松河井田多煤層資源開發條件及合采儲層傷害特征

胡海洋，趙凌云，陳 捷

(貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽 550081)

貴州省煤層氣資源總量為3.15萬億m3，約占全國煤層氣資源總量的10%，全國排名第二，具有較高的開發利用價值。通過分析貴州地區煤層氣井在開發利用過程中的傷害規律，制訂合理的煤層氣排采控制方案，降低煤層氣排采控制對煤層氣井產氣量的影響，可有效緩解該地區燃氣資源短缺的局面。國內外學者對煤層氣井排采過程中的傷害機理及變化規律的研究主要基于壓敏效應、速敏效應、賈敏效應[1-3]，研究排采過程中壓降控制對煤層吐砂吐粉及產氣的影響，進而分析不同排采階段的排采傷害機理[4-6]。根據煤層氣井的傷害機理并結合煤層氣井的實際排采資料，提出對應的煤層氣控制措施，并對煤層氣井產能進行研究[7-8]。

筆者以松河井田煤層氣井為例，根據研究區煤層氣資源開發條件，結合煤層氣井生產數據，分析多煤層合層煤層氣排采過程中的儲層傷害特征，以期為多煤層合層開發煤層氣資源提供借鑒和指導。

1 研究區資源與開發條件

1.1 資源條件

煤層氣資源量是煤層氣開發高產穩產的物質基礎。煤層氣資源量大小可以用資源豐度來表示，資源豐度越高，煤層氣開發潛力越大。貴州地區多煤層發育，其煤層氣資源豐度的計算公式如下：

(1)

式中：W為煤層氣資源豐度，108m3/km2；ρi為第i個煤層的密度，t/m3；hi為第i個煤層的厚度，m；Vi為第i個煤層的含氣量，m3/t。

根據式(1)可以看出，煤層密度、厚度、含氣量等參數對煤層氣資源豐度有影響。在同一個研究區內，密度一般變化較小，但當煤層厚度及含氣量變化較大時煤層氣資源豐度就主要受煤層厚度和含氣量的影響。

研究區龍潭組自下而上發育煤層40～70層，平均為48層，主要可采煤層有17層，含煤總厚度為 37～47 m，平均厚度為41 m，具有“煤層多、單層薄、累厚大、成群分布”的特點[9]，埋深均在1 000 m以淺，煤層含氣性較好，煤層氣資源豐度達到2.09×108m3/km2，屬于中等資源豐度的煤層氣開發區塊，高于華北區的煤層氣平均資源豐度[10]，可采取分段壓裂、合層排采的方式對多個煤層進行煤層氣開發，開發潛力較大。

1.2 開發條件

煤層氣井開發地質條件主要包括煤層的導流能力和地層能量。煤層導流能力好、地層能量高，有利于壓裂液快速返排和壓降漏斗擴展，促進煤層有效解吸半徑擴大。煤層導流能力受煤層滲透率、煤體結構、地應力的影響較大；煤層壓力系數、含氣飽和度、臨儲比等參數反映了地層能量的高低[11-12]。

1.2.1 煤層導流能力

1)地應力與滲透率。地應力對煤層滲透率起到至關重要的控制作用[11]，隨著地應力增加，煤層滲透率出現明顯下降趨勢。研究區最小水平主應力為10.67～21.01 MPa，平均為13.98 MPa；最大水平主應力為13.12～25.84 MPa，平均為16.65 MPa。根據試井解釋結果，該區煤層主要為中滲儲層，滲透率為(0.044～0.210)×10-15μm2，平均為0.113×10-15μm2。研究區最小水平主應力、滲透率與煤層埋深關系如圖1 所示。

圖1 最小水平主應力、滲透率與煤層埋深關系圖

從圖1可以看出，隨煤層埋深的增加，最小水平主應力呈增大趨勢，而滲透率的變化在埋深730 m左右處發生轉折，730 m以淺呈上升趨勢，730 m以深呈下降趨勢。

2)煤體結構。煤體結構受地應力和構造運動的影響較大，原生結構煤和完整性較好的碎裂煤，適合進行煤層氣開發。而碎粒煤和完整性較差的糜棱煤，在目前的技術條件下不適宜進行煤層氣開發。研究區內煤層除中煤組的17#煤層之外，其余均為原生結構煤和碎裂煤，適合進行分段壓裂、合層排采。

