周芳芳，林亮，劉峰，陶思羽

排采連續(xù)性對煤層氣開采的影響

周芳芳1，林亮2，劉峰3，陶思羽4

（1.中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063000； 2.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100016； 3.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 4.中國石油長慶油田分公司，甘肅 慶陽 745100）

排采連續(xù)性對煤層氣開發(fā)至關(guān)重要。但是，在排采過程中關(guān)井現(xiàn)象不可避免，重新開井后如何排采、制定合理的排采制度是提高產(chǎn)量的關(guān)鍵。通過對煤層氣生產(chǎn)階段理論進行分析，結(jié)合關(guān)井前后礦場數(shù)據(jù)，同時借助數(shù)值模擬方法，對關(guān)井過程中儲層參數(shù)變化進行了研究。結(jié)果表明，關(guān)井明顯改變儲層物性參數(shù)，造成井筒附近煤層含水飽和度增加，井底壓力升高，同時引起近井地帶自由氣重新吸附，降低氣體滲流能力。因此，重新開井后快速排水有助于溝通氣體滲流通道，提高氣體流動能力，增加產(chǎn)氣量。

煤層氣； 關(guān)井； 排采連續(xù)性； 快速排采； 快速壓降

煤層氣是重要的非常規(guī)天然氣資源，我國2 000 m以上淺層氣源的煤層氣地質(zhì)資源量為36.8×1012m3，可采資源量為10.9×1012 m3[1]。隨著“煤改氣”政策的實施，天然氣需求量正在逐漸增加[2]。

沁水盆地作為我國最主要的煤層氣產(chǎn)區(qū)，煤層埋藏較淺，儲層含氣量高，具有很好的開發(fā)前景[3-4]。但是，部分井排采效果較差，排采過程中因工程因素、人為因素等造成多次長時間關(guān)井，打斷了排采連續(xù)性[5-6]。由于煤層較脆，頻繁開關(guān)井容易導(dǎo)致應(yīng)力敏感，同時，煤層水流速變化造成煤層吐粉、煤粉淤積堵塞滲流通道等儲層傷害，導(dǎo)致產(chǎn)氣量遠低于工業(yè)要求[7]。因此，提高低產(chǎn)低效井的開發(fā)效果，降低關(guān)井對排采的影響，提高整體采收率至關(guān)重要。

排采連續(xù)性及排采制度在煤層氣井開發(fā)歷程中扮演重要角色，張芬娜等[8]基于煤層流體滲流規(guī)律和流體穩(wěn)定流動能量方程，依據(jù)煤層氣井排采情況，分階段建立了井底壓力恢復(fù)模型。李國慶等[9]認為低滲煤層氣井宜采用較低的初期降液速率；高滲煤層氣井可以采用較高的初期排采強度持續(xù)排出水和煤粉。頻繁關(guān)井是造成煤層氣井低產(chǎn)的重要原因，開采時應(yīng)保持排采的連續(xù)性，縮短關(guān)井時間，并在排采過程中制定合理的排采措施與管理方案[6]。

排采過程中因工程因素等導(dǎo)致的關(guān)井現(xiàn)象在煤層氣開發(fā)過程中不可避免，如何將排采間斷對產(chǎn)氣的影響降到最小，增加煤層氣井后期產(chǎn)氣量是亟待解決的問題。本文對煤層氣排采機理進行了分析，結(jié)合現(xiàn)場開發(fā)煤層氣井排采過程，對關(guān)井前后煤層氣井進行了診斷統(tǒng)計，最終為現(xiàn)場排采提供了理論依據(jù)。

1 煤層氣開發(fā)機理

煤層氣主要以吸附態(tài)賦存于煤基質(zhì)表面，在開發(fā)過程中一般都要先排出煤層水，降低煤層壓力。當(dāng)壓力低于臨界解吸壓力時，吸附氣從基質(zhì)表面解吸，在濃度差和壓差的作用下進入割理，通過滲流過程流入井筒而排出地層。

1.1 煤層氣吸附

對吸附氣而言，目前普遍應(yīng)用Langmuir等溫吸附曲線表示吸附氣濃度與煤層壓力的關(guān)系。典型的Langmuir吸附理論見式（1）[10]。

也可將該吸附方程寫成式（2）的形式[11]。

式中，為吸附量，m3/m3；為總吸附位數(shù)，相當(dāng)于飽和吸附量，m3/m3；為總吸附常數(shù)；為壓力，MPa；L為Langmuir體積，m3/m3；L為Langmuir壓力，MPa。

