煤层气多级压降排采工艺

周圣昊.

(长庆油田采油三厂，宁夏银川 750001)

煤层气的排水采气的开发方式是由石油天然气的开发工艺演变来的。但其地质构造的生储盖皆与石油天然气的不同，并且煤层气的排采机理与油气的开发方式也完全不同，但在时间和空间上，煤层气的开发都是一个相对较为复杂的过程。煤层气在储层中的存在状态是吸附在煤上的，而煤层空隙中含有大量的水，需要将水排出，使储层的压力下降[1]，当压力值小于该条件下的煤层气临界解吸压力时，气体逐渐从煤层表面解吸并参与运移，而降压的方式决定储层压力的重新分布，这将影响煤层气解吸的方式和最终的解吸量，而压力在储层中的传播的快慢，表现为压力在储层中降低的快慢[2-5]。

研究压力在煤储层中的传播，优化排采的压力降机制对于煤层气合理开发是关键[6-7]，“缓慢排采、阶梯降压”的精细化排采制度的研究，对于提高单井日产气量、提高单井控制储量，扩大煤层气储层的解吸面积，提高煤层气资源的开发效率有重要意义。煤层气排水采气制度的核心，是采用控制排水速率的方法以控制井底压力的变化，使煤层气得到最充分的产出[8]。排采过程中，储层孔隙度及渗透率对地层有效应力的敏感性很强[9-10]，如果排采制度不合理，会造成煤储层出粉出砂和渗透率的急剧性和永久性降低[11-12]。学者们认为需要合理控制降液速度[13]，总结了排水采气在总时长确定和不确定两种条件下的工作制度[10,14-15]，建立了在排采初期合理排采强度的数学模型[16-17]。但对于具体的煤层气多级压降排采工艺还鲜有研究。

1 研究区煤层特征与三维地质建模

研究区位于四川盆地南缘，在川南煤田的南端部分。地势呈南高北低，该研究区有部分丘陵，但主要是以中低山为主[18]。区域内的北东向构造和南北向构造最为发育。

研究区内的煤层沉积形成的环境是沼泽微相[19-21]。煤层主要集中在其沉积体系中。其储层厚度平均为43.6 m岩性为煤层(17%)，砂岩(55%)，泥质岩(27%)含煤7～9层，具有工业价值的是C2,C3,C7,C8层。煤层气含量为6.83～22.57 m3/t，算术平均值为12.55 m3/t。该地区C2+C3、C7+C8煤层吸附能力均较强，其中C2+C3层兰氏体积18.52～31.21 m3/t，兰氏压力2.06～2.83 MPa；C7+C8层兰氏体积20.76～35.053/t，兰氏压力为1.96～2.82 Mpa。煤层临界解吸压力1.76～5.95 MPa，储层的平均压力5.5 MPa。孔隙度C2+C3和C7+C8煤中相差不大，其中前者的平均孔隙度为4.42%，后者的平均孔隙度为4.49%。渗透率在0.02～0.76 md之间。

图1 研究区井组地质建模Fig.1 Geological modeling of well formation in the study area

在研究了该研究区的储层地质特性和储层物性前提下，建立可视化的储层模型。模型渗透率0.02～0.76 md，孔隙度4.42～4.49%，兰氏体积44.76 m3/t，兰氏压力2.8 Mpa。根据研究区的地质开发资料，在模型中进行布井，如图2所示。然后利用历史数据对资质模型进行历史拟合，拟合参数如表1所示。

表1 储层拟合参数表Table 1 Table of fitting parameters

2 多级压降排采工艺优化

2.1 压降阶段划分

为了制定增产效果更好的排采方案，要紧密结合煤层气井的排采数据，将整个排采过程划分几个不同的排采阶段。根据储层的敏感性，井底的压降不得高于0.2MPa/d，否则会引起严重的压敏效应[22]。

1井在开始生产到168天左右的时候可以划分为未见气阶段，此时的井底压力是3.956 MPa，即在3.956～6.701 MPa的区间为第一阶段，在这阶段应快速平稳降压，并密切关注水中是否明显含砂，为了防止储层的破坏，应保持井底流压的变化量不大范围的波动，尽量维持在0.2 MPa/d以内。产气到214天的时候，日产气量都不是稳定或稳定上升，此阶段为临近产气阶段，井底压力的变化范围是3.627～3.956 MPa，压力变化应很小，此阶段维持井底压力变化量应在0.05 MPa/d以内，使压降漏斗充分扩散。到946天的时候，日产气量快速上升，并达到一个峰值，实际生产井底压力的变化范围是1.285～3.627 MPa，此排采阶段的井底压力的变化不宜太大，应维持在0.02 MPa/d以内。之后就是稳压产气阶段，压力应稳定在1.2 MPa左右，井底压力每日变化量应维持在0.001 MPa左右，日产气量在3 000 m3左右维持稳定。如图3所示。

