大寧煤礦煤層氣排采的增產(chǎn)技術(shù)措施

龐東林

(山西蘭花煤層氣有限公司，山西　晉城　048000)

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·技術(shù)經(jīng)驗(yàn)·

大寧煤礦煤層氣排采的增產(chǎn)技術(shù)措施

龐東林

(山西蘭花煤層氣有限公司，山西晉城048000)

我國煤層氣的地面開發(fā)在沁水煤田地區(qū)形成了規(guī)模，但是在實(shí)際開采中存在部分鉆井的產(chǎn)氣量較低、產(chǎn)氣持續(xù)時(shí)間較短等現(xiàn)象，影響了煤層氣開發(fā)的總體經(jīng)濟(jì)效益。本文通過對(duì)蘭花煤層氣有限公司在南上片區(qū)布置的61口直井的生產(chǎn)情況分析，結(jié)合鉆井產(chǎn)氣量與產(chǎn)水量的關(guān)系，得出鉆井產(chǎn)氣量低主要是由于鉆井位置布設(shè)不合理、壓裂不合格等原因造成的。因此，提出了優(yōu)化鉆井布設(shè)位置和采用二次水力壓裂、布置羽狀水平井、采用注N2增產(chǎn)的技術(shù)措施，為該公司新井布設(shè)、老井和低產(chǎn)井增產(chǎn)改造提供理論依據(jù)。

煤層氣；地面抽采；產(chǎn)氣量；產(chǎn)水量；羽狀水平井；直井壓裂；注N2

大寧煤礦位于晉城市陽城縣，沁水煤田南部，井田面積38.822 5 km2，主采3號(hào)煤層，地質(zhì)儲(chǔ)量233 Mt，可采儲(chǔ)量181 Mt. 礦井瓦斯儲(chǔ)量達(dá)132.14×108m3，可抽瓦斯量55.28×108m3，其中3號(hào)煤層瓦斯儲(chǔ)量為49.75億m3，可抽瓦斯量20.22億m3，礦井是瓦斯突出礦井。

大寧煤礦目前開采3號(hào)煤層，生產(chǎn)能力4.0 Mt/a，回采工作面最大絕對(duì)瓦斯涌出量為2.95 m3/min，掘進(jìn)工作面最大絕對(duì)瓦斯涌出量為0.55 m3/min，礦井最大絕對(duì)瓦斯涌出量6.58 m3/min，最大相對(duì)涌出量為3.48 m3/t.為了保障礦井的安全生產(chǎn)，同時(shí)充分利用不可再生資源，決定建立地面瓦斯抽放系統(tǒng)。

1　生產(chǎn)現(xiàn)狀

山西蘭花煤層氣有限公司具有大寧煤礦區(qū)域的瓦斯地面預(yù)抽放權(quán)，該公司選用直井開發(fā)技術(shù)，采用煤層氣開發(fā)最先進(jìn)的菱形井網(wǎng)布井，地形地貌復(fù)雜地區(qū)采用水平井開發(fā)技術(shù)，選擇多分支水平井、U型井、叢式井、洞穴井、徑向井、V型井等多種井型。擬建設(shè)抽放井219口(一期工程南上片區(qū)61口井，二期工程西河、演禮片區(qū)133口井，三期水平井工程全區(qū)25口井)，項(xiàng)目總投資76 178.55萬元，目前項(xiàng)目完成鉆井184口。其中，南上片區(qū)61口直井及1口水平井已處于正常生產(chǎn)階段。鉆井采氣量及個(gè)數(shù)統(tǒng)計(jì)見表1.

表1　南上片區(qū)的61口煤層氣排采井情況表

通過對(duì)以上數(shù)據(jù)分析，大部分鉆井采氣量在2 000 m3/d以下，產(chǎn)氣量在3 000 m3/d以上的鉆井僅有4口，4 000 m3/d以上的鉆井僅有1口，日產(chǎn)氣量低于500 m3/d的有5口井。

2　低產(chǎn)分析

本區(qū)煤層氣抽采通過地面鉆井方式，建立地面與煤層的溝通體系，通過“鉆井—壓裂—排水—降壓—采氣”的工序，抽采出儲(chǔ)藏在煤層中的煤層氣，井口計(jì)量后集輸至壓縮站或液化工廠處理利用[1].

