沁南潘河煤層氣田生產特征及其控制因素

摘 要

摘要：沁水盆地南部潘河煤層氣田具有煤級高、產水量少、煤粉多、產氣量高等特征，研究其排采規律，建立適合該氣田特征的排采理論，已成為當務之急。遵循吸附解吸滲流、排水降壓產氣
摘要：沁水盆地南部潘河煤層氣田具有煤級高、產水量少、煤粉多、產氣量高等特征，研究其排采規律，建立適合該氣田特征的排采理論，已成為當務之急。遵循吸附解吸滲流、排水降壓產氣的煤層氣基本理論，以潘河先導性試驗井的排采數據為基礎，對不同生產階段的生產動態參數進行統計分析，全面研究該煤層氣田煤層氣井產水量、產氣量、壓力變化特征及其控制因素。結果表明：潘河煤層氣田單井產氣量高，多數井的產水量幾乎為零，氣井保持較高的井底流動壓力，煤層氣井具有良好的持續穩定的產氣能力；在原煤層氣生產劃分的單相流、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；達到單相飽和氣體產出階段時間(只產氣不產水)一般需1～2年，開始進入產氣高峰需要2～3年；向斜部位煤層氣氣井不僅產氣量偏高，同時也大量產水，這對井網整體降壓具有顯著的貢獻作用；煤層氣井的鉆井完井、增產壓裂技術和排呆技術對煤層氣生產也有影響，氮氣泡沫壓裂井返排時間短，壓后快速產氣并能保持穩定高產。
關鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；排采；生產特征；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律，建立適合沁南煤層氣田特征的排采制度，實現具有經濟效益的高效開采已經成為當務之急。筆者依托中聯煤層氣有限責任公司實施的“沁南煤層氣開發利用高技術產業化示范工程”，以潘河先導性試驗井的排采數據為基礎，對不同生產階段的生產動態參數進行統計分析，全面研究了沁南潘河煤層氣田煤層氣井產水量、產氣量、壓力變化特征及其控制因素。
1 潘河煤層氣田的生產特征
    根據煤層氣井氣水產出狀態和排采工作制度，劃分為單向流生產階段(單相排水階段)、兩相流一單相產氣階段(工作制度調整到穩定生產階段)和當前生產現狀(2009年12月)這3個排采階段。
1.1 產水量及其變化規律
    單相排水階段產水量是指從排采至開始產氣(100m3以上)時段，潘河煤層氣田所有井在開始產氣時水量在1.3～48.6m3/d，初始產水在15m3/d以上的井僅占總井數的25%，平均初始日產水量為9.0m3。
    兩相流階段和穩定生產階段產水量是指從開始產氣后經過工作制度調整到穩定生產階段。日產水范圍介于0.1～35.3m3，全區平均階段日產水量為2.2m3。
    當前生產階段是指2009年12月份的生產時間。40口井經過4年排采，部分小于1.0m3/d，其中不產水，只產氣，占58%，只有1口井(PH45-03)一直保持高的產水量，日產量達到39m3。
1.2 產氣量及其變化規律
    兩相流一單相產氣初期(即前期工作制度調整階段)，日產氣量介于328～4758m3，日產氣量介于1000～2000m3的井占總井數的一半，平均階段日產氣量為1621m3。
    兩相流一單相產氣階段中的穩定生產階段，日產氣量介于767～8826m3，主要分布在2000～4000m3，日產氣量小于1000m3的井數僅1口，日產氣量大于4000m3的井占總井數近1/3，平均階段日產氣量為3405m3。
    當前生產階段(指2009年12月份的生產時間)，日產氣量介于1218～9952m3，主要分布在2000～5000m3，占總井數一半；日產氣量小于2000m3的井數占總井數的10%；日產氣量大于5000m3的占總井數的41%，平均階段日產氣量為4801m3。
    隨著生產井的井數的增加和生產天數的增長，儲層壓降漏斗不斷擴大，產氣量發生持續不斷地上升。如圖1所示，先導性試驗井從2005年5月開始陸續投產，到當年底40口井全部投產，產量處于上升過程；之后井數沒有增加，通過不斷調整工作制度，摸索煤層氣排采規律，持續了2年的產量上升期。從2007年8月到2009年4月，保持一個穩定生產階段。2008年2月二期新井開始投產，到2009年新井的投產和更大范圍的排水降壓，對前期先導性試驗井產生明顯的影響，單井產量和總產量又躍上一個新的臺階。

