深層煤層氣全生命周期一體化排采工藝探索?以大寧–吉縣區塊為例

曾雯婷，葛騰澤,2，王 倩，龐 斌，劉印華，張 康，余莉珠

(1.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；2.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095)

目前國內煤層氣的勘探開發主要集中在1 500 m以淺的中淺部[1-2]，根據第4 次煤層氣資源評價，全國埋深1 500～2 000 m 煤層氣資源為11.93×1012m3[3-4]，埋深2 000～3 000 m 的煤層氣資源為18.47×1012m3[5-6]，深部煤層氣資源豐富但整體開發程度相對較低[7]。大寧–吉縣區塊位于鄂爾多斯盆地東緣，探明了我國首個2 000 m 以深部煤層氣田，1 500 m 以深煤層分布面積2 334 km2，預測資源量5 428.8×108m3，具有廣闊的勘探開發前景。

從鄂爾多斯盆地東緣煤層氣開發現狀及調研情況看，煤層氣井生產過程中產水量變化較大，排采初期產液量較高，產氣后逐漸降低[8]。為了滿足連續、穩定排采需求和低成本開發原則，目前國內煤層氣井排采大部分采用抽油機舉升系統，少數采用螺桿泵、射流泵等，氣舉工藝應用極少。

深層煤層氣與中淺層地質條件、生產特征等存在較大差異[9]，造成在中淺層煤層氣井成熟應用的抽油機舉升系統在深層煤層氣井上應用的適應性較差，存在腐蝕、偏磨、結晶和氣鎖等問題，頻繁修井導致排采不連續、儲層傷害，影響氣井產能釋放。因此，高效排采成為制約深層煤層氣高效開發的關鍵技術瓶頸之一，研究適合于深層煤層氣生產特點的排采工藝迫在眉睫。綜合分析深層煤層氣井生產特點、現有舉升工藝存在問題及原因，認為可充分利用深層煤層氣井壓力高、氣液比高的優勢，探索驗證泡排、增壓氣舉、柱塞氣舉等工藝在深層煤層氣井上應用的適用性和經濟可行性，從根本上解決抽油機舉升系統面臨的問題，實現連續穩定排采和降本增效的目的。

優選管柱氣舉和柱塞氣舉工藝在國內外煤層氣井上有試驗成功案例，但數據較少，未進行推廣應用。優選管柱氣舉方面，美國黑勇士盆地煤層氣井曾使用撓性油管給帶偏心工作筒的油管進行注氣的氣舉方法[10]，華北油田煤層氣井中曾使用同心管來進行氣舉排水作業[11]，證實了煤層氣井可使用同心管等管柱將產氣通道和產液通道區分開[12]，采用氣舉方式進行排采。柱塞氣舉方面，美國圣胡安盆地在1 500～2 000 m 深的煤層氣井上有應用柱塞氣舉工藝的案例，完井管柱為油管，油套連通，便于柱塞運行，排采前期多用螺桿泵排液，待能夠穩定自噴生產后選用柱塞氣舉工藝進行生產；國內煤層氣井尚未開展柱塞氣舉試驗或與氣舉的復合試驗，在冀東油田南堡人工島砂巖油藏上有大量應用氣舉配合柱塞的復合工藝，以減少注氣量，采用多級氣舉閥減少注氣壓力，利用封隔器增加氣舉效率，應用效果良好。

在鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區塊深層煤層氣開發過程中，目前已成功實現國內首次在深層煤層氣井采用優選管柱自噴生產，對常規氣井排水采氣工藝應用于煤層氣排采的創新探索意義重大。本文通過分析總結影響排采連續性的主要因素，根據深層煤層氣井不同階段生產參數及氣液比的變化，同時結合水平井的主體開發井型[13]，提出深層煤層氣全生命周期一體化排采工藝，以期為后期深層煤層氣大規模開發奠定基礎。