2.1煤層氣排采工作制度

煤層氣抽采的關(guān)鍵工序是壓裂、排水、降壓3個(gè)階段，其中排水是影響鉆井產(chǎn)氣時(shí)間的關(guān)鍵因素，該礦的排采分為以下3個(gè)階段：

1) 準(zhǔn)備階段。

開抽后盡量保持井底流壓穩(wěn)定(無明顯下降趨勢，或下降趨勢不明顯)，進(jìn)入系統(tǒng)準(zhǔn)備階段。這段時(shí)間通過對(duì)井下與地面設(shè)備的磨合，了解煤層的含水情況，為下一步連續(xù)排水降壓打好基礎(chǔ)，此階段持續(xù)時(shí)間控制在不超過15天。

2) 排水階段。

進(jìn)入排水降壓階段后，由于這一階段壓力尚未達(dá)到煤層氣的臨界解吸壓力，可能會(huì)有少量游離煤層氣的出現(xiàn)，但井底基本上處于單相流的狀態(tài)，不會(huì)對(duì)井底液體流動(dòng)造成太大影響。排采制度日降50 kPa以內(nèi)，要防止井底壓力波動(dòng)過大，造成吐砂和吸出煤粉，破壞煤層間裂隙。

3) 提產(chǎn)階段。

此階段持續(xù)時(shí)間主要取決于提產(chǎn)速度、儲(chǔ)層響應(yīng)程度，持續(xù)時(shí)間大致在100天左右[2].

2.2部分鉆井產(chǎn)量低下的原因

通過對(duì)這61口煤層氣井產(chǎn)氣量的具體分析，發(fā)現(xiàn)具有以下特點(diǎn)：

1) 產(chǎn)氣量大的鉆井，產(chǎn)水量較小，多處于煤層底板較高的位置，或者處于斷層的下盤位置，排水與產(chǎn)氣量關(guān)系圖見圖1. 而產(chǎn)氣量較少的鉆井，排水量卻很大，有的鉆井排水量高達(dá)15 m3/d以上，大多位于煤層底板較低的位置和斷層的上盤處。

圖1　產(chǎn)氣量大的鉆井排水與產(chǎn)氣量關(guān)系圖

2) 對(duì)于產(chǎn)氣量小于1 200 m3/d的鉆井，大多靠近陷落柱或斷層，排采過程中產(chǎn)水量較大，單井產(chǎn)氣只有200～800 m3/d，低于平均1 500 m3/d以上的單井產(chǎn)氣量。排水與產(chǎn)氣量關(guān)系圖見圖2.

圖2　產(chǎn)氣量少的鉆井排水與產(chǎn)氣量關(guān)系圖

3) 有些鉆井，正常排采期較短，排采1年左右即出現(xiàn)衰竭現(xiàn)象，且產(chǎn)氣時(shí)間較短，排水時(shí)間較長，影響了鉆井的經(jīng)濟(jì)效益。

這類鉆井大多是由于第一次水力壓裂沒有形成穩(wěn)定的裂隙，或者是裂隙沒有得到有效的支撐，隨著煤層氣的排采，煤層裂隙逐漸變小、閉合，煤層的滲透率也隨之降低，最后導(dǎo)致鉆井產(chǎn)氣量下降。還有些鉆井是由于后期排采措施不當(dāng)或管理不當(dāng)，抽采壓力過大，煤粉產(chǎn)出嚴(yán)重，致使井筒附近煤層微孔隙、微裂縫堵塞，造成煤層氣單井產(chǎn)氣量逐步降低且無法恢復(fù)[3].

