沁水盆地潘河区块煤层气井负压抽采增产效果

李 娜 冯汝勇 柳迎红 刘 佳 廖 夏

中海油研究总院有限责任公司

0 引言

潘河区块位于山西省沁水县嘉峰镇，隶属潘庄区块，整体呈北东向展布、向西北倾斜的单斜构造，构造简单、次级褶曲发育、断层稀少。示范区主力开发煤层气为3#煤，含气面积24.2 km2，煤层埋深主要介于300～500 m，净煤平均厚度5.6 m，平均含气量17.7 m3/t，资源量好。自2005年至今，中联公司先后完成数百口煤层气井产能建设投入，累计产气达18×108m3。但自2013年开始，产量逐年下降，且下降趋势明显，亟需提出适用的增产措施，提升单井产量。

针对潘河示范区，大量学者已经从地质、工程和排采制度方面进行了深入研究。叶建平、徐晓燕[1-7]等人分析了气田区域地质与煤储层特征， 评价了煤层气可采性、生产潜力及气藏主控因素；牟全斌、张双斌[8-9]等人分别从钻井、压裂方面探讨了工程技术及分压合采的可行性；叶建平、刘升贵、王庆伟[10-13]等人总结了气田生产规律、划分了生产曲线类别、分析了煤粉产出机理及控制因素。但鲜有学者针对目前煤层气井处于产量衰减阶段，提出相应的增产措施。因此，笔者根据等温吸附理论和实际排采经验，提出了适用于潘河区块的负压抽采增产方法，在区块应用取得了较好的效果。

1 负压抽采基本原理

潘河区块煤层气井自2005年开始陆续投产，截至目前，已生产10余年。由于生产时间长，70%煤层气井经历了前期的排水降压作用，达到高峰产气后产量持续递减，已经出现了井底流压小，产气量低的情况。

以较为典型的PH001井为例，初期产水量较大，井底流压下降，气体迅速解吸出来，产量稳步提升。达到高峰产气后，产量持续递减，由高峰产气1.05×104m3/d降为不足0.05×104m3/d，而且出现了井底流压低，液面降至煤层，不产水只产气的现象，产量递减问题亟需解决。

煤层气开发潜力受煤岩吸附和解吸特征影响较大，而甲烷分子主要为物理吸附，甲烷分子和煤基质之间的作用力为范德华力，可用兰格缪尔单分子层吸附理论描述[14-17]。煤的吸附能力是温度、压力和吸附质的函数，在吸附质和温度一定的情况下，煤基质对甲烷的吸附量可以用兰格缪尔方程描述：

式中V表示吸附量，m3/t； VL表示兰氏体积，m3/t；p表示压力，MPa；pL表示兰氏压力，MPa。

沁水盆地潘河区块典型煤岩兰氏压力为2.93 MPa，兰氏体积为42.95 m3/t，等温吸附曲线如图1所示，定义单位压降下每吨煤的解吸量为解吸效率，用来定量表征煤层气在不同储层压力下的解吸量。由兰格缪尔方程可得，煤层气吸附量的一阶倒数即为煤层气的解吸效率：

为了定量分析煤层气的解吸特征对其产出的影响，孟艳军[18-20]等通过煤层气等温吸附曲线曲率函数将煤层气的等温曲线划分阶段，并求取了等温吸附曲线曲率函数的一阶和二阶导数，得到曲率函数的两个拐点和驻点，把3个点对应的压力值定义成拐点压力（ptu）、敏感压力（pse）以及启动压力（pst）：

图1 PH001井生产曲线图

3个压力点可以将等温吸附曲线分为低效解吸阶段、缓慢解吸阶段、快速解吸阶段和敏感解吸阶段，通过该方法得到潘河区块3个关键压力值点分别为：7.09 MPa、3.30 MPa、10.50 MPa，从图2中可以看出，压力越低，煤层气解吸效率越高，在应力敏感期，煤层气井解吸效率最高，产气量上升最快。沁水盆地潘河区块处于开发后期，目前储层压力较低，根据区块兰格缪尔曲线判断，煤层气井基本处于应力敏感期，解吸气量对储层的压力降低极为敏感，在无法采用排水降压的前提下，可以考虑采用负压抽采方法，进一步降低井底流压，增大解吸气量，提高煤层气井采收率。

图2 潘河区块煤层气井解吸阶段划分与产气特征对比图

2 负压抽采技术适用性

沁水盆地潘河区块煤层气井经过10多年的勘探开发，产气已经进入明显的衰减阶段，递减率达到12%，产气量降低程度大。分析潘河区块煤层气井生产特征发现，80%煤层气井只产气不产水，常规的排水降压增大生产压差的方式已不适用于潘河区块提产。因此考虑选用负压抽采的方式，通过降低套压，增大储层和井筒之间的生产压差，达到进一步提高煤层气井产量的目的。