   本區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，占總井數的49%；見氣時間在5d以內的井占總井數的11%；見氣時間大于100d以上的井占26%，最長的649d(PH56-10井)。
   這些數據表明，氣田煤層氣井開始產氣時間較短，一般在20～100d，達到單相飽和氣體階段時間(只產氣不產水)需要1～2年，最長需要近4年；開始進入產氣高峰需要2～3年排采時間，最長的需要4年進入產氣高峰，之后進入穩定產氣階段。
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，全區平均初始流壓為2.22MPa。
    穩定生產階段井底流壓范圍在0.53～3.12MPa，全區平均為1.57MPa。
2 潘河煤層氣田生產影響因素分析
2.1 煤層氣產出規律和4個產生階段的劃分
    R.A.Koenning等(1985年)建立了經典的3個階段煤層甲烷產出機理。通過近4年先導性試驗，潘河煤層氣產出規律不僅具有經典的煤層氣3個煤層氣生產階段(即單相流、非飽和單相流動和兩相流動)，而且在短時間內超越經典的3個煤層氣生產階段達到了飽和氣體單相流階段。因此，潘河無煙煤地區煤層氣生產具有4個生產階段，這是本區煤層氣生產的一個顯著特點和規律。
   潘河先導性試驗40口井經過4年排采，目前有一半以上的井不產水而保持高產氣量和高井底壓力。日產水量小于1m3的井占34%，3口井產水量在1～5m3。僅有1口高產水井(PH45-03)持續產水5年。從時間上分析，排采到達無產水量的生產天數為195～1364d，平均581d(19.3月)。排采到達無產水量時，氣井一般累計產水量1500m3以內，最少為432m3，只有2口井累計產水量較大，分別為3851m3和8164m3。氮氣泡沫壓裂的2口井，排采到達無產水量的生產天數分別為52d和172d，累計產水量180m3和698m3，顯然產水量和時間均較少。這些井在上述天數之后，一直就沒有產水，直接產氣，且生產狀況良好。由此證明，本區煤層氣井在經過1～2年之后，井網中一部分仍然產少量水，大部分井可以進入單相氣體滲流狀態，儲層保持較高氣相滲透率和生產壓差。由于本區含氣量高，無煙煤儲層煤的吸附能力強，因此在良好的工作制度下，煤層氣井將持續穩定地以單相氣流生產。
2.2 主要地質影響因素分析
    構造、裂隙方位、煤層埋深、含氣量、相對滲透率等地質和儲層特征對本區煤層氣井的生產均有不同的影響，有關技術人員已有撰文論述[1～3]。筆者主要就向斜構造產水作用、地下水動力條件的作用進行了分析。
2.2.1向斜構造對煤層氣生產特征的影響
    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，產氣量一般在2000m3/d以上到6000m3/d以內。其中PH45-03井位于向斜中心，自2005年11月20日投產，初期產水就很大，通過調整工作制度，產水量從18m3/d調到43m3/d，并穩定在39m3/d，排采了591d，累計產水19353m3，使液面從85m降到216m，臨界解吸壓力達到1.71MPa，開始產氣，產氣量幾天內上升到5900m3/d，之后遞減到3600m3/d，產氣510d。到1101d后液面上升，停止產氣，之后產水量上升到99m3/d，仍不產氣，顯示地層供液量大。
    由此表明：向斜部位總體產水量較大，產水時間長，且高產氣量井比例相對較高。這些井的產水對井網的排水降壓和氣體解吸發揮了積極的作用。
2.2.2地下水動力條件
