深層煤層氣全生命周期一體化排采工藝探索?以大寧–吉縣區(qū)塊為例

曾雯婷，葛騰澤,2，王 倩，龐 斌，劉印華，張 康，余莉珠

(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)

目前國(guó)內(nèi)煤層氣的勘探開(kāi)發(fā)主要集中在1 500 m以淺的中淺部[1-2]，根據(jù)第4 次煤層氣資源評(píng)價(jià)，全國(guó)埋深1 500～2 000 m 煤層氣資源為11.93×1012m3[3-4]，埋深2 000～3 000 m 的煤層氣資源為18.47×1012m3[5-6]，深部煤層氣資源豐富但整體開(kāi)發(fā)程度相對(duì)較低[7]。大寧–吉縣區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣，探明了我國(guó)首個(gè)2 000 m 以深部煤層氣田，1 500 m 以深煤層分布面積2 334 km2，預(yù)測(cè)資源量5 428.8×108m3，具有廣闊的勘探開(kāi)發(fā)前景。

從鄂爾多斯盆地東緣煤層氣開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及調(diào)研情況看，煤層氣井生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)水量變化較大，排采初期產(chǎn)液量較高，產(chǎn)氣后逐漸降低[8]。為了滿足連續(xù)、穩(wěn)定排采需求和低成本開(kāi)發(fā)原則，目前國(guó)內(nèi)煤層氣井排采大部分采用抽油機(jī)舉升系統(tǒng)，少數(shù)采用螺桿泵、射流泵等，氣舉工藝應(yīng)用極少。

深層煤層氣與中淺層地質(zhì)條件、生產(chǎn)特征等存在較大差異[9]，造成在中淺層煤層氣井成熟應(yīng)用的抽油機(jī)舉升系統(tǒng)在深層煤層氣井上應(yīng)用的適應(yīng)性較差，存在腐蝕、偏磨、結(jié)晶和氣鎖等問(wèn)題，頻繁修井導(dǎo)致排采不連續(xù)、儲(chǔ)層傷害，影響氣井產(chǎn)能釋放。因此，高效排采成為制約深層煤層氣高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)瓶頸之一，研究適合于深層煤層氣生產(chǎn)特點(diǎn)的排采工藝迫在眉睫。綜合分析深層煤層氣井生產(chǎn)特點(diǎn)、現(xiàn)有舉升工藝存在問(wèn)題及原因，認(rèn)為可充分利用深層煤層氣井壓力高、氣液比高的優(yōu)勢(shì)，探索驗(yàn)證泡排、增壓氣舉、柱塞氣舉等工藝在深層煤層氣井上應(yīng)用的適用性和經(jīng)濟(jì)可行性，從根本上解決抽油機(jī)舉升系統(tǒng)面臨的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定排采和降本增效的目的。

優(yōu)選管柱氣舉和柱塞氣舉工藝在國(guó)內(nèi)外煤層氣井上有試驗(yàn)成功案例，但數(shù)據(jù)較少，未進(jìn)行推廣應(yīng)用。優(yōu)選管柱氣舉方面，美國(guó)黑勇士盆地煤層氣井曾使用撓性油管給帶偏心工作筒的油管進(jìn)行注氣的氣舉方法[10]，華北油田煤層氣井中曾使用同心管來(lái)進(jìn)行氣舉排水作業(yè)[11]，證實(shí)了煤層氣井可使用同心管等管柱將產(chǎn)氣通道和產(chǎn)液通道區(qū)分開(kāi)[12]，采用氣舉方式進(jìn)行排采。柱塞氣舉方面，美國(guó)圣胡安盆地在1 500～2 000 m 深的煤層氣井上有應(yīng)用柱塞氣舉工藝的案例，完井管柱為油管，油套連通，便于柱塞運(yùn)行，排采前期多用螺桿泵排液，待能夠穩(wěn)定自噴生產(chǎn)后選用柱塞氣舉工藝進(jìn)行生產(chǎn)；國(guó)內(nèi)煤層氣井尚未開(kāi)展柱塞氣舉試驗(yàn)或與氣舉的復(fù)合試驗(yàn)，在冀東油田南堡人工島砂巖油藏上有大量應(yīng)用氣舉配合柱塞的復(fù)合工藝，以減少注氣量，采用多級(jí)氣舉閥減少注氣壓力，利用封隔器增加氣舉效率，應(yīng)用效果良好。

在鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中，目前已成功實(shí)現(xiàn)國(guó)內(nèi)首次在深層煤層氣井采用優(yōu)選管柱自噴生產(chǎn)，對(duì)常規(guī)氣井排水采氣工藝應(yīng)用于煤層氣排采的創(chuàng)新探索意義重大。本文通過(guò)分析總結(jié)影響排采連續(xù)性的主要因素，根據(jù)深層煤層氣井不同階段生產(chǎn)參數(shù)及氣液比的變化，同時(shí)結(jié)合水平井的主體開(kāi)發(fā)井型[13]，提出深層煤層氣全生命周期一體化排采工藝，以期為后期深層煤層氣大規(guī)模開(kāi)發(fā)奠定基礎(chǔ)。

1 大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣特點(diǎn)

1.1 儲(chǔ)層特點(diǎn)

大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣與同區(qū)塊中淺層煤層氣相比，儲(chǔ)層特征和生產(chǎn)特征均差異較大[14-15]。深部煤層埋深大、地層壓力平均20 MPa，是中淺部的2.5 倍；含氣量平均25 m3/t，是中淺部的2.1 倍；含氣飽和度平均96.6%，是中淺部的1.5 倍；儲(chǔ)層滲透率極低，平均滲透率0.016×10?3μm2，僅為中淺部的6%，總體表現(xiàn)出“高壓、高含氣、特低滲”的特點(diǎn)[16-17]。

1.2 煤層氣生產(chǎn)特征

根據(jù)試采井的生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)分析，深層煤層氣井平均見(jiàn)氣壓力19.4 MPa，是中淺層的4 倍；平均見(jiàn)氣時(shí)間僅9 d，中淺層煤層氣井的平均見(jiàn)氣時(shí)間為160 d，由于游離氣占比高，58%的井開(kāi)井即產(chǎn)氣。生產(chǎn)特征可劃分為3 個(gè)階段，生產(chǎn)規(guī)律、氣液比變化曲線如圖1、圖2 所示。初期階段以游離氣為主[18]，表現(xiàn)出投產(chǎn)后即產(chǎn)氣，產(chǎn)氣量達(dá)到較高值，初期產(chǎn)液量較高，呈逐步下降趨勢(shì)，此時(shí)氣液比隨著井底壓力的下降緩慢上升，約投產(chǎn)兩個(gè)月后平均氣液比超過(guò)500 m3/m3；中期階段產(chǎn)氣從游離氣為主過(guò)渡為吸附氣為主，統(tǒng)計(jì)當(dāng)壓裂液返排率達(dá)到30%～50%時(shí)，產(chǎn)水量降低至較低值，單井日產(chǎn)液量為0.08～0.6 m3，此時(shí)井底壓力降低至6 MPa以下，氣液比上升速度加快，從1 000 m3/m3上升至10 000 m3/m3以上；后期階段井底壓力和套壓較低，幾乎不產(chǎn)液，產(chǎn)氣量緩慢下降，氣液比維持在較高水平[19]。

圖1 深層煤層氣生產(chǎn)規(guī)律曲線Fig.1 Production curves of deep coalbed methane

圖2 深層煤層氣排采井歸一化氣液比變化曲線Fig.2 Normalized change curve of gas-liquid ratio during deep coalbed methane drainage

2 現(xiàn)有舉升工藝存在問(wèn)題及原因分析

大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣試采井主體應(yīng)用有桿泵舉升工藝，占比93%。試采井生產(chǎn)半年后，大部分井的泵沉沒(méi)度降低至50 m 以下，平均泵效僅15%左右，平均檢泵周期345 d，明顯低于同區(qū)塊中淺層煤層氣井檢泵周期(平均782 d)。深層煤層氣井普遍存在低沉沒(méi)度、低泵效、短檢泵周期的問(wèn)題，說(shuō)明抽油機(jī)舉升系統(tǒng)對(duì)深層煤層氣井適用性較差，分析影響排采井連續(xù)生產(chǎn)的原因主要包括腐蝕、偏磨、結(jié)晶和氣鎖等。

