煤层气开采工程

煤层气开采工程,目录,一、煤层气井压裂工艺技术二、煤层气井压裂裂缝监测技术三、煤层气井井间地震声波层析成像技术四、煤层气井抽排工艺技术五、煤层气井增产技术,一、煤层气井压裂工艺技术,煤层的原始渗透性能很差，必须经过后期改造。压裂是一种有效的措施，目前使用的压裂有水力压裂和高能气体压裂。高能气体压裂：利用聚能弹爆炸时产生的高压气体对地层进行压裂，适用于解除井筒附近的堵塞，但处理半径小。水力压裂：利用高压泵组将流体以超过地层吸收能力的排量注入，使煤层附近蹩起高压，当这种压力超过地应力及岩石抗张强度后，地层便产生裂缝。1、关于压裂的几点认识（1）支撑裂缝的几何形状和裂缝导流能力决定了压裂效果。通常低渗煤层加大压裂规模，造长缝、宽缝是可取的，但裂缝导流能力随缝长增加而减小，因此要在缝的长度和导流能力间寻求最佳的值。,（2）井筒和生产管柱是压裂液入口，过小的管路面积会增大施工摩阻，不利于施工压力传递。（3）岩石力学性质喝酒地应力长的分布在控制水力裂缝的形成和延伸中具有主导作用。最理想的情形是缝高限制在目的层内进行延伸。（4）压裂液的粘度和滤失性将极大地影响支撑剂的分布和铺置及总的施工效能。高粘度造宽缝，且有利于支撑剂的输送，但将导致高的施工压力，并存在裂缝垂向延伸的潜在危险。前置液和支撑浓度决定最终裂缝穿透深度和导流能力，前置液不足经常导致因早期前置液耗尽而造成过早的脱砂。（5）高的注入速率会使施工更有效，但施工期间为了使裂缝横向延伸最大，又要保持施工压力低于地层临界压力，并且要考虑所允许注入速率的管路摩阻、压裂液的剪切降解及地面施工压力。,一、煤层气井压裂工艺技术,2、煤层压裂的特殊性（一）裂缝形状复杂（1）水平裂缝，煤层深度较浅时出现；（2）“T”形裂缝，在单一厚煤层中，压裂裂缝完全限制在煤层内，可形成形状复杂的裂缝系统；（3）垂直裂缝，在薄煤层中，易产生一条平面垂直裂缝；（4）裂缝穿过煤层，厚煤层中的垂直裂缝，在处理后期，可能向围岩延伸，穿透煤层。（二）煤层压裂施工压力高同砂岩相比，煤层压裂需要较高的施工压力，通常破裂压裂梯度大于0.0026MPa/m，并且这种压力贯穿于整个裂缝延伸的过程中。引起煤层处理压力高的原因：,一、煤层气井压裂工艺技术,（1）煤层的多孔弹性效应煤层的裂缝系统极为发育，当地面泵注高压液体时，滤失量的增加使煤层孔隙压力升高，致使井壁周围煤层的力学性能减弱，杨氏模量下降、泊松比上升，导致产生更多的煤屑，从而引起地应力增大。,一、煤层气井压裂工艺技术,（2）煤屑的产生增加了液体的粘度，并使裂缝端部堵塞（3）复杂、弯曲的裂缝易产生较高的升高压力多条裂缝存在时引起的多孔弹性回压以及弯曲裂缝引起的流动阻力增大，在加砂压裂施工时，液体向前移动的过程中支撑剂浓度增大，产生砂浆效应，均会使地面施工压力升高。（4）井眼失稳或射孔产生碎屑，煤碎屑会阻碍裂缝的产生其中，孔隙弹性效应在井眼附近产生碎屑、井眼附近及外围形成的弯曲裂缝和多裂缝网络可能是处理压力过高的主要原因。（三）压裂液对煤层的伤害导致煤层渗透性下降主要原因是煤的吸附作用、水敏、速敏作用引起煤层基质膨胀，孔隙体积缩小，甚至堵塞割理系统，限制煤层气的流动。（四）压裂液在煤层中的滤失性大，导致造缝率低,一、煤层气井压裂工艺技术,3、煤层水力裂缝的模拟（一）水平裂缝模拟煤层埋深较浅和厚度不大时，最小主应力为垂直应力，易形成水平裂缝，可用Penny模型进行模拟计算。（二）垂直裂缝模拟模拟在地层中形成垂直裂缝的模型很多，并已在油气层压裂中广泛使用，如GDK模型、PKN模型等均为二维模型。相比之下，在深煤层中，如果煤层顶底板应力大于煤层，使用GDK模型比较合理。在掌握煤层气井底应力剖面的条件下，使用拟三维（P3D）或全三维（F3D）数学模型计算裂缝几何尺寸更为真实。表8-4为根据应力差确定的裂缝模型。,一、煤层气井压裂工艺技术,表8-4根据原地应力确定裂缝模型,（三）复杂裂缝模拟,（1）分别用水平裂缝和垂直裂缝进行描述，所依据的原则是两条裂缝到达的位置相同；（2）利用国外的FRACPRO软件进行模拟，该软件人为的考虑多条裂缝的存在。,一、煤层气井压裂工艺技术,4、压裂设计（一）地质参数获得包括弹性模量、泊松比、抗压强度等在内的煤的力学参数可以通过室内实验测试或利用测井曲线求得；包括水分、灰分、煤组分、含气量等在内的煤的物性参数可通过实验得到；煤层渗透率、破裂压力、闭合压力和地应力一般采用注入-压降试井求得。（二）压裂液的优选对压裂液的基本要求：（1）压裂液首先应具有一定的造缝和携砂能力，以满足造长缝沟通割理系统的要求。（2）压裂液同煤层具有较好的配伍性。,一、煤层气井压裂工艺技术,目前，国内煤层气试验井压裂施工时所选用的液体多为清水加入相应添加剂组成，少数采用了线性胶、冻胶压裂液。（1）压裂液添加剂的优选（a）稠化剂现场实践表明，烃丙基瓜胶及香豆胶具有良好的综合性能，表现在水不溶物低，粘度较高，对煤层保护有利。（b）交联剂交联剂的作用是使稠化剂溶液中的稠化分子迅速形成长链，粘度迅速升高，提高液体的造缝和携砂能力。（c）粘土稳定剂常用氯化钾作为粘土稳定剂，同时为了满足裂缝监测的需要，往往加大氯化钾的浓度，以提高地层的导电性能。（d）pH值调节剂加入pH值调节剂的作用是改变压裂液体系的酸碱性，目的是为了保证压,一、煤层气井压裂工艺技术,裂液与煤层配伍，降低对煤层的伤害，提高压裂液的携砂能力。（e）破胶剂与活化剂目前煤层的破胶剂是过硫酸铵和CH2低温活化剂。