云南老厂雨旺区块煤层气井多层合采制度研究

王家鹏

(中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

1 区块概况

老厂雨旺区块位于云南省东部，由道班房区块和雨旺区块两部分组成，道班房区块总面积400.77km2，雨旺区块总面积80.96km2。如图1所示，老厂勘探区内的主要构造是一个主体轴向北东45°～50°、轴面倾向南东的不对称短轴复背斜，雨旺区块就位于该复背斜的南东翼，该翼为一单斜，保存完整，地层倾角8°～20°，构造较为简单，主要构造有S401次级向斜、B401次级背斜、F405断层及F408断层等。出露地层从老到新有二叠系茅口组、龙潭组、长兴组，三叠系卡以头组、飞仙关组、永镇宁组、个旧组和第四系。含煤地层为二叠系上统龙潭组和长兴组，厚度415～475m，平均厚度461m，含煤20～53层，主力煤层是龙潭组的2号、3号、7+8号、9号、13号、16号、19号煤层，各煤层横向发育较连续，但厚度变化大。煤类属于无烟煤，镜质组反射率Ro随埋深增加而增大，镜质组最大反射率Ro，max平均值2.80～2.90。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类煤均有发育，其中16号、19号煤层煤体结构较好。煤层总体渗透率较低，属于低渗储层。各煤层含气量受区内构造及煤层埋深影响，分布差异较大，平均含气量12m3/t，9号、13号、19号煤层含气量较高，均大于10m3/t。

图1 老厂勘探区构造图

云南地区煤层具有多煤层、厚度薄、高应力、低渗透等特点，雨旺区块早期部署了一个由1口直井参数井和4口定向井组成的先导性试验从式井组，2011年对其进行了压裂排采，其中1口井获得了1851m3/d的最高日产气量，显示出该区块良好的商业前景。2016年以来，中联煤层气有限责任公司通过“十三五”国家科技重大专项“滇东黔西煤层气开发技术及先导性试验”，在雨旺区块部署实施了6口勘探试验井，各井均采用“活性水压裂液、光套管注入、层间桥塞分层”技术压裂，压裂返排后下入生产管柱合层排采，井下底部煤层10m位置均安装了井下压力计，可实时监测井底流压，基本情况如表1所示。LC-C4井最高产气量692m3/d，LC-S2井最高产气量809m3/d，LC-C1、LC-C2、LC-C3、LC-S1井最高产气量只有120～423m3/d，且各井稳产非常困难，产量达到高峰后下降趋势明显。合理的排采制度是实现煤层气井高产稳产的关键因素之一，雨旺区块部署的部分煤层气井取得了不错的产量，但是无法实现稳产，因此，亟需总结出一套适合该区域煤层条件的排采制度。

2 煤层气井多层合采制度

2.1 典型排采曲线特征

选取区块内产气效果和排采控制较好的参数井LC-C4井进行排采分析，如图2所示，将LC-C4井的排采过程划分为初期排水、憋压、控压产气、产气衰减四个阶段。

2.1.1 初期排水阶段

LC-C4井于2018年5月27日以冲次0.6n/min开抽，随着地层供液能力的增强，压降速度由20kPa/d逐级提升至60kPa/d，当压力临近解吸压力时，压降速度逐级下调至20kPa/d，初期排水阶段排采125d，流压由7.081MPa降至2.233MPa，平均压降速度39kPa/d，累计产水量295m3。

2.1.2 憋压阶段

LC-C4井于9月29日见气，由于生产阀门关闭，套压逐渐升高，随着解吸范围的扩大，套压升高速率由慢变快，憋压仅5天套压达到0.494MPa，流压由2.215MPa降至2.132MPa，憋压阶段平均压降速度17kPa/d，累计产水量11m3。

2.1.3 控压产气阶段

此阶段“控压”包含对套压和井底流压的控制，采用了“匀速缓慢降流压+台阶式降套压”的方式进行控制。LC-C4井于10月4日打开针型阀进行放气，通过调大针型阀使套压先后稳定在0.5MPa、0.35MPa、0.20MPa、0.10MPa各50d、20d、 11d、 27d， 当套压保持在0.5MPa、0.35MPa、0.20MPa三个“台阶”上时，为了避免上部煤层暴露，造成储层伤害，液面始终保持在上部煤层10m以上。当套压降至0.10MPa附近排采后，为了进一步降低下部煤层压力提高产气量，选择了主动暴露上部煤层，2019年1月24日、2月7日13号、16号煤层相继暴露，2月13日在见气133d后产气量达到历史最高产气量692m3/d，此时液面位于13号煤层下方20m。控压产气阶段128d流压由2.132MPa降至0.470MPa，共下降了1.662MPa，平均压降速度13kPa/d，累计产水量142m3/d。

表1 老厂雨旺区块单井基本情况表

2.1.3 产气衰减阶段

2月13日产气量达到最高产气量后开始逐渐下降，无稳产期，直接进入产气衰减阶段，此阶段主要采用了“稳流压+台阶式(0.10MPa、0.08MPa)降套压”的方式进行控制。当3月1日、3月3日18号、19号煤层相继暴露时，产气量在600m3/d左右，而5月7日产气量就降至335m3/d，于是向套管中注水稳流压快抽洗泵，以提高油管内水流携砂能力，达到清洗井筒泵筒、提高泵效的目的，7月23日当气量降至238m3/d时，又进行了一次注水稳流压快抽洗泵并将液面恢复至13号煤层上方10m，随后进行稳流压排采。目前该井产气量100m3/d左右，产气衰减阶段平均产水量仅有0.6m3/d。

