沁水盆地SZB區塊煤層氣井的排采特征

張 翔

（中聯煤層氣有限責任公司晉城分公司，山西 晉城 048000）

在原始儲層條件下，煤層中的流體處于一種相對穩定的平衡狀態。隨著排水降壓的進行，原始平衡狀態被打破，煤儲層壓力持續下降。當煤儲層壓力降至煤層氣臨界解吸壓力時，吸附在煤基質孔隙表面的甲烷開始解吸并擴散到裂隙系統，匯同煤層中的水一起以達西流形式運移至井筒產出。影響煤層氣產能的因素有很多，象煤厚、煤階、含氣量、頂底板條件、地應力、儲層構造、儲層壓力、儲層滲透率、鉆完井施工質量、壓裂效果、排采控制等因素。

1 地質概況

沁水盆地SZB區塊行政區位于山西省東南部，隸屬于長治市長子縣，主體為丘陵山地。區塊構造位于沁水盆地南緣沁水復向斜東翼，西部邊界接近沁水復向斜的軸部，總體呈東南高、西北低的構造特征，南北向兩條控制斷層把本區分為東部緩坡帶、中央褶皺帶、西部緩坡帶，中部褶皺帶構造復雜，西部緩坡帶和東部緩坡帶構造簡單，斷層不發育。

勘探開發區塊位于區塊東部緩坡帶的中北部，處于一個向西傾的斜坡帶上，坡度較緩，附近發育少量小型斷層，整體構造簡單。該井組主要勘探開發的目的層為山西組3#煤層，煤層埋深介于891.8 m～1008.5 m，厚度介于5 m～6.15 m，整個井組煤層厚度變化不大，產狀平緩。井組3#煤頂板主要為砂質泥巖，底板為泥巖與砂質泥巖，封蓋層空間上連續穩定分布，但整體厚度較小，封蓋能力一般。參數井3#煤含氣量20.28 m3/d，煤層屬低孔低滲儲層，以微孔為主，孔隙度4 %～6 %，滲透率一般在0.1×10-3μm2左右。

2 排采控制

煤層氣藏孔隙變形具有塑性變形的特征，孔隙閉合后在卸壓過程中不易恢復張開，其儲層應力敏感性具有明顯的不可逆性，在開發過程中，初期應力敏感性占主導地位，儲層滲透性顯著降低，隨著開發進程的深入，基質收縮效應逐步增強，儲層滲透性逐漸恢復。這種性質決定了降壓速度不能過快，降壓持續時間不能過短，因此，目前現場比較常用的排采方式為“四段式”，即排水降壓段、控壓段、穩產段、衰竭段。

2.1 排水降壓段

排采初期壓裂液返排時，由于近井地帶導流能力強、壓降快，有效應力相對增加快，而煤層滲透率壓力敏感性強，在有效應力增強的作用下，局部煤巖沿脆弱結構面發生剪切變形，使滲流通道出現變窄、閉合現象，使壓裂縫遠端液體無法返回，產生附加生產壓力，使得井筒靜液柱高度高于儲層壓力，新井投產后泵效接近100 %。本階段產出的液體主要為殘留壓裂液，另3#煤層的補給速度非常慢，壓裂液殘留壓力釋放后，產水量會自然下降。

2.2 控壓段

井底流壓是反映產氣量滲流壓力特征的參數，由套壓、純氣段壓力和氣液混合段壓力組成。控壓的實質就是通過控制井底流壓的變化從而達到產能最大化的目的。

2.2.1 未控壓排采

Ⅰ井（如圖1所示）見氣初期在未控壓排采的情況下，產氣量持續上升，逐步形成產氣峰值，但此時壓降漏斗尚未充分形成，隨著近井氣體的不斷產出，煤層的原始滲透率開始占據主導地位，因原始滲透率較壓裂改造后的滲透率小，此時產氣量呈現較低的態勢，產量的高低主要受控于煤層的原始滲透率；第一峰值過后隨著甲烷氣體和煤層水的不斷排出，遠端的甲烷氣體解吸并大量產出，日產氣量來到第二峰值并進入穩產期。