（2）压裂液的配置（a）保持水源清洁，配液前用5m以下滤网过滤，配液设备和容器一定要干净；（b）压裂液在配置过程中要进行必要的测试观察是否达到指标，施工前进行交联实验，避免由于时间过长或天气的原因是压裂液性能下降；（c）压裂液要与地层流体进行配伍性试验；（d）压后强化反排措施，最大限度降低液体对煤层的污染。（三）支撑剂的优选选择支撑剂应考虑以下因素：（1）支撑剂回流问题；（2）支撑剂应能深深侵入煤层；（3）最大限度降低煤粉回流。,一、煤层气井压裂工艺技术,考虑上述问题的施工步骤：在加砂前加入100目粉砂，它既是降滤剂，可提高煤层的综合滤失系数，并可阻挡部分煤粉回流，同时又是支撑剂，使撑开的裂缝参加导流；而后加入40/60目细砂，对煤粉起过滤作用；再加入20/40目主砂，最后尾追12/20粗砂，增大缝口导流能力，还可减少支撑剂回流。为了防止支撑剂回流，还可在压裂作业快结束时加入固化的树脂涂敷支撑剂，可以固结支撑剂并能最大限度降低支撑剂和煤粉的运移。采用低粘压裂液时，利用小颗粒支撑剂在井眼周围裂缝中沉降趋势小的优势，可以增大支撑剂侵入深度。总的来说对支撑剂的要求有：（a）建议支撑剂的浓度应高于5kg/m2；（b）支撑剂的浊度低于100BTU；（c）圆度、球度不低于0.7，在标定的粒径范围内所占百分比大于80%；,一、煤层气井压裂工艺技术,（d）初期选择小粒径支撑剂降滤，后期选择大粒径支撑剂尾追封口；（e）随着煤层埋深的增加（超过1000m），应考虑支撑剂的强度，要使在闭合压力为30MPa下，颗粒破碎率低于20%。（四）压裂工艺技术（1）尽可能增大进液管柱面积，提高地面泵组排量实践证明，在非限流方式的常规压裂井中，90%的液体摩擦阻力发生在井筒的压裂管柱内，并且与进液面积成反比。只有增大了进液管柱面积才能提高施工排量。提高施工排量是煤层压裂的重要方面，它有利于形成较宽的裂缝，降低或弥补压裂液在煤层中的滤失量。特别是采用低粘压裂液时，如果排量较小，可能造不开裂缝并影响支撑剂的加入。（2）提倡加砂压裂煤层气开发的有利深度是3001200m，煤层压裂时所形成的垂直或水,一、煤层气井压裂工艺技术,平裂缝在施工停止后将受到一定的闭合压力的影响，使裂缝宽度降低乃至闭合，进而失去导流能力。虽然煤层破裂时形成的细小颗粒充填在裂缝中起到支撑作用，但保证裂缝处于闭合状态是困难的，特别是在煤层深度大于600m时，加上煤层压力一般较低的因素，其闭合压力可能达到10MPa，因此加入支撑剂是必要的，支撑剂加入量大些，争取有较长的支撑缝长和缝宽有利于加速煤层排水采气。（3）适当增大压裂施工规模这里指的施工规模，主要是指增大加砂量、液量、排量等参数，以造就较长较宽的裂缝系统，为加大煤层气井的降压范围、促使吸附气解吸提供较好的条件。压裂规模的确定还应考虑到裂缝的形状、方向、延伸方向、井网结构等因素，避免盲目性造成不必要的损失。,一、煤层气井压裂工艺技术,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,煤层压裂裂缝测试分高度和长度及方位测试，其测试方法见表8-5。,表8-5压裂裂缝监测方法统计表,压裂形成的几何形状不仅为分析压裂效果提供可靠的依据，也是确定地应力分布，进行合理井距部署，搞好试验井组及编制煤层气田开发方案，评价煤层气产能必不可少的重要参数，因此正确测定压裂裂缝的几何形状，是煤层气试气工作的一项重要任务。,收了大量的压裂液体，温度恢复的较慢，在压开的层位温度就会出现异常（同原始地层温度相比），因此，可以利用这种地温异常解释压开裂缝的位置和裂缝高度。,1、裂缝高度的测试井温法以往利用压裂前后测井温度线仅可判断裂缝（垂直）高度。在压裂过程中，进入煤层孔隙的液体温度在停泵以前基本上无变化，停泵后井内压力重新建立起平衡，液体停止流动，没有热传导中的对流作用。根据热传导学理论，井筒内径地层传热速度大于从缝中单向向地层传热速度。另外由于煤层裂缝处吸,利用测井温判断裂缝位置和裂缝高度应注意以下不利因素：（1）当地面液体温度和被压裂层温度相差不大时，不易使用该方法来辨别裂缝，因为煤层埋藏浅、地层温度低，显示不出温度的异常段；,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,（2）压裂前要测井温基线，以便准确确定异常位置，异常段往往也不明显；（3）垂直裂缝容易识别，而无法识别水平裂缝；（4）无法定量分析地应力方向和压裂形成的裂缝方位。,2、大地电位法,（一）测试原理及公式假设地层是一个无限大的均匀介质，若通过导线及套管以恒定电流向地层充电，则在地层中形成一个人工电场（理想情况为均匀电场），在供电电极以外任一点M观测电场的电位为UM。当观测点相同时，由于场源的几何形状不同，所产生的电位值也不同。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,在压裂施工中，如果压裂液相对于地层是一个良导体，即液体电阻率与地层介质电阻率相比差异较大，此时利用套管向地层供以高稳电流，则这部分压裂液在地层中即可看成一个场源。由于压裂液的存在将使原电场（未进行压裂时的电场）的分布形态发生变化，即大部分电流集中在低阻带，造成低阻带周围介质电位也发生变化，从而与地层产生电阻率差。因此在被测压裂井周围环形布置多组测量电极，利用高精度电位观测系统，观测压裂施工前后地面电位变化，测得压裂前后电位梯度差值并通过一定的数据处理，就可达到解释推断裂缝延伸方位的目的（图8-1）。