李 娜 馮汝勇 柳迎紅 劉 佳 廖 夏

中海油研究總院有限責(zé)任公司

0 引言

潘河區(qū)塊位于山西省沁水縣嘉峰鎮(zhèn)，隸屬潘莊區(qū)塊，整體呈北東向展布、向西北傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造簡(jiǎn)單、次級(jí)褶曲發(fā)育、斷層稀少。示范區(qū)主力開(kāi)發(fā)煤層氣為3#煤，含氣面積24.2 km2，煤層埋深主要介于300～500 m，凈煤平均厚度5.6 m，平均含氣量17.7 m3/t，資源量好。自2005年至今，中聯(lián)公司先后完成數(shù)百口煤層氣井產(chǎn)能建設(shè)投入，累計(jì)產(chǎn)氣達(dá)18×108m3。但自2013年開(kāi)始，產(chǎn)量逐年下降，且下降趨勢(shì)明顯，亟需提出適用的增產(chǎn)措施，提升單井產(chǎn)量。

針對(duì)潘河示范區(qū)，大量學(xué)者已經(jīng)從地質(zhì)、工程和排采制度方面進(jìn)行了深入研究。葉建平、徐曉燕[1-7]等人分析了氣田區(qū)域地質(zhì)與煤儲(chǔ)層特征， 評(píng)價(jià)了煤層氣可采性、生產(chǎn)潛力及氣藏主控因素；牟全斌、張雙斌[8-9]等人分別從鉆井、壓裂方面探討了工程技術(shù)及分壓合采的可行性；葉建平、劉升貴、王慶偉[10-13]等人總結(jié)了氣田生產(chǎn)規(guī)律、劃分了生產(chǎn)曲線(xiàn)類(lèi)別、分析了煤粉產(chǎn)出機(jī)理及控制因素。但鮮有學(xué)者針對(duì)目前煤層氣井處于產(chǎn)量衰減階段，提出相應(yīng)的增產(chǎn)措施。因此，筆者根據(jù)等溫吸附理論和實(shí)際排采經(jīng)驗(yàn)，提出了適用于潘河區(qū)塊的負(fù)壓抽采增產(chǎn)方法，在區(qū)塊應(yīng)用取得了較好的效果。

1 負(fù)壓抽采基本原理

潘河區(qū)塊煤層氣井自2005年開(kāi)始陸續(xù)投產(chǎn)，截至目前，已生產(chǎn)10余年。由于生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，70%煤層氣井經(jīng)歷了前期的排水降壓作用，達(dá)到高峰產(chǎn)氣后產(chǎn)量持續(xù)遞減，已經(jīng)出現(xiàn)了井底流壓小，產(chǎn)氣量低的情況。

以較為典型的PH001井為例，初期產(chǎn)水量較大，井底流壓下降，氣體迅速解吸出來(lái)，產(chǎn)量穩(wěn)步提升。達(dá)到高峰產(chǎn)氣后，產(chǎn)量持續(xù)遞減，由高峰產(chǎn)氣1.05×104m3/d降為不足0.05×104m3/d，而且出現(xiàn)了井底流壓低，液面降至煤層，不產(chǎn)水只產(chǎn)氣的現(xiàn)象，產(chǎn)量遞減問(wèn)題亟需解決。

煤層氣開(kāi)發(fā)潛力受煤巖吸附和解吸特征影響較大，而甲烷分子主要為物理吸附，甲烷分子和煤基質(zhì)之間的作用力為范德華力，可用蘭格繆爾單分子層吸附理論描述[14-17]。煤的吸附能力是溫度、壓力和吸附質(zhì)的函數(shù)，在吸附質(zhì)和溫度一定的情況下，煤基質(zhì)對(duì)甲烷的吸附量可以用蘭格繆爾方程描述：

式中V表示吸附量，m3/t； VL表示蘭氏體積，m3/t；p表示壓力，MPa；pL表示蘭氏壓力，MPa。

沁水盆地潘河區(qū)塊典型煤巖蘭氏壓力為2.93 MPa，蘭氏體積為42.95 m3/t，等溫吸附曲線(xiàn)如圖1所示，定義單位壓降下每噸煤的解吸量為解吸效率，用來(lái)定量表征煤層氣在不同儲(chǔ)層壓力下的解吸量。由蘭格繆爾方程可得，煤層氣吸附量的一階倒數(shù)即為煤層氣的解吸效率：

為了定量分析煤層氣的解吸特征對(duì)其產(chǎn)出的影響，孟艷軍[18-20]等通過(guò)煤層氣等溫吸附曲線(xiàn)曲率函數(shù)將煤層氣的等溫曲線(xiàn)劃分階段，并求取了等溫吸附曲線(xiàn)曲率函數(shù)的一階和二階導(dǎo)數(shù)，得到曲率函數(shù)的兩個(gè)拐點(diǎn)和駐點(diǎn)，把3個(gè)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力值定義成拐點(diǎn)壓力（ptu）、敏感壓力（pse）以及啟動(dòng)壓力（pst）：

