沁水盆地潘河區(qū)塊煤層氣井負壓抽采增產(chǎn)效果

李 娜 馮汝勇 柳迎紅 劉 佳 廖 夏

中海油研究總院有限責(zé)任公司

0 引言

潘河區(qū)塊位于山西省沁水縣嘉峰鎮(zhèn)，隸屬潘莊區(qū)塊，整體呈北東向展布、向西北傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造簡單、次級褶曲發(fā)育、斷層稀少。示范區(qū)主力開發(fā)煤層氣為3#煤，含氣面積24.2 km2，煤層埋深主要介于300～500 m，凈煤平均厚度5.6 m，平均含氣量17.7 m3/t，資源量好。自2005年至今，中聯(lián)公司先后完成數(shù)百口煤層氣井產(chǎn)能建設(shè)投入，累計產(chǎn)氣達18×108m3。但自2013年開始，產(chǎn)量逐年下降，且下降趨勢明顯，亟需提出適用的增產(chǎn)措施，提升單井產(chǎn)量。

針對潘河示范區(qū)，大量學(xué)者已經(jīng)從地質(zhì)、工程和排采制度方面進行了深入研究。葉建平、徐曉燕[1-7]等人分析了氣田區(qū)域地質(zhì)與煤儲層特征， 評價了煤層氣可采性、生產(chǎn)潛力及氣藏主控因素；牟全斌、張雙斌[8-9]等人分別從鉆井、壓裂方面探討了工程技術(shù)及分壓合采的可行性；葉建平、劉升貴、王慶偉[10-13]等人總結(jié)了氣田生產(chǎn)規(guī)律、劃分了生產(chǎn)曲線類別、分析了煤粉產(chǎn)出機理及控制因素。但鮮有學(xué)者針對目前煤層氣井處于產(chǎn)量衰減階段，提出相應(yīng)的增產(chǎn)措施。因此，筆者根據(jù)等溫吸附理論和實際排采經(jīng)驗，提出了適用于潘河區(qū)塊的負壓抽采增產(chǎn)方法，在區(qū)塊應(yīng)用取得了較好的效果。

1 負壓抽采基本原理

潘河區(qū)塊煤層氣井自2005年開始陸續(xù)投產(chǎn)，截至目前，已生產(chǎn)10余年。由于生產(chǎn)時間長，70%煤層氣井經(jīng)歷了前期的排水降壓作用，達到高峰產(chǎn)氣后產(chǎn)量持續(xù)遞減，已經(jīng)出現(xiàn)了井底流壓小，產(chǎn)氣量低的情況。

以較為典型的PH001井為例，初期產(chǎn)水量較大，井底流壓下降，氣體迅速解吸出來，產(chǎn)量穩(wěn)步提升。達到高峰產(chǎn)氣后，產(chǎn)量持續(xù)遞減，由高峰產(chǎn)氣1.05×104m3/d降為不足0.05×104m3/d，而且出現(xiàn)了井底流壓低，液面降至煤層，不產(chǎn)水只產(chǎn)氣的現(xiàn)象，產(chǎn)量遞減問題亟需解決。

煤層氣開發(fā)潛力受煤巖吸附和解吸特征影響較大，而甲烷分子主要為物理吸附，甲烷分子和煤基質(zhì)之間的作用力為范德華力，可用蘭格繆爾單分子層吸附理論描述[14-17]。煤的吸附能力是溫度、壓力和吸附質(zhì)的函數(shù)，在吸附質(zhì)和溫度一定的情況下，煤基質(zhì)對甲烷的吸附量可以用蘭格繆爾方程描述：

式中V表示吸附量，m3/t； VL表示蘭氏體積，m3/t；p表示壓力，MPa；pL表示蘭氏壓力，MPa。

沁水盆地潘河區(qū)塊典型煤巖蘭氏壓力為2.93 MPa，蘭氏體積為42.95 m3/t，等溫吸附曲線如圖1所示，定義單位壓降下每噸煤的解吸量為解吸效率，用來定量表征煤層氣在不同儲層壓力下的解吸量。由蘭格繆爾方程可得，煤層氣吸附量的一階倒數(shù)即為煤層氣的解吸效率：