在图8-1中，压裂前不存在裂缝时，由A极和B极在地下建立起来压裂前的电场称为正常场，反映了地层原始电位分布。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,将供电的压裂井称为A极，另一电源返回井或场源记录点称为B极。B极不能距离压裂液传播区太远，必须在地层构成回路，它产生的电场对压裂井来说相当于一个干扰源，所以计算正常场时必须考虑B极的影响，所测电位差为两井产生的电场在地面叠加后沿偶极距的积分。由于电位是标量，因此在计算正常场时把A极和B极分别进行考虑。A极在其周围测点单独产生的电位为UAMN，B极在A极周围测点产生的电位为UBMN，叠加后的正常电位为UQMN。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,在地表上以A井井口为圆心，在以矢径RM和RN为半径的圆周上对MN的电位差进行测量。M、N两点的电位差为UAMN：,式中：地层的视电阻率，m；I供电电流强度，A；ZAA电极的深度，m；RMM点距A极的距离，m；RNN点距A极的距离，m。,（8-9）,利用上式即可得A井周围各测点的电位差数据，可以看出，在均匀无限半空间中，A极产生的电位是以A极在地面的投影点为中心的一族曲线圆。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,考虑到B极的影响，UBMN的计算式：,式中：DA、B两极之间的距离，m；测点M与AB连线的夹角；RB极到M点的距离，m；RB极到N点的距离，m。,（8-10）,其中：,根据叠加原理，压裂前侧的正常场UQMN=UAMN+UBMN，即为考虑B极影响时，A极周围各测点的正常场电位差。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,总场即压裂后的充电场。当地下存在良导性充电裂缝C时，A极将分出一部分电流通过裂缝流入介质，从A极流入介质的电流与从裂缝流入介质的多少取决于它们接地电阻的比例。设总电流为I，地下存在裂缝时总场电位UHMN为：,式中：K电流分配系数；UCMN裂缝在M、N测点产生的电位差。,（8-11）,（8-12）,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,式（8-12）为单翼垂直裂缝在M、N测点处引起的电位差，将它代入式（8-11）即可求出总场电位差UHMN。在现场实际工作中，所形成的裂缝可能是多种形态，如水平缝、“T”形缝等，均可依据（8-12）求出，然后再按实际测点进行叠加，从而得到不同裂缝形态在M、N测点产生的电位差，用叠加公式表示如下：,（8-13）,式中：UCMNi为第i条裂缝在M、N测点产生的电位差。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,（二）裂缝走向方位和裂缝长度的预测通过上述基本公式的推导，得出总电位差公式，进一步推导得到：,（8-14）,只改变UCMN的比例尺，不会改变曲线形态，而UAMN为一常数，由此可见UHMN-UQMN是反映UCMN异常的主要因素。取UHMN-UQMN作为视纯异常Us，若Us视纯异常曲线在360范围内出现一个周期的变化，则认为形成单翼裂缝，极小值方向对应了裂缝走向；若出现两个周期的变化，则认为形成了对称裂缝，两极小值方向对映了裂缝走向。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,裂缝长度预测是用现场实测压裂前后电位差与理论公式拟合，拟合过程分三步：（1）现场测得正常场电位差数据代入UQMN=UAMN+UBMN公式，改变分别计算出各测点的电阻率值；（2）利用现场测得的电位差及接地电阻数据，分别计算出视纯异常Us和电流分配系数K；（3）假设裂缝长度，然后带入UQMN、UAMN计算出Us，并将计算的Us与现场实测所得的Us进行拟合，直至满足要求的精度为止，这时假设的裂缝长度即为预测的裂缝长度。大地电位法可以比较成功地用来确定埋深在3km以内煤层水力压裂裂缝的主导方位和在该基础上进行裂缝长度预测研究。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,3、微地震法,（一）原理水力压裂的破裂机理是张性破裂，是用高压液体的力量克服地层中最小主应力和岩石抗张强度，即：,（8-15）,式中：pf地层破裂压力，MPa；min地层最小主应力，MPa；S岩石抗张强度，MPa。,当压力达到地层破裂压力时，地层产生破裂，继续注入液体，裂缝开始延伸。裂缝向前延伸时，地层中压力变化呈锯齿状，压力每到锯齿的峰值，裂缝就向前延伸一步，所产生的震动能量以弹性波的形式球面向外传播。假设观测井都在同一水平面上（即同一层位），则距压裂,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,井最近的观测井上的换能器将最先收到信号，再通过放大器放大后送到AEO-4A声波发射接收处理系统进行时差处理。设距压裂井最近的监测井为S0，顺时针的第二口监测井为S1，第三口监测井为S2，设某一时刻裂缝延伸的信号为P0，坐标为（x，y），被最近的监测井S0收到时距离为r，信号,到达S1的距离为r+1（1=V*t1），信号到达S2的距离为r+2(2=V*t2)，1、2是信号到S0井与到S1、S2的距离差，t1、t2是信号到S0井与到S1、S2的时间差，V是岩石中的波速。