2.1 腐蝕及偏磨

深層煤層氣井腐蝕問(wèn)題突出，根據(jù)氣體組分、水質(zhì)分析結(jié)果，試采井產(chǎn)出水的平均礦化度為120 g/L，是同區(qū)塊中淺層煤層氣的9.1 倍，其中，氯離子質(zhì)量濃度平均值為80 g/L，氣體組分中酸性氣體CO2體積分?jǐn)?shù)平均為4.28%，排采一年后產(chǎn)出液平均pH 值為5.2，仍呈酸性。通過(guò)實(shí)驗(yàn)對(duì)腐蝕機(jī)理進(jìn)行分析，采用三電極系統(tǒng)檢測(cè)電化學(xué)曲線，研究得出腐蝕過(guò)程中為陽(yáng)極氧化反應(yīng)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，腐蝕最終出現(xiàn)碳酸鈣和碳酸鐵腐蝕產(chǎn)物，同時(shí)溶液中出現(xiàn)由氧化亞鐵和氧化鐵組成的四氧化三鐵黑色腐蝕產(chǎn)物，由于溶液中大量活性氯離子的存在，會(huì)局部加速以上反應(yīng)的進(jìn)行，形成嚴(yán)重點(diǎn)蝕，與實(shí)際修井過(guò)程中發(fā)現(xiàn)的腐蝕形態(tài)相符(圖3)。因此，分析認(rèn)為高礦化度、酸性環(huán)境是造成深層煤層氣井極易出現(xiàn)腐蝕的主要原因。目前因腐蝕原因修井的井次占比28%，并呈上升趨勢(shì)，成為影響排采連續(xù)性主要原因之一。

圖3 深層煤層氣井油管腐蝕孔Fig.3 Corrosion pit of tubing in deep coalbed methane drainage

深層煤層氣井的井深大，井型多為斜井、水平井，生產(chǎn)過(guò)程中沉沒(méi)度長(zhǎng)期低于50 m，抽油機(jī)舉升系統(tǒng)的桿管失穩(wěn)嚴(yán)重，腐蝕問(wèn)題也加劇偏磨，導(dǎo)致修井頻繁，影響排采連續(xù)性。

2.2 結(jié) 晶

與中淺層不同，結(jié)晶是深層煤層氣井生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)的一種特殊現(xiàn)象，通過(guò)分析結(jié)晶井分布位置和特點(diǎn)，認(rèn)為結(jié)晶井主要出現(xiàn)在構(gòu)造斜坡帶、水動(dòng)力條件較弱的區(qū)域，水型為CaCl2型，礦化度均高于200 g/L，最高可達(dá)320 g/L，隨著排采的進(jìn)行，溫度、壓力下降導(dǎo)致鹽結(jié)晶析出，這是造成此類井卡堵抽油泵的主要原因。

2.3 氣 鎖

深層煤層氣井受氣鎖影響的程度明顯高于中淺層煤層氣井，由于地層壓力較高，天然氣在水中溶解度高，根據(jù)甲烷在水中的溶解度圖版(圖4)得出，60℃、20 MPa 壓力下的溶解度可達(dá)2.7 m3/m3，是同區(qū)塊中淺層煤層氣井的1.3 倍。同時(shí)深層煤層氣井的氣液比高，抽油泵活塞抽吸作用使泵筒壓力降低，根據(jù)理想氣體狀態(tài)方程，小氣泡在吸液口及泵筒膨脹、聚集，形成較大氣泡充滿泵筒，從而影響泵效，降低舉升系統(tǒng)效率。

圖4 地層水中天然氣溶解度與壓力、溫度的關(guān)系[20]Fig.4 Relationship of natural gas solubility in formation water with the pressure and temperature[20]

綜上所述，由于深層煤層氣具有埋深大、壓力高、氣液比高、產(chǎn)出液礦化度高等特點(diǎn)，抽油機(jī)舉升系統(tǒng)在應(yīng)用時(shí)出現(xiàn)了腐蝕、氣鎖、卡堵泵等一系列問(wèn)題，頻繁修井導(dǎo)致排采不連續(xù)、儲(chǔ)層傷害，影響氣井產(chǎn)能釋放(圖5)。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，每次修井后造成的產(chǎn)氣量損失為10%～20%。同時(shí)深層煤層氣下步開(kāi)發(fā)主體井型為水平井，抽油泵在水平井中的下入深度受井斜等限制，無(wú)法滿足最大限度排水降壓的需求，因此，亟需探索適合深層煤層氣生產(chǎn)特點(diǎn)的排采工藝。

圖5 短檢泵周期典型井排采曲線Fig.5 Typical well drainage curves with short pump inspection period

