柳林地區(qū)煤層氣排采工藝技術(shù)初探

莫日和 郭本廣 孟尚志 趙軍

(中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011)

柳林地區(qū)煤層氣排采工藝技術(shù)初探

莫日和 郭本廣 孟尚志 趙軍

(中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011)

本文從柳林地區(qū)地質(zhì)及儲層特征等技術(shù)層面上進行分析，采用數(shù)值模擬的方法，根據(jù)柳林地區(qū)不同地點不同的地質(zhì)特性，設計了對應的排采設備及排采方案，嘗試并使用了電潛泵、螺桿泵，游梁泵三種不同類型的泵，首次在該區(qū)試驗采用叢式井組的煤層氣生產(chǎn)方式，使該區(qū)的煤層氣生產(chǎn)取得了歷史上的突破，水平井產(chǎn)量超過了15000m3/d，直井最高產(chǎn)氣量達到1800m3/d，應用情況表明，該排采工藝技術(shù)能較好地滿足柳林地區(qū)煤層氣井排采的需要，為該區(qū)大規(guī)模開采煤層氣積累了寶貴經(jīng)驗。

柳林地區(qū) 排采技術(shù) 排采效果 應用

［HJ］Abstract:The paper analyses the characteristics of geology and reservoir in Liulin area from technical point of view．Based on different geological characteristics at different points in Liulin area，the authors have designed corresponding equipment and proposal for dewatering and production using numerical simulation method．Three different types of pumps have been tried，and used i．e．electric submersible pump，screw pump and beam pump．For the first time，the production method for cluster－type well grouping was tried in this area，and made a breakthrough in the history of CBM production．The daily production of the horizontal well exceeded 15，000m3，the highest production of a vertical well being 1，800m3/d．The results indicated that this technology can satisfy the need of gas production in Liulin area，and that it provided precious experiences for large scale gas production in this area．

Keywords:Liulin district;dewatering＆production technology;recovery effect;application

1 前言

對煤層氣進行開采可以為工業(yè)和民用提供重要能源;同時也可以減少煤礦開采時的瓦斯爆炸事故。排采的好壞往往決定著煤層氣產(chǎn)量的大小，是保障煤層氣井連續(xù)穩(wěn)定經(jīng)濟排采的重要因素，煤層氣井的排采對于煤層氣的高效開發(fā)具有重要意義。煤層的滲透率比普通油氣藏要低很多，如果排采制度選擇不當，很容易給煤層造成傷害，使壓裂裂縫閉合，嚴重時還會導致氣井不出氣。

鄂爾多斯盆地東緣柳林示范區(qū)煤層氣資源蘊含量大，煤層物性較好，針對其開展排采制度及設備的研究，形成一整套的煙煤儲層排采制度與設備選型規(guī)范，是保障煤層氣井連續(xù)穩(wěn)定經(jīng)濟排采的前提，對整個柳林示范區(qū)形成商業(yè)化開采規(guī)模很有意義，同時針對該區(qū)塊的研究對于我國中階煤煤層氣的開發(fā)也有很重要的意義。

2 地質(zhì)概述

2.1 含煤地層與煤層

本區(qū)塊內(nèi)發(fā)育煤層14層，其中山西組5層，自上而下編號為1、2、3、4(3+4)、5號煤層;太原組9層，自上而下編號為6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11號。其中山西組的2、3、4(3+4)、5號煤層，太原組的8+9、10號煤為主力煤層。(3+4)號煤層煤層厚度0.04～6.05m，平均為2.81m，埋深450～730m。全區(qū)發(fā)育。煤層結(jié)構(gòu)簡單，局部含1～3層炭質(zhì)泥巖或泥巖夾矸，夾矸單層厚度為0.05～0.50m。5號煤煤層層位較穩(wěn)定，煤厚0～5.04m，平均厚為2.70m，埋深500～750。8+9號煤煤層厚度為0.79～10.30m，平均厚度為5.11m，埋深640～1000m，全區(qū)穩(wěn)定。

2.2 煤層吸附特征

該區(qū)塊內(nèi)煤層變質(zhì)程度較高，吸附能力較強。據(jù)區(qū)塊內(nèi)煤層氣井山西組3+4號煤層的朗格繆爾體積為18.34～22.45m3/t，平均20.70m3/t，朗格繆爾壓力為1.49～3.52MPa，平均2.27MPa;5號煤層的朗格繆爾體積為13.14～23.21m3/t，平均19.65m3/t，朗格繆爾壓力為1.73～2.64MPa，平均2.36MPa;8+9(8+9+10)號煤層的朗格繆爾體積為16.10～25.54m3/t，平均22.48m3/t，朗格繆爾壓力為1.27～3.18MPa，平均1.96MPa。平均朗格繆爾體積20.94m3/t，朗格繆爾壓力2.2MPa。