圖1 PH001井生產(chǎn)曲線(xiàn)圖

3個(gè)壓力點(diǎn)可以將等溫吸附曲線(xiàn)分為低效解吸階段、緩慢解吸階段、快速解吸階段和敏感解吸階段，通過(guò)該方法得到潘河區(qū)塊3個(gè)關(guān)鍵壓力值點(diǎn)分別為：7.09 MPa、3.30 MPa、10.50 MPa，從圖2中可以看出，壓力越低，煤層氣解吸效率越高，在應(yīng)力敏感期，煤層氣井解吸效率最高，產(chǎn)氣量上升最快。沁水盆地潘河區(qū)塊處于開(kāi)發(fā)后期，目前儲(chǔ)層壓力較低，根據(jù)區(qū)塊蘭格繆爾曲線(xiàn)判斷，煤層氣井基本處于應(yīng)力敏感期，解吸氣量對(duì)儲(chǔ)層的壓力降低極為敏感，在無(wú)法采用排水降壓的前提下，可以考慮采用負(fù)壓抽采方法，進(jìn)一步降低井底流壓，增大解吸氣量，提高煤層氣井采收率。

圖2 潘河區(qū)塊煤層氣井解吸階段劃分與產(chǎn)氣特征對(duì)比圖

2 負(fù)壓抽采技術(shù)適用性

沁水盆地潘河區(qū)塊煤層氣井經(jīng)過(guò)10多年的勘探開(kāi)發(fā)，產(chǎn)氣已經(jīng)進(jìn)入明顯的衰減階段，遞減率達(dá)到12%，產(chǎn)氣量降低程度大。分析潘河區(qū)塊煤層氣井生產(chǎn)特征發(fā)現(xiàn)，80%煤層氣井只產(chǎn)氣不產(chǎn)水，常規(guī)的排水降壓增大生產(chǎn)壓差的方式已不適用于潘河區(qū)塊提產(chǎn)。因此考慮選用負(fù)壓抽采的方式，通過(guò)降低套壓，增大儲(chǔ)層和井筒之間的生產(chǎn)壓差，達(dá)到進(jìn)一步提高煤層氣井產(chǎn)量的目的。

負(fù)壓抽采技術(shù)是指在煤層氣井口安裝鼓風(fēng)壓縮機(jī)，將套壓降至0 MPa以下，然后將氣體經(jīng)過(guò)壓縮機(jī)加壓（最大至0.8 MPa）輸入網(wǎng)管。目前潘河區(qū)塊共計(jì)85口井使用了負(fù)壓抽采技術(shù)，相同的技術(shù)條件下，僅40%的煤層氣井增產(chǎn)取得了較好效果，實(shí)現(xiàn)了一定的經(jīng)濟(jì)效益。因此亟需研究負(fù)壓抽采技術(shù)選井原則，為下一步負(fù)壓抽采技術(shù)的有效應(yīng)用和推廣奠定理論基礎(chǔ)。

通過(guò)對(duì)比研究85口煤層氣井的儲(chǔ)層條件和生產(chǎn)特征，發(fā)現(xiàn)采用負(fù)壓抽采技術(shù)的煤層氣井需要滿(mǎn)足以下3個(gè)方面條件。

1）煤層氣井儲(chǔ)層條件好

負(fù)壓抽采優(yōu)選含氣量高、臨界解吸壓力大、臨儲(chǔ)比高及剩余資源量大的煤層氣井。

潘河區(qū)塊測(cè)試實(shí)驗(yàn)和排采實(shí)踐表明，該區(qū)塊平均含氣量大于18 m3/t，臨界解吸壓力基本大于2 MPa，臨儲(chǔ)比＞0.7，剩余資源量大于15%。

2）排采效果好，生產(chǎn)時(shí)率高

由于煤儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性，且排采過(guò)程中極易出現(xiàn)煤粉堵塞，一旦煤儲(chǔ)層受到傷害，將難以恢復(fù)。為篩選出排采后期負(fù)壓抽采仍有效果的排采井，需要選取排采過(guò)程中煤巖未有傷害或者傷害較小的煤層氣井，即排采期內(nèi)生產(chǎn)效果好，生產(chǎn)時(shí)率高（＞0.8），產(chǎn)量較高的煤層氣井（最高產(chǎn)氣量＞ 5 000 m3/d）。

潘河區(qū)塊煤層氣井前期排采連續(xù)性好，停機(jī)少，開(kāi)發(fā)效果好。85%煤層氣井生產(chǎn)時(shí)率大于0.8，產(chǎn)量普遍較高。