1.2.2 地層能量

1)壓力系數及含氣飽和度。根據注入壓降試井測試結果，研究區煤層為常壓至超壓煤層，壓力系數均大于1，最大達到1.37，說明地層能量較高，便于壓裂液的返排和壓降漏斗的擴展，有利于煤層氣井形成高產氣流。根據等溫吸附試驗結果，確定煤層為飽和至過飽和煤層，最大含氣飽和度達到180%。數據表明煤層中存在大量的游離態氣體，地層能量高，排采過程中見套壓較快。研究區主要煤層含氣飽和度及壓力系數如表1所示。

表1 研究區主要煤層含氣飽和度及壓力系數參數

2)臨儲比。煤層臨儲比越高，煤層氣井見套壓前壓降幅度越小，見氣時間短；降低見套壓前有效應力對煤層滲透率的影響，擴大基質收縮引起的滲透率上升對煤層的影響，促進煤層流體產出[13]。研究區煤層氣井壓裂煤層的解吸參數數據如表2 所示。

表2 研究區煤層氣井煤層解吸參數數據

由表2可知，700 m以淺煤層的臨儲比相對較高，平均為0.71，如開采上部煤層，煤層氣井的產能突破1 000 m3/d的可能性較高；深部煤層受高原始儲層壓力的影響，臨儲比相對較低，煤層解吸前的壓降幅度大，對煤層滲透率的影響較700 m以淺的煤層更顯著。

2 煤層氣井生產特征

以貴州省松河井田3號煤層氣井為例，通過分析該井煤層氣正常排采階段和停抽階段的生產特征，全面分析煤層氣井在不同生產階段的儲層傷害特征，對指導煤層氣井各階段的生產，具有較大的指導意義。該井井深1 101 m，最大井斜69.3°，壓裂3段。2015年1月23日開始抽排，累計排采時間超過4 a，由于井斜大，采用同心水力泵進行排采。

2.1 正常排采階段

根據3號煤層氣井排采資料，產氣800 m3/d以上90 d，平均日產氣1 050 m3，其中2015年5月7日至5月14日，日產氣從887 m3提高至1 863 m3。井底流壓從3.795 MPa下降至3.363 MPa，井底流壓下降0.432 MPa，井底流壓日降幅0.054 MPa，1+3#煤層的液柱高度為35.175 m。

2.2 停抽階段

根據3號煤層氣井排采資料，該井共修井3次。2015年5月30日至6月7日，累計修井作業9 d；2015年7月3日至7月16日，累計修井作業14 d；2015年8月15日至10月18日，累計修井作業65 d。第1次與第2次修井作業之間排采時間為25 d，第2次與第3次修井作業之間排采時間為29 d。第1次修井作業之前，日產氣量最高達1 863 m3，第3次修井作業之后最高日產氣量為421 m3，日產氣量下降了1 442 m3；3次修井作業累計停抽88 d，停抽時間較長，對煤層造成的永久性傷害較大。

3 合采儲層傷害特征及排采工藝對策

3.1 合采儲層傷害特征

該區3號煤層氣井在開抽后4個月時間內的排采曲線如圖2所示。

圖2 3號煤層氣井開抽后至作業前排采曲線

由圖2可知，產水量維持在2 m3/d以上，最高產水量達到7 m3/d，且維持時間短。在4個月時間內，日產水量達到最高后呈階梯式下降，產水量迅速下降至5 m3/d左右，且產水量大小頻繁波動，此后日產水量經過10 d左右的調節，下降至3 m3/d左右。3號煤層氣井采用同心水力泵進行排采，調節沖次后，產水變化量具有滯后性，產水變化量滯后沖次調節8 h以上，而且同心水力泵在洗井過程中地層產水明顯減緩，導致產水量的不穩定，頻繁波動。