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,根据直角坐标系中两点间距离公式，可得：,（8-15）,上式为分别以S0、S1、S2为圆心的三个圆，三圆交点即为震动信号P0点，P0点轨迹即为压裂裂缝的延伸方向。（二）监测信号的录取方法在压裂施工中，通过测试井口附近三口监测井套管壁上高灵敏度的传感器，拾取破裂产生的震动信号，经前放、传送滤波器、门槛鉴别，输入主机，转变为电压信号，再由计算机对仪器的两个脉冲输出口及两个模拟量进行模/数转换与采信处理，进行信号源点定位，信息处理，最后打印信息号图形。,二、煤层气井压裂裂缝监测技术,三、煤层气井井间地震声波层析成像技术,1、应用范围,井间地震声波层析成像技术简称井间地震CT法。它是上世纪90年代以来井间地震声波借助于医学上的CT技术发展起来的一项新技术。资料表明，井间地震声波的主频在20-600Hz，可以分辨出3-5m左右的薄层，纵向分辨率可达0.8-3m；若地震源频带进一步加宽，可分辨出1-2m的薄层，这为探测和描述地层的产状和物理特性提供了一项高分辨率勘探方法。（一）寻找地层和岩性圈闭地层和岩性圈闭为当今勘探的主要目标，井间地震波CT能为储层岩性尖灭圈闭的勘探和小断层的认识提供较高的勘探精度。（二）进行油田开发动态预测将井间层析速度资料转化为岩性参数和油气储层特性参数，描述,三、煤层气井井间地震声波层析成像技术,储层的非均质性和流体的各向异性；利用井间CT计算地层孔隙度和含水饱和度分布，查明水驱油的推进范围进而圈定剩余油分布等。（三）进行煤层气井间压裂裂缝监测（1）通过对井间CT测量数据层析处理与分析，描述煤层赋存状态（如厚度、形态、深度等），为煤层储层特性定量评价提供资料；（2）通过压裂前、后煤层气井间CT测试，可对煤层压裂后形成的裂缝进行平面、垂向分布以及断裂构造分布特征进行研究，对煤层气井组布井几何形态，地应力分布特征、压裂裂缝延伸特点进行深化研究，最终确定布井方案和压裂施工方案。,三、煤层气井井间地震声波层析成像技术,2、方法及解释原理,井间地震波CT法是通过改变震源和接收器的位置进行发射和接收，使尽可能多的地震射线穿透井间剖面的全部区域。由于地震波的传播速度和其它能力衰减取决于地层的物理参数，故利用所激发的弹性波导接收器的传播时间、振幅特性，经数据处理即可解释推断地震波射线穿透剖面的岩层产状和物性变化。该方法由于采用井中激发和井中接收方式进行数据采集，不仅避开了地表噪声干扰及表层低速带造成的能力衰减，而且能够更接近目的层，同时地震波的频率衰减相对于地面地震小的多，从而能获取高频信息，大幅度提高了分辨率。由于声波的传播速度与其能力的衰减取决于地层的物性及地层流体性质。声波在几种常见的物质中的传播速度见表8-6。,三、煤层气井井间地震声波层析成像技术,表8-6不同介质中声波传播速度,由表8-6可见，地层孔隙中充填油、气、水等流体介质的储层相对于砂岩为低速层；并且在岩石骨架性质相同的条件下，可由波速变化确定油层、水层和气层。,煤层中的纵波速度较低，若煤层受力后产生裂缝或破损，其纵波速度会进一步降低，特别在吸收大量气体后。由此利用所激发的弹性波导接收器的传播时间和路径，经数据层析处理即可描述出声波射线穿透剖面内的岩层产状及物性变化情况，根据井间声波层析速度分布图，可以圈定煤层的分布和形态，以及井间压裂后压裂裂缝的平面展布情况，同时利用压裂层内压裂液扩散波速来解释压裂裂缝方位。,三、煤层气井井间地震声波层析成像技术,3、层析处理和成像解释,该技术应用的国产设备为DST-3型井间地震声波探测系统。该系统的核心是层析正演和反演程序，使用二维“最短路径最小走时法”作正演模拟，利用有代数重建法（ART）和LSQR算法进行层析反演。经过预处理形成的数据送入DST-3系统的层析成像数据处理软件进行处理。该软件包括：层析成像正反演程序块和图像成图程序块。,四、煤层气井抽排工艺技术,煤层气井的生产是通过抽排煤储层的承压水，降低煤储层压力，促使煤储层中吸附的甲烷解吸的全过程。即通过排水降压，使得吸附态甲烷解吸为大量游离态甲烷并运移至井口。这是目前惟一可以采用的方法。1、煤层气井采气过程简析煤层气井采气前，井中液面高度为地下水头高度，此时井筒与储层之间不存在压力差，地下水系统基本平衡，属于稳定流态；当煤层气井开始排采后，井筒中液面下降，井筒与煤储层之间形成压力差，地下水从压力高的地方流向压力低的地方，地下水就源源不断地流向井筒中，使得煤储层中的压力不断下降，并逐渐向远方扩展，最终在以井筒为中心的煤储层段形成一个地下水头压降漏斗，随着抽水的延续该压降漏斗不断扩大和加深；当煤储层的出水量和煤层气井井口产,四、煤层气井抽排工艺技术,水量相平衡时，形成稳定的压力降落漏斗，降落漏斗不再继续延伸和扩大，煤储层各点压力也就不能进一步降低，解吸停止，煤层气井采气也就终止。在地层稳定、地质条件简单的地区,煤层气井的采气可以看作是对承压含水层的抽水过程。根据地下水的流态和压力降落漏斗随时间延续的发展趋势，将煤层气生产分为单井排采和井群排采。（一）单井排采当煤储层存在补给边界或越流补给时，随着抽水时间的延续，最终形成稳定的压力降落漏斗。（1）煤储层存在补给边界压力降落漏斗随着排采的继续在上覆地层中不断扩展，当其遇到张性断层时，若该断层与地表水或其他地下水层相沟通，这些水系的水就会通过断层补给煤储层。当补给量与抽出量相当时，压力降落漏斗达到稳定，不再扩展，煤储层甲烷解吸停止，煤层气井不再产气。