蓋志亮

（山西藍(lán)焰煤層氣集團(tuán)有限責(zé)任公司，山西 沁水 048000）

沁水鄭莊區(qū)塊煤層大概形成于1億年前的白堊紀(jì)時(shí)期，垂直方向上巖土將含煤層段分為上下兩段煤組，中間砂土層約120m厚，上下含煤組層部分約180m厚，如圖1。在如此大的上下含煤組層之下，蘊(yùn)含了極多的煤層氣。對(duì)上下煤組使用了目前最為先進(jìn)分壓合層排采的開采方式，每個(gè)煤組內(nèi)進(jìn)行壓裂時(shí)使用2個(gè)壓裂段，試驗(yàn)選用井DT31#總共有4個(gè)壓裂段，如表1。沁水鄭莊區(qū)塊煤層氣合層排采層間的干擾受多個(gè)產(chǎn)層埋深儲(chǔ)存的深度、壓力、供給能力等差異影響較為嚴(yán)重，因此公司組織專門的攻關(guān)技術(shù)人員開發(fā)了一種新的煤層氣合采工藝方案，取得了較好的應(yīng)用效果。

1 合成排采方案應(yīng)用原理

1.1 相態(tài)特征差異性

根據(jù)層間干圍可把合層排采與單層排采流體相態(tài)分為壓降傳遞無氣水流動(dòng)階段、僅有水單相流動(dòng)的飽和單相流階段、僅有少量氣流的非飽和單相流態(tài)階段、以水為主的氣水兩相流階段、以氣為主的水氣兩相流階段5大階段，如圖2所示表明了合排井和單排井以流體相態(tài)模型表征的差異。

圖1 井下地層分布

表1 煤層氣井壓裂產(chǎn)層段基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

圖2 排采過程的相態(tài)特征差異性

1.2 層間的干擾分析

1.2.1 干擾因素分析

根據(jù)分析，層間干擾會(huì)對(duì)合成排采的各大時(shí)期在供氣、液能力有著客觀影響。這些因素主要來自產(chǎn)層儲(chǔ)層壓力液面深度、臨界解吸液面深度、供液、氣能力差異、合采的層數(shù)等，并且這些因素差異越大，層間感染能力越強(qiáng)，反之則越弱。合采井處于同個(gè)水力系統(tǒng)，各層差異性小，十分便于合層排采。

1.2.2 層間干擾分析

根據(jù)試驗(yàn)分析結(jié)果，DT31井無論上煤組還是下煤組，均有著較穩(wěn)定的儲(chǔ)層壓力，臨界解吸液面深度均小于68m。通風(fēng)一煤組各壓裂段供液能力、儲(chǔ)層壓力、臨界解吸液面深度差異小，層間干擾不明顯。

1.2.3 臨界解吸液面深度差異對(duì)層間干擾分析

水相滲透比煤層氣相滲透率低1至2個(gè)數(shù)量級(jí)。產(chǎn)氣初期滲透率極為不穩(wěn)定，隨著產(chǎn)氣量增大后，氣相滲透率處于優(yōu)勢(shì)地位，會(huì)逐漸增大，而水相滲透率會(huì)減小，儲(chǔ)層供液能力減弱。通過分析可知合排井DT31上、下煤組的頂部煤層解吸液面深度分別為220m、380m，都低于下煤組儲(chǔ)層壓力對(duì)應(yīng)的液面深度148m，因此在上煤組產(chǎn)氣時(shí)，上下煤組都在產(chǎn)水。從排水降液面階段至控壓產(chǎn)氣起始階段，產(chǎn)水量逐漸隨著井底流壓降低而在一定波動(dòng)范圍內(nèi)增大，如圖3、4在憋壓階段至控壓產(chǎn)氣階段的產(chǎn)水量波動(dòng)達(dá)到最大，很形象地表明了層間干擾因素增大對(duì)多個(gè)產(chǎn)層產(chǎn)液時(shí)供液能力增長不一致。

