我國煤層氣排采技術研究現狀

李昀昀，傅小康，李千山，孫寧蔚

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100083；3.西南石油大學，四川成都 610500）

中國煤層氣資源豐富。根據新一輪的資源評價，我國煤層埋深2 000 m以內煤層氣地質資源量36.81萬億立方米，相當于490億噸標準煤，與我國陸上常規天然氣資源量38萬億立方米基本相當[1]。煤層氣儲層具有低孔隙度、低滲透率的特性，大都需要經過儲層改造才能實現煤層氣的工業化開采。水力壓裂是實現煤層氣有效開發的重要技術手段之一[2]。煤儲層與砂巖儲層巖石力學性質、孔裂隙系統等方面的差異性決定了完全照搬石油產業的水力壓裂進行煤儲層改造的局限性，導致采用幾乎同一水力壓裂工藝后有著不同的產氣表現[3]。由于煤儲層普遍具備“低壓、低滲、低飽和”特征，同時受地質構造和工程施工方面的影響，目前部分排采井產量較低[4]。因此本文首先針對煤層氣排采原理進行描述，旨在表明煤層氣開采與石油開采的區別，進而從排采工具對煤層氣開采的影響、排采階段的劃分、排采制度與控制等三個方面展開敘述，對目前的研究狀況進行綜述，從而有效地梳理煤層氣的開發開采技術，以指導排采生產，提高煤層氣井產量。

1 煤層氣排采原理

1.1 儲存原理

煤層氣的組成成分主要是甲烷，以游離態、溶解態和吸附態三種狀態存在于煤儲層當中。當煤層氣為游離態或者溶解態時，它存在于煤儲層的裂縫中。游離態指的是煤層氣在煤儲層內自由的流動，溶解態是煤層氣的主要成分－甲烷，溶于水。甲烷的溶解度受壓力影響，壓力越大，溶解度越大，壓力越小，溶解度越小。煤層氣為吸附態時，吸附位置是煤儲層的細小孔隙。煤層吸附的多少主要和溫度、壓力、煤結構等因素有關，溫度越高，吸附力越弱，煤層氣的吸附量越小；煤儲層內的壓力越大，煤層的吸附能力越強，吸附量越大。此外，煤層中水分的含量也會對煤層氣的吸附量造成影響。煤層氣的吸附能力隨著水分含量的增加而降低。

1.2 產出機理

煤層氣以游離態吸附在煤儲層中時，可通過降低煤層氣的吸附力來達到排水采氣的目的。排采主要有單相流動階段、非飽和單相流動階段和兩相流動階段三個階段。在單相流動階段，地層水在壓力差的作用下不斷向外排出，壓力不斷減小，當壓力降低到臨界解析壓力前，在煤儲層中流動的只有地層水；在非飽和單相流動階段，煤儲層壓力降低到臨界解析壓力值，煤層氣從煤儲層中析出，析出現象為不連續氣泡，由于此時氣泡未達到連續，所以流動仍為水相流動；在兩相流動階段，壓力在原來基礎上再次降低，氣泡由上一階段的不連續氣泡變為連續氣泡，煤儲層中流動為氣水兩相流動。

表1 排采工具的優缺點Tab.1 Advantages and disadvantages of drainage tools

2 煤層氣排采技術

2.1 排采工具對煤層氣開采的影響

開采煤層氣排水的方法主要有：有桿泵，螺桿泵，電潛泵，氣舉，水力噴射泵，管式泵等。我國目前主要是應用有桿泵、螺桿泵和電潛泵來進行油管排水，套管采氣[5]。這些排采工具各有利弊（見表1），適用性也不盡相同。例如，對于排水量低、井眼軌跡尚好的井選用有桿泵排采方法；對于煤粉含量較高、井眼軌跡較好、排水適中的井，可以考慮采用螺桿泵開發；高含水量、斜井、井眼軌跡相對較差的煤層氣井，需要優先選用潛水電泵進行開發[6]。

2.2 排采階段劃分

目前不同的研究者結合不同的依據對排采階段的劃分不同（見表2）。朱東君[7]在多層合采時，根據各個煤層的解析壓力不同，將主力排采層依據層間物性相似相鄰原則細劃為多個小單元，以小單元中部流壓為基準，劃分不同的壓力階段，在各個壓力階段施行不同的降壓速度，從而保證合理的排采強度，控制煤粉過量產出，劃分7個排采階段。彭興平等[8]依據低速－低套－階梯式降壓排采制度的基本思想將排采劃分為3個階段。肖富強等[9]結合煤層氣單井排采和井網排采的原理并根據排采過程中產能變化將排采劃分為3個階段。柳迎紅等[10]綜合對比評價了不同排采階段劃分方法的劃分依據、階段特征、劃分方法的優缺點，提出了與生產控制相結合的煤層氣排采生產6段劃分法。王維旭等[11]針對煤儲層特點及煤層氣井生產規律，將排采階段精細劃分為5個階段。楊焦生等[12]建立了煤層可動水量、可動水采出程度及外來水侵入對產氣影響的評價方法，并由此將排采劃分為單相水流、兩相流初期上產和兩相流中后期3個階段。饒孟余等[5]排采過程中降壓速度不能過快，持續的時間不能過短，為此將排采劃分為4個階段。

