秦学成;段永刚;谢学恒;曹亚芹;康如坤
【摘 要】With consideration of experience of discharge water and gas production in coal bed gas wells, Heshun block in northeastern Qinshui Basin, we study controlling factors of gas production rate in coal bed gas well in this block from following aspects: geological factors (structural location, swallow pillar and fault etc.), engineering factors (controlling of fracture height of hydraulic fracturing, half length of fracture and etc.) and discharge water and gas production factors (rate of delivery, casing pressure controlling, power off and stop production and etc.). The conclusions can be drawn: first, gas production in coal bed gas well is controlled by structural location to large extent. Second, distance between well and actic region and gas content in coal bed are correlative apparently. Third, hydraulic fracturing in higher structural location is easily subjected to fracturing pay zone and communication between wells. Fourth, when gas break through, controlling of casing pressure and gas production rate have some rules. When casing pressure is less than O.S
MPa, the effect is worst; when casing pressure is between 0.5 Mpa-1.0 Mpa, the effect better; when casing pressure is greater than 1.0 Mpa, the effect is the best. According to the research results, strategies and advice are put forward to guide future work on the block, which we hope to contribute to future exploration and development of coal bed gas.%结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验,分别从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(水力压裂的缝高控制、裂缝半长等)和排采因素(排液速度、套压控制、停电停抽等)三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素.研究发现:该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大,与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性；区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象；见气时套压的控制与产气量具有一定规律,套压小于0.5 MPa开井产气,效果最差,套压0.5～1.0 MPa开井产气,效果次之,套压大于1.0 MPa开井产气,效果最好. 【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2012(034)002
【总页数】6页(P99-104)
【关键词】煤层气井;排采;产气量;控制因素;对策
【作 者】秦学成;段永刚;谢学恒;曹亚芹;康如坤
【作者单位】西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石化华东分公司石油勘探开发研究院,江苏南京210011;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石化华东分公司石油勘探开发研究院,江苏南京210011;中国石化华东分公司石油勘探开发研究院,江苏南京210011;中国石油华北油田公司,河北沧州,061000
【正文语种】中 文
【中图分类】TE33+2
秦学成，段永刚，谢学恒，等．煤层气井产气量控制因素分析[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2012，34（2）：99–104．
Qin Xuecheng,Duan Yonggang,Xie Xueheng,et al．Controlling Factor Analysis of Gas Production Rate in Coal Bed Gas Well[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2012，34（2）：99–104．蓝牙移动
KU波可调电衰减器和顺区块位于沁水盆地东北翼，构造上位于寿阳—阳泉单斜带、东部单斜带和榆社—武乡构造带交会地区。区内以单斜构造为特征，局部发育宽缓褶皱构造。含煤地层主要为上石炭统太原组和下二叠统山西组，太原组15号煤层为煤层气开发的主要煤层。
储槽在和顺区块煤层气排采实践中，遇到了煤层气井产气量差异较大的现象，研究人员首先进行了国内外相关研究成果的调研，并且对比了邻近区块的生产情况。结果发现，仍需要从地质、工程以及排采等自身条件寻该区块煤层气井产气量的控制因素。
