摘要：“沁南煤層氣開發利用高技術產業化示范工程潘河先導性試驗項目”自2009年10月竣工投產以來，取得了很好的排采效果。第一階段共鉆40口井，目前單井平均日產氣量已超過5000m3；第二階段110口井，目前單井平均日產氣量已超過2000m3。在示范工程實施過程中，針對煤層氣井的生產特征及煤層氣井生產過程的不同階段，制訂了合理的生產管理制度，總結出一套既能保護儲層，又兼顧單井和氣田整體產能的精細穩控排采技術，并在生產中成功應用，避免了對煤層的傷害，排水降壓平穩，擴大了壓降范圍，逐步提高了產量。正是由于精細穩控排采技術的實施，才保證了示范工程煤層氣井排采的成功，也為類似煤層氣田的開采提供了技術支撐。
關鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；穩控精細排采技術；滲透率；含氣飽和度；修井作業
潘河煤層氣田位于山西省沁水縣嘉峰鎮，屬于潘莊區塊，面積24.2km2。潘莊區塊位于沁水盆地的東南緣，總體為單斜構造，傾向西北，地層傾角較小，多在5°～15°之間，區內構造簡單，斷層稀少，水文地質條件亦屬于簡單類型。在認定的探明儲量范圍內，其動用煤層氣探明儲量為35.5×108m3，可采儲量為19.28×108m3。主要目標煤層為下二疊統山西組的3#煤層。
總體來說，簡單的地質構造，較有利的煤層、煤質特征，較好的煤儲層特征，有利于該區煤層氣的富集成藏和勘探開發。
1 煤層氣田的生產情況
潘河煤層氣田一期150口井分為兩個階段實施，其中第一階段潘河先導性試驗項目共鉆40口井，于2005年11月進入商業性試生產，總體排采效果良好，大部分井在經過一段時間的排水后，已經進入了氣體穩產、高產階段。目前，40口井單井平均日產氣量已超過4800m3，創國內煤層氣單井產量之最，截至2010年底，40口井已累計產氣2.34×108m3。第二階段110口井，于2009年10月建成投產，大部分井產氣量尚處于增長階段，目前單井平均日產氣量已超過4800m3。
截至2010年底，全部150口井已累計產氣3.26×108m3。
2 煤層氣井穩控精細排采技術的實施
2.1 煤層氣井的生產特征
煤層氣特有的吸附、解吸特性決定了其在產出過程中有別于常規天然氣藏。對于含水煤層來說，甲烷在煤層中的流動由3部分構成：從煤表面解吸，通過煤基質和微孔隙的擴散，甲烷通過割理系統的達西滲流。對應甲烷在煤層中的流動，井底煤層中流體相態及流動特征也要經過3個階段的變化：地層水單相流動，非飽和地層水流動，氣、水兩相流流動。煤層甲烷的流動產出、煤層中流體相態及流動特征的變化，體現在煤層氣井的生產過程中一般也表現為3個階段：排水降壓階段、穩定生產階段、產量遞減階段(圖1)。
受煤層地質條件、煤儲層條件、氣水兩相流流動機理及儲層增產改造等岡素的影響，區塊內大部分煤層氣井的排采曲線呈現出3種典型特征：中高產-低產-高產，中高產-高產，中高產-低產。另外由于地質構造等因素的影響，還有一些特殊生產特征的情況，如高產水井、初始產氣量高的井等[1]。
2.2 技術特點及其實施
煤層氣井的生產管理，需要針對煤層氣井的特點及煤層氣井生產過程的不同階段，有目的地制訂合理的生產制度，在避免煤層受到二次傷害的前提下，穩定合理的提高單井產能，有意識地擴大單井壓降擴散范圍，從而實現單井和氣田的長期穩定高產。
在對煤層氣井產出機理、煤層氣井不同階段生產特征研究分析的基礎上，總結出一套穩控精細排采技術。該技術的主要特點是：避免煤層傷害，平穩排水降壓，擴大壓降范圍，逐步提高產量。正是由于穩控精細排采技術的實施，保證了本區煤層氣生產的成功。
2.2.1 3種典型特征井
示范工程區塊內大部分煤層氣井的排采曲線呈現出3種典型特征：中高產-低產-高產，中高產-高產，中高產-低產。這3類典型生產特征的井，一般會經歷煤層氣井的3個生產階段，即排水降壓階段，穩定生產階段，產量遞減階段(區內的150口井由于生產時間的原因，目前均未到達產量遞減階段，故不作闡述)[2～3]。
2.2.1.1 排水降壓階段
這是煤層氣井排采過程中至關重要的階段，極易造成對煤層的傷害。該階段宜采用定壓降排采制度，控制重點是：盡量減少井底流壓的變化幅度，合理選擇泵型，制訂合理的排采參數，減低排液速度，使得環空動液面平穩緩慢下降；在產氣初期，適當回調排采參數，保持一定的動液面，緩慢提升氣量。潘河煤層氣田的排采井一般選用Φ44m/m口徑管式泵，排采初期抽油機設定為最小沖次、沖程，觀察煤層供液能力情況，定期調整抽油機沖次、沖程，原則上要求此階段動液面日降速不超過1Om。在實際生產過程中，由于煤層供液能力大小不一，供液能力差的煤層動液面降速很難控制，因此，在選擇泵型時，有針對性地選擇一些間隙較大的管式泵，不過分追求高泵效(圖2)。