3 深層煤層氣井排采工藝思路

結(jié)合深層煤層氣井生產(chǎn)3 個(gè)階段的特征，充分利用其高壓、高氣液比、初期游離氣多的特點(diǎn)，需探索一套低成本、高效率，且滿足全生命周期3 個(gè)不同階段排采需求的一體化排采工藝組合，認(rèn)為該排采工藝組合應(yīng)滿足以下原則：(1) 滿足深層煤層氣井排采控制需求，可獲取井底流壓參數(shù)及變化；(2) 可滿足最大限度降低井底壓力的需求，充分釋放煤層氣井產(chǎn)能；(3) 井下結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，無(wú)抽油桿等運(yùn)動(dòng)部件，不易出現(xiàn)偏磨、腐蝕、結(jié)垢、氣鎖等問(wèn)題；(4) 充分利用游離氣和氣井自身能量，實(shí)現(xiàn)一體化，在各階段之間轉(zhuǎn)換方便，連續(xù)排采，降低成本。

基于此原則，一體化排采工藝設(shè)計(jì)的技術(shù)路線如圖6 所示，生產(chǎn)初期因游離氣為主，壓力和產(chǎn)氣量較高，可優(yōu)選生產(chǎn)管柱，利用氣井自身能量(可配合泡排)排采；生產(chǎn)中期產(chǎn)氣量較低，氣液比較高，達(dá)到一定氣液比后，采用柱塞氣舉排采，保障低成本連續(xù)生產(chǎn)；后期壓力較低，無(wú)法達(dá)到柱塞運(yùn)行要求時(shí)，采用地面壓縮機(jī)進(jìn)行增壓氣舉，配合柱塞進(jìn)行排液，形成一套氣井全生命周期一體化的“三段式”排采工藝組合。

圖6 深層煤層氣井全生命周期一體化“三段式”排采工藝技術(shù)路線Fig.6 Integrated “three-stage” technology for deep coalbed methane drainage in full life cycle

一體化排采工藝井下結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，井下管柱如圖7所示，第一階段下入小直徑油管或者連續(xù)油管作為生產(chǎn)管柱，柱塞工作筒提前預(yù)置在管柱內(nèi)；轉(zhuǎn)換到第二階段，無(wú)需作業(yè)可直接投入柱塞，地面提前預(yù)留增壓設(shè)備的接口；第三階段安裝壓縮機(jī)，即可轉(zhuǎn)換實(shí)施增壓氣舉。因此，一體化排采工藝可保障氣井連續(xù)生產(chǎn)，各階段轉(zhuǎn)換無(wú)需作業(yè)，沒(méi)有運(yùn)動(dòng)部件，從根本上解決“抽油機(jī)+管式泵”舉升系統(tǒng)存在的偏磨、腐蝕、結(jié)晶物卡堵泵、氣鎖等系列問(wèn)題，同時(shí)利用了深層煤層氣井的生產(chǎn)特征，將應(yīng)用抽油機(jī)舉升系統(tǒng)中的劣勢(shì)充分轉(zhuǎn)化為優(yōu)勢(shì)，有效降低成本。

圖7 一體化排采工藝井下管柱Fig.7 Downhole string of integrated drainage technology

4 工藝適用性與經(jīng)濟(jì)性

4.1 適用性分析

生產(chǎn)初期，利用氣井自身能量排采降壓已在工區(qū)內(nèi)深層煤層氣井得到了成功應(yīng)用，滿足初期排采要求。以DJ1-1 井為例(圖8)，下入生產(chǎn)管柱通過(guò)氮?dú)廛?chē)氣舉啟動(dòng)后，該井實(shí)現(xiàn)自噴生產(chǎn)，通過(guò)連續(xù)加注泡排劑進(jìn)行泡沫助排，截至2022 年7 月19 日，已連續(xù)平穩(wěn)產(chǎn)氣210 d，平均日產(chǎn)氣量7 515 m3。目前已有4 口井下入生產(chǎn)管柱后利用氣井自身能量配合連續(xù)泡排方式排采，投產(chǎn)時(shí)間最早的試驗(yàn)井已連續(xù)生產(chǎn)228 d，產(chǎn)氣量穩(wěn)定，適用性較好。

圖8 典型井DJ1-1 井排采曲線Fig.8 Drainage curves of typical well DJ1-1

生產(chǎn)中期，根據(jù)柱塞氣舉工藝適用條件，計(jì)算深層煤層氣井不同生產(chǎn)階段的氣液比及凈工作壓力(即套壓與外輸壓力的差值)的關(guān)系，分析柱塞氣舉工藝技術(shù)的可行性。

