周芳芳，林亮，刘峰，陶思羽

排采连续性对煤层气开采的影响

周芳芳1，林亮2，刘峰3，陶思羽4

（1.中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063000； 2.中联煤层气有限责任公司，北京 100016； 3.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065； 4.中国石油长庆油田分公司，甘肃 庆阳 745100）

排采连续性对煤层气开发至关重要。但是，在排采过程中关井现象不可避免，重新开井后如何排采、制定合理的排采制度是提高产量的关键。通过对煤层气生产阶段理论进行分析，结合关井前后矿场数据，同时借助数值模拟方法，对关井过程中储层参数变化进行了研究。结果表明，关井明显改变储层物性参数，造成井筒附近煤层含水饱和度增加，井底压力升高，同时引起近井地带自由气重新吸附，降低气体渗流能力。因此，重新开井后快速排水有助于沟通气体渗流通道，提高气体流动能力，增加产气量。

煤层气； 关井； 排采连续性； 快速排采； 快速压降

煤层气是重要的非常规天然气资源，我国2 000 m以上浅层气源的煤层气地质资源量为36.8×1012m3，可采资源量为10.9×1012 m3[1]。随着“煤改气”政策的实施，天然气需求量正在逐渐增加[2]。

沁水盆地作为我国最主要的煤层气产区，煤层埋藏较浅，储层含气量高，具有很好的开发前景[3-4]。但是，部分井排采效果较差，排采过程中因工程因素、人为因素等造成多次长时间关井，打断了排采连续性[5-6]。由于煤层较脆，频繁开关井容易导致应力敏感，同时，煤层水流速变化造成煤层吐粉、煤粉淤积堵塞渗流通道等储层伤害，导致产气量远低于工业要求[7]。因此，提高低产低效井的开发效果，降低关井对排采的影响，提高整体采收率至关重要。

排采连续性及排采制度在煤层气井开发历程中扮演重要角色，张芬娜等[8]基于煤层流体渗流规律和流体稳定流动能量方程，依据煤层气井排采情况，分阶段建立了井底压力恢复模型。李国庆等[9]认为低渗煤层气井宜采用较低的初期降液速率；高渗煤层气井可以采用较高的初期排采强度持续排出水和煤粉。频繁关井是造成煤层气井低产的重要原因，开采时应保持排采的连续性，缩短关井时间，并在排采过程中制定合理的排采措施与管理方案[6]。

排采过程中因工程因素等导致的关井现象在煤层气开发过程中不可避免，如何将排采间断对产气的影响降到最小，增加煤层气井后期产气量是亟待解决的问题。本文对煤层气排采机理进行了分析，结合现场开发煤层气井排采过程，对关井前后煤层气井进行了诊断统计，最终为现场排采提供了理论依据。

1 煤层气开发机理

煤层气主要以吸附态赋存于煤基质表面，在开发过程中一般都要先排出煤层水，降低煤层压力。当压力低于临界解吸压力时，吸附气从基质表面解吸，在浓度差和压差的作用下进入割理，通过渗流过程流入井筒而排出地层。

1.1 煤层气吸附

对吸附气而言，目前普遍应用Langmuir等温吸附曲线表示吸附气浓度与煤层压力的关系。典型的Langmuir吸附理论见式（1）[10]。

也可将该吸附方程写成式（2）的形式[11]。

式中，为吸附量，m3/m3；为总吸附位数，相当于饱和吸附量，m3/m3；为总吸附常数；为压力，MPa；L为Langmuir体积，m3/m3；L为Langmuir压力，MPa。

1.2 煤层气扩散

甲烷分子从煤基质表面向裂缝的传输过程通常称为扩散。扩散过程用Fick扩散定律表示，扩散方程见式（3）[12]。

式中，为形状因子，m-2；为扩散因子，m2/s；E为吸附气体浓度（单位体积的煤基质吸附的气体体积），m3/m3；m为平均吸附浓度（单位体积的煤基质吸附的平均气体体积），m3/m3；为扩散时间，s。

气体从基质向裂缝传输过程的快慢程度与煤的孔隙结构有关，煤的孔隙结构越复杂，气体从基质到割理的时间越长。形状因子间接地表示孔隙结构的复杂程度，吸附时间可用来表示气体传输的快慢程度，吸附时间可表示为[13-14]：

