摘要：中國石油華北油田公司在沁水盆地南部進行高煤階煤層氣開發5年來，已實現年外輸氣量4×108m3，排采工藝和技術取得了一定成效。但是，目前還存在對該區煤儲層認識不深入，沒有成熟的排采技術可以借鑒，井底流壓與產氣量、產水量的關系認識不清，缺乏專用排采工具等問題。為此，開展了氣、水、煤粉多相流動態變化對煤儲層的敏感性研究，揭示出了不同開發方式下的煤層氣排采規律，并制訂出相應的排采技術規范——“五段三壓”法(排水段、憋壓段、控壓段、高產穩產段和衰竭段；井底流壓、解吸壓力、地層壓力)；研發配套的排采工具，形成了擁有自主知識產權的平穩、高效、低成本的煤層氣井排呆技術系列——排采設備及工藝優化技術、內置防砂管技術和煤層氣井智能控制技術；深化產氣規律認識，建立了半定量科學排采工作制度，從而降低了對煤儲層的傷害，提高了單井產氣量。該工藝為沁水盆地南部煤層氣田樊莊、鄭莊區塊15×108m3煤層氣產能建設提供了技術支撐。
關鍵詞：沁水盆地南部；煤層氣；高煤階；排采工藝；排采制度；生產能力；技術支撐
沁水盆地南部煤層氣田具有低壓力、低滲透率、低飽和度、非均質性強的“三低一強”特征，煤層氣井平均單井產量偏低。而煤層氣井的產氣量不僅受控于煤儲層特征、煤層含氣性、滲透性、頂底板巖性、構造特征和壓裂造縫效果等因素，同時也受到鉆井、完井和排采等工藝技術的制約[1～8]。該盆地南部煤層氣開發主要存在以下問題：①對本區煤儲層巖石物理性質、非均質性、煤儲層滲透性的認識不深入，且國外開發的均為中低階煤，高階煤的規模開發在國內外均無成功的先例可循，針對高階煤低壓、低滲透、低飽和的開發難點沒有成熟的排采技術可以借鑒；②對于井底流壓與產氣量、產水量的關系認識不清；③缺乏專用排采工具。為此針對影響煤層氣井排采效果的關鍵因素，中國石油華北油田公司開展了煤層氣井排采及配套工藝技術研究，認清井底流壓這個關鍵參數，及其與產氣量、產水量、壓裂砂與煤屑產出規律、地層物性變化的關系，找到井底流壓與排采工作制度的最佳結合點，以井底流壓為基礎，制訂出不同生產階段的工作制度；同時開展排采與配套工藝技術研究，形成了擁有自主知識產權的平穩、高效、低成本的煤層氣井排采技術，現場應用取得了良好效果，單井產氣量獲得較大提高。
1 基于煤儲層彈性自調節效應，自主研發了“五段三壓”法排采工藝
1.1 煤儲層應力敏感特征及影響
1.1.1煤儲層應力敏感特征
煤儲層不同于砂巖儲層的最大特點是應力敏感，有效應力升高，滲透率會顯著降低。由于煤層的特點，過高或過低的壓力干擾，都會對煤層造成損害。煤層的上覆巖層壓力、構造應力在漫長的地質作用中有“壓實”煤層使裂縫閉合的趨勢，抵抗這種閉合作用的有裂縫接觸點(或面)上的裂縫支撐應力和孔隙流體壓力。隨著流體的產出，孔隙壓力降低，裂縫支撐點壓力增加，支撐處煤巖被壓縮，裂縫寬度減小，滲透率降低。如果裂縫支撐應力達到地層臨界閉合應力，則裂縫會閉合。由于煤層甲烷氣解吸、擴散過程導致了煤層氣滲流的滯后性，氣體無法及時排出，基質收縮率變小。從而使滲透率變小，導致采氣量下降，影響煤層的降壓效果。
1.1.2煤儲層應力敏感對產量的影響
