姚荣昌，付玉通 （中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏 南京 210019）

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，是中石化华东分公司煤层气开发的重点地区，也是我国煤层气开发热点地区之一。截至2013年3月底，该区块已投产煤层气井139口，其中产气井65口，日产气4.1×104m3。

1 排采阶段划分

依据井筒内流体流动状态，将煤层气单井生产过程划分为排水降压和产气2大阶段 （见表1），其中排水降压阶段分为观察液面、平稳降压和稳压排水3个阶段，产气阶段分为限制产气和稳产气2个阶段［1］。针对不同排采阶段的生产动态特点，制定了相应的管理方式，从而实现了排采管理的定量化。

表1 延川南曲区块煤层气井排采阶段划分

2 煤层气井排采管理

排采管理的关键在于如何找出煤层流体实际产出能力，并以此为基础进行配产。产气前，流体流动状态为煤层水单相流，这一阶段要找出日产液量与井底压力之间关系，从而实现日降液面定量化。产气后，流体流动状态为气－水两相流，该阶段要找出日产气量与井底压力之间关系，通过调节日产液量，确保日产气量平稳增加。

2.1 液面自动沉降阶段

压裂液放喷后井筒内液柱压力大于煤层压力，水从井筒流向煤层，井筒内液面不断下降。初期液面下降速度较快，一般10～30m，随后逐渐变小。当液面日降速度小于5m时，认为井筒压力与煤层压力达到平衡，抽油机以最低冲次起抽，排采管理进入平稳降压阶段。

2.2 平稳降压阶段

平稳降压阶段以返排压裂液和降低煤层压力为主要目的，关键在于求取煤层供液指数和预测煤层临界解吸压力。

1）煤层供液指数求取 煤层压裂改造后，水充满渗流通道，起支撑作用。启抽后，渗流通道内水流向井筒，与此同时煤层水不断流入渗流通道［2］。如果煤层气井产液量过高，一方面会导致动液面和井底压力快速下降，不利于煤层压降半径的扩大；另一方面煤层水携带压裂砂和煤粉会被携带至井筒，煤层渗流通道因缺乏支撑剂而闭合，渗流能力下降。如果排采强度过低，动液面和井底压力下降过慢，产气前排采时间会大幅延长，大大增加了生产成本。

因此，该阶段管理就要根据煤层实际供液能力制定合理的排采制度，确保动液面要平稳下降，煤层压降半径逐渐扩大，防止渗流通道堵塞或闭合。煤层的供液能力一般用煤层供液指数J［3］表示，指单位生产压差下的煤层气井产液量：

式中，Q为产液量，m3／d；ΔP为生产压差，MPa；Pe为煤层压力，MPa；Pwf为井底压力，MPa。

假定煤层供液指数J不变，由式（1）可知，井底流压Pwf与产液量Q之间呈线性关系，关系式为：

由式（2）可计算出煤层气井供液量为0时的井底压力Pwf＝a。在地层渗透性足够好和关井时间足够长的理想情况下，井底压力等于地层压力，即Pwf＝Pe。

生产过程中一般由低到高先后采用3～5个工作制度 （排采方法），根据不同工作制度下日产液量与井底压力之间关系求出煤层供液能力。

2）煤层临界解吸压力预测 当煤层压力降至临界解吸压力时，煤层气开始解吸，随着解吸量的不断增加，渗流通道内含水饱和度逐渐变小，水相渗透率不断变小，煤层供液能力随之降低。因此，临界解吸压力的准确预测对于排采管理定量化的实现至关重要。通过统计延川南区块已产气井相关资料，建立了煤层海拔H 与临界解吸压力Pl之间满足关系：

煤层气井投产后，海拔H 是已知的，由式（3）可以计算出该井解吸压力。

煤层解吸压力大小受多重因素影响，为了消除其他因素的影响，笔者绘制了实际解吸压力等值线图 （见图1），在该图上读取相关井位解吸压力值，校正式（3）计算结果。为了适当延长排采时间，提高产气前返排率，生产中一般将预测值加上0.2～0.5MPa作为参考值。