,四、煤层气井抽排工艺技术,（2）煤储层存在越流补给煤储层的顶板或底板为弱透水层，且其相邻的地层为含水层，此时煤储层存在越流补给。煤储层中压力的降低使得邻近含水层中的地下水通过顶板或底板补给煤储层。压力降落漏斗的扩大使得补给量不断增加，当补给量与抽出量相当时，降落漏斗达到稳定，不再扩展，煤储层甲烷解吸停止，煤层气井产气终止。,四、煤层气井抽排工艺技术,（3）降落漏斗的扩展当煤储层中存在隔水边界(如逆断层、推覆断层等)时，随着抽水时间的延续，降落漏斗不断扩展。当降落漏斗扩展至隔水边界时，由于隔水边界无法补给或补给量小于抽出量，降落漏斗不再向远处发展，而迅速加深，煤储层压力快速下降，甲烷大量释放，井口表现为气产量大增。,四、煤层气井抽排工艺技术,（二）井群排采煤层气井的商业生产是利用井群抽水降压。一定范围内的两口或两口以上抽水生产井称为井群。当井群中的井与井之间的距离小于各井的影响半径时，彼此之间的流量和降深都要发生干扰。在承压含水层中,地下水的流动方程是线性的，可以直接运用叠加原理，即当两口井的降落漏斗随抽水的延续不断扩展至两个压力降落漏斗相互交接、重叠时，重叠处的压力降等于两个降落漏斗所形成的压力降之和。,四、煤层气井抽排工艺技术,主要考虑的煤储层因素包括裂缝发育特征和方位、渗透率、煤层气含量、煤层气资源丰度等。构造走向和裂缝发育方位决定井网方位；资源丰度和渗透率条件决定不同的井网密度，应寻找煤层气含量高的地区，进行井网部署。,开发井网部署的原则,分布实施，均衡开采：先导性试验阶段井组的井距以小于规模生产井为宜；全面开发阶段的生产井网的井距应大于先导性试验阶段。开发层系有效组合，实现整体规划，立体开发。合理采气速度：煤层气田开发设计一般要求在15年左右采出可采储量的50%-60%，初期采气速度应达到3-4%以上，井网密度必须满足这一基本要求。,地质因素,开发要素,经济效益,要求单井控制储量不能低于单井经济极限控制储量，井网密度应小于经济极限井网密度，在最优井网密度与经济极限井网密度之间选择合理值。,四、煤层气井抽排工艺技术,矩形井网：要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的四口井呈一矩形。菱形井网：沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，在四口井中心的位置，加密一口煤层气开发井，使相邻的四口井呈一菱形,开发井网优化的要素,井网方位的确定通常根据压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位，将矩形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，因为煤层中裂隙的主要延伸方向往往是渗透性较好的方向。,井网样式,井网方位,井网密度,经济极限井网密度：总产出等于总投入，总利润为零时的井网密度。超过此密度界限，则发生亏损；最优井网密度：当总利润最大时的井网密度；合理井网密度：实际井网部署应在最优井网密度与经济极限井网密度之间选择一个合理值。,四、煤层气井抽排工艺技术,煤层总产气量上：当两个降落漏斗相接时，双方就相当于分别遇到了前述的隔水边界，此时随着抽水的延续,压力降落漏斗不再在水平方向上扩大，而是在垂直方向上加深,最终使得两井间的煤储层压力可以降低到很低的程度，这将使得两井间范围内的煤储层中的大部分甲烷气都解吸出来，使煤层气井的总产气量增加很多。,井间干扰具有促进作用,产气速度上：煤层气井两井间的煤储层压力降幅由于压降的叠加而成倍提高，因此相对于单井来说，单位时间内的压力下降幅度大，煤储层甲烷的解吸速度快，井口表现为一定时间内产出的甲烷气量多，即气产量高。,四、煤层气井抽排工艺技术,排水降压过程可分为初期定流量排水与定降深排水两个阶段。,在定流量排水阶段，随着抽水时间的延续，在煤层气井影响范围内的任一点的降深不断加大，但加大的速度逐渐降低。其物理意义是由于压力降落漏斗的扩大，使得汇水面积增加。因此在煤层气井生产初期的定流量排水阶段，煤储层压力降落漏斗的变化逐渐增大，但增大的速度逐渐变缓。煤层气井井口表现为产水量稳定，产气量逐渐增加。,由于降落漏斗扩展，汇水面积不断增大，使得漏斗远处平缓，即只有井口附近的煤储层压力降幅较大，而远离井口的大部分煤储层的压力降幅较小。结合朗格缪尔曲线可以知道，煤储层降压初期的压降引起的甲烷解吸量远小于后期相同压降所引起的甲烷解吸量。因此该阶段虽然井口仍然产气，但大部分煤储层的甲烷并没有被解吸出来,且存在解吸逐渐减缓的趋势。,定流量排水阶段,定深排水阶段,四、煤层气井抽排工艺技术,2、煤层气井抽排设备（一）抽油机的选择为保证连续抽排，选择抽油机应遵循下列步骤：（1）根据煤层气井预测的最大产水量初步确定泵径、冲程和冲数；（2）根据煤层气井在预测最大产水量下需要的泵深壑抽汲参数设计抽油杆组合；（3）由已选出的泵径、冲程、冲次组合及抽油杆柱计算悬点最大载荷和减速箱输出轴扭矩；（4）根据计算得出的最大载荷和扭矩及选用的冲程和冲次，选出需要的抽油机型号；（5）初选后，再进行参数配合及抽油机和抽油杆柱的校核，如校核不合格，则调整后重新校核。,四、煤层气井抽排工艺技术,（二）泵的选择,（1）管式泵由工作筒、柱塞、游动凡尔和固定凡尔组成。管式泵靠活塞往复运动工作，其中管式泵的泵筒与油管连在一起，固定凡尔装在泵的底端下入井中，游动凡尔随抽油杆一同下井。