沁南潘河煤層氣田生產(chǎn)特征及其控制因素

摘 要

摘要：沁水盆地南部潘河煤層氣田具有煤級高、產(chǎn)水量少、煤粉多、產(chǎn)氣量高等特征，研究其排采規(guī)律，建立適合該氣田特征的排采理論，已成為當(dāng)務(wù)之急。遵循吸附解吸滲流、排水降壓產(chǎn)氣
摘要：沁水盆地南部潘河煤層氣田具有煤級高、產(chǎn)水量少、煤粉多、產(chǎn)氣量高等特征，研究其排采規(guī)律，建立適合該氣田特征的排采理論，已成為當(dāng)務(wù)之急。遵循吸附解吸滲流、排水降壓產(chǎn)氣的煤層氣基本理論，以潘河先導(dǎo)性試驗(yàn)井的排采數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對不同生產(chǎn)階段的生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，全面研究該煤層氣田煤層氣井產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、壓力變化特征及其控制因素。結(jié)果表明：潘河煤層氣田單井產(chǎn)氣量高，多數(shù)井的產(chǎn)水量幾乎為零，氣井保持較高的井底流動壓力，煤層氣井具有良好的持續(xù)穩(wěn)定的產(chǎn)氣能力；在原煤層氣生產(chǎn)劃分的單相流、非飽和單相流動和兩相流動3個階段之后增加了飽和氣體單相流階段；達(dá)到單相飽和氣體產(chǎn)出階段時間(只產(chǎn)氣不產(chǎn)水)一般需1～2年，開始進(jìn)入產(chǎn)氣高峰需要2～3年；向斜部位煤層氣氣井不僅產(chǎn)氣量偏高，同時也大量產(chǎn)水，這對井網(wǎng)整體降壓具有顯著的貢獻(xiàn)作用；煤層氣井的鉆井完井、增產(chǎn)壓裂技術(shù)和排呆技術(shù)對煤層氣生產(chǎn)也有影響，氮?dú)馀菽瓑毫丫蹬艜r間短，壓后快速產(chǎn)氣并能保持穩(wěn)定高產(chǎn)。
關(guān)鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；排采；生產(chǎn)特征；影響因素；控制因素
    沁水盆地南部(以下簡稱沁南)潘河煤層氣田為無煙煤煤層氣田，研究其煤層氣排采規(guī)律，建立適合沁南煤層氣田特征的排采制度，實(shí)現(xiàn)具有經(jīng)濟(jì)效益的高效開采已經(jīng)成為當(dāng)務(wù)之急。筆者依托中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司實(shí)施的“沁南煤層氣開發(fā)利用高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程”，以潘河先導(dǎo)性試驗(yàn)井的排采數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對不同生產(chǎn)階段的生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，全面研究了沁南潘河煤層氣田煤層氣井產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、壓力變化特征及其控制因素。
1 潘河煤層氣田的生產(chǎn)特征
    根據(jù)煤層氣井氣水產(chǎn)出狀態(tài)和排采工作制度，劃分為單向流生產(chǎn)階段(單相排水階段)、兩相流一單相產(chǎn)氣階段(工作制度調(diào)整到穩(wěn)定生產(chǎn)階段)和當(dāng)前生產(chǎn)現(xiàn)狀(2009年12月)這3個排采階段。
1.1 產(chǎn)水量及其變化規(guī)律
    單相排水階段產(chǎn)水量是指從排采至開始產(chǎn)氣(100m3以上)時段，潘河煤層氣田所有井在開始產(chǎn)氣時水量在1.3～48.6m3/d，初始產(chǎn)水在15m3/d以上的井僅占總井?dāng)?shù)的25%，平均初始日產(chǎn)水量為9.0m3。
    兩相流階段和穩(wěn)定生產(chǎn)階段產(chǎn)水量是指從開始產(chǎn)氣后經(jīng)過工作制度調(diào)整到穩(wěn)定生產(chǎn)階段。日產(chǎn)水范圍介于0.1～35.3m3，全區(qū)平均階段日產(chǎn)水量為2.2m3。
