煤层气排采工艺技术研究和展望

西南石油大学学报（自然科学版）

2012年4月第34卷第2期

JournalofSouthwestPetroleumUniversity（Science&TechnologyEdition）

Vol.34No.2Apr.2012

编辑部网址：http：//www.swpuxb.com

文章编号：1674–5086（2012）02–0091–08

中图分类号：TE371DOI：10.3863/j.issn.1674–5086.2012.02.013文献标识码：A

煤层气排采工艺技术研究和展望*

郭大立1，2，贡玉军2，李曙光3,4，曾晓慧2，李臻5

1．“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500

2．西南石油大学理学院，四川成都6105003．北京大学工学院能源与资源工程系，北京海淀1008714．中国石油煤层气有限责任公司勘探开发项目部，北京朝阳100028

5.西南石油大学石油工程学院，四川成都610500

摘要：煤层气勘探开发的主要工艺技术流程是钻井、压裂和排采，排采是煤层气开发的重要环节。作为开发链条上的重要环节，很长时期并未受到足够的重视。根据煤层气的排采机理，重点阐述了国内外煤层气排采工艺技术，提出煤层气井压裂裂缝三维延伸模型和产量动态预测模型，分析了煤层气排采不合理所造成的问题，可以通过控制生产压差和排采速度，调整排采组合方式，采用定压排采和定产排采相结合的方法来解决或缓解。实现煤层气排采定量化和自动化，对合理开发煤层气、提高煤层气藏开采规模、降低成本和优化中国能源结构具有重要意义，是十分必要和紧迫的。关键词：煤层气；排采；机理；流程；工艺技术

网络出版地址：http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20111129.0839.018.html

：郭大立，贡玉军，李曙光，等．煤层气排采工艺技术研究和展望[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2012，34（2）91–98．

GuoDali,GongYujun,LiShuguang,etal．ResearchandProspectAbouttheCBMDrainageTechnology[J]．JournalofSouthwestPetroleumUniversity：

：Science&TechnologyEdition，2012，34（2）91–98．

引言

煤层是一种具有割理和基质孔隙的双重孔隙结构储层，广义的煤层气是指储存于煤层及其围岩中的天然气。中国煤层气资源潜力巨大，但煤层气开发工作进展缓慢，这是由中国煤层的地质特点决定的。与美国相比，中国大部分聚煤盆地经受多期构造运动影响，煤层构造复杂、成煤时代较早、煤热变质程度高、煤阶多为高煤阶、煤储层非均质性强，渗透率普遍较低，而且煤储层对地层压力的敏感性极强。煤层甲烷的吸附是一种物理吸附，且是一个可逆过程，这就决定了煤层气的开发是一个排水降压的连续过程。

煤层气排采，概括来说就是使用油管抽水，利用套管产气。排采是煤层气开发中的一个重要环节，煤层气井的生产实际上是排水降压采气的过程，

*收稿日期：2011–03–29

网络出版时间：2011–11–29

排采中必须测定各项排采参数，通过对排采参数的分析，建立排采参数间的关系，是极其有意义的一项工作，它将成为掌握排采特征，建立合理工作制度的基础。同时，还可以指导排采生产，实现高产井保持稳产，低产井提高产量。

本文对国内外煤层气排采技术进行了广泛深入的调研，参阅了大量文献，详细论述了煤层气排采工艺技术，对目前国内煤层气排采存在的问题，提出了切实可行的指导方案，并给出了具体的研究方向。这对合理开发煤层气、提高煤层气藏开采规模、降低成本和优化中国能源结构具有重要意义，是十分必要和紧迫的。

1排采机理

煤层气排采机理包括单井和井群排采机

基金项目：国家科技重大专项重点项目示范工程19（2011ZX05062）部分研究成果。

理

[1

6]

。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，煤层气单井形成稳定的压力降落漏斗，降落漏斗不断扩展，最终趋于稳定。井与井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。如果流场内有多口井同时抽水，pn则影响范围内任一点的压力降表示为

i=∑pj=1

i（j图1

）。图1煤层气井群排采机理示意图

Fig.1MechanismofCBMdrainagewellgroupdiagram

2排采设备

煤层气的排采设备可分为有杆类和无杆类。目前，多采用有杆类设备，即游梁式抽油机（国内外大量使用）和柱塞泵组合、地面驱动头和井下螺杆泵组合，也有采用电潜泵排采的。国内煤层气开发常用游梁式抽油机和柱塞泵组合的排采系统。