1.2 煤層氣擴散

甲烷分子從煤基質(zhì)表面向裂縫的傳輸過程通常稱為擴散。擴散過程用Fick擴散定律表示，擴散方程見式（3）[12]。

式中，為形狀因子，m-2；為擴散因子，m2/s；E為吸附氣體濃度（單位體積的煤基質(zhì)吸附的氣體體積），m3/m3；m為平均吸附濃度（單位體積的煤基質(zhì)吸附的平均氣體體積），m3/m3；為擴散時間，s。

氣體從基質(zhì)向裂縫傳輸過程的快慢程度與煤的孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)，煤的孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，氣體從基質(zhì)到割理的時間越長。形狀因子間接地表示孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度，吸附時間可用來表示氣體傳輸?shù)目炻潭?，吸附時間可表示為[13-14]：

吸附時間是一個包含解吸和擴散的綜合參數(shù)，控制氣體從基質(zhì)到裂縫運移的速度。若吸附時間特別短，則近似于瞬時解吸過程，不同煤層區(qū)域的吸附時間都不相同。

1.3 煤層氣滲流

吸附氣解吸后進入煤層裂縫系統(tǒng)，裂縫中的氣/水在壓差驅(qū)動下發(fā)生滲流，滲流方程見式（5）—（6）[15]。

氣相方程：

液相方程：

式中，為單元體內(nèi)的孔隙度，%；為儲層絕對滲透率，mD；為深度，m；為重力加速度，取值9.8 m/s2；g、w分別為氣體、液體的密度，g/cm3；gsc、wsc分別氣體、液體在標況下的密度，g/cm3；g、w分別為氣體、液體的飽和度，%；g、w分別為產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量，m3/s；g、w分別為儲層氣相、液相壓力，MPa；g、w分別為氣相、液相體積系數(shù)；gw分別為氣相、液相黏度，mPa·s；rg、rw分別為儲層氣相、液相的相對滲透率，mD。

1.4 井筒儲集效應(yīng)

煤層氣井關(guān)井后，井底壓力小于煤層壓力，煤層內(nèi)的水/氣不能立刻停止向井筒的流動，逐漸在井筒及井底聚集；開井時，首先排出的是井筒及井底附近的水/氣，煤層中的流體不能立即流入井底，這種現(xiàn)象叫做井筒儲集效應(yīng)，或稱續(xù)流效應(yīng)[16]。

井筒儲集效應(yīng)對開發(fā)的影響較大[17]，由于井筒儲集效應(yīng)的影響，關(guān)井后煤層內(nèi)的水逐漸向井底聚集，井筒附近含水飽和度增加，同時由于流速降低，煤粉有可能在煤層中淤積堵塞滲流通道，造成儲層傷害。由于井底壓力增加，井底附近已經(jīng)解吸的部分自由氣將重新吸附到基質(zhì)表面，造成含氣飽和度降低，含氣量升高。當(dāng)再次開井生產(chǎn)時，又將重新經(jīng)歷一次排水、降壓、解吸的過程，降低排采效率。

2 關(guān)井對煤層氣開采的影響

頻繁開關(guān)井和長時間關(guān)井對煤層氣開發(fā)影響較大，通過對Langmuir等溫吸附曲線和煤層氣典型相滲曲線進行分析，結(jié)合數(shù)值模擬對儲層物性變化進行研究，同時對礦場生產(chǎn)過程中的關(guān)井進行統(tǒng)計分析，研究了關(guān)井對開發(fā)過程的影響，同時提出相應(yīng)的開發(fā)措施。

2.1 Langmuir曲線分析

煤層氣一般都是非飽和吸附，開采時需要排水降壓。煤層氣等溫吸附曲線如圖1所示。設(shè)定煤層初始含氣量為、壓力為，當(dāng)煤層壓力降至?xí)r，吸附氣開始解吸。隨著排水的進行，壓力持續(xù)降低，當(dāng)壓力降至?xí)r關(guān)井，此時含氣量為，關(guān)井后井底壓力逐漸升高，當(dāng)壓力達到時，含氣量增至。若關(guān)井時壓力較低，則此時處于解吸敏感階段，小范圍的壓降都將引起含氣量的較大變化。由于吸附氣含量增加，孔隙中的自由氣含量必將大大減少，含水飽和度增加，此時井底附近含有大量煤層水。因此，開井時需要將這部分煤層水快速排出，重新達到吸附解吸與自由氣的平衡狀態(tài)，促進氣體流動。