根據(jù)Q/SY 01014?2017《柱塞氣舉技術(shù)規(guī)范》，柱塞氣舉工藝的適應(yīng)條件為：產(chǎn)液量宜小于30 m3/d；井深宜小于5 000 m；油套連通時(shí)氣液比不小于200 m3/(m3·km)；關(guān)井套壓宜不小于1.5 倍井口節(jié)流后壓力；下入位置井斜不超過(guò)60°。從技術(shù)適用條件上看，深層煤層氣井產(chǎn)氣后滿足柱塞氣舉應(yīng)用條件。

根據(jù)2 500 m 井深下?60 mm 油管柱塞的適用性圖版(圖9)，選取3 口典型井對(duì)投產(chǎn)后的日生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算，繪制氣液比和凈工作壓力的散點(diǎn)圖(圖10?圖12)并疊合于柱塞的適用性圖版中，分析柱塞氣舉工藝的適用性。從圖中可以看出，在外輸壓力不高于1.0 MPa 的條件下，DJ3-1，DJ3-2、DJ3-3 井的日生產(chǎn)參數(shù)中分別有92.3%、87.5%、99.0%的數(shù)據(jù)點(diǎn)位于2 500 m井深?60 mm 油管柱塞適用曲線的右上方，也就是符合柱塞氣舉工藝適用條件，用此方法對(duì)已投產(chǎn)深層煤層氣所有試采井生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行測(cè)算，所有井均在初期產(chǎn)氣和中后期較長(zhǎng)穩(wěn)定產(chǎn)氣階段可滿足柱塞氣舉工藝應(yīng)用條件。目前采用一體化排采工藝的4 口試驗(yàn)井由于投產(chǎn)時(shí)間較短，尚處于自噴輔助泡排的初期階段，其中1 口水平井已預(yù)置柱塞工作筒，待不能連續(xù)自噴生產(chǎn)后投入柱塞輔助排液。

圖9 ?60 mm 油管柱塞適用性圖版[21]Fig.9 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger[21]

圖10 DJ3-1 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.10 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-1

圖11 DJ3-2 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.11 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-2

圖12 DJ3-3 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.12 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-3

生產(chǎn)后期，氣井進(jìn)入低產(chǎn)期，井底壓力和井口壓力較低，產(chǎn)液量極低，接入壓縮機(jī)進(jìn)行循環(huán)增壓氣舉排水降壓，配合柱塞排采提高排液效率，最大限度降低壓力促進(jìn)煤層氣解吸產(chǎn)氣。此階段只需要較低注氣量(預(yù)測(cè)3 000～5 000 m3/d)，使用小型壓縮機(jī)即可。

4.2 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

通過(guò)對(duì)在深層煤層氣井應(yīng)用過(guò)的射流泵、抽油機(jī)+桿式泵工藝與一體化排采工藝的設(shè)備購(gòu)置一次性投入，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，修井費(fèi)用，檢泵周期進(jìn)行對(duì)比(表1)，按照目前的市場(chǎng)采購(gòu)價(jià)格，滿足5 000 m3/d、注氣壓力5 MPa 的壓縮機(jī)費(fèi)用約30 萬(wàn)元，從表1 可以看出，一體化排采工藝的一次性投入較大，較抽油機(jī)+桿式泵井高19.78 萬(wàn)元，較射流泵井高8.6 萬(wàn)元。從運(yùn)行維護(hù)成本來(lái)看，第一階段自噴生產(chǎn)和第二階段柱塞氣舉的運(yùn)行維護(hù)成本較低，壓縮機(jī)運(yùn)行維護(hù)成本較高但僅在第三階段應(yīng)用，因此抽油機(jī)+桿式泵井和射流泵井平均每年的運(yùn)行維護(hù)成本分別比一體化排采工藝多4 萬(wàn)元和7 萬(wàn)元。從排采連續(xù)性和產(chǎn)氣效果來(lái)看，目前應(yīng)用抽油機(jī)+桿式泵工藝的深層煤層氣井平均檢泵周期為345 d，經(jīng)統(tǒng)計(jì)因偏磨、腐蝕、結(jié)晶、氣鎖等原因修井造成的排采不連續(xù)，可導(dǎo)致每次修井后發(fā)生10%～20%的產(chǎn)量損失，一體化排采工藝生產(chǎn)的連續(xù)性最好，無(wú)修井作業(yè)，對(duì)儲(chǔ)層的傷害最低。

