刘羽欣

(中联煤层气有限责任公司晋城分公司,山西 晋城 048000)

0 引 言

煤层气以吸附态赋存在煤储层中的比例超过90%[1-2]，其开发需要排水降压[3-4],需经过解吸—渗流—扩散3个过程[5-7]。中国煤层气资源丰富，但大多为低孔低渗储层，煤质具有性脆、易坍塌、改造时易产出煤粉等特点[8-13]，位于沁水盆地南部的柿庄北区块3号煤层在开采过程中表现出极强的应力敏感性与速度敏感性[14-16]，生产上表现出见气早、最大产气量低、套压递减快、产能不足、出煤粉等特征，因此，调整储层管控参数并制订合理的排采制度是煤层气实现高效开采的关键。针对煤层气井排采，前人进行了大量研究，王丹等[17]结合区块生产特征及相态变化，定义了无量纲产气率，划分为排水降压阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段、产气衰减阶段4个排采阶段；刘加东等[18]通过生产经验总结，将生产阶段划分为产液不产气、产液逐渐降低与产气逐渐增加、产液与产气基本稳定3个阶段，并量化了排采相应阶段的压降速率。然而，前人研究多基于浅层井历史数据的分析，现场适应性及可操作性有待验证。借鉴前人研究成果，针对研究区深煤层的地质特点，以流固耦合控产作用机理为指导，探索了研究区煤层气井适用的排采制度[19-25]。

1 柿庄北区块煤层气历史排采模式

柿庄北区块煤层气自勘探阶段以来，排采制度的调整历经了3个阶段。

第1阶段为早期借鉴阶段(2015年以前)。该阶段主要借鉴沁水盆地国家示范工程潘河区块煤层气排采经验指导排采。然而，由于2个区块静态地质的差异性，造成潘河区块以尽快求产为理念的排采方式并不适合柿庄北地区深煤层的开发。首先在区域构造上，柿庄北区块内发育一系列NNE、SN向断层，将全区分割成“东西分带”的总体构造格局，而潘河示范区整体上为西倾的单斜简单构造，这种构造上的差异造成3号煤层的煤体结构差异，柿庄北区块多以构造煤为主，潘河示范区以原生煤为主；其次是埋深，柿庄北区块3号煤层埋深平均为1 065 m，属于深煤层；此外，含气量、含气饱和度、临界解吸压力等储层物性方面同样存在着较大的差异。此阶段，现场以井口套压大于零即开启针型阀或者油嘴释放产能，导致气井生产特征普遍表现为产能释放早、见产前累计产水少、压降漏斗扩展受限、产能低、套压下降快、上产稳产困难。

第2阶段为中期摸索阶段(2015年至2017年)。针对早期生产井出现的问题，这一阶段重视煤层气井连续性排采和井底压力变化的控制，以减少煤粉产出和渗流通道堵塞等问题。该阶段的排采实践证明，连续稳定排采能保证井底流压的缓慢降低，是煤层气井高产的前提；同时发现，修井作业过程易导致井底流压变化剧烈，引发煤粉堵塞渗流通道，进而影响产能正常释放，该问题可通过带压作业或者缓慢释放产能的方式减小井底流压变化解决。

第3阶段为标准化定量控制阶段(2018年至今)。以“渐变、连续”为理念、以“阶段控压”为重点，细化排采制度，总结经验教训，提出七段式控压排采制度。该制度现场操作指导性较强，可以有效扩大泄压面积，加快产能释放，已经取得良好的开发效果。

2 七段式控压排采制度

煤层气井在排采过程中先后经历了水相流、气水两相流、气相流3个阶段，相态的变化造成了导流能力的差异，而合理的排采制度则是尽可能增加煤层气井解吸半径，保持井筒附近的缝网系统有相对较好的导流能力，其本质是通过控制井底流压来控制产水、产气速度，以保障泄压面积内渗流通道的有效。

