曾雯婷，徐鳳銀，張 雷，孫薇薇，王 倩，劉印華，余莉珠，季 亮，曾泉樹，張 康

(1.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中聯(lián)煤層氣國(guó)家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100095；3.中國(guó)石油學(xué)會(huì)，北京 100724；4.中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京 102299)

國(guó)外煤層氣儲(chǔ)層具有埋藏淺、厚度大、滲透率高等特征，煤層氣開發(fā)主要采用直井和多分支水平井，舉升工藝主體為螺桿泵和抽油機(jī)有桿泵，煤層氣開發(fā)策略主要是“先排水，再產(chǎn)氣”，開采深度一般在1 000 m 以內(nèi)[1-3]。國(guó)內(nèi)煤層氣成藏條件復(fù)雜，煤儲(chǔ)層品質(zhì)差、滲透率較低，井型以直井為主、水平井為輔，舉升工藝主體為抽油機(jī)有桿泵，水力無(wú)桿泵、電潛螺桿泵等主要用于水平井舉升，開采深度一般在1 500 m 以內(nèi)[4]，排采理念為“緩慢、穩(wěn)定、連續(xù)、長(zhǎng)期”，根據(jù)臨界解吸壓力不同，煤層氣井在產(chǎn)氣前一般存在3 個(gè)月至1 年的排水期。經(jīng)調(diào)研，煤層埋深大于2 000 m 的煤層氣勘探開發(fā)，21 世紀(jì)初，除美國(guó)在彼森斯(Piceance)盆地開展深部煤層氣與致密砂巖氣共采試驗(yàn)[5]并取得成功外，國(guó)內(nèi)外再無(wú)其他勘探開發(fā)成功案例。埋深大于2 000 m 的深部煤層氣(以下深部煤層氣均指煤層埋深大于2 000 m 的煤層氣)排采技術(shù)尚未完全形成，無(wú)成熟經(jīng)驗(yàn)可借鑒。

2019 年，中石油煤層氣有限責(zé)任公司在鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣取得了勘探突破，成功探明了我國(guó)首個(gè)煤層埋深超2 000 m 的煤層氣田，探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量超1 000 億m3[6]。該區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)已投產(chǎn)的30 口水平井，初期平均日產(chǎn)氣量達(dá)到10 萬(wàn)m3，部分井初期日產(chǎn)氣量超過了16 萬(wàn)m3，展現(xiàn)出良好的潛力，近期國(guó)內(nèi)在準(zhǔn)噶爾、吐哈等盆地也相繼取得了深部煤層氣的勘探突破。

深部煤層氣生產(chǎn)過程中表現(xiàn)出“初期游離氣占比高、見氣早、上產(chǎn)快、投產(chǎn)即高產(chǎn)、地層能量高、氣液比高、自噴攜液”的特點(diǎn)，無(wú)單相流排水期，與中淺部煤層氣的生產(chǎn)規(guī)律存在較大差異，中淺部煤層氣形成的排采理念和技術(shù)并不完全適用。在先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)水平井試采過程中，逐步轉(zhuǎn)變了“長(zhǎng)期緩慢排水降壓”的排采理念，生產(chǎn)方式也從以抽油機(jī)有桿泵為主的“排水降壓采氣”向“自噴生產(chǎn)+無(wú)桿舉升”排采工藝轉(zhuǎn)變[7]。筆者結(jié)合鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區(qū)塊(以下簡(jiǎn)稱大吉區(qū)塊)深部煤層氣生產(chǎn)實(shí)踐，分析深部煤層氣與中淺部煤層氣煤儲(chǔ)層的差異性以及排采影響因素，總結(jié)深部煤層氣的排采工藝技術(shù)難點(diǎn)及現(xiàn)階段應(yīng)對(duì)措施，并提出下一步研究方向。

1 煤儲(chǔ)層地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地東緣深部煤層埋深主要在2 000～2 600 m，全區(qū)連片展布，煤層厚度為4～12 m，平均7.8 m，提供了有利的煤層氣生成的資源條件。大吉區(qū)塊整體呈寬緩的西傾單斜，地層傾角0.3°～2.5°，斷層不發(fā)育，為深部煤層氣提供了有利的富集條件[8]。從沉積特征來(lái)看，深部8 號(hào)煤層主要形成于潟湖–潮坪沉積環(huán)境，大面積穩(wěn)定分布，成煤環(huán)境為強(qiáng)還原條件下的富營(yíng)養(yǎng)覆水森林沼澤相，為有利的聚煤環(huán)境。深部8 號(hào)煤熱演化程度高，鏡質(zhì)組含量高，生氣能力強(qiáng)，以亮煤、半亮煤為主，煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤為主，割理、裂隙發(fā)育；頂?shù)装宸馍w條件好，頂板灰?guī)r厚度5～14 m，底板泥巖厚度4～15 m，頂?shù)装辶严恫话l(fā)育，水動(dòng)力條件弱，利于煤層氣的保存。通過保壓取心與鉆桿取心測(cè)試，煤層含氣量為17.5～30 m3/t，平均24.3 m3/t，含氣飽和度為74.7%～153.8%，平均96%，以飽和-過飽和賦存狀態(tài)為主，具有吸附氣和游離氣共存的賦存模式，游離氣含量占比13%～28%。