2.2.2 憋壓排采

Ⅱ井（如圖2所示）見氣后采取憋壓排采，由于近井地帶壓裂裂縫導流能力強，壓降快，隨著煤巖解吸的繼續，油套環空中甲烷氣體含量大幅提高，套壓迅速上升，部分氣體進入抽油泵中，影響泵效，造成日產水量下降。此時井筒中氣水比增大，井底流壓上升，當井底流壓上升到與近井地帶地層壓力相當時，煤基質表面達到氣體解吸與吸附動態平衡，甲烷氣體停止向裂縫擴散，壓力得以較快傳播，壓降范圍持續擴大。當產水量小于地層水供給時，動液面將有所回升，此時緩慢放氣，使井底流壓逐漸下降，產氣平穩上升。

2.2.3 控壓排采

Ⅲ井（如圖3）解吸產氣后，隨解吸面積的增加，煤層氣井的動液面會降低到比較低的水平，油套環空的套管壓力會逐漸上升到比較高的狀態。此時采取控壓產氣的方式，即控制套壓、井底流壓和產氣量，使地面產氣與地下供氣相匹配，分級降低煤層氣井的井底流壓，這種排采方式延長了排水期，使得壓降漏斗得到充分擴展。現場生產過程中由于其他原因，該井產能并沒有得到充分釋放，但隨著甲烷氣體和煤層水的不斷排出，煤基質收縮效應開始占據主導作用，基質塊收縮，引起裂縫擴張，滲透率得到改善，煤層氣井產能必將長期處于較高的狀態。

圖1 Ⅰ井生產曲線

圖2 Ⅱ井生產曲線

2.3 穩產段

隨排采時間的延長，煤巖體微裂縫網絡擴張，增大了基質暴露面積，加快了解吸速率。同時，氣體滑脫效應增大了解吸氣向割理、裂隙運移的速率。地層供氣能力增強，生產井套壓、氣量自然上長。裂縫擴展后，部分孔隙束縛水或封閉水被釋放，表現出間斷性的低水量產出。本階段屬于自噴產氣，主要受集輸壓力的影響。

2.4 衰竭段

當井控范圍內地層壓力降低至廢棄壓力時，大部分煤巖解吸完畢，產氣量自然下降。

3 不同控壓方式的對比分析

煤層氣井排采初期，產水壓差主要為地層補給壓力與井底流壓之間的壓差，若補給能力為定值，累計產水量與井底流壓呈線性相關關系，累計產水量值折射出壓降面積的大小。該文中3口井累計產水情況如圖4所示，Ⅱ井排采前期累計產水較高，但隨著產氣量的不斷提高，出現間歇性產液的現象，一定程度上限制了壓降面積的擴展。

該文3口井產能情況如圖5所示，Ⅰ井的生產曲線為典型“雙駝峰曲線”，該井第一產氣峰值的到來伴隨著井底流壓的大幅度下降，雖然隨著排采的繼續進行，遠端甲烷氣體對井底流壓起到一定恢復效果，但是進入高穩產期后井底流壓一直處于比較低的狀態，對該井的產能起到了限制作用。Ⅱ井在憋壓后產氣時間比Ⅰ井較短，但產氣速率較高，累計產氣量已超過Ⅰ井，并且Ⅱ井井底流壓值也相對Ⅰ井較高，產能會進一步釋放。Ⅲ井的排采方式從見氣初期便開始產氣，產氣過程中通過控制套壓的降落速率和放氣速率來實現對井底流壓的控制，雖然該井的產能并沒有充分釋放，但累計產氣量及井底流壓均處于較高水平。

4 結語

煤巖解吸的實質為煤基質表面釋放出的甲烷分子在濃度差的作用下，源源不斷地涌向微裂隙，而后進入大孔徑滲流通道內向井筒運移。煤層氣排采的目的是為了盡可能地擴大氣體解吸范圍，保持甲烷氣體運移通道盡可能通暢。

該文結合現場實際生產情況，通過對比分析煤層氣井3種不同的排采方式，認為控壓排采方式（既實時了解井底流壓的變化，掌握地層供氣能力，并以此為依據進行精細的排采控制）一定程度上降低了煤儲層物性應力敏感性強對滲流通道的影響，對煤層氣井產能的提高很有幫助。

圖3 Ⅲ井生產曲線

圖4 3口井累計產水量

圖5 3口井產能情況