高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

胡秋嘉 贾慧敏 祁空军 樊 彬 于家盛 刘春春 谢琳璘 张 庆 何 军

1. 中国石油华北油田公司山西煤层气勘探开发分公司 2. 中国石油华北油田公司第三采油厂

0 引言

煤层气井排采以井底流压为核心[1]，如果井底流压日降压幅度过大，则会造成储层应力激动，煤储层的强应力敏感性会导致储层渗透率降低[2-3]，不利于压降漏斗进一步有效扩展；如果降压速度过小，则排水效率降低，使产气时间推迟，增加了前期开发成本。煤岩孔隙结构复杂[4-5]，在投产前，需要先确定合理的日降压幅度[6-7]，然后通过流压精细控制使气井排采严格按照合理的日降压幅度执行。

许多学者就煤层气井流压精细控制开展了研究，刘世奇等[8]提出了排采液面—套压协同管控的排采控制方法，倪小明等[9]提出了合理放气压力的计算方法，张永平等[10]建立了排采初期井底流压动态模型，傅雪海等[11]研究了多层合采井井底流压控制方法，但上述方法都是依靠经验进行人工控制，操作难度大，对人的劳动强度和技能要求较高。石惠宁等[12]、陈秀萍等[13]提出了煤层气井智能排采控制技术，大大降低了人工劳动强度，提高了流压控制精度，但其方法主要根据流压的升降速度及变化趋势来调节抽油机冲次，而未考虑煤层供水量变化的影响，对流压规律性变化不能形成预判，导致抽油机冲次调节有效性差，调节频繁且容易造成流压波动，使储层受到伤害。为此，通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律，以及煤层气井抽油机系统的排水规律，确定了井底流压的精细控制方法，并在现场进行了应用。应用效果表明，该方法实现了煤层气井处于单相流段时井底流压的精细控制，对实现煤层气井的高产具有指导作用。

1 研究区概述

樊庄—郑庄区块位于沁水盆地东南部，主力煤层气层为二叠系山西组3号煤层，最大镜质组反射率（Ro）介于3.1%～3.9%，平均为3.6%，属高煤阶。3号煤层在全区发育稳定，厚度介于5～7 m，平均为6 m，通常在底部发育一层厚约0.5 m的夹矸。区内构造较复杂，局部褶曲、断层较发育，埋深介于300～1 100 m，含气量整体较高，介于14～30 m3/t，平均为20 m3/t，受构造、水动力条件等影响，局部存在低值区。气井试井渗透率普遍低于1 mD，平均为0.27 mD，属于低渗透储层。樊庄—郑庄区块2006年开始规模建产，煤层气井的日产气量介于100～20 000 m3，平均日产气量在1 000 m3以上，日产水量介于0.1～70.0 m3，平均日产水量在0.8 m3左右。

2 基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导

2.1 单相流段煤层产水规律

煤层气解吸前储层中单相水的流动遵循无限大地层的径向渗流，此阶段煤储层向井筒的供水量由式（1）计算得到[14]：

式中qw表示产液量，m3/d；kw表示液相渗透率，mD；h表示煤层厚度，m；μw表示液相黏度，mPa·s；Bw表示液相体积系数，m3/m3；re表示有效供给半径，m；rw表示井筒半径，m；S表示表皮系数，无因次；pe表示边界供给压力，MPa；pwf表示井底流压，MPa。

由式（1）可知，对于一口煤层气井而言，在单相流段日产水量与井底流压成反比，即随着井底流压的降低，日产水量线性增加。统计研究区内不同区块煤层气井在单相流段的日产水量与井底流压，可见4个区块的煤层气井在单相流段日产水量均随井底流压的降低而增加，且呈较好的线性关系，不同区块储层物性的差异导致趋势线斜率存在差异（图1）。

图1 不同区块煤层气井日产水量与井底流压散点图

2.2 单相流段抽油机系统排水规律

抽油机系统日排水量计算式为：

式中qp表示抽油机系统日排水量，m3；η表示抽油机排量系数，无因次；r表示抽油泵泵筒内半径，mm；S表示抽油机系统冲程，m；n表示抽油机冲次，次/min。

对于一口排采井而言，泵筒内半径和抽油机冲程为定值。新井投产一般采用新抽油泵，磨损程度小，而且在单相流段，产水量大，煤粉较少，对泵效影响较小[15]。统计研究区不同区块新投产井抽油机系统的理论排水量与实际排水量，两者呈明显的线性关系，排量系数为0.888（图2）。由此，根据式（2）可以认为煤层气井在单相流段抽油机系统日排水量与抽油机冲次成正比，且4个区块的煤层气井抽油机系统实际日排水量与冲次也呈明显的正相关关系（图 3）。

