煤层气井注氮驱替增产改造技术

袁延耿 刘明仁 李文强 李 俊 郭锦雯 原红超

(中国石油华北油田山西煤层气分公司，山西 048000)

1 注氮驱替增产改造技术原理

煤储层对CH4和N2的吸附属于物理吸附，通过注入氮气驱替煤层气，从而利用氮气进行煤储层改造，以达到提高煤层气采收速度(图1)。

图1 注氮设备地面示意图

N2注入后，增大了注气端和析气端的压力梯度，使得滞留在孔裂隙中的CH4重新获了流动动力。 N2的注入相对来说降低了甲烷的分压，在N2分压的作用下，挤出一些吸附在煤基质中的甲烷，从而达到提高煤层气采收率的目的(图2)。

图2 氮气、甲烷分子运动示意图

2 注氮驱替增产技术应用

2.1 注氮增产设计思路

根据调研相关文献和前期实验研究结果，为保证措施效果，确定以下选井原则：

①注氮区域尽量选择原产量较高，目前产量递减严重的区域；

②井网较完善，适宜做井组注氮增产试验；

③注氮井远离断层，避免氮气通过断层大量进入煤层顶、底板岩层，浪费氮气；

④注氮区域应远离煤矿，避免氮气进入到巷道造成安全事故。

依据选井原则，结合实际生产、地面情况，选取樊庄区块中部HB-X1井组、HB-X2井组作为试验井区，开展注氮增产试验(图3)。

图3 注氮试验井井区地质构造图

所选井区煤层埋深较浅，在496～580m，煤层厚度分布稳定平均5.7m，煤层含气量整体较高，为19.7～26.2m3/t，煤层非均质性强，属低渗储层。孔隙以铸模孔为主，另见少量植物原生孔隙，部分孔隙被充填；裂隙多被粘土矿物充填，呈直交及斜交分布。3号煤层平均孔隙度2%、渗透率0.3mD，属低孔低渗储层。所选井区3号煤以泥岩、砂质泥岩为主，局部发育零星砂泥岩和砂岩，封盖性较好，利于煤层气保存。所选井区根据压裂井裂缝监测判断，该区水平最大主应力方位为北东向，但根据断层属性及开发井压裂窜通方位综合判断，认为试验区处于平衡应力区，发育复杂多向裂缝。

2.2 注氮增产参数设计

2.2.1 注氮参数应遵循的原则

(1)注氮压力大于煤层气储层的静水压力，同时小于煤层气储层破裂压力，保证将氮气压入煤层时煤层不发生破裂，氮气不会从注氮井沿压裂裂缝直接到达生产井。

(2)注氮压力尽可能大，保证从注氮井到生产井足够大的压力梯度，将氮气压入煤层原始微裂隙，使之在压力和氮气浓度梯度向煤基质块的微孔隙扩散。

(3)参考煤层气井压裂、排采的工程资料，确定注氮压力范围。

2.2.2 注氮压力确定

参考樊北区块单井3号煤注入压降测试报告(9口井)，地层原始储层压力2.42～5.04MPa，平均值为3.7MPa，破裂压力为9.46～17.54MPa，平均值13.3MPa，建议注入压力7～9MPa，注入试验期为6～12个月(表1、表2)。

表1 3号煤注入/压降试井分析结果

表2 3号煤层原地应力测试分析结果

2.2.3 注氮排量的确定

充分利用现有制氮设备排量；不对注气井区周围已建管网系统造成较大输气负荷。最终确定注氮排量为300～600m3/h左右。

2.2.4 注氮温度的确定

煤吸附甲烷的能力随温度升高而减低。当氮气温度大于煤层温度时，高压高温氮气将热量传导给煤层，增大煤层中甲烷分子的热动能。可充分利用氮气压缩机的排气温度。

3 现场应用

3.1 工程概况

现场以“两注十采、协同驱替”的方式，实现了国内首例煤层气多井组协同注氮驱替增产技术应用。

注气井周围小于300m的井采气井井口计量工艺安装在线氮气浓度检测仪。注气井周围大于300m井距的采气井，需利用便携式氮气浓度检测器定期进行氮气浓度检测(图4)。

自2018年10月15日起，HB-X1、HB-X2两口注气井注入压力随着累计注入气量的不断增长而逐渐升高，截止目前依然仅维持在0.9～1.2MPa左右，低于预期的10MPa；目前整体注入温度在 40～60℃范围内波动，注氮排量在300～350m3/h间波动(图5)。

图5 两口注氮井的注入排量及压力变化

3.2 应用效果

(1)10口采气井在进行注氮措施前，整体呈气量递减趋势，2015至2016年递减趋势较明显，初步预计如不进行增产措施，整体气量将掉至9000m3/d左右(图5)。

(2)注氮增产后2019年6月13日，X3井产出气体检测出含氮，说明地下沟通性良好，井组产气量也从递减趋势转为上升趋势，气量最高升至13000m3/d左右(图6)。

图6 10口注氮影响井产气变化

4 结论

煤层破裂压力以内，注入压力越高，驱替效果越好。HB-X2井注入压力2MPa，HB-X1井注入压力1.1MPa。生产趋势来看，HB-X2井区效果更明显，在以后施工过程中应尽量提高注入压力，提高措施效果。此外结合目前井区增产效果，继续优选合适井区推广实验，夯实老井稳产基础。根据樊庄中部井区的试验效果来看，注氮驱替增产效果已初步显现。下步继续优选合适区块井区，利用煤层气注氮驱替增产改造技术特点，针对各井参数差异，优化设计注氮驱替增产改造技术的各项工艺技术参数及方案有效地提高改造效果。