1 大寧–吉縣區塊深層煤層氣特點

1.1 儲層特點

大寧–吉縣區塊深層煤層氣與同區塊中淺層煤層氣相比，儲層特征和生產特征均差異較大[14-15]。深部煤層埋深大、地層壓力平均20 MPa，是中淺部的2.5 倍；含氣量平均25 m3/t，是中淺部的2.1 倍；含氣飽和度平均96.6%，是中淺部的1.5 倍；儲層滲透率極低，平均滲透率0.016×10?3μm2，僅為中淺部的6%，總體表現出“高壓、高含氣、特低滲”的特點[16-17]。

1.2 煤層氣生產特征

根據試采井的生產情況統計分析，深層煤層氣井平均見氣壓力19.4 MPa，是中淺層的4 倍；平均見氣時間僅9 d，中淺層煤層氣井的平均見氣時間為160 d，由于游離氣占比高，58%的井開井即產氣。生產特征可劃分為3 個階段，生產規律、氣液比變化曲線如圖1、圖2 所示。初期階段以游離氣為主[18]，表現出投產后即產氣，產氣量達到較高值，初期產液量較高，呈逐步下降趨勢，此時氣液比隨著井底壓力的下降緩慢上升，約投產兩個月后平均氣液比超過500 m3/m3；中期階段產氣從游離氣為主過渡為吸附氣為主，統計當壓裂液返排率達到30%～50%時，產水量降低至較低值，單井日產液量為0.08～0.6 m3，此時井底壓力降低至6 MPa以下，氣液比上升速度加快，從1 000 m3/m3上升至10 000 m3/m3以上；后期階段井底壓力和套壓較低，幾乎不產液，產氣量緩慢下降，氣液比維持在較高水平[19]。

圖1 深層煤層氣生產規律曲線Fig.1 Production curves of deep coalbed methane

圖2 深層煤層氣排采井歸一化氣液比變化曲線Fig.2 Normalized change curve of gas-liquid ratio during deep coalbed methane drainage

2 現有舉升工藝存在問題及原因分析

大寧–吉縣區塊深層煤層氣試采井主體應用有桿泵舉升工藝，占比93%。試采井生產半年后，大部分井的泵沉沒度降低至50 m 以下，平均泵效僅15%左右，平均檢泵周期345 d，明顯低于同區塊中淺層煤層氣井檢泵周期(平均782 d)。深層煤層氣井普遍存在低沉沒度、低泵效、短檢泵周期的問題，說明抽油機舉升系統對深層煤層氣井適用性較差，分析影響排采井連續生產的原因主要包括腐蝕、偏磨、結晶和氣鎖等。

2.1 腐蝕及偏磨

深層煤層氣井腐蝕問題突出，根據氣體組分、水質分析結果，試采井產出水的平均礦化度為120 g/L，是同區塊中淺層煤層氣的9.1 倍，其中，氯離子質量濃度平均值為80 g/L，氣體組分中酸性氣體CO2體積分數平均為4.28%，排采一年后產出液平均pH 值為5.2，仍呈酸性。通過實驗對腐蝕機理進行分析，采用三電極系統檢測電化學曲線，研究得出腐蝕過程中為陽極氧化反應，實驗結果顯示，腐蝕最終出現碳酸鈣和碳酸鐵腐蝕產物，同時溶液中出現由氧化亞鐵和氧化鐵組成的四氧化三鐵黑色腐蝕產物，由于溶液中大量活性氯離子的存在，會局部加速以上反應的進行，形成嚴重點蝕，與實際修井過程中發現的腐蝕形態相符(圖3)。因此，分析認為高礦化度、酸性環境是造成深層煤層氣井極易出現腐蝕的主要原因。目前因腐蝕原因修井的井次占比28%，并呈上升趨勢，成為影響排采連續性主要原因之一。

