一种抑制原位煤层气井井底流压波动的排采工艺的制作方法

本发明涉及一种抑制原位煤层气井井底流压波动的排采工艺，尤其是一种适用于高地应力煤系发育区低渗透率煤储层煤层气开发直井、定向井中，通过优化排采作业制度，避免煤储层渗透性伤害，提高原位煤层气井高产与长期稳产效果的排采工艺，属于煤层气开发。

背景技术：

1、与卸压区、采空区煤层气勘探开发工作相比，原位区煤层气资源量大、资源品质好、勘探技术较为成熟，因此大力推进原位区煤层气勘探开发，可显著提高我国煤层气产量，并使煤层气成为常规天然气供应的重要补充。原位煤层气开发的机理是通过不断地层水降低煤储层压力实现煤层气解吸与产出。为了避免排采过程中煤储层伤害，原位煤层气井排采通常需遵循连续、缓慢、稳定的原则。然而，在原位煤层气井排采过程中发现，普遍存在井底流压的波动，且不同井、不同排采阶段井底流压波动类型、波动幅度、波动频率等均存在明显差异，导致原位煤层气井排采过程中存在严重的煤储层伤害风险。

2、井底流压波动出现在原位煤层气井产气之后，因此与井筒周围煤储层中气、水两相流动存在密切联系。由于原位煤层气井井底流压波动同时受到煤层气地质因素、压裂-排采工程因素的共同影响，因此其波动类型、波动幅度、波动频率等存在明显差异。以贵州省六盘水煤田为代表的我国西南二叠系上统煤层群发育区煤层气资源丰富，资源开发潜力巨大。煤层气勘探开发过程中，当前区内主要采用水力压裂工艺进行煤储层改造。由于区内地应力高、储层渗透率低且含气饱和度高，导致原位煤层气井排采过程中井底流压波动显著，这不仅导致煤储层渗透率性伤害，而且给煤层气井排采管控带来了极大的难度，不利于原位煤层气井的高产、稳产。为了全面推进我国西南地区二叠系上统原位煤层气资源开发工作，就需要从排采工艺等方面解决井底流压波动、煤储层速敏与压敏伤害、排采参数管控难度大等问题，并以此提高原位煤层气井产气效果及煤层气开发的经济效益。

技术实现思路

1、技术问题：本发明的目的是要克服现有技术中存在的问题，提供一种抑制原位煤层气井井底流压波动的排采工艺，以解决高地应力区低渗透率煤层采用传统排采方式原位煤层气井储层易受敏感性伤害，导致产气量低、稳产时间短的问题。

2、技术方案：为了实现上述目的，本发明的一种抑制原位煤层气井井底流压波动的排采工艺，包括试抽阶段、排液降压阶段、憋压排液阶段、控产排液阶段、降压提产阶段、控压稳产阶段和产气衰减阶段共七个阶段；

3、(a)所述的试抽阶段，现场排采人员自原位煤层气井排采设备安装、启动排液开始，到原位煤层气井的管套环空液面稳定下降结束；由低到高逐步调整抽油机的抽次至该阶段结束，通过连续监测、分析原位煤层气井井底流压及管套环空液面位置，综合评价煤层供液能力，预测排采过程中原位煤层气井日产水量变化范围，推测气水两相流阶段原位煤层气井井底流压波动的幅度、类型，并在试抽阶段后期确定排液降压阶段初期的日产水量、井底流压日降幅、管套环空液面下降速率的排采参数确定提供依据；

4、(b)所述的排液降压阶段自管套环空液面稳定缓慢下降开始，到原位煤层气井煤储层临界解吸，管套环空压力刚开始显现结束，自试抽阶段结束开始至该阶段结束，现场排采人员根据试抽阶段确定的日产水量进行排采，并保持日产水量的相对稳定，排采过程中密切关注井底流压变化情况，进一步推测气水两相流阶段原位煤层气井井底流压的变化规律，保持井底流压日降幅在0.025～0.035mpa/d，提高原位煤层气井管套环空压力显现前压裂液返排率，增大煤储层压降漏斗扩展范围；

