高煤阶煤层气井排采机理与生产特征

第5期

王兴隆等: 沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征 · 21 ·

断深入，水不断从地层中产出。初期为定流量排采阶段，产水量依据泵的排量而定，此时产水量一定，井筒液面不断下降。压降漏斗波及范围内的任意点，随着时间的延续，降深不断加大，但加大速度逐渐减小。此时，地层水饱和度不断降低，地层孔隙压力不断减小，甲烷开始解吸产出。因此，该阶段排采过程中，产气量会有略微增加，但由于受气相相对渗透率(Krg)的影响，产气量增加不大，一般维持在1 000~1 500 m3/d。如图1所示，1号井2006年2月10日到2006年5月20日的排采阶段，1号井平均产气量为1 400 m3/d，产水量为4~8 m3/d。

经过一段时间排采后，煤层气井由定流量阶段转入定降深阶段。如图1所示，从2006年5月20日开始，1号井转入定降深排采阶段，动液面保持在煤层以上8 m左右，产水量为1~2 m3

/d 。渗透性差、井壁污染严重的煤层气井排采开始后会很快进入定降深排水阶段。沁南高煤阶煤层气井由于渗透性Kw比较好，定排量生产阶段一般可以维持6~8个月。在不过分激动煤层的前提下，可以较快地把水排出，这有利于煤层气井的生产，且可较早迎来第2次产气高峰。第2次产气高峰的到来取决于压降漏斗波及范围和降落幅度。

定降深阶段压降漏斗不断扩展，汇水面积不断扩大，甲烷不断从煤基体解吸，但是受到含水饱和度Sw的影响，气相渗透率Krg仍然较低，这时气产量并未见明显增长。随着地层水继续不断排出，煤层含水饱和度进一步降低，当达到临界饱和度S0时(图1所示1号井2006年9月12日)，气相相对渗透率Krg会明显升高，这时甲烷从煤基体中大量解吸，并且可顺利通过显微裂隙、割理渗流和宏观裂隙层流或紊流产出。这时便出现了第2个产气高峰，产气量可高达3 000~6 000 m3/d。第2个产气高峰可以维持8~9个月，图1所示1号井的第2产气高峰时间为2006年9月12日到2007年4月16日，此阶段1号井平均产气量为4 500 m3/d。

在第2产气高峰期间，由于地层水的产出，导致地层孔隙压力降低，从而使地应力不断增加，又因煤层渗透率具有应力敏感性，因此其渗透率Kw便会下降，这不利于地层水的进一步产出，也不利于压降漏斗的继续扩展。因此，在第2产气高峰，初始气产量一般相对较高，但在整个区间内产气量是递减的。

3.3 第3产气高峰

第2产气高峰期间，压降漏斗不断向井筒远端扩展，当与邻井的压降漏斗相接时，就会迎来第3

个产气高峰。当两个压降漏斗相接，随着抽水的延续，压降漏斗在水平方向不再扩展，而在垂直方向上不断加深，且煤层压力快速下降，甲烷大量解吸，从而使产气量大增，迎来第3个产气高峰。第3产气高峰为最主要的产气阶段，其气产量较大，示范区内井可达到3 000 m3/d，且持续时间长，可以延续几年时间。

第3产气高峰的气产量受控于煤层束缚水条件下的煤层气渗透率(Kog)。气、水两相界面因压力差产生毛细管力，并且会出现贾敏效应，两者均可导致流体沿渗透性较好的区域前进，使流体绕过较大面积的被驱替相，形成被驱替相的一座座“孤岛”。高煤级煤束缚水饱和度大，这样的“孤岛”较多，因此部分煤层气被残留，影响煤层气井的气产量以及最终采收率。

4 高产水井排采曲线分析

有的井产水量比较大，会出现第1、第2和第3产气高峰叠加重合现象。如图2所示，2号井由于位于向斜底部，产水量比较大，从投产到开始产气，产水量平均接近40 m3/d；排采20个月后，开始产气，气产量可高达6 000 m3/d，展示出良好的产气前景。2号井经过20个月高产水期排采，获得了高产，可以看作是3个产气高峰的叠加。因此，可以说，压裂改造形成的高渗区、气相相对渗透率的增加以及邻井压降漏斗的波及，共同保证了2号井最终可以获得高产。

5 无限边界井排采曲线分析

当煤层气井附近不存在断层和含水层时，随着抽水时间的延续，降落漏斗不断扩展。但当降落漏斗扩展到一定程度，其不再向远处发展，且也不明显加深。此时，煤储层压力缓慢下降，甲烷少量缓慢释放，井口表现为气产量长期稳定低产的状态[3]。示范区内一期压裂投产的36口井中，有4口井处于井网边界，井网整体压降波及到的时间较长，基本与孤立排采井类似。因此，地层压降速度比较慢，甲烷不能大量解吸产出，从而使这类井的第3产气高峰到来时间延迟。如图3所示，3号井排采22个月未出现井间干扰。

6 地质条件对煤层气排采的影响

示范区36口井，均分布在沁水盆地东南缘潘庄井田次级褶皱—— 潘河向斜与霍家山背斜之间。