3排采阶段

根据国外煤层气长期开发的成功经验，煤层气排采生产过程一般分为3个阶段（图2）。

（1）排水降压阶段：生产初期阶段，需进行大量排水，使煤储层压力下降。当储层压力下降到临界解吸压力以下，气体才开始产出。这一阶段所需的时间，取决于煤层气地质条件和储层特征等诸多因素。当储层地质条件相同时，则取决于排水速度。

（2）稳产阶段：随着排水的继续，产气量逐渐上升并趋于稳定，出现产气高峰，产水量则逐渐下降。该阶段持续时间取决于煤层气资源丰度和储层的渗

透性特征。该阶段宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。这时，当产气量降低时，要想提高产气量，必须调整排采制度，具体有两种情况。

①动液面较高，液柱高于50m时，井底压力主要由液柱压力引起。这种情况下，可以考虑加大抽油机的工作强度，加速排液，使液面和井底压力降低，生产压差增大，从而提高气体产量。

②液面接近煤层顶板，井底压力主要由套压造成，需进行放压处理，即不控制套压放气，使井底压力降低，生产压差增大；煤层所受回压降低，井筒附近解吸气量增大，使单井产气量增加。

（3）产量递减阶段：当大量气体已经产出，煤基质中解吸的气体开始逐渐减少，尽管排水作业仍在继续，产气量和产水量都在不断下降，该阶段持续时间较长，可达10a之久。

绝大部分井的产气曲线表现为如图2所示的分阶段变化规律，从排采降压到稳产阶段，产气量呈

现“高—低—高”的变化规律，这部分井是煤层气排采的主要研究对象，因为其产气量的变化，主要是通过排采制度的调整来改变的。

图2煤层气井排采曲线特征图

Fig.2CBMwellsdrainagecurvesdiagram

4排采阶段的制度

4.1排采参数之间的关系

排采工作应测定的参数一般为：产气量、排水量、井口套压、液面深度、系统压力、气温、水温、油嘴直径等。其中直接反映产气情况的参数是产气量，而影响产气量的参数主要是排水量、动液面深度和井口套压。排采中必须测定各项排采参数，通过对各排采参数的分析，建立排采参数之间的关

系。这是掌握排采特征，建立合理工作制度的基础。下面讨论排采参数之间的关系。4.1.1套压（p）与动液面深度（H）的关系

套压（p）和动液面深度（H）都是反映储层产气时的压力参数。杨秀春[7]等指出二者之间呈正相关关系，并给出回归方程：p=0.0048H−0.3045。在煤层气井的整个排采阶段，无论产气量大小，均保持这种相关关系。曹立刚[8]等则指出套压和液面深度之间应该是指数正相关关系，其回归方程为：p=0.133+e0.00612H，相关系数R=0.98。井底压力主要取决于套压。

4.1.2产气量与排水量的关系

曹立刚

[8]

等指出产气量与排水量之间呈正相

关关系，相关系数为0.917，较为明显。在保持井稳定不排砂和煤粉的条件下，加大排水量将提高产气量。总体看，产气量与动液面深度为正线性相关，但是当液面深度较小时，这种线性关系几乎不存在。造成这种现象的原因主要是套压与动液面深度存在密切正相关关系。动液面深度受套压控制，两者之间可以相互调整，致使液面深度与产气量的关系受控于产气量与套压的关系。4.1.3产气量（Q）与井底压力（p）的关系

陈兆山

[9]

等指出产气量与井底压力呈明显的对

数关系，相关函数Q=−2115.9lnp+4595.5，相关系数R=0.85，相关函数的形态与煤解吸曲线形态相符。

综合分析，可以得出基本规律：煤层气井排采过程中，产气量受控于套压、动液面深度和排水量；动液面深度和套压为正相关关系，二者可通过相互调整来控制井底压力，从而影响产气量。4.2产能模型和排采阶段模型的建立

煤层气储层准确模拟为科学生产提供了依据和保证。通常，使用气藏储层模拟方法或利用真实气体拟压力方程和气体物质平衡方程来求得产量与时间的关系曲线，进行产量预测。

近期，郭大立[10]提出了煤层压裂裂缝三维延伸模型和产量动态预测模型，在模型基础上研发的压裂压后评估及其产能预测模拟方法，在陕西韩城煤层气开发中应用，效果较好。吴晓东[11]等建立了煤层甲烷的非平衡拟稳态吸附扩散模型和产能预测模型。而杨川东[12]等用物质平衡法建立了煤层气井产能预测模型并进行了数值模拟。

杨永国[13]运用灰色系统和时间序列分析方法建立了煤层气产能预测的随机动态模型。ShiJQ，

DurucanS和Babu[14，15]

等建立了完全耦合岩石力

学和流体流动的有限元模型。产能预测模型[16

18]

