延川南煤层气井合理配产及其排采控制

赵兴龙

（中国石化华东油气分公司临汾煤层气分公司，山西临汾041000）

在煤层气排采过程中，经常出现稳产期非常短的井，累积产气量往往非常低，经济效益差。造成该现象的主要因素之一就是配产不合理，盲目追求高产，排采速率较大，煤储层受到伤害。针对这一问题，有必要对煤层气井合理配产及其排采控制进行深入研究，延长气井高产、稳产期。

目前，国内外对于这方面内容研究取得一定成果[1-18]。康圆圆等（2012）在对樊庄和韩城矿区煤层气井生产特征及影响因素进行分析研究后认为，合适的排采制度是保证煤层气井高产稳产的主要条件[19]。刘燕红（2012）认为产气初期降压速度要缓慢，产量上升阶段根据套压变化幅度决定降压速度，避免“停抽”以及排采制度的“突变”[20]。秦义等（2011）提出了沁水盆地南部高煤阶煤层气井“五段三压”法的科学排采控制技术[21]。李国富（2012）认为在排水为主的前期排采阶段，排采工作制度以控制动液面为核心来制定；在产气为主的中后期稳定生产阶段，排采工作制度以控制套压为核心来制定[22]。李清（2012）基于延川南工区井筒周围煤岩应力状态的分析，通过对煤岩降压速率的力学实验模型的探讨，以现场排采数据和产量变化为依据，定量探索流压降幅与煤层埋深之间的关系[23]。彭兴平在2014年提出了延川南煤层气田“五段三压法”的排采制度，同时重点探讨了储层压力、解吸压力和稳产压力等关键参数的预测方法，为延川南煤层气田的开发提供指导[24]。陈贞龙等（2019）制定了延川南煤层气田深部煤层气，基于解吸理论的智能化精细排采控制技术[25]。

合理配产对于煤层气井的排采控制非常关键，国内外对这方面内容的研究较为鲜见，因此本次研究以延川南煤层气田为研究区，提出合理配产方法，并以稳产流压为排采控制关键点，进行排采控制定量化研究。

1 地质背景

延川南煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘南段河东煤田的南部。东以紫荆山断裂带与晋西隆起带相连，西接鄂尔多斯盆地韩城矿区（图1），属盆地内稳定型海陆交互相含煤碎屑沉积。气田内发育四条二级断层，将延川南煤层气田划分为2个主要的二级构造单元，分别是：谭坪构造带和万宝山构造带。

谭坪构造带位于气田东部，较西部万宝山构造带，主力煤层2#煤埋深较浅，800～1 000 m，煤岩镜质组反射率（Ro）为2.0%～2.4%，煤变质程度、兰氏压力（平均为2.45 MPa）和解吸压力（3.0～4.0 MPa）稍低；万宝山构造带2#煤埋深较大，1 000～1 500 m，煤岩镜质组反射率（Ro）为2.5%～2.9%，煤变质程度、兰氏压力（平均为3.61 MPa）和解吸压力（6.0～8.0 MPa）稍高。

2 煤层气井合理配产方法

在延川南煤层气田开发井中，出现过一定数量的“尖峰型”生产井，这些井均具有井底流压下降快，产气量上升快，产气、产液递减快，且幅度大的特点，该类井峰值产量一般较高，部分井峰值产气量可达3 000 m3/d，但不能形成稳产。分析主要原因是排采速率过快，配产不合理导致的。

图1 鄂尔多斯盆地延川南煤层气田构造位置及构造单元划分Fig.1 Structural position and tectonic unit division of South Yanchuan CBM field

为了研究如何为煤层气井合理配产，通过分析煤层等温吸附参数与气井生产参数之间关系，以期得出有效的途径和方法。经统计研究发现，延川南煤层气田煤层气井峰值产气量时的井底流压与煤岩兰氏压力有较好的对应关系（表1），这两参数之间的比值为0.84～1.20，平均1.01。峰值产气量是指气井产气过程中，产气量所能达到的最高水平，这说明延川南煤层气田煤层气井峰值产气量时的井底流压在煤层兰氏压力附近。