圖1　煤層氣等溫吸附曲線

2.2 相對滲透率曲線分析

煤層是在水環(huán)境下沉積的，含水較多，因此束縛水飽和度往往較高。煤層典型相對滲透率曲線如圖2所示。

圖2　煤層典型相對滲透率曲線

由圖2可知，當(dāng)含水飽和度較高時，主要以水的流動為主，氣體流動能力相對較弱。關(guān)井后井底附近含水飽和度大大增加，含氣飽和度減少，進一步降低氣體流動能力，導(dǎo)致重新開井后將以水流動為主。為了提高氣體滲流能力，必須降低含水飽和度，因此很有必要開井后快速排水?？焖倥潘兄诮档途赘浇柡投?，提高氣體相對滲流能力，同時降低儲層壓力，促進吸附氣解吸，進一步增大含氣飽和度，提高氣體滲流能力，增加產(chǎn)氣量。

2.3 儲層物性分析

為了更加準確直觀地分析關(guān)井對儲層物性（包括儲層壓力、含水飽和度、含氣量）的影響，建立煤層氣井的三維地質(zhì)模型，并進行了數(shù)值模擬運算，數(shù)值模型的建立方法參考文獻[18]。該典型井生產(chǎn)5 a，排采77 d后開始產(chǎn)氣，排采3 a左右因工程因素等導(dǎo)致關(guān)井4個月。對該井進行歷史擬合，并對其關(guān)井前后過程進行了分析。

2.3.1煤層壓力分析 儲層壓力變化在煤層氣排采過程中至關(guān)重要，合理控制儲層壓力能夠提高煤層氣采收率。生產(chǎn)過程中的壓力變化對產(chǎn)量的影響相對較大，因此必須對壓力進行分析。

儲層壓力變化曲線如圖3所示。由圖3可以看出，該井初始壓力約為3.20 MPa；關(guān)井時儲層壓力下降明顯，井底壓力低于1.00 MPa；重新開井時儲層壓力明顯回升，井底壓力為1.20 MPa，儲層壓力增加幅度從井底開始向遠離井筒方向逐漸變少。之后隨著排采的進行，儲層壓力逐漸降低。由關(guān)井前后壓力對比可見，關(guān)井對壓力影響較大，關(guān)井后壓力回升明顯，需要長時間排水將壓力降至關(guān)井前的水平，降低了開采效率。

圖3　儲層壓力變化曲線

2.3.2含水飽和度分析 裂縫含水飽和度對氣/水流動影響較大[19-20]，當(dāng)含氣飽和度增加時，氣體相對滲流能力也隨之增強。儲層含水飽和度變化曲線如圖4所示。由圖4可以看出，排采前煤層裂縫被水充滿，不含自由氣，含水飽和度為100.0%；隨著排水降壓的進行，儲層含水飽和度逐漸降低，關(guān)井前井底附近含水飽和度為92.0%；由于受井筒儲集效應(yīng)的影響，關(guān)井后煤層水繼續(xù)流入井底，開井時井底附近含水飽和度升至98.0%；開井時含水飽和度由井底至離井底30 m左右處快速降低，可見關(guān)井后煤層水在井底大量聚集。

圖4　儲層含水飽和度變化曲線

2.3.3含氣量變化分析 含氣量是煤層氣含量大小的重要指標，是開發(fā)過程的一個重要判斷依據(jù)。含氣量變化曲線如圖5所示。

圖5　含氣量變化曲線

由圖5可以看出，該井周圍初始含氣量為12.6 m3/t，關(guān)井時含氣量已降至9.3 m3/t。由于關(guān)井導(dǎo)致儲層壓力回升，已解吸的煤層氣中會有一部分重新吸附在煤層中，導(dǎo)致含氣量升高，開井時井底含氣量升至9.9 m3/t。關(guān)井造成大量的自由氣重新吸附，需要長時間再次排水降壓解吸，因此造成大量的時間和開發(fā)成本的浪費。