吸附时间是一个包含解吸和扩散的综合参数，控制气体从基质到裂缝运移的速度。若吸附时间特别短，则近似于瞬时解吸过程，不同煤层区域的吸附时间都不相同。

1.3 煤层气渗流

吸附气解吸后进入煤层裂缝系统，裂缝中的气/水在压差驱动下发生渗流，渗流方程见式（5）—（6）[15]。

气相方程：

液相方程：

式中，为单元体内的孔隙度，%；为储层绝对渗透率，mD；为深度，m；为重力加速度，取值9.8 m/s2；g、w分别为气体、液体的密度，g/cm3；gsc、wsc分别气体、液体在标况下的密度，g/cm3；g、w分别为气体、液体的饱和度，%；g、w分别为产气量、产水量，m3/s；g、w分别为储层气相、液相压力，MPa；g、w分别为气相、液相体积系数；gw分别为气相、液相黏度，mPa·s；rg、rw分别为储层气相、液相的相对渗透率，mD。

1.4 井筒储集效应

煤层气井关井后，井底压力小于煤层压力，煤层内的水/气不能立刻停止向井筒的流动，逐渐在井筒及井底聚集；开井时，首先排出的是井筒及井底附近的水/气，煤层中的流体不能立即流入井底，这种现象叫做井筒储集效应，或称续流效应[16]。

井筒储集效应对开发的影响较大[17]，由于井筒储集效应的影响，关井后煤层内的水逐渐向井底聚集，井筒附近含水饱和度增加，同时由于流速降低，煤粉有可能在煤层中淤积堵塞渗流通道，造成储层伤害。由于井底压力增加，井底附近已经解吸的部分自由气将重新吸附到基质表面，造成含气饱和度降低，含气量升高。当再次开井生产时，又将重新经历一次排水、降压、解吸的过程，降低排采效率。

2 关井对煤层气开采的影响

频繁开关井和长时间关井对煤层气开发影响较大，通过对Langmuir等温吸附曲线和煤层气典型相渗曲线进行分析，结合数值模拟对储层物性变化进行研究，同时对矿场生产过程中的关井进行统计分析，研究了关井对开发过程的影响，同时提出相应的开发措施。

2.1 Langmuir曲线分析

煤层气一般都是非饱和吸附，开采时需要排水降压。煤层气等温吸附曲线如图1所示。设定煤层初始含气量为、压力为，当煤层压力降至时，吸附气开始解吸。随着排水的进行，压力持续降低，当压力降至时关井，此时含气量为，关井后井底压力逐渐升高，当压力达到时，含气量增至。若关井时压力较低，则此时处于解吸敏感阶段，小范围的压降都将引起含气量的较大变化。由于吸附气含量增加，孔隙中的自由气含量必将大大减少，含水饱和度增加，此时井底附近含有大量煤层水。因此，开井时需要将这部分煤层水快速排出，重新达到吸附解吸与自由气的平衡状态，促进气体流动。

图1　煤层气等温吸附曲线

2.2 相对渗透率曲线分析

煤层是在水环境下沉积的，含水较多，因此束缚水饱和度往往较高。煤层典型相对渗透率曲线如图2所示。

图2　煤层典型相对渗透率曲线

由图2可知，当含水饱和度较高时，主要以水的流动为主，气体流动能力相对较弱。关井后井底附近含水饱和度大大增加，含气饱和度减少，进一步降低气体流动能力，导致重新开井后将以水流动为主。为了提高气体渗流能力，必须降低含水饱和度，因此很有必要开井后快速排水。快速排水有助于降低井底附近含水饱和度，提高气体相对渗流能力，同时降低储层压力，促进吸附气解吸，进一步增大含气饱和度，提高气体渗流能力，增加产气量。

2.3 储层物性分析

为了更加准确直观地分析关井对储层物性（包括储层压力、含水饱和度、含气量）的影响，建立煤层气井的三维地质模型，并进行了数值模拟运算，数值模型的建立方法参考文献[18]。该典型井生产5 a，排采77 d后开始产气，排采3 a左右因工程因素等导致关井4个月。对该井进行历史拟合，并对其关井前后过程进行了分析。

2.3.1煤层压力分析 储层压力变化在煤层气排采过程中至关重要，合理控制储层压力能够提高煤层气采收率。生产过程中的压力变化对产量的影响相对较大，因此必须对压力进行分析。

储层压力变化曲线如图3所示。由图3可以看出，该井初始压力约为3.20 MPa；关井时储层压力下降明显，井底压力低于1.00 MPa；重新开井时储层压力明显回升，井底压力为1.20 MPa，储层压力增加幅度从井底开始向远离井筒方向逐渐变少。之后随着排采的进行，储层压力逐渐降低。由关井前后压力对比可见，关井对压力影响较大，关井后压力回升明显，需要长时间排水将压力降至关井前的水平，降低了开采效率。

