一种能提高煤层气排采效率的排采强度确定方法与流程

本发明属于煤层气开采技术领域，具体涉及一种能提高煤层气排采效率的排采强度确定方法。

背景技术：

煤层气俗称瓦斯，是一种存储于煤层中的，以甲烷为基本成分的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气。我国煤层气资源丰富，煤层气资源量居世界第三位，煤层气勘探开发符合国家大力发展清洁能源及绿色环保产业的政策导向，若能高效开发煤层气可有效缩小国家能源供需的缺口，有利于改善能源供给结构，缓解能源紧张的局面。

排水采气是煤层气开发的一个重要环节，其技术管理直接影响产气的稳定性及连续性，不同的地质条件和排采阶段，需制定不同的排采制度。我国煤层气资源存储地质条件相对复杂、煤层气存储吸附条件差异性较大、分布非均一性明显，国外成熟的煤层气井排采工艺技术适应性差；测井及取心资料获取的煤储层结构、孔隙结构、渗透性、含气性、吸附/解吸特征等资料代表性差，排采方案设计难度较大，现场适应性差，因生产压差及排采强度控制不合理，频繁出现排采技术失误，导致压力降传播受阻，排水采气效率低，严重影响产气量，大大增加煤层气井的开发成本。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服目前排采设计的局限性和不确定性，提出一种能提高煤层气排采效率的排采强度确定方法，降低排采失误率及生产管理成本，提高单井产气量，本发明采用的技术方案如下：

一种能提高煤层气排采效率的排采强度确定方法，将所述排采强度的确定分割为以下几个阶段：

（1）单向流阶段，此时井内套压为零，地层内为单相水流，试抽结束后，逐渐调大工作制度，按增幅△p=10kpa/d逐渐增大排采强度；

（2）临界解吸阶段，此时套压>0，地层近井地带吸附气开始解吸，观察套压涨幅△p套，若套压涨幅△p套>0.1mpa/d，假设当前流压降幅为△b（kpa/d），则以30%△b的幅度逐渐降低排采强度，若0<△p套≤0.1mpa/d，则维持当前工作制度继续排采；

（3）初始产气阶段，此时q地层气/q地层水的比值由0增加至6，即10qg/(cp*h*qw)≤6的阶段，假设当前流压降幅为△c，按10%△c的幅度缓慢提高排采强度，观察产气增幅及产水变化，若产水量开始缓慢降低，即△q水≤0，则维持当前工作制度继续排采，控制产气增幅△qg≤a（m3/d）；

（4）提产阶段，即q地层气/q地层水=6至pw=p1/4的阶段，当q地层气/q地层水=6时，此阶段经历三个步骤，步骤一为提产，假设当前流压降幅为△d（kpa/d），按20%△d的幅度缓慢提高排采强度，观察产气增幅及产水变化，控制产气增幅△qg≤a（m³/d），步骤二为稳产，当井底流压pw=3/4p1时，假设此时产气量为q1，则稳定该产量q1排采，观察井底流压变化，当流压降幅介于0<△p<5kpa/d，则稳定排采10天；步骤三为再提产，提产方法同步骤一；

当井底流压pw=1/2p1时，稳产气量排采，方法同步骤二，之后继续提产；

当井底流压降至pw=1/4p1时，开始稳定产气量排采；

（5）稳产阶段，即pw=p1/4至流压降幅△p≥15kpa/d的阶段，此阶段稳定产气量排采，控制流压降幅0≤△p＜15kpa/d；

（6）衰减阶段，即流压降幅△p≤15kpa/d至井底流压到达衰竭压力，即pw=0.05mpa的阶段，该阶段稳流压稳套压排采，产气量自然衰减。

优选的，在单向流阶段，若井口无出砂、出煤粉情况，起初产水量随压差的增大逐渐升高，当产水量逐渐趋于稳定，甚至开始降低时，即△q水≤0持续3-4天，则维持该强度排采。

