到有效控制，會產生較多的煤粉，壓裂支撐劑和煤粉將隨流體運移，可能產生堵塞，導致儲層傷害。另一方面，過快的井底流壓降低，將導致煤層骨架受到的絕對擠壓應力增加，即上覆巖層壓力與儲層壓力差變大，使得近井筒煤層產生應力集中而滲率急劇變差，煤層內流體不能繼續(xù)向井筒運移而造成地層供液能力降低或不供液，壓降漏斗擴散困難，氣井不能繼續(xù)排采。

如圖2，L－52井在產氣初期曾表現(xiàn)出很好的產氣能力，但在2個月以后，產氣量逐漸降低，初步分析是由于穩(wěn)定降壓階段因液面下降過快而導致。

2.2.2 臨界產氣階段

隨著液面的下降，煤層內壓力下降到臨界解吸壓力時，吸附態(tài)煤層氣開始解吸，進入臨界產氣階段，如果不控制排采強度，保持井底壓力平穩(wěn)，會有大量的煤層氣解吸出來并在裂隙中形成氣泡。在此情況下動液面若下降較快會導致氣泡體積的迅速膨脹，當氣泡體積大于孔大小時會引起氣鎖效應。氣鎖效應使氣泡被堵在孔隙中不能移動而造成滲流通道受阻，從而壓力低于解吸壓力的小面積范圍內形成氣鎖，阻擋泄壓范圍的擴大，這將造成供氣源被限制在近井地帶難以向遠端擴延，最終影響后期產氣量。另外，若煤層氣不能充分有效解吸，而儲層壓力繼續(xù)降低會導致裂縫閉合，煤層滲透率降低，造成儲層破壞。

圖2 L－52井排采曲線

圖3 L－11井排采曲線

因此，在此階段要適當降低排采強度以保持井底壓力平穩(wěn)。

2.2.3 初始產氣至穩(wěn)定產氣的階段

當煤層氣解吸范圍逐漸擴大時，產氣量快速增加，產水明顯減少，套壓快速增大，此時要以保持井底壓力平穩(wěn)為主，適當放壓。當產氣量基本穩(wěn)定，套壓平穩(wěn)后，進入穩(wěn)定產氣的階段。如圖3。在此階段的儲層傷害主要為人為造成的產水、產氣不穩(wěn)定引起壓力波動，導致流體流動不穩(wěn)定而造成煤層堵塞，滲透率變差。此階段要盡量保持連續(xù)穩(wěn)定的工作制度。

2.3 煤粉堵塞

柳林區(qū)塊煤層氣開發(fā)目標層位為山西組的3#、4#、5#煤層和太原組的 8#、9#、10#煤層，從煤層巖性和排采情況可以知道山西組的3#、4#、5#煤層煤質較硬，不容易產生煤粉，而太原組的8#、9#、10#煤層煤質較軟，容易產生煤粉，容易卡泵。從排采方面來看，煤粉產出量與降液速率密切相關，若排采強度較大，大量煤粉遷移易堵塞地層，直接影響煤層滲透率，造成產水量下降;煤粉還易逐漸堆積在井筒內，形成煤泥，造成卡泵現(xiàn)象，引起頻繁修井、增加成本，且修井過程中易引起煤層激動，導致地層堵塞、產量下降。

3 改善排采效果的建議措施

針對上述主控因素的分析，為了延長產氣周期、提高單井產量，提出了相應的排采改進措施，在現(xiàn)場實施后，見到了明顯效果。

(1)9#煤層是研究區(qū)主要的產氣煤層，加強對9#煤層的研究對提高產氣量至關重要，因此下步優(yōu)選開采層系時應重點考慮9#煤層。

(2)在穩(wěn)定降壓階段應控制液面下降的速度，臨界產氣階段應適當降低排采強度以保持井底壓力平穩(wěn)，這樣有利于對儲層形成保護。

(3)防止產生氣鎖。見套壓后需減小工作制度，保持井底壓力不變且略高于解吸壓力進行定壓排采，在不產氣的條件下盡可能地擴大泄壓半徑。

(4)減少煤粉堵塞。煤粉堵塞易傷害煤層且引起排采不連續(xù)，影響排采效果。一方面應加強增產壓裂工藝的研究，減少煤粉在壓裂過程中的產生量;另一方面加大修井工藝的研究力度，優(yōu)化能夠防止煤粉堵塞且適用于煤層氣特點的排采舉升設備，以確保各階段特別是產氣上升階段連續(xù)平穩(wěn)排采，努力提高煤層氣單井產量并實現(xiàn)高產穩(wěn)產。

4 結語

排采工藝在某種程度上已經成為制約我國煤層氣產業(yè)發(fā)展的瓶頸，重視和加強煤層氣排采工藝的研究，具有重要的理論意義和現(xiàn)實意義。通過對柳林區(qū)塊煤層氣排采控制因素的研究，得到以下結論:

(1)動液面下降速率是影響排采效果的關鍵因素。不同排采階段，動液面控制原則和思路也不同。重點應根據(jù)各階段的排采機理，以井底壓力平穩(wěn)下降為原則，開展各階段合理動液面下降速率的定量化研究。

(2)通過優(yōu)選開發(fā)層系，降低層間干擾來提高單井產量。加強對研究區(qū)9#煤層的研究對后期排采尤其是產氣起著至關重要的作用。

(3)見氣后階段動液面下降過快引起的煤粉堵塞也是影響排采效果的一個主要因素，易傷害煤層且引起排采不連續(xù)。因此，在壓裂和排采過程中應引起足夠重視。

［1］池衛(wèi)國.1998.柳林煤層氣勘探開發(fā)試驗區(qū)水文地質研究［J］.煤田地質與勘探，26(3):35－37.

［2］黃曉明，林亮，王贊維等.2010.山西柳林地區(qū)煤系地層對比特征［J］.中國煤層氣，7(3):3－7.