我国煤层气排采技术研究现状

2019-07-24李昀昀傅小康李千山孙宁蔚

石油化工应用 2019年4期

李昀昀，傅小康，李千山，孙宁蔚

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中联煤层气有限责任公司，北京 100083；3.西南石油大学，四川成都 610500）

中国煤层气资源丰富。根据新一轮的资源评价，我国煤层埋深2 000 m以内煤层气地质资源量36.81万亿立方米，相当于490亿吨标准煤，与我国陆上常规天然气资源量38万亿立方米基本相当[1]。煤层气储层具有低孔隙度、低渗透率的特性，大都需要经过储层改造才能实现煤层气的工业化开采。水力压裂是实现煤层气有效开发的重要技术手段之一[2]。煤储层与砂岩储层岩石力学性质、孔裂隙系统等方面的差异性决定了完全照搬石油产业的水力压裂进行煤储层改造的局限性，导致采用几乎同一水力压裂工艺后有着不同的产气表现[3]。由于煤储层普遍具备“低压、低渗、低饱和”特征，同时受地质构造和工程施工方面的影响，目前部分排采井产量较低[4]。因此本文首先针对煤层气排采原理进行描述，旨在表明煤层气开采与石油开采的区别，进而从排采工具对煤层气开采的影响、排采阶段的划分、排采制度与控制等三个方面展开叙述，对目前的研究状况进行综述，从而有效地梳理煤层气的开发开采技术，以指导排采生产，提高煤层气井产量。

1 煤层气排采原理

1.1 储存原理

煤层气的组成成分主要是甲烷，以游离态、溶解态和吸附态三种状态存在于煤储层当中。当煤层气为游离态或者溶解态时，它存在于煤储层的裂缝中。游离态指的是煤层气在煤储层内自由的流动，溶解态是煤层气的主要成分－甲烷，溶于水。甲烷的溶解度受压力影响，压力越大，溶解度越大，压力越小，溶解度越小。煤层气为吸附态时，吸附位置是煤储层的细小孔隙。煤层吸附的多少主要和温度、压力、煤结构等因素有关，温度越高，吸附力越弱，煤层气的吸附量越小；煤储层内的压力越大，煤层的吸附能力越强，吸附量越大。此外，煤层中水分的含量也会对煤层气的吸附量造成影响。煤层气的吸附能力随着水分含量的增加而降低。

1.2 产出机理

煤层气以游离态吸附在煤储层中时，可通过降低煤层气的吸附力来达到排水采气的目的。排采主要有单相流动阶段、非饱和单相流动阶段和两相流动阶段三个阶段。在单相流动阶段，地层水在压力差的作用下不断向外排出，压力不断减小，当压力降低到临界解析压力前，在煤储层中流动的只有地层水；在非饱和单相流动阶段，煤储层压力降低到临界解析压力值，煤层气从煤储层中析出，析出现象为不连续气泡，由于此时气泡未达到连续，所以流动仍为水相流动；在两相流动阶段，压力在原来基础上再次降低，气泡由上一阶段的不连续气泡变为连续气泡，煤储层中流动为气水两相流动。

表1 排采工具的优缺点Tab.1 Advantages and disadvantages of drainage tools

2 煤层气排采技术

2.1 排采工具对煤层气开采的影响

开采煤层气排水的方法主要有：有杆泵，螺杆泵，电潜泵，气举，水力喷射泵，管式泵等。我国目前主要是应用有杆泵、螺杆泵和电潜泵来进行油管排水，套管采气[5]。这些排采工具各有利弊（见表1），适用性也不尽相同。例如，对于排水量低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方法；对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水适中的井，可以考虑采用螺杆泵开发；高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井，需要优先选用潜水电泵进行开发[6]。