优选的，在单向流阶段，当井底流压降至pw=1.1p临时，假设当前流压降幅为△a（kpa/d），流压降幅按一定比例逐渐降低，设该比例为m，共需n天井底流压降至临界解吸压力，则其后每天的流压降幅依次为m△a、m²△a、m³△a、m⁴△a.....mⁿ△a（0<k<1），m与n满足计算公式：（1-m）△a（1-（1-m）ⁿ）/（1-（1-m））=0.1p临。

优选的，若储层原始渗透率k=0.01-0.1md时，n=15；若k=0.1-1md，n=10。

综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：

本发明的煤层气排采制度的确定方法与储层的实时动态变化及煤层气井的实际生产表现相适应，可有效避免前期排采方案中因排采强度设计不合理导致的严重的储层伤害，特别适用于基础资料有限或排采经验匮乏的开发新区，具有较强的针对性和普适性，操作简单、易于理解，可有效指导现场操作人员进行排采动态分析和排采生产管理，大大降低排采失误率及生产管理成本，延长作业周期，提高单井产气量。

附图说明

图1是本发明的地层至井口压力节点示意图；

图中标记：p1—井口套压、p2—气柱压力、p3—液柱压力、pw—井底流压、p5—地层吸附气开始大量解吸所对应的压力、p6—气体开始呈连续相参与流动时对应的压力、p临—临界解吸压力，p8—地层水的启动压力、p9—原始地层压力。

具体实施方式

下面结合图1对本发明作详细说明。

一种能提高煤层气排采效率的排采强度确定方法，将所述排采强度的确定分割为以下几个阶段：

（1）单向流阶段，此时井内套压为零，地层内为单相水流，由于单相流阶段储层能量充足，应力敏感伤害小，适当增大排采强度可达到疏通渗流通道、提高返排率的作用，可有效扩大压降范围，为后期的高产稳产提供物质基础，因此试抽结束后，逐渐调大工作制度，按增幅△p=10kpa/d逐渐增大排采强度；

（2）临界解吸阶段，此时套压>0至最上部煤层液柱高度h液柱=50m或p套压达到井口安全套压上限的阶段，该阶段需要保证井口安全生产，同时维持煤层上部一定的液柱高度，避免煤层过早裸露，产生较为严重的速敏伤害。因此排采强度的确定为：观察套压涨幅△p套压，若套压涨幅△p套>0.1mpa/d，假设当前流压降幅为△b（kpa/d），则以30%△b的幅度逐渐降低排采强度，若0<△p套≤0.1mpa/d，则维持当前工作制度继续排采，其目的是通过观察套压涨幅及调整排采强度来控制气体解吸速率，尽量较多的排出远井端的地层水，扩大降压范围，为后期高产、稳产提供物质基础；当产水量开始急剧下降时，说明目前的井底压差不足以克服远井端地层水的流动阻力，储层降压困难，储层产气量已严重制约地层水的产出，即可进入下一排采阶段。

（3）初始产气阶段，此时q地层气/q地层水的比值由0增加至6，即10qg/(cp*h*qw)≤6的阶段，此阶段近井地带储层流体由含气水流过渡为气水两相流。假设当前流压降幅为△c，按10%△c的幅度缓慢提高排采强度，观察产气增幅及产水变化，若产水量开始缓慢降低，即△q水≤0，则维持当前工作制度继续排采，控制产气增幅△qg≤a（m3/d），该阶段的核心是控制气体产出速率，使得该阶段的产气规律与储层气体解吸速率相适应，一般情况，该阶段对应等温吸附曲线中的低效、缓慢解吸阶段。

（4）提产阶段，即q地层气/q地层水=6至pw=p1/4的阶段，当q地层气/q地层水=6时，此阶段经历三个步骤，步骤一为提产，假设当前流压降幅为△d（kpa/d），按20%△d的幅度缓慢提高排采强度，观察产气增幅及产水变化，控制产气增幅△qg≤a（m³/d），若目的煤层煤质较软，局部或大部发育构造煤，a值取20m³/d；若目的煤层煤体结构好，以块煤为主，则a值取40m³/d；随吸附气的大量解吸，基质收缩效应使得储层渗透率的下降幅度减缓，后期甚至开始缓慢回升，流体流动通道变得更为顺畅，流体的临界流速逐渐增大。