图2 新投产井抽油机系统理论日排水量与实际日排水量散点图

图3 新投产井抽油机系统抽油机冲次与实际日排水量散点图

2.3 考虑煤层产水规律的井底流压精细控制方法

在单相流段，要求煤层气井以恒速降压的方式进行排采，则累积排采时间的表达式为：

式中t表示累计排采时间， d； c表示降压速度，MPa /d。

由于煤层气井在起抽时井筒中存在较高的液面，要使井底流压以恒定日降压幅度下降，必须使抽油机系统日排水量等于煤层向井筒的日供水量与日降压幅度恒定时每天需排出的井筒储集液量之和，如式（4）所示：

式中qc表示日降压幅度恒定时，每天需排出的井筒储集液量，m3。

由于煤层气井井斜角较小，井底流压恒速下降时井筒中液面也恒速下降，且井眼半径基本固定，因此qc可考虑为定值。由式（5）可知，在单相流段，若使抽油机冲次随着累积排采时间的增加线性增加，且使趋势线斜率的数值为截距的数值为就可以保证实际日降压幅度等于合理日降压幅度。因此，斜率和截距的准确确定是井底流压精细控制的关键。

由前述推导可得趋势线斜率的计算式为：

截距的计算式为：

由于涉及到的储层基本参数较多，且煤储层非均质性极强，很难通过式（6）、（7）计算得到相应的斜率值和截距值，在此通过单井的现场排采试验来获取。

3 流压精细控制方法

3.1 单井合理日降压幅度的确定

新井投产后，通过地质研究及理论计算确定气井的合理日降压幅度，该参数是煤层气井进行排采控制的关键参数。煤层气井经过大规模水力压裂后井底流压往往高于原始储层压力，此时，井底流压的日降压幅度仅对井筒周围压裂波及范围内的裂缝渗透率有影响，而对储层原始基质渗透率没有影响，可以适当快速降压；而井底流压在储层压力与解吸压力之间时，需针对不同储层的物性特征及其应力敏感性特征通过模拟计算确定差异化的日降压幅度[6,13]。对樊庄—郑庄区块而言，井底流压高于储层压力时，合理日降压幅度一般为0.1 MPa；井底流压在储层压力和解吸压力之间时，若煤储层渗透率大于0.5 mD，合理日降压幅度为0.05 MPa，若煤储层渗透率介于0.1～0.5 mD，合理日降压幅度为0.03 MPa，若煤储层渗透率小于0.1 mD，合理日降压幅度为0.02 MPa。

3.2 现场试验确定和

对于不同气井，由于煤层产水规律、抽油机系统排水规律和井筒储集液量存在差异，均有差异，要使气井实际日降压幅度达到合理日降压幅度，每口井都需要通过现场试验确定其数值，具体步骤如下。

步骤1：以最小冲次启动抽油机，8 h后计算该冲次下的日降压幅度，如果小于合理日降压幅度，则继续增加抽油机冲次（增加幅度一般不超过10%），重复上述步骤，直至日降压幅度达到合理日降压幅度。在地质条件和排采设备相似的情况下，可以借鉴邻井达到相同合理日降压幅度所需要的抽油机冲次，将抽油机冲次调至邻井抽油机冲次的80%，然后再小幅微调，这样一般在24 h内可以获得使日降压幅度达到合理日降压幅度的抽油机冲次，大大缩短摸索时间。

步骤3：由式（5）可知，在直角坐标中，以累积生产时间为横坐标，抽油机冲次为纵坐标，对（t1，n1）、（t2，n2）、（t3，n3）和（t4，n4）四个点进行线性回归得到趋势线的斜率和截距，该斜率即为式（5）中的截距即为式（5）中的由于步骤1可在24 h内完成，重复4次一般需要3～4 d，即每口新井投产后需要3～4 d的现场试验时间，就可以获得较为准确的值。

3.3 合理冲次的确定

步骤2：将煤层气井抽油机冲次调整为ni，把日降压幅度与合理日降压幅度进行对比，再对抽油机冲次进行微调，使日降压幅度与合理日降压幅度完全一致。

步骤3：每隔12 h，根据式（5）计算得到一个合理的抽油机冲次，再据此调节抽油机冲次，直至煤层气开始解吸。

本文提供的井底流压控制方法是在研究单相流段（即煤层气解吸前）煤层气井产水规律和抽油机系统排水规律的基础上推导而来，因此对于处于单相流段、采用抽油机系统排采的煤层气井均可应用本文提出的方法，即使对于排采中断后重新开始排水降压的井也适用，但是对于已经解吸后流压重新回升至解吸压力以上的井则适用性较差。