还有很多，不再一一列举。大量模型为煤层气产能预测提供了全新的思路和方法，能够准确模拟煤层气储层的含气量是成功指导排采的先决条件。建立合理的产水量和产气量变化模型，实现排采定量化，对提高煤层气垂直井产气稳定期和采收率是很重要的。

4.2.1产水量和产气量动态模型

在排水降压阶段，考虑两种情形。

①无越流补给，根据径向流的达西定律极坐标形式，假设排采时煤层中的水被全部排出，产水量预测模型为

QπH(p)w=

2e−pwω1

(1)

ew)

②存在越流补给，由于压力在煤层中传递距离较远，可近似认为排采初期煤层中渗透率不发生变化，则产水量预测模型为

Q2πH(pw1=e−pw)K1

(2)

ew)ω1

Q2πHw2=

0(pe−pw)K1

(3)

ew)

ω2

在排采初期，产水量有所增加，而随着排采的继续进行，产气量的增加，水的相对渗透率下降，产水量也将下降，则在稳产阶段的产水量动态模型为

Q2πH(pw=

e−pw)Krw

eω2

4)

w)

(假设煤储层在气水两相流影响范围内为均质储层，且煤层气在煤的孔–裂隙系统中的流动为层流，符合达西定律，则在稳产阶段的产气量动态模型为

Q∫rg=

02RπρHln(r0/Rw)

(V1−V(w3ln(R5)

we)

2)rdr4.2.2排采阶段排采强度模型建立

倪小明[19]等以沁南地区煤层气井为例，用微分几何学理论结合达西定律计算煤层气井初始排采强度。计算思路如图3。

煤层气垂直井排采模型的研究经历多年，技术较为成熟。近年来发展起来的多分支水平井与垂直井储层改造虽不同，但二者在排采时，都是通过内循环的改变激发外循环的变化。

中国石油勘探开发研究院廊坊分院研究煤层气定向羽状水平井，提出了中国第一口煤层气定向羽状水平井设计方案。在山西沁水盆地和宁武盆地应用羽状水平井技术对中国高变质、低渗透无烟煤煤层气的开采，效果显著。吴晓东[20]等提出

图3

Fig.3

排采初期排采强度计算流程图

使用笛卡儿网格和六边形PEBI网格对羽状水平井进行模拟的混合PEBI网格模拟方法，网格系统节

22]

点灵活，适用性较强。张冬丽[21，等建立了对非

倪小明

Drainagestrengthcalculationoftheinitialflow

[19]

等指出第一阶段的排采强度，即动液

√

Rwe2[(pe−pw)+4pe(pe−pw)]/pe

(6)gµ

2

面的下降速度为f=(pe−pw)×106均质各向异性双重介质煤层气进行定向羽状水平井开采的数学模型。BelloO，UdongI[23]等给出的三相气–油–砂广义流动模型对煤层气定向羽状水平井开采具有较高的借鉴价值。类似模型还有很多[24

34]

而在排采第二阶段，总产水量为

12(7)Qsw=πH(R2ss−Ret)(Qmy+ω1)3

根据这一过程的总产水量，结合允许最大产气量，可以求出最佳排采强度。

在第三阶段，煤层渗透率的改变导致供液能力发生重大的变化，而供液能力的变化可近似用渗透率的改变来表示，其排采强度为

Kmax

Ftf=Fst

Kmaxs

(8)

，不再赘述。

4.2.3排采试气流程

关于煤层气排采试气流程，国内没有统一的标准，基本上沿用常规自喷油气井流程或在常规油气井流程基础上改制的流程。因此，国内外煤层气排采公司使用的流程形状结构各异,功能与作用也不尽相同。任源峰[34]等自主设计了一套流程（图4），经现场应用，效果较好。

图4煤层气井排采试气流程

Fig.4

CBMwellstestedgasflowdrainage

5排采工艺技术

目前，国内外煤层气排水开采最常见的人工举升方法有优选管柱自喷排水采气、泡沫排水采气、气举排液采气、水力喷射泵排采、电潜泵排水采气、有杆泵排采和螺杆泵排采法等工艺。

