沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践_工程实践

摘要

摘要：中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来，已实现年外输气量4×108m3，排采工艺和技术取得了一定成效。但是，目前还存在对该区煤储层认识不深入，没

摘要：中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来，已实现年外输气量4×10⁸m³，排采工艺和技术取得了一定成效。但是，目前还存在对该区煤储层认识不深入，没有成熟的排采技术可以借鉴，井底流压与产气量、产水量的关系认识不清，缺乏专用排采工具等问题。为此，开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究，揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律，并制订出相应的排采技术规范——“五段三压”法(排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段；井底流压、解吸压力、地层压力)；研发配套的排采工具，形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排呆技术系列——排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术；深化产气规律认识，建立了半定量科学排采工作制度，从而降低了对煤储层的伤害，提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×10⁸m³煤层气产能建设提供了技术支撑。

关键词：沁水盆地南部；煤层气；高煤阶；排采工艺；排采制度；生产能力；技术支撑

沁水盆地南部煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的“三低一强”特征，煤层气井平均单井产量偏低。而煤层气井的产气量不仅受控于煤储层特征、煤层含气性、渗透性、顶底板岩性、构造特征和压裂造缝效果等因素，同时也受到钻井、完井和排采等工艺技术的制约^[1～8]。该盆地南部煤层气开发主要存在以下问题：①对本区煤储层岩石物理性质、非均质性、煤储层渗透性的认识不深入，且国外开发的均为中低阶煤，高阶煤的规模开发在国内外均无成功的先例可循，针对高阶煤低压、低渗透、低饱和的开发难点没有成熟的排采技术可以借鉴；②对于井底流压与产气量、产水量的关系认识不清；③缺乏专用排采工具。为此针对影响煤层气井排采效果的关键因素，中国石油华北油田公司开展了煤层气井排采及配套工艺技术研究，认清井底流压这个关键参数，及其与产气量、产水量、压裂砂与煤屑产出规律、地层物性变化的关系，找到井底流压与排采工作制度的最佳结合点，以井底流压为基础，制订出不同生产阶段的工作制度；同时开展排采与配套工艺技术研究，形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术，现场应用取得了良好效果，单井产气量获得较大提高。

1 基于煤储层弹性自调节效应，自主研发了“五段三压”法排采工艺

1.1 煤储层应力敏感特征及影响

1.1.1煤储层应力敏感特征

煤储层不同于砂岩储层的最大特点是应力敏感，有效应力升高，渗透率会显著降低。由于煤层的特点，过高或过低的压力干扰，都会对煤层造成损害。煤层的上覆岩层压力、构造应力在漫长的地质作用中有“压实”煤层使裂缝闭合的趋势，抵抗这种闭合作用的有裂缝接触点(或面)上的裂缝支撑应力和孔隙流体压力。随着流体的产出，孔隙压力降低，裂缝支撑点压力增加，支撑处煤岩被压缩，裂缝宽度减小，渗透率降低。如果裂缝支撑应力达到地层临界闭合应力，则裂缝会闭合。由于煤层甲烷气解吸、扩散过程导致了煤层气渗流的滞后性，气体无法及时排出，基质收缩率变小。从而使渗透率变小，导致采气量下降，影响煤层的降压效果。

1.1.2煤储层应力敏感对产量的影响

由于区内煤质较脆，应力敏感性强，煤粉及煤层其他颗粒易发生运移，若抽排强度过大易引起煤层激动，使裂隙产生闭合效应，煤粉颗粒运移堵塞渗流通道，降低渗透率，妨碍煤层整体降压，单井产水、产气量会逐步减低，影响煤层气田整体的开采效果。因此抽排速度一定要按照煤层的产水潜能，进行合理排液。如果排采强度过大，则会造成储层伤害，影响单井产量。

1.1.3煤储层应力敏感对渗透率的影响

在地面排水降压开发煤层气过程中，随着水、气的排出，一方面煤储层内流体压力降低，煤基质块膨胀，导致割理裂隙闭合，煤储层渗透率降低(简称为负效应)；另一方面在气体解吸后，煤基质收缩，煤储层渗透率增大(简称为正效应)。这种正、负效应在煤层气开发活动中，同时存在，同时发生，其综合作用效果是煤层气持续开发和经济评价所要考虑的重要因素之一。

因此，在生产过程中，降压和解吸的耦合合理才能有效提高单井产量，“连续、渐变、长期”的控制井底流压是排采控制的原则。

1.2 “五段三压”法的科学排采控制技术

为了提高单井产气量，合理高效开发煤层气田，通过跟踪排采效果，总结生产特征，完善排采规律认识，形成了“五段三压”法的科学排采控制技术。

煤层气直井“五段三压法”科学排采控制技术，其管理核心是井底流压和煤粉。根据解吸压力、废弃压力和产气量自然上长段这3个关键指标，我们把单井生产历史划分为4大段5小段，分别定名为排水段、憋压与控压段、高产稳产段和衰竭段(图1)。核心是3个压力，即井底流压、解吸压力和地层压力。

