沁水鄭莊區(qū)塊煤層氣合層排采方法研究

蓋志亮

（山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 沁水 048000）

沁水鄭莊區(qū)塊煤層大概形成于1億年前的白堊紀時期，垂直方向上巖土將含煤層段分為上下兩段煤組，中間砂土層約120m厚，上下含煤組層部分約180m厚，如圖1。在如此大的上下含煤組層之下，蘊含了極多的煤層氣。對上下煤組使用了目前最為先進分壓合層排采的開采方式，每個煤組內(nèi)進行壓裂時使用2個壓裂段，試驗選用井DT31#總共有4個壓裂段，如表1。沁水鄭莊區(qū)塊煤層氣合層排采層間的干擾受多個產(chǎn)層埋深儲存的深度、壓力、供給能力等差異影響較為嚴重，因此公司組織專門的攻關(guān)技術(shù)人員開發(fā)了一種新的煤層氣合采工藝方案，取得了較好的應用效果。

1 合成排采方案應用原理

1.1 相態(tài)特征差異性

根據(jù)層間干圍可把合層排采與單層排采流體相態(tài)分為壓降傳遞無氣水流動階段、僅有水單相流動的飽和單相流階段、僅有少量氣流的非飽和單相流態(tài)階段、以水為主的氣水兩相流階段、以氣為主的水氣兩相流階段5大階段，如圖2所示表明了合排井和單排井以流體相態(tài)模型表征的差異。

圖1 井下地層分布

表1 煤層氣井壓裂產(chǎn)層段基礎數(shù)據(jù)

圖2 排采過程的相態(tài)特征差異性

1.2 層間的干擾分析

1.2.1 干擾因素分析

根據(jù)分析，層間干擾會對合成排采的各大時期在供氣、液能力有著客觀影響。這些因素主要來自產(chǎn)層儲層壓力液面深度、臨界解吸液面深度、供液、氣能力差異、合采的層數(shù)等，并且這些因素差異越大，層間感染能力越強，反之則越弱。合采井處于同個水力系統(tǒng)，各層差異性小，十分便于合層排采。

1.2.2 層間干擾分析

根據(jù)試驗分析結(jié)果，DT31井無論上煤組還是下煤組，均有著較穩(wěn)定的儲層壓力，臨界解吸液面深度均小于68m。通風一煤組各壓裂段供液能力、儲層壓力、臨界解吸液面深度差異小，層間干擾不明顯。

1.2.3 臨界解吸液面深度差異對層間干擾分析

水相滲透比煤層氣相滲透率低1至2個數(shù)量級。產(chǎn)氣初期滲透率極為不穩(wěn)定，隨著產(chǎn)氣量增大后，氣相滲透率處于優(yōu)勢地位，會逐漸增大，而水相滲透率會減小，儲層供液能力減弱。通過分析可知合排井DT31上、下煤組的頂部煤層解吸液面深度分別為220m、380m，都低于下煤組儲層壓力對應的液面深度148m，因此在上煤組產(chǎn)氣時，上下煤組都在產(chǎn)水。從排水降液面階段至控壓產(chǎn)氣起始階段，產(chǎn)水量逐漸隨著井底流壓降低而在一定波動范圍內(nèi)增大，如圖3、4在憋壓階段至控壓產(chǎn)氣階段的產(chǎn)水量波動達到最大，很形象地表明了層間干擾因素增大對多個產(chǎn)層產(chǎn)液時供液能力增長不一致。

圖3 單排井液面深度對流壓降幅產(chǎn)水量影響曲線

圖4 合排井不同液面深度下對應Wpp和套壓變化曲線

1.2.4 液面深度和產(chǎn)層埋深重合對層間分析

在控壓產(chǎn)氣期階段，液面深度會受井底流壓降幅的增大而慢慢增大。多層排采井不像單層排采井那樣只需保證液面深度足夠就可以，由于受到控壓產(chǎn)氣期不同時期的影響，必須要將液面深度降到上部產(chǎn)層的埋深之下以便于保障下部產(chǎn)層的產(chǎn)氣能力，尤其在壓裂段間距過大時，必須通過一定的排采工藝方法控制減弱儲層傷害尤為關(guān)鍵。

2 合層排采方案

通過沁水鄭莊區(qū)塊煤層氣開采區(qū)域仿真分析可以看出壓裂影響半徑最大為115m，該井的上煤層組約5300000m3，下煤組層約6930000m3，每井平均可達12230000m3，地質(zhì)資源儲量極為豐富。

沁水鄭莊區(qū)煤井DT31#中的含煤段都有一層由泥沙、巖土、細分構(gòu)成的隔水區(qū)間在其頂部，由砂巖及砂礫巖裂隙形成的含水層構(gòu)成煤段，其富水性弱，具有一定的隔水功能，單位鉆孔涌水量q=0.0012L /（s·m） ，滲透系數(shù) k=0.5mm/d。通過試驗測試，結(jié)果表明該井上、下煤組儲層壓力對應的液深分別為85m、149m。

3 合層排采應用效果分析

對選定的合成排采井持續(xù)一年的排采情況進行了監(jiān)視分析，期間共計3300m3的產(chǎn)水量，約880000m3的產(chǎn)氣量。選取比較有代表性的單排井檢測分析1100d，期間共計約8200m3產(chǎn)水量，約1450000m3的產(chǎn)氣量，如圖5。分別從放噴、初期排水降液面、憋壓、控壓產(chǎn)氣、控壓穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)氣衰減6個階段進行排采工藝過程分析，合成排采井DT31井各階段如表2。經(jīng)過連續(xù)半個月的排水階段，逐漸臨近臨界產(chǎn)氣階段并伴隨有套壓上升至1MPa。通過圖2發(fā)現(xiàn)產(chǎn)氣量逐漸減少，分析原因為正常的檢修、維修導致產(chǎn)氣量下降。此外產(chǎn)氣量分別在兩個時間段提升，分別是首次控壓產(chǎn)氣期2600m3/d和二次控壓產(chǎn)氣期4300m3/d。穩(wěn)定期的日產(chǎn)氣量約在4000m3/d，在穩(wěn)定降液后，合采井進入了產(chǎn)氣衰減階段。分別從單排井的初期排水降液面、憋壓、控壓產(chǎn)氣、控壓穩(wěn)產(chǎn)4 個階段進行排采工藝過程分析，如表2。其排采曲線符合雙駝峰曲線，通過對比排采試驗數(shù)據(jù)得知：合成排采井相較于單排井有較高的含氣飽和度，煤層氣的儲量也是單排井的1.9倍，并且排水降液面階段的平均單日降壓幅度和套壓最大日變幅也遠大于單排井。這是因為合排井和單排井的煤層不一樣，分別是長焰煤和無煙煤，他們的性質(zhì)孔隙度、大孔體積、孔隙體積壓縮率有著很大差別，長焰煤都明顯高于無煙煤，就造成長焰煤有著更強敏感性，因此合排井比單排井平均日產(chǎn)量更大。因此，在排采過程中煤層氣開發(fā)顯得更為重要。

圖5 單層排采井排采曲線

4 結(jié)語

自新的煤層氣合層排采方案應用以來，在沁水鄭莊區(qū)塊取得了良好的應用效果。合成排采井相較于單排井有較高的含氣飽和度，煤層氣的儲量也是單排井的1.9倍，并且排水降液面階段的平均單日降壓幅度和套壓最大日變幅也遠大于單排井。目前該排采方案已廣泛推廣到區(qū)塊內(nèi)的其他采井內(nèi)，取得了良好的應用效果。

表2 排水測試數(shù)據(jù)