2.2.1.2 穩定生產階段
進入穩定生產階段后，宜采用定產排采制度，此階段應避免單井產氣量的大幅度波動。需要進行單井產量調節時，一般通過調整動液面及套壓進行產量調節，主要分兩種情況：①動液面較高的井，主要通過增加抽油機沖程沖次或提高管式泵泵效的方法，通過降低動液面來降低井底流壓，達到提產的目的；②動液面接近煤層頂板的井，一般通過調整套壓調整井底流壓，調壓時一般單日內套壓變化不超過0.2MPa。
2.2.2其他特征井
由于地質構造等因素的影響，還有一些特殊生產特征的情況，如高產水井、初始產氣量高的井等。
2.2.2.1 高產水井
這類井一般處在區內向斜中心部位，這類井產水量大大超過區內平均產水量(區內單井平均產水量2～5m3/d)，最高超過50m3/d。這類井產水周期較長，一般在相當長的時間內(有的井超過1年)達不到產氣階段。這類井雖然自身沒有產氣量，但其對整個氣田的整體排水降壓是很有貢獻的，這類井縮短了氣田內其他井的排水降壓周期。針對這類井，并不追求其盡快產氣，針對底層供液能力，控制其排水速度及動液面的降速，避免由于過早出現氣水兩相流，影響水相的相對滲透率，應盡量多地排出地層水。排水的過程就是地層壓力整體下降的過程，對整個氣田的長期穩產高產十分有利。
2.2.2.2 高產氣井
這類井一般在儲層改造的壓裂液返排完畢后就不再有產水顯示了，氣產量較高且套壓較高，一般井口套壓均能超過1MPa。針對這類井，在其排水周期結束后，利用錐形閥或油嘴控制井口套壓，保持較高套壓生產，適當控制產氣速度，以避免高流速的氣體攜帶出煤粉并由此造成儲層的傷害(圖3)。
3 作業措施在排采中所起的作用
煤層氣井生產過程中，由于一些井下故障，需要對生產井進行修井作業，達到以下目的：①解決由于煤粉或壓裂砂引起的卡泵問題；②解決管柱由于偏磨造成的油管漏失及油管強度降低的問題；③解決由于氣鎖或雜物引起的泵效較低的問題；④生產要求需要更改泵掛結構或泵掛深度的問題；⑤定期檢修以及解決其他井筒內故障等。
在生產過程中，發現一些井經過修井后，在單井沖程、沖次、產水量、液面高度等生產參數以及泵型、泵效、泵掛結構等井筒內情況并未發生明顯變化的情況下其單井產氣量發生激增，由低產井迅速轉變為高產井(圖4)。
研究發現出現這種情況的井有以下特點：①這些井均經過相當長一段時間的生產，大多都處于排水降壓階段后期，產水量已經較低(日產水量低于1m3)，說明井筒附近地層中含水飽和度已經降低到一定程度；②由于已經經過一段時間的排水降壓，這些井地層壓力已經降低到一定程度，且壓降波及范圍也已擴大到一定程度，井筒遠端煤層中，已有大量甲烷氣解吸出來，形成一些高含氣區；③修井作業前，這些井大多井底流壓均超過1MPa，產水產氣基本穩定，井筒附近達到了一個平衡穩定狀態。
在修井前，這些井動液面一般都接近煤層頂板，煤層所受回壓主要是套壓造成的。在修井過程中，出于安全，各井都會在起下管柱前，進行放壓處理，即敞開井口，不控制套壓放氣，這就造成了井底流壓降低，生產壓差增大；煤層所受回壓降低，井筒附近解吸氣量增大，又因為井筒附近含水飽和度已經降低到一定程度，因此，氣相滲透率會增加，水相滲透率會相應降低，這樣就在井底形成了一條氣的高速通道；另外，在修井過程中由于起下井內管柱，會有一定程度的壓力波動，這都會打破修井前井筒附近建立的平穩狀態。這種影響波及井筒遠處高含氣區后，這些井產氣量會大幅增加，完成了向高產井的轉變。在排采過程中，有意識地安排一些修井作業，從而獲得了很好的效果。
4 結束語
煤層氣排采控制技術具有其獨特性，既要保護儲層，又要兼顧單井、氣田整體產能的精細穩控排采技術，從而保證了煤層氣井的平穩生產和效益最大化。這開創了煤層氣井規范化排采作業的先河，起到了應有的示范效應。
參考文獻
[1] 王國強，席明揚，吳建光，等.潘河地區煤層氣井典型生產特征及分析[J].天然氣工業，2007，27(7)：83-85.
[2] 孫茂遠，范志強.中國煤層氣開發利用現狀及產業化戰略選擇[J].天然氣工業，2007，27(3)：1-5.
[3] 中國煤炭協會煤層氣專業委員會.2008年煤層氣學術研討會論文集[M].北京：地質出版社，2008.
(本文作者：王國強 吳建光 熊德華 張占軍 趙玉峰 郭暉 中聯煤層氣有限責任公司)
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