延川南工区煤层气排采速率定量分析

李 清，彭兴平 （中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏 南京210011）

长期以来，基于对煤岩储层保护的考虑，“持续、缓慢、稳定”成为煤层气开发的基本原则[1～4]；然而在排水降压过程中，流压下降速率太小，必然会导致排采周期变长，产能建设见效缓慢，投资风险也大大提高，严重制约了煤层气大规模开发的投资决策。因此，有必要探索出一套既不破坏煤岩储层物性、保证良好的产气效果，又能尽快创造经济效益的排采理论和开发制度；而对井底流压下降速率的定量研究，便成为问题的关键。

1 试验模型及意义

储层渗透率，是煤层气产出的关键因素；而煤岩储层的孔隙、裂隙结构等内在因素，对渗透率起主导作用[5]。因此分析煤岩的应力特征，对研究渗透率有十分重要的意义[6，7]，很多学者通过室内岩石力学试验的研究发现，加载速率对岩样的物理力学特性有很大的影响[8]。

延川南紧邻韩城煤层气区块，二者主力目的层同为二叠系煤系地层，具有相似的构造背景和沉积环境，为了寻找延川南煤层气开采过程中合理降压速率的一般规律，笔者选用韩城工区煤岩岩心试验情况来进行对比分析和探讨。

段品佳等[9]对韩城煤层气储层同一号煤岩岩心，进行了不同加载速率的室内三轴压缩试验。试验岩心直径均为50mm，高径比为2∶1；选取围压为7MPa，以0.01、0.05和0.50MPa/s等3个不同等级的加载速率，对煤岩的破坏特性进行试验分析表明：如果加载速率过快，则试样的强度提高，但塑性阶段迅速过渡到脆性阶段，最终会呈粉碎性破坏。在煤层井排采中，若储层煤岩发生破碎，将产生大量的煤粉，一方面使原有孔渗物性变差[10，11]；另一方面，在压差作用下，流体以平面径向流的形式流向井筒时，会在井筒周围形成环状的堵塞带。从而导致储层水无法正常排出，压降漏斗传导受限，最终会影响解析面积的扩展，使单井产气量下降，甚至停产。反之，如果加载速率较小，则煤样在峰值强度之后，承载力缓慢下降，裂隙也以较慢的速度开启、扩展和沟通，不会有过多的煤粉产生。

因而，对于煤层气排采井而言，如果压降速率保持在合理范围内，煤层会缓慢进入塑性状态，裂隙稳定开启并扩展，渗流能力不断增强，产水量多，压降波及范围变大，解析面积增加，产气量必然上升。

2 合理压降速率的确定

煤层气的排采效果受地质构造特征、煤阶、煤岩力学结构、基质收缩和渗流特征等多重因素的综合影响，而煤岩储层的埋深与构造和沉积古环境有关，其本身也是煤阶及其渗流特征等因子的函数。假设煤层气井日降流压为pwf，煤岩所能承受的最大压降速率上限值为Δβ（h），则Δpwf≤Δβ（h）；因此，可尝试寻找压降速率Δpwf与煤层埋深h之间的关系。

2.1 取样原则及分析

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南部，2号煤是该区煤层气开发的主要层位。现取产能稳定的11口井进行研究分析，储层埋深取各井钻遇2号煤垂直埋深的平均值，日产气量均随井底流压的降低而稳定上升 （或维持在较高水平），现统计其流压下降速率的最大值和煤层埋深，尝试找出它们之间的关系，如表1。

表1 延川南区块2号煤层流压下降速率上限分析表

2.2 查找规律及验证

通过线性拟合可得出，在排采井见气初期，最大日降井底流压Δpwf，max与煤层埋深h之间的函数关系，结果见图1。

为证明该函数关系的可靠性与实用性，有必要对其进行验证。现选取延13井、延14井、延1－22－14井和延1－20－10井进行分析。

1）由图2（a）可知，延13井产气量Qg随井底流压pwf的降低而上升直到稳产，表现出良好的排采效果和开发前景。该井储层埋深929.25m，实际生产最大压降值为0.026MPa/d，而理论计算值为0.0614MPa/d，即满足Δpwf，max≤0.0002h－0.1223。同样，由图2 （b）可知，延14井产气量Qg随井底流压pwf的降低而直线上升，该井储层埋深918.7m，实际生产最大压降值为0.025MPa/d，小于理论计算值为0.0614MPa/d，满足回归公式。

2）由图2（c）和 （d）可知，延1－22－14井和延1－20－10井，在井底流压pwf不断减小的情况下，产气量Qg极不稳定，前期出现一小的产气高峰值，之后气量迅速下降，究其原因为这2口井前期排采的最大降流压值分别为0.95MPa/d和0.33MPa/d，均大于理论计算值0.0719MPa/d和0.0651MPa/d，均不满足Δpwf，max≤0.0002h－0.1223。