图1 延川南区块煤层解吸压力等值图

2.3 稳压排水阶段

稳压排水阶段指煤层气解吸量较少、有套压、无流量的解吸初期阶段，这一阶段要在稳定井底流压，继续提高返排率和增加气体解吸量的前提下，憋套压。

煤层解吸后流体流动状态变为气－水两相流，煤层产液能力开始下降，需要及时调整工作制度，防止动液面大幅下降和井底压力稳定。生产中主要使用泡泡头装置监测煤层是否解吸，微量解吸后起泡泡而套压表无读数。对于起泡泡的井，如果返排率未达到要求，可适当下调冲次，恢复液面，继续排水降压；返排率达到要求的井，缓慢上调冲次，使套压值不断增大。

套压对液面影响非常明显：对于产液量小的井，套压过高会导致液面迅速下降，无法回升，井底压力急剧减小，影响后期的稳产；对于产液指数大、液面很难下降的井，高套压有利于降低液面，套压降低后，液面能迅速回升，影响较小。因此低产液井套压一般控制在0.5MPa左右，高产液井套压控制在1.0MPa。套压达到要求后，开始产气，管理进入限制产气阶段。

2.4 限制产气阶段

限制产气阶段指套压基本稳定，井底压力不断变小，产气量逐渐上升的产气初期阶段，这一阶段管理的关键在于限制日产气日变化量和最大量。

受气－液两相渗透率的影响，产气后煤层供液能力逐渐下降，煤层气－水两相流满足以下关系：

式中，Krg为气相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度；n为气相相对渗透率指数，一般取值1.5；m为液相相对渗率指数，一般取值3；k为气相相对渗透率系数，一般取值0.63～0.90。

产气后井筒周围地带煤层含水饱和度不断减少，水相相渗透率逐渐减小，这是产气后煤层产液能力不断下降的根本原因。因此，要适当下调冲次，防止动液面和井底流压急剧下降，从而实现限制日产气变化量。

生产数据表明，如果不限制每日最大产气量，产气量达到峰值后会迅速下降。因此，当井底流压降至一定值时，大幅下调冲次，保持液面和井底流压稳定，确保长期稳产。图3所示为万宝山构造带X－1井排采曲线，该井产气后未对日产气量和最大产气量进行限制，导致后期产气量迅速衰减。谭坪构造带解吸压力较低，限制产气阶段一般将井底流压降至解吸压力的30%，万宝山构造带解吸压力较高，限制阶段将井底流压降至解吸压力的40%。限制产气阶段末期井底流压不再降低，管理随之进入稳压产气阶段。

图2 稳压排水阶段生产动态参数模式图

图3 X－1井排采曲线图

2.5 稳产气阶段

稳产气阶段指日产气量基本不变，井底流压缓慢下降的阶段，属于定产气量生产，是煤层气开发的最重要阶段。不考虑工程因素影响的情况下，稳产气量大小主要受前期排采效果和煤层含气大小影响，如果前期排采平稳、连续、缓慢，进入稳产期后，压降范围大，煤层整体解吸，稳产气量大。如果前期排采过快，导致渗流通道堵塞，压降半径较小，稳产期日产气量小。

谭坪构造带煤层含气量相对较少，单井稳产900～1200m3；万宝山构造带含气饱和度大，稳产1500～2000m3。图4所示为X－2井排采曲线，该井解吸压力6.49MPa，井底压力降至2.6MPa时开始稳产气，后期稳产2000m3／d。

图4 X－2井排采曲线图

3 结论

1）延川南区块属于欠饱和煤层气藏，通过对生产数据分析，总结出了排采规律。煤层气井生产具有明显的阶段性，将其分为2个主要阶段和5个次要阶段。

2）根据不同阶段动态特征对各阶段进行了命名，即观察液面、平稳降压、稳压排水、限制产气和稳压产气5个阶段。

3）详细论述了各个生产阶段的特征，制定了相应的管理模式，有效地指导了煤层气排采管理。

4）提出了煤层气井供液指数、生产动态参数关系图、产气量配产等概念，并阐述了这些概念的定义、内涵及生产实践中的作用，确立了煤层气定量化排采技术。

［1］王红岩，李贵中，李景明，等 .中国煤层气储层的特点和富集 ［A］.2005年第五届国际煤层气论坛暨 “国际甲烷市场化合作计划”［C］.2005：80－86.

［2］李传亮 .油藏工程原理 ［M］.北京：石油工业出版社，2005.