高煤階煤層氣井單相流段流壓精細控制方法
——以沁水盆地樊莊—鄭莊區塊為例

胡秋嘉 賈慧敏 祁空軍 樊 彬 于家盛 劉春春 謝琳璘 張 慶 何 軍

1. 中國石油華北油田公司山西煤層氣勘探開發分公司 2. 中國石油華北油田公司第三采油廠

0 引言

煤層氣井排采以井底流壓為核心[1]，如果井底流壓日降壓幅度過大，則會造成儲層應力激動，煤儲層的強應力敏感性會導致儲層滲透率降低[2-3]，不利于壓降漏斗進一步有效擴展；如果降壓速度過小，則排水效率降低，使產氣時間推遲，增加了前期開發成本。煤巖孔隙結構復雜[4-5]，在投產前，需要先確定合理的日降壓幅度[6-7]，然后通過流壓精細控制使氣井排采嚴格按照合理的日降壓幅度執行。

許多學者就煤層氣井流壓精細控制開展了研究，劉世奇等[8]提出了排采液面—套壓協同管控的排采控制方法，倪小明等[9]提出了合理放氣壓力的計算方法，張永平等[10]建立了排采初期井底流壓動態模型，傅雪海等[11]研究了多層合采井井底流壓控制方法，但上述方法都是依靠經驗進行人工控制，操作難度大，對人的勞動強度和技能要求較高。石惠寧等[12]、陳秀萍等[13]提出了煤層氣井智能排采控制技術，大大降低了人工勞動強度，提高了流壓控制精度，但其方法主要根據流壓的升降速度及變化趨勢來調節抽油機沖次，而未考慮煤層供水量變化的影響，對流壓規律性變化不能形成預判，導致抽油機沖次調節有效性差，調節頻繁且容易造成流壓波動，使儲層受到傷害。為此，通過研究煤層氣井處于單相流段時煤層的產水規律，以及煤層氣井抽油機系統的排水規律，確定了井底流壓的精細控制方法，并在現場進行了應用。應用效果表明，該方法實現了煤層氣井處于單相流段時井底流壓的精細控制，對實現煤層氣井的高產具有指導作用。

1 研究區概述

樊莊—鄭莊區塊位于沁水盆地東南部，主力煤層氣層為二疊系山西組3號煤層，最大鏡質組反射率（Ro）介于3.1%～3.9%，平均為3.6%，屬高煤階。3號煤層在全區發育穩定，厚度介于5～7 m，平均為6 m，通常在底部發育一層厚約0.5 m的夾矸。區內構造較復雜，局部褶曲、斷層較發育，埋深介于300～1 100 m，含氣量整體較高，介于14～30 m3/t，平均為20 m3/t，受構造、水動力條件等影響，局部存在低值區。氣井試井滲透率普遍低于1 mD，平均為0.27 mD，屬于低滲透儲層。樊莊—鄭莊區塊2006年開始規模建產，煤層氣井的日產氣量介于100～20 000 m3，平均日產氣量在1 000 m3以上，日產水量介于0.1～70.0 m3，平均日產水量在0.8 m3左右。

2 基于煤層產水規律的井底流壓控制方法理論推導

2.1 單相流段煤層產水規律

煤層氣解吸前儲層中單相水的流動遵循無限大地層的徑向滲流，此階段煤儲層向井筒的供水量由式（1）計算得到[14]：

式中qw表示產液量，m3/d；kw表示液相滲透率，mD；h表示煤層厚度，m；μw表示液相黏度，mPa·s；Bw表示液相體積系數，m3/m3；re表示有效供給半徑，m；rw表示井筒半徑，m；S表示表皮系數，無因次；pe表示邊界供給壓力，MPa；pwf表示井底流壓，MPa。

由式（1）可知，對于一口煤層氣井而言，在單相流段日產水量與井底流壓成反比，即隨著井底流壓的降低，日產水量線性增加。統計研究區內不同區塊煤層氣井在單相流段的日產水量與井底流壓，可見4個區塊的煤層氣井在單相流段日產水量均隨井底流壓的降低而增加，且呈較好的線性關系，不同區塊儲層物性的差異導致趨勢線斜率存在差異（圖1）。

圖1 不同區塊煤層氣井日產水量與井底流壓散點圖

2.2 單相流段抽油機系統排水規律

抽油機系統日排水量計算式為：

式中qp表示抽油機系統日排水量，m3；η表示抽油機排量系數，無因次；r表示抽油泵泵筒內半徑，mm；S表示抽油機系統沖程，m；n表示抽油機沖次，次/min。

對于一口排采井而言，泵筒內半徑和抽油機沖程為定值。新井投產一般采用新抽油泵，磨損程度小，而且在單相流段，產水量大，煤粉較少，對泵效影響較小[15]。統計研究區不同區塊新投產井抽油機系統的理論排水量與實際排水量，兩者呈明顯的線性關系，排量系數為0.888（圖2）。由此，根據式（2）可以認為煤層氣井在單相流段抽油機系統日排水量與抽油機沖次成正比，且4個區塊的煤層氣井抽油機系統實際日排水量與沖次也呈明顯的正相關關系（圖 3）。