由于區內煤質較脆，應力敏感性強，煤粉及煤層其他顆粒易發生運移，若抽排強度過大易引起煤層激動，使裂隙產生閉合效應，煤粉顆粒運移堵塞滲流通道，降低滲透率，妨礙煤層整體降壓，單井產水、產氣量會逐步減低，影響煤層氣田整體的開采效果。因此抽排速度一定要按照煤層的產水潛能，進行合理排液。如果排采強度過大，則會造成儲層傷害，影響單井產量。
1.1.3煤儲層應力敏感對滲透率的影響
在地面排水降壓開發煤層氣過程中，隨著水、氣的排出，一方面煤儲層內流體壓力降低，煤基質塊膨脹，導致割理裂隙閉合，煤儲層滲透率降低(簡稱為負效應)；另一方面在氣體解吸后，煤基質收縮，煤儲層滲透率增大(簡稱為正效應)。這種正、負效應在煤層氣開發活動中，同時存在，同時發生，其綜合作用效果是煤層氣持續開發和經濟評價所要考慮的重要因素之一。
因此，在生產過程中，降壓和解吸的耦合合理才能有效提高單井產量，“連續、漸變、長期”的控制井底流壓是排采控制的原則。
1.2 “五段三壓”法的科學排采控制技術
為了提高單井產氣量，合理高效開發煤層氣田，通過跟蹤排采效果，總結生產特征，完善排采規律認識，形成了“五段三壓”法的科學排采控制技術。
煤層氣直井“五段三壓法”科學排采控制技術，其管理核心是井底流壓和煤粉。根據解吸壓力、廢棄壓力和產氣量自然上長段這3個關鍵指標，我們把單井生產歷史劃分為4大段5小段，分別定名為排水段、憋壓與控壓段、高產穩產段和衰竭段(圖1)。核心是3個壓力，即井底流壓、解吸壓力和地層壓力。
1.2.1排水段
本階段產出液體為殘留壓裂液和壓裂釋放煤層孔隙水的混合液體。3#煤層內水的補給速度非常慢，壓裂液殘留壓力釋放后，產水量會自然下降，累計產水量值折射出壓降面積的大小。
1.2.2憋壓段
隨煤巖解吸的繼續，解吸氣不斷運移到井筒中。解吸后采取憋壓排采，當井筒中井底流壓上升到與近井地帶地層壓力相當時，煤基質表面達到氣體解吸與吸附動態平衡，甲烷氣體停止向裂縫擴散，此時地層通道中主要以水相達西流為主，壓力得以較快傳播，壓降范圍持續擴大。
1.2.3控壓段
放氣過程必須控制套壓降落速率。如套壓降落速率太快，滲流通道內有效應力相對增加過快，會引起局部煤層微裂隙發生變窄或閉合，降低氣水兩相滲透率。
放氣過程必須控制放氣速率。如放氣速率太快，氣水兩相流流速增加，攜灰能力增強，一旦發生停抽，將造成嚴重的地層堵塞或卡泵現象。
1.2.4高產穩產段
隨排采時間的延長，煤基質收縮效應開始占據主導作用。煤巖體微裂縫網絡擴張，增大了基質暴露面積，加快了解吸速率。同時，氣體滑脫效應增大了解吸氣向割理、裂隙運移的速率。地層供氣能力增強，生產井套壓、氣量自然上漲。
1.2.5衰竭段
當井控范圍內地層壓力降低至廢棄壓力時，大部分煤巖解吸完畢，產氣量自然下降。但由于塊狀煤巖解吸的緩慢性，局部煤巖仍保持解吸，生產井將保持低產量較長時間。
2 圍繞“五段三壓”法，自主研發了3項排采工藝及其配套技術
2.1 排采設備及工藝優化技術
樊莊區塊開發實踐表明，煤層氣井生產具有3大特點：①單井產水量變化大，不同井、不同排采階段產水量變化范圍在0.1～200m3/d之間；②低液面生產，煤層氣井生產要求低沉沒度，為有效降壓，擴大解吸面積，穩產期液面一般要求在煤頂以上的0～10m，對泵的性能要求高；③出煤粉多，煤層氣井排采初期、產氣初期煤粉多，易造成卡泵停抽。因此，需要優化排采設備以適應煤層氣井生產特點。