    當(dāng)前生產(chǎn)階段是指2009年12月份的生產(chǎn)時間。40口井經(jīng)過4年排采，部分小于1.0m3/d，其中不產(chǎn)水，只產(chǎn)氣，占58%，只有1口井(PH45-03)一直保持高的產(chǎn)水量，日產(chǎn)量達(dá)到39m3。
1.2 產(chǎn)氣量及其變化規(guī)律
    兩相流一單相產(chǎn)氣初期(即前期工作制度調(diào)整階段)，日產(chǎn)氣量介于328～4758m3，日產(chǎn)氣量介于1000～2000m3的井占總井?dāng)?shù)的一半，平均階段日產(chǎn)氣量為1621m3。
    兩相流一單相產(chǎn)氣階段中的穩(wěn)定生產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量介于767～8826m3，主要分布在2000～4000m3，日產(chǎn)氣量小于1000m3的井?dāng)?shù)僅1口，日產(chǎn)氣量大于4000m3的井占總井?dāng)?shù)近1/3，平均階段日產(chǎn)氣量為3405m3。
    當(dāng)前生產(chǎn)階段(指2009年12月份的生產(chǎn)時間)，日產(chǎn)氣量介于1218～9952m3，主要分布在2000～5000m3，占總井?dāng)?shù)一半；日產(chǎn)氣量小于2000m3的井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的10%；日產(chǎn)氣量大于5000m3的占總井?dāng)?shù)的41%，平均階段日產(chǎn)氣量為4801m3。
    隨著生產(chǎn)井的井?dāng)?shù)的增加和生產(chǎn)天數(shù)的增長，儲層壓降漏斗不斷擴(kuò)大，產(chǎn)氣量發(fā)生持續(xù)不斷地上升。如圖1所示，先導(dǎo)性試驗(yàn)井從2005年5月開始陸續(xù)投產(chǎn)，到當(dāng)年底40口井全部投產(chǎn)，產(chǎn)量處于上升過程；之后井?dāng)?shù)沒有增加，通過不斷調(diào)整工作制度，摸索煤層氣排采規(guī)律，持續(xù)了2年的產(chǎn)量上升期。從2007年8月到2009年4月，保持一個穩(wěn)定生產(chǎn)階段。2008年2月二期新井開始投產(chǎn)，到2009年新井的投產(chǎn)和更大范圍的排水降壓，對前期先導(dǎo)性試驗(yàn)井產(chǎn)生明顯的影響，單井產(chǎn)量和總產(chǎn)量又躍上一個新的臺階。

   本區(qū)煤層氣井開始見氣時間總體較短。從排采至開始出氣的見氣時間范圍在2～649d之間。見氣時間一般在20d以內(nèi)，占總井?dāng)?shù)的49%；見氣時間在5d以內(nèi)的井占總井?dāng)?shù)的11%；見氣時間大于100d以上的井占26%，最長的649d(PH56-10井)。
   這些數(shù)據(jù)表明，氣田煤層氣井開始產(chǎn)氣時間較短，一般在20～100d，達(dá)到單相飽和氣體階段時間(只產(chǎn)氣不產(chǎn)水)需要1～2年，最長需要近4年；開始進(jìn)入產(chǎn)氣高峰需要2～3年排采時間，最長的需要4年進(jìn)入產(chǎn)氣高峰，之后進(jìn)入穩(wěn)定產(chǎn)氣階段。
1.3 井底儲層流動壓力
   潘河煤層氣田氣井井底流壓總體較高。從排采至開始出氣的初始井底流壓范圍在0.88～4.21MPa，全區(qū)平均初始流壓為2.22MPa。
    穩(wěn)定生產(chǎn)階段井底流壓范圍在0.53～3.12MPa，全區(qū)平均為1.57MPa。
2 潘河煤層氣田生產(chǎn)影響因素分析
2.1 煤層氣產(chǎn)出規(guī)律和4個產(chǎn)生階段的劃分
    R.A.Koenning等(1985年)建立了經(jīng)典的3個階段煤層甲烷產(chǎn)出機(jī)理。通過近4年先導(dǎo)性試驗(yàn)，潘河煤層氣產(chǎn)出規(guī)律不僅具有經(jīng)典的煤層氣3個煤層氣生產(chǎn)階段(即單相流、非飽和單相流動和兩相流動)，而且在短時間內(nèi)超越經(jīng)典的3個煤層氣生產(chǎn)階段達(dá)到了飽和氣體單相流階段。因此，潘河無煙煤地區(qū)煤層氣生產(chǎn)具有4個生產(chǎn)階段，這是本區(qū)煤層氣生產(chǎn)的一個顯著特點(diǎn)和規(guī)律。
