煤层气井不同排采阶段产水特征及排采管控方法研究与应用

余恩晓 ，马立涛 ，闫俊廷 ，周福双

（1.中国地质大学（北京），北京100083；2.河北坤石科技有限公司，河北 廊坊065000；3.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津300452；4.中石油华北油田 山西煤层气勘探开发分公司，山西 晋城 048000；5.中石油大港油田 第六采油厂地质研究所，天津300280）

煤层气开采是通过持续排出煤层（或是侵入煤层）中的水，降低储层压力[1-2]，使储层压力降低至甲烷的解吸压力后，吸附在煤基质孔隙中的甲烷气体解吸，后经过扩散、渗流进入井筒中[3]。因此，煤层气井排采要以井底流压控制为核心，实现流压平稳下降。流压精细控制的主要目的是为了防止由于管理不善导致储层煤粉伤害、速敏伤害或应力敏感性伤害[4-6]，保持煤储层渗透率，使压降漏斗有效扩展。

降压目标的达成取决于2个方面：①煤层向井筒中供液量与通过抽油机工作制度调节的井口产液量间的对比关系；②通过角阀开度调节的产气量和煤层向井筒供气量间的对比关系。而煤层向井筒的供气、供液量是井底流压精细控制的先决条件，是变量，而抽油机工作制度与角阀开度是因变量。因此，根据煤层气井开发过程中不同的供水、供气特征将其煤层气井的整个排采过程分为单相流段，临界解吸段，气、水两相流段3个阶段[7]，根据不同阶段储层向井筒的供气、供水量的变化，针对性地采取不同的井底流压控制方法，保证井底流压持续平稳下降。

1 单相流段产水特征与排采控制方法

1.1 单相流段产水特征

单相流段即从新井投产至解吸前整个排水降压的过程，该阶段主要任务是有效排出水力压裂过程中压入煤层中的压裂液，保护煤储层[8]；有效排出煤层水，使煤储层压力整体降低至解吸压力，扩大压降漏斗范围。由于该阶段只产出水，流压变化取决于煤层供水量与设备排水量之间的对比关系，因此流压控制手段就是通过调节排采设备工作制度进而调节日排水量，而调节的依据就是煤层供水量的变化情况。

在单相水流段，煤层产出水的渗流遵循达西定律[9]，由于储层压力不变，随着井底流压降低，生产压差持续增大，因此，煤层的产水量逐渐增大。开发时间表明，单相水流段，大部分井日产水量随着井底流压的降低呈线性增加（图1）。

图1 煤层气井日产水量与井底流压的关系

由图1可知，随着井底流压降低，煤层向井筒的供水量不断增加，因此，要保持井底流压恒定的降压速度，必须持续提高抽油机冲次，不断增加排水量，使排水量与供水量达到平衡。

1.2 单相流段排采控制方法

在单相流阶段，要求煤层气井井底流压保持恒定的日降压速度进行排采。单向流段各排采参数间关系示意图如图2。要保持恒定降压速度，则要求井底流压随排采时间的增加呈线性降低（图2（a））。又由于该阶段日产水量随井底流压的降低呈线性增加（图2（b）），则日产水量随排采时间的增加而呈线性增加（图2（c））。在单相流段，由于产水量较大，能够有效的携带出煤粉，因此抽油泵泵效在单向流段基本恒定。因此，对于固定的井，其抽油机、抽油泵、冲程不变时，在单相流段抽油机冲次与日产水量同样为正相关线性关系（图2（d））。那么只有使抽油机冲次随着排采时间增加呈线性增加（图2（e）），才能保证以恒定的速度降压。

图2 单向流段各排采参数间关系示意图

2 临界解吸段流压精细控制方法

2.1 临界解吸段产水特征

临界解吸段即井底流压降至该井控制范围内甲烷解吸压力附近，煤基质中吸附态的甲烷解吸前后的排采阶段。该阶段，煤层甲烷解吸初期，气相以不连续气泡分散存在于水相中[10]，气泡占据部分渗流通道但并没有形成连续流动，此时由煤层向井筒渗流的流体仍然是水，形成了不饱和单相流。随着甲烷解吸量逐渐增加，气泡不断增加最后连成一片，形成了连片气泡流。煤层向井筒渗流流体相态变化，导致煤层中含水饱和度、水相渗透率的大幅变化，导致该阶段煤层向井筒供水量起伏较大。煤层气井日产水量随井底压力变化规律如图3。

图3 临界解吸段日产水量变化规律

由图3可知，煤层甲烷解吸后，日产水量随井底流压的降低总体上呈下降趋势，但存在1个短暂的回升的过程。这是由于，在煤层甲烷解吸初期的非饱和单相流段，气体以孤立气泡的形式存在，为非连续相，造成水相饱和度、水相渗透率降低，进而导致煤层向井底供水量降低，单位压降下的井口产水量也随之降低。而随着排采持续进行，气体解吸量增加，气泡数量增多，此时，储层压力下降导致气体体积膨胀，将孔隙中的水推向井筒，导致煤层向井筒供水量增加，单位压降产水量也随之升高。

由图3还可知，供水量升高持续时间较短，一般只有7～12 d，这是因为随着解吸气量的进一步增大，气体逐渐变为连续相，煤层中水相饱和度、水相渗透率进一步降低，气体膨胀助推作用被抵消，致使煤层向井筒供水量逐渐降低，单位压降下的井口产水量也降低。