（1）优选管柱自喷排水采气法：在开采初期非常适用，但其井底压力明显高于机械举升时的井底流压，故这种排采工艺可以不考虑。

（2）泡沫排水采气法：采用的是人为降低液体在井筒中的压力梯度，从而促使井液自喷至井口。该工艺的井底流压无法达到一个令人满意的值，同

时它还需向井底加入起泡剂，与优选管柱自喷排水采气工艺相比，在一定程度上增加了开采成本。

（3）气举排采法：适用于大排量井，非常适合进行排采作业。气举排液适用于规模较大的排采作业，一次性投资非常大，采用气举排液存在很大的风险性。

（4）水力喷射泵排采法：需要有高压大排量泵向井内注入清水循环，经过喷嘴产生抽汲作用，将地层流体混入清水而带至地面。新疆油田采油三厂煤层气井采用水力喷射泵排液采气工艺获得成功，为加深对储层的认识提供了依据。该项工艺作为今后气井恢复产能的一项技术，具有较高的推广价值。

（5）电潜泵排采法：维护费用高，排量控制不灵活，适合大排量井，且气体影响也是电潜泵在生产过程中较为严重的问题。电潜泵机组本身的耐温、耐腐蚀性能较差，且检泵作业频繁，机组投资大、作业费用高，使得电潜泵的应用受到限制。

（6）有杆泵排水采气法：吐哈油田有杆泵技术非常成熟，投资少，工艺配套技术好，维护费用相对较低，但排量不能过高，且需考虑气体的影响因素。

在国内众多煤层气勘探开发作业中，常用的排采作业方式是有杆泵排水采气工艺，应用效果较好。根据国内煤层气井特点，排采方式优选思路主要考虑以下几点:一是尽可能降低井底流压以便充分降低储层压力，二是考虑泵受气体影响等因素；三是确定煤层的供液能力；四是提高采收率，降低煤层气的生产成本。

6地面采集设备

煤层气井一般是在较低的井底压力条件下采气。在完成人工举升排水之后，还需要一整套地面设备，包括气、水分离设备和机器增压设施等。低压采集系统一般包括一个脱水分离器、一个压力控制器、一个水蒸气分离器、一个装有标准压力补偿器的涡轮流量计、一个泄压安全阀（图5）。

近20多年来，煤层气自动化开采迅速发展，并取得了重大成果

[3539]

。美国Burlington资源公司的

子公司

Meridian石油公司一直致力于圣胡安盆

地煤层气的开采自动化。这套生产自动化系统由遥控器、中继线系统和计算机监控三大部分组成。煤层气的自动化开采优点突出，能大大节省人力、物力、

财力，改善井的管理条件和质量等。以美国黑勇士和圣胡安盆地为例，一般以20口井为一组，配备一套地面加压设备和相应的管路，用以供气。美国的煤层气开发活动日益扩大，煤层气的产量不断提高，煤层气开采配套技术更加迅速发展和完善，煤层气井开始实现遥控和连片自动化操作运行。国内沁水气田自主开发了McWi无线宽带接入系统，具有接入带宽高、上下行带宽可调、支持非视距传输、频谱利用率高等特点，生产自动化正不断得到实现。

图5

低压采集系统图

Fig.5

Low-pressurecollectionsystemmap

7排采存在的问题

钻井、压裂和排采是实现煤层气产气的3个必不可少的环节，在地质条件不变的前提下，钻井、压裂效果成败的关键就在于排采。

现场施工发现，排采工作制度中组合方式不合理，煤层气井排采有过快和较慢的现象。煤层气排采过快会导致煤层激励、吐粉吐砂严重，导致渗流通道堵塞，使一口钻井和压裂均可能很成功的井完全报废。过快的排采制度，使低渗透煤层气井在排水采气时，井筒附近很快得到了降压，煤层气很快解吸出来。但快速排采使井筒附近本来很低的渗透率急剧降低，一方面使煤层气井压降漏斗得不到充分扩展，另一方面由于井筒附近煤层的压密死锁，地层中后期出现压力恢复的现象，只有距井筒很小范围内的煤层气解吸出来形成了产量。

相反，渗透率很高、含水量很大的井，如果排采过于缓慢，液面无法在合理的时间内降低，因长期达不到临界解吸压力，几年不出气就导致开发商可能因采气成本高而放弃可能产量还不错的井。所以，在快速排采条件下，煤层气井气产量在很短的时间内达

到一个较高值，但有效泄压的煤层范围很小，气源有限，高产无法长久持续。针对这种由于不合理排采造成的煤层气井产能不持续的问题，可以通过控制煤层气井排采制度的方法来解决或缓解。

8结语

实践表明，目前，国内外煤层气排水开采最常见的人工举升方法都存在有不足之处，其中有杆泵排水采气工艺在国内众多煤层气勘探开发作业中，应用效果相对较好。以吐哈油田为例，有杆泵技术较为成熟，投资少，工艺配套技术好，维护费用相对较低。但排量不能过高，且需考虑气体的影响因素。

解决中国煤层气开发中存在的问题[4044]