表1 延川南煤层气田部分煤层气井峰值产气量时井底流压与煤层兰氏压力的比值Table 1 Specific value of bottom hole flow pressure at peak gas production and Langmuir pressure of part of CBM wells in South Yanchuan CBM field

分析认为，延川南煤层气田煤层气井产气峰值时井底流压在煤层兰氏压力附近的主要原因有两个：一是煤层解吸压力与兰氏压力之间有较大差值（谭坪构造带平均为1.69 MPa,万宝山构造带平均为3.36 MPa），气井井底流压从解吸压力降至兰氏压力需要较长时间，在该过程中煤层解吸面积有了较大的扩展；二是井底流压在兰氏压力附近时，煤层气进入快速解吸阶段，单位压力降吨煤解吸出来的气量要明显多于解吸初期（图2）[26-27]，谭坪构造带典型煤样兰氏压力为2.21 MPa，万宝山构造带典型煤样兰氏压力为4.41 MPa。

由于前期勘探阶段，仅对部分探井取样进行了煤岩等温吸附实验，样本数量有限，但通过分析发现，延川南煤层兰氏压力与煤层垂深有较好的线性关系，兰氏压力随着煤层垂深的增大不断增加（图3），得出拟合公式，可以近似计算各井煤层的兰氏压力，具体如下：

式中：Pl为兰氏压力，MPa；h为煤层垂深，m。

图2 延川南煤层气田典型煤样等温吸附曲线Fig.2 Isothermal adsorption curve of typical samples in South Yanchuan CBM field

图3 兰氏压力与煤层垂深的关系Fig.3 Relation between Langmuir pressure and vertical depth of coal seam

煤层气井产气量达到峰值之后，会经过一段时间的波动期之后逐步趋于平稳，本次研究选取了延川南煤层气田稳产期在半年以上，产量稳定后波动幅度在20%以内的125 口气井进行分析，通过研究发现，煤层气井的稳产气量与峰值产气量，以及稳产流压与兰氏压力之间有较好的线性关系（图4）。稳产流压与兰氏压力之间的线性关系具有一定离散性，分析主要原因是稳产流压与排采制度执行情况、流压监测准确性和煤层孔渗性等因素均有一定的关系，但两个参数之间的相关关系还是比较明显，具有较好的指示意义。得出的拟合公式，可以计算各井合理稳产流压和稳产气量，具体如下：

式中：Qw为稳产气量，m3/d；Qg为气井峰值产气量，m3/d。

式中：Pw为稳产流压，MPa；Pl为兰氏压力，MPa。

3 煤层气排采控制

图4 关键参数之间线性关系Fig.4 Linear relation between key parameters

在延川南煤层气田，通过跟踪气井排采效果，总结规律经验，以储层压力（Po）、临界解吸压力（Pj）、煤层兰氏压力（Pl）和稳产压力（Pw）为关键控制节点，将煤层气井的排采过程划分为5个阶段（图5）：井底流压（Pb）高于储层压力时的快排期；井底流压从储层压力降至临界解吸压力的缓慢降压排水期；临界解吸压力降至兰氏压力的上产期；兰氏压力降至稳产压力的产量波动期和产量趋于稳定的稳产期。

图5 排采阶段划分模式Fig.5 Division pattern of drainage stages

对比延川南煤层气田谭坪构造带（Y1-5，Y1-6）和万宝山构造带（Y3-1，Y3-10）地质条件与工程施工条件差异不大的高产稳产井与曾经高产但稳产效果差的井进行排采过程参数控制发现（图6，表2，表3），在快排期，井底流压下降速率对后期产量影响不大，主要区别在于缓慢降压排水期、上产期和产量波动期，在这三个阶段应该采取更为缓慢的制度。

