柿莊北區(qū)塊煤層氣井排采制度研究

劉羽欣

(中聯(lián)煤層氣有限責(zé)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(chǔ)層中的比例超過(guò)90%[1-2]，其開(kāi)發(fā)需要排水降壓[3-4],需經(jīng)過(guò)解吸—滲流—擴(kuò)散3個(gè)過(guò)程[5-7]。中國(guó)煤層氣資源豐富，但大多為低孔低滲儲(chǔ)層，煤質(zhì)具有性脆、易坍塌、改造時(shí)易產(chǎn)出煤粉等特點(diǎn)[8-13]，位于沁水盆地南部的柿莊北區(qū)塊3號(hào)煤層在開(kāi)采過(guò)程中表現(xiàn)出極強(qiáng)的應(yīng)力敏感性與速度敏感性[14-16]，生產(chǎn)上表現(xiàn)出見(jiàn)氣早、最大產(chǎn)氣量低、套壓遞減快、產(chǎn)能不足、出煤粉等特征，因此，調(diào)整儲(chǔ)層管控參數(shù)并制訂合理的排采制度是煤層氣實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)采的關(guān)鍵。針對(duì)煤層氣井排采，前人進(jìn)行了大量研究，王丹等[17]結(jié)合區(qū)塊生產(chǎn)特征及相態(tài)變化，定義了無(wú)量綱產(chǎn)氣率，劃分為排水降壓階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段、穩(wěn)定產(chǎn)氣階段、產(chǎn)氣衰減階段4個(gè)排采階段；劉加?xùn)|等[18]通過(guò)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)總結(jié)，將生產(chǎn)階段劃分為產(chǎn)液不產(chǎn)氣、產(chǎn)液逐漸降低與產(chǎn)氣逐漸增加、產(chǎn)液與產(chǎn)氣基本穩(wěn)定3個(gè)階段，并量化了排采相應(yīng)階段的壓降速率。然而，前人研究多基于淺層井歷史數(shù)據(jù)的分析，現(xiàn)場(chǎng)適應(yīng)性及可操作性有待驗(yàn)證。借鑒前人研究成果，針對(duì)研究區(qū)深煤層的地質(zhì)特點(diǎn)，以流固耦合控產(chǎn)作用機(jī)理為指導(dǎo)，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(lái)，排采制度的調(diào)整歷經(jīng)了3個(gè)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(guó)家示范工程潘河區(qū)塊煤層氣排采經(jīng)驗(yàn)指導(dǎo)排采。然而，由于2個(gè)區(qū)塊靜態(tài)地質(zhì)的差異性，造成潘河區(qū)塊以盡快求產(chǎn)為理念的排采方式并不適合柿莊北地區(qū)深煤層的開(kāi)發(fā)。首先在區(qū)域構(gòu)造上，柿莊北區(qū)塊內(nèi)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(gòu)造格局，而潘河示范區(qū)整體上為西傾的單斜簡(jiǎn)單構(gòu)造，這種構(gòu)造上的差異造成3號(hào)煤層的煤體結(jié)構(gòu)差異，柿莊北區(qū)塊多以構(gòu)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(hào)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(chǔ)層物性方面同樣存在著較大的差異。此階段，現(xiàn)場(chǎng)以井口套壓大于零即開(kāi)啟針型閥或者油嘴釋放產(chǎn)能，導(dǎo)致氣井生產(chǎn)特征普遍表現(xiàn)為產(chǎn)能釋放早、見(jiàn)產(chǎn)前累計(jì)產(chǎn)水少、壓降漏斗擴(kuò)展受限、產(chǎn)能低、套壓下降快、上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)困難。

