蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式

蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式

王维旭;王希友;蒋佩;贺满江;李君军;彭丽莎

【摘要】煤层气井的产出机理决定了其生产方式必须通过排水降压,排采是煤层气开发中十分重要的环节.四川盆地蜀南地区煤岩具有高煤阶、高临界解吸压力、低

渗透的特征,规模效益开发面临着巨大的挑战,先进的排采技术与智能精细化管控模

式是实现该区域煤层气规模、经济开发的保障.中国石油浙江油田公司在蜀南地区

从事煤层气开发近五年,通过引入排采规律指导下的智能排采专用设备,落实煤层气“连续、稳定、缓慢、长期”的排采原则和精细化排采技术路线,针对煤储层特点

及煤层气井生产规律,精细划分为排水降压期-憋压期-控压提产期-稳产期-产量递减期等5个排采阶段,系统分析各阶段生产特征及排采风险,总结出了“五分技术攻关、三分管理创新、两份多专业融合”的煤层气管控模式,制定出合理的排采制度和管

控办法,并依托智能化设备,实现了精细排采管控,从而降低了储层伤害、提高了单井产量、提升了管理效率、促进了该区煤层气的高效开发.

【期刊名称】《天然气勘探与开发》

【年(卷),期】2017(040)001

【总页数】5页(P83-87)

【关键词】四川盆地;蜀南地区;煤层气;高煤阶;智能排采;精细管控

【作者】王维旭;王希友;蒋佩;贺满江;李君军;彭丽莎

【作者单位】中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司;中国石油浙江油田公司

【正文语种】中文

煤层气特殊的赋存机理，决定其开采需要通过抽排煤层及邻近水层中的地下水来降低储层压力，从而达到产气条件，其生产过程包括降压、解吸、扩散、渗流多个阶段，具有初期产气量低、生产周期长的特点。影响气井产能的主要因素包括储层地质条件、压裂改造效果和排采技术，排采技术作为发挥气井最大产能的生产保障，在煤层气开采过程中起着重要作用。我国煤层渗透率普遍较低，应力敏感性强，合理的排采制度和智能精细化管控是保证煤层气井排采成功的关键因素[1]。四川盆

地蜀南地区煤层气具有典型的高煤阶特征，相比于其他类似气田，具有含气量高、含气饱和度高、解吸压力高、渗透率低的特点。高煤阶煤层的开发难点是缺乏成熟的排采技术可以借鉴，如何通过技术攻关、管理创新、形成独具特色的高阶煤层气排采技术路线和原则，是保证其“高速、效益”开发的核心。中国石油浙江油田公司通过近5年的开发生产实践，总结出了“五三二”的煤层气开发管控模式，即：五分技术攻关、三分管理创新、两分多专业融合。该管理模式保障了气井高产稳产，大幅降低了生产成本，有效推动本区域煤层气低成本高效益开发。

蜀南地区位于四川盆地南缘、云贵高原北麓川滇两省结合部，煤层气资源丰富，区内主力煤层构造稳定，埋藏适中，地质保存条件较好。煤岩演化程度高，镜质体反射率介于2.6%～3.5%，为高阶无烟煤。煤层层数多、单层厚度薄。煤岩吸附气体能力强，平均含气量约15 m3/t，含气饱和度介于53%～94%，含气饱和度较高，区域气井的临界解吸压力普遍较高，地解压差小，临储比在0.5～1.0之间，有利

于气体解吸产出。但储层平均孔隙度仅4.5%，渗透率介于0.02～0.18 mD，属低孔、低渗透煤层，远低于我国煤储层的平均渗透率，不利于本地区煤层气开发。

目前区内生产井数328口，产气量21.9×104m3/d，产气量超过1 000 m3/d的井有77口，大部分井仍处于控压提产阶段，生产潜力良好。

煤储层在排采过程中受有效应力效应和基质收缩效应共同影响，渗透率处于动态变

化中（图1）。在排采初期，渗透率随有效应力增加而逐渐减小，随着煤层气解吸产出，煤基质的收缩会增大煤岩渗透率[5]。

减小储层渗透率的最大降低幅度, 缩短渗透率降低时间, 加快储层渗透率恢复速度, 以及提高储层渗透率的恢复程度, 对于提高煤层气单井产量至关重要。蜀南地区煤岩渗透率低，应力敏感性强，在排采过程中，应根据渗透率变化规律，合理优化排采强度。