5、(c)所述的憋压排液阶段自原位煤层气井管套环空压力显现后，从开始到管套环空压力升高至管套环空压力上限值结束，现场排采人员通过降低抽油机冲次，将井底流压日降幅进行控制，使管套环空压力逐渐升高后持续憋压，憋压排液过程中密切观察井底流压波动情况，对比确定井底流压波动类型及特征，预测后续控产排液阶段、降压提产阶段原位煤层气井井底流压波动特征；

6、(d)所述的控产排液阶段自原位煤层气井管套环空压力升高至控制上限值开始，到原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力相对稳定结束；原位煤层气井保持管控环空压力、井底流压日降幅相对稳定，至原位煤层气井井底流压日降幅稳定结束，现场排采人员开启气管线阀门，使原位煤层气井日产气量由0逐渐提升至100m3/d，然后提升逐渐提升至200m3/d，在此过程中井底流压波动开始显现并增强，应密切观察原位煤层气井井底流压波动情况，确定井底流压波动类型及特征预测降压提产阶段原位煤层气井井底流压波动演化特征，并以此作为控产排液阶段井底流压日降幅、管套环空压力调整的依据；

7、(e)所述的降压提产阶段自原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力相对稳定开始，到管套环空压力稳定条件下原位煤层气井日产气量达到较高的稳定状态结束；降压提产阶段持续时间受排采过程中井底流压日降幅、多个煤储层解吸所对应的管套环空液面位置差异因素控制，煤层气井井底流压波动逐渐增强，应根据控产排液阶段后期井底流压波动类型及特征确定降压提产阶段初期的井底流压日降幅、管套环空压力，并在阶梯式降低井底流压提升原位煤层气井日产气量过程中密切观察井底流压波动类型、特征的变化，并以此作为降压提产阶段井底流压日降幅、管套环空压力、日产气量提升速率调整的依据；

8、(f)所述的控压稳产阶段自原位煤层气井多个煤储层解吸供气及稳定产气开始，至原位煤层气井日产气量高位稳定结束；控压稳产阶段持续时间受供气面积、原位煤层气井井控资源量、排采过程连续性因素控制；原位煤层气井气水产出速率及煤储层中气水两相流态均已稳定，井底流压波动逐渐减弱，现场排采人员通过逐步降低井底流压日降幅、管套环空压力的方式，降低煤储层压力，释放煤储层解吸供气能力，维持原位煤层气井长期稳产；

9、(g)所述的产气衰减阶段自原位煤层气井日产气量开始衰减，至日产气量下降至工业气流下限值以下结束；需要现场排采人员进一步提高井底流压日降幅，降低管套环空压力及井底流压，延缓原位煤层气井日产气量衰减速度，使日产气量高于区域原位煤层气井工业气流下限。

10、步骤(a)中,所述的试抽阶段自原位煤层气井排采设备安装、启动排液开始，到原位煤层气井的管套环空液面稳定下降结束的持续时间为3～5d；

11、通过现场排采人员控制试抽阶段的抽油机抽次、调整原位煤层气井井底流压及管套环控液面参数；在试抽阶段中，煤储层中为饱和单相水流，原位煤层气井中不存在井底流压波动，因此根据原位煤层气井产液能力差异预测后续排采过程中井底流压波动情况来综合评价煤层供液能力：

12、当试抽阶段煤层供液能力大于5m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量为20-30％，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较弱，表现为井底流压波动幅度低于15kpa、波动频率高100次/d；

13、当煤层供液能力小于4m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量低至20-30％，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较强，表现为井底流压波动幅度大于50kpa、波动频率低于40次/d。

14、步骤(b)中,所述的排液降压阶段自管套环空液面稳定缓慢下降开始，到原位煤层气井煤储层临界解吸，管套环空压力刚开始显现结束，排液降压阶段持续时间受原位煤层气井煤储层含气饱和度、临界解吸压力及原位煤层气井排采过程中井底流压日降幅大小的控制；

15、对于高含气饱和度煤储层，排液降压阶段持续时间为10d～30d；

16、对于低含气饱和度煤储层，排液降压阶段持续时间达到80～140d；

17、在排液降压阶段中，煤储层中为饱和单相水流，因此原位煤层气井中不存在井底流压波动，根据原位煤层气井排液降压阶段产液能力差异预测后续排采过程中井底流压波动情况；

