一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法

摘要

一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法，前期排液探索阶段逐步摸清煤层产水规律，观察产水及煤粉产出情况，利用井底压力计，控制动液面降幅在1‑6m/d内，若动液面下降快，则降低排采制度；若动液面回升，则提高排采制度，保证煤粉不大量产出，当产水量明显下降，此时煤层中的水已大量排出，形成了较大面积的压降漏斗，将液面控制在煤层顶界以上10‑15m，以保证全部煤层段在煤层水以下，保持煤层以煤层气为主，以水为辅的气液两相流，利于产气量携带出煤层中剩余的水，将产出的煤粉携带至地面，避免在井筒及泵筒中堆积；同时，通过控制井口套压来控制井底流压，达到延长稳产周期，提升单井产气量的目的。

说明书

技术领域

本发明涉及煤层气开发技术领域，特别涉及一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法。

技术背景

目前，我国的煤层气开发主战场在山西，煤层气的很多理论及开发实践基本都是在大规模开发山西煤层气形成的，但是在储层特征上山西的煤层和西南地区有很大差别，山西的主力煤层山西组和太原组的煤以块状煤为主，而西南地区主要是以构造煤为主，主力煤层以碎粒煤为主，为此针对西南地区碎粒煤层的地质特点，综合利用煤层气钻井、地质、压裂成果，结合生产曲线进行分析论证，在山西煤层气等区块煤层气排采实践理论的基础上提出了更适合西南地区碎粒煤层的精细排采控制方法。

目前，以“五段三压法”为代表的单压裂层煤层气井排采技术已发展较为成熟，也多为合采井排采控制借鉴。第一阶段快速降压排水阶段，控制最大日降流压，降低压裂液对煤层的污染伤害，防止煤层浸泡时间过长造成煤层出砂和煤粉产出。第二阶段缓慢降压排水阶段，该阶段煤层供液能力增强，日降流压幅度减小，适当提高冲次防止压敏效应。第三阶段稳压排水阶段，煤层气开始解析，下调冲次控制最大日降流压，减小液面波动。第四阶段控压排水阶段，该阶段开始产气，产气量逐渐增长，防止气体滑脱效应导致水量减少，影响解吸面积。第五阶段稳压产气阶段，产水量稳定，压降漏斗进一步扩大，保持套压稳定，持续稳产。

重庆渝南地区煤层结构与国内其他开发较早的煤层气区块存在较大差异，渝南地区的主力煤层龙潭组M8上部(1.53m)为层状半暗-半亮煤型，中部(3.8m)为粒状结构半暗-半亮型煤，下部(1.18m)为块状半暗-半亮型煤，而国内开发较早的山西煤层气区块主力煤层山西组、太原组煤层结构为层状煤，应力差小，结构稳定。压裂及排采过程中，煤层内部结构发生变化，M8煤层中部3.8m煤层为粒状结构，压裂时造成粒状压实，排采过程中应力变化会造成粒状煤粒运移，堵塞渗流通道，影响渗透性，最终产水量、产气量会大幅降低，因此在排采过程中不能照搬山西的排采技术和经验。

发明内容

为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法，依据煤层气生产规律及标准曲线模板，将煤层气生产过程划分为产液探索、稳定降压、临界产气、控压排液、控压产气、产量测试、控压稳产七个阶段，井底流压、液面降幅为前期排液的主要控制参数，套压为后期产气的主要控制参数；解决碎粒煤层排采过快造成煤粉堵塞渗流通道，压降漏斗面积小的问题，提高煤层气产量，延长稳产周期。保证煤层气井连续、稳定、缓慢的排采。

为了达到上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法，其特征在于减弱应力变化造成的粒状煤粒运移效应，包括以下步骤：

