劉羽欣

(中聯煤層氣有限責任公司晉城分公司,山西 晉城 048000)

0 引 言

煤層氣以吸附態(tài)賦存在煤儲層中的比例超過90%[1-2]，其開發(fā)需要排水降壓[3-4],需經過解吸—滲流—擴散3個過程[5-7]。中國煤層氣資源豐富，但大多為低孔低滲儲層，煤質具有性脆、易坍塌、改造時易產出煤粉等特點[8-13]，位于沁水盆地南部的柿莊北區(qū)塊3號煤層在開采過程中表現出極強的應力敏感性與速度敏感性[14-16]，生產上表現出見氣早、最大產氣量低、套壓遞減快、產能不足、出煤粉等特征，因此，調整儲層管控參數并制訂合理的排采制度是煤層氣實現高效開采的關鍵。針對煤層氣井排采，前人進行了大量研究，王丹等[17]結合區(qū)塊生產特征及相態(tài)變化，定義了無量綱產氣率，劃分為排水降壓階段、不穩(wěn)定產氣階段、穩(wěn)定產氣階段、產氣衰減階段4個排采階段；劉加東等[18]通過生產經驗總結，將生產階段劃分為產液不產氣、產液逐漸降低與產氣逐漸增加、產液與產氣基本穩(wěn)定3個階段，并量化了排采相應階段的壓降速率。然而，前人研究多基于淺層井歷史數據的分析，現場適應性及可操作性有待驗證。借鑒前人研究成果，針對研究區(qū)深煤層的地質特點，以流固耦合控產作用機理為指導，探索了研究區(qū)煤層氣井適用的排采制度[19-25]。

1 柿莊北區(qū)塊煤層氣歷史排采模式

柿莊北區(qū)塊煤層氣自勘探階段以來，排采制度的調整歷經了3個階段。

第1階段為早期借鑒階段(2015年以前)。該階段主要借鑒沁水盆地國家示范工程潘河區(qū)塊煤層氣排采經驗指導排采。然而，由于2個區(qū)塊靜態(tài)地質的差異性，造成潘河區(qū)塊以盡快求產為理念的排采方式并不適合柿莊北地區(qū)深煤層的開發(fā)。首先在區(qū)域構造上，柿莊北區(qū)塊內發(fā)育一系列NNE、SN向斷層，將全區(qū)分割成“東西分帶”的總體構造格局，而潘河示范區(qū)整體上為西傾的單斜簡單構造，這種構造上的差異造成3號煤層的煤體結構差異，柿莊北區(qū)塊多以構造煤為主，潘河示范區(qū)以原生煤為主；其次是埋深，柿莊北區(qū)塊3號煤層埋深平均為1 065 m，屬于深煤層；此外，含氣量、含氣飽和度、臨界解吸壓力等儲層物性方面同樣存在著較大的差異。此階段，現場以井口套壓大于零即開啟針型閥或者油嘴釋放產能，導致氣井生產特征普遍表現為產能釋放早、見產前累計產水少、壓降漏斗擴展受限、產能低、套壓下降快、上產穩(wěn)產困難。

第2階段為中期摸索階段(2015年至2017年)。針對早期生產井出現的問題，這一階段重視煤層氣井連續(xù)性排采和井底壓力變化的控制，以減少煤粉產出和滲流通道堵塞等問題。該階段的排采實踐證明，連續(xù)穩(wěn)定排采能保證井底流壓的緩慢降低，是煤層氣井高產的前提；同時發(fā)現，修井作業(yè)過程易導致井底流壓變化劇烈，引發(fā)煤粉堵塞滲流通道，進而影響產能正常釋放，該問題可通過帶壓作業(yè)或者緩慢釋放產能的方式減小井底流壓變化解決。

第3階段為標準化定量控制階段(2018年至今)。以“漸變、連續(xù)”為理念、以“階段控壓”為重點，細化排采制度，總結經驗教訓，提出七段式控壓排采制度。該制度現場操作指導性較強，可以有效擴大泄壓面積，加快產能釋放，已經取得良好的開發(fā)效果。

2 七段式控壓排采制度

煤層氣井在排采過程中先后經歷了水相流、氣水兩相流、氣相流3個階段，相態(tài)的變化造成了導流能力的差異，而合理的排采制度則是盡可能增加煤層氣井解吸半徑，保持井筒附近的縫網系統有相對較好的導流能力，其本質是通過控制井底流壓來控制產水、產氣速度，以保障泄壓面積內滲流通道的有效。