圖3 單排井液面深度對(duì)流壓降幅產(chǎn)水量影響曲線

圖4 合排井不同液面深度下對(duì)應(yīng)Wpp和套壓變化曲線

1.2.4 液面深度和產(chǎn)層埋深重合對(duì)層間分析

在控壓產(chǎn)氣期階段，液面深度會(huì)受井底流壓降幅的增大而慢慢增大。多層排采井不像單層排采井那樣只需保證液面深度足夠就可以，由于受到控壓產(chǎn)氣期不同時(shí)期的影響，必須要將液面深度降到上部產(chǎn)層的埋深之下以便于保障下部產(chǎn)層的產(chǎn)氣能力，尤其在壓裂段間距過大時(shí)，必須通過一定的排采工藝方法控制減弱儲(chǔ)層傷害尤為關(guān)鍵。

2 合層排采方案

通過沁水鄭莊區(qū)塊煤層氣開采區(qū)域仿真分析可以看出壓裂影響半徑最大為115m，該井的上煤層組約5300000m3，下煤組層約6930000m3，每井平均可達(dá)12230000m3，地質(zhì)資源儲(chǔ)量極為豐富。

沁水鄭莊區(qū)煤井DT31#中的含煤段都有一層由泥沙、巖土、細(xì)分構(gòu)成的隔水區(qū)間在其頂部，由砂巖及砂礫巖裂隙形成的含水層構(gòu)成煤段，其富水性弱，具有一定的隔水功能，單位鉆孔涌水量q=0.0012L /（s·m） ，滲透系數(shù) k=0.5mm/d。通過試驗(yàn)測試，結(jié)果表明該井上、下煤組儲(chǔ)層壓力對(duì)應(yīng)的液深分別為85m、149m。

3 合層排采應(yīng)用效果分析

對(duì)選定的合成排采井持續(xù)一年的排采情況進(jìn)行了監(jiān)視分析，期間共計(jì)3300m3的產(chǎn)水量，約880000m3的產(chǎn)氣量。選取比較有代表性的單排井檢測分析1100d，期間共計(jì)約8200m3產(chǎn)水量，約1450000m3的產(chǎn)氣量，如圖5。分別從放噴、初期排水降液面、憋壓、控壓產(chǎn)氣、控壓穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)氣衰減6個(gè)階段進(jìn)行排采工藝過程分析，合成排采井DT31井各階段如表2。經(jīng)過連續(xù)半個(gè)月的排水階段，逐漸臨近臨界產(chǎn)氣階段并伴隨有套壓上升至1MPa。通過圖2發(fā)現(xiàn)產(chǎn)氣量逐漸減少，分析原因?yàn)檎５臋z修、維修導(dǎo)致產(chǎn)氣量下降。此外產(chǎn)氣量分別在兩個(gè)時(shí)間段提升，分別是首次控壓產(chǎn)氣期2600m3/d和二次控壓產(chǎn)氣期4300m3/d。穩(wěn)定期的日產(chǎn)氣量約在4000m3/d，在穩(wěn)定降液后，合采井進(jìn)入了產(chǎn)氣衰減階段。分別從單排井的初期排水降液面、憋壓、控壓產(chǎn)氣、控壓穩(wěn)產(chǎn)4 個(gè)階段進(jìn)行排采工藝過程分析，如表2。其排采曲線符合雙駝峰曲線，通過對(duì)比排采試驗(yàn)數(shù)據(jù)得知：合成排采井相較于單排井有較高的含氣飽和度，煤層氣的儲(chǔ)量也是單排井的1.9倍，并且排水降液面階段的平均單日降壓幅度和套壓最大日變幅也遠(yuǎn)大于單排井。這是因?yàn)楹吓啪蛦闻啪拿簩硬灰粯樱謩e是長焰煤和無煙煤，他們的性質(zhì)孔隙度、大孔體積、孔隙體積壓縮率有著很大差別，長焰煤都明顯高于無煙煤，就造成長焰煤有著更強(qiáng)敏感性，因此合排井比單排井平均日產(chǎn)量更大。因此，在排采過程中煤層氣開發(fā)顯得更為重要。

圖5 單層排采井排采曲線

4 結(jié)語

自新的煤層氣合層排采方案應(yīng)用以來，在沁水鄭莊區(qū)塊取得了良好的應(yīng)用效果。合成排采井相較于單排井有較高的含氣飽和度，煤層氣的儲(chǔ)量也是單排井的1.9倍，并且排水降液面階段的平均單日降壓幅度和套壓最大日變幅也遠(yuǎn)大于單排井。目前該排采方案已廣泛推廣到區(qū)塊內(nèi)的其他采井內(nèi)，取得了良好的應(yīng)用效果。

表2 排水測試數(shù)據(jù)