通过区块3个时期排采制度的调整与总结，目前形成了适合研究区的七段式控压排采制度。该制度以控制井底流压为核心，根据不同时期的生产特点，以储层初始压力、临界解吸压力、解吸压力、提产压力、稳产压力等为控制节点，将煤层气井的排采划分为自然降液阶段、试抽阶段、平衡产水阶段、憋压生产阶段、控压提产阶段、控制稳产阶段和衰减阶段，阶段排采模式趋势图见图1。

图1 七段式控压排采模式示意图

(1)阶段1：自然降液阶段(a0—a)。该阶段是在压裂返排结束后液面自井口自然下降，直至液面平稳的阶段。此时测得的液柱静压力数值上可认为是煤储层初始压力，该压力结合煤岩等温吸附曲线还可以计算储层理论含气量，对于开采地质条件的评价具有十分重要的意义。

(2)阶段2：试抽阶段(a—b)。投产的前几天，首先以较低冲次开抽(0.5～1.0次/min)，由小到大逐步调整冲次，提高抽汲能力，同时连续监测液面下降速度，以掌握真实井底流压和地层供给能力，获得冲程、冲次与产水量及降液速度的关系。期间为了建立煤层中的连续压降，启动煤层内流体流动，减少储层压力剧烈变化，控制最大流压日降低速度不得超过0.10 MPa/d(液面降幅不超过10 m/d)。该阶段获取的储层供液能力数据是下阶段降液速度设计的基础。

(3)阶段3：平衡产水阶段(b—c3)。煤储层中的水在压差的驱动力下向井筒流动，此时排出水中可能存在极少的溶解气或者游离气，整体呈单相水流阶段。这一阶段又细化分为3部分。①稳定降液阶段(b—c1)。该阶段为平衡产水阶段的前期，同时也是降液速度最快的阶段，该阶段要防止压敏效应，根据储层供液能力，最大流压日降低速度控制在0.05～0.08 MPa/d(液面降幅为5～8 m/d)。由于煤层供水能力随着井底流压变化而变化，相同产水量的降液速度会变化，因此，稳定降液阶段还需要对生产制度进行适时调整，不断满足稳定降液的排采要求，并随时观察排出水质的变化，防止煤层煤粉的产出。此阶段的主要目的为形成平缓式压降漏斗。②控压排水阶段(c1—c2)。经过稳定降液，当煤层压力接近预测临界解吸压力的1.2倍时，需降低产液速度，流压日降低速度需控制在0.02～0.04 MPa/d(液面降幅为2～4 m/d)。此阶段的目的为防止煤层气解吸，尽量维持单相水流，保证液体产出，扩展压降漏斗。③临界产气阶段(c2—c3)。当煤层压力接近预测临界解吸压力时，需控制流压日降低速度为0.01～0.02 MPa/d(液面降幅为1～2 m/d)。该阶段煤层的供水能力变化较大，据生产井生产数据曲线特征统计，这一变化多出现在井口套压大于零前2～7 d，产生的原因是近井筒地带煤层气开始解吸，井筒内流态由水相流转变为气水两相流。此阶段需不断地调整生产制度以稳定液面波动，尽量降低近井地带单位距离压差，实现井筒内水相流平稳过渡至气水两相流，以求取真实的煤层解吸压力。

(4)阶段4：憋压生产阶段(c3—d)。此阶段煤层压力低于临界解吸压力，流态呈气水两相流，流体流动的压差来自于水压与气压共同作用。储层内流体流动服从气体平面径向稳定渗流定律，压力从近井筒地带向远处传播的表达式为：

(1)

式中：pi为煤层气解吸半径内任意一点压力，MPa；pcd为临界解吸压力，MPa；R1为压降漏斗半径，m；ri为解吸半径内任意一点到井筒中心距离，m；pw为井底流压，MPa；rw为井筒半径，m。