與國(guó)內(nèi)外典型區(qū)塊煤層氣藏相比(表1)，大吉區(qū)塊深部煤層埋深、儲(chǔ)層溫度是國(guó)內(nèi)外其他煤層氣藏的2 倍以上，壓力系數(shù)較高，游離氣占比是其他煤層氣藏的4 倍，煤體結(jié)構(gòu)較好，礦化度是其他煤層氣藏的7～30 倍，CO2含量遠(yuǎn)高于其他煤層氣藏[9]。由于大吉區(qū)塊深部煤層氣具有 “高壓、高含氣、高飽和、煤體結(jié)構(gòu)好、箱式封存、富含游離氣、高礦化度水、高CO2”的地質(zhì)特征，決定了其開發(fā)政策與中淺部不同，給煤層氣排采制度制定、舉升工藝選擇帶來(lái)了挑戰(zhàn)。

表1 國(guó)內(nèi)外典型煤層氣藏特征參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of the characteristics parameters of typical coalbed methane reservoirs in China and abroad

2 排采影響因素

為實(shí)現(xiàn)煤層氣高效排采、單井EUR 最大化，需在排采過程中維護(hù)儲(chǔ)層滲透性，促進(jìn)壓降漏斗大范圍擴(kuò)展。通過機(jī)理研究，結(jié)合生產(chǎn)實(shí)踐分析多種物理效應(yīng)對(duì)煤層滲透性的影響，與中淺部煤層氣相比，深部煤層氣同樣受到應(yīng)力敏感性、速度敏感性、賈敏效應(yīng)等影響，但影響程度不同。除此之外，深部煤層氣還受結(jié)垢堵塞、游離氣含量的影響，而中淺部煤層氣排采過程中的煤粉堵塞問題，對(duì)深部影響程度較小。

2.1 應(yīng)力敏感性

深部煤層氣吸附與解吸特性受地層壓力與溫度的控制更為明顯，地應(yīng)力狀態(tài)隨埋深變化而發(fā)生轉(zhuǎn)換，而有效應(yīng)力與地層溫度又存在相應(yīng)的耦合作用，導(dǎo)致煤儲(chǔ)層出現(xiàn)應(yīng)力敏感性[10]。根據(jù)大吉區(qū)塊深部8 號(hào)煤取心測(cè)試結(jié)果(圖1)，深部煤層具備明顯的應(yīng)力敏感性，當(dāng)生產(chǎn)壓差超過某一臨界值時(shí)滲透率明顯下降，發(fā)生不可逆的損失。通過對(duì)同一區(qū)塊6 組煤心進(jìn)行測(cè)試，深部8 號(hào)煤層滲透率損失達(dá)97%～99%，而中淺部只有86%～92%，由此表明，深部煤儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性更強(qiáng)。因此，為了制定深部煤層氣排采過程中各階段合理的井底壓力下降速度，應(yīng)充分考慮應(yīng)力敏感性的影響，避免因生產(chǎn)壓差快速增大而造成儲(chǔ)層滲透率(尤其是近井區(qū)域)的傷害。

圖1 深部8 號(hào)煤心應(yīng)力敏感性測(cè)試結(jié)果Fig.1 Stress sensitivity test results for deep No.8 coal core

2.2 速度敏感性

速度敏感性是指一定流速作用下，儲(chǔ)層內(nèi)部微粒運(yùn)移狀況及滲透性的損害程度[11]。深部煤儲(chǔ)層通過大規(guī)模壓裂獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，加砂量是中淺部的10 倍左右。在產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量同時(shí)較高的情況下，煤儲(chǔ)層內(nèi)部微粒和支撐劑更易因高速流體流動(dòng)而發(fā)生運(yùn)移，速度敏感性較強(qiáng)。依據(jù)生產(chǎn)實(shí)踐可知深部煤層氣井普遍存在壓裂砂返吐現(xiàn)象。統(tǒng)計(jì)已實(shí)施修井作業(yè)的30 口井，井筒出砂井占57%，出砂周期一般在1～11 個(gè)月。分析認(rèn)為，支撐劑在高速流體拖曳力作用下，一方面，在裂縫內(nèi)回流導(dǎo)致裂縫閉合，降低局部裂縫導(dǎo)流能力；另一方面，近井區(qū)域支撐劑充填結(jié)構(gòu)失穩(wěn)后會(huì)運(yùn)移進(jìn)入井筒，導(dǎo)致井筒內(nèi)發(fā)生砂卡、砂埋等。深部煤層裂縫內(nèi)支撐劑回流速度測(cè)試實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著流速增大，支撐劑累計(jì)回流量顯著增加，整體呈線性趨勢(shì)(圖2)。同時(shí)，由不同縫寬條件下支撐劑臨界回流速度的測(cè)試結(jié)果也表明，支撐劑臨界回流速度隨壓裂裂縫寬度增大而明顯下降，在近井地帶裂縫寬度較大，區(qū)域支撐劑臨界回流速度最低，發(fā)生回流的概率最大。因此，應(yīng)通過制定合理排采制度，控制排采強(qiáng)度，避免深部流體流速過高，抑制支撐劑回流，進(jìn)而提高單井EUR。