    地下水從露頭接受補給，在重力驅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，形成地下水圈閉，潘河地區正處于地下水匯流區，而且潘河東側的水力坡度明顯較西部大，因此導致在次級向斜部位產水量增大，由于下二疊統山西組砂巖含水層具有不均質性，導致個別井產水量大(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，個別高產水井的產水，有利于3#煤層整體降壓。該區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：高產井13口，中產井4口，低產井3口)，清水鉆開煤層的井共有16口(其中：高產井7口，中產井3口，低產井6口)。采用空氣欠平衡鉆井技術較之清水鉆進技術更有利于煤層氣井單井產能的提高。
2.3.2壓裂改造方面
    活性水加砂壓裂的井34口，有18口井達到了高產，7口達到了中產，其余的為低產井，這說明活性水壓裂技術適用于潘河煤層氣田儲層條件。
    氮氣泡沫壓裂2口井，均是高產井，且一直能夠維持高產，顯示氮氣泡沫壓裂技術試驗在本區非常成功。
2.4 排采技術的影響分析
    潘河煤層氣田3#煤層生產井中大部分采用管式泵生產，在井的排采初期水量較大時，泵的工作狀態較穩定。當排采數月后，隨著產水量降低，部分井經過檢泵后，由低產井轉變為高產井(如PH1井、PH1-003井、PH1-004井、PH45-01井、PH45-08井、PH54-02井、PH55-03井、PH55-04井)。修井后出現的產氣量激增現象，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，生產壓差增大，煤層所受回壓降低，解吸氣量增大，煤層氣井經過長期排采，井筒附近含水飽和度已經降低到一定程度，因此氣相滲透率會大幅度增加，單井產氣量也不斷增加。
3 結論
    沁水盆地南部潘河煤層氣田先導性試驗井網經過14年的生產，實現了穩定的產氣量，平均單井日產量達到4800m3，多半井產水量幾乎為零，大部分產水量在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穩定的產氣能力，好于黑勇士盆地3028m3的單井平均峰值日產量[5]。
    在統計分析基礎上，提出了飽和氣體單相流生產階段的概念，因此潘河煤層氣田具有4個階段生產階段，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。統計顯示達到單相飽和氣體產出階段時間(只產氣不產水)一般需1～2年，最長需要近4 年；2～3年后才能開始進入產氣高峰，最長的需要4年后進入產氣高峰。由于本區含氣量高，無煙煤儲層煤的吸附能力強，因此在良好的工作制度下，煤層氣井將持續穩定地單相氣流生產。
    本區地層較淺，煤層絕對滲透率較好，隨著產水量不斷降低，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水對井網整體降壓具有顯著的貢獻作用，為形成高產煤層氣井奠定基礎。
    煤層氣鉆井完井、增產壓裂技術和排采技術也顯著地影響煤層氣生產。氮氣泡沫壓裂幾乎沒有返排期，實現壓后快速產氣并保持穩定高產；空氣鉆井、水力攜砂壓裂等技術是適宜本區儲層條件的鉆井、增產改造技術；及時地進行修井作業和管理，有利于提高單井產氣量。
參考文獻
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[2] 楊秀春，接銘訓，王國強，等.潘河煤層氣試驗區產能影響因素分析[J].天然氣工業，2008，28(3)：99-101.
[3] 王興隆，趙益忠，吳桐.沁南高煤階煤層氣井排采機理與生產特征[J].煤田地質與勘探，2009，37(5)：19-22.
[4] 葉建平，武強，葉貴鈞，等.沁水盆地南部煤層氣成藏動力學機制研究[J].地質論評，2002，48(3)：319-323.
[5] 帕森J.阿拉巴馬黑勇士盆地煤層氣井的產能分析[J].劉馨，譯.中國煤層氣，1997(2)：49-53.
 
(本文作者：葉建平 張健 王贊惟 中聯煤層氣有限責任公司)