王家鵬

(中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100016)

1 區(qū)塊概況

老廠雨旺區(qū)塊位于云南省東部，由道班房區(qū)塊和雨旺區(qū)塊兩部分組成，道班房區(qū)塊總面積400.77km2，雨旺區(qū)塊總面積80.96km2。如圖1所示，老廠勘探區(qū)內(nèi)的主要構造是一個主體軸向北東45°～50°、軸面傾向南東的不對稱短軸復背斜，雨旺區(qū)塊就位于該復背斜的南東翼，該翼為一單斜，保存完整，地層傾角8°～20°，構造較為簡單，主要構造有S401次級向斜、B401次級背斜、F405斷層及F408斷層等。出露地層從老到新有二疊系茅口組、龍?zhí)督M、長興組，三疊系卡以頭組、飛仙關組、永鎮(zhèn)寧組、個舊組和第四系。含煤地層為二疊系上統(tǒng)龍?zhí)督M和長興組，厚度415～475m，平均厚度461m，含煤20～53層，主力煤層是龍?zhí)督M的2號、3號、7+8號、9號、13號、16號、19號煤層，各煤層橫向發(fā)育較連續(xù)，但厚度變化大。煤類屬于無煙煤，鏡質(zhì)組反射率Ro隨埋深增加而增大，鏡質(zhì)組最大反射率Ro，max平均值2.80～2.90。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類煤均有發(fā)育，其中16號、19號煤層煤體結構較好。煤層總體滲透率較低，屬于低滲儲層。各煤層含氣量受區(qū)內(nèi)構造及煤層埋深影響，分布差異較大，平均含氣量12m3/t，9號、13號、19號煤層含氣量較高，均大于10m3/t。

圖1 老廠勘探區(qū)構造圖

云南地區(qū)煤層具有多煤層、厚度薄、高應力、低滲透等特點，雨旺區(qū)塊早期部署了一個由1口直井參數(shù)井和4口定向井組成的先導性試驗從式井組，2011年對其進行了壓裂排采，其中1口井獲得了1851m3/d的最高日產(chǎn)氣量，顯示出該區(qū)塊良好的商業(yè)前景。2016年以來，中聯(lián)煤層氣有限責任公司通過“十三五”國家科技重大專項“滇東黔西煤層氣開發(fā)技術及先導性試驗”，在雨旺區(qū)塊部署實施了6口勘探試驗井，各井均采用“活性水壓裂液、光套管注入、層間橋塞分層”技術壓裂，壓裂返排后下入生產(chǎn)管柱合層排采，井下底部煤層10m位置均安裝了井下壓力計，可實時監(jiān)測井底流壓，基本情況如表1所示。LC-C4井最高產(chǎn)氣量692m3/d，LC-S2井最高產(chǎn)氣量809m3/d，LC-C1、LC-C2、LC-C3、LC-S1井最高產(chǎn)氣量只有120～423m3/d，且各井穩(wěn)產(chǎn)非常困難，產(chǎn)量達到高峰后下降趨勢明顯。合理的排采制度是實現(xiàn)煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關鍵因素之一，雨旺區(qū)塊部署的部分煤層氣井取得了不錯的產(chǎn)量，但是無法實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，因此，亟需總結出一套適合該區(qū)域煤層條件的排采制度。

2 煤層氣井多層合采制度

2.1 典型排采曲線特征

選取區(qū)塊內(nèi)產(chǎn)氣效果和排采控制較好的參數(shù)井LC-C4井進行排采分析，如圖2所示，將LC-C4井的排采過程劃分為初期排水、憋壓、控壓產(chǎn)氣、產(chǎn)氣衰減四個階段。

2.1.1 初期排水階段

LC-C4井于2018年5月27日以沖次0.6n/min開抽，隨著地層供液能力的增強，壓降速度由20kPa/d逐級提升至60kPa/d，當壓力臨近解吸壓力時，壓降速度逐級下調(diào)至20kPa/d，初期排水階段排采125d，流壓由7.081MPa降至2.233MPa，平均壓降速度39kPa/d，累計產(chǎn)水量295m3。

2.1.2 憋壓階段

LC-C4井于9月29日見氣，由于生產(chǎn)閥門關閉，套壓逐漸升高，隨著解吸范圍的擴大，套壓升高速率由慢變快，憋壓僅5天套壓達到0.494MPa，流壓由2.215MPa降至2.132MPa，憋壓階段平均壓降速度17kPa/d，累計產(chǎn)水量11m3。