圖2 深部煤層裂縫支撐劑回流速度測(cè)試結(jié)果Fig.2 Test results of proppant backflow velocities in fractures of deep coal seams

2.3 結(jié)垢堵塞

深部煤儲(chǔ)層地層水礦化度一般為(7.2～38.0)×104mg/L，其中鈣離子約占10%，極易形成鹽垢堵塞油管、射孔炮眼，甚至堵塞儲(chǔ)層內(nèi)壓裂產(chǎn)生的滲流通道，不僅影響排采連續(xù)性，還影響到深部煤層氣長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，大吉區(qū)塊深部煤層氣水平井作業(yè)過程中，80%的井出現(xiàn)生產(chǎn)管柱嚴(yán)重結(jié)垢問題，導(dǎo)致管柱卡堵。通過對(duì)不同地質(zhì)單元井筒生成垢樣進(jìn)行化驗(yàn)分析，主要成分均為CaCO3，其主要原因?yàn)榈貙铀械腃a2+與產(chǎn)出氣中的CO2在高溫高壓作用下形成碳酸氫鈣溶于水，隨著壓力降低，水中釋放出二氧化碳、pH 值升高，導(dǎo)致結(jié)垢傾向增加[12]。由于壓力降低溶液中釋放出的氣體，導(dǎo)致相分離過程中出現(xiàn)多個(gè)兩相流界面，為CaCO3成核和晶體生長(zhǎng)創(chuàng)造了適宜條件[13]，隨著壓力降低及產(chǎn)出氣體中CO2濃度的不斷升高，結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)逐步增大。因此，考慮到壓降速度對(duì)結(jié)垢的影響，在高礦化度水、高CO2條件下，深部煤層氣井排采過程需保持一定的壓力穩(wěn)定生產(chǎn)，以減少結(jié)垢。

2.4 賈敏效應(yīng)

賈敏效應(yīng)是指當(dāng)液珠/氣泡通過煤儲(chǔ)層狹小孔道時(shí)，由于其直徑大于孔道直徑，遇到阻力后產(chǎn)生變形，產(chǎn)生毛細(xì)管效應(yīng)附加阻力的現(xiàn)象[14]。深部煤儲(chǔ)層隨埋深增大，煤儲(chǔ)層比孔容積減小、微孔增多[15-16]，測(cè)試結(jié)果表明，深部煤儲(chǔ)層微孔平均占比為95%，介孔、宏孔占比極低，煤儲(chǔ)層滲透性差，平均滲透率約為0.016×10-3μm2，僅為中淺部的6%，較低滲透率導(dǎo)致深部煤儲(chǔ)層賈敏效應(yīng)更強(qiáng)。當(dāng)排采中斷重新啟動(dòng)后，受賈敏效應(yīng)影響極易在孔喉處形成“水鎖”“氣鎖”，阻礙煤層氣產(chǎn)出。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際表明，排采不連續(xù)極易產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，加重儲(chǔ)層內(nèi)的微粒如煤粉、支撐劑沉積，增大滲流通道堵塞風(fēng)險(xiǎn)，90%的井停機(jī)或修井后產(chǎn)量難以恢復(fù)至停機(jī)前水平。因此，需通過提高舉升工藝的適應(yīng)性和穩(wěn)定性，保持排采過程連續(xù)，避免因排采中斷發(fā)生賈敏效應(yīng)，而影響煤儲(chǔ)層滲透性，進(jìn)而導(dǎo)致氣井產(chǎn)能下降。

2.5 游離氣占比

與國(guó)內(nèi)外典型區(qū)塊頁(yè)巖氣和致密砂巖氣相比(表2)，深部煤層氣中游離氣占比明顯低于頁(yè)巖氣和致密砂巖氣，而水氣比分別為頁(yè)巖氣和致密砂巖氣的3 倍和20 倍。通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，大吉區(qū)塊深部煤層氣水平井自主攜液生產(chǎn)周期為3～5 個(gè)月，明顯短于頁(yè)巖氣的1～1.5 a、致密砂巖氣的2～3 a；采取泡排等輔助排水采氣措施排液周期為7～9 個(gè)月，此后無(wú)法自噴生產(chǎn)，需介入人工舉升工藝進(jìn)行排采，人工舉升階段預(yù)計(jì)占深部煤層氣井全生命周期的80%以上。

表2 國(guó)內(nèi)外典型非常規(guī)氣藏特征參數(shù)對(duì)比Table 2 Comparison of the characteristic parameters of typical unconventional gas reservoirs in China

“低游離氣、高水氣比”造成深部煤層氣自噴能力相比頁(yè)巖氣和致密砂巖氣較弱，且自噴周期相對(duì)較短，無(wú)法完全借鑒頁(yè)巖氣和致密砂巖氣的排采制度和舉升工藝。區(qū)塊內(nèi)不同開發(fā)單元地層壓力系數(shù)和含氣飽和度存在差異，游離氣占比不同，生產(chǎn)規(guī)律和舉升工藝存在較大差異。游離氣占比高的區(qū)域，投產(chǎn)初期可自噴；游離氣占比較低的區(qū)域，投產(chǎn)后即不具備自噴能力，需采用氣舉等措施進(jìn)行誘噴或采用人工舉升工藝，以維持穩(wěn)定生產(chǎn)。因此，深部煤層氣井游離氣占比對(duì)舉升工藝的選擇具有較大影響。