2.3 含氣飽和度

柳林示范點內(nèi)煤的蘭氏體積(最大吸附量)為18.34～24.43m3/t，平均為21.38m3/t。測試結(jié)果表明，煤儲層的吸附能力是比較強的。煤層含氣飽和度一般為60.22%～75.10%，平均為66.73%。柳林示范點的煤儲層大部分處于欠飽和狀態(tài)。

2.4 滲透率

山西組4(3+4)號煤層的滲透率在0.011～2.80md之間，5號煤層的滲透率在0.06～2.26md之間;太原組8+9+10號煤層的滲透率在0.005～24.80md之間。平均滲透率為3.93md?？梢娫搮^(qū)塊煤層的滲透率相對較高，且變化范圍較大，隨煤變質(zhì)程度及埋深的變化相關(guān)系不明顯，各向異性及非均質(zhì)性顯著。

2.5 儲層壓力

該區(qū)塊4(3+4)號煤層的儲層壓力為2.58～8.33MPa，平均為5.79MPa，壓力梯度為0.46～1.12MPa/100m，平均為0.84MPa/100m;5號煤層的儲層壓力為2.92～8.41MPa，平均為6.01MPa，壓力梯度為0.60～1.11MPa/100m，平均為0.83MPa/100m;8+9(8+9+10)號煤層的儲層壓力為3.31～7.46MPa，平均為6.47MPa，壓力梯度為0.53～1.174MPa/100m，平均為0.85MPa/100m。可見該區(qū)塊內(nèi)儲層壓力較大，壓力梯度一般小于靜水壓力梯度(0.98MPa/100m)，為低壓異常狀態(tài)。

2.6 區(qū)域水文地質(zhì)條件

區(qū)域主要含水層有奧陶系及石炭系灰?guī)r巖溶、裂縫含水層;二疊、三疊系砂巖裂縫含水層;第三、第四系砂礫石(巖)孔隙含水層。

奧陶系中下統(tǒng)的石灰?guī)r、泥灰?guī)r、白云巖厚度為400～600m。主要出露于煤田外圍。奧陶系為淺海相沉積層，其中以上馬家溝組巖溶發(fā)育程度最高，富水性最強，峰峰組次之，下馬家溝組較弱。下統(tǒng)冶里組、亮甲山組一般巖溶裂隙不發(fā)育，富水性弱，但局部破碎帶巖溶發(fā)育，富水性強。本層含豐富巖溶水，是區(qū)域性主要含水層。水型主要有NaHCO3和NaCL型。該含水層上覆有較發(fā)育的泥頁巖、鋁土巖隔水層，離煤層距離較大，因此對煤層的影響較小。

石炭系上統(tǒng)太原組灰?guī)r巖溶、裂隙含水層由5層灰?guī)r組成，總厚度約20m左右，出露范圍小，巖溶、裂隙一般不太發(fā)育，巖溶以溶隙、小溶孔為主，且多被方解石充填，富水性較弱;區(qū)塊東緣淺埋區(qū)一帶，巖溶發(fā)育，呈峰窩狀，連通性好，接受補給容易，富水性較強。由于巖溶裂隙發(fā)育的不均一性，富水性在不同地點差別較大。水位標高在789.31～814.74m之間，水型多為NaHCO3和NaCL型，礦化度為1190～3210mg/L。

2.7 煤層含水性

柳林試驗區(qū)煤層水來源受區(qū)域水文地質(zhì)條件制約，主要有地表水和含水層水，斷層水不發(fā)育。地表水源主要是三川河流水，在試驗區(qū)東部上游區(qū)域，河水向煤系注入或滲透，對煤層水起到一定補給作用。區(qū)域含水層是試驗區(qū)煤層水的主要來源，它的強弱決定了煤層水的大小。柳林地區(qū)生產(chǎn)井產(chǎn)水量變化很大，北部區(qū)塊產(chǎn)水量很大，而南部區(qū)塊產(chǎn)水量很小，大體上是北高南低，東高西低，與構(gòu)造走向基本一致。南部地區(qū)煤層頂、底板皆為泥質(zhì)巖，供水性差，滲透到煤層中的水極少。

3 排采設備選型

根據(jù)柳林地區(qū)煤層氣特點，排采方式優(yōu)選思路主要考慮以下三點:一是盡可能降低井底流壓以便充分降低儲層壓力;二是考慮泵受氣體影響等因素;三是確定煤層的供液能力。

