煤层气井排采初期稳压排采效果分析及其排采制度优化意义

王海侨

(中联煤层气有限责任公司研究院，北京 100016)

1 引言

煤层气井的排采遵守“连续、缓慢、稳定、长期”的基本原则，通常按照开抽、解吸、产气、达产和衰减等节点分为排水降压、见套憋压、放气提产、保持稳产、自然降产等主要的排采阶段(或进一步细分)，在各个阶段根据储层特点和流体特性的差异分别采用不同的排采制度进行生产控制，以最大程度的挖掘单井产气潜力。

图1 X-1井排采曲线

在排采初期的排水降压阶段，应通过合理的排采制度尽量扩展压降漏斗的范围，尤其在储层渗透率偏低的情况下，如果见气过快，井筒附近部分渗流通道会被气相占据，导致产水衰减，压降漏斗扩展的难度增大，导致后续提产潜力不足。

本文研究的目标井X-1井位于沁水盆地北部寿阳区块，本地区发育3号煤、9号煤和15号煤三套主力煤层，其中以15号煤厚度和含气量最高、煤层气资源最为丰富，为本地区目前煤层气开发的主力煤层。本地区15号煤的煤层气资源较为丰富，但也存在埋深偏大、破碎程度偏高、储层压力系数低、临储比低等不利因素，对煤层气开发效果有较大的影响。由于储层压力偏低，煤层气井的压降漏斗扩展难度偏大；加之临储比也偏低，造成煤层气井压降范围中能够贡献产气的有效压降范围更加偏小，因此本地区在排采时尤其是在排采初期的排水降压阶段需要尽量扩展压降漏斗，为整个生产周期创造尽可能大的压降漏斗基础。

为了实验本地区煤层气井排采初期采用稳压排采的效果，在本地区X-1井的见气前进行了两次稳压排采，同时对其压降漏斗和储层渗透率进行了动态分析，跟踪其动态变化，以此分析稳压排采的效果，为排采制度优化提供参考。

2 稳压排采表现

2.1 整体排采表现

目标井X-1井为单产层直井，目标煤层为15号煤，厚度5.3m，含气量14.6m3/t，埋深696.8m，采用常规水力加砂压裂的储层改造方式，排采设备为螺杆泵+自动化的常规组合。本井储层压力2.47MPa，压力系数0.36；临界解吸压力1.45MPa，临储比0.59。目前的排采天数已超过1680天，日产水量在2～17m3/d左右，目前井底流压降至0.42MPa，日产气量1852m3/d(图1)。

根据排采动态数据的分析拟合结果，目前本井的压降漏斗半径约117.8m，有效产气半径约59.1m(图2)。

图2 X-1井压降/产气半径监控曲线

图3 两次稳压排采的压力和产水量曲线

图4 两次稳压过程的压降漏斗半径和储层动态渗透率

2.2 两次稳压排采实验情况

第一次稳压排采在开抽第216天后开始，此时井底流压为2.12MPa，高于本井区的储层临界解吸压力，未见套压，日产水量为6.6m3/d左右。本次稳压安全运行了96天后产水量开始明显下降，随后停止稳压开始降压，但产水量在5天后持续下降至1.6m3/d，之后开始进行检泵作业。作业用时1天，复排后流压恢复至2.16MPa，上升40kPa，等效压降半径从77.8m缩小至72.1m(图3a)。

第二次稳压排采在开抽第646天开始，此时井底流压为1.66MPa，高于本井区的储层临界解吸压力，未见套压，日产水量为8.9m3/d左右。本次稳压安全运行了71天后，产水量一天之内快速下降至3.6m3/d，随后发生卡泵并进行解卡作业。作业用时1天，复排后流压恢复至1.96MPa，上升300kPa，等效压降半径从119.5m缩小至116.3m(图3b)。

两次稳压排采实验的最后均以产水量快速下降而结束，为避免再次出现类似的储层伤害，且本井的排水降压阶段已超过700天，压降漏斗已扩展至接近120m，因此后续不再继续进行稳压排采实验，采用连续稳定的降压策略持续排采生产至今。