通過區(qū)塊3個時期排采制度的調整與總結，目前形成了適合研究區(qū)的七段式控壓排采制度。該制度以控制井底流壓為核心，根據不同時期的生產特點，以儲層初始壓力、臨界解吸壓力、解吸壓力、提產壓力、穩(wěn)產壓力等為控制節(jié)點，將煤層氣井的排采劃分為自然降液階段、試抽階段、平衡產水階段、憋壓生產階段、控壓提產階段、控制穩(wěn)產階段和衰減階段，階段排采模式趨勢圖見圖1。

圖1 七段式控壓排采模式示意圖

(1)階段1：自然降液階段(a0—a)。該階段是在壓裂返排結束后液面自井口自然下降，直至液面平穩(wěn)的階段。此時測得的液柱靜壓力數值上可認為是煤儲層初始壓力，該壓力結合煤巖等溫吸附曲線還可以計算儲層理論含氣量，對于開采地質條件的評價具有十分重要的意義。

(2)階段2：試抽階段(a—b)。投產的前幾天，首先以較低沖次開抽(0.5～1.0次/min)，由小到大逐步調整沖次，提高抽汲能力，同時連續(xù)監(jiān)測液面下降速度，以掌握真實井底流壓和地層供給能力，獲得沖程、沖次與產水量及降液速度的關系。期間為了建立煤層中的連續(xù)壓降，啟動煤層內流體流動，減少儲層壓力劇烈變化，控制最大流壓日降低速度不得超過0.10 MPa/d(液面降幅不超過10 m/d)。該階段獲取的儲層供液能力數據是下階段降液速度設計的基礎。

(3)階段3：平衡產水階段(b—c3)。煤儲層中的水在壓差的驅動力下向井筒流動，此時排出水中可能存在極少的溶解氣或者游離氣，整體呈單相水流階段。這一階段又細化分為3部分。①穩(wěn)定降液階段(b—c1)。該階段為平衡產水階段的前期，同時也是降液速度最快的階段，該階段要防止壓敏效應，根據儲層供液能力，最大流壓日降低速度控制在0.05～0.08 MPa/d(液面降幅為5～8 m/d)。由于煤層供水能力隨著井底流壓變化而變化，相同產水量的降液速度會變化，因此，穩(wěn)定降液階段還需要對生產制度進行適時調整，不斷滿足穩(wěn)定降液的排采要求，并隨時觀察排出水質的變化，防止煤層煤粉的產出。此階段的主要目的為形成平緩式壓降漏斗。②控壓排水階段(c1—c2)。經過穩(wěn)定降液，當煤層壓力接近預測臨界解吸壓力的1.2倍時，需降低產液速度，流壓日降低速度需控制在0.02～0.04 MPa/d(液面降幅為2～4 m/d)。此階段的目的為防止煤層氣解吸，盡量維持單相水流，保證液體產出，擴展壓降漏斗。③臨界產氣階段(c2—c3)。當煤層壓力接近預測臨界解吸壓力時，需控制流壓日降低速度為0.01～0.02 MPa/d(液面降幅為1～2 m/d)。該階段煤層的供水能力變化較大，據生產井生產數據曲線特征統計，這一變化多出現在井口套壓大于零前2～7 d，產生的原因是近井筒地帶煤層氣開始解吸，井筒內流態(tài)由水相流轉變?yōu)闅馑畠上嗔?。此階段需不斷地調整生產制度以穩(wěn)定液面波動，盡量降低近井地帶單位距離壓差，實現井筒內水相流平穩(wěn)過渡至氣水兩相流，以求取真實的煤層解吸壓力。

(4)階段4：憋壓生產階段(c3—d)。此階段煤層壓力低于臨界解吸壓力，流態(tài)呈氣水兩相流，流體流動的壓差來自于水壓與氣壓共同作用。儲層內流體流動服從氣體平面徑向穩(wěn)定滲流定律，壓力從近井筒地帶向遠處傳播的表達式為：

(1)

式中：pi為煤層氣解吸半徑內任意一點壓力，MPa；pcd為臨界解吸壓力，MPa；R1為壓降漏斗半徑，m；ri為解吸半徑內任意一點到井筒中心距離，m；pw為井底流壓，MPa；rw為井筒半徑，m。