3　增產(chǎn)措施

3.1布設(shè)羽狀水平井

羽狀水平井最大的優(yōu)點(diǎn)是利用直井排水降壓，能夠?qū)Φ孛鏌o法布置鉆井的區(qū)域進(jìn)行抽采，提高單井產(chǎn)量，增加經(jīng)濟(jì)效益。

本區(qū)域內(nèi)的煤層氣鉆井間排距大多在200～400 m，由于本區(qū)內(nèi)煤層滲透性較差，為了增加對(duì)煤層氣的抽出率，提升直井的利用效率，提高煤層氣產(chǎn)量，可以在兩直井間布置羽狀水平井，利用羽狀水平井與壓裂造成的裂隙，開采煤層氣。

同時(shí)針對(duì)本區(qū)內(nèi)地表構(gòu)造復(fù)雜，不利于布置直井的地形條件，可以利用現(xiàn)有直井布置羽狀水平井，增大單井利用率，提高煤層氣的抽出率[4].

3.2直井壓裂增產(chǎn)技術(shù)措施

直井壓裂增產(chǎn)技術(shù)本質(zhì)上是向煤層內(nèi)注入高壓液體或氣體，人造煤層內(nèi)的裂隙，擴(kuò)展煤層氣運(yùn)移通道，增大煤層氣滲透率，提高鉆井的產(chǎn)氣量。

直井壓裂增產(chǎn)是目前最常用的一種增產(chǎn)措施，對(duì)于該公司前期產(chǎn)氣量大，產(chǎn)氣時(shí)間短的鉆井，可以采用這種措施增產(chǎn)。壓裂施工中所用壓裂液常見的有線性膠壓裂液、凍膠壓裂液、泡沫壓裂液、清水壓裂液、活性水壓裂液、黏彈性表面活性劑壓裂液等；還可以利用氣體壓裂，如N2.

清水、活性水和表面活性劑壓裂液雖然價(jià)格低，但其黏度低、攜沙能力差、失水量大、廢水處理量大；聚合物壓裂液黏度高、攜沙能力好、失水量小，但會(huì)堵塞煤層裂縫；泡沫壓裂液黏度高、攜沙能力強(qiáng)，而且容易返排，但成本較高。根據(jù)本礦煤層的特性，選擇清水作為壓裂液，可以降低壓裂成本，同時(shí)取得較好的效益[5].

支撐劑的選擇需要綜合考慮其粒徑和強(qiáng)度的關(guān)系。若選擇大粒徑支撐劑，則其強(qiáng)度較低，破碎敏感性增強(qiáng)，若選擇小粒徑支撐劑則容易引起儲(chǔ)層堵塞，使煤層滲透率降低[6]. 根據(jù)本區(qū)的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，選擇石英中砂(0.45～0.9 mm)作為支撐劑。

3.3注氣開采煤層氣增產(chǎn)

注氣增產(chǎn)是煤層氣增產(chǎn)的一種新技術(shù)，常見的是向煤層中注高溫高壓N2. N2增產(chǎn)主要原因有以下4點(diǎn)：1) 高溫N2能夠促使CH4解吸。注入煤層的N2降低了煤塊內(nèi)CH4分壓力，促使CH4解吸。2) 注入高壓N2增大了煤層的割理/裂隙，有利于一次解吸后的CH4從煤基質(zhì)塊內(nèi)微孔隙向割理/裂隙空間擴(kuò)散，促進(jìn)二次解吸。3) N2擠占煤基質(zhì)型孔隙表面的位置，“剝離”CH4，促使CH4解吸。4) N2和CH4之間的存在競爭吸附，促使CH4解吸，進(jìn)而提高煤層氣的抽采量。

我國目前還沒有利用注氣增產(chǎn)的實(shí)例，美國能源公司在圣胡安盆地采用注氮增產(chǎn)技術(shù)，通過對(duì)12口鉆井注氮，注氮期間產(chǎn)量增長迅速，產(chǎn)氣量增長5倍多，暫停注氮期間，產(chǎn)氣量下降明顯，但是，仍然是注氮之前產(chǎn)量的2～3倍. 山西蘭花煤層氣有限公司也可以借鑒美國的成功經(jīng)驗(yàn)，在本區(qū)采用注氮增產(chǎn)技術(shù)，提高產(chǎn)量[7].