圖2 新投產井抽油機系統理論日排水量與實際日排水量散點圖

圖3 新投產井抽油機系統抽油機沖次與實際日排水量散點圖

2.3 考慮煤層產水規律的井底流壓精細控制方法

在單相流段，要求煤層氣井以恒速降壓的方式進行排采，則累積排采時間的表達式為：

式中t表示累計排采時間， d； c表示降壓速度，MPa /d。

由于煤層氣井在起抽時井筒中存在較高的液面，要使井底流壓以恒定日降壓幅度下降，必須使抽油機系統日排水量等于煤層向井筒的日供水量與日降壓幅度恒定時每天需排出的井筒儲集液量之和，如式（4）所示：

式中qc表示日降壓幅度恒定時，每天需排出的井筒儲集液量，m3。

由于煤層氣井井斜角較小，井底流壓恒速下降時井筒中液面也恒速下降，且井眼半徑基本固定，因此qc可考慮為定值。由式（5）可知，在單相流段，若使抽油機沖次隨著累積排采時間的增加線性增加，且使趨勢線斜率的數值為截距的數值為就可以保證實際日降壓幅度等于合理日降壓幅度。因此，斜率和截距的準確確定是井底流壓精細控制的關鍵。

由前述推導可得趨勢線斜率的計算式為：

截距的計算式為：

由于涉及到的儲層基本參數較多，且煤儲層非均質性極強，很難通過式（6）、（7）計算得到相應的斜率值和截距值，在此通過單井的現場排采試驗來獲取。

3 流壓精細控制方法

3.1 單井合理日降壓幅度的確定

新井投產后，通過地質研究及理論計算確定氣井的合理日降壓幅度，該參數是煤層氣井進行排采控制的關鍵參數。煤層氣井經過大規模水力壓裂后井底流壓往往高于原始儲層壓力，此時，井底流壓的日降壓幅度僅對井筒周圍壓裂波及范圍內的裂縫滲透率有影響，而對儲層原始基質滲透率沒有影響，可以適當快速降壓；而井底流壓在儲層壓力與解吸壓力之間時，需針對不同儲層的物性特征及其應力敏感性特征通過模擬計算確定差異化的日降壓幅度[6,13]。對樊莊—鄭莊區塊而言，井底流壓高于儲層壓力時，合理日降壓幅度一般為0.1 MPa；井底流壓在儲層壓力和解吸壓力之間時，若煤儲層滲透率大于0.5 mD，合理日降壓幅度為0.05 MPa，若煤儲層滲透率介于0.1～0.5 mD，合理日降壓幅度為0.03 MPa，若煤儲層滲透率小于0.1 mD，合理日降壓幅度為0.02 MPa。

3.2 現場試驗確定和

對于不同氣井，由于煤層產水規律、抽油機系統排水規律和井筒儲集液量存在差異，均有差異，要使氣井實際日降壓幅度達到合理日降壓幅度，每口井都需要通過現場試驗確定其數值，具體步驟如下。

步驟1：以最小沖次啟動抽油機，8 h后計算該沖次下的日降壓幅度，如果小于合理日降壓幅度，則繼續增加抽油機沖次（增加幅度一般不超過10%），重復上述步驟，直至日降壓幅度達到合理日降壓幅度。在地質條件和排采設備相似的情況下，可以借鑒鄰井達到相同合理日降壓幅度所需要的抽油機沖次，將抽油機沖次調至鄰井抽油機沖次的80%，然后再小幅微調，這樣一般在24 h內可以獲得使日降壓幅度達到合理日降壓幅度的抽油機沖次，大大縮短摸索時間。

步驟3：由式（5）可知，在直角坐標中，以累積生產時間為橫坐標，抽油機沖次為縱坐標，對（t1，n1）、（t2，n2）、（t3，n3）和（t4，n4）四個點進行線性回歸得到趨勢線的斜率和截距，該斜率即為式（5）中的截距即為式（5）中的由于步驟1可在24 h內完成，重復4次一般需要3～4 d，即每口新井投產后需要3～4 d的現場試驗時間，就可以獲得較為準確的值。

3.3 合理沖次的確定

步驟2：將煤層氣井抽油機沖次調整為ni，把日降壓幅度與合理日降壓幅度進行對比，再對抽油機沖次進行微調，使日降壓幅度與合理日降壓幅度完全一致。

步驟3：每隔12 h，根據式（5）計算得到一個合理的抽油機沖次，再據此調節抽油機沖次，直至煤層氣開始解吸。

本文提供的井底流壓控制方法是在研究單相流段（即煤層氣解吸前）煤層氣井產水規律和抽油機系統排水規律的基礎上推導而來，因此對于處于單相流段、采用抽油機系統排采的煤層氣井均可應用本文提出的方法，即使對于排采中斷后重新開始排水降壓的井也適用，但是對于已經解吸后流壓重新回升至解吸壓力以上的井則適用性較差。