2.1.3 控壓產(chǎn)氣階段

此階段“控壓”包含對套壓和井底流壓的控制，采用了“勻速緩慢降流壓+臺階式降套壓”的方式進行控制。LC-C4井于10月4日打開針型閥進行放氣，通過調(diào)大針型閥使套壓先后穩(wěn)定在0.5MPa、0.35MPa、0.20MPa、0.10MPa各50d、20d、 11d、 27d， 當套壓保持在0.5MPa、0.35MPa、0.20MPa三個“臺階”上時，為了避免上部煤層暴露，造成儲層傷害，液面始終保持在上部煤層10m以上。當套壓降至0.10MPa附近排采后，為了進一步降低下部煤層壓力提高產(chǎn)氣量，選擇了主動暴露上部煤層，2019年1月24日、2月7日13號、16號煤層相繼暴露，2月13日在見氣133d后產(chǎn)氣量達到歷史最高產(chǎn)氣量692m3/d，此時液面位于13號煤層下方20m?？貕寒a(chǎn)氣階段128d流壓由2.132MPa降至0.470MPa，共下降了1.662MPa，平均壓降速度13kPa/d，累計產(chǎn)水量142m3/d。

表1 老廠雨旺區(qū)塊單井基本情況表

2.1.3 產(chǎn)氣衰減階段

2月13日產(chǎn)氣量達到最高產(chǎn)氣量后開始逐漸下降，無穩(wěn)產(chǎn)期，直接進入產(chǎn)氣衰減階段，此階段主要采用了“穩(wěn)流壓+臺階式(0.10MPa、0.08MPa)降套壓”的方式進行控制。當3月1日、3月3日18號、19號煤層相繼暴露時，產(chǎn)氣量在600m3/d左右，而5月7日產(chǎn)氣量就降至335m3/d，于是向套管中注水穩(wěn)流壓快抽洗泵，以提高油管內(nèi)水流攜砂能力，達到清洗井筒泵筒、提高泵效的目的，7月23日當氣量降至238m3/d時，又進行了一次注水穩(wěn)流壓快抽洗泵并將液面恢復至13號煤層上方10m，隨后進行穩(wěn)流壓排采。目前該井產(chǎn)氣量100m3/d左右，產(chǎn)氣衰減階段平均產(chǎn)水量僅有0.6m3/d。

2.2 多層合采制度

煤層中流體結構隨著排采的進行先后經(jīng)歷水相流、氣水兩相流、氣相流3個階段，流型的變化造成了不同階段生產(chǎn)特點的不同。排采制度應遵循“緩慢、穩(wěn)定、連續(xù)、長期”原則，防止賈敏、速敏及壓敏等造成煤層傷害，使井底流壓在不同生產(chǎn)階段以一個合理的速度下降。在總結實踐經(jīng)驗和借鑒前人研究成果的基礎上，筆者以儲層初始壓力Pr、臨近解吸壓力1.3Pcd、解吸壓力Pcd、穩(wěn)產(chǎn)壓力Psta等為控制節(jié)點，將煤層氣井的排采劃分為試抽階段、緩慢排水降壓階段、控壓產(chǎn)氣階段、控制穩(wěn)產(chǎn)階段和衰減階段。

2.2.1 試抽階段

壓裂返排下入生產(chǎn)管柱后首先以不高于10kPa/d的壓降速度開抽，逐漸增大沖次，通過井底壓力計和地面水表測得井底流壓和產(chǎn)水量，初步建立起電機頻率、沖次、沖程與產(chǎn)水量、井底流壓之間的關系，然后計算出地層供液能力，為下一階段的降壓速度決策提供依據(jù)。

2.2.2 緩慢排水降壓階段

此階段煤層中的水在生產(chǎn)壓差的作用下向井筒呈現(xiàn)單相徑向流。根據(jù)相對滲透率曲線可知，井見氣后煤層中的滲流通道將逐漸被解吸出的煤層氣占據(jù)，使得水相相對滲透率急劇下降，這將直接影響煤層的降壓效果，使壓降漏斗難以向遠端擴展，最終導致單井產(chǎn)氣量不高。因此，此階段對于整個排采過程至關重要，應在見氣前最大程度地排出地層水、擴展壓降范圍。為了更加精細化排采，又將其分為前期、中期、后期，(1)前期1.6Pcd