為了定量分析煤層氣的解吸特征對其產(chǎn)出的影響，孟艷軍[18-20]等通過煤層氣等溫吸附曲線曲率函數(shù)將煤層氣的等溫曲線劃分階段，并求取了等溫吸附曲線曲率函數(shù)的一階和二階導(dǎo)數(shù)，得到曲率函數(shù)的兩個拐點和駐點，把3個點對應(yīng)的壓力值定義成拐點壓力（ptu）、敏感壓力（pse）以及啟動壓力（pst）：

圖1 PH001井生產(chǎn)曲線圖

3個壓力點可以將等溫吸附曲線分為低效解吸階段、緩慢解吸階段、快速解吸階段和敏感解吸階段，通過該方法得到潘河區(qū)塊3個關(guān)鍵壓力值點分別為：7.09 MPa、3.30 MPa、10.50 MPa，從圖2中可以看出，壓力越低，煤層氣解吸效率越高，在應(yīng)力敏感期，煤層氣井解吸效率最高，產(chǎn)氣量上升最快。沁水盆地潘河區(qū)塊處于開發(fā)后期，目前儲層壓力較低，根據(jù)區(qū)塊蘭格繆爾曲線判斷，煤層氣井基本處于應(yīng)力敏感期，解吸氣量對儲層的壓力降低極為敏感，在無法采用排水降壓的前提下，可以考慮采用負壓抽采方法，進一步降低井底流壓，增大解吸氣量，提高煤層氣井采收率。

圖2 潘河區(qū)塊煤層氣井解吸階段劃分與產(chǎn)氣特征對比圖

2 負壓抽采技術(shù)適用性

沁水盆地潘河區(qū)塊煤層氣井經(jīng)過10多年的勘探開發(fā)，產(chǎn)氣已經(jīng)進入明顯的衰減階段，遞減率達到12%，產(chǎn)氣量降低程度大。分析潘河區(qū)塊煤層氣井生產(chǎn)特征發(fā)現(xiàn)，80%煤層氣井只產(chǎn)氣不產(chǎn)水，常規(guī)的排水降壓增大生產(chǎn)壓差的方式已不適用于潘河區(qū)塊提產(chǎn)。因此考慮選用負壓抽采的方式，通過降低套壓，增大儲層和井筒之間的生產(chǎn)壓差，達到進一步提高煤層氣井產(chǎn)量的目的。

負壓抽采技術(shù)是指在煤層氣井口安裝鼓風(fēng)壓縮機，將套壓降至0 MPa以下，然后將氣體經(jīng)過壓縮機加壓（最大至0.8 MPa）輸入網(wǎng)管。目前潘河區(qū)塊共計85口井使用了負壓抽采技術(shù)，相同的技術(shù)條件下，僅40%的煤層氣井增產(chǎn)取得了較好效果，實現(xiàn)了一定的經(jīng)濟效益。因此亟需研究負壓抽采技術(shù)選井原則，為下一步負壓抽采技術(shù)的有效應(yīng)用和推廣奠定理論基礎(chǔ)。

通過對比研究85口煤層氣井的儲層條件和生產(chǎn)特征，發(fā)現(xiàn)采用負壓抽采技術(shù)的煤層氣井需要滿足以下3個方面條件。

1）煤層氣井儲層條件好

負壓抽采優(yōu)選含氣量高、臨界解吸壓力大、臨儲比高及剩余資源量大的煤層氣井。

潘河區(qū)塊測試實驗和排采實踐表明，該區(qū)塊平均含氣量大于18 m3/t，臨界解吸壓力基本大于2 MPa，臨儲比＞0.7，剩余資源量大于15%。

2）排采效果好，生產(chǎn)時率高

由于煤儲層具有較強的應(yīng)力敏感性，且排采過程中極易出現(xiàn)煤粉堵塞，一旦煤儲層受到傷害，將難以恢復(fù)。為篩選出排采后期負壓抽采仍有效果的排采井，需要選取排采過程中煤巖未有傷害或者傷害較小的煤層氣井，即排采期內(nèi)生產(chǎn)效果好，生產(chǎn)時率高（＞0.8），產(chǎn)量較高的煤層氣井（最高產(chǎn)氣量＞ 5 000 m3/d）。

