柳林地区煤层气排采控制因素及改进措施

郭 晖 陈 慧 陈 龙

(1．中联煤层气有限责任公司，北京 100011;2．北京中煤矿山工程有限公司，北京 100013)

柳林煤层气试验区位于山西省柳林县境内，面积16km2，是我国第一个成功地开发煤层气的生产试验基地。

柳林区块位于河东煤田中段离柳矿区西部，南邻石楼北区块，北邻三交区块，构造上位于鄂尔多斯盆地东缘离石鼻状构造南翼，主体构造为一个弧顶向西突出的弧状褶皱。在鼻轴部位由于张力作用的结果，产生了东西向的张性断裂带，即聚财塔南北断层组成的地堑构造;在鼻轴方向上，离石-中阳向斜轴也明显变成向西突出的弧形。研究区北部地层向西倾斜，向南逐渐转为向西南倾斜，地层产状平缓，倾角约3°～8°。在鼻状构造的背景上，发育有起伏微弱的次级小褶曲，起伏高度一般小于50m。区内断层不发育，仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层(图1)。地表未见陷落柱，也未见岩浆活动。

柳林区块地层出露由老到新依次为太古界、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和新近系地层，其中上石炭统太原组和下二叠统山西组为主要含煤层系，石盒子组、本溪组仅含薄煤层或煤线，基本没有开采价值。区内以焦煤为主，可采煤层大约在10层左右，其中煤层气开发目标层位为山西组的3#、4#、5#煤层和太原组的8#、9#、10#煤层。

图1 柳林区块及周边构造纲要图

1 区内煤层气基本地质特征

柳林区块煤层埋深在200～1000m之间，总体表现为由东北向西南逐渐加深的趋势。在东部及北部地区煤层埋深较浅，在地质运动过程中，容易造成煤层气的逸散，对煤层气富集不利;在南部和西南地区，埋深逐渐趋于1000m，埋深加大使得地层压力变大，将降低煤层的孔隙度和渗透率，也不利于煤层气的富集;中部的大部分区域埋深符合我国煤层气有利开发条件，是煤层气富集的有利区域。煤储层渗透率主要为0.005～100mD，各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点。

从柳林区块排采情况来看:南北产能存在差异，东部比西部产气量高，山西组较之太原组更容易排采。产水量方面，区块西部的井总体比中东部的井要高，反映出西部煤层的水头压力要强于中东部。产气量方面，区块西部的井总体比中东部的井要低，反映出水动力条件对该区煤层气开发影响较大。

2 煤层气排采效果与控制因素分析

柳林区块煤层气开发目标层位为山西组的3#、4#、5#煤层和太原组的 8#、9#、10#煤层，目前以3#、4#、5#煤层合采和8#、9#、10#煤层合采的多层合采方式为主， (有1口井采用3#、4#、5#、8#、9#5层合采方式，该井的情况还处于观察阶段。)

从各井排采数据的基本统计 (表1)可以得知:该区排采3#、4#、5#煤层的单井平均日产水量为2.59m3;单井平均日产气量为568.13 m3;单井平均最大日产水量为7.24m3;单井平均最大日产气量为1407.43 m3。

表1 3#、4#、5#煤层排采数据统计

排采8#、10#煤层的单井平均日产水量为3.73m3;单井平均日产气量为186.21 m3;单井平均最大日产水量为5.85m3;单井平均最大日产气量为299m3。

排采8#、9#、10#煤层的单井平均日产水量为2.83m3;单井平均日产气量为1204.46 m3;单井平均最大日产水量为3.8m3;单井平均最大日产气量为1722m3。

本文对柳林区块排采期较长的11口井做了统计。这些井位置相对集中，地质条件相近，排采时间较长，具备一定的可比性。通过对煤岩结构、开采层系、构造位置等地质因素，钻井、压裂质量等工程因素，排采工作制度制定等生产管理因素的对比分析，认为有3个关键因素对柳林区块煤层气排采效果影响较大，分别为层间干扰、排采工作制度及煤粉堵塞。这里主要以上述11口井为研究对象，分析3项主控因素对排采效果的具体影响及其对应规律。