18、当排液降压阶段煤层供液能力大于10m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量为5％-15％，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较弱，表现为井底流压波动幅度低于15kpa、波动频率高100次/d；

19、当煤层供液能力弱小于8m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量低至5％-15％，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较强，表现为井底流压波动幅度大于50kpa、波动频率低于40次/d。

20、步骤(c)中,所述的憋压排液阶段，现场排采人员通过降低抽油机冲次，将井底流压日降幅控制在0.010～0.015mpa/d，管套环空压力逐渐升高至1.5～2.0mpa后持续憋压，憋压排液阶段持续时间受排采过程中原位煤层气井底流压日降幅、煤储层含气饱和度与临界解吸压力的影响；

21、当井底流压日降幅、煤系气产层含气饱和度大于80％与临界解吸压力大于3mpa较高的情况下，管套环空压力上升速度大于200kpa/d，憋压排液阶段持续时间为5～10d；

22、当底流压日降幅、煤储层含气饱和度低于60％与临界解吸压力小于2mpa时,管套环空压力上升速度为20-100kpa，此阶段持续时间达30～50d；

23、当在憋压排液阶段中，煤层气开始解吸单向未发生流动产出，煤储层中为非饱和单相水流，原位煤层气井中井底流压仅发生微弱波动，不会对煤储层产生伤害，根据原位煤层气井憋压排液阶段产液能力差异预测后续排采过程中井底流压波动情况；

24、当憋压排液阶段煤层供液能力大于10m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量大于100％，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较弱，表现为井底流压波动幅度低于15kpa、波动频率高100次/d；

25、当煤层供液能力弱小于5m3/d，相同井底流压日降幅下日产水量低于50％时，原位煤层气井后续排采过程中井底流压波动通常较强，表现为井底流压波动幅度大于50kpa、波动频率低于40次/d。

26、步骤(d)中,所述的控产排液阶段自原位煤层气井管套环空压力升高至控制上限值开始，到原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力相对稳定结束；控产排液阶段持续时间受排采过程中井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力波动情况控制；

27、若原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力上下波动较明显，则控产排液阶段持续时间>30d；

28、若原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力较稳定，则控产排液阶段持续时间为10-20d；

29、步骤(d)中,所述的控产排液阶段自原位煤层气井管套环空压力升高至控制上限值开始，到原位煤层气井井底流压日降幅、日产气量、管套环空压力相对稳定结束；

30、当原位煤层气井井底流压波动幅度低于15kpa，波动频率高于100次/d时，表现为井底流压波动较弱，提高井底流压日降幅至0.020mpa/d，降低管套环空压力至1.0mpa；

31、当原位煤层气井井底流压波动幅度为15～50kpa，波动频率为50～100次/d时，表现为井底流压波动强度中等，稳定井底流压日降幅在0.010～0.015mpa/d，维持管套环空压力为1.5～2.0mpa；

32、当原位煤层气井井底流压(10)波动幅度高于50kpa，波动频率低于50次/d时，表现为井底流压(10)波动较强，需降低井底流压(10)日降幅至0.005mpa/d，提高管套环空压力(12)至2.5mpa。

33、步骤(e)中,所述的降压提产阶段持续时间受排采过程中井底流压日降幅、多个煤储层解吸所对应的管套环空液面位置差异因素控制，如果井底流压日降幅小于10m3/d、多个煤储层解吸所对应的管套环空液面位置差异大于30m，则降压提产阶段持续时间较长，通常为200-300d；反之，降压提产阶段持续时间较短，通常为50-100d；

34、在降压提产阶段，煤层气解吸速率快速提高,通常产气量增幅在10-30m3/d，此时煤储层中发生气水两相流到水气两相流态转变，会导致气水两相流态的不稳定；

35、随着原位煤层气井日产气量在降压提产阶段的快速提升，井底流压波动剧烈。

36、步骤(e)中,所述的降压提产阶段自原位煤层气井日产气量开始衰减，至日产气量下降至工业气流下限值以下结束，当井底流压波动较弱时，表现为原位煤层气井井底流压波动幅度低于20kpa，波动频率高于80次/d时，表现为，逐步提高井底流压日降幅至0.025mpa/d，降低管套环空压力至1.0mpa；