煤層氣井舉升方式的選擇是保障煤層氣井長期、漸變和連續排采的前提條件。排采設備必須性能可靠，持久耐用，節能低耗，易于維修保養；其次要有從低排量到高排量較大范圍內的排液能力，同時，要有一定的防煤灰能力。
目前常用的人工舉升方式主要有抽油機+有桿泵、螺桿泵、潛水離心泵3種舉升技術。要想使生產設備配備合理，其前提是要選擇合理的舉升方式，并在合理的工作參數下工作，使舉升設備以最優的生產效率和最低的運行費用生產。
2.1.1抽油機+管式泵
該技術成熟，設備簡單，故障率低，投資成本和運行成本低，工作制度調整方便，適應于低沉沒度，可適用于大多數產水量小的煤層氣直井，但對于叢式井適應能力差，易發生偏磨。特點是排量范圍1～50m3/d，適應低排量、低液面，出煤灰量少的直井。配套設備有電子壓力計和防卡泵防氣鎖工藝。
實例1——胡底井區的華蒲1井。該井所處位置構造簡單，煤層含氣性好。以前采用抽油機+管式泵排采工藝抽排，由于不掌握井底流壓變化情況，制度調整不符合相應排采階段控制要求，造成儲層傷害，產氣量由3000m3/d快速下降至360m3/d。2008年采用解堵措施后，采用抽油機+管式泵+電子壓力計和防卡泵防氣鎖配套工藝進行排采，通過嚴格控制井底流壓下降速度，本井產氣量緩慢上升，至2010年底，生產狀況良好，產氣量為4000m3/d。
2.1.2螺桿泵
該泵屬于容積泵，結構簡單，最小轉速30r/min，最大轉速400r/min，排量0.1～200m3/d，排量控制靈活，防卡泵能力強運行平穩，對含砂、含氣不敏感，能適應含氣、出砂井，防卡泵能力強。但整套設備一次性投資高，且如果地層供液能力不足，會發生“燒泵”現象。特點為排量范圍大(0.1～200m3/d)，對煤灰適應性強，主要用于水平井排采。配套工藝有電子壓力計和其他自動化設備。水平井排采設備通常選用螺桿泵，當井后期產水量較小時，為避免燒泵現象發生，可采用抽油機排采。
實例2——水平井FZP5井。該井煤層進尺5005m，控制面積0.6km2。考慮到排采過程中有大量煤粉產出，采用螺桿泵+電子壓力計配套工藝進行排采。本井投產后日產水量大，最大時達到47m3/d，且水中煤粉含量較高，最高時達60%。由于螺桿泵屬于容積泵，攜灰能力強，使大量煤粉順利排出，疏通了井眼通道，增大了產水能力，壓降范圍不斷擴大，日產氣量不斷上升。
2.1.3潛水離心泵
該泵是一種多級離心泵，可實現快速大排量抽采，而且不會對泵本身造成傷害；可自動保持動液面高度，防止抽空；屬于無桿泵舉升系統，無桿管磨損，管理極為方便，適用于產水量大的直井。特點是排量為0～100m3/d，液面調整精度為0.2m/d，揚程可達800m，能適應低排量，具有防煤灰能力。適用于定向井和其他產水量大的直井。配套設備有電子壓力計和其他自動化設備。
實例3——華溪4井。該井處于斷層附近，日產水量大，在50m3/d以上。本井投產后采用抽油機+管式泵工藝排采，制度調整到最大后，仍無法滿足排水降壓的需求，井底流壓在解吸壓力附近波動，套壓時有時無，而且由于抽油機長時間滿負荷運轉，對設備的損耗很大，生產管理很困難。2008年更換電潛泵后，排水能力增強，井底流壓明顯下降，煤層解吸范圍不斷擴大，產氣能力明顯增強，最高套壓達到1.67MPa，顯示出良好的產氣潛力。根據排采階段制度控制要求，通過配套自動化控制，不斷調整制度，控制井內液面保持煤層以上10m，流壓不斷下降，本井呈現出良好的排采效果。