3 稳压排采过程分析

3.1 压降漏斗和动态渗透率分析

第一次稳压的流压为2.12MPa，前期累计压降0.29MPa，前期流压平均降速1.34kPa/d。本次稳压排采过程中本井的压降漏斗半径从62.8m扩展到78.7m，扩展速度0.17m/d，即在稳流压的情况下压降半径仍然能够持续扩大。从该角度来看，稳压排采的降压扩径效率非常高，既扩展了压降漏斗，又节约了宝贵的井底流压。但同时对储层进行动态渗透率跟踪发现，稳压排采过程中储层动态渗透率一直在缓慢下降，从开始时的0.76mD缓慢下降到后期的0.59mD，下降幅度约22.4%，最后3天产水快速下降，渗透率也同步快速下降到0.4mD以下，下降幅度约47.4%(图4a)。

第二次稳压的流压为1.66MPa，前期累计压降0.75MPa，前期流压平均降速1.16kPa/d。本次稳压排采过程中本井的压降漏斗半径从102.7m扩展到107.9m，扩展速度0.07m/d，在稳流压的情况下压降半径仍然能够持续扩展。本次稳压过程中储层动态渗透率基本维持在1.01mD左右无变化(此时渗透率比第一次稳压时提高了32.9%)，但本次稳压运行至第72天时，储层渗透率一天之内快速下降至0.43mD，一天之内的伤害程度达到57.4%(图4b)。

从两次稳压排采过程中的渗透率表现来看，稳压排采时井底的生产压差不再变化，而随着排水的持续，压降范围不断扩展，井筒外侧的压降梯度不断下降，对储层裂隙中流体的驱动力也相应的逐渐下降。当压降梯度低于携带煤粉所需要的最小压力时，煤粉开始发生沉淀，造成裂隙堵塞，渗透率快速下降。

更为重要的是，第二次稳压排采结束之后，本井后续的压降漏斗扩展就变得非常困难，虽然目前的日产气量已超过1800m3/d，但压降漏斗已基本不再扩展(图3)，目前的产气量主要来自井底流压下降而产生的压降空间，即目前是在用压降来换取产量，这种情况下，只能用持续的降压空间来维持产气量，一旦流压耗尽，产气量将迅速衰减。

3.2 压降漏斗扩展速度对比分析

为了对稳压排采和降压排采的效果进行直接的分析对比，分别对两次稳压阶段前后20天的流压降速与压降漏斗扩展速度进行统计。两次稳压排采前后的流压与压降漏斗相关参数见表1。

表1 两次稳压排采前后的流压与压降漏斗相关参数统计表

从表1可见两次稳压排采前后，压降漏斗增速和降压效率都有所下降。第一次稳压排采前后，漏斗增速从18.5cm/d下降到17cm/d，降压效率从18.5 cm/kPa.d大幅度下降到2.3 cm/kPa.d。第一次稳压排采前后，漏斗增速从13.5cm/d下降到12.5cm/d，降压效率从27 cm/kPa.d大幅度下降到25cm/kPa.d。需要注意的是，第一次稳压结束后，流压降速较快，达到7.5kPa/d，造成了降压效率大幅度降低，该数据也为后续的流压降速的控制提供了参考。

3.3 稳压与降压的对比分析

为了对比，另选择了本井的两个连续降压阶段，对各项参数进行同样的拟合分析，来分析连续稳定降压时的储层演化情况。

表2 稳压和降压阶段各项参数分析对比表

图5 两个连续降压排采阶段的压降-漏斗扩展关系对比图

两次连续降压排采阶段均选择稳压结束后的连续降压过程。第一个连续降压阶段从开抽第350天至407天共57天，流压从1.97MPa连续下降至1.48MPa，平均降速为8.6kPa/d(按照低于临界压降速度进行控制(图5a)。第二个连续降压阶段从开抽第746天至838天共92天，流压从1.83MPa连续下降至1.63MPa，平均降速为2.17kPa/d(图5b)。

根据两次连续降压阶段开始和结束时储层参数的拟合计算发现，两次稳压排采的储层渗透率均发生了下降，而两次连续降压排采的储层渗透率都得到了提高，其中第二个降压阶段在平均2.17kPa/d的降速下，92天时间里储层渗透率提高了154.3%。与此相对应，流压的临界降速方面，两次稳压排采都导致了临界降速的下降，而两次连续降压排采都促进了临界降速的提高(表2)。即通过两个稳压阶段和两个连续降压阶段的对比可以发现，长时间的稳压排采会造成储层渗透率的明显下降，使排采管控的流压临界降速被压缩，漏斗扩展难度加大；而连续稳定的降压排采则可以持续改善储层渗透率，使排采管控的临界降速变大，这种情况下，可以使用更快的流压降速来获得更快的压降漏斗扩展，从而达到提高采气速度的目的。