上式表明，等壓線是以井筒為中心的同心圓，隨著距離井筒圓心距離的減小，壓力下降越快，而該階段氣體解吸速率滯后于水壓傳遞速率，水壓擴散大于氣壓擴散，產液量基本維持穩(wěn)定，當產液量明顯變小時，說明壓力傳遞轉換為以氣壓為主，則進入控壓提產階段?，F場利用套壓及產水量的變化來控制儲層氣體解吸速度，擴展氣相滲透范圍，保持滲流速度穩(wěn)定，最大流壓日降低速度小于0.02 MPa/d(液面降幅小于2 m/d)。憋壓生產階段是氣相滲透率逐漸升高、水相滲透率持續(xù)下降的階段，氣水兩相流體對煤屑和固相顆粒的攜帶能力相對較強，在持續(xù)降低井底流壓過程中需防止氣水混合流體在煤層中流速過快，引發(fā)煤層內固相顆粒運移而對煤層造成傷害，因此，應嚴密監(jiān)測日產水量變化，盡可能多地排出煤層遠端水，以增大泄壓半徑。

(5)階段5：控壓提產階段(d—e)。憋壓階段的后期會出現產水量驟減，意味著儲層壓力傳遞以氣壓為主，此時進入控壓提產階段，是提高煤層氣井產量的最佳時機。通過井口壓力的釋放增大生產壓差，驅動氣體持續(xù)解吸，與此同時，煤儲層遠端水持續(xù)向井筒中運移，繼續(xù)擴大壓降范圍。開啟針型閥或者采用小口徑油嘴生產時，產液量會有一定回升，井底流壓日降低速度需控制在0.02～0.03 MPa/d(液面降幅為2～3 m/d)，當產液量再次降低時，繼續(xù)利用緩慢釋放套壓的方式進行產能釋放，微調大針型閥開度或更換油嘴口徑幅度不超過2 mm，穩(wěn)流壓排采至少3周。

(6)階段6：控制穩(wěn)產階段(e—f)。經過控壓提產階段，煤層的供水和供氣能力基本穩(wěn)定，進入控制穩(wěn)產階段。該排采階段重點在于“三穩(wěn)”，分別是“穩(wěn)排采制度、穩(wěn)井底流壓、穩(wěn)套壓”，通過動液面穩(wěn)中有降來調節(jié)產水產氣的相互平衡。在氣量一定的前提下則優(yōu)先排水；當氣量衰減時，通過降低動液面，延長穩(wěn)產期，實現煤層氣產量最大化，直至動液面到達煤層段，盡量以最小的井底流壓降低速度獲取最大限度的產氣量上升空間。

(7)階段7：衰減階段(f之后)。穩(wěn)產一定時間后，近井地帶氣體大部分已解吸，遠端解吸氣體補充不足時，氣量開始衰減，該階段特征為煤層供液量明顯不足，產液量極小或者不產液。針對這種井可以采用間開或停抽方式進行生產，盡可能延長產氣時間。

3 制度優(yōu)化對比

七段式控壓排采制度強調7個階段的井底流壓控制，使得壓降面積自井筒由近及遠緩慢持續(xù)擴散，達到生產井之間井間干擾，實現區(qū)域整體降壓。如圖2a所示，當井底流壓降至解吸壓力前，儲層流態(tài)為液相單相流，通過控制產液，緩慢降低井底流壓，形成水壓降落漏斗；當井底流壓低于解吸壓力后，儲層流態(tài)為兩相流，通過對產水、產氣控制使得壓降范圍進一步擴大，產生井間干擾，實現區(qū)域整體泄壓。

早期的快速提產排采壓降則是在短時間內井底流壓快速降至解吸壓力以下，如圖2b所示。井筒內動液面表現為快速下降，遠端水來不及向近井筒地帶疏導，造成近井地帶壓降漏斗過陡，而煤儲層的低楊氏模量及低滲透率的特點決定了對應力十分敏感，因此這種壓降漏斗過陡會使儲層滲透率急速下降，不僅影響后續(xù)壓降范圍、難以形成井間干擾，還易引起煤粉運移造成儲層滲流通道堵塞或井下卡泵。

將2種不同排采模式的排采曲線分別按照釋放套壓生產月數和投產月數進行歸一化處理，圖3為不同排采制度歸一化井底流壓與產氣量變化情況。七段式控壓排采制度可實現煤層氣井長時間處于高井底流壓狀態(tài)生產(圖3a)，單井產能與衰減速率得到了明顯的提高與延緩(圖3b)。