圖3 深層煤層氣井油管腐蝕孔Fig.3 Corrosion pit of tubing in deep coalbed methane drainage

深層煤層氣井的井深大，井型多為斜井、水平井，生產過程中沉沒度長期低于50 m，抽油機舉升系統的桿管失穩嚴重，腐蝕問題也加劇偏磨，導致修井頻繁，影響排采連續性。

2.2 結 晶

與中淺層不同，結晶是深層煤層氣井生產過程中出現的一種特殊現象，通過分析結晶井分布位置和特點，認為結晶井主要出現在構造斜坡帶、水動力條件較弱的區域，水型為CaCl2型，礦化度均高于200 g/L，最高可達320 g/L，隨著排采的進行，溫度、壓力下降導致鹽結晶析出，這是造成此類井卡堵抽油泵的主要原因。

2.3 氣 鎖

深層煤層氣井受氣鎖影響的程度明顯高于中淺層煤層氣井，由于地層壓力較高，天然氣在水中溶解度高，根據甲烷在水中的溶解度圖版(圖4)得出，60℃、20 MPa 壓力下的溶解度可達2.7 m3/m3，是同區塊中淺層煤層氣井的1.3 倍。同時深層煤層氣井的氣液比高，抽油泵活塞抽吸作用使泵筒壓力降低，根據理想氣體狀態方程，小氣泡在吸液口及泵筒膨脹、聚集，形成較大氣泡充滿泵筒，從而影響泵效，降低舉升系統效率。

圖4 地層水中天然氣溶解度與壓力、溫度的關系[20]Fig.4 Relationship of natural gas solubility in formation water with the pressure and temperature[20]

綜上所述，由于深層煤層氣具有埋深大、壓力高、氣液比高、產出液礦化度高等特點，抽油機舉升系統在應用時出現了腐蝕、氣鎖、卡堵泵等一系列問題，頻繁修井導致排采不連續、儲層傷害，影響氣井產能釋放(圖5)。經統計，每次修井后造成的產氣量損失為10%～20%。同時深層煤層氣下步開發主體井型為水平井，抽油泵在水平井中的下入深度受井斜等限制，無法滿足最大限度排水降壓的需求，因此，亟需探索適合深層煤層氣生產特點的排采工藝。

圖5 短檢泵周期典型井排采曲線Fig.5 Typical well drainage curves with short pump inspection period

3 深層煤層氣井排采工藝思路

結合深層煤層氣井生產3 個階段的特征，充分利用其高壓、高氣液比、初期游離氣多的特點，需探索一套低成本、高效率，且滿足全生命周期3 個不同階段排采需求的一體化排采工藝組合，認為該排采工藝組合應滿足以下原則：(1) 滿足深層煤層氣井排采控制需求，可獲取井底流壓參數及變化；(2) 可滿足最大限度降低井底壓力的需求，充分釋放煤層氣井產能；(3) 井下結構簡單，無抽油桿等運動部件，不易出現偏磨、腐蝕、結垢、氣鎖等問題；(4) 充分利用游離氣和氣井自身能量，實現一體化，在各階段之間轉換方便，連續排采，降低成本。

基于此原則，一體化排采工藝設計的技術路線如圖6 所示，生產初期因游離氣為主，壓力和產氣量較高，可優選生產管柱，利用氣井自身能量(可配合泡排)排采；生產中期產氣量較低，氣液比較高，達到一定氣液比后，采用柱塞氣舉排采，保障低成本連續生產；后期壓力較低，無法達到柱塞運行要求時，采用地面壓縮機進行增壓氣舉，配合柱塞進行排液，形成一套氣井全生命周期一體化的“三段式”排采工藝組合。

圖6 深層煤層氣井全生命周期一體化“三段式”排采工藝技術路線Fig.6 Integrated “three-stage” technology for deep coalbed methane drainage in full life cycle

