煤层气流压回升型不正常井储层伤害机理与治理_贾慧敏.pdf

第 47 卷 第 4 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.4 2019 年 8 月 COAL GEOLOGY BHFP pickup; abnormal well; damage mechanism; damage index; countermeasures 煤层气以吸附气为主，排水降压解吸采气是煤 层气开发的关键技术[1]，因此，煤层气井排采以井 底流压为控制核心[2]，井底流压回升导致储层压力 升高，抑制煤层气解吸产出，导致煤层气井产量降低 甚至不产气，影响煤层气井正常生产。孙仁远等[3]研 究了煤层气井底流压计算方法，刘新福等[4]重点研 究了两相流段煤层气井井底流压的预测方法，但目 前现场井底流压一般通过流压计进行直接监测，在 此基础上的井底流压计算方法研究较少。赵金等[5] 基于质量和能量守恒定律建立了计算井底流压的数 学模型，并研究了井底流压变化对煤层气井气水产 出的影响。张卫东等[6]研究了排采连续性对煤层气 井产气量的影响，认为初次停机对储层物性的影响 最大。刘世奇等[7]研究了煤层气井井底流压液面、 套压协同控制方法，分析了套压与液面间相互转化 关系。 部分学者研究了煤层气储层伤害机理及类型， 白建平等[8]研究了压裂液基液、黏土稳定剂和表面 活性剂对煤储层的影响。王道宽等[9]认为煤层气井 传统的固井水泥对储层具有较大伤害，研究评价了 渤钻低密度固井水泥浆降低煤层气储层伤害的能 力。毛港涛等[10]通过核磁共振和离心机实验，基于 Ｔ2截止值法判断了区块的潜在水锁伤害程度。 贾慧 敏等[11-12]研究了储层应力敏感性对煤层气井产水规 律的影响，并提出了相应的排采对策；但对于排采 过程中，排采不连续导致的储层伤害及其治理研究 相对较少，熊先钺[13]研究了影响煤层气井连续排采 的主控因素，并提出了治理对策；张遂安等[14]研究 了排采过程中储层伤害机理，认为排采过快、关井 等会造成煤层气井产能锐减；梁春红等[15]研究了煤 层气抽油机井示功图影响因素及治理技术。但调研 发现，前人对井底流压回升型这类最为常见的异常 井未开展过系统的分析研究，基于此，笔者通过分 析流压回升过程中流压各构成要素间的转化关系， 明确流压回升对储层的伤害机理，提出了流压回升 对储层伤害程度定量评价方法，总结了煤层气井流 压回升的原因，并提出了相应的治理对策。 1 流压回升型不正常井 1.1 煤层气井底流压构成 煤层气井井底流压是指井筒中煤层中部承受的 流体压力pwf。由于煤层气开发需通过持续排水降 压，将储层压力降至煤层气临界解吸压力以下，吸 附在煤基质表面的甲烷气体开始解吸，并扩散、渗 流至井筒产出地面。在煤层气开发全周期中，井筒 中相态会经历单相液体、气液两相、单相气体 3 个 阶段图 1，不同阶段井底流压的构成不同。 图 1 煤层气井流压组成示意图 Fig.1 Schematic composition of bottom-hole flow pressure of CBM well 在煤层气解吸之前井筒中全部被液柱充填图1a， 井筒中液柱与煤层气之间界面为动液面，井底流压 等于煤层气中部以上液柱产生的压力， 计算公式为 ww wf 1 000 ρ h g p，pwfpde 1 式中 pwf为井底流压，MPa；ρw为液体密度，一般 取 1 kg/m3；g 为重力加速度，其值为 9.8 N/m3，现 场计算中一般取 10 N/ m3；hw为煤没度即井筒中煤 层以上液柱的垂直高度，m；pde为解吸压力，Mpa。 在煤层气开始解吸之后，井筒中液面降至煤层 底板之前，井筒中气液两相共存如图 1b 所示，动 液面深度为井口至动液面的垂直距离hs， 该段距离 被气体充满，此时井底流压计算公式为 ww wfg 1 000 ρ h g pppwf0 2 式中 pg为套压，即套管中气体压力，MPa。 当煤层气井进入排采后期，井筒中动液面降至 煤层底板及其以下图 1c，此时煤层中部以上全部 为气体，井底流压计算公式为 wf pp gpwf1 000 nm中孔1001 000 nm 过渡孔10100 nm 微小孔10 nm F1 7.0 0.14 7.5 3.2 27.6 61.7 F2 7.9 0.11 5.6 5.1 28.3 61.0 F3 7.3 0.12 2.8 11.7 29.8 58.5 F4 8.1 0.08 5.4 20.8 25.7 53.5 F5 7.8 0.10 5.0 13.2 31.7 55.1 F6 7.4 0.15 4.3 12.6 28.5 58.9 表 2 煤层气井凡尔漏失类型及典型示功图 Table 2 Type of valve leakage and typical indicator diagram 漏失类型 机理示意图 典型示功图 故障频率/ 治理措施 游动凡尔漏失 30 机械振动 固定凡尔漏失 60 液压冲洗 双凡尔漏失 10 先机械振动 后液压冲洗 为 30，一般可以通过机械振动将游动凡尔上的煤 粉清除，即通过调小泵的防冲距，让活塞撞击固定 凡尔球罩，产生机械振动，并且可以通过调节抽油 机冲次调节机械振动频率。 