综上分析可知，延川南工区煤层气排采井的日降流压幅度若满足Δpwf，max≤0.0002h－0.1223时，随着井底流压pwf的降低，储层孔隙、裂隙会扩展，绝对渗透率会增大，同时压降漏斗的波及范围会增大，煤层气井呈现明显的稳产、高产的良好趋势。反之，日降流压幅度Δpwf，max＞0.0002h－0.1223时，由于井底流压pwf降幅过快，媒体结构遭到破坏甚至产生煤粉，孔、裂隙闭合或堵塞，绝对渗透率大大降低，排出水少，压降传播受限，解析面积小，排采井产气量持续时间短，并很快就会 “萎缩”。

2.3 规律总结及工程应用

2.3.1 总结煤层气井不同阶段的排采规律

经上述验证，该关系式对研究区现场煤层气排采工作制度的制定和动态调整具有十分重要的指导意义；因此，可尝试对延川南煤层气排采制度的各阶段进一步细化，从定量的角度，总结各阶段在保证煤岩储层不受破坏的前提下，以最合理的方式来优化排采制度，使产能最大化。

图1 延川南区块2号煤层合理压降上限值与埋深关系图

图2 延川南区块煤层气井生产动态曲线图

假设储层压力、解析压力和稳定生产时的井底压力分别为pres、pana和psta，则根据煤层气井投产后不同时期井底流压pwf的变化，将目前延川南煤层气的排采制度，可大致划分为5个阶段：①pwf＞pres阶段；②pres≥pwf＞1.1 pana阶段；③1.1 pana≥pwf＞pana阶段；④1.1 pana≥pwf＞psta阶段；⑤pwf≤psta阶段。但每一阶段，在 “缓慢、持续，稳定”的原则下，并没有定量指标，且不同区块、不同埋深的煤岩储层，其应力敏感性应该是不同的，因此，结合单井实际情况，有针对性地制定具体的排采制度显得十分有必要。

利用上述方法，根据煤层气井的开发特点，分阶段对研究区部分井进行统计分析，结果如图3所示。即可归纳总结出延川南煤层气井排采过程中，从放喷投产开始，各阶段最为合理的排采制度 （图4），并可以此为依据，对生产参数进行实时调整和动态分析。

2.3.2 工程应用

在实际生产过程中，可利用上述关系式，根据各排采井的不同煤层埋深h（取垂直中深），计算出各个单井不同排采阶段允许的最大日降流压Δpwf，max，从而能够为制定合理的的排采制度提供有利指导。现以延1－22－14井为例进行说明 （见表2）。

表2 合理压降速率上限参考表

图3 延川南区块煤层气开发各阶段合理压降上限值与埋深关系图

由图5可知，延1－22－14井自投产以来，生产情况总体不太理想，日产气量曾出现 过 一 小 峰 值 （696m3/d）后，迅速下降，并未出现高产稳产现象，目前应处于煤层气从解吸到稳产的过渡阶段 （即pana→psta）。由表2可知，该井生产条件应满足最 大 日 降 流 压 Δpwf，max≤0.0409MPa/d。而实际生产情况是：2011年10月13日，因抽油机调频电机故障，停抽2d，动液面上涨，导致井底流压由1.514MPa迅速上升至3.316MPa（15日），之后起抽，调试期间流压又迅速下降至1.443MPa（19日），该期间流压大幅度的升降波动，抽吸和激动显然会对煤岩储层造成了极大的伤害，井底流压的最大日降幅度Δpwf，max＝0.95MPa/d，远远大于0.0409MPa/d，煤岩储层受到破坏，其孔、渗性降低，只有近井地带少量气体解析产出，故而产气量出现一小峰值后便迅速下跌。因此下步应该严格控制最大日降流压Δpwf，max≤0.0409MPa/d，加密对生产动态数据的采集，及时进行监控和调整以恢复产能。

图4 延川南区块煤层气井排采各阶段合理压降示意图

图5 延1－22－14井生产动态曲线图

3 结论与建议

1）从排采机理入手，通过对煤岩力学性质的分析和现场生产数据的研究，从定量的角度总结出延川南工区煤层气排采的规律，认为在煤岩储层不受破坏的前提下，最大日降井底流压Δpwf，max与煤层埋深成线性递增的关系。并通过实践验证，该函数关系式具有一定的可靠性与适用性。

2）合理日降流压的定量化，显然有利于排采制度的制定和及时调整，有效地提高了煤层气井的管理水平和排采效果。同时，还可应用该规律对排采问题井进行原因分析，是流压下降速率过快，造成煤岩储层渗流通道堵塞；还是流压下降速率偏慢，延长了产气高峰值的到达周期。

3）随着开发程度的提高，可按构造单元、按井区进一步细分，总结出更为精细、更为完善的函数关系式，从而能够更准确地指导生产。

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