松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

2020-05-25胡海洋赵凌云

矿业安全与环保 2020年2期

胡海洋，赵凌云，陈捷

(贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州贵阳 550081)

贵州省煤层气资源总量为3.15万亿m3，约占全国煤层气资源总量的10%，全国排名第二，具有较高的开发利用价值。通过分析贵州地区煤层气井在开发利用过程中的伤害规律，制订合理的煤层气排采控制方案，降低煤层气排采控制对煤层气井产气量的影响，可有效缓解该地区燃气资源短缺的局面。国内外学者对煤层气井排采过程中的伤害机理及变化规律的研究主要基于压敏效应、速敏效应、贾敏效应[1-3]，研究排采过程中压降控制对煤层吐砂吐粉及产气的影响，进而分析不同排采阶段的排采伤害机理[4-6]。根据煤层气井的伤害机理并结合煤层气井的实际排采资料，提出对应的煤层气控制措施，并对煤层气井产能进行研究[7-8]。

笔者以松河井田煤层气井为例，根据研究区煤层气资源开发条件，结合煤层气井生产数据，分析多煤层合层煤层气排采过程中的储层伤害特征，以期为多煤层合层开发煤层气资源提供借鉴和指导。

1 研究区资源与开发条件

1.1 资源条件

煤层气资源量是煤层气开发高产稳产的物质基础。煤层气资源量大小可以用资源丰度来表示，资源丰度越高，煤层气开发潜力越大。贵州地区多煤层发育，其煤层气资源丰度的计算公式如下：

(1)

式中：W为煤层气资源丰度，108m3/km2；ρi为第i个煤层的密度，t/m3；hi为第i个煤层的厚度，m；Vi为第i个煤层的含气量，m3/t。

根据式(1)可以看出，煤层密度、厚度、含气量等参数对煤层气资源丰度有影响。在同一个研究区内，密度一般变化较小，但当煤层厚度及含气量变化较大时煤层气资源丰度就主要受煤层厚度和含气量的影响。

研究区龙潭组自下而上发育煤层40～70层，平均为48层，主要可采煤层有17层，含煤总厚度为 37～47 m，平均厚度为41 m，具有“煤层多、单层薄、累厚大、成群分布”的特点[9]，埋深均在1 000 m以浅，煤层含气性较好，煤层气资源丰度达到2.09×108m3/km2，属于中等资源丰度的煤层气开发区块，高于华北区的煤层气平均资源丰度[10]，可采取分段压裂、合层排采的方式对多个煤层进行煤层气开发，开发潜力较大。

1.2 开发条件

煤层气井开发地质条件主要包括煤层的导流能力和地层能量。煤层导流能力好、地层能量高，有利于压裂液快速返排和压降漏斗扩展，促进煤层有效解吸半径扩大。煤层导流能力受煤层渗透率、煤体结构、地应力的影响较大；煤层压力系数、含气饱和度、临储比等参数反映了地层能量的高低[11-12]。

1.2.1 煤层导流能力

1)地应力与渗透率。地应力对煤层渗透率起到至关重要的控制作用[11]，随着地应力增加，煤层渗透率出现明显下降趋势。研究区最小水平主应力为10.67～21.01 MPa，平均为13.98 MPa；最大水平主应力为13.12～25.84 MPa，平均为16.65 MPa。根据试井解释结果，该区煤层主要为中渗储层，渗透率为(0.044～0.210)×10-15μm2，平均为0.113×10-15μm2。研究区最小水平主应力、渗透率与煤层埋深关系如图1 所示。

图1 最小水平主应力、渗透率与煤层埋深关系图

从图1可以看出，随煤层埋深的增加，最小水平主应力呈增大趋势，而渗透率的变化在埋深730 m左右处发生转折，730 m以浅呈上升趋势，730 m以深呈下降趋势。

2)煤体结构。煤体结构受地应力和构造运动的影响较大，原生结构煤和完整性较好的碎裂煤，适合进行煤层气开发。而碎粒煤和完整性较差的糜棱煤，在目前的技术条件下不适宜进行煤层气开发。研究区内煤层除中煤组的17#煤层之外，其余均为原生结构煤和碎裂煤，适合进行分段压裂、合层排采。

1.2.2 地层能量

1)压力系数及含气饱和度。根据注入压降试井测试结果，研究区煤层为常压至超压煤层，压力系数均大于1，最大达到1.37，说明地层能量较高，便于压裂液的返排和压降漏斗的扩展，有利于煤层气井形成高产气流。根据等温吸附试验结果，确定煤层为饱和至过饱和煤层，最大含气饱和度达到180%。数据表明煤层中存在大量的游离态气体，地层能量高，排采过程中见套压较快。研究区主要煤层含气饱和度及压力系数如表1所示。