阶段1、连续监测井底流压或液面下降速度，记录每日流压、液面数据，描述产水情况，了解煤层的供液强度；

阶段2、严格控制井底流压，初始以本地区煤层等温吸附曲线和含气量推算的解吸压力作为参考值，控制液面降幅3-6m/d稳定连续排水；

阶段3、控制液面降幅，防止煤粉产出，当流压降至高于解吸压力0.5-0.8MPa时，控制液面下降速度每天1～2m，获取真实的煤层解吸压力；

阶段4、保持合理的流压降幅，控制液面降幅在2-3m/d，防止套压上升过快，保持排采连续性，控制排采强度，流压日降幅最大20-30Kpa；

阶段5、调节针形阀开度，控制套压降幅在0.05MPa/d以内，产气量递增不超过30m³/d，逐渐提高产气量；

阶段6、严格控制流压降幅在0.03MPa/d之内、套压降幅在0.01MPa/d之内，分别在500m³/d、800m³/d、1000m³/d、1200m³/d四个产气平台上进行分段稳产测试，获得产量递增与套压降幅的相关性；得出控制井底流压降幅在0.002MPa-0.003MPa范围内波动，能够保持连续稳定生产，获取最大产量数据。

第一控制点即第一阶段至第四阶段的排液主要控制流压；第二控制点后期即第五阶段至第六阶段的产气主要控制套压，第一控制点液面降低范围在1-6m/d内；第二控制点动液面在煤层顶界以上10-15m。

本发明的优点是：前期第一阶段至第四阶段按照缓慢降液的原则，控制动液面降幅在1-6m/d内，形成畅通的渗流通道，确保大面积的压降漏斗；产水量明显减少时，将动液面控制在煤层顶界以上10-15m，保持井底两相流状态，逐渐提高单井产气量，获得最大产气量数据。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明做详细叙述。

实施例一

一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法，包括以下步骤：

阶段1、连续监测井底流压或液面下降速度，记录每日流压、液面数据，描述产水情况，了解煤层的供液强度；綦煤2井以低冲次0.3n/min运行，初始井底流压8.944MPa，产水0.04m³/h，产水含微量气体，可点燃不连续，井底流压在8.944MPa～8.966MPa之间波动，逐步提高排采强度，了解井底供液情况；当冲次调至1n/min(日产水量为3.9m³/h)时，井底流压开始下降；

阶段2、严格控制井底流压，初始以本地区煤层等温吸附曲线和含气量推算的解吸压力作为参考值，控制液面降幅3-6m/d稳定连续排水；该区解析压力以4.8MPa为参考值，本阶段冲次控制在1.4-2.3n/min之间，流压累计下降4.159MPa，流压日降幅最大60KPa，平均日降幅45KPa，累计产水322m³，平均日产水6.07m³/d。

阶段3、控制液面降幅，防止煤粉产出，当流压降至高于解吸压力0.5-0.8MPa时，控制液面下降速度每天1～2m，获取真实的煤层解吸压力；通过前一阶段将流压降至4.807MPa，液面降幅逐渐降至1-2m/d。经过49天排采，井口考克处有气体产出，井口出现套压，初始套压0.01MPa，当时流压为4.288MPa。该流压值即煤层真实解析压力。

阶段4、保持合理的流压降幅，控制液面降幅在2-3m/d，防止套压上升过快，保持排采连续性，控制排采强度，流压日降幅最大20-30Kpa；控压排液历时32天，期间套压由0.03MPa逐渐上升至3.41MPa，流压累计下降232KPa，最大日降幅30KPa，流压稳定在4.056MPa左右，套压累计上升3.37MPa，平均日增幅0.11MPa；

阶段5、调节针形阀开度，控制套压降幅在0.05MPa/d以内，产气量递增不超过30m³/d，逐渐提高产气量；按照产气日增幅30m³/d开始提产，产气量逐渐由0.1m³/d提至120m³/d，历时4天，流压日降幅15-30KPa之间，稳定套压在由3.41降至3.2MPa左右。

