沁水盆地SZB区块煤层气井的排采特征

张 翔

（中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 晋城 048000）

在原始储层条件下，煤层中的流体处于一种相对稳定的平衡状态。随着排水降压的进行，原始平衡状态被打破，煤储层压力持续下降。当煤储层压力降至煤层气临界解吸压力时，吸附在煤基质孔隙表面的甲烷开始解吸并扩散到裂隙系统，汇同煤层中的水一起以达西流形式运移至井筒产出。影响煤层气产能的因素有很多，象煤厚、煤阶、含气量、顶底板条件、地应力、储层构造、储层压力、储层渗透率、钻完井施工质量、压裂效果、排采控制等因素。

1 地质概况

沁水盆地SZB区块行政区位于山西省东南部，隶属于长治市长子县，主体为丘陵山地。区块构造位于沁水盆地南缘沁水复向斜东翼，西部边界接近沁水复向斜的轴部，总体呈东南高、西北低的构造特征，南北向两条控制断层把本区分为东部缓坡带、中央褶皱带、西部缓坡带，中部褶皱带构造复杂，西部缓坡带和东部缓坡带构造简单，断层不发育。

勘探开发区块位于区块东部缓坡带的中北部，处于一个向西倾的斜坡带上，坡度较缓，附近发育少量小型断层，整体构造简单。该井组主要勘探开发的目的层为山西组3#煤层，煤层埋深介于891.8 m～1008.5 m，厚度介于5 m～6.15 m，整个井组煤层厚度变化不大，产状平缓。井组3#煤顶板主要为砂质泥岩，底板为泥岩与砂质泥岩，封盖层空间上连续稳定分布，但整体厚度较小，封盖能力一般。参数井3#煤含气量20.28 m³/d，煤层属低孔低渗储层，以微孔为主，孔隙度4 %～6 %，渗透率一般在0.1×10-3μm2左右。

2 排采控制

煤层气藏孔隙变形具有塑性变形的特征，孔隙闭合后在卸压过程中不易恢复张开，其储层应力敏感性具有明显的不可逆性，在开发过程中，初期应力敏感性占主导地位，储层渗透性显著降低，随着开发进程的深入，基质收缩效应逐步增强，储层渗透性逐渐恢复。这种性质决定了降压速度不能过快，降压持续时间不能过短，因此，目前现场比较常用的排采方式为“四段式”，即排水降压段、控压段、稳产段、衰竭段。

2.1 排水降压段

排采初期压裂液返排时，由于近井地带导流能力强、压降快，有效应力相对增加快，而煤层渗透率压力敏感性强，在有效应力增强的作用下，局部煤岩沿脆弱结构面发生剪切变形，使渗流通道出现变窄、闭合现象，使压裂缝远端液体无法返回，产生附加生产压力，使得井筒静液柱高度高于储层压力，新井投产后泵效接近100 %。本阶段产出的液体主要为残留压裂液，另3#煤层的补给速度非常慢，压裂液残留压力释放后，产水量会自然下降。

2.2 控压段

井底流压是反映产气量渗流压力特征的参数，由套压、纯气段压力和气液混合段压力组成。控压的实质就是通过控制井底流压的变化从而达到产能最大化的目的。

2.2.1 未控压排采

Ⅰ井（如图1所示）见气初期在未控压排采的情况下，产气量持续上升，逐步形成产气峰值，但此时压降漏斗尚未充分形成，随着近井气体的不断产出，煤层的原始渗透率开始占据主导地位，因原始渗透率较压裂改造后的渗透率小，此时产气量呈现较低的态势，产量的高低主要受控于煤层的原始渗透率；第一峰值过后随着甲烷气体和煤层水的不断排出，远端的甲烷气体解吸并大量产出，日产气量来到第二峰值并进入稳产期。