2.3 排采制度與控制

煤層氣排采工藝技術主要是制定合理的排采制度和進行精細的排采控制，井底流壓充分反映了產氣量的滲流壓力特征，是制定合理排采制度和進行精細化排采控制的基礎[13]。控制好井底流壓就可保證煤層氣井穩定生產[14]。通過對排采參數的分析，建立排采參數間的關系，成為掌握排采特征，建立合理工作制度的基礎，而且還能指導排采生產[15]。國外對于排采控制的重視程度和研究力度較小，是因為國外煤儲層普遍具有高壓高滲的特征，掩蓋了煤層氣井排采過程中物性變化和流體相態變化對產氣量的影響[16]。

煤層氣的排采制度目前有定壓排采制度和定產排采制度，定壓排采制度的核心是控制好儲層壓力和井底流壓之間的關系，適用于排水降壓階段。定產排采制度則是控制水、氣的產量，以保障流體的合理流動，適用于穩產階段[13]。然而張遂安和周金成等[16，17]認為煤層氣的排采可采用的工作制度只能是定壓排采制度，難以達到定產排采的效果。也就是煤層氣井的排采必須確保在有效控制煤粉產出速度和適宜的工作壓差條件之下，依據擬定的井底流壓進行生產。排采控制不當會導致三種類型的儲層傷害：煤粉堵塞、地層氣鎖、應力閉合，其中煤粉堵塞是最主要的儲層傷害[18，19]。隨著認識的不斷深入，煤層氣的排采技術也由定性的定壓排采朝著智能化控壓（合理的工作壓差）控粉（適度的煤粉產出率）定壓（擬定的井底流壓）排采方向發展[20，21]。

表2 排采階段劃分Tab.2 Drainage stage division

排采控制也趨于智能化和自動化控制，基于此各個學者分別提出了適合煤層氣排采的控制策略。張雙斌[21]認為排采過程中壓力場，應力場，裂隙耦合關系及其對煤層氣產能的控制機理需要深入研究，在模擬出的壓力場，滲透率，產水量，產氣量前提下，優化排水降壓速率，制定排采制度。龐濤[15]認為排采降壓過程中應主要考慮相滲透率和速敏效應的影響，以井底壓力變化幅度為控制依據，進行分段排采控制。陳秀萍等[23]提出了“雙環三控法”排采控制策略，該策略以控制動液面為核心，通過對套管壓力、流動壓力的雙閉環控制以及控降液、控流壓及控套壓3種控制策略，實現了煤層氣井從降液、解吸至產氣等不同階段的智能排采控制。劉一楠等[24]提出煤粉卡泵和井底流壓的精細控制是煤層氣井生產過程中遇到的主要問題，并通過增加水平井注水工藝和遠程監控自動化控制兩個方面解決困難。張賀等[25]提出將井場現場監控到的數據發送到遠程監控室，監控室根據數據可以遠程調控抽油機沖次、螺桿泵轉速、調整套壓等保證排采工藝要求，控制井底流壓下降速度，達到穩定生產。白利軍等[26]針對煤層氣井排水采氣生產周期長、液面控制對產氣量影響大，臨界解析壓力不易控制等特點，研發了智能排采技術和設備，其功能是自動監測動液面高度以及控制液面下降速度。王維旭等[11]建立的智能化排采設備可以實現各生產參數的自動采集和連續監測，滿足了煤層氣井以控制井底流壓為核心的“連續、平穩、緩慢、長期”的排采要求。竇武等[27]提出智能間抽技術實現了井底流壓不隨間抽發生變化，排采管控更加精確。

3 結論

（1）煤層氣井類型復雜，針對不同類型的井有必要應用合適的方法去保證排采。并且研制排采的配套設施也很關鍵。

（2）排采階段劃分的目的是為了對排采控制的調節提供參考依據，因此劃分的階段應與排采規律緊密結合。

（3）煤層氣的排采制度和控制趨于智能化和自動化，未來煤層氣排采需要重視對煤粉的防治以及實現更精細化的管理制度。煤層氣未來將向著更精細化和智能化的控壓、控粉、定壓排采方向發展。