图2 井日产气量和日产水量趋势图Fig.2 The trend of daily gas production and daily water production in well 1

2井从投产到232天是未产气阶段，压力变化在3.573～6.874 MPa，如图4所示。

图3 井日产气量和日产水量趋势图Fig.3 The trend of daily gas production and daily water production in well 2

3井未见气阶段：0～256 d，压力变化：6.581～3.317 MPa；临界产气阶段：257～326 d，压力变化：3.317～2.802 MPa；快速上升阶段：327～340 d，其压力变化：2.802～2.773 MPa；稳定产气阶段：341～827 d，其压力变化：2.773～1.062 MPa；产气衰减阶段：828～1200 d，其压力变化：1.062～0.75 MPa。如图5所示。

图4 井日产气量和日产水量趋势图Fig.4 The trend of daily gas production and daily water production in well 3

2.2 工艺优化

根据前面阶段划分以及阶段压降的范围，模拟方案中，1井的未见气阶段的井底压降是0.2 MPa/d，临界产气阶段的井底压降是0.05 MPa/d，快速增产阶段的井底压降是0.02 MPa/d，稳产阶段的井底压降是0.006 MPa/d。先进行范围探索，然后在小范围微调数据。对1井采取以下方案模拟排采1 200天，压降天数分别是降压1天，稳压1天；降压5天，稳压5天；降压10天，稳压10天；降压15天，稳压15天的方式。降压和稳压天数以及模拟后的累积产气量见表2：

表2 方案模拟结果Table 2 Scheme simulation results

由结果可见，最优方案是降压10天稳压10天，然后在这个方案周围进行小范围微调，结果如表3。

表3 方案模拟结果Table 3 Scheme simulation results

对比各个方案的累积产气量，由此得出最优的压降方案是降压10天，稳压10天。

对1井制定不同的逐级压降方案，方案采取降压10天，维持压力稳定10天，为了是压力降在地层中最大程度的扩展，具体方案如表4：

表4 排采方案一Table 4 Scheme 1

方案一在1井上数值模拟后得到的预测结果如表5所示。

表5 增产效果Table 5 Increased production

曲线导数逐渐减小，组别2与前一个方案相比，其曲线导数已经低至2.22，提升的空间不大，组别1与前一个方案相比，其增产效果已经更低。所以综上所述，第四个方案就是最优的排采方案，再增加压降速率去换取增产的做法，不再可取了。

在未见气阶段的压降幅度为0.18 MPa/d的条件下，运用控制变量法对其他几个阶段的压降幅度变化进行研究，优选出最佳逐级降压方案。井底压力控制依然采取连续降低10天，维持稳定10天的方法，保证压力降最大程度的传播。其具体变量控制见表6，结果见表7.

从结果可以看出组别3的效果较好，即在未见气阶段的压降幅度是0.18 MPa/d，临界产气阶段的井底压降大小是0.04 MPa/d，快速增产阶段的井底压降大小是0.02 MPa/d，稳定产气阶段的井底压降大小是0.005 MPa/d。在这个压降控制和快速产气的平衡点左侧，即井底压降控制较缓慢时，稍微增加压降速度，会快速增加单井日产气量，并节约时间成本。平衡点右侧，即牺牲较大的压力，会有更高的产气量，但压降幅度持续较大时，增产效果提升率几乎不在增加，此时牺牲地层能量换产量的做法不再合适。

表6 排采方案二Table 6 Scheme 2

2.3 优化方案效果验证

将优选出的方案在整个研究区上模拟生产，其储层压力演变如图6所示：

图5 方案二组别3的压力传播对比图Fig.5 Contrast diagram of pressure propagation in scheme 2-3

从图中可以看出，优选出的方案的储层压力的传播更为迅速，波及的范围更为彻底，从而有效的使更多的储层尽快的解吸煤层气，并为气体的运移形成有效的压差。2井和3井的优化效果如表8。

3 结语

(1)最优的压降方案是降压10天，稳压10天。

(2)未见气阶段的压降幅度是0.18 MPa/d，临界产气阶段的井底压降大小是0.04 MPa/d，快速增产阶段的井底压降大小是0.02 MPa/d，稳定产气阶段的井底压降大小是0.005 MPa/d。

表8 2井和3井优选方案的模拟效果Table 8 The simulation effect of the optimal scheme of well2 and well 3

(3)优选出的方案的储层压力的传播更为迅速，波及的范围更为彻底。井底压降控制较缓慢时，稍微增加压降速度，会快速增加单井日产气量，并节约时间成本。