负压抽采技术是指在煤层气井口安装鼓风压缩机，将套压降至0 MPa以下，然后将气体经过压缩机加压（最大至0.8 MPa）输入网管。目前潘河区块共计85口井使用了负压抽采技术，相同的技术条件下，仅40%的煤层气井增产取得了较好效果，实现了一定的经济效益。因此亟需研究负压抽采技术选井原则，为下一步负压抽采技术的有效应用和推广奠定理论基础。

通过对比研究85口煤层气井的储层条件和生产特征，发现采用负压抽采技术的煤层气井需要满足以下3个方面条件。

1）煤层气井储层条件好

负压抽采优选含气量高、临界解吸压力大、临储比高及剩余资源量大的煤层气井。

潘河区块测试实验和排采实践表明，该区块平均含气量大于18 m3/t，临界解吸压力基本大于2 MPa，临储比＞0.7，剩余资源量大于15%。

2）排采效果好，生产时率高

由于煤储层具有较强的应力敏感性，且排采过程中极易出现煤粉堵塞，一旦煤储层受到伤害，将难以恢复。为筛选出排采后期负压抽采仍有效果的排采井，需要选取排采过程中煤岩未有伤害或者伤害较小的煤层气井，即排采期内生产效果好，生产时率高（＞0.8），产量较高的煤层气井（最高产气量＞ 5 000 m3/d）。

潘河区块煤层气井前期排采连续性好，停机少，开发效果好。85%煤层气井生产时率大于0.8，产量普遍较高。

3）开发处于产量衰减期，煤层裸露

对于正常排水煤层气井，排水降低井底压力效果显著。例如，20 m液柱的压力为0.2 MPa，仅需排出水量0.078 m3（Ø73 mm管、Ø19 mm 杆）。在井底存有一定的液柱时，考虑先通过排水降低井底流压，待动液面降至煤层顶板，再通过负压抽采，进一步降低井筒压力，且当井筒存有液柱时，使用负压抽采设备易产生负作用。

按照以上负压抽采选井原则，需要针对潘河区块剩余未采用负压抽采井，从储层条件、排采效果、生产特征等方面进行研究工作，优选适用负压抽采技术煤层气井，提高单井产能，增大经济效益。

3 现场应用效果

负压抽采设备由气体压缩机和电气部分组成，可抽取煤层气井的系统压力，并对气体进行加压输送至运输管道，实现气体的运送和集输，以提高单井产能。潘河区块此次选用设备型号为TRB-ZYB-65X2，设备基本参数分别为外形尺寸：长1 600 mm×宽950 mm×高1 100 mm；额定电流：30 A；额定电压：AC380 V；额定功率：11 kW；额定转速：3 000 prm/min；额定排气量：130 m3/h；进气口抽真空度：－0.1 MPa；排气最高压力：0.8MPa；噪声：65 dB±5；净重：450 kg。

根据负压抽采选井原则，共选取潘河区块煤层气井7口(PH01井—— PH07井)。7口井含气量均大于18 m3/t，临界解吸压力大于2 MPa；排采时率连续性好，排采期内均未出现停机事故；安装前气井采出程度小，剩余资源量达15%以上；开发时间长，产量处于衰减期，煤层裸露（图3）。应用负压抽采设备后，观察7口单井产气量增产情况。

7口井实施负压抽采后增产效果显著，安装前平均产气量551 m3/d，安装一周后平均产气量2 824 m3/d。截至2018年7月31日，潘河区块7台单井负压抽采设备正常运行累计1 290 d，共增加产气量220.5×104m3/d，日总产气量由3 863 m3增加到19 768 m3，提产效果明显。当前煤层气出厂价1.6元/m3，1 290天累增220.5×104m3煤层气，共计人民币352万元，负压抽采设备成本为8.5万/台，当前已获净利润292.5万元。

4 结论

1）适用负压抽采技术的煤层气井需要满足储层条件好、剩余资源丰富，前期排采效果好，产量衰减明显、煤层裸露等条件。

2）潘河区块煤层气井目前处于开发后期，产量衰减严重、煤层裸露，适用负压抽采技术提产，优选负压抽采井7口，取得了很好的效果，平均单井增量达2 824 m3/d，正常运行1 290 d累计净利润292.5万元，经济效益明显。

图3 负压抽采井生产现状展示图

图4 负压抽采对产气量的影响对比图

3）基于煤储层性质的相似性，负压抽采技术也可用于其他工程区块。