在使用管式泵的过程中要求泵体各个部分应该密封良好；泵内应充满液体；应使活塞的有效冲程尽量长；为防止撞击固定凡尔则应调好防冲距。（2）螺杆泵主要有顶部接头、多级泵、万向节、带有剪切总成和密封装置的轴承组成。优点：排水量大，容易调整，并且能适应高含煤粉和细砂的煤层气井，甭效高。,四、煤层气井抽排工艺技术,不足：由于螺杆泵有封隔器，煤层气井较浅，封隔器座封时加压不够，封隔器座不死，发生管柱倒扣脱落；另外加压过大会造成管柱变曲，使杆、管磨蚀加剧，因此在选择使用螺杆泵进行抽排时应慎重。管式泵和螺杆泵对比，见表8-7。,表8-7管式泵与螺杆泵对比表,四、煤层气井抽排工艺技术,（三）油管、抽油杆的选择,（1）油管对较浅煤的层气井，抽排使用的油管用J55钢级完全可以满足要求。但考虑到抽排期较长，需经常检泵，所以选用外加厚油管。其丝扣强度、密封性有保障，一旦出现煤粉、砂卡管柱，加厚油管有利于解卡。（2）抽油杆抽油杆的选择包括抽油杆的长度、直径、组合及材料。由于在不同工作制度下，泵组合不同，因此深井泵的泵径、抽油杆组合要与抽油机电机功率相匹配。,四、煤层气井抽排工艺技术,（四）计量的选择,（1）产水的计量目前现场主要采用水表计量，该法计量准确，不仅可获得瞬时产量，还可读出累计产水量。（2）气体的计量垫圈流量计、临界速度流量计，这种方法较为简单，成本低，测气范围广，已被广泛采用；气表在美国、澳大利亚煤层气井中应用较多，读数直观度较高，但受环境温度、湿度、振动等因素影响。,（五）抽排动力选择,主要的动力范围燃气轮发电机、电力、发电机。,四、煤层气井抽排工艺技术,2、煤层气井生产技术管理（一）工作制度的选择工作制度的选择设计上是生产压差的控制。煤层静压与流压之差称为生产压差。在煤层产液能力基本稳定的情况下，采用大的泵挂深度、大直径的泵、大的冲程和冲数来排液，就可以获得大的排量，造成大的生产压差。合理的生产压差是通过系统试井来确定的，须结合以下条件进行综合考虑：（1）在选定压差下生产，不破坏煤层的原始状态，不会使煤层的割理系统受到损害，避免造成煤层大量出砂和煤粉、煤层坍塌。一般应使水中含砂小于2%，井内砂面上升缓慢或有稳定砂面；（2）使泵的排液能力与煤层的供液能力相适应，保证环空液面均匀缓慢下降或稳定；（3）在抽排初期产水量较大时，在设备和地层条件允许的情况下，应尽量加大生产压差，使液面下降速度达到设计要求。,四、煤层气井抽排工艺技术,由于煤层气产出的特殊性，决定了不能利用现有的油田测井理论对煤层气产生进行分析，但是煤层水与煤层气的产出密切相关，因此可调节煤层水的产出来控制煤层气井的生产制度合理。当不考虑气体解吸过程时，煤层水的产出可利用两相渗流时的指数方程来表示：,（8-16）,式中：pr地层静压，MPa；pwf井底流压，MPa；J方程系数；q水产量，m3/d。,系统试井确定生产压差的方法：,（1）测试方法每一工作制度下测4-5个点，均匀分布。在生产允许的条件下，,四、煤层气井抽排工艺技术,使最小工作制度的稳定流压尽可能接近地层压力，使最大工作制度的稳定流压尽可能接近0.101MPa。在最大、最小工作制度之间，均匀内插2-3个工作制度。试井前，必须测地层静压，流压可通过在环空下压力计实测或根据环空液面资料估算。,（2）解释方法将测试数据在双对数坐标系上以q为横坐标，pr2-p2wf为纵坐标作图，从（8-16）可以看出，log（pr2-p2wf）与logq成直线关系，截距为J，斜率为1/n，用J和1/n可确定产能方程。对测试数据进行回归分析，确定J和n，结合煤层煤粉和砂的产出状况，确定在不破坏煤层原始状态下的最大产水量，进而确定生产压差。,四、煤层气井抽排工艺技术,（二）泵深选择合理的生产压差确定后，由于对煤层气井都要求液面接近煤层或降到煤层以下，这样生产压差接近地层压力，因此，可由式（8-17）计算泵深：,（8-17）,式中：H泵泵深，m；H煤层煤层中部深度，m；H沉沉没度，m，一般可取30-40m。,对于一般不出砂的煤层气井，在要求快速排液时，泵应下至煤层中部以下30-40m。对气量大的井，气体影响泵效，排水量小，液面下不去，泵挂过深，煤粉和砂易埋管柱，造成卡钻，要求钻井时留足口袋，至少要60m。,四、煤层气井抽排工艺技术,（三）泵径、冲程、冲次的配合应遵循长冲程、小冲次和小泵径的原则。在满足排水能力的前提下，选择小泵径，可使光杆负荷减小，有利于设备的正常使用。利用长冲程对动液面的控制有以下优点：（1）可按比例增加泵的排量，在井内液流供给充足的条件下，可降低动液面，提高水产量，并且不会如冲次增加后引起严重的不利于设备的后果；（2）减少防冲距与冲程的比值，从而减少气体对泵的影响，可提高排水效率；（3）活塞移动速度加快，对已受到磨损的泵，可减少漏失量，从而延长检泵周期。需注意冲次太快会加重对设备的损害。,四、煤层气井抽排工艺技术,（四）环空液面的监测,（1）基本原理声波在介质中传播时，遇障碍物发生反射，测出声波传播速度和反射时间，即可测出声波源与障碍物之间的距离。在一定深度油管可装音标或用油管接箍代替。回声仪就是按这个原理制成的专门用于测液面的仪器。回声仪的声波脉冲发生器装在井口，产生的脉冲声波沿油套环空向井底传播，途中遇到回音标和气水界面等障碍物发生反射。反射脉冲传到井口被回声仪的微音器接收，并将声波反射脉冲转化为电信号，电流信号经放大，再经检流器分别将反应接箍波的高频部分以及反应较大的障碍（音标、油管锚、射孔炮眼等）的低频部分分开，以曲线的形式记录下来，如图8-6示。