上式表明，等压线是以井筒为中心的同心圆，随着距离井筒圆心距离的减小，压力下降越快，而该阶段气体解吸速率滞后于水压传递速率，水压扩散大于气压扩散，产液量基本维持稳定，当产液量明显变小时，说明压力传递转换为以气压为主，则进入控压提产阶段。现场利用套压及产水量的变化来控制储层气体解吸速度，扩展气相渗透范围，保持渗流速度稳定，最大流压日降低速度小于0.02 MPa/d(液面降幅小于2 m/d)。憋压生产阶段是气相渗透率逐渐升高、水相渗透率持续下降的阶段，气水两相流体对煤屑和固相颗粒的携带能力相对较强，在持续降低井底流压过程中需防止气水混合流体在煤层中流速过快，引发煤层内固相颗粒运移而对煤层造成伤害，因此，应严密监测日产水量变化，尽可能多地排出煤层远端水，以增大泄压半径。

(5)阶段5：控压提产阶段(d—e)。憋压阶段的后期会出现产水量骤减，意味着储层压力传递以气压为主，此时进入控压提产阶段，是提高煤层气井产量的最佳时机。通过井口压力的释放增大生产压差，驱动气体持续解吸，与此同时，煤储层远端水持续向井筒中运移，继续扩大压降范围。开启针型阀或者采用小口径油嘴生产时，产液量会有一定回升，井底流压日降低速度需控制在0.02～0.03 MPa/d(液面降幅为2～3 m/d)，当产液量再次降低时，继续利用缓慢释放套压的方式进行产能释放，微调大针型阀开度或更换油嘴口径幅度不超过2 mm，稳流压排采至少3周。

(6)阶段6：控制稳产阶段(e—f)。经过控压提产阶段，煤层的供水和供气能力基本稳定，进入控制稳产阶段。该排采阶段重点在于“三稳”，分别是“稳排采制度、稳井底流压、稳套压”，通过动液面稳中有降来调节产水产气的相互平衡。在气量一定的前提下则优先排水；当气量衰减时，通过降低动液面，延长稳产期，实现煤层气产量最大化，直至动液面到达煤层段，尽量以最小的井底流压降低速度获取最大限度的产气量上升空间。

(7)阶段7：衰减阶段(f之后)。稳产一定时间后，近井地带气体大部分已解吸，远端解吸气体补充不足时，气量开始衰减，该阶段特征为煤层供液量明显不足，产液量极小或者不产液。针对这种井可以采用间开或停抽方式进行生产，尽可能延长产气时间。

3 制度优化对比

七段式控压排采制度强调7个阶段的井底流压控制，使得压降面积自井筒由近及远缓慢持续扩散，达到生产井之间井间干扰，实现区域整体降压。如图2a所示，当井底流压降至解吸压力前，储层流态为液相单相流，通过控制产液，缓慢降低井底流压，形成水压降落漏斗；当井底流压低于解吸压力后，储层流态为两相流，通过对产水、产气控制使得压降范围进一步扩大，产生井间干扰，实现区域整体泄压。

早期的快速提产排采压降则是在短时间内井底流压快速降至解吸压力以下，如图2b所示。井筒内动液面表现为快速下降，远端水来不及向近井筒地带疏导，造成近井地带压降漏斗过陡，而煤储层的低杨氏模量及低渗透率的特点决定了对应力十分敏感，因此这种压降漏斗过陡会使储层渗透率急速下降，不仅影响后续压降范围、难以形成井间干扰，还易引起煤粉运移造成储层渗流通道堵塞或井下卡泵。

将2种不同排采模式的排采曲线分别按照释放套压生产月数和投产月数进行归一化处理，图3为不同排采制度归一化井底流压与产气量变化情况。七段式控压排采制度可实现煤层气井长时间处于高井底流压状态生产(图3a)，单井产能与衰减速率得到了明显的提高与延缓(图3b)。