2.4 礦場關(guān)井分析

沁水盆地是我國煤層氣開發(fā)的主要產(chǎn)區(qū)，主要賦存3#和15#兩個主力煤層。其中，3#煤層埋藏較淺，儲層物性較好，是當(dāng)前煤層氣開發(fā)的主力產(chǎn)層。研究區(qū)位于沁水盆地南部，區(qū)塊地質(zhì)構(gòu)造較為平緩。3#煤層平均滲透率約為1.15 mD，孔隙度約為4.5%，含氣量約為13.2 m3/t；煤層壓力系數(shù)為0.6，屬于低壓煤層，煤層含水飽和度為100.0%。目前，主要采用直井或定向井進行排水采氣，排采過程中由于設(shè)備故障、生產(chǎn)措施調(diào)整以及其他因素多次關(guān)井，打斷了排采的連續(xù)性。對研究區(qū)內(nèi)15口煤層氣井關(guān)井前后數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計，結(jié)果見表1。

表1　煤層氣井關(guān)井前后動態(tài)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

注：“1”表示重新開井當(dāng)天見氣；動液面高度指井口到液面的深度；產(chǎn)量均指一個月內(nèi)的平均產(chǎn)量。

該區(qū)塊中產(chǎn)氣量大于1 000 m3/d的井占1/3，這部分井重新開井后產(chǎn)水量均大于關(guān)井前產(chǎn)水量（LY2井、LY11井、LY14井、LY15井、LY9井關(guān)井前后產(chǎn)水量基本不變），LY2的產(chǎn)水量甚至是關(guān)井前的8.5倍；由于關(guān)井或其他原因?qū)е轮匦麻_井后產(chǎn)氣量降低或產(chǎn)氣量低于500 m3/d的井幾乎占1/2（LY1井、LY3井、LY6井、LY7井、LY8井、LY12井、LY13井）。

重新開井后產(chǎn)水量大于關(guān)井前產(chǎn)水量的井只有LY7井產(chǎn)氣量未增加，該井關(guān)井前排采3 a，且產(chǎn)量一直較低，最高產(chǎn)量為370 m3/d，該井關(guān)井前井底壓力只有0.31 MPa，但產(chǎn)氣量較低。推算該井存在某些工程或地質(zhì)問題。

關(guān)井后由于井筒儲集效應(yīng)，井筒動液面高度增加，導(dǎo)致井底壓力逐漸升高，部分解吸出來的氣體重新吸附在煤層表面，重新開井后再次經(jīng)歷一次排水減壓的過程，延長了解吸時間。例如，LY1井和LY3井經(jīng)歷了100多天后重新開始產(chǎn)氣，大大降低了生產(chǎn)效率。關(guān)井導(dǎo)致動液面高度增加，但開井后產(chǎn)水減少而產(chǎn)氣量較低的井有LY1井、LY3井、LY5井、LY10井、LY12井。

對排采不連續(xù)的井進行統(tǒng)計分析可知，重新開井后大幅度排水有利于快速降低井底壓力，溝通滲流通道，增加產(chǎn)氣量。

通過對煤層氣開發(fā)過程進行理論分析、關(guān)井前后的儲層物性分析和礦場的統(tǒng)計分析，認為重新開井后快速排水有利于煤層氣的開采。開井后快速排水可在短時間內(nèi)降低井底壓力，促進吸附氣解吸，減少含水飽和度，增加氣體滲流能力，也有利于排出淤積堵塞的煤粉，溝通滲流通道，進一步提高氣體采收率。

2.5 排采連續(xù)性影響分析

因排采優(yōu)化或工程因素等原因，煤層氣井在排采過程中不可避免地會進行產(chǎn)生關(guān)井操作，從而造成排采不連續(xù)，影響煤層氣井開采效率。由于絕大多數(shù)煤層氣藏是由吸附氣賦存的特殊氣藏，開采過程中存在吸附解吸現(xiàn)象，當(dāng)氣井關(guān)井時，井底附近的煤層壓力升高，已經(jīng)解吸的氣體重新吸附到基質(zhì)表面，開井排采時需要再次解吸，降低排采效率；當(dāng)煤層割理中的解吸氣（自由氣）減少時，煤層水占據(jù)自由氣的空間，導(dǎo)致含水飽和度增加，由于含水飽和度高時氣體相對滲透率大幅度降低，因此降低井底附近的氣體滲流能力，從而進一步降低煤層氣排采效率。當(dāng)氣水兩相滲流時，煤層含水較高影響氣體流動，因此重新開井生產(chǎn)時快速排采井底附近的煤層水有利于提高煤層氣井的整體開發(fā)效率，通過對礦場的關(guān)井情況分析也進一步證明開井后快速排水有利于氣井高效生產(chǎn)。

