延川南煤層氣井合理配產(chǎn)及其排采控制

趙興龍

（中國(guó)石化華東油氣分公司臨汾煤層氣分公司，山西臨汾041000）

在煤層氣排采過(guò)程中，經(jīng)常出現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)期非常短的井，累積產(chǎn)氣量往往非常低，經(jīng)濟(jì)效益差。造成該現(xiàn)象的主要因素之一就是配產(chǎn)不合理，盲目追求高產(chǎn)，排采速率較大，煤儲(chǔ)層受到傷害。針對(duì)這一問(wèn)題，有必要對(duì)煤層氣井合理配產(chǎn)及其排采控制進(jìn)行深入研究，延長(zhǎng)氣井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)期。

目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)于這方面內(nèi)容研究取得一定成果[1-18]?？祱A圓等（2012）在對(duì)樊莊和韓城礦區(qū)煤層氣井生產(chǎn)特征及影響因素進(jìn)行分析研究后認(rèn)為，合適的排采制度是保證煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的主要條件[19]。劉燕紅（2012）認(rèn)為產(chǎn)氣初期降壓速度要緩慢，產(chǎn)量上升階段根據(jù)套壓變化幅度決定降壓速度，避免“停抽”以及排采制度的“突變”[20]。秦義等（2011）提出了沁水盆地南部高煤階煤層氣井“五段三壓”法的科學(xué)排采控制技術(shù)[21]。李國(guó)富（2012）認(rèn)為在排水為主的前期排采階段，排采工作制度以控制動(dòng)液面為核心來(lái)制定；在產(chǎn)氣為主的中后期穩(wěn)定生產(chǎn)階段，排采工作制度以控制套壓為核心來(lái)制定[22]。李清（2012）基于延川南工區(qū)井筒周圍煤巖應(yīng)力狀態(tài)的分析，通過(guò)對(duì)煤巖降壓速率的力學(xué)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷奶接?，以現(xiàn)場(chǎng)排采數(shù)據(jù)和產(chǎn)量變化為依據(jù)，定量探索流壓降幅與煤層埋深之間的關(guān)系[23]。彭興平在2014年提出了延川南煤層氣田“五段三壓法”的排采制度，同時(shí)重點(diǎn)探討了儲(chǔ)層壓力、解吸壓力和穩(wěn)產(chǎn)壓力等關(guān)鍵參數(shù)的預(yù)測(cè)方法，為延川南煤層氣田的開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)[24]。陳貞龍等（2019）制定了延川南煤層氣田深部煤層氣，基于解吸理論的智能化精細(xì)排采控制技術(shù)[25]。

合理配產(chǎn)對(duì)于煤層氣井的排采控制非常關(guān)鍵，國(guó)內(nèi)外對(duì)這方面內(nèi)容的研究較為鮮見(jiàn)，因此本次研究以延川南煤層氣田為研究區(qū)，提出合理配產(chǎn)方法，并以穩(wěn)產(chǎn)流壓為排采控制關(guān)鍵點(diǎn)，進(jìn)行排采控制定量化研究。

1 地質(zhì)背景

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東緣南段河?xùn)|煤田的南部。東以紫荊山斷裂帶與晉西隆起帶相連，西接鄂爾多斯盆地韓城礦區(qū)（圖1），屬盆地內(nèi)穩(wěn)定型海陸交互相含煤碎屑沉積。氣田內(nèi)發(fā)育四條二級(jí)斷層，將延川南煤層氣田劃分為2個(gè)主要的二級(jí)構(gòu)造單元，分別是：譚坪構(gòu)造帶和萬(wàn)寶山構(gòu)造帶。

譚坪構(gòu)造帶位于氣田東部，較西部萬(wàn)寶山構(gòu)造帶，主力煤層2#煤埋深較淺，800～1 000 m，煤巖鏡質(zhì)組反射率（Ro）為2.0%～2.4%，煤變質(zhì)程度、蘭氏壓力（平均為2.45 MPa）和解吸壓力（3.0～4.0 MPa）稍低；萬(wàn)寶山構(gòu)造帶2#煤埋深較大，1 000～1 500 m，煤巖鏡質(zhì)組反射率（Ro）為2.5%～2.9%，煤變質(zhì)程度、蘭氏壓力（平均為3.61 MPa）和解吸壓力（6.0～8.0 MPa）稍高。