2.2 临界解吸段排采控制难点

由于该阶段煤层供水量起伏变化较大，抽油机工作制度不能及时调节或错误调节都会造成井底流压突升或突降，从而引起煤层应力激动、造成煤层伤害。该阶段流压精细控制的难点有2个：①煤层向井底供水量减少阶段，由于冲次过高而导致流压大幅下降；②煤层向井底供水量短暂回升时，冲次调高幅度过大，而供水量降低后冲次调低不及时导致井底流压大幅度降低。

2.3 临界解吸排采控制方法

该阶段流压精细控制的方法包括以下2步：首先，应该通过恒定工作制度下单位时间内井底流压降低速度变化程度确定煤层向井底供水量的变化趋势，进而确定所处的排采阶段。当抽油机工作制度不变时，如果井底流压降低速度持续增加，说明煤层向井底供水量持续降低，可能处于非饱和单相流阶段或是气体成为连续相阶段；反之，说明煤层向井底供水量持续增多，处于气体膨胀助推明显的连片气泡流阶段；如果速度保持不变，说明煤层向井底供水量保持稳定。

然后，应通过实际降压速度与合理降压速度进行对比确定冲次调节方向和幅度。当井底流压的实际降压速度大于合理降压速度时，如果处于煤层向井底供水量持续增加阶段，则可以保持原冲次排采，因为供水量不断增多需要不断增加冲次才能保持恒定的降压幅度；而如果处于供水持续减少阶段，则应该持续小幅调慢冲次，否则降压速度会越来越快，造成短期流压大幅降低。

当井底流压实际降压速度等于合理日降压速度时，如果该井处于煤层向井底供水量持续增加阶段，需要继续小幅增加冲次才能保持恒定降压速度；而如果该井处于煤层向井底供水量持降低阶段，需要继续小幅降低冲次。如果不根据煤层向井底供水量的变化趋势调节冲次，必然会造成流压大幅波动，造成储层伤害。因此，明确排采阶段，预判煤层向井底的供水量变化趋势，能够大大提高冲次调节的有效性和流压控制的精确性。

该阶段应每2 h观察1次流压下降速度，单次冲次调节幅度不易过大，应该遵循小幅度多频次调参的原则。另外要密集核实产水量，通过产水量的变化辅助判定排采所处的阶段，增强产水量预判的准确性。

3 气-水两相流段产水特征及排采控制方法

3.1 气-水两相流段产水特征

煤层气井初次放气之后，气-水两相渗流形成，随着气体解吸量持续增大，煤层中气相饱和度不断增加，气相渗透率增加导致液相渗透率减小[11]。由于本区煤层绝对渗透率为0.1×10-3μm2甚至更低，导致其束缚水饱和度非常高，普遍达到60%以上。根据相渗实验结果：随着气相饱和度增加，水相渗透率急剧降低，当气相饱和度增加至10%以上时，水相渗透率降低50%，当气相饱和度增至20%时，水相渗透率基本趋于0。因此，气-水两相流阶段，煤层向井底供水量持续降低，如果抽油机冲次调节不及时极容易造成井底流压短时间内大幅下降，该阶段流压精细控制主要目标是防止流压突降。

3.2 初次放气时排采控制方法

初次放气是流压控制的1个关键阶段。煤层气井解吸后需要适度憋套压，待煤层供气稳定后开始放气，一般套压在0.5～1 MPa之间开始放气，如果放气过早，煤层供气能力不足，会导致套压在放气的一瞬间大幅降低，导致井底流压大幅降低，造成煤层激动，产生煤粉、速敏、应力敏感性等伤害；而如果放气过晚会导致套压过高，动液面过低，不利于后期排采控制。

放气后，两相流形成，水相渗透率急剧下降，煤层向井底供水量大幅减少，容易造成井底流压迅速大幅下降，因此放气前2 h降低冲次，放气后持续降低冲次才能保证井底流压平稳下降。初次放气必须从极小排量开始，避免供气能力不足造成套压大幅下降，在保持套压稳定前提下逐渐增大放气量。

初次放气及放气后流压控制方法如图4，套压为1 MPa时开始放气，放气前提前调慢冲次，避免流压大幅下降，放气后在套压平稳的基础上稳定逐步增气，同时持续小幅降低工作抽油机冲次，保证了流压平稳下降，气量平稳上升。

图4 初次放气及放气后流压控制方法图

3.3 提产稳产阶段排采控制方法

该阶段，保证动液面持续稳定下降，避免动液面回升。该阶段，套压逐渐成为流压的主要构成部分，合理控制套压具有重要意义。套压最高值是确保不将液柱压入泵的吸入口，造成气锁，降低泵效；其最低值是保证气体能够克服阻力顺利产吹，即应大于管压+摩阻；另外，冬季套压应尽量低些，经统计套压大于0.3 MPa后降压吸热会造成角阀冻堵。

此阶段要求平缓降压流压，增气严格遵循小幅多频次的调气原则，日产气量大于1 000 m3的井单次调气不超过100 m3，日产气量小于1 000 m3的井单次加气不超多50 m3，避免连续提气，必须待套压稳定后再进行下一次提气。通过小幅多频次的调气实现该阶段流压平稳下降，气量平稳上升。

4 结论

1）单相水流段煤层向井筒供水持续增加，应使冲次随排采时间线性增加才能够有效保持恒定压降速度。

2）临界解吸段，煤层供水量起伏较大，容易造成流压大幅波动，需密切关注水量、井底流压变化，持续、小幅调参。

3）气-水两相流阶段，为了防止流压大幅度下降，要提前放慢冲次，从极小量开始逐步增气。稳产阶段要遵循小幅多频次的提气原则，保证套压、产水平稳。