3 深部煤層氣排采技術(shù)難點(diǎn)

3.1 生產(chǎn)參數(shù)變化大，游離氣與解吸氣轉(zhuǎn)化界限不明

與中淺部煤層氣井相比，深部煤層氣井生產(chǎn)初期無(wú)較長(zhǎng)的排水階段，壓裂液返排階段可自噴，點(diǎn)火即可燃。將研究區(qū)內(nèi)21 口水平井的排采曲線進(jìn)行歸一化處理(圖3) 可以看出，整體產(chǎn)氣、產(chǎn)水、套壓變化較大。投產(chǎn)初期為游離氣為主的自噴階段，日產(chǎn)氣量在7 萬(wàn)～15 萬(wàn)m3，日產(chǎn)液量(水)在200～500 m3；排采1 個(gè)月后日產(chǎn)氣量變化不大，產(chǎn)液量逐步下降至50 m3以下；排采3～5 個(gè)月后，隨著地層能量減弱，日產(chǎn)氣量下降，需采取泡排等輔助排水采氣措施排液；排采1 年后，日產(chǎn)氣量下降至2 萬(wàn)～4 萬(wàn)m3，日產(chǎn)液量從50 m3下降至5 m3，自噴能力明顯減弱，直至無(wú)法自噴生產(chǎn)。無(wú)法自噴后需采用人工舉升方式保持連續(xù)排采，若排采中斷時(shí)，則產(chǎn)液中斷，產(chǎn)氣量下降，此時(shí)出現(xiàn)類似于中淺部煤層氣井的排采特點(diǎn)。研究認(rèn)為，在整個(gè)排采過程中，存在以游離氣為主向解吸氣為主的轉(zhuǎn)化階段，但轉(zhuǎn)化時(shí)限緩慢過渡，主控因素及其機(jī)理復(fù)雜，目前尚不明確。

圖3 水平井歸一化曲線Fig.3 Normalized curves of horizontal wells

深部煤層氣井生產(chǎn)參數(shù)變化范圍大，排采主體工藝技術(shù)邊界寬，一套工藝難以滿足全生命周期的需求，存在自噴與人工舉升間的工藝轉(zhuǎn)化，不同階段應(yīng)采取不同排采制度和排采工藝技術(shù)。

3.2 腐蝕與結(jié)垢帶來(lái)檢泵周期和舉升工藝優(yōu)選雙重挑戰(zhàn)

深部煤層氣采出水為CaCl2水型，礦化度一般為(7.2～38)×104mg/L，平均11×104mg/L，是中淺部的7～30 倍；采出氣中CO2占比較高，一般為2%～5%，平均3.65%，礦化度和CO2含量隨生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)均呈增加趨勢(shì)。此工況條件下，二氧化碳分壓為0.21～0.80 MPa，根據(jù)API 二氧化碳分壓腐蝕標(biāo)準(zhǔn)，屬于可發(fā)生中度至高度腐蝕范圍，鈣離子與CO2易形成CaCO3結(jié)垢。統(tǒng)計(jì)深部煤層氣井修井原因，目前主要為管桿泵腐蝕和結(jié)垢，區(qū)內(nèi)氣井的平均檢泵周期為395 d，為中淺部煤層氣井平均檢泵周期的47%，其中礦化度高于30×104mg/L 的區(qū)域平均檢泵周期僅50 d。頻繁修井作業(yè)導(dǎo)致的氣井產(chǎn)量和壓力下降難以恢復(fù)，由此造成產(chǎn)氣量損失達(dá)5%～25%，嚴(yán)重影響單井的EUR。同時(shí)，深部煤層氣井高礦化度水及CO2的復(fù)雜工況環(huán)境下，還需針對(duì)“防腐蝕、防結(jié)垢” 嚴(yán)重程度優(yōu)選舉升工藝及其配套工藝，以盡量延長(zhǎng)氣井檢泵周期。

3.3 有桿泵工藝難以滿足水平井連續(xù)生產(chǎn)需求

目前，深部煤層氣主體開發(fā)井型為水平井。大平臺(tái)水平井主要采取“直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)”五段制三維井眼軌跡，如此復(fù)雜的井眼軌跡，通常采用的抽油機(jī)有桿泵舉升工藝極易發(fā)生偏磨問題，且腐蝕工況加速偏磨，致使平均檢泵周期僅180 d，工藝適應(yīng)性較差。與此同時(shí)，有桿泵工藝泵掛深度受井斜、狗腿度限制，一般適合最大井斜約70°井段。據(jù)統(tǒng)計(jì)，區(qū)內(nèi)水平井的實(shí)際下泵深度僅為井斜40°～ 62°井段，距離水平井A靶點(diǎn)的垂直距離為40～160 m，由此導(dǎo)致排采后期剩余0.4～1.6 MPa的井底壓力難以降低，影響氣井潛能釋放。根據(jù)等溫吸附曲線估算，這部分未解吸的剩余氣量占總氣量的14%～42%。因此，中淺部煤層氣主要采用的有桿泵排采工藝不適用于深部煤層氣開發(fā)的水平井[17]，水平井舉升工藝應(yīng)探索較為適合的無(wú)桿舉升系統(tǒng)，以滿足最大限度降低井底壓力的排采需求。