4 現場應用及其效果

2-1井于2018年1月29日投產，通過地質及排采分析確定其合理日降壓幅度為0.05 MPa。以最小沖次0.2 次/min起井，8 h后計算該沖次下的日降壓幅度為0.01 MPa，小于0.05 MPa，繼續增加抽油機沖次，每隔8 h重復上述步驟，直至第5天（2月2日），抽油機沖次為0.57 次/min時，實際日降壓幅度達到0.05 MPa；重復上述步驟，至第6天（2月3日），抽油機沖次為0.60 次/min時，實際日降壓幅度達到0.05 MPa；重復上述步驟，至第7天（2月4日），抽油機沖次為0.62 次/min時，實際日降壓幅度達到0.05 MPa；重復上述步驟，至第9天（2月6日），抽油機沖次為0.67次/min時，實際日降壓幅度達到0.05 MPa。在直角坐標中，以累積生產時間為橫坐標，抽油機沖次為縱坐標，作（5，0.57）、（6，0.60）、（7，0.62）和（9，0.67）等4個點的散點圖（圖4），然后通過線性回歸得到趨勢線斜率為0.024，截距為0.451，代入式（5）得到：

圖4 2-1井累積生產時間與抽油機沖次散點圖

在單相流段，根據式（8），每隔12 h，利用不同的累積生產時間（ti）計算得到相應的抽油機合理沖次（ni）。預測第10天時抽油機合理沖次應為0.691 次/min，將抽油機沖次調節至0.69 次/min，由第10天的壓力數據（圖5）計算得到該井日降壓幅度為0.05 MPa；同樣，預測第13天時抽油機合理沖次應為0.763次/min，將抽油機沖次調節至0.76次/min，由第13天的壓力數據（圖5）計算得到該井日降壓幅度為0.05 MPa。如圖5所示，根據式（8）進行沖次預測和調節，能使日降壓幅度等于合理日降壓幅度，應用該方法可準確指導沖次的調節從而實現流壓的精細控制。

圖5 2-1井流壓精細控制曲線圖

5 結論

1）煤層氣井在單相流段日產水量與井底流壓成反比，隨著井底流壓的降低，日產水量呈線性增加，其斜率大小由于儲層物性存在差異而不同。

2）研究區新投產井的理論排水量與實際排水量呈線性關系，排量系數為0.888，單相流段煤層氣井抽油機系統日排水量與抽油機沖次成正比。

3）通過現場試驗方法確定合理日降壓幅度下抽油機沖次與累積生產時間趨勢線的斜率和截距，在氣井排采時使抽油機沖次隨著累積生產時間的增加嚴格按該斜率線性增加，就可以保證實際日降壓幅度等于合理日降壓幅度。

4）對于處于單相流段、采用抽油機系統排采的煤層氣井均可應用該流壓精細控制方法，即使對于排采中斷后重新開始排水降壓的井也適用，但是對于已經解吸后流壓重新回升至解吸壓力以上的井則適用性較差。

（修改回稿日期 2018-07-09 編 輯 孔 玲）

山西成為國內煤層氣產業發展的引領者

2018年8月8日，晉煤集團所屬柳林縣石西煤層氣區塊1號勘探井點火成功。這是山西省2017年首批公開出讓的10個煤層氣勘探區塊中，首個勘查施工點火的區塊。作為國家和山西省煤層氣開發重點區塊，此次點火標志著山西省煤層氣勘探開發取得重大突破。

2018年8月22日，陽煤集團神堂嘴煤層氣電站余熱發電項目正式并網發電。該項目利用煤層氣電站機組煙氣余熱發電，年發電效益在1 000萬元以上，降本增效效果明顯，既達到了節能減排目的，又提高了能源利用率。

近年來，山西省煤層氣產業發展迅速，開發利用規模穩步增長。2017年，煤層氣及煤礦瓦斯抽采量為120×108m3，其中煤層氣抽采量為56×108m3，利用50×108m3；瓦斯抽采量為64×108m3，利用25×108m3。

沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣產業化基地初步建成，形成了陽泉、晉城、西山、柳林、潞安等5個年瓦斯抽采量超過1×108m3的礦區。榆社—武鄉煤層氣頁巖氣調查項目取得重大突破，預測資源總量超過5 000×108m3，屬超大型氣田，具備建設大型煤層氣產業基地的資源基礎。管道沿線地區供氣保障能力不斷增強，現已形成貫穿全省的“三縱十一橫”煤層氣（天然氣）輸氣管網系統。截至2017年底，全省輸氣管道總長已達8 000 km，實現了全省11個設區市全覆蓋，110余個縣和部分重點鎮實現管網全覆蓋，燃氣使用人口達到2 000萬人。

據了解，山西省煤層氣產業鏈已趨于完整，基本形成了包括煤層氣勘探開發，煤礦井下抽采，工程技術服務，煤層氣壓縮、液化、管輸，煤層氣物流，燃氣發電和瓦斯發電，氧化鋁以及煤層氣裝備制造等在內的相關產業鏈，成為我國煤層氣產業發展的排頭兵和引領者。

（天工 摘編自中國能源網）