第2階段為中期摸索階段(2015年至2017年)。針對(duì)早期生產(chǎn)井出現(xiàn)的問(wèn)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(chǎn)出和滲流通道堵塞等問(wèn)題。該階段的排采實(shí)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(chǎn)的前提；同時(shí)發(fā)現(xiàn)，修井作業(yè)過(guò)程易導(dǎo)致井底流壓變化劇烈，引發(fā)煤粉堵塞滲流通道，進(jìn)而影響產(chǎn)能正常釋放，該問(wèn)題可通過(guò)帶壓作業(yè)或者緩慢釋放產(chǎn)能的方式減小井底流壓變化解決。

第3階段為標(biāo)準(zhǔn)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(diǎn)，細(xì)化排采制度，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，提出七段式控壓排采制度。該制度現(xiàn)場(chǎng)操作指導(dǎo)性較強(qiáng)，可以有效擴(kuò)大泄壓面積，加快產(chǎn)能釋放，已經(jīng)取得良好的開(kāi)發(fā)效果。

2 七段式控壓排采制度

煤層氣井在排采過(guò)程中先后經(jīng)歷了水相流、氣水兩相流、氣相流3個(gè)階段，相態(tài)的變化造成了導(dǎo)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(wǎng)系統(tǒng)有相對(duì)較好的導(dǎo)流能力，其本質(zhì)是通過(guò)控制井底流壓來(lái)控制產(chǎn)水、產(chǎn)氣速度，以保障泄壓面積內(nèi)滲流通道的有效。

通過(guò)區(qū)塊3個(gè)時(shí)期排采制度的調(diào)整與總結(jié)，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(jù)不同時(shí)期的生產(chǎn)特點(diǎn)，以?xún)?chǔ)層初始?jí)毫?、臨界解吸壓力、解吸壓力、提產(chǎn)壓力、穩(wěn)產(chǎn)壓力等為控制節(jié)點(diǎn)，將煤層氣井的排采劃分為自然降液階段、試抽階段、平衡產(chǎn)水階段、憋壓生產(chǎn)階段、控壓提產(chǎn)階段、控制穩(wěn)產(chǎn)階段和衰減階段，階段排采模式趨勢(shì)圖見(jiàn)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(jié)束后液面自井口自然下降，直至液面平穩(wěn)的階段。此時(shí)測(cè)得的液柱靜壓力數(shù)值上可認(rèn)為是煤儲(chǔ)層初始?jí)毫?，該壓力結(jié)合煤巖等溫吸附曲線還可以計(jì)算儲(chǔ)層理論含氣量，對(duì)于開(kāi)采地質(zhì)條件的評(píng)價(jià)具有十分重要的意義。

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

(3)階段3：平衡產(chǎn)水階段(b—c3)。煤儲(chǔ)層中的水在壓差的驅(qū)動(dòng)力下向井筒流動(dòng)，此時(shí)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(xì)化分為3部分。①穩(wěn)定降液階段(b—c1)。該階段為平衡產(chǎn)水階段的前期，同時(shí)也是降液速度最快的階段，該階段要防止壓敏效應(yīng)，根據(jù)儲(chǔ)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(chǎn)水量的降液速度會(huì)變化，因此，穩(wěn)定降液階段還需要對(duì)生產(chǎn)制度進(jìn)行適時(shí)調(diào)整，不斷滿(mǎn)足穩(wěn)定降液的排采要求，并隨時(shí)觀察排出水質(zhì)的變化，防止煤層煤粉的產(chǎn)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(jīng)過(guò)穩(wěn)定降液，當(dāng)煤層壓力接近預(yù)測(cè)臨界解吸壓力的1.2倍時(shí)，需降低產(chǎn)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(chǎn)出，擴(kuò)展壓降漏斗。③臨界產(chǎn)氣階段(c2—c3)。當(dāng)煤層壓力接近預(yù)測(cè)臨界解吸壓力時(shí)，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(jù)生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)曲線特征統(tǒng)計(jì)，這一變化多出現(xiàn)在井口套壓大于零前2～7 d，產(chǎn)生的原因是近井筒地帶煤層氣開(kāi)始解吸，井筒內(nèi)流態(tài)由水相流轉(zhuǎn)變?yōu)闅馑畠上嗔?。此階段需不斷地調(diào)整生產(chǎn)制度以穩(wěn)定液面波動(dòng)，盡量降低近井地帶單位距離壓差，實(shí)現(xiàn)井筒內(nèi)水相流平穩(wěn)過(guò)渡至氣水兩相流，以求取真實(shí)的煤層解吸壓力。