3號煤層氣井快排試驗的排采曲線如圖3所示。

圖3 3號煤層氣井快排試驗階段井底流壓變化曲線

由圖3可知，在快排試驗的8 d時間內，井底流壓下降了0.432 MPa，且井底流壓降幅呈上升趨勢，平均井底流壓降幅為0.054 MPa/d，在快排試驗前1天的井底流壓降幅為0.007 MPa/d，在快排試驗之前1個月內的平均井底流壓降幅為0.011 MPa/d，由此可以看出，在快排階段的井底流壓降幅明顯增大，流體流速快速變化，此過程中的儲層傷害主要為速敏傷害。快排結束后第3天出現卡泵、井底流壓快速下降、不產水等情況，由于快排試驗導致的速敏傷害顯現出來。

在停抽作業期間，井筒內發現大量支撐劑；在快排試驗期間，井筒附近的支撐劑及煤粉等顆粒物隨水流排至井筒內且大量聚集，當泵筒內的煤粉及支撐劑難以迅速排出時，就會因其沉積而引起卡泵現象。支撐劑大量排出也表明煤層的孔裂隙失去有效支撐，對煤層造成應力敏感傷害。

井筒內清洗出的固體顆粒物(見圖4)既有支撐劑，也有煤粉顆粒。對比壓裂支撐劑樣品與井筒內撈出的支撐劑(見圖5)可知，煤層中返排的支撐劑以細砂、中砂為主，含少量粗砂。煤層氣井被壓裂過程，依次加入細砂、中砂、粗砂。煤層中返排的固體顆粒以細砂、中砂、煤粉為主，一方面說明快排試驗期間，煤層孔裂隙中的流體流速較快，能夠將孔裂隙中的細砂、中砂及煤粉帶出；另一方面也說明煤層遠處的煤粉顆粒流向煤層氣井井筒附近煤層，堵塞了煤層氣井井筒附近粗砂的間隙，對煤層滲透率造成二次傷害。

圖4 3號煤層氣井井筒內清洗出的支撐劑及煤粉

圖5 3號煤層氣井壓裂支撐劑樣品與井筒內

3號煤層氣井自始抽以來，累計停抽檢泵作業 3次，集中在2015年5月至10月期間。第1次檢泵作業前的井底流壓為3.255 MPa；第3次檢泵作業結束開抽時井底流壓為5.333 MPa，接近該井初始井底流壓(5.560 MPa)，井底流壓上升2.078 MPa，井底流壓回升幅度大；在停抽檢泵作業期間，煤層孔裂隙中的流體流速降低，由于氣體密度較小，水的密度相對較大，氣體聚集在裂隙上側，水聚集在裂隙下側，在煤層裂隙與裂隙相互連通的吼道處形成封堵，滲透率下降，形成賈敏傷害。

煤層氣井在正常排采期間，氣體和水基本上均勻分布在裂隙、吼道空間內，氣體和水能夠順利通過吼道，如圖6所示。

圖6 流體流動狀態下氣水經過裂隙及吼道示意圖

在煤層氣井停抽或者裂隙、吼道內的流體流速突然下降時，流體受力狀態發生變化，導致氣體和水在裂隙、吼道內重新分布，氣、水流體容易在裂隙、吼道處形成氣水界面，如圖7所示。氣水界面會影響氣水流體的正常流動，對煤層造成傷害。因此，煤層氣井在排采期間，要保持排采過程連續、穩定，避免出現停抽、排采不穩定狀況的發生。

圖7 流體靜止狀態下氣水分布示意圖

3.2 排采工藝對策及應用效果分析

3.2.1 排采工藝對策

1)單相水流階段。煤層氣井見套壓前是壓裂液返排的關鍵時期。見氣之后，在有限的裂隙通道內產出的水會明顯減少。因此，在見套壓之前要盡量提高壓裂液的返排率，擴大煤層壓降漏斗半徑。低滲儲層中的煤層氣井，在單相產水階段快速排采會引起應力敏感，造成煤層滲透率快速下降，對煤層造成不可逆的傷害[13]。在產水階段，應根據煤層的應力敏感特征、產水能力、見套壓前的可降壓差、煤體結構等因素，選擇合適的壓降速率。根據黔西地區煤層氣開發的效果，初始壓降速率控制在0.015～0.040 MPa/d內較合適[5]。同時根據產水量的變化特征，采取低速—階梯式的方式降液面，控制液面穩定下降，避免液面大幅變化。

