大宁煤矿煤层气排采的增产技术措施

庞东林

(山西兰花煤层气有限公司，山西　晋城　048000)



·技术经验·

大宁煤矿煤层气排采的增产技术措施

庞东林

(山西兰花煤层气有限公司，山西晋城048000)

我国煤层气的地面开发在沁水煤田地区形成了规模，但是在实际开采中存在部分钻井的产气量较低、产气持续时间较短等现象，影响了煤层气开发的总体经济效益。本文通过对兰花煤层气有限公司在南上片区布置的61口直井的生产情况分析，结合钻井产气量与产水量的关系，得出钻井产气量低主要是由于钻井位置布设不合理、压裂不合格等原因造成的。因此，提出了优化钻井布设位置和采用二次水力压裂、布置羽状水平井、采用注N2增产的技术措施，为该公司新井布设、老井和低产井增产改造提供理论依据。

煤层气；地面抽采；产气量；产水量；羽状水平井；直井压裂；注N2

大宁煤矿位于晋城市阳城县，沁水煤田南部，井田面积38.822 5 km2，主采3号煤层，地质储量233 Mt，可采储量181 Mt. 矿井瓦斯储量达132.14×108m3，可抽瓦斯量55.28×108m3，其中3号煤层瓦斯储量为49.75亿m3，可抽瓦斯量20.22亿m3，矿井是瓦斯突出矿井。

大宁煤矿目前开采3号煤层，生产能力4.0 Mt/a，回采工作面最大绝对瓦斯涌出量为2.95 m3/min，掘进工作面最大绝对瓦斯涌出量为0.55 m3/min，矿井最大绝对瓦斯涌出量6.58 m3/min，最大相对涌出量为3.48 m3/t.为了保障矿井的安全生产，同时充分利用不可再生资源，决定建立地面瓦斯抽放系统。

1　生产现状

山西兰花煤层气有限公司具有大宁煤矿区域的瓦斯地面预抽放权，该公司选用直井开发技术，采用煤层气开发最先进的菱形井网布井，地形地貌复杂地区采用水平井开发技术，选择多分支水平井、U型井、丛式井、洞穴井、径向井、V型井等多种井型。拟建设抽放井219口(一期工程南上片区61口井，二期工程西河、演礼片区133口井，三期水平井工程全区25口井)，项目总投资76 178.55万元，目前项目完成钻井184口。其中，南上片区61口直井及1口水平井已处于正常生产阶段。钻井采气量及个数统计见表1.

表1　南上片区的61口煤层气排采井情况表

通过对以上数据分析，大部分钻井采气量在2 000 m3/d以下，产气量在3 000 m3/d以上的钻井仅有4口，4 000 m3/d以上的钻井仅有1口，日产气量低于500 m3/d的有5口井。

2　低产分析

本区煤层气抽采通过地面钻井方式，建立地面与煤层的沟通体系，通过“钻井—压裂—排水—降压—采气”的工序，抽采出储藏在煤层中的煤层气，井口计量后集输至压缩站或液化工厂处理利用[1].

2.1煤层气排采工作制度

煤层气抽采的关键工序是压裂、排水、降压3个阶段，其中排水是影响钻井产气时间的关键因素，该矿的排采分为以下3个阶段：

1) 准备阶段。

开抽后尽量保持井底流压稳定(无明显下降趋势，或下降趋势不明显)，进入系统准备阶段。这段时间通过对井下与地面设备的磨合，了解煤层的含水情况，为下一步连续排水降压打好基础，此阶段持续时间控制在不超过15天。

2) 排水阶段。

进入排水降压阶段后，由于这一阶段压力尚未达到煤层气的临界解吸压力，可能会有少量游离煤层气的出现，但井底基本上处于单相流的状态，不会对井底液体流动造成太大影响。排采制度日降50 kPa以内，要防止井底压力波动过大，造成吐砂和吸出煤粉，破坏煤层间裂隙。

3) 提产阶段。

此阶段持续时间主要取决于提产速度、储层响应程度，持续时间大致在100天左右[2].

2.2部分钻井产量低下的原因

通过对这61口煤层气井产气量的具体分析，发现具有以下特点：

1) 产气量大的钻井，产水量较小，多处于煤层底板较高的位置，或者处于断层的下盘位置，排水与产气量关系图见图1. 而产气量较少的钻井，排水量却很大，有的钻井排水量高达15 m3/d以上，大多位于煤层底板较低的位置和断层的上盘处。

图1　产气量大的钻井排水与产气量关系图

2) 对于产气量小于1 200 m3/d的钻井，大多靠近陷落柱或断层，排采过程中产水量较大，单井产气只有200～800 m3/d，低于平均1 500 m3/d以上的单井产气量。排水与产气量关系图见图2.

图2　产气量少的钻井排水与产气量关系图

3) 有些钻井，正常排采期较短，排采1年左右即出现衰竭现象，且产气时间较短，排水时间较长，影响了钻井的经济效益。

这类钻井大多是由于第一次水力压裂没有形成稳定的裂隙，或者是裂隙没有得到有效的支撑，随着煤层气的排采，煤层裂隙逐渐变小、闭合，煤层的渗透率也随之降低，最后导致钻井产气量下降。还有些钻井是由于后期排采措施不当或管理不当，抽采压力过大，煤粉产出严重，致使井筒附近煤层微孔隙、微裂缝堵塞，造成煤层气单井产气量逐步降低且无法恢复[3].