設備選用的方法是在生產(chǎn)工作制度中，選擇多種排采方式，例如:區(qū)塊南部低產(chǎn)水量或后期產(chǎn)水量較小的煤層氣井，選用工作制度便于調(diào)整、液面比較好控制的變速調(diào)控抽油機、數(shù)控抽油機等。而在北部區(qū)域，煤層氣井產(chǎn)水量大供液能力強(通常日產(chǎn)水量大于100m3)，前期考慮以排水為主，選擇大泵來加強排水降壓，通常采用螺桿泵、大直徑游梁泵及電潛泵。

3.1 游梁泵

游梁泵(抽油機)生產(chǎn)較穩(wěn)定，檢泵周期長，技術(shù)、管理都比較成熟。但排量不能過高，且需考慮氣體的影響因素。柳林南部楊家峪地區(qū)儲層供水不足，產(chǎn)水量少，適合采用的就是游梁泵排采工藝，連續(xù)生產(chǎn)6個多月，目前泵況仍然良好。在國內(nèi)眾多煤層氣勘探開發(fā)作業(yè)中，常用的排采作業(yè)方式是游梁泵排水采氣工藝，應用效果非常好。在該區(qū)南部采用5型抽油機，能充分滿足生產(chǎn)需要。

3.2 螺桿泵

螺桿泵主要由地面驅(qū)動裝置和井下泵所組成。螺桿泵的優(yōu)點是氣體、煤粉、壓裂砂對螺桿泵的影響相對較小，和游梁泵比較，螺桿泵成本低、安裝簡單、占地面積小，螺桿泵在生產(chǎn)時一般將吸入口下到煤層以下，這樣可以使油管中盡量只產(chǎn)水少產(chǎn)氣。它的缺點是投產(chǎn)初期，如地層煤粉過多會使螺桿泵卡死而造成抽油桿擰斷，而且當扭矩較大時容易發(fā)生井下事故，檢泵周期一般比較短。日產(chǎn)水量60m3/d以下，使用GLB60023型即可，如果日產(chǎn)水量接近150m3/d，用GLB90018型泵效果較好，如果超過150m3/d，就應該選用GLB120023的泵。

柳林北部地區(qū)產(chǎn)水量一般在50～200m3/d，因此在北部普遍采用螺桿泵，使用證明螺桿泵很好地完成排水采氣任務。

圖1 螺桿泵井下管柱結(jié)構(gòu)

3.3 電潛泵

當產(chǎn)量超過200m3/d可以考慮使用電潛泵，選擇型號是具體看排量以及下泵深度，另外在大斜度的定向井中使用電潛泵可有效防止油管、油桿偏磨引起的油管事故。目前用到的電潛泵有QYB98200/700、GQYB1M01220/700、QYB98300/700N8三種。在北部區(qū)域，個別直井及水平井產(chǎn)水量較大，我們選用了電潛泵，在水平井中使用排液量達300m3/d，較好地完成了排水降壓的需要。

4 井下管柱及工具選擇

(1)油管、油桿的選擇，要滿足載荷的需要，在北部產(chǎn)水量大的井中適用 φ89mm的油管、φ22mm或φ25mm的油桿(圖1)，在南部則適用φ73mm的油管和φ22mm抽油桿(圖2)。

(2)泵徑的選擇:要盡量滿足排液時最大產(chǎn)液量的要求且泵徑還不能選擇過大，因為泵徑越大則懸點載荷越大，對抽油桿及整個排采系統(tǒng)要求更高。柳林南部一般選用φ38mm管式組合泵，沖程選用2.1m，沖次1.5～6次/min，可以滿足該區(qū)排量小于10m3/d施工的要求。

圖2 游梁泵井下管柱結(jié)構(gòu)

5 排采制度的選擇

合理的排采速度是煤層氣高產(chǎn)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(chǎn)氣量低。如果排采速度過小，經(jīng)濟上又不能達到要求。我們借助ECLIPSE建立的模型，充分考慮壓敏效應、速敏效應的影響。

通過模擬結(jié)果可知，隨著降液速度的增加，峰值產(chǎn)量以及累計產(chǎn)量逐漸增加，最后趨于平緩。推薦3、4、5層采用每天降液面6m的速度，計算出來的結(jié)果符合楊家峪地區(qū)實際降液5～10m的情況。