b. 固定凡尔漏失 下冲程时， 固定凡尔不能完 全闭合，导致液体不断流出泵筒，其典型示功图特 征为右上尖、左下圆，表现为下冲程卸载延缓。实 际生产中，这类故障所占比例最高，约为 60，由 于机械振动对固定凡尔作用较小，难以清除固定凡 尔处煤粉，可通过液压冲洗的方式清除煤粉，该方 法首先让液面回升至一定高度，然后将抽油机冲次 提高至最快，通过快速抽汲使泵筒内产生负压，使 煤粉在泵筒内负压和外面液柱压差下被清除。 c. 双凡尔漏失 无论上、下冲程，两个凡尔均 不能完全闭合，典型示功图为窄条状，此时泵效最 低。导致煤层气井凡尔漏失的主因是煤粉沉淀在相 应凡尔阀座处，导致凡尔不能完全闭合。这种故障 类型可先机械振动清除游动凡尔煤粉，后液压冲洗 清除固定凡尔煤粉。 但这种故障类型较少， 一般 10 左右。 3.2 抽油泵气锁 煤层气井生产初期产水量较大、井筒中液面较 高，随着排采时间的延长，产水量逐渐降低，且井 筒中液面逐渐降至煤层底板以下。此时，煤层气容 易进入泵筒，形成气锁，降低抽油泵排水效率。为 了解决该问题，提出了煤层气井恒沉没防气锁工艺 图5， 即将抽油泵下入煤层气底板以下1020 m处， 且保持煤层底板以下充满水，这样既可以保证抽油 ChaoXing 74 煤田地质与勘探 第 47 卷 泵恒定沉没在液体中防止气体进入，也保证了井底 流压最大幅度降低，最大限度地释放单井产能。 图 5 煤层气井恒沉没防气锁工艺 Fig.5 Permanent submerge technology to prevent gas lock of CBM wells 当煤层向井筒供水量降低后， 泵吸入口以上的液 体容易被全部排出，为了保障足够的抽油泵沉没度， 对产水量小于 0.5 m3/d 的煤层气井实施间断抽水， 其 原理如图 6 所示[18]。当井筒中液面回升至煤层底板 时开井排水，当液面降至泵吸入口处时关井停止排 水，从而保障抽油泵足够的沉没度，避免气锁。 图 6 煤层气井排采后期间断抽水理论模型 Fig.6 Theoretical model of the period after CBM production in CBM wells 2017 年樊庄区块由于凡尔漏失、抽油泵气锁 造成的流压回升井治理情况及平均单井恢复气 量统计数据如表 3 所示。由表 3 表明，本文提出 的治理方法能够有效治理流压回升，促进单井产 量回升。 表 3 2017 年樊庄区块流压回升井治理效果 Table 3 Effect of dealing with the BHFP pickup well in Fanzhuang block in 2017 流压回升原因 治理井次 平均单井恢复气量/m3 游动凡尔漏失 59 760 固定凡尔漏失 125 890 双凡尔漏失 16 550 抽油泵气锁 30 900 4 结 论 a. 在不同开发阶段，煤层气井井底流压构成不 同。在煤层气解吸前，流压回升是煤没度增加所致； 煤层气开始解吸后，煤没度增加，套压降低，如果 套压降低速率较快，则井底流压继续下降，如果煤 没度增加的速度较快，则井底流压回升，所有井底 流压回升的井在煤没度开始增加之后均经历流压从 继续下降变为持续回升的阶段。 b. 煤层气井井底流压与毛细管压力将煤层气 以吸附态和游离态封堵在孔隙中，随着井底流压降 低，气体克服毛细管压力产出，孔隙压力持续降低。 此时井底流压回升，解吸的煤层气被重新吸附，喉 道半径减小，气体产出阻力增加；且孔隙压力降低， 再次克服毛细管压力的动力较小，这样导致很多孔 隙中的气体被毛细管压力封堵，难以产出。 c. 流压回升导致的储层伤害程度可以通过流 压回升伤害指数来间接表征。流压回升伤害指数即 由于流压回升重新被液体填充的孔隙体积占总孔隙 体积的百分比。 d. 抽油泵凡尔漏失和气锁导致煤层气井排水 量小于煤层向井筒供水量，这是井底流压回升的主 因。固定凡尔漏失导致的故障比例最高，可通过液 压冲洗方式清除煤粉；游动凡尔漏失导致的故障比 例次之，可通过机械振动清除煤粉；双凡尔漏失可 先通过机械振动、后通过液压冲洗清除煤粉。利用 恒沉没防气锁工艺与煤层气井间间断抽水工艺有效 结合可有效治理气锁。 参考文献 [1] 赵贤正，朱庆忠，孙粉锦，等. 沁水盆地高阶煤层气勘探开发 实践与思考[J]. 煤炭学报，2015，4092131–2136. 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