针对蜀南地区煤层高煤阶、高临界解吸压力、低渗透率的地质特征，通过与国内其他煤层气田地质、生产特征对比分析，总结制订了蜀南地区煤层气排采技术及原则。1）煤岩含气量大、吸附饱和度较高，气体易较早地解吸，使得排水降压阶段时间过短，从而导致压降漏斗扩散范围有限，影响降压面积及最终采收率。应在排水降压期尽量减小排采强度，同时，结合经济效益，进行排采制度优化。

2）储层渗透率低，应力敏感性强，排采强度过大易引起煤层激动，使裂隙产生闭合效应[2]，在排采过程中坚持“连续、平稳、缓慢、长期”降压的原则，依托智

能排采设备，实现对井底流压为核心的精细化控制，避免流压降幅过大或波动造成储层伤害[3]。

煤层气井的生产管理，需要针对煤储层特点及煤层气井生产过程的不同阶段, 有目的地制订合理的生产制度，在避免煤层受到二次伤害的前提下，合理提高单井产量，有意识地扩大单井压降扩散范围，从而实现单井和气田的长期稳定高产[4]。

根据煤层气井生产特征，从投产到生产结束可依次分为5个阶段[7-8]：依次为排

水降压期、憋压期、控压提产期、稳产期和产量递减期（图2）。

3.1 排水降压期

此阶段为单相水流阶段。随着生产压差的增大，地层供液能力逐步增加，产水量增加，同时，受有效应力作用，储层渗透率呈指数降低，极易造成储层伤害。因此，此阶段应让地层尽可能多出水，扩大压降漏斗面积，又应防止排采强度过大或排采

中断，导致储层应力敏感伤害[9-10]。

通过分析产水速率与排采强度的关系（图3），发现随着排采强度的逐步增加，产水速率先呈线性增长关系，但当排采强度增加到某个值后，出现一个拐点，拐点之后的产水量增长变缓甚至下降，该拐点对应的排采强度称为临界排采强度。该拐点反映出当排采强度过大时，储层受到伤害，渗透率进一步降低。在单相水流阶段可通过产水速率与排采强度的关系曲线确定最大排采强度。

3.2 憋压期

此阶段为气水两相流初期，仅近井地带煤层开始解吸，地层供气能力弱，难以维持稳定气流。应稳定井底流压，保持产水量，尽可能多地排出煤层中的水，扩大降压解吸面积，憋压至一定值后放气，便于对放气量进行精细控制。

放气速度过快会造成井底流压突降，近井地带有效应力增加，渗透率降低，同时气水两相流速增加，携灰能力增强，一旦停抽，易造成地层堵塞或卡泵现象。若放气速度超过地层供气能力，气流不稳定，放气后产气量快速下降。因此放气过程中必须控制套压降落速度。

3.3 控压提产期

随着压降漏斗扩展、加深，气相渗透率逐渐升高，水相渗透率逐渐降低。此阶段应控制井底流压降幅，使地面产气量与地下供气量相匹配，促进面积降压形成。采取逐步平稳提高产气量的方式，避免产气量出现大幅波动，根据流压降幅与产气量、产水量的关系，优化排采强度，不断改善地层渗透率，促进产气量提升。

为探寻气井最合理的稳产气量，保证产气速度与采气速度相匹配，细化提产对策，在不同流压区间、不同流压日降幅下，采取下调气量、稳产、小幅度线性提产3种方式实时动态调整产量，确保调整后气量下的流压降幅在规定范围内，实现气井“高产、稳产”开发（图4）。

3.4 稳产期