,四、煤层气井抽排工艺技术,图8-6回声仪记录曲线示意图,利用回声仪测出的声波脉冲在油套环空的传播速度和时间，可得到液面的深度：,（8-18）,式中：De液面深度，m；V声波脉冲在油套环空的传播速度，m/s；t声波脉冲传播时间，s。,四、煤层气井抽排工艺技术,（2）环空液面的监测方法,（a）音标法,（8-19）,式中：Ds音标到井口的距离，m；Le井口波到液面波在记录纸上的距离，mm；Ls井口波到音标波在记录纸上的距离，mm。,（b）油管接箍法,（8-20）,式中：l下入井中每根油管的平均长度，m；Le井口波到气液界面时脉冲反射波在记录纸上的距离，mm；L1在记录曲线上选择的油管接箍波较清晰一段曲线长度（一般从井口波起的第五个接箍波开始选用），mm；x在记录曲线上选用的段内接箍波的个数，一般取x=10。,-,四、煤层气井抽排工艺技术,（c）理论音速法,（8-21）,式中：V声波速度，m/s；te声波脉冲由井口传播至气液界面所需的时间，s。,声波速度V由下式确定：,（8-22）,式中：T环空气体平均温度，K；g表准状况下天然气的相对密度；K天然气绝热系数，可取1.28-1.29。,四、煤层气井抽排工艺技术,（五）套压控制,实践证明，放大油嘴，套压下降，气产量上升；反之，减小油嘴，套压上升，生产压差减小，油嘴以4-7mm之间最好。当套压降为零时，由于空气密度大于天然气密度，空气有可能混入井中，与煤层接触发生氧化作用，形成薄氧膜阻止气体解吸，影响煤层渗透性，不利于煤层气产出；套压过高，不利于气体解吸，综合考虑认为正常抽排时井口压力不应低于100KPa为好。,（六）检泵,当泵的工作不正常（不产液、砂卡、气锁等）时，就需要检泵。根据煤层气井的生产特点，起泵前后除特殊情况外，一般不要洗井，但要求探砂面。泵起出后根据情况确定是否冲砂。对起出的泵和管柱进行清洗，分析泵工作异常的原因，找出解决办法，确定新的下泵方案。,四、煤层气井抽排工艺技术,（七）洗井、冲砂,当井内煤粉或沉沙过多时，需要进行冲砂。洗井冲砂工程本身是对煤层的一个污染过程，如何将污染减小到最大限度是施工要点。因为大多数煤层压力系数小于1，且经过一段时间的抽排后，地层亏空量很大，在洗井或冲砂过程中，必然会有大量的洗井液漏入地层造成污染，这是在检泵时尽量不要洗井的原因。为了减少伤害可采取以下措施：（1）对洗井液体进行优化，使用过滤后的地层排出液或用优化后的活性水洗井；（2）一律采用正洗或正冲的方式；（3）对漏失量很大的井，采用气举法进行冲砂。,四、煤层气井抽排工艺技术,3、煤层气井压裂试气的现场试验分析,煤层气井开采一般经历三个不同的阶段：第一阶段为高含水阶段，在煤储层大量掺水的同时，天然气产量逐步上升，此阶段前期为单相流动，当压力下降到临界解吸压力时开始出现两相流动；第二阶段为稳定生产阶段，气产量相对稳定，水产量的下降也趋于缓慢，此阶段为煤层气井的经济开采期；第三阶段为压降阶段，类似于常规气藏的生产情况，随气藏中地层压力的下降，其产量降低。,根据多年的实践得到以下认识：（一）煤层参数是决定煤层气井开采效果的主要因素煤层气单井产气量与含气量、地层压力系数、地解比及煤层厚度呈,四、煤层气井抽排工艺技术,正比，这些参数决定了煤层气井的开发效果。（二）煤层解吸压力决定了煤层气井的初始产气时间煤储层压力与气体临界解吸压力之差为地解压差，其值越小，说明煤层含气饱和度越高，抽排中见气时间越早，开采效果越好。（三）煤层抽排必须保证合理压差，连续抽排由于煤层气井的地渗透特点，一般首先要经过压裂改造，因此，不管从尚未到达临界解吸压力时的单相水流动还是到达解吸压力后的气、水两相流动，最终都要经过裂缝进入井筒，所以既要有一定的抽排强度，缩短抽排时间，又要保持均衡降压，防止煤粉和砂子在裂缝中的流动阻塞。在抽排初期压差的控制应以保证煤粉不迁移、压裂砂不反吐、煤层气解吸速度相近为原则。煤层气井的连续抽排，既能防止地层压力重新回升，又能在煤层中产生反吸附作用。,四、煤层气井抽排工艺技术,（四）煤层含水大小影响排水降压的效果地层中流体是压力传导的主要介质，煤层中的流体主要是水，含水量少将很难达到整体均衡降压。同时，在水源充足的地区，由于排水降压困难，也不宜进行煤层气开发。（五）煤层压裂裂缝长度影响煤层的均衡降压煤层气解吸是在浓度差的作用下，遵循Fick定律扩散至裂缝中，然后在裂缝中按照达西定律流至井底。若压裂形成的裂缝短，煤层降压影响范围下，抽排出的液体均为井筒附近的液体，导致近井筒煤层负压严重，容易出现严重的井漏现象。（六）整体降压更有利于吸附气体的产出由于煤层气解吸必须使煤层压力降至临界解吸压力以下，因此开采中井底压力的大小直接影响着煤层气解吸的范围。显然煤层压力降的越低，并且均衡降压不产生水的指进堵塞割理对煤层气的解吸与扩散乃至,四、煤层气井抽排工艺技术,提高气井产量越有利。为达到这一目的，降低煤层压力的另一手段是多井开采，利用井间压力干扰使其尽可能地降低面积，以获得更好的脱气效果。国外经验已经证明，打井组面积法对煤层气田整体开发十分有利于解吸气的采出。（七）水力压裂是煤层气开采的重要增产措施水力压裂工艺技术是对煤层造就一条或数条高导流能力的人工裂缝，靠这种裂缝系统达到降压促使煤层气解吸的目的。国外靠这种手段开发煤层气的井占总井数的90%以上。（八）压裂液的使用要根据地质情况合理配方目前，国内外煤层压裂使用的压裂液有活性水、线性胶、冻胶、泡沫等多种。