图3　储层压力变化曲线

2.3.2含水饱和度分析 裂缝含水饱和度对气/水流动影响较大[19-20]，当含气饱和度增加时，气体相对渗流能力也随之增强。储层含水饱和度变化曲线如图4所示。由图4可以看出，排采前煤层裂缝被水充满，不含自由气，含水饱和度为100.0%；随着排水降压的进行，储层含水饱和度逐渐降低，关井前井底附近含水饱和度为92.0%；由于受井筒储集效应的影响，关井后煤层水继续流入井底，开井时井底附近含水饱和度升至98.0%；开井时含水饱和度由井底至离井底30 m左右处快速降低，可见关井后煤层水在井底大量聚集。

图4　储层含水饱和度变化曲线

2.3.3含气量变化分析 含气量是煤层气含量大小的重要指标，是开发过程的一个重要判断依据。含气量变化曲线如图5所示。

图5　含气量变化曲线

由图5可以看出，该井周围初始含气量为12.6 m3/t，关井时含气量已降至9.3 m3/t。由于关井导致储层压力回升，已解吸的煤层气中会有一部分重新吸附在煤层中，导致含气量升高，开井时井底含气量升至9.9 m3/t。关井造成大量的自由气重新吸附，需要长时间再次排水降压解吸，因此造成大量的时间和开发成本的浪费。

2.4 矿场关井分析

沁水盆地是我国煤层气开发的主要产区，主要赋存3#和15#两个主力煤层。其中，3#煤层埋藏较浅，储层物性较好，是当前煤层气开发的主力产层。研究区位于沁水盆地南部，区块地质构造较为平缓。3#煤层平均渗透率约为1.15 mD，孔隙度约为4.5%，含气量约为13.2 m3/t；煤层压力系数为0.6，属于低压煤层，煤层含水饱和度为100.0%。目前，主要采用直井或定向井进行排水采气，排采过程中由于设备故障、生产措施调整以及其他因素多次关井，打断了排采的连续性。对研究区内15口煤层气井关井前后数据进行统计，结果见表1。

表1　煤层气井关井前后动态数据统计

注：“1”表示重新开井当天见气；动液面高度指井口到液面的深度；产量均指一个月内的平均产量。

该区块中产气量大于1 000 m3/d的井占1/3，这部分井重新开井后产水量均大于关井前产水量（LY2井、LY11井、LY14井、LY15井、LY9井关井前后产水量基本不变），LY2的产水量甚至是关井前的8.5倍；由于关井或其他原因导致重新开井后产气量降低或产气量低于500 m3/d的井几乎占1/2（LY1井、LY3井、LY6井、LY7井、LY8井、LY12井、LY13井）。

重新开井后产水量大于关井前产水量的井只有LY7井产气量未增加，该井关井前排采3 a，且产量一直较低，最高产量为370 m3/d，该井关井前井底压力只有0.31 MPa，但产气量较低。推算该井存在某些工程或地质问题。

关井后由于井筒储集效应，井筒动液面高度增加，导致井底压力逐渐升高，部分解吸出来的气体重新吸附在煤层表面，重新开井后再次经历一次排水减压的过程，延长了解吸时间。例如，LY1井和LY3井经历了100多天后重新开始产气，大大降低了生产效率。关井导致动液面高度增加，但开井后产水减少而产气量较低的井有LY1井、LY3井、LY5井、LY10井、LY12井。

对排采不连续的井进行统计分析可知，重新开井后大幅度排水有利于快速降低井底压力，沟通渗流通道，增加产气量。

通过对煤层气开发过程进行理论分析、关井前后的储层物性分析和矿场的统计分析，认为重新开井后快速排水有利于煤层气的开采。开井后快速排水可在短时间内降低井底压力，促进吸附气解吸，减少含水饱和度，增加气体渗流能力，也有利于排出淤积堵塞的煤粉，沟通渗流通道，进一步提高气体采收率。

2.5 排采连续性影响分析

因排采优化或工程因素等原因，煤层气井在排采过程中不可避免地会进行产生关井操作，从而造成排采不连续，影响煤层气井开采效率。由于绝大多数煤层气藏是由吸附气赋存的特殊气藏，开采过程中存在吸附解吸现象，当气井关井时，井底附近的煤层压力升高，已经解吸的气体重新吸附到基质表面，开井排采时需要再次解吸，降低排采效率；当煤层割理中的解吸气（自由气）减少时，煤层水占据自由气的空间，导致含水饱和度增加，由于含水饱和度高时气体相对渗透率大幅度降低，因此降低井底附近的气体渗流能力，从而进一步降低煤层气排采效率。当气水两相渗流时，煤层含水较高影响气体流动，因此重新开井生产时快速排采井底附近的煤层水有利于提高煤层气井的整体开发效率，通过对矿场的关井情况分析也进一步证明开井后快速排水有利于气井高效生产。