   潘河先導(dǎo)性試驗(yàn)40口井經(jīng)過4年排采，目前有一半以上的井不產(chǎn)水而保持高產(chǎn)氣量和高井底壓力。日產(chǎn)水量小于1m3的井占34%，3口井產(chǎn)水量在1～5m3。僅有1口高產(chǎn)水井(PH45-03)持續(xù)產(chǎn)水5年。從時間上分析，排采到達(dá)無產(chǎn)水量的生產(chǎn)天數(shù)為195～1364d，平均581d(19.3月)。排采到達(dá)無產(chǎn)水量時，氣井一般累計(jì)產(chǎn)水量1500m3以內(nèi)，最少為432m3，只有2口井累計(jì)產(chǎn)水量較大，分別為3851m3和8164m3。氮?dú)馀菽瓑毫训?口井，排采到達(dá)無產(chǎn)水量的生產(chǎn)天數(shù)分別為52d和172d，累計(jì)產(chǎn)水量180m3和698m3，顯然產(chǎn)水量和時間均較少。這些井在上述天數(shù)之后，一直就沒有產(chǎn)水，直接產(chǎn)氣，且生產(chǎn)狀況良好。由此證明，本區(qū)煤層氣井在經(jīng)過1～2年之后，井網(wǎng)中一部分仍然產(chǎn)少量水，大部分井可以進(jìn)入單相氣體滲流狀態(tài)，儲層保持較高氣相滲透率和生產(chǎn)壓差。由于本區(qū)含氣量高，無煙煤儲層煤的吸附能力強(qiáng)，因此在良好的工作制度下，煤層氣井將持續(xù)穩(wěn)定地以單相氣流生產(chǎn)。
2.2 主要地質(zhì)影響因素分析
    構(gòu)造、裂隙方位、煤層埋深、含氣量、相對滲透率等地質(zhì)和儲層特征對本區(qū)煤層氣井的生產(chǎn)均有不同的影響，有關(guān)技術(shù)人員已有撰文論述[1～3]。筆者主要就向斜構(gòu)造產(chǎn)水作用、地下水動力條件的作用進(jìn)行了分析。
2.2.1向斜構(gòu)造對煤層氣生產(chǎn)特征的影響
    在向斜位置的井，包括PH35-04、PH35-05、PH35-06、PH45-03、PH45-O5、PH45-06、PH45-07、PH45-09等井，初期產(chǎn)水量一般在17～49m3/d，大部分在排采10個月左右降到1m3/d以下，產(chǎn)氣量一般在2000m3/d以上到6000m3/d以內(nèi)。其中PH45-03井位于向斜中心，自2005年11月20日投產(chǎn)，初期產(chǎn)水就很大，通過調(diào)整工作制度，產(chǎn)水量從18m3/d調(diào)到43m3/d，并穩(wěn)定在39m3/d，排采了591d，累計(jì)產(chǎn)水19353m3，使液面從85m降到216m，臨界解吸壓力達(dá)到1.71MPa，開始產(chǎn)氣，產(chǎn)氣量幾天內(nèi)上升到5900m3/d，之后遞減到3600m3/d，產(chǎn)氣510d。到1101d后液面上升，停止產(chǎn)氣，之后產(chǎn)水量上升到99m3/d，仍不產(chǎn)氣，顯示地層供液量大。
    由此表明：向斜部位總體產(chǎn)水量較大，產(chǎn)水時間長，且高產(chǎn)氣量井比例相對較高。這些井的產(chǎn)水對井網(wǎng)的排水降壓和氣體解吸發(fā)揮了積極的作用。
2.2.2地下水動力條件
    地下水從露頭接受補(bǔ)給，在重力驅(qū)動下從高勢能的周邊部位向深部徑流，并在潘莊一帶形成一個地下水局部“低洼”滯流區(qū)，形成地下水圈閉，潘河地區(qū)正處于地下水匯流區(qū)，而且潘河?xùn)|側(cè)的水力坡度明顯較西部大，因此導(dǎo)致在次級向斜部位產(chǎn)水量增大，由于下二疊統(tǒng)山西組砂巖含水層具有不均質(zhì)性，導(dǎo)致個別井產(chǎn)水量大(如PH45-03井)，山西組含水層水動力場和3#煤層屬于同一水動力系統(tǒng)，個別高產(chǎn)水井的產(chǎn)水，有利于3#煤層整體降壓。該區(qū)匯流型的地下水動力條件下，不僅有利于煤層氣富集成藏，同時使煤層氣的開采能夠保持較高的能量和充足的氣源供給[4]。