潘河區(qū)塊煤層氣井前期排采連續(xù)性好，停機少，開發(fā)效果好。85%煤層氣井生產(chǎn)時率大于0.8，產(chǎn)量普遍較高。

3）開發(fā)處于產(chǎn)量衰減期，煤層裸露

對于正常排水煤層氣井，排水降低井底壓力效果顯著。例如，20 m液柱的壓力為0.2 MPa，僅需排出水量0.078 m3（?73 mm管、?19 mm 桿）。在井底存有一定的液柱時，考慮先通過排水降低井底流壓，待動液面降至煤層頂板，再通過負壓抽采，進一步降低井筒壓力，且當井筒存有液柱時，使用負壓抽采設(shè)備易產(chǎn)生負作用。

按照以上負壓抽采選井原則，需要針對潘河區(qū)塊剩余未采用負壓抽采井，從儲層條件、排采效果、生產(chǎn)特征等方面進行研究工作，優(yōu)選適用負壓抽采技術(shù)煤層氣井，提高單井產(chǎn)能，增大經(jīng)濟效益。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

負壓抽采設(shè)備由氣體壓縮機和電氣部分組成，可抽取煤層氣井的系統(tǒng)壓力，并對氣體進行加壓輸送至運輸管道，實現(xiàn)氣體的運送和集輸，以提高單井產(chǎn)能。潘河區(qū)塊此次選用設(shè)備型號為TRB-ZYB-65X2，設(shè)備基本參數(shù)分別為外形尺寸：長1 600 mm×寬950 mm×高1 100 mm；額定電流：30 A；額定電壓：AC380 V；額定功率：11 kW；額定轉(zhuǎn)速：3 000 prm/min；額定排氣量：130 m3/h；進氣口抽真空度：－0.1 MPa；排氣最高壓力：0.8MPa；噪聲：65 dB±5；凈重：450 kg。

根據(jù)負壓抽采選井原則，共選取潘河區(qū)塊煤層氣井7口(PH01井—— PH07井)。7口井含氣量均大于18 m3/t，臨界解吸壓力大于2 MPa；排采時率連續(xù)性好，排采期內(nèi)均未出現(xiàn)停機事故；安裝前氣井采出程度小，剩余資源量達15%以上；開發(fā)時間長，產(chǎn)量處于衰減期，煤層裸露（圖3）。應(yīng)用負壓抽采設(shè)備后，觀察7口單井產(chǎn)氣量增產(chǎn)情況。

7口井實施負壓抽采后增產(chǎn)效果顯著，安裝前平均產(chǎn)氣量551 m3/d，安裝一周后平均產(chǎn)氣量2 824 m3/d。截至2018年7月31日，潘河區(qū)塊7臺單井負壓抽采設(shè)備正常運行累計1 290 d，共增加產(chǎn)氣量220.5×104m3/d，日總產(chǎn)氣量由3 863 m3增加到19 768 m3，提產(chǎn)效果明顯。當前煤層氣出廠價1.6元/m3，1 290天累增220.5×104m3煤層氣，共計人民幣352萬元，負壓抽采設(shè)備成本為8.5萬/臺，當前已獲凈利潤292.5萬元。

4 結(jié)論

1）適用負壓抽采技術(shù)的煤層氣井需要滿足儲層條件好、剩余資源豐富，前期排采效果好，產(chǎn)量衰減明顯、煤層裸露等條件。

2）潘河區(qū)塊煤層氣井目前處于開發(fā)后期，產(chǎn)量衰減嚴重、煤層裸露，適用負壓抽采技術(shù)提產(chǎn)，優(yōu)選負壓抽采井7口，取得了很好的效果，平均單井增量達2 824 m3/d，正常運行1 290 d累計凈利潤292.5萬元，經(jīng)濟效益明顯。

圖3 負壓抽采井生產(chǎn)現(xiàn)狀展示圖

圖4 負壓抽采對產(chǎn)氣量的影響對比圖

3）基于煤儲層性質(zhì)的相似性，負壓抽采技術(shù)也可用于其他工程區(qū)塊。