表1 研究区主要煤层含气饱和度及压力系数参数

2)临储比。煤层临储比越高，煤层气井见套压前压降幅度越小，见气时间短；降低见套压前有效应力对煤层渗透率的影响，扩大基质收缩引起的渗透率上升对煤层的影响，促进煤层流体产出[13]。研究区煤层气井压裂煤层的解吸参数数据如表2 所示。

表2 研究区煤层气井煤层解吸参数数据

由表2可知，700 m以浅煤层的临储比相对较高，平均为0.71，如开采上部煤层，煤层气井的产能突破1 000 m3/d的可能性较高；深部煤层受高原始储层压力的影响，临储比相对较低，煤层解吸前的压降幅度大，对煤层渗透率的影响较700 m以浅的煤层更显著。

2 煤层气井生产特征

以贵州省松河井田3号煤层气井为例，通过分析该井煤层气正常排采阶段和停抽阶段的生产特征，全面分析煤层气井在不同生产阶段的储层伤害特征，对指导煤层气井各阶段的生产，具有较大的指导意义。该井井深1 101 m，最大井斜69.3°，压裂3段。2015年1月23日开始抽排，累计排采时间超过4 a，由于井斜大，采用同心水力泵进行排采。

2.1 正常排采阶段

根据3号煤层气井排采资料，产气800 m3/d以上90 d，平均日产气1 050 m3，其中2015年5月7日至5月14日，日产气从887 m3提高至1 863 m3。井底流压从3.795 MPa下降至3.363 MPa，井底流压下降0.432 MPa，井底流压日降幅0.054 MPa，1+3#煤层的液柱高度为35.175 m。

2.2 停抽阶段

根据3号煤层气井排采资料，该井共修井3次。2015年5月30日至6月7日，累计修井作业9 d；2015年7月3日至7月16日，累计修井作业14 d；2015年8月15日至10月18日，累计修井作业65 d。第1次与第2次修井作业之间排采时间为25 d，第2次与第3次修井作业之间排采时间为29 d。第1次修井作业之前，日产气量最高达1 863 m3，第3次修井作业之后最高日产气量为421 m3，日产气量下降了1 442 m3；3次修井作业累计停抽88 d，停抽时间较长，对煤层造成的永久性伤害较大。

3 合采储层伤害特征及排采工艺对策

3.1 合采储层伤害特征

该区3号煤层气井在开抽后4个月时间内的排采曲线如图2所示。

图2 3号煤层气井开抽后至作业前排采曲线

由图2可知，产水量维持在2 m3/d以上，最高产水量达到7 m3/d，且维持时间短。在4个月时间内，日产水量达到最高后呈阶梯式下降，产水量迅速下降至5 m3/d左右，且产水量大小频繁波动，此后日产水量经过10 d左右的调节，下降至3 m3/d左右。3号煤层气井采用同心水力泵进行排采，调节冲次后，产水变化量具有滞后性，产水变化量滞后冲次调节8 h以上，而且同心水力泵在洗井过程中地层产水明显减缓，导致产水量的不稳定，频繁波动。

3号煤层气井快排试验的排采曲线如图3所示。

图3 3号煤层气井快排试验阶段井底流压变化曲线

由图3可知，在快排试验的8 d时间内，井底流压下降了0.432 MPa，且井底流压降幅呈上升趋势，平均井底流压降幅为0.054 MPa/d，在快排试验前1天的井底流压降幅为0.007 MPa/d，在快排试验之前1个月内的平均井底流压降幅为0.011 MPa/d，由此可以看出，在快排阶段的井底流压降幅明显增大，流体流速快速变化，此过程中的储层伤害主要为速敏伤害。快排结束后第3天出现卡泵、井底流压快速下降、不产水等情况，由于快排试验导致的速敏伤害显现出来。

在停抽作业期间，井筒内发现大量支撑剂；在快排试验期间，井筒附近的支撑剂及煤粉等颗粒物随水流排至井筒内且大量聚集，当泵筒内的煤粉及支撑剂难以迅速排出时，就会因其沉积而引起卡泵现象。支撑剂大量排出也表明煤层的孔裂隙失去有效支撑，对煤层造成应力敏感伤害。

井筒内清洗出的固体颗粒物(见图4)既有支撑剂，也有煤粉颗粒。对比压裂支撑剂样品与井筒内捞出的支撑剂(见图5)可知，煤层中返排的支撑剂以细砂、中砂为主，含少量粗砂。煤层气井被压裂过程，依次加入细砂、中砂、粗砂。煤层中返排的固体颗粒以细砂、中砂、煤粉为主，一方面说明快排试验期间，煤层孔裂隙中的流体流速较快，能够将孔裂隙中的细砂、中砂及煤粉带出；另一方面也说明煤层远处的煤粉颗粒流向煤层气井井筒附近煤层，堵塞了煤层气井井筒附近粗砂的间隙，对煤层渗透率造成二次伤害。