图2 不同排采制度压降模式对比

图3 不同排采制度归一化井底流压与产气量变化情况

4 制度应用分析

考虑到地质因素、工程因素等多方面因素对煤层气井产气量会产生较大影响，以2016年5月投产的X162井(直井)2次长时间停排为时间节点，对比排采制度建立前后的生产情况。①第1次停排为2016年11月，该井首次井口套压表显示读数后12 d即卡泵，其原因为采用原制度排采过快，井底流压变化过大引起煤粉运移。实际上见气前近井筒地带煤层气已开始解吸，井筒内流体流态由水相流转变为气水两相流，而该井在见气前不断提高冲次至4.5次/min，见气当日井底流压降低达1.00 MPa，在压差作用下，煤层中混合流体流速过快，引发了煤层内固相颗粒的运移，2017年4月经解卡作业确认为煤粉卡泵；恢复产液88 d后，第2次井口显示套压，当日套压突升至1.91 MPa、井底流压降低0.36 MPa，同时开启针型阀实现快速求产。此次开启针型阀前并未经过憋压阶段而是直接进入提产、稳产阶段，泄压半径相对有限，稳产阶段平均日产气量为664.0 m3/d，平均日产水量为3.1 m3/d。②第2次停排。2018年3月因抽采设备故障停排2个月，恢复排采后采用七段式控压排采制度，68 d后井口显示套压，此次套压显示前后冲次始终保持在3.0次/min,当日井底流压降低仅为0.12 MPa；见气后进入憋压生产阶段达42 d，此阶段日产液量为2.6 m3/d左右，升至最高套压1.20 MPa；在维持套压稳定18 d时出现日产水量大幅降低，此时井底流压与储层压差不断趋于稳定，泄压半径持续向远端扩展，随即开启针型阀进入控压提产阶段。

对比2次提产阶段的生产数据(图4)，第1次快速提产阶段，日产气量上升至750.0 m3/d，套压由1.90 MPa降至0.50 MPa；第2次控压提产阶段，日产气量上升至1115.0 m3/d，套压由1.20 MPa降至0.50 MPa。经对比，采用七段式控压排采制度经过憋压阶段进入控压提产阶段后，日产气量明显增大，套压损耗明显减小，该排采制度有效增大了该井压降漏斗面积。

通过分析柿庄北区块2015年以前投产的同井区的20口井，放气套压为0.02～0.40 MPa，且均为见套压当日即开启针型阀进入快速提产阶段，多数井最高日产气量在500.0 m3/d左右；针对2017年底投产的21口井，在连续稳定排采的前提下均采用七段式控压排采制度，目前已全部见气，平均产气量为703.0 m3/d，其中，已进入控压提产阶段的19口井中有11口日产气量超过1 000.0 m3/d，平均套压为0.40 MPa，仍具有较大上产潜力。对比七段式控压排采制度应用前后的效果，区块同井区达产率均值由19.3%上升至52.3%，提产效果较为显著。

图4X162井2次提产日产气量与套压对比

5 结 论

(1) 柿庄北区块属于深部煤层气开发，与浅部煤层气存在较大差异性。由于其普遍具有较强的应力敏感性与速度敏感性，在保证连续性排采的前提下，稳井底流压生产有助于高产。

(2) 七段式控压排采工作制度可以更加有效快速地增加煤层气压降漏斗范围。该制度强调憋压与开启针型阀(或油嘴)释放套压时机的把控，利用套压及产水量的变化来控制储层气体解吸速度，扩展气相渗透范围，保持渗流速率相对稳定，当井底压力扩散以水压为主时，尽可能多地排出煤层远端水；当产液量明显降低，井底压力扩散以气压为主时，把握释放产能时机，持续增大泄压面积。

(3) 七段式控压排采制度可实现煤层气井长时间处于较高井底流压状态生产，单井产能与衰减速率得到了明显提高与减缓。将该制度应用于柿庄北区块，同井区达产率均值由19.3%上升至52.3%，提产效果显著。