3 實例應(yīng)用

3.1 實例一（JK008井）

沁水盆地某區(qū)塊JK008井因機械故障先后關(guān)井兩次，每次重新開井排采時都采用大排量快速排水，JK008井生產(chǎn)曲線如圖6所示。第一次關(guān)井前產(chǎn)水量為3.4 m3/d，排采中斷20 d，開井后最高產(chǎn)水量為7.5 m3/d；第二次關(guān)井前產(chǎn)水量1.0 m3/d，排采中斷7 d，開井后最高產(chǎn)水量7.0 m3/d；該井排采3 a后產(chǎn)氣量達到1 200.0 m3/d以上，且高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時間較長，排采效果較好。該井正是由于排采中斷后能夠馬上采出井筒及井底附近積液，降低井底壓力，為該井后期的穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)提供了排采基礎(chǔ)。由此可見，關(guān)井后快速排液有利于排出淤積煤粉，疏通滲流通道，增加煤層氣井的產(chǎn)氣量，促進煤層氣井開采效果。

圖6　JK008井生產(chǎn)曲線

3.2 實例二（JK071井）

JK071井排采過程中經(jīng)歷了數(shù)次關(guān)井，排采654 d時關(guān)井半個月，開井生產(chǎn)后產(chǎn)水量與之前一致，產(chǎn)氣量也基本不變，JK071井生產(chǎn)曲線如圖7所示。排采1 058 d時關(guān)井一個月，開井后產(chǎn)水量比之前有所減少，而產(chǎn)氣量也隨之降低一半。因產(chǎn)氣效果不理想，排采一段時間后加大排水量，產(chǎn)水量由0.7 m3/d增加到3.7 m3/d，之后產(chǎn)氣量明顯增加，產(chǎn)氣量短時間內(nèi)增加到1 300.0 m3/d，產(chǎn)氣效果較好。

圖7　JK071井生產(chǎn)曲線

3.3 實例三（JK094井）

JK094井排采過程中因工程因素等多次關(guān)井，排采初期由于發(fā)動機故障關(guān)井停產(chǎn)10余天，關(guān)井前產(chǎn)水量為3.2 m3/d，開井后加大了排水量，產(chǎn)水量為6.0 m3/d，盡量保持了排采的連續(xù)性，JK094井生產(chǎn)曲線如圖8所示。

圖8　JK094井生產(chǎn)曲線

排采867天左右時因故障關(guān)井，此次關(guān)井時間較長，關(guān)井前產(chǎn)水量為0.6 m3/d，開井后產(chǎn)水量為3.2 m3/d，排水量增加了5倍，而產(chǎn)氣量也逐漸增加，半年后產(chǎn)氣量大于2 000 m3/d，取得了良好的排采效果。

4 結(jié) 論

（1）排采不連續(xù)影響儲層物性，造成井底壓力升高，部分自由氣重新吸附在煤層中，井筒附近煤層含氣飽和度降低，含水飽和度升高，甚至造成煤粉淤積堵塞滲流通道，引起儲層傷害。

（2）受相對滲透率的影響，當(dāng)含水飽和度增加時會造成氣體滲流能力進一步減弱；流動壓差減小，開井后容易導(dǎo)致產(chǎn)氣量較低。

（3）重新開井后快速排出井底附近的地層水，有助于排出煤粉，降低井筒附近含水飽和度和井底壓力，增加自由氣含量，有助于提高氣體滲流能力，進一步增加產(chǎn)氣量。

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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

國家自然科學(xué)基金青年基金項目（51804253）；國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2016ZX05066004-001）。

周芳芳(1992-)，女，碩士，從事生產(chǎn)動態(tài)分析等方面的研究；E-mail：sky-zff@foxmail.com。

（編輯 宋錦玉）