2 煤層氣井合理配產(chǎn)方法

在延川南煤層氣田開(kāi)發(fā)井中，出現(xiàn)過(guò)一定數(shù)量的“尖峰型”生產(chǎn)井，這些井均具有井底流壓下降快，產(chǎn)氣量上升快，產(chǎn)氣、產(chǎn)液遞減快，且幅度大的特點(diǎn)，該類井峰值產(chǎn)量一般較高，部分井峰值產(chǎn)氣量可達(dá)3 000 m3/d，但不能形成穩(wěn)產(chǎn)。分析主要原因是排采速率過(guò)快，配產(chǎn)不合理導(dǎo)致的。

圖1 鄂爾多斯盆地延川南煤層氣田構(gòu)造位置及構(gòu)造單元?jiǎng)澐諪ig.1 Structural position and tectonic unit division of South Yanchuan CBM field

為了研究如何為煤層氣井合理配產(chǎn)，通過(guò)分析煤層等溫吸附參數(shù)與氣井生產(chǎn)參數(shù)之間關(guān)系，以期得出有效的途徑和方法。經(jīng)統(tǒng)計(jì)研究發(fā)現(xiàn)，延川南煤層氣田煤層氣井峰值產(chǎn)氣量時(shí)的井底流壓與煤巖蘭氏壓力有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系（表1），這兩參數(shù)之間的比值為0.84～1.20，平均1.01。峰值產(chǎn)氣量是指氣井產(chǎn)氣過(guò)程中，產(chǎn)氣量所能達(dá)到的最高水平，這說(shuō)明延川南煤層氣田煤層氣井峰值產(chǎn)氣量時(shí)的井底流壓在煤層蘭氏壓力附近。

表1 延川南煤層氣田部分煤層氣井峰值產(chǎn)氣量時(shí)井底流壓與煤層蘭氏壓力的比值Table 1 Specific value of bottom hole flow pressure at peak gas production and Langmuir pressure of part of CBM wells in South Yanchuan CBM field

分析認(rèn)為，延川南煤層氣田煤層氣井產(chǎn)氣峰值時(shí)井底流壓在煤層蘭氏壓力附近的主要原因有兩個(gè)：一是煤層解吸壓力與蘭氏壓力之間有較大差值（譚坪構(gòu)造帶平均為1.69 MPa,萬(wàn)寶山構(gòu)造帶平均為3.36 MPa），氣井井底流壓從解吸壓力降至蘭氏壓力需要較長(zhǎng)時(shí)間，在該過(guò)程中煤層解吸面積有了較大的擴(kuò)展；二是井底流壓在蘭氏壓力附近時(shí)，煤層氣進(jìn)入快速解吸階段，單位壓力降噸煤解吸出來(lái)的氣量要明顯多于解吸初期（圖2）[26-27]，譚坪構(gòu)造帶典型煤樣蘭氏壓力為2.21 MPa，萬(wàn)寶山構(gòu)造帶典型煤樣蘭氏壓力為4.41 MPa。

由于前期勘探階段，僅對(duì)部分探井取樣進(jìn)行了煤巖等溫吸附實(shí)驗(yàn)，樣本數(shù)量有限，但通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，延川南煤層蘭氏壓力與煤層垂深有較好的線性關(guān)系，蘭氏壓力隨著煤層垂深的增大不斷增加（圖3），得出擬合公式，可以近似計(jì)算各井煤層的蘭氏壓力，具體如下：

式中：Pl為蘭氏壓力，MPa；h為煤層垂深，m。

圖2 延川南煤層氣田典型煤樣等溫吸附曲線Fig.2 Isothermal adsorption curve of typical samples in South Yanchuan CBM field

圖3 蘭氏壓力與煤層垂深的關(guān)系Fig.3 Relation between Langmuir pressure and vertical depth of coal seam