图4 3号煤层气井井筒内清洗出的支撑剂及煤粉

图5 3号煤层气井压裂支撑剂样品与井筒内

3号煤层气井自始抽以来，累计停抽检泵作业 3次，集中在2015年5月至10月期间。第1次检泵作业前的井底流压为3.255 MPa；第3次检泵作业结束开抽时井底流压为5.333 MPa，接近该井初始井底流压(5.560 MPa)，井底流压上升2.078 MPa，井底流压回升幅度大；在停抽检泵作业期间，煤层孔裂隙中的流体流速降低，由于气体密度较小，水的密度相对较大，气体聚集在裂隙上侧，水聚集在裂隙下侧，在煤层裂隙与裂隙相互连通的吼道处形成封堵，渗透率下降，形成贾敏伤害。

煤层气井在正常排采期间，气体和水基本上均匀分布在裂隙、吼道空间内，气体和水能够顺利通过吼道，如图6所示。

图6 流体流动状态下气水经过裂隙及吼道示意图

在煤层气井停抽或者裂隙、吼道内的流体流速突然下降时，流体受力状态发生变化，导致气体和水在裂隙、吼道内重新分布，气、水流体容易在裂隙、吼道处形成气水界面，如图7所示。气水界面会影响气水流体的正常流动，对煤层造成伤害。因此，煤层气井在排采期间，要保持排采过程连续、稳定，避免出现停抽、排采不稳定状况的发生。

图7 流体静止状态下气水分布示意图

3.2 排采工艺对策及应用效果分析

3.2.1 排采工艺对策

1)单相水流阶段。煤层气井见套压前是压裂液返排的关键时期。见气之后，在有限的裂隙通道内产出的水会明显减少。因此，在见套压之前要尽量提高压裂液的返排率，扩大煤层压降漏斗半径。低渗储层中的煤层气井，在单相产水阶段快速排采会引起应力敏感，造成煤层渗透率快速下降，对煤层造成不可逆的伤害[13]。在产水阶段，应根据煤层的应力敏感特征、产水能力、见套压前的可降压差、煤体结构等因素，选择合适的压降速率。根据黔西地区煤层气开发的效果，初始压降速率控制在0.015～0.040 MPa/d内较合适[5]。同时根据产水量的变化特征，采取低速—阶梯式的方式降液面，控制液面稳定下降，避免液面大幅变化。

2)以水为主的气水两相流阶段。煤层气井见套压时，流体从单一的水相流变为以水相为主的气水两相流。在此过程中，对套压进行控制，抑制煤层快速解吸产气，控制裂隙气体流量，达到优先产水的目的，进一步扩大煤层压降漏斗半径；在以水为主的气水两相流阶段，煤层受解吸半径小、气体产出不稳定、气体产出引起液面不稳定等因素的影响，引起储层气锁伤害的可能性加大。为避免储层气锁伤害，在见套压初期采取稳定井底流压的方式，实现井筒液面稳定并稳定产出气体。当流体稳定产出、液面及套压无大幅度波动时，逐渐提高井底流压降幅，控制放气时的套压，观察液面及套压变化情况，控制井底流压降幅，保证气、水连续稳定产出[14]。在整个以水为主的气水两相流阶段，主要控制原则：一方面是优先产水、扩大煤层压降漏斗半径；另一方面是控制气水连续稳定产出，降低煤层气锁可能性。

3)以气为主的气水两相流阶段。煤层气井降低套压提产之后，煤层中流体产出从以水为主的气水两相流阶段，逐渐转为以气为主的气水两相流阶段，井底流压缓慢下降并逐渐趋于稳定，产出流体的气水比率快速升高。提产阶段气水产出比率快速上升，煤层吼道产水受限，影响煤层正常产水，需要对提产阶段井底流压降幅及提产速度进行控制，促使煤层产水、扩大解吸半径[15]；煤层自身含水性较弱，在以气为主的气水两相流过程中，煤层产水较低，且排采时间逐渐延长，煤层气井排采设备损耗逐渐加大，而对排采设备的性能要求并未降低，地面设备、井下泵组等出现故障导致排采中断的可能性增加，需要主动做好设备的事前维护保养，降低因设备故障导致排采中断的可能性。

3.2.2 应用效果分析

通过对松河井田3号煤层气井生产阶段的储层伤害特征进行分析，提出排采工艺对策，以期降低煤层气井排采过程中的储层伤害，避免对产气量造成影响。

松河井田6号煤层气井的应用效果见图8。可以看出，该煤层气井在单相产水阶段，平均井底流压降幅为0.033 MPa/d。见套压后控制日产气量(低于500 m3)，抑制气体产出，促进产水及解吸半径扩大。在整个排采过程中，通过低速排采、控制套压、抑制产气，确保储层连续稳定产水，避免煤层气井筒煤粉沉降引起的卡泵事故。并及时对设备进行保养，保证设备连续稳定运转，延长检泵周期。最高产气量接近3 000 m3/d，平均产气量稳定在1 500 m3/d以上达到7个月，产气效果较好。