昔阳井田煤层气井产气量控制因素及增产措施

王艳峰

(山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048204)

·技术经验·

昔阳井田煤层气井产气量控制因素及增产措施

王艳峰

(山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048204)

昔阳区块位于沁水盆地东部边缘中北部，太行山隆起的西翼，其基本构造形态为向西倾斜的单斜构造。煤系地层与上下围岩的厚度大体稳定。该区块作为阳泉蓝焰煤层气公司的主力生产区块，可采量相对较大，但区内构造比较复杂，开采难度大，抽采效率低，因此，有必要加强该区块煤层气排采规律的研究。通过对排采强度、煤粉及压裂砂的吐出、一级增压设备的影响、抽油机设备故障及气候条件变化等主要因素动态数据的分析，提出提高排采效率及煤层气井产气量，并优化本区块排采工作制度。

煤层气；昔阳井田；排采控制因素；排采工作制度

煤层气排采工程是所有人工干预和诱导工程中持续时间最长、煤层气赋存环境变化最多样的环节。我国储层属性的多样性、地质条件的复杂性决定了排采过程中煤层气直井压力传递的主控因素及变化规律，煤层气产出时煤储层所受的有效应力、基质变形、渗透率等关键参数变化的主控因素及变化规律不同，排采时需要针对不同情况制定相对合理的排采工作制度。基于相态划分的排采阶段及排采工作制度无法适应多样的煤储层属性及地质特征。

1 区块基本的地质特征

某区块位于沁水盆地东部边缘的中北部，太行隆起之西翼，其基本构造形态为向西倾斜的单斜构造。主要的煤储层有山西组3#煤，太原组的8#、9#和15#煤储层。其中太原组的8#、9#和15#煤储层为本区块煤层气开发的主要目的煤层。区内构造比较复杂，主要分布了杏庄、白阳泉村、任家垴、李家沟、石亭、司家沟、杏庄东7条背斜和杏庄、石亭、居仁、秦山、龙眼5条向斜，区内断层发育较少，只是在XY-375井附近局部地区发育了几条断距大于10 m以上的断层。据区内的8#、9#煤储层甲烷含量等值线图表明：生产北部地区的甲烷含气量普遍较高，含气量为13～17 m3/t，理论上北部地区气井的产气量应该较高，但是由于北部地区发育大量陷落柱，陷落柱密度较高，就严重地破坏了煤储层顶底板的封闭性与连续性，使得煤储层甲烷含量容易大量逸散，致使煤储层压力大幅度降低，不利于煤储层甲烷大幅度解吸，降低了煤层气气井的产气量。

2 区块内产气影响因素

1) 气候条件影响。

该区块供气量从每年的3—4月才开始小幅度回调上升，从每年的10月份日均供气量就开始逐步下降，渗透率变化、吸附解析、产出后气体的运移速率应当是气温对煤层气的产出量的主要表现，这就是其主要原因。煤层气中有害无益的组分有煤层气中机械杂质及水汽，它们的存在降低了煤层气的热值，减小了输气管道对其它有效组分的输送。当输气管道环境温度变化时，可能会形成液态水、冰或甲烷水合物，引起水汽从煤层气中析出，这些物质的存在会减小输气管线的通过能力，增加输气压降，严重时还会影响平稳供气，堵塞阀门和管线。

2) 增压系统影响。

增压系统作为对昔阳井田煤层气井产气量最重要的影响因素而存在的。从2013年3月开始，陆续对北区10个集输站安装了一级增压系统，各集输站产气量在投运前期大幅度提升。而从2014年开始，该10个集输站产气量逐渐下降，而剩余8个未安装一级增压系统的集输站衰减程度很小，总体上产气量开始陆续衰减，因此一级增压系统运行状况对煤层气井产气量可以产生很大影响。一级、二级增压设备的停机故障，以及下游用气的不稳定性造成一级、二级增压设备的停机操作，以及增压系统的运转频率经常进行调整，这些原因会对煤层气井的产气造成很大的影响。具体主要表现为：

a) 增压设备的频繁操作及停开机操作，会对煤储层渗透率、储层压力等参数的正常变化状态产生一定的影响作用，会间接地影响煤层气单井的长期稳定变化状态。

b) 增压设备的频繁操作及停开机操作，容易造成煤粉及压裂砂的突出，使煤层气在运移过程中的速度不稳定，出现卡泵等停机故障。

c) 2016 年北区区块内的增压机停机43次对各集输站的供气量产生直接影响。

d) 对导致井底流压增大产生直接的影响作用，因为增压设备停机期间井场压力上升，重新开机后通过提高系统运转频率，造成煤层基质的有效应力增大，大幅度地降低井底流压，压裂通道中微小孔道闭合，煤岩受到压缩，使本来渗透率就不高的煤岩储层的渗透率发生不可逆转的降低，引起压敏效应。

3) 雨季雷雨天气造成间断停机，排采不连续。

夏季雷雨天气容易造成井场抽油机设备停止运行以及高压电路停电，对煤层气井产气量产生了严重的影响，也对煤层气井的正常运行产生了影响作用：

a) 停机会使地层压力回升，造成排采终止，而煤层储层裂隙中的甲烷会被重新吸附，促使甲烷多产生了一个附加的流动阻力，在煤岩基质中比正常生产状态下，造成部分甲烷滞留在煤岩孔隙等渗流通道中，产生气锁效应，直接导致甲烷气体的解吸和运输受到抑制。

b) 煤层储层渗透率、孔隙度等物性参数的稳定变化，其自我调节处于长期稳定变化状态，长期稳定的变化理论上可以形成一种“排采惯性”。停机的时间越长，煤层储层孔隙度、渗透率等物性参数的稳定变化便受到抑制，对煤层气井的排采惯性影响也就越大。而当停机之后再次进行连续排采时，促使渗透率受到压敏效应的作用造成了不可逆转的变化，被抑制的物性参数得不到及时恢复，使后期产量降低。

c) 会直接导致井底流压的增大。因为停机期间动液面上升，而重新开机后通过增大泵排量大幅度降低井底流压，会促使煤岩受到压缩，造成煤层基质的有效应力增大，压裂通道中微小孔道闭合，使本来渗透率就不高的煤岩储层的渗透率发生不可逆转的降低。