，使煤

层气井获得长期持续的较高产量，需要从以下几方

面着手。

（1）适当控制生产压差、排采速度，调整排采组合方式，将定压排采和定产排采结合，建立合理的工作制度，这是解决问题的前提条件。

（2）搞清煤层与上下地层水的动力联系，依据地下水系统的概念，建立煤层上覆及下伏地层的流体动力体系模型和流固耦合数学模型，通过数值模拟给出较为合理的煤层气逐级降压排采制度。

（3）自主研发符合国情的排采软件，实现煤层气排采自动化，优化并建立适合中国煤层气井特点的煤层气排采工作制度是煤层气井开发取得突破的关键。符号说明

Qw—含水量，m3；ω1—单位体积煤层含水率，无因次；

H—煤层厚度，m；—煤储层渗透率，mD；Qsw—排采第二阶段的总产水量，m3；Ftf—第三阶段的排采强度，m3/d；

pe，pw—储层压力和井底压力，MPa；Re，Rw—影响半径和煤层气井半径，m；µ—黏度，mPa·s；Qw1—煤层气井排采初期产水量，m3；K1—煤储层改造后渗透率，mD；rw—井筒半径，m；Qw2—煤层气井排采进入含水层产水量，m3；H0—含水层的厚度，m；ω2—含水层单位体积含水率；Krw—水相相对渗透率，无因次；Qg—稳产阶段的总气量，m3；r0—解吸半径，m；ρ—煤密度，t/m3；V1，V2—煤原始储层实际含气量和煤储层含气量，m3/t；Vf—排采第一阶段的排采强度，m3/d；C—煤储层综合压缩系数；Rss—井底流体压力传递半径，m；Ret—气体开始解析时的排采影响半径，m；Qmy—煤储层单位体积压裂液保存量，m3/m3；Ks—气水两相流阶段的孔–裂隙系统总渗透率，mD；Fst—稳产阶段末的排采强度，m3/d。

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2012年

贡玉军，1978年生，男，汉族，安徽淮南人，西南石油大学博士研究生，主要从事煤层气和油气田压裂增产研究。E-mail：gongyu-

[email protected]

李曙光，1967年生，男，2005年获西南石油大学博士学位，现为北京大学博士后、中石油煤层气有限责任公司勘探开发项目部经理、高级工程师，长期从事石油、天然气、煤层气勘探开发技术研究与管理工作。E-mail：wlxls-

[email protected]

曾晓慧，1968年生，女，1991年毕业于西南石油学院检测技术与仪器专业，现为西南石油大学高级实验师，长期从事酸化压裂科研工作及实验教学工作。E-mail：zengxh-

[email protected]

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作者简介

郭大立，1967年生，男，1990年获四川大学硕士学位，现为西南石油大学教授、博士生导师，长期从事教学与复杂油气层和煤层增产改造技术研究。E-mail：guodal-

[email protected]

李臻，1982年生，男，汉族，新疆哈密人，西南石油大学博士研究生，主要从事油气藏开发地质研究。E-mail：[email protected]

ResearchandProspectAbouttheCBMDrainageTechnology

2

GuoDali1，,GongYujun2,LiShuguang3,4,ZengXiaohui2,LiZhen5

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation，SouthwestPetroleumUniversity，Chengdu，Sichuan610500，China

2.SchoolofScience，SouthwestPetroleumUniversity，Chengdu，Sichuan610500，China

3.DepartmentofEnergyandResourcesEngineering，PekingUniversity，Haidian，Beijing100871，China

4.ExplorationandDevelopmentDepartment，PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimited，Chaoyang，Beijing100028，China

5.SchoolofPetroleumEngineering，SouthwestPetroleumUniversity，Chengdu，Sichuan610500，China

Abstract：ThemaintechnologyofexploitationanddevelopmentofCBMisdrilling，fracturinganddraining，ThedrainingistheimportantpartoftheCBMdevelopment，butithasnotberecognizedforthelongtime.BasedonthedrainingmechanismoftheCBM，the3DextendmodelsandperformancepredictionmodelsoftheinducedfractureoftheCBMwerepresentedinthispaper，andsomeunreasonaleproblemsoftheCBMdrainingwereanalyzed.Thedrainagearraymodecanbeadjustedbycontrollingtheproductionpressuredropandthedrainagespeed.ItisnecessaryandcompulsoryforourcountrytodevelopCBMreasonably，improvethelevelofCBMreservoir，lowthecostandoptimizetheconstructionofournationalenergy.Keywords：CBM；draining；mechanism；procedures；technology

编辑：牛静静；编辑部网址：http：//www.swpuxb.com