步骤二为稳产，当井底流压pw=3/4p1时，假设此时产气量为q1，则稳定该产量q1排采，观察井底流压变化，当流压降幅介于0<△p<10kpa/d，则稳定排采10天；步骤三为再提产，提产方法同步骤一；采取阶梯提产的目的，一方面有助于判断储层的真实供气能力，评价前期排采制度的合理性；另一方面有助于储层压降在平面及纵向上平稳传递，依靠储层自身的动态平衡扩大压降体积。

当井底流压pw=1/2p1时，稳产气量排采，方法同步骤二，之后继续提产；

当井底流压降至pw=1/4p1时，开始稳定产气量排采；

总体上该阶段设置三段阶梯式提产，可大大降低排采失误率，提高排采制度与储层导流能力变化的适应性，提高单井产量。

（5）稳产阶段，即pw=p1/4至流压降幅△p≥15kpa/d的阶段，此阶段稳定产气量排采，控制流压降幅0≤△p＜15kpa/d；若稳定该产气量，流压降幅>15kpa/d，说明储层供气能力小于实际产气量，需依靠牺牲井底流压来维持该产气量，难以实现长期稳产。

（6）衰减阶段，即流压降幅△p≤15kpa/d至井底流压到达衰竭压力，即pw=0.05mpa的阶段，该阶段稳流压稳套压排采，产气量自然衰减。

在单向流阶段，若井口无出砂、出煤粉情况，起初产水量随压差的增大逐渐升高，当产水量逐渐趋于稳定，甚至开始降低时，即△q水≤0持续3-4天，则维持该强度排采。

在单向流阶段，当井底流压降至pw=1.1p临时，假设当前流压降幅为△a（kpa/d），流压降幅按一定比例逐渐降低，设该比例为m，共需n天井底流压降至临界解吸压力，则其后每天的流压降幅依次为m△a、m²△a、m³△a、m⁴△a.....mⁿ△a（0<k<1），则需满足以下条件：△a（m+m²+m³+m⁴+....mⁿ）=0.1p临，即m△a（1-mⁿ）/（1-m）=0.1p临，若储层原始渗透率k=0.01-0.1md时，n=15；若k=0.1-1md，n=10，根据已知的△a、p临及n值计算m，获得其后每天的排采强度。

选取某口井较难控制的排采初期为例，包括单相流阶段、临界解吸阶段和初始产气阶段，单相流阶段：试抽结束后，该井的起步排采强度（即井底流压日降幅）为10kpa/d，按△p=10kpa/d左右的增幅，逐渐增大排采强度；井口水质清澈，且无出砂、出煤粉情况，起初产水量随压差的增大逐渐升高，当排采强度达到60kpa/d时，产水量逐渐趋于稳定，甚至开始有下降的趋势，则维持该强度继续排采，经过一段时间后，产水量缓慢回升，初步判断储层供水能力增强，则继续以△p=10kpa/d左右的增幅，逐渐增大排采强度，观察产水变化。当井底流压降至pw=1.1p临时，预测该井的临界解吸压力为4.2mpa，即当pw=4.62mpa时，此时的流压降幅为△a=80kpa/d，为扩大压降在纵向上的波及范围，流压降幅按一定比例逐渐降低，设该比例为m，共需n天井底流压降至临界解吸压力，则其后每天的流压降幅依次为（1-m）△a、（1-m）²△a、（1-m）³△a、（1-m）⁴△a.....（1-m）ⁿ△a（0<m<1），则需满足以下条件：△a（1-m+（1-m）²+（1-m）³+（1-m）⁴+....（1-m）ⁿ）=0.1p临，即（1-m）△a（1-（1-m）ⁿ）/（1-（1-m））=0.1p临，鉴于该井主力煤层原始渗透率k=0.01-0.1md时，n取值15，根据已知的△a、p临及n值计算m=16%，获得其后每天的排采强度，分别为67kpa/d、56kpa/d、47kpa/d、40kpa/d、33kpa/d、28kpa/d、23kpa/d、20kpa/d、17kpa/d、14kpa/d、12kpa/d、11kpa/d、9kpa/d、8kpa/d、7kpa/d，降至预测临界解吸压力p临=4.2mpa后，仍未见套压则维持流压降幅△p=7kpa/d左右排采，在井底流压降至p=4.17mpa时见套压，则进入临界解吸阶段。