2.2 內置防砂管技術
沁水盆地南部煤層氣井開發主要以直井、水平井為主，水平段裸眼為主，直井需要壓裂改造，因此在排采過程中不可避免地會有煤粉產出和壓裂砂反吐，在生產過程中大部分井發生過煤粉、壓裂砂卡泵事故，頻繁的檢泵作業導致氣井的解吸-吸附過程交錯進行，使氣水流動出現障礙，引起儲層傷害，產氣量下降，且傷害是永久性的，無法恢復，嚴重影響了煤層氣井的正常生產。
針對煤層氣井的防砂和防粉煤灰問題，先后采用了割縫管及繞絲篩管等防砂工藝，雖然這些防砂工藝有效阻止了大的固體顆粒進入泵筒，但是出現了固體顆粒嵌入篩孔及懸浮顆粒沉積造成繞絲篩管外部形成“煤餅”的問題，為此開發了內置防砂管技術。
內置防砂管技術利用重力旋流原理，設計了專門的內置螺旋篩管結構，油管短接下部取消了絲堵，泵下管柱內不會有沉砂；取消了泵下沉砂管；改變了進液通道，煤屑等固體顆粒不易吸附在內置螺旋篩管的外表面，不會堵塞進液通道；可以把吸入口下入口袋底部，防氣效果更好；由于取消了絲堵，避免了出現臺階砂埋管柱而使管柱難以起出。
內置防砂管主要由油管短接、堵頭、內置螺旋篩管、接頭4部分組成。該設備連接在排采管柱的底部，煤層產出水從油管短接與內置螺旋篩管的環形空間和堵頭通過內置螺旋篩管進入上部的排液系統，由于改變了進液通道，煤屑等固體顆粒不易吸附在內置螺旋篩管的外表面，不會堵塞進液通道。
通過現場實驗驗證，該技術結構簡單，不受氣體和固體顆粒的影響，能夠滿足煤層氣井的防砂要求。有效地解決了煤層氣井固體顆粒嵌入篩孔及懸浮顆粒沉積造成繞絲篩管外部形成“煤餅”的難題。
2.3 煤層氣井智能控制技術
為滿足煤層氣井“連續、漸變、長期”控制井底流壓的控制要求，開發了專門的智能控制技術。
智能控制系統由地面部分和井下部分組成。通過采集井下壓力計或地面流量計信號，根據煤層氣單井排采規律，地面人工預先設定井底流壓變化值，由智能控制系統自動閉環控制排采系統的工作參數(電機轉速或頻率)，實現了井底流壓的智能控制。其控制原理如圖2所示。
目前，現場應用了50多口井，其設備運行平穩，性能良好，實現了井底流壓的平穩下降，各項性能指標達到設計要求，為煤層氣井平穩、長期、高效地開發提供了新的技術支撐。
3 結論
通過5年多的開發實踐，深化了產氣機理認識，揭示了沁水盆地南部高階煤煤層氣排采規律，提出了“連續、漸變、長期”的排采控制原則，制定了“五段三壓”法排采工藝，并形成了優化排采技術、內置防砂管技術和智能控制技術。以上技術均在現場得到了良好的應用，高階煤排采規律及排采原則理論應用于指導生產實踐，為排采控制技術提供理論依據；排采及配套技術使區內煤層氣井產量明顯提高，卡泵次數大幅減少，產生了較好的社會經濟效益，為樊莊、鄭莊區塊15×108m3產能的建設提供了理論基礎和技術支撐。
參考文獻
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(本文作者：秦義1 李仰民2 白建梅1 于文軍3 程浩1 1.中國石油華北油田公司采油工藝研究院；2.中國石油華北油田煤層氣勘探開發分公司；3.中國石油華北油田公司對外合作部)
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