4 排采理論與舉升工藝及其應(yīng)用效果

4.1 排采理論與技術(shù)

深部煤層氣排采全過程的理論研究目前還不夠深入，本文僅對(duì)排采階段劃分、排采制度建立和泡排技術(shù)進(jìn)行了研究，對(duì)現(xiàn)階段的理論認(rèn)識(shí)和應(yīng)用情況進(jìn)行分析。

4.1.1 排采階段劃分

基于對(duì)深部煤層氣解吸–滲流機(jī)理研究，結(jié)合生產(chǎn)規(guī)律，本文將氣井的全生命周期初步劃分為返排、上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減和低產(chǎn)5 個(gè)階段，繪制出“五段式”生產(chǎn)規(guī)律曲線(圖4)。分析認(rèn)為，返排階段主要為液體產(chǎn)出階段，上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)階段前期為游離氣主控階段，穩(wěn)產(chǎn)階段后期為游離氣與解吸氣的過渡階段，遞減階段及低產(chǎn)階段為解吸氣的主控階段。

圖4 深部煤層氣生產(chǎn)階段劃分Fig.4 Production stages of deep coalbed methane

各階段邊界劃分及其產(chǎn)氣規(guī)律決定著排采制度的確定。返排階段邊界主要考慮壓力、產(chǎn)液量變化以及返排率；上產(chǎn)階段邊界主要考慮產(chǎn)氣量上升至最高；穩(wěn)產(chǎn)階段主要考慮產(chǎn)氣量較為平穩(wěn)后、出現(xiàn)明顯波動(dòng)時(shí)的下降點(diǎn)，此時(shí)產(chǎn)出氣主要為游離氣為主向解吸氣為主的過渡。

解吸氣主控階段邊界的劃分主要基于等溫吸附曲線的解吸特征。參照孟艷軍等[18]提出的煤層氣解吸過程劃分方法，以大吉區(qū)塊北部3-4 井的等溫吸附曲線為例，其解吸過程劃分為低效解吸、緩慢解吸、快速解吸與敏感解吸4 個(gè)階段(圖5)。將等溫吸附曲線的斜率定義為解吸效率，通過解吸效率曲率算出轉(zhuǎn)折壓力為6.00 MPa。低于6 MPa 后，隨著壓力降低，解吸效率明顯增大，進(jìn)入快速解吸階段；求取解吸效率二階導(dǎo)數(shù)，分別算出啟動(dòng)壓力為9.05 MPa、敏感壓力為2.7 MPa。低于敏感壓力之后，解吸效率快速升高，進(jìn)入敏感解吸階段。

圖5 基于3-4 井等溫吸附曲線深部煤層氣解吸過程劃分[18]Fig.5 Desorption stages of deep coalbed methane based on the adsorption isotherms of the No.3-4 well[18]

利用啟動(dòng)、轉(zhuǎn)折、敏感3 個(gè)壓力為參照邊界，初步劃分了大吉區(qū)塊深部煤層氣解吸氣產(chǎn)出的低效解吸、緩慢解吸、快速解吸、敏感解吸階段，各階段分別對(duì)應(yīng)于生產(chǎn)規(guī)律曲線的穩(wěn)產(chǎn)階段前期、穩(wěn)產(chǎn)階段后期、遞減階段及低產(chǎn)階段。

針對(duì)應(yīng)力敏感性、速度敏感性、結(jié)垢堵塞等因素對(duì)各階段排采制度的影響，建立了“高效多排液、精細(xì)控壓降、有效控遞減、擴(kuò)大壓降面、增大解吸量、保障高EUR”的排采原則，在不同開發(fā)單元、不同排采階段制定合理的壓降速率。同時(shí)根據(jù)研究認(rèn)識(shí)，明確了投產(chǎn)即下入生產(chǎn)管柱、盡早由環(huán)空轉(zhuǎn)油管自噴生產(chǎn)，盡早介入人工舉升的技術(shù)路線，保障壓降速率的有效精細(xì)控制。

4.1.2 排采制度建立

在上述階段劃分研究基礎(chǔ)上，開展不同排采制度的建立與對(duì)比試驗(yàn)，分析不同排采制度對(duì)穩(wěn)產(chǎn)能力和單井EUR 的影響。水平井6-1 井投產(chǎn)后未進(jìn)行控壓生產(chǎn)，平均井底流壓降速為0.07 MPa/d，初期日產(chǎn)氣量為10 萬(wàn)m3，轉(zhuǎn)為人工舉升工藝前，日產(chǎn)氣量基本穩(wěn)定至2 萬(wàn)～3 萬(wàn)m3，日產(chǎn)液量為5.2 m3，計(jì)算單位壓降產(chǎn)氣量為91 萬(wàn)m3/MPa，預(yù)測(cè)單井EUR 為4 100 萬(wàn)m3(圖6a)。水平井7-1 井通過優(yōu)化排采制度，井底流壓降速控制至0.01 MPa/d 以內(nèi)，初期日產(chǎn)氣量為8 萬(wàn)m3，后期日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在5 萬(wàn)m3左右，日產(chǎn)液量為7.5 m3，計(jì)算單位壓降產(chǎn)氣量為209 萬(wàn)m3/MPa，預(yù)測(cè)單井EUR 為6 900 萬(wàn)m3(圖6b)。對(duì)比得出，采用合理排采制度控制井底流壓緩慢下降的7-1 井，較6-1 井產(chǎn)氣量遞減更緩慢、穩(wěn)產(chǎn)能力更強(qiáng)，預(yù)測(cè)單井EUR 增加了2 800 萬(wàn)m3。因此，深部煤層氣生產(chǎn)中，建立合理的排采制度對(duì)構(gòu)建最優(yōu)的單井EUR 發(fā)揮著重要作用。