煤層氣井產(chǎn)氣量達(dá)到峰值之后，會(huì)經(jīng)過(guò)一段時(shí)間的波動(dòng)期之后逐步趨于平穩(wěn)，本次研究選取了延川南煤層氣田穩(wěn)產(chǎn)期在半年以上，產(chǎn)量穩(wěn)定后波動(dòng)幅度在20%以內(nèi)的125 口氣井進(jìn)行分析，通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)，煤層氣井的穩(wěn)產(chǎn)氣量與峰值產(chǎn)氣量，以及穩(wěn)產(chǎn)流壓與蘭氏壓力之間有較好的線性關(guān)系（圖4）。穩(wěn)產(chǎn)流壓與蘭氏壓力之間的線性關(guān)系具有一定離散性，分析主要原因是穩(wěn)產(chǎn)流壓與排采制度執(zhí)行情況、流壓監(jiān)測(cè)準(zhǔn)確性和煤層孔滲性等因素均有一定的關(guān)系，但兩個(gè)參數(shù)之間的相關(guān)關(guān)系還是比較明顯，具有較好的指示意義。得出的擬合公式，可以計(jì)算各井合理穩(wěn)產(chǎn)流壓和穩(wěn)產(chǎn)氣量，具體如下：

式中：Qw為穩(wěn)產(chǎn)氣量，m3/d；Qg為氣井峰值產(chǎn)氣量，m3/d。

式中：Pw為穩(wěn)產(chǎn)流壓，MPa；Pl為蘭氏壓力，MPa。

3 煤層氣排采控制

圖4 關(guān)鍵參數(shù)之間線性關(guān)系Fig.4 Linear relation between key parameters

在延川南煤層氣田，通過(guò)跟蹤氣井排采效果，總結(jié)規(guī)律經(jīng)驗(yàn)，以儲(chǔ)層壓力（Po）、臨界解吸壓力（Pj）、煤層蘭氏壓力（Pl）和穩(wěn)產(chǎn)壓力（Pw）為關(guān)鍵控制節(jié)點(diǎn)，將煤層氣井的排采過(guò)程劃分為5個(gè)階段（圖5）：井底流壓（Pb）高于儲(chǔ)層壓力時(shí)的快排期；井底流壓從儲(chǔ)層壓力降至臨界解吸壓力的緩慢降壓排水期；臨界解吸壓力降至蘭氏壓力的上產(chǎn)期；蘭氏壓力降至穩(wěn)產(chǎn)壓力的產(chǎn)量波動(dòng)期和產(chǎn)量趨于穩(wěn)定的穩(wěn)產(chǎn)期。

圖5 排采階段劃分模式Fig.5 Division pattern of drainage stages

對(duì)比延川南煤層氣田譚坪構(gòu)造帶（Y1-5，Y1-6）和萬(wàn)寶山構(gòu)造帶（Y3-1，Y3-10）地質(zhì)條件與工程施工條件差異不大的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井與曾經(jīng)高產(chǎn)但穩(wěn)產(chǎn)效果差的井進(jìn)行排采過(guò)程參數(shù)控制發(fā)現(xiàn)（圖6，表2，表3），在快排期，井底流壓下降速率對(duì)后期產(chǎn)量影響不大，主要區(qū)別在于緩慢降壓排水期、上產(chǎn)期和產(chǎn)量波動(dòng)期，在這三個(gè)階段應(yīng)該采取更為緩慢的制度。

根據(jù)以上分析并結(jié)合氣井生產(chǎn)參數(shù)及產(chǎn)氣效果，認(rèn)為在延川南煤層氣田，快排期（Pb＞Po）要快速降流壓建立壓差，提高排采效率，日降井底流壓控制在0.1 MPa 左右；緩慢降壓排水期（Po＞Pb＞Pj）要堅(jiān)持緩慢排采，多排水提高返排率，使壓降漏斗充分?jǐn)U展，為氣井后期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)奠定基礎(chǔ)，日降井底流壓要控制在0.003 MPa 左右；上產(chǎn)期（Pj＞Pb＞Pl）由于是氣水兩相流，井底流壓容易出現(xiàn)大幅波動(dòng)，控制較困難，要嚴(yán)格控制井底流壓和上產(chǎn)速率，井底流壓要緩慢下降，產(chǎn)量要緩慢、持續(xù)上漲，譚坪構(gòu)造帶氣井日降井底流壓要小于0.005 MPa，萬(wàn)寶山構(gòu)造帶要小于0.01 MPa；產(chǎn)量波動(dòng)期（Pl＞Pb＞Pw）是在氣井產(chǎn)量達(dá)到峰值之后，會(huì)出現(xiàn)小幅的波動(dòng)和下降，這個(gè)階段必須堅(jiān)持緩慢排采，避免出現(xiàn)壓敏效應(yīng)導(dǎo)致儲(chǔ)層損害，日降井底流壓要控制在0.003 MPa左右；穩(wěn)產(chǎn)期（Pb＜Pw）井底流壓和產(chǎn)量趨于穩(wěn)定，通過(guò)微調(diào)井底流壓保持產(chǎn)量平穩(wěn)即可，該階段重點(diǎn)在于完善各項(xiàng)保障措施，保證氣井的連續(xù)排采。