阶段6、严格控制流压降幅在0.03MPa/d之内、套压降幅在0.01MPa/d之内，分别在500m³/d、800m³/d、1000m³/d、1200m³/d四个产气平台上进行分段稳产测试，0-500m³/d套压降幅0.01MPa/d，流压降幅0.015MPa/d，500-800m³/d套压降幅0.009MPa/d，流压降幅0.016MPa/d，800-1000m³/d套压降幅0.007MPa/d，流压降幅0.014MPa/d，1000-1200m³/d套压降幅0.006MPa/d，流压降幅0.003MPa/d，获得产量递增与套压降幅的相关性，产量提升初期，对套压、流压影响较大，到中后期产量提升套压、流压降幅较缓，根据相关性筛选出井底流压降幅在0.002MPa-0.003MPa/d范围内波动产量稳步提升到最大，稳产时间更长，因此严格控制井底流压降幅在0.002MPa-0.003MPa/d范围内波动，稳步提产，获得该井最大产量1538m³/d。

实施例二

阶段1、连续监测井底流压或液面下降速度，记录每日流压、液面数据，描述产水情况，了解煤层的供液强度；中梁1井于2016年4月30日开始排采，以低冲次0.5n/min运行，初始井底流压7.759MPa，产水0.1m³/h，井底流压在7.743MPa～7.752MPa之间波动，逐步提高排采强度，了解井底供液情况；当冲次调至1n/min(日产水量为4.5m³/h)时，井底流压开始下降；

阶段2、严格控制井底流压，初始以本地区煤层等温吸附曲线和含气量推算的解吸压力作为参考值，控制液面降幅3-6m/d稳定连续排水；该区解析压力以4.8MPa为参考值，本阶段冲次控制在1.5-2.5n/min之间，流压累计下降2.458MPa，流压日降幅最大54KPa，平均日降幅36KPa，平均日产水5.8m³/d。

阶段3、控制液面降幅，防止煤粉产出，当流压降至高于解吸压力0.5-0.8MPa时，控制液面下降速度每天1～2m，获取真实的煤层解吸压力；通过前一阶段将流压降至5.301MPa，液面降幅逐渐降至1-2m/d。经过33天排采，井口考克处有气体产出，井口出现套压，初始套压0.02MPa，当时流压为4.974MPa。该流压值即煤层真实解析压力。

阶段4、保持合理的流压降幅，控制液面降幅在2-3m/d，防止套压上升过快，保持排采连续性，控制排采强度，流压日降幅最大20-30Kpa；控压排液期间套压由1.2MPa逐渐上升至2.4MPa，流压累计下降332KPa，最大日降幅30KPa，流压稳定在4.642MPa左右；

阶段5、调节针形阀开度，控制套压降幅在0.05MPa/d以内，产气量递增不超过30m³/d，逐渐提高产气量；按照产气日增幅不超过30m³/d开始提产，产气量逐渐由0.1m³/d提至1200m³/d，历时76天，流压日降幅10-30KPa之间，稳定套压在由2.4降至1.7MPa左右。

阶段6、严格控制流压降幅在0.03MPa/d之内、套压降幅在0.01MPa/d之内，分别在500m³/d、800m³/d、1000m³/d、1200m³/d四个产气平台上进行分段稳产测试，0-500m³/d套压降幅0.008MPa/d，流压降幅0.011MPa/d，500-800m³/d套压降幅0.006MPa/d，流压降幅0.009MPa/d，800-1000m³/d套压降幅0.005MPa/d，流压降幅0.007MPa/d，1000-1200m³/d套压降幅0.002MPa/d，流压降幅0.003MPa/d，获得产量递增与套压降幅的相关性，产量提升初期，对套压、流压影响较大，到中后期产量提升套压、流压降幅较缓，获得产量递增与套压降幅的相关性，根据相关性筛选出井底流压降幅在0.002MPa-0.003MPa范围内波动产量稳步提升至最大，稳产时间更长，因此，严格控制井底流压降幅在0.002MPa-0.003MPa范围内波动，稳步提产，获得该井最大产量1822m³/d。