圖6 深部煤層典型井排采曲線Fig.6 Production curves of the typical deep coalbed methane wells

4.1.3 泡排技術(shù)

泡排技術(shù)為目前深部煤層氣自噴生產(chǎn)階段的主要排采措施，應(yīng)用比例約為60%，一般采用泡排加注撬進(jìn)行自動(dòng)連續(xù)注入。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，優(yōu)選出耐鹽性能較好的起泡劑，并優(yōu)化形成合理的加注濃度和工作制度。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，雖然泡排技術(shù)能夠提高自噴階段的攜液效率，但由于深部煤層氣井解吸氣主控階段無(wú)法自噴，其適用范圍較窄，適用周期較短。實(shí)際應(yīng)用中存在兩方面問題：一是由于水平井自噴階段日產(chǎn)液量較高，一般為30～100 m3，按照0.3%～0.5%的加注濃度，起泡劑、消泡劑使用量較大，致使藥劑整體費(fèi)用較高，約為1 500 元/d；二是高流速造成大量泡沫液快速流過消泡裝置，無(wú)法有效破泡，易引起管線二次起泡問題，導(dǎo)致對(duì)下游設(shè)備故障。由此，泡排技術(shù)僅適用于自噴生產(chǎn)階段，不適合深部煤層氣全生命周期排采。

4.2 舉升工藝

通過對(duì)成熟舉升工藝的對(duì)比優(yōu)選，目前深部煤層氣井普遍應(yīng)用的舉升工藝有壓縮機(jī)氣舉、抽油機(jī)有桿泵和水力射流泵3 種。

4.2.1 壓縮機(jī)氣舉

壓縮機(jī)氣舉工藝特點(diǎn)是井下無(wú)工作部件，能快速排出積液恢復(fù)生產(chǎn)，不易出現(xiàn)井下故障?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，壓縮機(jī)氣舉工藝適應(yīng)排量范圍一般為0.1～100 m3/d，下入深度不受井斜限制，適應(yīng)于高礦化度水及CO2復(fù)雜工況，排采連續(xù)性較好。

其不足是，對(duì)深部煤層氣井適用范圍較窄，在低壓階段由于對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生回壓，當(dāng)注氣回壓與儲(chǔ)層壓力相近時(shí)，難以繼續(xù)降壓排采[19]。當(dāng)生產(chǎn)通道液柱壓力超過地層壓力時(shí)，氣舉注入氣易將積液壓入地層造成無(wú)法排液，且導(dǎo)致水鎖等儲(chǔ)層傷害。

以水平井7 井為例，氣舉前油套壓差為2.34 MPa，產(chǎn)液量為0，日產(chǎn)氣量為9 901 m3，通過15 h 連續(xù)氣舉并未出液，而氣舉返出氣量320 m3/h，明顯低于注入氣量1 140 m3/h，說明氣舉過程中注入氣把積液壓入地層，無(wú)法排液且傷害儲(chǔ)層，氣舉后日產(chǎn)氣量下降至7 000 m3。由此說明，壓縮機(jī)氣舉工藝不適合深部煤層氣低壓階段，且應(yīng)用成本較高，更適合于短期措施復(fù)產(chǎn)，不宜作為長(zhǎng)期舉升工藝，無(wú)法實(shí)現(xiàn)全生命周期一體化排采。

4.2.2 抽油機(jī)有桿泵

抽油機(jī)有桿泵工藝易維護(hù)、成本低，是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣主體舉升工藝[20-21]，中淺部占比高達(dá)99%，深部直井占比75%，平均檢泵周期超過800 d。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況表明，抽油機(jī)有桿泵工藝適用礦化度較低區(qū)域，一般低于10×104mg/L，能夠穩(wěn)定降低井底壓力滿足排采制度調(diào)控需求，連續(xù)性較好；產(chǎn)液量范圍一般在0.2～40 m3/d。

其不足是，排采過程中存在泵漏、油管漏、垢卡、桿斷等問題，井下故障較多；存在因高壓、高氣液比引起油管大量出氣、井口盤根漏氣等安全風(fēng)險(xiǎn)；不適用于高礦化度水及高CO2的直井和大斜度井、水平井；難以實(shí)現(xiàn)全生命周期一體化排采。

4.2.3 水力射流泵

水力射流泵以高壓水為動(dòng)力液，由井口通過?48 mm 油管注入井下射流泵工作筒，通過在噴嘴喉管之間形成負(fù)壓，將地層流體通過?48 mm 油管和?73 或者?89 mm 油管之間的環(huán)空舉升至地面[22-23]?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，水力射流泵工藝適應(yīng)排量范圍一般為0.1～200 m3/d，應(yīng)用于深部煤層氣井舉升具有兩方面優(yōu)勢(shì)：一是水力射流泵工藝下入深度不受井斜限制，可下至水平段，能夠最大限度降低井底壓力；二是水力射流泵工藝對(duì)高礦化度水及CO2復(fù)雜工況具有良好的適應(yīng)性，排采舉升連續(xù)性較好，檢泵周期長(zhǎng)。