3 实例应用

3.1 实例一（JK008井）

沁水盆地某区块JK008井因机械故障先后关井两次，每次重新开井排采时都采用大排量快速排水，JK008井生产曲线如图6所示。第一次关井前产水量为3.4 m3/d，排采中断20 d，开井后最高产水量为7.5 m3/d；第二次关井前产水量1.0 m3/d，排采中断7 d，开井后最高产水量7.0 m3/d；该井排采3 a后产气量达到1 200.0 m3/d以上，且高产稳产时间较长，排采效果较好。该井正是由于排采中断后能够马上采出井筒及井底附近积液，降低井底压力，为该井后期的稳产高产提供了排采基础。由此可见，关井后快速排液有利于排出淤积煤粉，疏通渗流通道，增加煤层气井的产气量，促进煤层气井开采效果。

图6　JK008井生产曲线

3.2 实例二（JK071井）

JK071井排采过程中经历了数次关井，排采654 d时关井半个月，开井生产后产水量与之前一致，产气量也基本不变，JK071井生产曲线如图7所示。排采1 058 d时关井一个月，开井后产水量比之前有所减少，而产气量也随之降低一半。因产气效果不理想，排采一段时间后加大排水量，产水量由0.7 m3/d增加到3.7 m3/d，之后产气量明显增加，产气量短时间内增加到1 300.0 m3/d，产气效果较好。

图7　JK071井生产曲线

3.3 实例三（JK094井）

JK094井排采过程中因工程因素等多次关井，排采初期由于发动机故障关井停产10余天，关井前产水量为3.2 m3/d，开井后加大了排水量，产水量为6.0 m3/d，尽量保持了排采的连续性，JK094井生产曲线如图8所示。

图8　JK094井生产曲线

排采867天左右时因故障关井，此次关井时间较长，关井前产水量为0.6 m3/d，开井后产水量为3.2 m3/d，排水量增加了5倍，而产气量也逐渐增加，半年后产气量大于2 000 m3/d，取得了良好的排采效果。

4 结 论

（1）排采不连续影响储层物性，造成井底压力升高，部分自由气重新吸附在煤层中，井筒附近煤层含气饱和度降低，含水饱和度升高，甚至造成煤粉淤积堵塞渗流通道，引起储层伤害。

（2）受相对渗透率的影响，当含水饱和度增加时会造成气体渗流能力进一步减弱；流动压差减小，开井后容易导致产气量较低。

（3）重新开井后快速排出井底附近的地层水，有助于排出煤粉，降低井筒附近含水饱和度和井底压力，增加自由气含量，有助于提高气体渗流能力，进一步增加产气量。

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Influence of Drainage Continuity on Coalbed Methane Extraction

Zhou Fangfang1， Lin Liang2， Liu Feng3， Tao Siyu4

（1.PetroChina Jidong Oilfield Company，Tangshan Hebei 063000，China； 2.China United Coalbed Methane Corporation Ltd.，Beijing 100016，China； 3.College of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an Shaanxi 710065，China；4.PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang Gansu 745100，China）

Drainage continuity is very important for coalbed methane extraction. However, the well shut-in is unavoidable when draining. How to drain and draw up a reasonable drainage system after reopening the well are significant to increase gas production. Based on the analysis of coalbed methane production stage theory, combined with the field data about well shut-in, at the same time, numerical simulation method was used to study the change of reservoir parameters during well shut-in. The results show that well shut-in obviously changes the reservoir physical parameters,which causes the water saturation of the coal near the wellbore to increase, and the well bottom pressure increases. At the same time, it causes the re-adsorption of free gas near the wellbore and reduces the gas seepage capacity. Therefore, rapid drainage after reopening the well is helpful to dredge the flow channel of gas, improve gas flow capacity and increase gas production.

Coalbed methane； Well shut in； Drainage continuity； Rapid drainage； Rapid pressure drop

TE377

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2021.04.008

1672-6952（2021）04-0046-06

http：//journal.lnpu.edu.cn

2020-07-05

2020-08-31

国家自然科学基金青年基金项目（51804253）；国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2016ZX05066004-001）。

周芳芳(1992-)，女，硕士，从事生产动态分析等方面的研究；E-mail：sky-zff@foxmail.com。

（编辑 宋锦玉）