6 煤層氣排采工藝技術(shù)的應用

6.1 防氣措施

將泵放置到煤層以下。排水泵以下安裝沉降式氣錨或者螺旋式氣錨。

6.2 防煤粉措施

泵以下安裝繞絲篩管、沉砂管、“小泵慢抽”、“間歇式排采”時使用防砂卡泵(實心柱塞泵)。

6.3 排采方案

滿足生產(chǎn)井排采技術(shù)要求，隨井的動態(tài)變化作相應調(diào)整，初期采用定壓排采，生產(chǎn)中定產(chǎn)排采。

①將泵、計量流程調(diào)試至正常工作狀態(tài)，排采盡量保持連續(xù)性。

②確定解吸壓力，根據(jù)解吸壓力將排液分為三個階段:

初期排液階段:開始排采，當液面降至解吸壓力點以上200m左右時，主要是排水降液，降液速度可控制在不大于15m/天，此階段大約需要1～2個月。

穩(wěn)定排液階段:解吸壓力點以上200m至煤層以上100m，此階段可進一步降低排液速度，控制在每天5～10m，此階段大約需要2個月。

穩(wěn)定生產(chǎn)階段:煤層以上100m至煤層，此為穩(wěn)定生產(chǎn)階段，保證抽油機等設備平穩(wěn)運行，液面穩(wěn)定，以保障平穩(wěn)連續(xù)產(chǎn)氣。

6.4 叢式井組試驗

圖3 叢式井組井眼軌跡

叢式井是在同一井場，鉆探多個井眼的油氣開發(fā)技術(shù)，已經(jīng)在油田得到了廣泛的應用，其優(yōu)點是節(jié)約用地和鉆前工程投資，便于生產(chǎn)管理。針對柳林煤層氣氣探區(qū)地面多為高山林地及良田熟土的特點，我們在反復論證、試點、總結(jié)和不斷完善基礎上，大力應用大斜度井、水平井等井筒技術(shù)，試驗推廣應用叢式井組。應用叢式井的井組同場部署5口井(圖3)，每個井組修建一套廢水池和清污分流系統(tǒng)，有效保護了耕地面積，有力推動公司向集約型、清潔型、節(jié)約型發(fā)展，全面提高投資綜合效益。

叢式井組的排采設備選用與普通直井基本相同，但不同于油井產(chǎn)出液為原油可以潤滑管柱，煤層氣井產(chǎn)出液為水，因此要考慮有效防止管柱磨損，這就要求在管柱設計上做一些改進，我們在造斜點以上每根油桿上安裝尼龍扶正器一只，造斜點以下每根油桿安裝滾輪式扶正器一只，這樣就達到了很好的防止磨損的作用;當井斜不太大時，選用游梁泵或螺桿泵，如果井斜大于40°，就考慮選用電潛泵。在我們的井組中，4口井選用游梁泵，1口井選用螺桿泵。試驗表明，選用的排采設備很好地完成了經(jīng)久耐用和排水降壓的目的。

6.5 應用效果

應用表明，所選用的排采設備性能可靠，持久耐用，節(jié)能低耗，易于維修保養(yǎng)。在該區(qū)形成了一套適合煙煤的直井、水平井排采制度和工藝技術(shù)，排采效果好。在該區(qū)首次實現(xiàn)了水平井單井產(chǎn)量突破15000m3/d(圖4)，直井單井產(chǎn)量達1000m3/d以上，最高達1800m3/d(圖5)。

圖4 水平井排采曲線

7 結(jié)論

(1)針對煤層氣排采生產(chǎn)需要，展開了煤層氣排采工藝技術(shù)的攻關(guān)、配套及初步嘗試。形成了一套適合柳林地區(qū)不同地區(qū)、不同產(chǎn)層的排采設備及配套工藝技術(shù)。

(2)根據(jù)煤層氣井排采的特點，通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計，引入無級數(shù)控抽油機、永久監(jiān)測壓力，較好地完成了排采的施工及資料錄取的要求，為該區(qū)的大規(guī)模開發(fā)奠定了基礎。

圖5 直井排采曲線

(3)嘗試了適合該區(qū)叢式井組的排采設備及工藝，為該區(qū)大規(guī)模應用叢式井組進行開發(fā)創(chuàng)造了條件，叢式井組占地少、易于管理、在地形復雜的柳林地區(qū)將會顯著提高煤層氣開發(fā)的整體效益。

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Preliminary Discussion on Recovery Technology of CBM in Liulin Areas

Mo Rihe，Guo Benguang，Meng Shangzhi，Zhao Jun
(China United CBM Ltd Co．，Beijing 100011)

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”中的“煙煤儲層排采工藝技術(shù)試驗與應用”(編號:2008ZX05062－04)。

莫日和，男，碩士，高級工程師，中聯(lián)煤層氣有限責任公司，油氣井專業(yè)，從事鉆探、排采工程技術(shù)及管理工作。

(責任編輯 桑逢云)