表1 三種舉升工藝經(jīng)濟(jì)性對(duì)比Table 1 Economic comparison of three lifting technologies

綜合對(duì)比，一體化排采工藝2 年以上總成本為106 萬(wàn)元，即可實(shí)現(xiàn)3 種工藝中總成本最低，如按照10 年預(yù)估(基于目前試采井檢泵周期和運(yùn)行費(fèi)用)，總成本204 萬(wàn)元較抽油機(jī)舉升系統(tǒng)、射流泵分別降低30%、28%，一體化排采工藝具有較好的經(jīng)濟(jì)適應(yīng)性。在排采井穩(wěn)定生產(chǎn)期間，一體化排采工藝大部分階段不需要或僅需極低的壓縮機(jī)注入壓力即可滿足生產(chǎn)或柱塞運(yùn)行需求，因此，在深層煤層氣大規(guī)模開(kāi)發(fā)階段，大井臺(tái)輪換使用壓縮機(jī)可進(jìn)一步降低一次性投入，顯著提高經(jīng)濟(jì)效益。

5 應(yīng)用前景

目前大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣井中已有4 口井證實(shí)可自噴穩(wěn)定生產(chǎn)，其中1 口水平井最高日產(chǎn)氣量達(dá)10 萬(wàn)m3，可連續(xù)自噴攜液，日產(chǎn)水量120 m3，3 口定向井連續(xù)穩(wěn)定排采2～5 個(gè)月，日產(chǎn)氣量在0.5～2.5 萬(wàn)m3。目前已驗(yàn)證在深層煤層氣井生產(chǎn)初期采用油管自噴生產(chǎn)的可行性，待投入柱塞生產(chǎn)，進(jìn)一步驗(yàn)證柱塞氣舉工藝在深層煤層氣井的適應(yīng)性。

鄂爾多斯盆地東緣是我國(guó)當(dāng)前深部煤層氣勘探的重點(diǎn)地區(qū)，其中大寧–吉縣區(qū)塊是國(guó)內(nèi)首個(gè)2 000 m 以深超千億方探明儲(chǔ)量的整裝深部煤層氣田，試驗(yàn)探索適合的排采技術(shù)對(duì)規(guī)模開(kāi)發(fā)具有重要意義，對(duì)國(guó)內(nèi)深部煤層氣開(kāi)發(fā)具有示范作用。

6 結(jié)論

a.與同區(qū)塊中淺層煤層氣相比，深層煤層埋深大、壓力高、含氣量高、含氣飽和度高、滲透率低，試采井生產(chǎn)過(guò)程中表現(xiàn)出見(jiàn)氣早、氣液比高、產(chǎn)出液礦化度高等特點(diǎn)，儲(chǔ)層特征和生產(chǎn)特征均表現(xiàn)出較大差異。

b.有桿泵舉升工藝在深層煤層氣井上應(yīng)用的適應(yīng)性較差，在鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區(qū)塊應(yīng)用時(shí)，主要影響因素有腐蝕、偏磨、結(jié)晶、氣鎖等。另外，規(guī)模開(kāi)發(fā)主體井型為水平井，現(xiàn)有技術(shù)不適應(yīng)。

c.根據(jù)深層煤層氣不同階段生產(chǎn)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了初期下入小直徑油管，利用自身能量自噴生產(chǎn)，中期柱塞氣舉；后期采用氣舉配合柱塞的氣井全生命周期一體化排采工藝組合，從根本上解決抽油機(jī)舉升系統(tǒng)存在問(wèn)題，分析證實(shí)其技術(shù)可行且更加經(jīng)濟(jì)，目前已試驗(yàn)應(yīng)用4 口井，處于初期階段，該階段效果較好。

d.下一步跟蹤分析試驗(yàn)井參數(shù)，確定一體化排采工藝中各工藝的應(yīng)用時(shí)機(jī)，待試驗(yàn)井下入柱塞后，分析驗(yàn)證柱塞氣舉排采模式對(duì)深層煤層氣井的適應(yīng)性。我國(guó)深層煤層氣資源豐富，一體化排采工藝技術(shù)具有良好的經(jīng)濟(jì)適應(yīng)性，應(yīng)用前景廣闊。