2)以水為主的氣水兩相流階段。煤層氣井見套壓時，流體從單一的水相流變為以水相為主的氣水兩相流。在此過程中，對套壓進行控制，抑制煤層快速解吸產氣，控制裂隙氣體流量，達到優先產水的目的，進一步擴大煤層壓降漏斗半徑；在以水為主的氣水兩相流階段，煤層受解吸半徑小、氣體產出不穩定、氣體產出引起液面不穩定等因素的影響，引起儲層氣鎖傷害的可能性加大。為避免儲層氣鎖傷害，在見套壓初期采取穩定井底流壓的方式，實現井筒液面穩定并穩定產出氣體。當流體穩定產出、液面及套壓無大幅度波動時，逐漸提高井底流壓降幅，控制放氣時的套壓，觀察液面及套壓變化情況，控制井底流壓降幅，保證氣、水連續穩定產出[14]。在整個以水為主的氣水兩相流階段，主要控制原則：一方面是優先產水、擴大煤層壓降漏斗半徑；另一方面是控制氣水連續穩定產出，降低煤層氣鎖可能性。

3)以氣為主的氣水兩相流階段。煤層氣井降低套壓提產之后，煤層中流體產出從以水為主的氣水兩相流階段，逐漸轉為以氣為主的氣水兩相流階段，井底流壓緩慢下降并逐漸趨于穩定，產出流體的氣水比率快速升高。提產階段氣水產出比率快速上升，煤層吼道產水受限，影響煤層正常產水，需要對提產階段井底流壓降幅及提產速度進行控制，促使煤層產水、擴大解吸半徑[15]；煤層自身含水性較弱，在以氣為主的氣水兩相流過程中，煤層產水較低，且排采時間逐漸延長，煤層氣井排采設備損耗逐漸加大，而對排采設備的性能要求并未降低，地面設備、井下泵組等出現故障導致排采中斷的可能性增加，需要主動做好設備的事前維護保養，降低因設備故障導致排采中斷的可能性。

3.2.2 應用效果分析

通過對松河井田3號煤層氣井生產階段的儲層傷害特征進行分析，提出排采工藝對策，以期降低煤層氣井排采過程中的儲層傷害，避免對產氣量造成影響。

松河井田6號煤層氣井的應用效果見圖8。可以看出，該煤層氣井在單相產水階段，平均井底流壓降幅為0.033 MPa/d。見套壓后控制日產氣量(低于500 m3)，抑制氣體產出，促進產水及解吸半徑擴大。在整個排采過程中，通過低速排采、控制套壓、抑制產氣，確保儲層連續穩定產水，避免煤層氣井筒煤粉沉降引起的卡泵事故。并及時對設備進行保養，保證設備連續穩定運轉，延長檢泵周期。最高產氣量接近3 000 m3/d，平均產氣量穩定在1 500 m3/d以上達到7個月，產氣效果較好。

圖8 6號煤層氣井排采曲線及階段劃分

4 結論及建議

1)分析了黔西松河井田多煤層合層排采煤層氣井的生產數據，表明煤層氣井排采過程中不合理的排采控制對煤層氣井的產氣量影響較大。

2)在煤層氣井不同排采階段，煤儲層的傷害類型不同。在排采初期以速敏傷害為主，在排采中期以氣鎖和應力閉合傷害為主。

3)煤層氣井在修井及停抽期間，煤層中水的流動發生停滯甚至回流、孔裂隙發生閉合、發生氣鎖現象及應力閉合傷害的可能性增大。

4)根據不同排采階段的儲層傷害模式，在排采過程中加強數據分析控制壓降速率，避免出現速敏傷害。加強排采監控力度，確保連續穩定排采，降低發生氣鎖現象及應力閉合傷害的可能性。