在煤层气开发方面，国外学者通过大量的现场实践并结合煤层气的勘探开发理论研究，逐渐形成了煤层气产出“排水—降压—解吸—扩散—渗流”过程理论的突破，美国仅2005年的煤层气年产量就达到了520×108m3。与国内煤储层低压、低渗和低含气量的地质特征相比，国外煤储层具有高压、高渗的特点，掩盖了煤层气产出过程中物性变化和流体相态变化对气产量的影响，因此国外学者对其重视和研究力度不够。
硅胶气囊国内煤层气开发工作者在消化吸收国外煤层气开发成功经验的基础上，建立了比较完善的流固耦合理论，其代表有：煤层气流固耦合渗流模型、煤层气渗流和控制模型、煤层气流动的固结数学模型等，通过数值模拟和三轴应力实验等手段，并结合岩石力学、渗流力学
和构造动力学等理论知识，构建了煤基质收缩和有效应力与煤储层渗透率之间耦合的数学模型。但目前研究的局限性在于：仅仅揭示出了煤层气排采过程的基质收缩、裂隙拉张引起的煤基块弹性正效应和流压降低、裂隙挤压引起的煤基块弹性负效应与储层渗透率之间关系，对现场生产实践缺乏有效指导。
晋城集团煤层气井田规模目前在1 000口以上，运行井数400口以上，可销售气量接近200×104m3/d。闫泊计等根据晋煤集团蓝焰煤层气公司的生产实践，分析了影响煤层气单井产量的几个因素，如瓦斯含量、井网布置、储层保护、裂隙沟通、科学排采等。包括：瓦斯含量不同，产气量不同；煤层气井网布置需结合地质构造等因素优化布置；在钻井和固井过程中需对煤储层进行保护；煤层压裂改造，可有效地将井孔与煤层天然裂隙沟通起来，增加产能，增大气体解吸率；根据生产实践，进行定压排采、定产排采。齐治虎等依据长期在沁水盆地郑庄区块施工中的经验，对影响该区煤层气排采的地质因素、施工环节，如构造、地下水、煤质、盖层、压裂工艺、钻井液等进行了分析，并提出了建议[1921]。
影响煤层气井单井产气量的主要因素包括：煤层含气量、解析气相对渗透率、合理的生产压差、吸附饱和度及供给半径，受地质条件、增产改造工艺及排采技术等综合影响。
2.1.1 构造位置对井的产气能力有较大影响
邻近陡坡带、断层或陷落柱，煤层气散失严重，含气量、吸附饱和度下降，单井产气量低。XZ–3井位于构造陡坡带，15号煤储层压力异常低（0.37 MPa），煤层气含气量低（4.6 m3/t），资源基础差；该井压裂改造后，关井测压降至0，2009–04–30试抽出液正常，但液面下降较快，煤储层基本无沉没度，不能正常排采，气产量极低，2009–08–31至今一直关井，累计产气 722 m3，平均日产仅24 m3。
断层的存在使煤储层保存条件变差，煤层气含气量低，资源基础差，从而排采过程中产气量很低。如XZ–4井位于断层破裂带，煤层气散逸，含气量低（7.6 m3/t），资源基础差；该井人工压裂改造后于2009–05–04投入排采，生产较稳定，但日产气水平较低，截止到 2010–04–06（关井）日产气量 54 m3，日产水量0.4 m3，累计产气12 342 m3，累产水量363 m3（图 1）。
经统计发现，和顺区块煤层气井距离断裂带的远近与煤层含气量呈明显的相关性，如图2所示。
2.1.2 煤层解吸压力低，可供排水降压的压降范围小
统计表明，和顺区块9口排采井煤层的实际解吸压力平均为0.82 MPa（表1），煤层解吸压力低，可供排水降压的压降范围小。
2.1.3 煤储层压力低，压裂液返排率低，非常容易对
敏感性煤层造成伤害
线型灯由于和顺区块煤储层压力低，平均为2.04MPa，导致压裂液返排率低，排采近1年来压裂液返排率平均只有48.1%，因此，非常容易对敏感性煤层造成伤害。
2.1.4 煤储层低渗、弱富水性，压力波及范围有限，达到井间干扰时间较长，目前仍未形成压降叠加的效果
从实际生产数据统计情况分析，目前井组单井间未形成井间干扰，煤层气采收率暂以30%计算，估算单井最大泄气半径仅63 m，井间干扰对煤层气排采的影响暂时不明显。
数值模拟分析：采用250 m×250 m对两口井划分网格，渗透率取值为7 mD时，两口井的压力传递最早接触时间为400～500 d（图3）。
2.2.1 纵向上压裂缝沟通上下含水层
如XZ–2–4井在压裂施工前对目的煤层上面的砂岩层含水状况认识不清，因此在压裂施工过程中未合理控制排量，裂缝沟通了上面的含水层，导致生产过程中目的煤层排水降压困难，产气量低（图 4）。
2.2.2 平面上压裂裂缝连通已排采井
由于井间存在地震不易识别的小断层，压裂施工过程中裂缝沿小断层延伸，连通已排采井，从而使其排采降压困难，导致排采效果变差。
XZ–2–1 井 2010–01–04 压裂与 XZ–2井两井沟通：（1）XZ–2井液面突窜至井口，压力升至6 MPa（XZ–2–1 井压力 16 MPa）；（2）后期排采水样分析结果反映，XZ–2–1 井[Cl−][K+]含量较同批压裂井呈异常高值，类似XZ–2井[KCl]高浓度的水性特征。
XZ–2–4–2 的压裂施工过程中，XZ–2–1 井液面上升76 m（2010–10–08），反映了XZ–2–4–2井与XZ–2–1井压窜。
2.3.1 排采制度
影响煤层气单井产量的关键因素之一是如何根据不同的煤层地质特征来确定适合的排采制度。同延川南和织金相比，初期和顺区块在无排采经验的情况下，为了早见气，因此确定了较快的液面下降速度，虽然煤层气井见气时间提前，但由于煤储层的塑性特征，更容易发生煤储层的压敏效应，导致井筒附近煤储层渗透率降低，影响煤层气的单井最高产量；另外由于煤储层应力敏感性具有明显的不可逆性，即当煤储层有效应力恢复以后，煤储层渗透率也无法恢复到原来的水平，从而减少煤层气单井的稳定生产时间。目前和顺区块部分煤层气井由于初期排采制度不合理导致单井产气量低，在现有排采工艺措施下可以通过重复压裂提高其单井产量。
2.3.2 现场管理
通过大量的生产实践认为：在煤层气井的现场生产管理中，合理控制套压也是影响煤层气井取得好的排采效果的关键因素。
理论分析认为：井口套压过高会造成气体大量涌入油管，混气水携带煤粉能力大大增强，进而容易造成井筒附近煤层渗流通道堵塞或卡泵；井口套压过低则会造成套管环空气体产出速度过快，形成井底压力激动，导致煤粉容易形成和产出，容易造成井筒附近煤层微孔
隙微裂缝堵塞和卡泵等，煤储层渗透率降低，单井产量低。现场生产实践发现：见气时套压的控制与产气量具有一定规律，套压小于0.5 MPa开井产气，效果最差，套压0.5～1.0 MPa开井产气，效果次之，套压大于1.0 MPa开井产气，效果最好。
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