2.2 多层合采制度

煤层中流体结构随着排采的进行先后经历水相流、气水两相流、气相流3个阶段，流型的变化造成了不同阶段生产特点的不同。排采制度应遵循“缓慢、稳定、连续、长期”原则，防止贾敏、速敏及压敏等造成煤层伤害，使井底流压在不同生产阶段以一个合理的速度下降。在总结实践经验和借鉴前人研究成果的基础上，笔者以储层初始压力Pr、临近解吸压力1.3Pcd、解吸压力Pcd、稳产压力Psta等为控制节点，将煤层气井的排采划分为试抽阶段、缓慢排水降压阶段、控压产气阶段、控制稳产阶段和衰减阶段。

2.2.1 试抽阶段

压裂返排下入生产管柱后首先以不高于10kPa/d的压降速度开抽，逐渐增大冲次，通过井底压力计和地面水表测得井底流压和产水量，初步建立起电机频率、冲次、冲程与产水量、井底流压之间的关系，然后计算出地层供液能力，为下一阶段的降压速度决策提供依据。

2.2.2 缓慢排水降压阶段

此阶段煤层中的水在生产压差的作用下向井筒呈现单相径向流。根据相对渗透率曲线可知，井见气后煤层中的渗流通道将逐渐被解吸出的煤层气占据，使得水相相对渗透率急剧下降，这将直接影响煤层的降压效果，使压降漏斗难以向远端扩展，最终导致单井产气量不高。因此，此阶段对于整个排采过程至关重要，应在见气前最大程度地排出地层水、扩展压降范围。为了更加精细化排采，又将其分为前期、中期、后期，(1)前期1.6Pcd

2.2.3 控压产气阶段

雨旺区块煤层临储比普遍较低，平均见气套压仅是2.008MPa，应控制套压不宜过高，因为高套压会使动液面急剧下降，环空中的水小部分从油管中产出造成产水量出现短暂增加的现象，大部分则是被压回到地层之中，引起贾敏、速敏及应敏等煤层损害。如果动液面监测不及时，过高的套压将使煤层暴露，环空中的气体将侵入上部煤层，改变该煤层近井地带的含气饱和度、应力分布、水动力连通等情况，阻碍煤层地层水的产出，从而严重影响煤层降压效果。生产实践证明，在雨旺区块采用低套压排采产气效果较好、排采控制较为容易。

当井底流压低于解吸压力后，煤层气开始解吸，煤层中流体结构逐渐由水单相流变为气水两相流。当套压达到Pc1(不宜大于0.5MPa)时，开始打开生产阀门放气。然后采用了“匀速缓慢降流压+台阶式降套压”的方式进行控制，一方面要保证井底流压稳定下降，可采用以不高于5kPa/d的速度连续式降压或者以不高于10kPa/d的速度阶梯式降压，另一方面要通过调大针型阀使套压保持在Pc1、Pc2、Pc3、……、0.1MPa。数据显示，上部煤层主动暴露前后，产气量会出现急剧下降的情况，因此，在各个套压“台阶”上应始终保持液面在上部煤层上方20m以上。

2.2.4 控压稳产阶段

经过控压产气阶段，煤层产水量、产气量等参数基本上保持稳定。为了尽量延长稳产时间，应在保持产气稳定的情况下尽量缓慢降压，压降速度控制在5kPa/d以内，液面始终维持在上部煤层上10m以上。

2.2.5 产气衰减阶段

当单井控制面积内大部分煤层气已解吸，而远井地带煤层供气不足，产气量开始逐渐衰减，此时产水量极小或不产液。可以将套压逐渐降低至0，液面可以缓慢地降低至下部煤层底部，尽量拉长经济生产时间。

3 结论与建议

(1)雨旺区块大部分井在上部煤层暴露前后达到最高产气量，随后产气量下降趋势明显，稳产非常困难。这种现象的主要原因有两个：第一，初期排水阶段较短，见气后产水量大幅度降低，造成总体返排率低，煤层内部不能有效形成大范围的降压区域，从而使煤层供气不足；第二，控压产气阶段主动暴露上部煤层，环空中的气体侵入了上部煤层，改变该煤层近井地带的含气饱和度、应力分布、水动力连通等情况，阻碍煤层地层水的产出，从而进一步影响煤层降压效果。

(2)以储层初始压力Pr、临近解吸压力1.3Pcd、解吸压力Pcd、稳产压力Psta等为控制节点，将该区域煤层气井的排采过程划分为试抽阶段、缓慢排水降压阶段、控压产气阶段、控制稳产阶段和衰减阶段。

(3)该区域新部署井的排采工作中建议遵循以下三点：第一，通过保持较低压降速度，尽量延长见气前缓慢排水阶段，以提高总体返排率；第二，采用低套压排采，高套压会造成液面快速下降，在煤层内部产生贾敏、速敏、应敏等损害；第三，产气衰减阶段前不宜将上部煤层暴露，应将液面保持在上部煤层10m以上。