一體化排采工藝井下結構簡單，井下管柱如圖7所示，第一階段下入小直徑油管或者連續油管作為生產管柱，柱塞工作筒提前預置在管柱內；轉換到第二階段，無需作業可直接投入柱塞，地面提前預留增壓設備的接口；第三階段安裝壓縮機，即可轉換實施增壓氣舉。因此，一體化排采工藝可保障氣井連續生產，各階段轉換無需作業，沒有運動部件，從根本上解決“抽油機+管式泵”舉升系統存在的偏磨、腐蝕、結晶物卡堵泵、氣鎖等系列問題，同時利用了深層煤層氣井的生產特征，將應用抽油機舉升系統中的劣勢充分轉化為優勢，有效降低成本。

圖7 一體化排采工藝井下管柱Fig.7 Downhole string of integrated drainage technology

4 工藝適用性與經濟性

4.1 適用性分析

生產初期，利用氣井自身能量排采降壓已在工區內深層煤層氣井得到了成功應用，滿足初期排采要求。以DJ1-1 井為例(圖8)，下入生產管柱通過氮氣車氣舉啟動后，該井實現自噴生產，通過連續加注泡排劑進行泡沫助排，截至2022 年7 月19 日，已連續平穩產氣210 d，平均日產氣量7 515 m3。目前已有4 口井下入生產管柱后利用氣井自身能量配合連續泡排方式排采，投產時間最早的試驗井已連續生產228 d，產氣量穩定，適用性較好。

圖8 典型井DJ1-1 井排采曲線Fig.8 Drainage curves of typical well DJ1-1

生產中期，根據柱塞氣舉工藝適用條件，計算深層煤層氣井不同生產階段的氣液比及凈工作壓力(即套壓與外輸壓力的差值)的關系，分析柱塞氣舉工藝技術的可行性。

根據Q/SY 01014?2017《柱塞氣舉技術規范》，柱塞氣舉工藝的適應條件為：產液量宜小于30 m3/d；井深宜小于5 000 m；油套連通時氣液比不小于200 m3/(m3·km)；關井套壓宜不小于1.5 倍井口節流后壓力；下入位置井斜不超過60°。從技術適用條件上看，深層煤層氣井產氣后滿足柱塞氣舉應用條件。

根據2 500 m 井深下?60 mm 油管柱塞的適用性圖版(圖9)，選取3 口典型井對投產后的日生產數據進行計算，繪制氣液比和凈工作壓力的散點圖(圖10?圖12)并疊合于柱塞的適用性圖版中，分析柱塞氣舉工藝的適用性。從圖中可以看出，在外輸壓力不高于1.0 MPa 的條件下，DJ3-1，DJ3-2、DJ3-3 井的日生產參數中分別有92.3%、87.5%、99.0%的數據點位于2 500 m井深?60 mm 油管柱塞適用曲線的右上方，也就是符合柱塞氣舉工藝適用條件，用此方法對已投產深層煤層氣所有試采井生產參數進行測算，所有井均在初期產氣和中后期較長穩定產氣階段可滿足柱塞氣舉工藝應用條件。目前采用一體化排采工藝的4 口試驗井由于投產時間較短，尚處于自噴輔助泡排的初期階段，其中1 口水平井已預置柱塞工作筒，待不能連續自噴生產后投入柱塞輔助排液。

圖9 ?60 mm 油管柱塞適用性圖版[21]Fig.9 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger[21]

圖10 DJ3-1 井生產數據疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.10 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-1

圖11 DJ3-2 井生產數據疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.11 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-2

圖12 DJ3-3 井生產數據疊合于?60 mm 油管柱塞適用性圖版Fig.12 Applicability curve of ?60 mm tubing plunger with production data of well DJ3-3

生產后期，氣井進入低產期，井底壓力和井口壓力較低，產液量極低，接入壓縮機進行循環增壓氣舉排水降壓，配合柱塞排采提高排液效率，最大限度降低壓力促進煤層氣解吸產氣。此階段只需要較低注氣量(預測3 000～5 000 m3/d)，使用小型壓縮機即可。