3　增产措施

3.1布设羽状水平井

羽状水平井最大的优点是利用直井排水降压，能够对地面无法布置钻井的区域进行抽采，提高单井产量，增加经济效益。

本区域内的煤层气钻井间排距大多在200～400 m，由于本区内煤层渗透性较差，为了增加对煤层气的抽出率，提升直井的利用效率，提高煤层气产量，可以在两直井间布置羽状水平井，利用羽状水平井与压裂造成的裂隙，开采煤层气。

同时针对本区内地表构造复杂，不利于布置直井的地形条件，可以利用现有直井布置羽状水平井，增大单井利用率，提高煤层气的抽出率[4].

3.2直井压裂增产技术措施

直井压裂增产技术本质上是向煤层内注入高压液体或气体，人造煤层内的裂隙，扩展煤层气运移通道，增大煤层气渗透率，提高钻井的产气量。

直井压裂增产是目前最常用的一种增产措施，对于该公司前期产气量大，产气时间短的钻井，可以采用这种措施增产。压裂施工中所用压裂液常见的有线性胶压裂液、冻胶压裂液、泡沫压裂液、清水压裂液、活性水压裂液、黏弹性表面活性剂压裂液等；还可以利用气体压裂，如N2.

清水、活性水和表面活性剂压裂液虽然价格低，但其黏度低、携沙能力差、失水量大、废水处理量大；聚合物压裂液黏度高、携沙能力好、失水量小，但会堵塞煤层裂缝；泡沫压裂液黏度高、携沙能力强，而且容易返排，但成本较高。根据本矿煤层的特性，选择清水作为压裂液，可以降低压裂成本，同时取得较好的效益[5].

支撑剂的选择需要综合考虑其粒径和强度的关系。若选择大粒径支撑剂，则其强度较低，破碎敏感性增强，若选择小粒径支撑剂则容易引起储层堵塞，使煤层渗透率降低[6]. 根据本区的生产经验，选择石英中砂(0.45～0.9 mm)作为支撑剂。

3.3注气开采煤层气增产

注气增产是煤层气增产的一种新技术，常见的是向煤层中注高温高压N2. N2增产主要原因有以下4点：1) 高温N2能够促使CH4解吸。注入煤层的N2降低了煤块内CH4分压力，促使CH4解吸。2) 注入高压N2增大了煤层的割理/裂隙，有利于一次解吸后的CH4从煤基质块内微孔隙向割理/裂隙空间扩散，促进二次解吸。3) N2挤占煤基质型孔隙表面的位置，“剥离”CH4，促使CH4解吸。4) N2和CH4之间的存在竞争吸附，促使CH4解吸，进而提高煤层气的抽采量。

我国目前还没有利用注气增产的实例，美国能源公司在圣胡安盆地采用注氮增产技术，通过对12口钻井注氮，注氮期间产量增长迅速，产气量增长5倍多，暂停注氮期间，产气量下降明显，但是，仍然是注氮之前产量的2～3倍. 山西兰花煤层气有限公司也可以借鉴美国的成功经验，在本区采用注氮增产技术，提高产量[7].

4　结　论

本区煤层具有“高储低渗”的特性，且大多分布在山谷之间，煤层的渗透率低于5×10-15m2，目前采用的是直井开采技术，存在抽采率较低，经济效益差等缺点。因此，在煤层气钻井前期设计中，应摸清本区内的地质构造情况、水文地质情况、煤层与顶底板含水层的联系情况，选择恰当的钻井位置；在日常生产中，应当合理安排排采进度，调整排采组合方式，建立合理的工作制度。针对本区内煤层气产量少，产气时间短的钻井，该公司可以采用二次水力压裂、布置羽状水平井和注N2增产的技术措施，提高单井产量，取得显著的经济效益。

[1]孙可明，梁冰，潘一山.流固耦合作用下注气开采煤层气增产规律研究[J].科学技术与工程，2006，6(7)：802-806.

[2]郭大立，贡玉军，李曙光，等.煤层气排采工艺技术研究和展望[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2012,34(2)：95-98.

[3]张义，鲜保安，孙粉锦，等.煤层气低产井低产原因及增产改造技术[J].天然气工业，2010，30(6)：56-59.

[4]张聪，李梦溪，王立龙，等.沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践[J].天然气工业，2011,31(11)：26-29.

[5]倪小明，胡海洋，曹运兴，等.煤层气直井提产阶段合理压降速[J].河南理工大学学报(自然科学版),2015,34(6):759-763.

[6]苏洲.煤层气直井水力波及压裂可行性论证[D].成都:西南石油大学硕士论文,2015.

[7]罗陶涛.沁水盆地煤岩储层特征及压裂增产措施研究[D].成都:成都理工大学博士学位论文,2010.

Increase Output Technical Measures of Draining and Collection for CBM in Da’ning Coal Mine

PANG Donglin

The ground development of coalbed methane in Qinshui coalfield has been formed the scale, but part of the drilling existing phenomenon in actual mining such as low gas production and short continued time of the gas production. The overall economic development of coalbed methane is affected. Through the analysis of production situation of 61 straight wells which designs in south area of orchid coalbed methane Co., Ltd., combines with the relationship of drilling gas production and water yield, obtains that drilling low quantity of gas production is mainly due to the unreasonable drilling position layout and unqualified fracturing and so on. So puts forward the technical measures such as optimizing drilling installation position and adopting second hydraulic fracturing, arrangement of pinnate horizontal wells, injecting nitrogen to increase production. It provides a theoretical basis for arrangement of new wells and increase production of old wells and low producing well.

Coalbed methane; Ground extraction; Gas production; Water yield; Pinnate horizontal well; Vertical well fracturing; Injecting nitrogen

2016-05-23

庞东林(1962—)，男，山西泽州人，2014年毕业于河南理工大学，工程师，主要从事煤矿、煤层气管理工作

(E-mail)841600247@qq.com

TD845

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1672-0652(2016)06-0013-03