37、当原位煤层气井井底流压波动幅度为20～100kpa，波动频率为40～80次/d时，表现为井底流压波动强度中等，稳定井底流压日降幅在0.015～0.020mpa/d，维持管套环空压力为1.5～2.0mpa；

38、当原位煤层气井井底流压波动幅度高于100kpa，波动频率低于40次/d时，表现为井底流压波动较强，需降低井底流压日降幅至0.010mpa/d，提高管套环空压力至2.5mpa。

39、步骤(f)中,所述的控压稳产阶段控压稳产阶段持续时间受供气面积、原位煤层气井井控资源量、排采过程连续性因素控制，对于供气面积大于15×104m3、井控资源量大于500×104m3、排采管控合理的原位煤层气井，控压稳产阶段(6)持续时间不低于1.5年；反之，供气面积小于10×104m3、井控资源量小于300×104m3、排采不连续会导致控压稳产阶段(6)持续时间小于1年；

40、在控压稳产阶段中，当原位煤层气井井底流压波动幅度低于15kpa，波动频率高于100次/d时，表现为井底流压波动较弱，逐步提高井底流压日降幅至0.020mpa/d，降低管套环空压力至0.8mpa；

41、当原位煤层气井井底流压波动幅度为15～50kpa，波动频率为50～100次/d时，表现为井底流压波动强度中等，稳定井底流压日降幅在0.010～0.015mpa/d，维持管套环空压力为0.8～1.5mpa；

42、当原位煤层气井井底流压波动幅度高于50kpa，波动频率低于50次/d时，表现为井底流压波动较强，需降低井底流压日降幅至0.005mpa/d，提高管套环空压力至1.5mpa。

43、步骤(g)中,所述的产气衰减阶段现场排采人员进一步提高井底流压日降幅的过程：通过降低管套环空压力及继续降低管套环空液面高度，减缓原位煤层气井日产气量的衰减速度，控制煤层气解吸速率下降、解吸量减小，延长原位煤层气井服务年限；

44、当原位煤层气井井底流压波动幅度低于15kpa，波动频率高于100次/d时，井底流压波动较弱，逐步提高井底流压日降幅至0.020mpa/d，逐步降低管套环空压力至0.3mpa；

45、当原位煤层气井井底流压波动幅度为15～50kpa，波动频率为50～100次/d时，井底流压波动强度中等，稳定井底流压日降幅在0.015～0.020mpa/d，逐步降低管套环空压力至0.5mpa；

46、当原位煤层气井井底流压波动幅度高于50kpa，波动频率低于50次/d时，井底流压波动较强，需降低井底流压日降幅至0.010mpa/d，逐步降低管套环空压力至0.8mpa。

47、有益效果：由于采用上述技术方案，本发明克服了传统排采方式下原位煤层气井井底流压剧烈波动、煤储层速敏与压敏伤害、资源采收率低、难以高产稳产的问题。首先，利用原位煤层气井试抽、排液降压阶段日产水量速率推测气水两相流阶段井底流压波动幅度及类型，在井底流压波动前合理确定流压日降幅、管套环空压力等排采管控参数；其次，控产排液、降压提产阶段，根据降低流压波动幅度、频率，合理调整流压日降幅、套压、日产气量提升速度等排采管控参数，在保证排水降压效果的同时，有效抑制井底流压波动，起到了保护煤储层的效果；再次，在控压稳产、产气衰减阶段，气水流态稳定导致井底流压波动幅度、频率下降，通过调整流压日降幅及降低管套环空压力，显著延长了煤层气井稳产时间与长期产气效果。与现有技术相比的主要优点有：①利用见套压前的日产水量数据对原位煤层气井产气过程中的井底流压波动进行预测，实现了见套压前排采管控参数优化；②通过分阶段、高频调节原位煤层气井井底流压日降幅，减弱煤储层中“气涌”强度及对井底流压波动的影响；③利用原位煤层气井较高套压对“气涌”的缓冲作用，有效抑制排水采气过程中井底流压的大幅波动，避免了煤储层的速敏、压敏伤害；④排采工艺简单，排采工程实施成本低，经济、环境与社会效益好。