2.3 鉆井壓裂技術(shù)影響分析
2.3.1鉆完井工藝
    空氣欠平衡方式鉆開煤層的井共有20口(其中：高產(chǎn)井13口，中產(chǎn)井4口，低產(chǎn)井3口)，清水鉆開煤層的井共有16口(其中：高產(chǎn)井7口，中產(chǎn)井3口，低產(chǎn)井6口)。采用空氣欠平衡鉆井技術(shù)較之清水鉆進(jìn)技術(shù)更有利于煤層氣井單井產(chǎn)能的提高。
2.3.2壓裂改造方面
    活性水加砂壓裂的井34口，有18口井達(dá)到了高產(chǎn)，7口達(dá)到了中產(chǎn)，其余的為低產(chǎn)井，這說明活性水壓裂技術(shù)適用于潘河煤層氣田儲層條件。
    氮?dú)馀菽瓑毫?口井，均是高產(chǎn)井，且一直能夠維持高產(chǎn)，顯示氮?dú)馀菽瓑毫鸭夹g(shù)試驗(yàn)在本區(qū)非常成功。
2.4 排采技術(shù)的影響分析
    潘河煤層氣田3#煤層生產(chǎn)井中大部分采用管式泵生產(chǎn)，在井的排采初期水量較大時，泵的工作狀態(tài)較穩(wěn)定。當(dāng)排采數(shù)月后，隨著產(chǎn)水量降低，部分井經(jīng)過檢泵后，由低產(chǎn)井轉(zhuǎn)變?yōu)楦弋a(chǎn)井(如PH1井、PH1-003井、PH1-004井、PH45-01井、PH45-08井、PH54-02井、PH55-03井、PH55-04井)。修井后出現(xiàn)的產(chǎn)氣量激增現(xiàn)象，主要原因是：修井后，泵效有一定程度的提高，液面降低，井底流壓降低，生產(chǎn)壓差增大，煤層所受回壓降低，解吸氣量增大，煤層氣井經(jīng)過長期排采，井筒附近含水飽和度已經(jīng)降低到一定程度，因此氣相滲透率會大幅度增加，單井產(chǎn)氣量也不斷增加。
3 結(jié)論
    沁水盆地南部潘河煤層氣田先導(dǎo)性試驗(yàn)井網(wǎng)經(jīng)過14年的生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)了穩(wěn)定的產(chǎn)氣量，平均單井日產(chǎn)量達(dá)到4800m3，多半井產(chǎn)水量幾乎為零，大部分產(chǎn)水量在1m3以下，氣井保持較高的套壓和井底流壓，煤層氣井具有良好的持續(xù)穩(wěn)定的產(chǎn)氣能力，好于黑勇士盆地3028m3的單井平均峰值日產(chǎn)量[5]。
    在統(tǒng)計(jì)分析基礎(chǔ)上，提出了飽和氣體單相流生產(chǎn)階段的概念，因此潘河煤層氣田具有4個階段生產(chǎn)階段，即單相流階段、非飽和流階段、兩相流階段到飽和氣體單相流階段。統(tǒng)計(jì)顯示達(dá)到單相飽和氣體產(chǎn)出階段時間(只產(chǎn)氣不產(chǎn)水)一般需1～2年，最長需要近4 年；2～3年后才能開始進(jìn)入產(chǎn)氣高峰，最長的需要4年后進(jìn)入產(chǎn)氣高峰。由于本區(qū)含氣量高，無煙煤儲層煤的吸附能力強(qiáng)，因此在良好的工作制度下，煤層氣井將持續(xù)穩(wěn)定地單相氣流生產(chǎn)。
    本區(qū)地層較淺，煤層絕對滲透率較好，隨著產(chǎn)水量不斷降低，水相滲透率的降低帶來氣相滲透率上升。同時本區(qū)含氣量高，地下水動力條件弱，有利于煤層氣富集并形成較高的地層能量。向斜部位氣井的大量產(chǎn)水對井網(wǎng)整體降壓具有顯著的貢獻(xiàn)作用，為形成高產(chǎn)煤層氣井奠定基礎(chǔ)。
    煤層氣鉆井完井、增產(chǎn)壓裂技術(shù)和排采技術(shù)也顯著地影響煤層氣生產(chǎn)。氮?dú)馀菽瓑毫褞缀鯖]有返排期，實(shí)現(xiàn)壓后快速產(chǎn)氣并保持穩(wěn)定高產(chǎn)；空氣鉆井、水力攜砂壓裂等技術(shù)是適宜本區(qū)儲層條件的鉆井、增產(chǎn)改造技術(shù)；及時地進(jìn)行修井作業(yè)和管理，有利于提高單井產(chǎn)氣量。
參考文獻(xiàn)
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(本文作者：葉建平 張健 王贊惟 中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司)