1.2.1排水段

本阶段产出液体为残留压裂液和压裂释放煤层孔隙水的混合液体。3#煤层内水的补给速度非常慢，压裂液残留压力释放后，产水量会自然下降，累计产水量值折射出压降面积的大小。

1.2.2憋压段

随煤岩解吸的继续，解吸气不断运移到井筒中。解吸后采取憋压排采，当井筒中井底流压上升到与近井地带地层压力相当时，煤基质表面达到气体解吸与吸附动态平衡，甲烷气体停止向裂缝扩散，此时地层通道中主要以水相达西流为主，压力得以较快传播，压降范围持续扩大。

1.2.3控压段

放气过程必须控制套压降落速率。如套压降落速率太快，渗流通道内有效应力相对增加过快，会引起局部煤层微裂隙发生变窄或闭合，降低气水两相渗透率。

放气过程必须控制放气速率。如放气速率太快，气水两相流流速增加，携灰能力增强，一旦发生停抽，将造成严重的地层堵塞或卡泵现象。

1.2.4高产稳产段

随排采时间的延长，煤基质收缩效应开始占据主导作用。煤岩体微裂缝网络扩张，增大了基质暴露面积，加快了解吸速率。同时，气体滑脱效应增大了解吸气向割理、裂隙运移的速率。地层供气能力增强，生产井套压、气量自然上涨。

1.2.5衰竭段

当井控范围内地层压力降低至废弃压力时，大部分煤岩解吸完毕，产气量自然下降。但由于块状煤岩解吸的缓慢性，局部煤岩仍保持解吸，生产井将保持低产量较长时间。

2 围绕“五段三压”法，自主研发了3项排采工艺及其配套技术

2.1 排采设备及工艺优化技术

樊庄区块开发实践表明，煤层气井生产具有3大特点：①单井产水量变化大，不同井、不同排采阶段产水量变化范围在0.1～200m³/d之间；②低液面生产，煤层气井生产要求低沉没度，为有效降压，扩大解吸面积，稳产期液面一般要求在煤顶以上的0～10m，对泵的性能要求高；③出煤粉多，煤层气井排采初期、产气初期煤粉多，易造成卡泵停抽。因此，需要优化排采设备以适应煤层气井生产特点。

煤层气井举升方式的选择是保障煤层气井长期、渐变和连续排采的前提条件。排采设备必须性能可靠，持久耐用，节能低耗，易于维修保养；其次要有从低排量到高排量较大范围内的排液能力，同时，要有一定的防煤灰能力。

目前常用的人工举升方式主要有抽油机+有杆泵、螺杆泵、潜水离心泵3种举升技术。要想使生产设备配备合理，其前提是要选择合理的举升方式，并在合理的工作参数下工作，使举升设备以最优的生产效率和最低的运行费用生产。

2.1.1抽油机+管式泵

该技术成熟，设备简单，故障率低，投资成本和运行成本低，工作制度调整方便，适应于低沉没度，可适用于大多数产水量小的煤层气直井，但对于丛式井适应能力差，易发生偏磨。特点是排量范围1～50m³/d，适应低排量、低液面，出煤灰量少的直井。配套设备有电子压力计和防卡泵防气锁工艺。

实例1——胡底井区的华蒲1井。该井所处位置构造简单，煤层含气性好。以前采用抽油机+管式泵排采工艺抽排，由于不掌握井底流压变化情况，制度调整不符合相应排采阶段控制要求，造成储层伤害，产气量由3000m³/d快速下降至360m³/d。2008年采用解堵措施后，采用抽油机+管式泵+电子压力计和防卡泵防气锁配套工艺进行排采，通过严格控制井底流压下降速度，本井产气量缓慢上升，至2010年底，生产状况良好，产气量为4000m³/d。

2.1.2螺杆泵

该泵属于容积泵，结构简单，最小转速30r/min，最大转速400r/min，排量0.1～200m³/d，排量控制灵活，防卡泵能力强运行平稳，对含砂、含气不敏感，能适应含气、出砂井，防卡泵能力强。但整套设备一次性投资高，且如果地层供液能力不足，会发生“烧泵”现象。特点为排量范围大(0.1～200m³/d)，对煤灰适应性强，主要用于水平井排采。配套工艺有电子压力计和其他自动化设备。水平井排采设备通常选用螺杆泵，当井后期产水量较小时，为避免烧泵现象发生，可采用抽油机排采。

实例2——水平井FZP5井。该井煤层进尺5005m，控制面积0.6km²。考虑到排采过程中有大量煤粉产出，采用螺杆泵+电子压力计配套工艺进行排采。本井投产后日产水量大，最大时达到47m³/d，且水中煤粉含量较高，最高时达60%。由于螺杆泵属于容积泵，携灰能力强，使大量煤粉顺利排出，疏通了井眼通道，增大了产水能力，压降范围不断扩大，日产气量不断上升。