2.2 排采阶段划分

目前不同的研究者结合不同的依据对排采阶段的划分不同（见表2）。朱东君[7]在多层合采时，根据各个煤层的解析压力不同，将主力排采层依据层间物性相似相邻原则细划为多个小单元，以小单元中部流压为基准，划分不同的压力阶段，在各个压力阶段施行不同的降压速度，从而保证合理的排采强度，控制煤粉过量产出，划分7个排采阶段。彭兴平等[8]依据低速－低套－阶梯式降压排采制度的基本思想将排采划分为3个阶段。肖富强等[9]结合煤层气单井排采和井网排采的原理并根据排采过程中产能变化将排采划分为3个阶段。柳迎红等[10]综合对比评价了不同排采阶段划分方法的划分依据、阶段特征、划分方法的优缺点，提出了与生产控制相结合的煤层气排采生产6段划分法。王维旭等[11]针对煤储层特点及煤层气井生产规律，将排采阶段精细划分为5个阶段。杨焦生等[12]建立了煤层可动水量、可动水采出程度及外来水侵入对产气影响的评价方法，并由此将排采划分为单相水流、两相流初期上产和两相流中后期3个阶段。饶孟余等[5]排采过程中降压速度不能过快，持续的时间不能过短，为此将排采划分为4个阶段。

2.3 排采制度与控制

煤层气排采工艺技术主要是制定合理的排采制度和进行精细的排采控制，井底流压充分反映了产气量的渗流压力特征，是制定合理排采制度和进行精细化排采控制的基础[13]。控制好井底流压就可保证煤层气井稳定生产[14]。通过对排采参数的分析，建立排采参数间的关系，成为掌握排采特征，建立合理工作制度的基础，而且还能指导排采生产[15]。国外对于排采控制的重视程度和研究力度较小，是因为国外煤储层普遍具有高压高渗的特征，掩盖了煤层气井排采过程中物性变化和流体相态变化对产气量的影响[16]。

煤层气的排采制度目前有定压排采制度和定产排采制度，定压排采制度的核心是控制好储层压力和井底流压之间的关系，适用于排水降压阶段。定产排采制度则是控制水、气的产量，以保障流体的合理流动，适用于稳产阶段[13]。然而张遂安和周金成等[16，17]认为煤层气的排采可采用的工作制度只能是定压排采制度，难以达到定产排采的效果。也就是煤层气井的排采必须确保在有效控制煤粉产出速度和适宜的工作压差条件之下，依据拟定的井底流压进行生产。排采控制不当会导致三种类型的储层伤害：煤粉堵塞、地层气锁、应力闭合，其中煤粉堵塞是最主要的储层伤害[18，19]。随着认识的不断深入，煤层气的排采技术也由定性的定压排采朝着智能化控压（合理的工作压差）控粉（适度的煤粉产出率）定压（拟定的井底流压）排采方向发展[20，21]。

表2 排采阶段划分Tab.2 Drainage stage division

排采控制也趋于智能化和自动化控制，基于此各个学者分别提出了适合煤层气排采的控制策略。张双斌[21]认为排采过程中压力场，应力场，裂隙耦合关系及其对煤层气产能的控制机理需要深入研究，在模拟出的压力场，渗透率，产水量，产气量前提下，优化排水降压速率，制定排采制度。庞涛[15]认为排采降压过程中应主要考虑相渗透率和速敏效应的影响，以井底压力变化幅度为控制依据，进行分段排采控制。陈秀萍等[23]提出了“双环三控法”排采控制策略，该策略以控制动液面为核心，通过对套管压力、流动压力的双闭环控制以及控降液、控流压及控套压3种控制策略，实现了煤层气井从降液、解吸至产气等不同阶段的智能排采控制。刘一楠等[24]提出煤粉卡泵和井底流压的精细控制是煤层气井生产过程中遇到的主要问题，并通过增加水平井注水工艺和远程监控自动化控制两个方面解决困难。张贺等[25]提出将井场现场监控到的数据发送到远程监控室，监控室根据数据可以远程调控抽油机冲次、螺杆泵转速、调整套压等保证排采工艺要求，控制井底流压下降速度，达到稳定生产。白利军等[26]针对煤层气井排水采气生产周期长、液面控制对产气量影响大，临界解析压力不易控制等特点，研发了智能排采技术和设备，其功能是自动监测动液面高度以及控制液面下降速度。王维旭等[11]建立的智能化排采设备可以实现各生产参数的自动采集和连续监测，满足了煤层气井以控制井底流压为核心的“连续、平稳、缓慢、长期”的排采要求。窦武等[27]提出智能间抽技术实现了井底流压不随间抽发生变化，排采管控更加精确。