根据以上分析并结合气井生产参数及产气效果，认为在延川南煤层气田，快排期（Pb＞Po）要快速降流压建立压差，提高排采效率，日降井底流压控制在0.1 MPa 左右；缓慢降压排水期（Po＞Pb＞Pj）要坚持缓慢排采，多排水提高返排率，使压降漏斗充分扩展，为气井后期高产稳产奠定基础，日降井底流压要控制在0.003 MPa 左右；上产期（Pj＞Pb＞Pl）由于是气水两相流，井底流压容易出现大幅波动，控制较困难，要严格控制井底流压和上产速率，井底流压要缓慢下降，产量要缓慢、持续上涨，谭坪构造带气井日降井底流压要小于0.005 MPa，万宝山构造带要小于0.01 MPa；产量波动期（Pl＞Pb＞Pw）是在气井产量达到峰值之后，会出现小幅的波动和下降，这个阶段必须坚持缓慢排采，避免出现压敏效应导致储层损害，日降井底流压要控制在0.003 MPa左右；稳产期（Pb＜Pw）井底流压和产量趋于稳定，通过微调井底流压保持产量平稳即可，该阶段重点在于完善各项保障措施，保证气井的连续排采。

图6 延川南煤层气田高产典型井与低产井生产曲线及排采阶段划分对比Fig.6 Comparison of production curve and drainage stage division between high yield typical wells and low yield wells in South Yanchuan CBM field

表2 谭坪构造带高产稳产井和低产井不同排采阶段参数控制对比Table 2 Comparison of parameter control during different drainage stages of high and stable production wells and low production wells in Tanping structural belt

表3 万宝山构造带高产稳产井和低产井不同排采阶段参数控制对比Table 3 Comparison of parameter control during different drainage stages of high and stable production wells and low production wells in Wanbaoshan structural belt

为了验证本次提出的排采控制方法的合理性和有效性，增加可信度和说服力，从正反两方面进一步举证。经计算，延川南煤层气田开发井中的“尖峰型”生产井，在缓慢降压排水期、上产期和产量波动期井底流压下降较快（表4），远远快于排采制度的要求，因此气井稳产效果很差；然而延3 井组29 口气井排采控制较好，缓慢降压排水期日降井底流压0.002 MPa，上产期和产量波动期日降流压0.005 MPa，符合排采制度要求，平均单井峰值产气量1 600 m3/d，稳定产气量1 300 m3/d，高产稳产效果较好。

表4 “尖峰型”生产井和延3井组各排采阶段参数控制对比Table4 Comparison and statistic of parameters control during different drainage stages of“sharp peak type”production wells and Yan-3 well group

4 结论

1）延川南煤层气田存在部分峰值产量、稳产期短的煤层气井，这类井具有井底流压下降快，产气量上升快，产气、产液递减快，且幅度大的特点，这些井峰值产量一般较高，但不能形成稳产，主要原因是排采速率过快，配产过高导致的。

2）在延川南煤层气田，煤层气井峰值产气量时的井底流压与煤层兰氏压力有较好的对应关系，峰值产气量时的井底流压在兰氏压力附近，煤层气井的稳产气量与峰值产气量，以及稳产流压与兰氏压力之间有较好的线性关系，得出的拟合公式，可以计算各井合理稳产流压和稳产气量。

3）以储层压力、临界解吸压力、兰氏压力和稳产压力为关键控制节点，将延川南煤层气井排采过程划分为五个阶段，分别为快排期、缓慢降压排水期、上产期、产量波动期和稳产期。其中，快排期日降流压在0.1 MPa 左右较为合理；缓慢降压排水期、上产期和产量波动期排采控制非常关键，缓慢降压排水期日降流压在0.003 MPa 左右；上产期谭坪构造带气井日降流压要小于0.005 MPa，万宝山构造带要小于0.01 MPa；产量波动期日降流压要控制在0.003 MPa左右。