圖6 延川南煤層氣田高產(chǎn)典型井與低產(chǎn)井生產(chǎn)曲線及排采階段劃分對(duì)比Fig.6 Comparison of production curve and drainage stage division between high yield typical wells and low yield wells in South Yanchuan CBM field

表2 譚坪構(gòu)造帶高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井和低產(chǎn)井不同排采階段參數(shù)控制對(duì)比Table 2 Comparison of parameter control during different drainage stages of high and stable production wells and low production wells in Tanping structural belt

表3 萬(wàn)寶山構(gòu)造帶高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井和低產(chǎn)井不同排采階段參數(shù)控制對(duì)比Table 3 Comparison of parameter control during different drainage stages of high and stable production wells and low production wells in Wanbaoshan structural belt

為了驗(yàn)證本次提出的排采控制方法的合理性和有效性，增加可信度和說(shuō)服力，從正反兩方面進(jìn)一步舉證。經(jīng)計(jì)算，延川南煤層氣田開(kāi)發(fā)井中的“尖峰型”生產(chǎn)井，在緩慢降壓排水期、上產(chǎn)期和產(chǎn)量波動(dòng)期井底流壓下降較快（表4），遠(yuǎn)遠(yuǎn)快于排采制度的要求，因此氣井穩(wěn)產(chǎn)效果很差；然而延3 井組29 口氣井排采控制較好，緩慢降壓排水期日降井底流壓0.002 MPa，上產(chǎn)期和產(chǎn)量波動(dòng)期日降流壓0.005 MPa，符合排采制度要求，平均單井峰值產(chǎn)氣量1 600 m3/d，穩(wěn)定產(chǎn)氣量1 300 m3/d，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)效果較好。

表4 “尖峰型”生產(chǎn)井和延3井組各排采階段參數(shù)控制對(duì)比Table4 Comparison and statistic of parameters control during different drainage stages of“sharp peak type”production wells and Yan-3 well group

4 結(jié)論

1）延川南煤層氣田存在部分峰值產(chǎn)量、穩(wěn)產(chǎn)期短的煤層氣井，這類井具有井底流壓下降快，產(chǎn)氣量上升快，產(chǎn)氣、產(chǎn)液遞減快，且幅度大的特點(diǎn)，這些井峰值產(chǎn)量一般較高，但不能形成穩(wěn)產(chǎn)，主要原因是排采速率過(guò)快，配產(chǎn)過(guò)高導(dǎo)致的。

2）在延川南煤層氣田，煤層氣井峰值產(chǎn)氣量時(shí)的井底流壓與煤層蘭氏壓力有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，峰值產(chǎn)氣量時(shí)的井底流壓在蘭氏壓力附近，煤層氣井的穩(wěn)產(chǎn)氣量與峰值產(chǎn)氣量，以及穩(wěn)產(chǎn)流壓與蘭氏壓力之間有較好的線性關(guān)系，得出的擬合公式，可以計(jì)算各井合理穩(wěn)產(chǎn)流壓和穩(wěn)產(chǎn)氣量。

3）以儲(chǔ)層壓力、臨界解吸壓力、蘭氏壓力和穩(wěn)產(chǎn)壓力為關(guān)鍵控制節(jié)點(diǎn)，將延川南煤層氣井排采過(guò)程劃分為五個(gè)階段，分別為快排期、緩慢降壓排水期、上產(chǎn)期、產(chǎn)量波動(dòng)期和穩(wěn)產(chǎn)期。其中，快排期日降流壓在0.1 MPa 左右較為合理；緩慢降壓排水期、上產(chǎn)期和產(chǎn)量波動(dòng)期排采控制非常關(guān)鍵，緩慢降壓排水期日降流壓在0.003 MPa 左右；上產(chǎn)期譚坪構(gòu)造帶氣井日降流壓要小于0.005 MPa，萬(wàn)寶山構(gòu)造帶要小于0.01 MPa；產(chǎn)量波動(dòng)期日降流壓要控制在0.003 MPa左右。