4.2 經濟性對比

通過對在深層煤層氣井應用過的射流泵、抽油機+桿式泵工藝與一體化排采工藝的設備購置一次性投入，運行維護費用，修井費用，檢泵周期進行對比(表1)，按照目前的市場采購價格，滿足5 000 m3/d、注氣壓力5 MPa 的壓縮機費用約30 萬元，從表1 可以看出，一體化排采工藝的一次性投入較大，較抽油機+桿式泵井高19.78 萬元，較射流泵井高8.6 萬元。從運行維護成本來看，第一階段自噴生產和第二階段柱塞氣舉的運行維護成本較低，壓縮機運行維護成本較高但僅在第三階段應用，因此抽油機+桿式泵井和射流泵井平均每年的運行維護成本分別比一體化排采工藝多4 萬元和7 萬元。從排采連續性和產氣效果來看，目前應用抽油機+桿式泵工藝的深層煤層氣井平均檢泵周期為345 d，經統計因偏磨、腐蝕、結晶、氣鎖等原因修井造成的排采不連續，可導致每次修井后發生10%～20%的產量損失，一體化排采工藝生產的連續性最好，無修井作業，對儲層的傷害最低。

表1 三種舉升工藝經濟性對比Table 1 Economic comparison of three lifting technologies

綜合對比，一體化排采工藝2 年以上總成本為106 萬元，即可實現3 種工藝中總成本最低，如按照10 年預估(基于目前試采井檢泵周期和運行費用)，總成本204 萬元較抽油機舉升系統、射流泵分別降低30%、28%，一體化排采工藝具有較好的經濟適應性。在排采井穩定生產期間，一體化排采工藝大部分階段不需要或僅需極低的壓縮機注入壓力即可滿足生產或柱塞運行需求，因此，在深層煤層氣大規模開發階段，大井臺輪換使用壓縮機可進一步降低一次性投入，顯著提高經濟效益。

5 應用前景

目前大寧–吉縣區塊深層煤層氣井中已有4 口井證實可自噴穩定生產，其中1 口水平井最高日產氣量達10 萬m3，可連續自噴攜液，日產水量120 m3，3 口定向井連續穩定排采2～5 個月，日產氣量在0.5～2.5 萬m3。目前已驗證在深層煤層氣井生產初期采用油管自噴生產的可行性，待投入柱塞生產，進一步驗證柱塞氣舉工藝在深層煤層氣井的適應性。

鄂爾多斯盆地東緣是我國當前深部煤層氣勘探的重點地區，其中大寧–吉縣區塊是國內首個2 000 m 以深超千億方探明儲量的整裝深部煤層氣田，試驗探索適合的排采技術對規模開發具有重要意義，對國內深部煤層氣開發具有示范作用。

6 結論

a.與同區塊中淺層煤層氣相比，深層煤層埋深大、壓力高、含氣量高、含氣飽和度高、滲透率低，試采井生產過程中表現出見氣早、氣液比高、產出液礦化度高等特點，儲層特征和生產特征均表現出較大差異。

b.有桿泵舉升工藝在深層煤層氣井上應用的適應性較差，在鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區塊應用時，主要影響因素有腐蝕、偏磨、結晶、氣鎖等。另外，規模開發主體井型為水平井，現有技術不適應。

c.根據深層煤層氣不同階段生產特點，設計了初期下入小直徑油管，利用自身能量自噴生產，中期柱塞氣舉；后期采用氣舉配合柱塞的氣井全生命周期一體化排采工藝組合，從根本上解決抽油機舉升系統存在問題，分析證實其技術可行且更加經濟，目前已試驗應用4 口井，處于初期階段，該階段效果較好。

d.下一步跟蹤分析試驗井參數，確定一體化排采工藝中各工藝的應用時機，待試驗井下入柱塞后，分析驗證柱塞氣舉排采模式對深層煤層氣井的適應性。我國深層煤層氣資源豐富，一體化排采工藝技術具有良好的經濟適應性，應用前景廣闊。