以水平井01 井為例，在應(yīng)用水力射流泵后，由于動(dòng)力液介入，產(chǎn)出水礦化度由應(yīng)用前的17.0×104mg/L 下降至10.1×104mg/L；且通過在動(dòng)力液中加注緩蝕阻垢劑等措施，射流泵泵芯離座壓力從3～5 MPa 降低至1～1.5 MPa，明顯減低了結(jié)垢速率。水平井01 井應(yīng)用水力射流泵后連續(xù)生產(chǎn)347 d 未進(jìn)行修井作業(yè)，與前期應(yīng)用抽油機(jī)有桿泵工藝對(duì)比，連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)了122%。由此可見，水力射流泵排量范圍較大，具備實(shí)現(xiàn)全生命周期一體化排采的可行性。

4.2.4 技術(shù)與工藝效果分析

通過對(duì)上述3 項(xiàng)舉升工藝進(jìn)行對(duì)比分析(表3)，綜合考慮排量、井深、井型、氣液比、工況適應(yīng)性、經(jīng)濟(jì)性等因素，水力射流泵雖一次性投入略高于抽油機(jī)有桿泵工藝，維護(hù)費(fèi)用和能耗相對(duì)較高，但在“防砂、防垢、防磨、防腐”等“四防”方面優(yōu)勢(shì)明顯，檢泵周期較長(zhǎng)，適用于高礦化度井，可滿足深部煤層氣井各階段排采需求，且具備全生命周期一體化排采的可行性。因此，水力射流泵是目前最為適合水平井生產(chǎn)且經(jīng)濟(jì)效益最佳的舉升工藝；抽油機(jī)有桿泵舉升工藝可作為低礦化度直井的主體舉升工藝；泡排技術(shù)和氣舉工藝可作為階段性舉升措施應(yīng)用。

表3 三種舉升工藝對(duì)比Table 3 Comparison of three lifting technologies

5 下一步攻關(guān)研究方向

5.1 加強(qiáng)地質(zhì)工程一體化研究

為實(shí)現(xiàn)深部煤層氣排采過程中供給側(cè)與采出側(cè)的動(dòng)態(tài)協(xié)調(diào)，需加強(qiáng)地質(zhì)工程一體化研究，精細(xì)認(rèn)識(shí)煤儲(chǔ)層非均質(zhì)性、物性、介質(zhì)特性，強(qiáng)化研究?jī)?chǔ)層壓力、水場(chǎng)、氣場(chǎng)分布及變化規(guī)律，充分有效改造儲(chǔ)層，構(gòu)建充分彌合的縫網(wǎng)系統(tǒng)，提高儲(chǔ)層滲透率；同時(shí)，應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化壓裂液體系；壓裂階段應(yīng)考慮少液，減少出砂，減少結(jié)垢、水鎖，促進(jìn)解吸、減少傷害等問題[24-25]；探索在壓裂液體系中加入助排劑、促解吸劑、緩釋阻垢劑，以便從供給側(cè)根源解決采出側(cè)遞減快、積液、結(jié)垢、出砂等問題。

5.2 建立深部煤層氣高效排采控制方法

以充分利用地層能量、構(gòu)建理想流態(tài)為本質(zhì)目標(biāo)，針對(duì)深部煤層氣產(chǎn)出機(jī)理和流動(dòng)規(guī)律認(rèn)識(shí)不清問題，研究基質(zhì)-裂縫-井筒-地面整體流動(dòng)過程，包括基質(zhì)尺度的解吸、滲流，裂隙、裂縫尺度的滲流，井筒尺度的管流等，進(jìn)一步探索深部煤層氣井氣水兩相多尺度耦合流動(dòng)規(guī)律。研究建立深部煤層氣人造氣藏排采流動(dòng)仿真模型，動(dòng)態(tài)模擬不同排采階段井底流壓梯度變化的對(duì)單井EUR 的影響，建立深部煤層氣定量化高效排采控制方法，形成不同開發(fā)單元標(biāo)準(zhǔn)生產(chǎn)曲線以及配套排采工藝。同時(shí)，識(shí)別流動(dòng)變換邊界條件，建立自噴攜液與人工舉升變換的臨界參數(shù)模型；通過調(diào)整排采制度及工藝配套轉(zhuǎn)換，促使解吸體積充分?jǐn)U展，達(dá)到提高EUR 的目的；進(jìn)一步從機(jī)理上深化理論認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)優(yōu)化排采制度。

5.3 探索全生命周期一體化排采和舉升工藝

5.3.1 完善水力射流泵主體工藝，開展一體化完井試驗(yàn)