2.2.3 控壓產(chǎn)氣階段

雨旺區(qū)塊煤層臨儲比普遍較低，平均見氣套壓僅是2.008MPa，應控制套壓不宜過高，因為高套壓會使動液面急劇下降，環(huán)空中的水小部分從油管中產(chǎn)出造成產(chǎn)水量出現(xiàn)短暫增加的現(xiàn)象，大部分則是被壓回到地層之中，引起賈敏、速敏及應敏等煤層損害。如果動液面監(jiān)測不及時，過高的套壓將使煤層暴露，環(huán)空中的氣體將侵入上部煤層，改變該煤層近井地帶的含氣飽和度、應力分布、水動力連通等情況，阻礙煤層地層水的產(chǎn)出，從而嚴重影響煤層降壓效果。生產(chǎn)實踐證明，在雨旺區(qū)塊采用低套壓排采產(chǎn)氣效果較好、排采控制較為容易。

當井底流壓低于解吸壓力后，煤層氣開始解吸，煤層中流體結構逐漸由水單相流變?yōu)闅馑畠上嗔?。當套壓達到Pc1(不宜大于0.5MPa)時，開始打開生產(chǎn)閥門放氣。然后采用了“勻速緩慢降流壓+臺階式降套壓”的方式進行控制，一方面要保證井底流壓穩(wěn)定下降，可采用以不高于5kPa/d的速度連續(xù)式降壓或者以不高于10kPa/d的速度階梯式降壓，另一方面要通過調(diào)大針型閥使套壓保持在Pc1、Pc2、Pc3、……、0.1MPa。數(shù)據(jù)顯示，上部煤層主動暴露前后，產(chǎn)氣量會出現(xiàn)急劇下降的情況，因此，在各個套壓“臺階”上應始終保持液面在上部煤層上方20m以上。

2.2.4 控壓穩(wěn)產(chǎn)階段

經(jīng)過控壓產(chǎn)氣階段，煤層產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量等參數(shù)基本上保持穩(wěn)定。為了盡量延長穩(wěn)產(chǎn)時間，應在保持產(chǎn)氣穩(wěn)定的情況下盡量緩慢降壓，壓降速度控制在5kPa/d以內(nèi)，液面始終維持在上部煤層上10m以上。

2.2.5 產(chǎn)氣衰減階段

當單井控制面積內(nèi)大部分煤層氣已解吸，而遠井地帶煤層供氣不足，產(chǎn)氣量開始逐漸衰減，此時產(chǎn)水量極小或不產(chǎn)液?？梢詫⑻讐褐饾u降低至0，液面可以緩慢地降低至下部煤層底部，盡量拉長經(jīng)濟生產(chǎn)時間。

3 結論與建議

(1)雨旺區(qū)塊大部分井在上部煤層暴露前后達到最高產(chǎn)氣量，隨后產(chǎn)氣量下降趨勢明顯，穩(wěn)產(chǎn)非常困難。這種現(xiàn)象的主要原因有兩個：第一，初期排水階段較短，見氣后產(chǎn)水量大幅度降低，造成總體返排率低，煤層內(nèi)部不能有效形成大范圍的降壓區(qū)域，從而使煤層供氣不足；第二，控壓產(chǎn)氣階段主動暴露上部煤層，環(huán)空中的氣體侵入了上部煤層，改變該煤層近井地帶的含氣飽和度、應力分布、水動力連通等情況，阻礙煤層地層水的產(chǎn)出，從而進一步影響煤層降壓效果。

(2)以儲層初始壓力Pr、臨近解吸壓力1.3Pcd、解吸壓力Pcd、穩(wěn)產(chǎn)壓力Psta等為控制節(jié)點，將該區(qū)域煤層氣井的排采過程劃分為試抽階段、緩慢排水降壓階段、控壓產(chǎn)氣階段、控制穩(wěn)產(chǎn)階段和衰減階段。

(3)該區(qū)域新部署井的排采工作中建議遵循以下三點：第一，通過保持較低壓降速度，盡量延長見氣前緩慢排水階段，以提高總體返排率；第二，采用低套壓排采，高套壓會造成液面快速下降，在煤層內(nèi)部產(chǎn)生賈敏、速敏、應敏等損害；第三，產(chǎn)氣衰減階段前不宜將上部煤層暴露，應將液面保持在上部煤層10m以上。