(4)階段4：憋壓生產(chǎn)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(dòng)的壓差來(lái)自于水壓與氣壓共同作用。儲(chǔ)層內(nèi)流體流動(dòng)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(yuǎn)處傳播的表達(dá)式為：

(1)

式中：pi為煤層氣解吸半徑內(nèi)任意一點(diǎn)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(nèi)任意一點(diǎn)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(kuò)散大于氣壓擴(kuò)散，產(chǎn)液量基本維持穩(wěn)定，當(dāng)產(chǎn)液量明顯變小時(shí)，說(shuō)明壓力傳遞轉(zhuǎn)換為以氣壓為主，則進(jìn)入控壓提產(chǎn)階段。現(xiàn)場(chǎng)利用套壓及產(chǎn)水量的變化來(lái)控制儲(chǔ)層氣體解吸速度，擴(kuò)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(chǎn)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(duì)煤屑和固相顆粒的攜帶能力相對(duì)較強(qiáng)，在持續(xù)降低井底流壓過(guò)程中需防止氣水混合流體在煤層中流速過(guò)快，引發(fā)煤層內(nèi)固相顆粒運(yùn)移而對(duì)煤層造成傷害，因此，應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)測(cè)日產(chǎn)水量變化，盡可能多地排出煤層遠(yuǎn)端水，以增大泄壓半徑。

(5)階段5：控壓提產(chǎn)階段(d—e)。憋壓階段的后期會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)水量驟減，意味著儲(chǔ)層壓力傳遞以氣壓為主，此時(shí)進(jìn)入控壓提產(chǎn)階段，是提高煤層氣井產(chǎn)量的最佳時(shí)機(jī)。通過(guò)井口壓力的釋放增大生產(chǎn)壓差，驅(qū)動(dòng)氣體持續(xù)解吸，與此同時(shí)，煤儲(chǔ)層遠(yuǎn)端水持續(xù)向井筒中運(yùn)移，繼續(xù)擴(kuò)大壓降范圍。開(kāi)啟針型閥或者采用小口徑油嘴生產(chǎn)時(shí)，產(chǎn)液量會(huì)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(dāng)產(chǎn)液量再次降低時(shí)，繼續(xù)利用緩慢釋放套壓的方式進(jìn)行產(chǎn)能釋放，微調(diào)大針型閥開(kāi)度或更換油嘴口徑幅度不超過(guò)2 mm，穩(wěn)流壓排采至少3周。

(6)階段6：控制穩(wěn)產(chǎn)階段(e—f)。經(jīng)過(guò)控壓提產(chǎn)階段，煤層的供水和供氣能力基本穩(wěn)定，進(jìn)入控制穩(wěn)產(chǎn)階段。該排采階段重點(diǎn)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(guò)動(dòng)液面穩(wěn)中有降來(lái)調(diào)節(jié)產(chǎn)水產(chǎn)氣的相互平衡。在氣量一定的前提下則優(yōu)先排水；當(dāng)氣量衰減時(shí)，通過(guò)降低動(dòng)液面，延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期，實(shí)現(xiàn)煤層氣產(chǎn)量最大化，直至動(dòng)液面到達(dá)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(chǎn)氣量上升空間。