2.1 层间干扰

不同层系合采因压力和水力条件差异容易造成层系之间的干扰，影响生产效果。由于排采3#、4#、5#煤层的层间数据资料较少，现只研究8#、9#、10#煤层的层间干扰。

表2 8#、10#煤层排采数据统计

表3 8#、9#、10#煤层排采数据统计

由表2、表3可以看出:

同时排采8#、9#、10#三个煤层的L－11、L－12井的产气量明显大于只排采8#、10#两个煤层的L－05、L－25井的产气量。

排采8#、9#、10#三个煤层的L－11、L－12井的日平均产气量、日平均产水量、最大日产气量、最大日产水量均相差不大，排采8#、10#两个煤层的L－05、L－25井的日平均产气量、日平均产水量、最大日产气量、最大日产水量也均相差不大。

可见，9#煤层是导致差异的主要因素，排采目的层中包含9#煤层的L－11、L－12井的产气量比只排采8#、10#两个煤层的L－05、L－25井的产气量高出1000m3左右。说明9#煤层是主要的产气煤层，而8#、10#两个煤层对产气量贡献不大。

因此，下步优选开采层系时应重点考虑9#煤层。鉴于目前井数较少，还有待进一步观察和研究。

2.2 排采工作制度

总体上煤层气井排采可以大致划分为3个时期，分别是排采初期、稳定产气期和产量衰减期。排采初期的工作制度将影响到井后期的产气量和井的寿命。所以有必要对排采初期的工作制度做重点研究。

合理的排采速度是煤层气高产的保障。如果排采速率过大，液面下降速度过快会使有潜力的煤层气井排采半径缩短、发生速敏效应、支撑剂颗粒镶嵌煤层、裂缝闭合现象来临较快、渗透率迅速降低，进而造成单井产气量低。如果排采速度过小，经济上又不能达到要求。

通过对排采曲线的归纳总结以及排采机理分析，可将排采初期进一步细分为3个阶段:第一个阶段是稳定降压阶段，第二个阶段是临界产气阶段，第三个阶段是从初始产气至稳定产气的阶段。

2.2.1 稳定降压阶段

在排采初期，随着井筒内液面的下降，井底压力逐步降低，煤层中流体的压力自无限远处至井筒产生不均匀的压差，距井筒越近压差越大，即压降漏斗。如果排采强度太大，井筒液面和井底流压下降很快，则煤层中流体压差越大，一方面流体流动速度得不到有效控制，会产生较多的煤粉，压裂支撑剂和煤粉将随流体运移，可能产生堵塞，导致储层伤害。另一方面，过快的井底流压降低，将导致煤层骨架受到的绝对挤压应力增加，即上覆岩层压力与储层压力差变大，使得近井筒煤层产生应力集中而渗率急剧变差，煤层内流体不能继续向井筒运移而造成地层供液能力降低或不供液，压降漏斗扩散困难，气井不能继续排采。

如图2，L－52井在产气初期曾表现出很好的产气能力，但在2个月以后，产气量逐渐降低，初步分析是由于稳定降压阶段因液面下降过快而导致。

2.2.2 临界产气阶段

随着液面的下降，煤层内压力下降到临界解吸压力时，吸附态煤层气开始解吸，进入临界产气阶段，如果不控制排采强度，保持井底压力平稳，会有大量的煤层气解吸出来并在裂隙中形成气泡。在此情况下动液面若下降较快会导致气泡体积的迅速膨胀，当气泡体积大于孔大小时会引起气锁效应。气锁效应使气泡被堵在孔隙中不能移动而造成渗流通道受阻，从而压力低于解吸压力的小面积范围内形成气锁，阻挡泄压范围的扩大，这将造成供气源被限制在近井地带难以向远端扩延，最终影响后期产气量。另外，若煤层气不能充分有效解吸，而储层压力继续降低会导致裂缝闭合，煤层渗透率降低，造成储层破坏。