完善水力射流泵智能化排采，建立一機(jī)多井流程建設(shè)，試驗(yàn)全封閉循環(huán)裝置并配置分離器進(jìn)行氣體回收，優(yōu)化完善射流泵主體工藝。通過遠(yuǎn)程遙控，對(duì)地面柱塞泵運(yùn)行頻率、能耗、緩蝕阻垢劑加注量、套壓或產(chǎn)氣量等全部實(shí)現(xiàn)自動(dòng)監(jiān)測(cè)或控制，完善一對(duì)多調(diào)參(注入流程分配)問題，以滿足深部煤層氣水平井連續(xù)智能排采需求。

為實(shí)現(xiàn)自噴(自主攜液)-自噴助排-人工舉升3個(gè)階段采用一種工藝連續(xù)排采，減少轉(zhuǎn)化過程作業(yè)，提高氣井EUR，開展射流泵全生命周期一體化完井工藝試驗(yàn)。設(shè)計(jì)工藝思路(表4)為：投產(chǎn)時(shí)帶壓作業(yè)下入射流泵工作泵及泵芯，采用油套環(huán)空自噴；根據(jù)氣井積液情況，采用間開制度啟動(dòng)射流泵輔助排液；在人工舉升階段進(jìn)行連續(xù)排采(圖7)，實(shí)現(xiàn)全生命周期一體化排采。同時(shí)，將配套的防腐防垢工作液注入動(dòng)力液，保障一體化管柱長(zhǎng)期有效。

5.3.2 開展氣體射流泵舉升工藝攻關(guān)

為簡(jiǎn)化井場(chǎng)設(shè)備、節(jié)能降耗，結(jié)合深部煤層氣排采特點(diǎn)和舉升需求，著重攻關(guān)氣體射流泵。氣體射流泵具備水力射流泵和氣舉優(yōu)勢(shì)，可實(shí)現(xiàn)氣體射流井下增壓舉升(圖8)，避免對(duì)儲(chǔ)層形成回壓。與水力射流泵相比，氣體射流泵地面維護(hù)工作量較小，地面設(shè)備連續(xù)性好，能量轉(zhuǎn)換效率高，適合于全生命周期一體化排采。強(qiáng)化研究氣體射流井下管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，攻關(guān)優(yōu)化井下工具和地面設(shè)備，提高攜液效率，降低成本，研究建立適合氣體射流噴嘴喉管匹配選型的數(shù)學(xué)模型和設(shè)計(jì)方法。

圖8 氣體射流泵舉升工藝Fig.8 Lifting technique of a gas jet pump

5.4 逐步實(shí)現(xiàn)綠色智慧氣田開發(fā)

生產(chǎn)過程中可采用分布式及集中式光伏發(fā)電為排采設(shè)備提供動(dòng)力。推進(jìn)遠(yuǎn)程監(jiān)控與智能分析平臺(tái)建設(shè)，集成數(shù)據(jù)采集、控制設(shè)備，物聯(lián)網(wǎng)設(shè)備，視頻圖像，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程監(jiān)控和分析，建立對(duì)工況、生產(chǎn)制度、風(fēng)險(xiǎn)等智能分析、問題判識(shí)、預(yù)警及特殊情況緊急處理的智慧氣田管理模式。逐步將數(shù)字孿生技術(shù)植入智慧氣田建設(shè)，在遠(yuǎn)程感知、遠(yuǎn)程控制、AI 監(jiān)測(cè)、仿真模型支撐下，在數(shù)字世界推演各數(shù)據(jù)隨參數(shù)調(diào)整變化情況，智能決策分析后，對(duì)物理世界參數(shù)進(jìn)行同步調(diào)整。

6 結(jié)論

a.影響深部煤層氣排采的主要因素有應(yīng)力敏感性、速度敏感性、結(jié)垢堵塞、賈敏效應(yīng)、游離氣占比等，與中淺部煤層氣既相似、又有差異，其對(duì)深部煤層氣排采都有影響，但針對(duì)不同井的地質(zhì)條件和儲(chǔ)層特點(diǎn)，影響程度不同。

b.深部煤層氣井全生命周期排采過程中存在生產(chǎn)參數(shù)變化大的一系列排采技術(shù)與工藝難題，主要包括游離氣與解吸氣轉(zhuǎn)化時(shí)限不明、高礦化度水及CO2造成腐蝕和結(jié)垢問題突出、水平井檢泵周期短等。

c.根據(jù)生產(chǎn)規(guī)律將排采和生產(chǎn)階段劃分為返排、上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減和低產(chǎn)5 個(gè)階段，形成“五段式”生產(chǎn)規(guī)律曲線，根據(jù)各階段的主控因素，已設(shè)計(jì)不同階段排采制度并在現(xiàn)場(chǎng)開展了對(duì)比試驗(yàn)。

d.對(duì)比認(rèn)為適合水平井生產(chǎn)且經(jīng)濟(jì)效益最佳的舉升工藝應(yīng)是水力射流泵。為最大限度降低井底壓力、促進(jìn)煤層氣解吸、提高單井EUR，在建立深部煤層氣高效排采制度的同時(shí)，需持續(xù)開展射流泵、氣體射流及其他新型排采設(shè)備等全生命周期一體化舉升工藝的探索和試驗(yàn)。

e.加強(qiáng)地質(zhì)工程一體化研究，探索全生命周期一體化排采和舉升工藝，將數(shù)字孿生技術(shù)植入智慧氣田建設(shè)，最終實(shí)現(xiàn)綠色智慧氣田管理。