2.1.3潜水离心泵

该泵是一种多级离心泵，可实现快速大排量抽采，而且不会对泵本身造成伤害；可自动保持动液面高度，防止抽空；属于无杆泵举升系统，无杆管磨损，管理极为方便，适用于产水量大的直井。特点是排量为0～100m³/d，液面调整精度为0.2m/d，扬程可达800m，能适应低排量，具有防煤灰能力。适用于定向井和其他产水量大的直井。配套设备有电子压力计和其他自动化设备。

实例3——华溪4井。该井处于断层附近，日产水量大，在50m³/d以上。本井投产后采用抽油机+管式泵工艺排采，制度调整到最大后，仍无法满足排水降压的需求，井底流压在解吸压力附近波动，套压时有时无，而且由于抽油机长时间满负荷运转，对设备的损耗很大，生产管理很困难。2008年更换电潜泵后，排水能力增强，井底流压明显下降，煤层解吸范围不断扩大，产气能力明显增强，最高套压达到1.67MPa，显示出良好的产气潜力。根据排采阶段制度控制要求，通过配套自动化控制，不断调整制度，控制井内液面保持煤层以上10m，流压不断下降，本井呈现出良好的排采效果。

2.2 内置防砂管技术

沁水盆地南部煤层气井开发主要以直井、水平井为主，水平段裸眼为主，直井需要压裂改造，因此在排采过程中不可避免地会有煤粉产出和压裂砂反吐，在生产过程中大部分井发生过煤粉、压裂砂卡泵事故，频繁的检泵作业导致气井的解吸-吸附过程交错进行，使气水流动出现障碍，引起储层伤害，产气量下降，且伤害是永久性的，无法恢复，严重影响了煤层气井的正常生产。

针对煤层气井的防砂和防粉煤灰问题，先后采用了割缝管及绕丝筛管等防砂工艺，虽然这些防砂工艺有效阻止了大的固体颗粒进入泵筒，但是出现了固体颗粒嵌入筛孔及悬浮颗粒沉积造成绕丝筛管外部形成“煤饼”的问题，为此开发了内置防砂管技术。

内置防砂管技术利用重力旋流原理，设计了专门的内置螺旋筛管结构，油管短接下部取消了丝堵，泵下管柱内不会有沉砂；取消了泵下沉砂管；改变了进液通道，煤屑等固体颗粒不易吸附在内置螺旋筛管的外表面，不会堵塞进液通道；可以把吸入口下入口袋底部，防气效果更好；由于取消了丝堵，避免了出现台阶砂埋管柱而使管柱难以起出。

内置防砂管主要由油管短接、堵头、内置螺旋筛管、接头4部分组成。该设备连接在排采管柱的底部，煤层产出水从油管短接与内置螺旋筛管的环形空间和堵头通过内置螺旋筛管进入上部的排液系统，由于改变了进液通道，煤屑等固体颗粒不易吸附在内置螺旋筛管的外表面，不会堵塞进液通道。

通过现场实验验证，该技术结构简单，不受气体和固体颗粒的影响，能够满足煤层气井的防砂要求。有效地解决了煤层气井固体颗粒嵌入筛孔及悬浮颗粒沉积造成绕丝筛管外部形成“煤饼”的难题。

2.3 煤层气井智能控制技术

为满足煤层气井“连续、渐变、长期”控制井底流压的控制要求，开发了专门的智能控制技术。

智能控制系统由地面部分和井下部分组成。通过采集井下压力计或地面流量计信号，根据煤层气单井排采规律，地面人工预先设定井底流压变化值，由智能控制系统自动闭环控制排采系统的工作参数(电机转速或频率)，实现了井底流压的智能控制。其控制原理如图2所示。

目前，现场应用了50多口井，其设备运行平稳，性能良好，实现了井底流压的平稳下降，各项性能指标达到设计要求，为煤层气井平稳、长期、高效地开发提供了新的技术支撑。

3 结论

通过5年多的开发实践，深化了产气机理认识，揭示了沁水盆地南部高阶煤煤层气排采规律，提出了“连续、渐变、长期”的排采控制原则，制定了“五段三压”法排采工艺，并形成了优化排采技术、内置防砂管技术和智能控制技术。以上技术均在现场得到了良好的应用，高阶煤排采规律及排采原则理论应用于指导生产实践，为排采控制技术提供理论依据；排采及配套技术使区内煤层气井产量明显提高，卡泵次数大幅减少，产生了较好的社会经济效益，为樊庄、郑庄区块15×10⁸m³产能的建设提供了理论基础和技术支撑。

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(本文作者：秦义¹ 李仰民² 白建梅¹ 于文军³ 程浩¹ 1.中国石油华北油田公司采油工艺研究院；2.中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司；3.中国石油华北油田公司对外合作部)