(7)階段7：衰減階段(f之后)。穩(wěn)產(chǎn)一定時(shí)間后，近井地帶氣體大部分已解吸，遠(yuǎn)端解吸氣體補(bǔ)充不足時(shí)，氣量開(kāi)始衰減，該階段特征為煤層供液量明顯不足，產(chǎn)液量極小或者不產(chǎn)液。針對(duì)這種井可以采用間開(kāi)或停抽方式進(jìn)行生產(chǎn)，盡可能延長(zhǎng)產(chǎn)氣時(shí)間。

3 制度優(yōu)化對(duì)比

七段式控壓排采制度強(qiáng)調(diào)7個(gè)階段的井底流壓控制，使得壓降面積自井筒由近及遠(yuǎn)緩慢持續(xù)擴(kuò)散，達(dá)到生產(chǎn)井之間井間干擾，實(shí)現(xiàn)區(qū)域整體降壓。如圖2a所示，當(dāng)井底流壓降至解吸壓力前，儲(chǔ)層流態(tài)為液相單相流，通過(guò)控制產(chǎn)液，緩慢降低井底流壓，形成水壓降落漏斗；當(dāng)井底流壓低于解吸壓力后，儲(chǔ)層流態(tài)為兩相流，通過(guò)對(duì)產(chǎn)水、產(chǎn)氣控制使得壓降范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，產(chǎn)生井間干擾，實(shí)現(xiàn)區(qū)域整體泄壓。

早期的快速提產(chǎn)排采壓降則是在短時(shí)間內(nèi)井底流壓快速降至解吸壓力以下，如圖2b所示。井筒內(nèi)動(dòng)液面表現(xiàn)為快速下降，遠(yuǎn)端水來(lái)不及向近井筒地帶疏導(dǎo)，造成近井地帶壓降漏斗過(guò)陡，而煤儲(chǔ)層的低楊氏模量及低滲透率的特點(diǎn)決定了對(duì)應(yīng)力十分敏感，因此這種壓降漏斗過(guò)陡會(huì)使儲(chǔ)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(yùn)移造成儲(chǔ)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(chǎn)月數(shù)和投產(chǎn)月數(shù)進(jìn)行歸一化處理，圖3為不同排采制度歸一化井底流壓與產(chǎn)氣量變化情況。七段式控壓排采制度可實(shí)現(xiàn)煤層氣井長(zhǎng)時(shí)間處于高井底流壓狀態(tài)生產(chǎn)(圖3a)，單井產(chǎn)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(duì)比

圖3 不同排采制度歸一化井底流壓與產(chǎn)氣量變化情況

4 制度應(yīng)用分析

考慮到地質(zhì)因素、工程因素等多方面因素對(duì)煤層氣井產(chǎn)氣量會(huì)產(chǎn)生較大影響，以2016年5月投產(chǎn)的X162井(直井)2次長(zhǎng)時(shí)間停排為時(shí)間節(jié)點(diǎn)，對(duì)比排采制度建立前后的生產(chǎn)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(shù)后12 d即卡泵，其原因?yàn)椴捎迷贫扰挪蛇^(guò)快，井底流壓變化過(guò)大引起煤粉運(yùn)移。實(shí)際上見(jiàn)氣前近井筒地帶煤層氣已開(kāi)始解吸，井筒內(nèi)流體流態(tài)由水相流轉(zhuǎn)變?yōu)闅馑畠上嗔?，而該井在?jiàn)氣前不斷提高沖次至4.5次/min，見(jiàn)氣當(dāng)日井底流壓降低達(dá)1.00 MPa，在壓差作用下，煤層中混合流體流速過(guò)快，引發(fā)了煤層內(nèi)固相顆粒的運(yùn)移，2017年4月經(jīng)解卡作業(yè)確認(rèn)為煤粉卡泵；恢復(fù)產(chǎn)液88 d后，第2次井口顯示套壓，當(dāng)日套壓突升至1.91 MPa、井底流壓降低0.36 MPa，同時(shí)開(kāi)啟針型閥實(shí)現(xiàn)快速求產(chǎn)。此次開(kāi)啟針型閥前并未經(jīng)過(guò)憋壓階段而是直接進(jìn)入提產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)階段，泄壓半徑相對(duì)有限，穩(wěn)產(chǎn)階段平均日產(chǎn)氣量為664.0 m3/d，平均日產(chǎn)水量為3.1 m3/d。②第2次停排。2018年3月因抽采設(shè)備故障停排2個(gè)月，恢復(fù)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(dāng)日井底流壓降低僅為0.12 MPa；見(jiàn)氣后進(jìn)入憋壓生產(chǎn)階段達(dá)42 d，此階段日產(chǎn)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(shí)出現(xiàn)日產(chǎn)水量大幅降低，此時(shí)井底流壓與儲(chǔ)層壓差不斷趨于穩(wěn)定，泄壓半徑持續(xù)向遠(yuǎn)端擴(kuò)展，隨即開(kāi)啟針型閥進(jìn)入控壓提產(chǎn)階段。