4 现场应用及其效果

2-1井于2018年1月29日投产，通过地质及排采分析确定其合理日降压幅度为0.05 MPa。以最小冲次0.2 次/min起井，8 h后计算该冲次下的日降压幅度为0.01 MPa，小于0.05 MPa，继续增加抽油机冲次，每隔8 h重复上述步骤，直至第5天（2月2日），抽油机冲次为0.57 次/min时，实际日降压幅度达到0.05 MPa；重复上述步骤，至第6天（2月3日），抽油机冲次为0.60 次/min时，实际日降压幅度达到0.05 MPa；重复上述步骤，至第7天（2月4日），抽油机冲次为0.62 次/min时，实际日降压幅度达到0.05 MPa；重复上述步骤，至第9天（2月6日），抽油机冲次为0.67次/min时，实际日降压幅度达到0.05 MPa。在直角坐标中，以累积生产时间为横坐标，抽油机冲次为纵坐标，作（5，0.57）、（6，0.60）、（7，0.62）和（9，0.67）等4个点的散点图（图4），然后通过线性回归得到趋势线斜率为0.024，截距为0.451，代入式（5）得到：

图4 2-1井累积生产时间与抽油机冲次散点图

在单相流段，根据式（8），每隔12 h，利用不同的累积生产时间（ti）计算得到相应的抽油机合理冲次（ni）。预测第10天时抽油机合理冲次应为0.691 次/min，将抽油机冲次调节至0.69 次/min，由第10天的压力数据（图5）计算得到该井日降压幅度为0.05 MPa；同样，预测第13天时抽油机合理冲次应为0.763次/min，将抽油机冲次调节至0.76次/min，由第13天的压力数据（图5）计算得到该井日降压幅度为0.05 MPa。如图5所示，根据式（8）进行冲次预测和调节，能使日降压幅度等于合理日降压幅度，应用该方法可准确指导冲次的调节从而实现流压的精细控制。

图5 2-1井流压精细控制曲线图

5 结论

1）煤层气井在单相流段日产水量与井底流压成反比，随着井底流压的降低，日产水量呈线性增加，其斜率大小由于储层物性存在差异而不同。

2）研究区新投产井的理论排水量与实际排水量呈线性关系，排量系数为0.888，单相流段煤层气井抽油机系统日排水量与抽油机冲次成正比。

3）通过现场试验方法确定合理日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距，在气井排采时使抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加，就可以保证实际日降压幅度等于合理日降压幅度。

4）对于处于单相流段、采用抽油机系统排采的煤层气井均可应用该流压精细控制方法，即使对于排采中断后重新开始排水降压的井也适用，但是对于已经解吸后流压重新回升至解吸压力以上的井则适用性较差。

（修改回稿日期 2018-07-09 编 辑 孔 玲）

山西成为国内煤层气产业发展的引领者

2018年8月8日，晋煤集团所属柳林县石西煤层气区块1号勘探井点火成功。这是山西省2017年首批公开出让的10个煤层气勘探区块中，首个勘查施工点火的区块。作为国家和山西省煤层气开发重点区块，此次点火标志着山西省煤层气勘探开发取得重大突破。

2018年8月22日，阳煤集团神堂嘴煤层气电站余热发电项目正式并网发电。该项目利用煤层气电站机组烟气余热发电，年发电效益在1 000万元以上，降本增效效果明显，既达到了节能减排目的，又提高了能源利用率。

近年来，山西省煤层气产业发展迅速，开发利用规模稳步增长。2017年，煤层气及煤矿瓦斯抽采量为120×108m3，其中煤层气抽采量为56×108m3，利用50×108m3；瓦斯抽采量为64×108m3，利用25×108m3。

沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地初步建成，形成了阳泉、晋城、西山、柳林、潞安等5个年瓦斯抽采量超过1×108m3的矿区。榆社—武乡煤层气页岩气调查项目取得重大突破，预测资源总量超过5 000×108m3，属超大型气田，具备建设大型煤层气产业基地的资源基础。管道沿线地区供气保障能力不断增强，现已形成贯穿全省的“三纵十一横”煤层气（天然气）输气管网系统。截至2017年底，全省输气管道总长已达8 000 km，实现了全省11个设区市全覆盖，110余个县和部分重点镇实现管网全覆盖，燃气使用人口达到2 000万人。

据了解，山西省煤层气产业链已趋于完整，基本形成了包括煤层气勘探开发，煤矿井下抽采，工程技术服务，煤层气压缩、液化、管输，煤层气物流，燃气发电和瓦斯发电，氧化铝以及煤层气装备制造等在内的相关产业链，成为我国煤层气产业发展的排头兵和引领者。

（天工 摘编自中国能源网）