活性水压裂液虽然对煤层伤害小，但存在滤失量大、造缝长度短、携砂能力差的缺点，同时由于注入量较大，增加了压后排液的负担；线性胶或交联的冻胶压裂液，虽然会对煤层产生一定的污染，但用,四、煤层气井抽排工艺技术,液量会大大降低，形成的裂缝的导流能力和缝长大大增加。如果这种效果的提高能够抵消由于污染造成的伤害，那么使用有一定粘度的压裂液会获得优于清水液体的施工效果。（九）高能气体压裂试验的必要性高能气体压裂技术是目前国内外油气田用于低渗透、天然裂缝发育油藏近井地带强化改造的有效措施。它通过火药爆炸产生的瞬时高压冲击波的能量使井筒周围产生多条径向裂缝或使已具有的天然裂缝得到扩展，疏通地下流体流向井筒的通道，使油气井获得高产。高能气体压裂不仅具有施工简便、成本低、对煤层及环境污染小、适应性强等优点，而且在火药爆炸的过程中还同时产生高温，这对煤层来说，温度升高有利于气体的解吸，同时高能气体压裂工艺同样对微裂缝的扩张和对煤层的解堵疏通有一定作用。,五、煤层气井增产技术,1、注气驱替提高煤层气采收率通过注气(注二氧化碳和注氮气)驱替来提高煤层气的采收率的机理是，一方面注入气体后，能增加并维持储层的能量，对煤层气流动产生驱动并维持流动的效果；另一方面也可以发生替代作用，会使甲烷解吸加深而提高回收率。注气驱替法是技术上先进，经济上合理的抽取煤层气及提高煤层气采收率的新措施。,为提高煤层气采收率，通常是运用降低储层压力生产煤层气的机制，其标准生产方式是：(1)通过煤储层排水降低储层压力；(2)气开始通过扩散过程从煤体和微孔隙中解吸出来；(3)解吸出来的气按照达西定律，通过煤割理和裂隙系统，随着割煤理和裂隙中的水流入井筒。水力压裂技术在美国的应用取得极大成功，但我国的煤层渗透率较美国的偏低，水力压裂技术在我国的应用尚未成熟。这里介绍几种增产技术措施。,五、煤层气井增产技术,（一）注氮气回收煤层气的机理煤对氮气的吸附能力比煤对甲烷的吸附能力弱，而且氮气的吸附速度也比甲烷的吸附速度慢，氮气是不能与甲烷进行竞争吸附的，即氮气不能从煤的基质微孔隙中把甲烷“挤”出来。注氮适合边抽边注气的开采模式。在此开采模式中，向煤的割理中注入氮气，一方面可以保持煤的高割理压力，另一方面提供了驱动游离甲烷气的动力，从而加速了游离气的运移，因此降低了甲烷的分压力。实验室测试表明，吸附等温线是受甲烷分压控制，而不是受总的储层系统压力控制的。由于甲烷分压的降低，破坏了甲烷的吸附平衡，甲烷从煤体中解吸出来向裂隙中扩散，在割理和裂隙系统中，在压力梯度作用下流向抽放孔。美国在科罗拉多州的试验取得了如下效果：(1)提高最终可回收的煤层甲烷储量；(2)提高生产率的同时减少井的生产期；(3)提高经济效益。,五、煤层气井增产技术,（二）注二氧化碳回收煤层气的机理煤对二氧化碳的吸附能力大于煤对甲烷的吸附能力，而且二氧化碳的吸附速度也快于甲烷的吸附速度。当煤层中注入二氧化碳这种惰性气体后，由于二氧化碳的强吸附力，它与煤基质微孔隙中的甲烷产生了竞争吸附。因此，注二氧化碳适合于先注气后采气的开采模式，这是由于二氧化碳与甲烷的竞争吸附需要一定的时间才能完成此过程。所以注入二氧化碳后，要封闭井筒一段时间后再采气，二氧化碳的置换效果会比较明显。采用二氧化碳置换甲烷与采用常规降压产气相比，前者可以回收90%以上的煤层气，而后者只能回收30%70%。2、多分支水平技术（一）多分支水平井增产机理与优点多分支水平井是针对我国煤储层“四低”特性提出的，是集煤层气钻,五、煤层气井增产技术,井、完井与增产措施于一体的技术。所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，同时为了满足排水降压采气的需要在距主水平井井口200m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通，用于排水降压采气。主水平井眼的一开钻表层，并下表层套管封固地表易漏地层；二开钻至着陆点(见煤点)，下入套管封固煤,段以上地层；三开钻主水平井眼和分支井眼，不下套管，裸眼完井。与常规直井的钻井、射孔完井和水力压裂增产技术相比，多分支水平井开采煤层气的主要增产机理体现在以下几个方面：,五、煤层气井增产技术,（1）增大解吸波及面积,沟通更多割理和裂隙多分支水平井突破了以往微小面积排水降压和裂缝内流体阻力大的束缚，通过多分支井眼进行了大面积的网状沟通，完全沟通了裂缝与割理系统，使煤层内气体的解吸波及范围大大提高。（2）降低区域内流体的流动阻力分支水平井的地层水渗流阻力可按下面公式计算：,（8-23）,式中：R渗流阻力，MPa；L分支水平井长度，m；k地层渗透率，10-3m2；h煤层厚度，m；流体粘度，MPaS；re供给半径，m；rw为井筒半径，m；n分支水平井井筒数。,五、煤层气井增产技术,计算割理阻力可将井筒半径换成割理半径，当水平井段长为100m，井眼直径取152mm，割理简化成1.5mm的圆孔时，经计算比较，地层水在割理中的摩阻，比在分支水平井的摩阻高出3倍以上。可见，分支水平井能够明显地降低流体在煤层中的摩阻。（3）原始裂纹的扩展由于钻井和试采过程中抽吸压力和激动压力的存在，导致水平井眼附近应力场发生变化，诱导了井眼附近原始微裂纹的扩张与扩展，这样煤层的导流能力和产量会大大提高。多分支水平井技术的优点主要有：（1）单井产量高，经济效益好采用多分支水平井开发煤层气，单井成本比直井高，但在一个相对,五、煤层气井增产技术,较大的区块开发，可大大减少钻井数量，降低钻井工程、采气工程及地面集输与处理费用，从而降低综合成本，而产量是常规直井的2-10倍，采出程度比常规直井平均高出