4) 水文地质条件影响。

太原组15#煤上有K2、K3 和 K4 灰岩3层，含灰岩段平均厚33 m. K3灰岩层位也稳定，厚0.3～8.1 m，含泥质及大量生物碎屑；K2灰岩质较纯，层位稳定，厚0.95～6.6 m，常被泥质岩分隔成3～4 层。埋藏较深的富水性级弱，可视为非含水层。较浅的含水层补给条件好，渗透性较强。生产北区产气井表现出明显的区域性，整体日产水量较低，大部分气井日产水量水小甚至是无水，在生产北区西北、北部、中部地区气井日产水量均很低，特别是在 409#集输站附近的气井，产水量较高。总而言之，影响煤层气产量的一个重要因素是水文地质条件，生产北区产水量均较小甚至无水，是那些日产气量较高的地区，对气井的长期稳定的排采具有直接的影响。当气井液面降低至15#煤顶板附近或者是 K3 层附近的时候，液面仪器所测气井的液面数据与实际情况不相符，准确性较差，液面仪器所测大部分气井的液面沉没度较小，液面数据相对较为准确，但是部分气井的液面数据与实际相差甚远，也不太准确，可能与压裂的层位也有一定的关系。

3 昔阳井田煤层气井增产措施

1) 当前面临难题。

a) 北区煤层气井排采制度混乱及不统一，因为其煤层气井前期排采制度的缺失，造成气井产量阶梯式下降，单井液面很低，甚至很多气井不产气，使工区现在没有有效的增产措施，对气井的后期排采效果产生了严重的影响。

b) 北区煤层气井产水量很少，底压力计显示液面位于15#煤层以上10 m内，而液面仪实测液面在9#～11#附近，因此存在很大的误差。

2) 2016年度北区在增产方面做的主要工作。

进行间歇性调整停运实验，针对无水停机井及水少气小单井，对各项排采数据的变化情况进行观察，其中9口井产气量通过3个月的排采出现下降，其他的单井产气量维持不变；XY-364维持高产(3 000 m3以上)达两年，现下降为 2 400 m3，而2016年高产井 XY-375、386、364 单井气量下降严重，通过排采强度及液面的控制使产气量达不到 3 000 m3以上；在2016年1—3月，对163#集输站各单井采取控压措施，该集输站日均产气量增产效果较差，同其他集输站一样缓慢下降；2016 年修井50口，产气量无明显的提升。

3) 增产措施。

为了保证高产井的正常运行，需要加强对高产井的监测工作；对各级增压系统运行情况进行及时掌握和了解，做好与管道增压工区及调度室协调工作；做好各集输站的煤层气的放空工作，当增压机停机或者下游用气不稳定时，可以防止对煤层气井的进一步损坏；可以在高产区域进行二次(重复)压裂改造，防止前期压裂效果差的情况；冬季气温较低，冰、液态水、甲烷水合物等这些从煤层气中解析出的水汽凝结成的物质，会减小输气管线的通过能力，增加输气压降，对产量产生严重的影响，可以采取一些积极的方法减少这些物质的形成； 409、362、237、189 站附近封闭性较好，地质结构相对稳定，因此可以进行加密井试验，为增产提供措施准备。

4 结 语

昔阳井田煤层气井的主要情况：生产北区产气井表现出明显的区域性，整体日产水量较低，在生产北区西北、北部、中部地区，大部分气井日产水量水小甚至是无水，向气井日产水量均很低，而409#集输站附近的气井，产水量较高。背斜核部的气井产气量低于两翼的气井产气量，向斜核部的煤层气井产气量要明显高于向斜两翼的气井等。针对其影响因素需要提出积极的增产措施，保证高产井的正常运行。

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ControllingFactorsandStimulationMeasuresforGasProductionRateofCoalbedMethaneWellinXiyangMineField

WANGYanfeng

Xiyang gas zone is located in the eastern margin of the Qinshui Basin and western side of the Taihang Mountains. With the character of westward inclined monoclinic structure, the thickness of coal strata and the surrounding rock is generally stable. The structure in the area is rather complicated, and the exploitation is difficult, the pumping efficiency is low. Being the major gas zone with relatively large amount recoverable reserve in Blue Flame Coalbed Methane Company, Yangquan, it has become a must to strengthen the research work on CBM drainage. The paper analyses the onsite dynamic data, the discharge intensity, the release of pulverized coal and fractured sand, the impact of primary pressurization equipment, the equipment failure of pumping units and climate conditions are also considered. Targeted measures are proposed to improve the efficiency of drainage and gas production in CBM wells, making the drainage system more optimized.

CBM; Control factors of drainage; Drainage working system

2017-08-24

王艳峰(1988—)，男，山西高平人，2011年毕业于中国矿业大学，助理工程师，主要从事煤层气排采技术管理工作

(E-mail)709919877@qq.com

TD712

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1672-0652(2017)11-0012-03