3）開(kāi)發(fā)處于產(chǎn)量衰減期，煤層裸露

對(duì)于正常排水煤層氣井，排水降低井底壓力效果顯著。例如，20 m液柱的壓力為0.2 MPa，僅需排出水量0.078 m3（?73 mm管、?19 mm 桿）。在井底存有一定的液柱時(shí)，考慮先通過(guò)排水降低井底流壓，待動(dòng)液面降至煤層頂板，再通過(guò)負(fù)壓抽采，進(jìn)一步降低井筒壓力，且當(dāng)井筒存有液柱時(shí)，使用負(fù)壓抽采設(shè)備易產(chǎn)生負(fù)作用。

按照以上負(fù)壓抽采選井原則，需要針對(duì)潘河區(qū)塊剩余未采用負(fù)壓抽采井，從儲(chǔ)層條件、排采效果、生產(chǎn)特征等方面進(jìn)行研究工作，優(yōu)選適用負(fù)壓抽采技術(shù)煤層氣井，提高單井產(chǎn)能，增大經(jīng)濟(jì)效益。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

負(fù)壓抽采設(shè)備由氣體壓縮機(jī)和電氣部分組成，可抽取煤層氣井的系統(tǒng)壓力，并對(duì)氣體進(jìn)行加壓輸送至運(yùn)輸管道，實(shí)現(xiàn)氣體的運(yùn)送和集輸，以提高單井產(chǎn)能。潘河區(qū)塊此次選用設(shè)備型號(hào)為T(mén)RB-ZYB-65X2，設(shè)備基本參數(shù)分別為外形尺寸：長(zhǎng)1 600 mm×寬950 mm×高1 100 mm；額定電流：30 A；額定電壓：AC380 V；額定功率：11 kW；額定轉(zhuǎn)速：3 000 prm/min；額定排氣量：130 m3/h；進(jìn)氣口抽真空度：－0.1 MPa；排氣最高壓力：0.8MPa；噪聲：65 dB±5；凈重：450 kg。

根據(jù)負(fù)壓抽采選井原則，共選取潘河區(qū)塊煤層氣井7口(PH01井—— PH07井)。7口井含氣量均大于18 m3/t，臨界解吸壓力大于2 MPa；排采時(shí)率連續(xù)性好，排采期內(nèi)均未出現(xiàn)停機(jī)事故；安裝前氣井采出程度小，剩余資源量達(dá)15%以上；開(kāi)發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，產(chǎn)量處于衰減期，煤層裸露（圖3）。應(yīng)用負(fù)壓抽采設(shè)備后，觀(guān)察7口單井產(chǎn)氣量增產(chǎn)情況。

7口井實(shí)施負(fù)壓抽采后增產(chǎn)效果顯著，安裝前平均產(chǎn)氣量551 m3/d，安裝一周后平均產(chǎn)氣量2 824 m3/d。截至2018年7月31日，潘河區(qū)塊7臺(tái)單井負(fù)壓抽采設(shè)備正常運(yùn)行累計(jì)1 290 d，共增加產(chǎn)氣量220.5×104m3/d，日總產(chǎn)氣量由3 863 m3增加到19 768 m3，提產(chǎn)效果明顯。當(dāng)前煤層氣出廠(chǎng)價(jià)1.6元/m3，1 290天累增220.5×104m3煤層氣，共計(jì)人民幣352萬(wàn)元，負(fù)壓抽采設(shè)備成本為8.5萬(wàn)/臺(tái)，當(dāng)前已獲凈利潤(rùn)292.5萬(wàn)元。

4 結(jié)論

1）適用負(fù)壓抽采技術(shù)的煤層氣井需要滿(mǎn)足儲(chǔ)層條件好、剩余資源豐富，前期排采效果好，產(chǎn)量衰減明顯、煤層裸露等條件。

2）潘河區(qū)塊煤層氣井目前處于開(kāi)發(fā)后期，產(chǎn)量衰減嚴(yán)重、煤層裸露，適用負(fù)壓抽采技術(shù)提產(chǎn)，優(yōu)選負(fù)壓抽采井7口，取得了很好的效果，平均單井增量達(dá)2 824 m3/d，正常運(yùn)行1 290 d累計(jì)凈利潤(rùn)292.5萬(wàn)元，經(jīng)濟(jì)效益明顯。

圖3 負(fù)壓抽采井生產(chǎn)現(xiàn)狀展示圖

圖4 負(fù)壓抽采對(duì)產(chǎn)氣量的影響對(duì)比圖

3）基于煤儲(chǔ)層性質(zhì)的相似性，負(fù)壓抽采技術(shù)也可用于其他工程區(qū)塊。