4　結(jié)　論

本區(qū)煤層具有“高儲(chǔ)低滲”的特性，且大多分布在山谷之間，煤層的滲透率低于5×10-15m2，目前采用的是直井開采技術(shù)，存在抽采率較低，經(jīng)濟(jì)效益差等缺點(diǎn)。因此，在煤層氣鉆井前期設(shè)計(jì)中，應(yīng)摸清本區(qū)內(nèi)的地質(zhì)構(gòu)造情況、水文地質(zhì)情況、煤層與頂?shù)装搴畬拥穆?lián)系情況，選擇恰當(dāng)?shù)你@井位置；在日常生產(chǎn)中，應(yīng)當(dāng)合理安排排采進(jìn)度，調(diào)整排采組合方式，建立合理的工作制度。針對(duì)本區(qū)內(nèi)煤層氣產(chǎn)量少，產(chǎn)氣時(shí)間短的鉆井，該公司可以采用二次水力壓裂、布置羽狀水平井和注N2增產(chǎn)的技術(shù)措施，提高單井產(chǎn)量，取得顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

[1]孫可明，梁冰，潘一山.流固耦合作用下注氣開采煤層氣增產(chǎn)規(guī)律研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2006，6(7)：802-806.

[2]郭大立，貢玉軍，李曙光，等.煤層氣排采工藝技術(shù)研究和展望[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2012,34(2)：95-98.

[3]張義，鮮保安，孫粉錦，等.煤層氣低產(chǎn)井低產(chǎn)原因及增產(chǎn)改造技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2010，30(6)：56-59.

[4]張聰，李夢溪，王立龍，等.沁水盆地南部樊莊區(qū)塊煤層氣井增產(chǎn)措施與實(shí)踐[J].天然氣工業(yè)，2011,31(11)：26-29.

[5]倪小明，胡海洋，曹運(yùn)興，等.煤層氣直井提產(chǎn)階段合理壓降速[J].河南理工大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2015,34(6):759-763.

[6]蘇洲.煤層氣直井水力波及壓裂可行性論證[D].成都:西南石油大學(xué)碩士論文,2015.

[7]羅陶濤.沁水盆地煤巖儲(chǔ)層特征及壓裂增產(chǎn)措施研究[D].成都:成都理工大學(xué)博士學(xué)位論文,2010.

Increase Output Technical Measures of Draining and Collection for CBM in Da’ning Coal Mine

PANG Donglin

The ground development of coalbed methane in Qinshui coalfield has been formed the scale, but part of the drilling existing phenomenon in actual mining such as low gas production and short continued time of the gas production. The overall economic development of coalbed methane is affected. Through the analysis of production situation of 61 straight wells which designs in south area of orchid coalbed methane Co., Ltd., combines with the relationship of drilling gas production and water yield, obtains that drilling low quantity of gas production is mainly due to the unreasonable drilling position layout and unqualified fracturing and so on. So puts forward the technical measures such as optimizing drilling installation position and adopting second hydraulic fracturing, arrangement of pinnate horizontal wells, injecting nitrogen to increase production. It provides a theoretical basis for arrangement of new wells and increase production of old wells and low producing well.

Coalbed methane; Ground extraction; Gas production; Water yield; Pinnate horizontal well; Vertical well fracturing; Injecting nitrogen

2016-05-23

龐東林(1962—)，男，山西澤州人，2014年畢業(yè)于河南理工大學(xué)，工程師，主要從事煤礦、煤層氣管理工作

(E-mail)841600247@qq.com

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1672-0652(2016)06-0013-03