图2 L－52井排采曲线

图3 L－11井排采曲线

因此，在此阶段要适当降低排采强度以保持井底压力平稳。

2.2.3 初始产气至稳定产气的阶段

当煤层气解吸范围逐渐扩大时，产气量快速增加，产水明显减少，套压快速增大，此时要以保持井底压力平稳为主，适当放压。当产气量基本稳定，套压平稳后，进入稳定产气的阶段。如图3。在此阶段的储层伤害主要为人为造成的产水、产气不稳定引起压力波动，导致流体流动不稳定而造成煤层堵塞，渗透率变差。此阶段要尽量保持连续稳定的工作制度。

2.3 煤粉堵塞

柳林区块煤层气开发目标层位为山西组的3#、4#、5#煤层和太原组的 8#、9#、10#煤层，从煤层岩性和排采情况可以知道山西组的3#、4#、5#煤层煤质较硬，不容易产生煤粉，而太原组的8#、9#、10#煤层煤质较软，容易产生煤粉，容易卡泵。从排采方面来看，煤粉产出量与降液速率密切相关，若排采强度较大，大量煤粉迁移易堵塞地层，直接影响煤层渗透率，造成产水量下降;煤粉还易逐渐堆积在井筒内，形成煤泥，造成卡泵现象，引起频繁修井、增加成本，且修井过程中易引起煤层激动，导致地层堵塞、产量下降。

3 改善排采效果的建议措施

针对上述主控因素的分析，为了延长产气周期、提高单井产量，提出了相应的排采改进措施，在现场实施后，见到了明显效果。

(1)9#煤层是研究区主要的产气煤层，加强对9#煤层的研究对提高产气量至关重要，因此下步优选开采层系时应重点考虑9#煤层。

(2)在稳定降压阶段应控制液面下降的速度，临界产气阶段应适当降低排采强度以保持井底压力平稳，这样有利于对储层形成保护。

(3)防止产生气锁。见套压后需减小工作制度，保持井底压力不变且略高于解吸压力进行定压排采，在不产气的条件下尽可能地扩大泄压半径。

(4)减少煤粉堵塞。煤粉堵塞易伤害煤层且引起排采不连续，影响排采效果。一方面应加强增产压裂工艺的研究，减少煤粉在压裂过程中的产生量;另一方面加大修井工艺的研究力度，优化能够防止煤粉堵塞且适用于煤层气特点的排采举升设备，以确保各阶段特别是产气上升阶段连续平稳排采，努力提高煤层气单井产量并实现高产稳产。

4 结语

排采工艺在某种程度上已经成为制约我国煤层气产业发展的瓶颈，重视和加强煤层气排采工艺的研究，具有重要的理论意义和现实意义。通过对柳林区块煤层气排采控制因素的研究，得到以下结论:

(1)动液面下降速率是影响排采效果的关键因素。不同排采阶段，动液面控制原则和思路也不同。重点应根据各阶段的排采机理，以井底压力平稳下降为原则，开展各阶段合理动液面下降速率的定量化研究。

(2)通过优选开发层系，降低层间干扰来提高单井产量。加强对研究区9#煤层的研究对后期排采尤其是产气起着至关重要的作用。

(3)见气后阶段动液面下降过快引起的煤粉堵塞也是影响排采效果的一个主要因素，易伤害煤层且引起排采不连续。因此，在压裂和排采过程中应引起足够重视。

［1］池卫国.1998.柳林煤层气勘探开发试验区水文地质研究［J］.煤田地质与勘探，26(3):35－37.

［2］黄晓明，林亮，王赞维等.2010.山西柳林地区煤系地层对比特征［J］.中国煤层气，7(3):3－7.