圖2 不同排采制度壓降模式對比

圖3 不同排采制度歸一化井底流壓與產氣量變化情況

4 制度應用分析

考慮到地質因素、工程因素等多方面因素對煤層氣井產氣量會產生較大影響，以2016年5月投產的X162井(直井)2次長時間停排為時間節(jié)點，對比排采制度建立前后的生產情況。①第1次停排為2016年11月，該井首次井口套壓表顯示讀數后12 d即卡泵，其原因為采用原制度排采過快，井底流壓變化過大引起煤粉運移。實際上見氣前近井筒地帶煤層氣已開始解吸，井筒內流體流態(tài)由水相流轉變?yōu)闅馑畠上嗔?，而該井在見氣前不斷提高沖次至4.5次/min，見氣當日井底流壓降低達1.00 MPa，在壓差作用下，煤層中混合流體流速過快，引發(fā)了煤層內固相顆粒的運移，2017年4月經解卡作業(yè)確認為煤粉卡泵；恢復產液88 d后，第2次井口顯示套壓，當日套壓突升至1.91 MPa、井底流壓降低0.36 MPa，同時開啟針型閥實現快速求產。此次開啟針型閥前并未經過憋壓階段而是直接進入提產、穩(wěn)產階段，泄壓半徑相對有限，穩(wěn)產階段平均日產氣量為664.0 m3/d，平均日產水量為3.1 m3/d。②第2次停排。2018年3月因抽采設備故障停排2個月，恢復排采后采用七段式控壓排采制度，68 d后井口顯示套壓，此次套壓顯示前后沖次始終保持在3.0次/min,當日井底流壓降低僅為0.12 MPa；見氣后進入憋壓生產階段達42 d，此階段日產液量為2.6 m3/d左右，升至最高套壓1.20 MPa；在維持套壓穩(wěn)定18 d時出現日產水量大幅降低，此時井底流壓與儲層壓差不斷趨于穩(wěn)定，泄壓半徑持續(xù)向遠端擴展，隨即開啟針型閥進入控壓提產階段。

對比2次提產階段的生產數據(圖4)，第1次快速提產階段，日產氣量上升至750.0 m3/d，套壓由1.90 MPa降至0.50 MPa；第2次控壓提產階段，日產氣量上升至1115.0 m3/d，套壓由1.20 MPa降至0.50 MPa。經對比，采用七段式控壓排采制度經過憋壓階段進入控壓提產階段后，日產氣量明顯增大，套壓損耗明顯減小，該排采制度有效增大了該井壓降漏斗面積。

通過分析柿莊北區(qū)塊2015年以前投產的同井區(qū)的20口井，放氣套壓為0.02～0.40 MPa，且均為見套壓當日即開啟針型閥進入快速提產階段，多數井最高日產氣量在500.0 m3/d左右；針對2017年底投產的21口井，在連續(xù)穩(wěn)定排采的前提下均采用七段式控壓排采制度，目前已全部見氣，平均產氣量為703.0 m3/d，其中，已進入控壓提產階段的19口井中有11口日產氣量超過1 000.0 m3/d，平均套壓為0.40 MPa，仍具有較大上產潛力。對比七段式控壓排采制度應用前后的效果，區(qū)塊同井區(qū)達產率均值由19.3%上升至52.3%，提產效果較為顯著。

圖4X162井2次提產日產氣量與套壓對比

5 結 論

(1) 柿莊北區(qū)塊屬于深部煤層氣開發(fā)，與淺部煤層氣存在較大差異性。由于其普遍具有較強的應力敏感性與速度敏感性，在保證連續(xù)性排采的前提下，穩(wěn)井底流壓生產有助于高產。

(2) 七段式控壓排采工作制度可以更加有效快速地增加煤層氣壓降漏斗范圍。該制度強調憋壓與開啟針型閥(或油嘴)釋放套壓時機的把控，利用套壓及產水量的變化來控制儲層氣體解吸速度，擴展氣相滲透范圍，保持滲流速率相對穩(wěn)定，當井底壓力擴散以水壓為主時，盡可能多地排出煤層遠端水；當產液量明顯降低，井底壓力擴散以氣壓為主時，把握釋放產能時機，持續(xù)增大泄壓面積。

(3) 七段式控壓排采制度可實現煤層氣井長時間處于較高井底流壓狀態(tài)生產，單井產能與衰減速率得到了明顯提高與減緩。將該制度應用于柿莊北區(qū)塊，同井區(qū)達產率均值由19.3%上升至52.3%，提產效果顯著。