临界解吸阶段：见套压后，观察套压涨幅△p套压，发现△p套＜0.1mpa/d，则维持△p=7kpa/d左右继续排采，当套压升高至p套=2.8mpa时，液柱高度仍有130m左右，套压接近井口装置的安全限压，则放套压生产，进入初始产气阶段。

初始产气阶段：放套压生产后，稳套压、降液面排采，直至最上部煤层液柱高度为50m左右，采取稳液面、降套压排采，此时的流压降幅约10kpa/d左右，按10%△p=1kpa/d的幅度缓慢提高排采强度，当△p=18kpa/d左右，产水量开始缓慢降低，即△q水≤0，产气量开始缓慢升高，则维持△p=18kpa/d排采，控制产气增幅△qg≤15m3/d，当地面产气量qg=260m³/d、地面产水量qw=1.2m³/d，井底流压为pw=3.6mpa时，满足：q地层气/q地层水=6时进入初始产气阶段。

排采初期是煤层气排采最为敏感、关键的阶段，也是最容易因排采强度不合理造成严重储层伤害的阶段，该井应用本发明提供的排采制度确定方法，在整个排采过程中未出现卡泵、漏失甚至检泵等现象，作业周期明显延长，有效实现了各个排采阶段的平稳过渡，排采曲线整体趋于平缓，杜绝了折线及陡崖式变化，单井产气量较同一地区其余井平均产气量提高20-30%。

选取相邻的地质、工程条件相近的另一口煤层气井为对比，该井采用以往的排采思路进行排采，现将二者的排采效果进行对比如下：该井试抽结束后，起步排采强度为10kpa/d，按△p=5-30kpa/d左右的增幅，逐渐增大排采强度，当井底流压降至pw=1.1p临，即当pw=4.5mpa时，以△p=2-3kpa/d左右幅度逐渐降低排采强度，见套压时，排采强度仍达到25kpa/d，见套后为控制气体解吸速率，流压降幅一天内降至2kpa/d，但鉴于前期排采强度过大，套压涨幅达到0.3mpa/d，现场操作失控，尽管流压降幅很小，控制在2-3kpa/d左右，但套压在短短几天内涨至2mpa后放套压生产。放套后，以△p=3-15kpa/d左右幅度逐渐增大排采强度，产气量迅速增大，产气增幅一度超过45m³/d，产水量急剧降低，此时近井地带储层吸附气大量、快速解吸，阻碍远井端水的产出，一方面压降范围集中在近井地带，压降漏斗难以在横向上继续扩展，整体降压体积受限；另一方面气水两相流携带煤粉能力增强，加之产气速率过快，导致大量的煤粉被携带至井筒及近井地带储层裂隙中，流动通道变窄。待产气量上升至qg=500m^3/d左右时，发现抽油杆断脱，起油管检泵后发现，固定凡尔被煤粉堵死，进一步说明该井在排采初期因排采制度不合理，地层发生了较为严重的速敏及应力敏感伤害，煤粉突出。该井在检泵作业及连续停抽等影响下，储层伤害进一步加剧，严重影响该井的单井产气量。

如上所述即为本发明的实施例。本发明不局限于上述实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下做出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。