2.2.2 憋压排采

Ⅱ井（如图2所示）见气后采取憋压排采，由于近井地带压裂裂缝导流能力强，压降快，随着煤岩解吸的继续，油套环空中甲烷气体含量大幅提高，套压迅速上升，部分气体进入抽油泵中，影响泵效，造成日产水量下降。此时井筒中气水比增大，井底流压上升，当井底流压上升到与近井地带地层压力相当时，煤基质表面达到气体解吸与吸附动态平衡，甲烷气体停止向裂缝扩散，压力得以较快传播，压降范围持续扩大。当产水量小于地层水供给时，动液面将有所回升，此时缓慢放气，使井底流压逐渐下降，产气平稳上升。

2.2.3 控压排采

Ⅲ井（如图3）解吸产气后，随解吸面积的增加，煤层气井的动液面会降低到比较低的水平，油套环空的套管压力会逐渐上升到比较高的状态。此时采取控压产气的方式，即控制套压、井底流压和产气量，使地面产气与地下供气相匹配，分级降低煤层气井的井底流压，这种排采方式延长了排水期，使得压降漏斗得到充分扩展。现场生产过程中由于其他原因，该井产能并没有得到充分释放，但随着甲烷气体和煤层水的不断排出，煤基质收缩效应开始占据主导作用，基质块收缩，引起裂缝扩张，渗透率得到改善，煤层气井产能必将长期处于较高的状态。

图1 Ⅰ井生产曲线

图2 Ⅱ井生产曲线

2.3 稳产段

随排采时间的延长，煤岩体微裂缝网络扩张，增大了基质暴露面积，加快了解吸速率。同时，气体滑脱效应增大了解吸气向割理、裂隙运移的速率。地层供气能力增强，生产井套压、气量自然上长。裂缝扩展后，部分孔隙束缚水或封闭水被释放，表现出间断性的低水量产出。本阶段属于自喷产气，主要受集输压力的影响。

2.4 衰竭段

当井控范围内地层压力降低至废弃压力时，大部分煤岩解吸完毕，产气量自然下降。

3 不同控压方式的对比分析

煤层气井排采初期，产水压差主要为地层补给压力与井底流压之间的压差，若补给能力为定值，累计产水量与井底流压呈线性相关关系，累计产水量值折射出压降面积的大小。该文中3口井累计产水情况如图4所示，Ⅱ井排采前期累计产水较高，但随着产气量的不断提高，出现间歇性产液的现象，一定程度上限制了压降面积的扩展。

该文3口井产能情况如图5所示，Ⅰ井的生产曲线为典型“双驼峰曲线”，该井第一产气峰值的到来伴随着井底流压的大幅度下降，虽然随着排采的继续进行，远端甲烷气体对井底流压起到一定恢复效果，但是进入高稳产期后井底流压一直处于比较低的状态，对该井的产能起到了限制作用。Ⅱ井在憋压后产气时间比Ⅰ井较短，但产气速率较高，累计产气量已超过Ⅰ井，并且Ⅱ井井底流压值也相对Ⅰ井较高，产能会进一步释放。Ⅲ井的排采方式从见气初期便开始产气，产气过程中通过控制套压的降落速率和放气速率来实现对井底流压的控制，虽然该井的产能并没有充分释放，但累计产气量及井底流压均处于较高水平。

4 结语

煤岩解吸的实质为煤基质表面释放出的甲烷分子在浓度差的作用下，源源不断地涌向微裂隙，而后进入大孔径渗流通道内向井筒运移。煤层气排采的目的是为了尽可能地扩大气体解吸范围，保持甲烷气体运移通道尽可能通畅。

该文结合现场实际生产情况，通过对比分析煤层气井3种不同的排采方式，认为控压排采方式（既实时了解井底流压的变化，掌握地层供气能力，并以此为依据进行精细的排采控制）一定程度上降低了煤储层物性应力敏感性强对渗流通道的影响，对煤层气井产能的提高很有帮助。

图3 Ⅲ井生产曲线

图4 3口井累计产水量

图5 3口井产能情况