[发明专利]一种西南地区煤层气井排采阶段生产控制方法

说明书

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。

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；