對(duì)比2次提產(chǎn)階段的生產(chǎn)數(shù)據(jù)(圖4)，第1次快速提產(chǎn)階段，日產(chǎn)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(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量上升至1115.0 m3/d，套壓由1.20 MPa降至0.50 MPa。經(jīng)對(duì)比，采用七段式控壓排采制度經(jīng)過(guò)憋壓階段進(jìn)入控壓提產(chǎn)階段后，日產(chǎn)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(guò)分析柿莊北區(qū)塊2015年以前投產(chǎn)的同井區(qū)的20口井，放氣套壓為0.02～0.40 MPa，且均為見(jiàn)套壓當(dāng)日即開(kāi)啟針型閥進(jìn)入快速提產(chǎn)階段，多數(shù)井最高日產(chǎn)氣量在500.0 m3/d左右；針對(duì)2017年底投產(chǎn)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(jiàn)氣，平均產(chǎn)氣量為703.0 m3/d，其中，已進(jìn)入控壓提產(chǎn)階段的19口井中有11口日產(chǎn)氣量超過(guò)1 000.0 m3/d，平均套壓為0.40 MPa，仍具有較大上產(chǎn)潛力。對(duì)比七段式控壓排采制度應(yīng)用前后的效果，區(qū)塊同井區(qū)達(dá)產(chǎn)率均值由19.3%上升至52.3%，提產(chǎn)效果較為顯著。

圖4X162井2次提產(chǎn)日產(chǎn)氣量與套壓對(duì)比

5 結(jié) 論

(1) 柿莊北區(qū)塊屬于深部煤層氣開(kāi)發(fā)，與淺部煤層氣存在較大差異性。由于其普遍具有較強(qiáng)的應(yīng)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(chǎn)有助于高產(chǎn)。

(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(qiáng)調(diào)憋壓與開(kāi)啟針型閥(或油嘴)釋放套壓時(shí)機(jī)的把控，利用套壓及產(chǎn)水量的變化來(lái)控制儲(chǔ)層氣體解吸速度，擴(kuò)展氣相滲透范圍，保持滲流速率相對(duì)穩(wěn)定，當(dāng)井底壓力擴(kuò)散以水壓為主時(shí)，盡可能多地排出煤層遠(yuǎn)端水；當(dāng)產(chǎn)液量明顯降低，井底壓力擴(kuò)散以氣壓為主時(shí)，把握釋放產(chǎn)能時(shí)機(jī)，持續(xù)增大泄壓面積。

(3) 七段式控壓排采制度可實(shí)現(xiàn)煤層氣井長(zhǎng)時(shí)間處于較高井底流壓狀態(tài)生產(chǎn)，單井產(chǎn)能與衰減速率得到了明顯提高與減緩。將該制度應(yīng)用于柿莊北區(qū)塊，同井區(qū)達(dá)產(chǎn)率均值由19.3%上升至52.3%，提產(chǎn)效果顯著。