煤层气开发工艺及排采技术一、产出理论（前言）煤层气开采通过抽排煤层及上覆岩层中的地下水，从而降低煤储层的压力，促使煤层中吸附的甲烷气体解吸释放出来。

煤储层条件和煤层气赋存环境条件是煤层气开发的基本地质条件，煤层气开发是在充分认识这些基本地质条件基础上通过特定的工程（钻井、压裂、排采等工艺）改变煤层气赋存环境条件（地应力、地下水压力、地温环境）使煤储层条件发生变化的过程，从而使煤层中吸附的甲烷气解吸出来。

煤层气的排采是一个“解吸-扩散-渗流”的连续过程，在实际排采中可分为三个阶段，Ⅰ阶段为排水降压阶段，煤储层压力高于煤层气解吸压力，该阶段主要是产水，并有少量的游离器和溶解气产出；Ⅱ阶段为稳定生产阶段，煤储层压力降至煤层气解吸压力之下，产气量相对稳定，并逐渐达到产量高峰（一般在3年左右），产水量下降到较低水平；Ⅲ阶段为产气量下降阶段，产少量水或不产水，该阶段的开采时间最长。

由于煤层气抽采目的、对象、条件和资源条件的不同，形成了不同的煤层气开发模式，总体上分为煤矿井下抽采和地面钻井抽采两大类。

图表 1典型煤层气井的气、水产量变化示意图时间 产量Ⅰ Ⅱ Ⅲ产气量产水量 临界解压力压力二、煤层气的开发工艺煤层气开发的目的主要是有效地开发和利用煤层气资源、最大限度的改善煤矿安全生产条件（降低瓦斯）、更好的保护环境等几个方面。

按照煤层气开发服务目的不同，煤层气开发总体上分为煤矿井下抽采和地面钻井开发两大类，而我们公司目前所实行的“采煤采气一体化”的瓦斯治理模式是把上述两种开发方式的有效结合，它不仅有效的服务了煤矿的安全生产而且实现了煤矿瓦斯利用的最大化。

（一）、煤矿井下抽采目前煤矿井下抽采技术已由单一的本煤层抽采发展到本煤层抽采、邻近层抽采、采动区抽采等多对象抽采；抽采技术也由单一的钻孔抽采发展到钻孔、巷道、地面井和混合抽采等。

按抽采对象的不同煤矿井下抽采开采层抽采邻近层抽采围岩抽采采空区抽采采动区抽采废弃矿井抽采按照煤层气抽采与采煤的顺序采空区抽采技术采空区的瓦斯来源：1、未能采出而被留在采空区的煤炭中存有一定数量的残存瓦斯；2、顶板和周围煤（岩）中的瓦斯；由于采空（动）的的影响，在煤层的顶板和底板的围岩内产生大量的裂隙，特别在采空（动）区上方形成冒落带，造成相邻的煤层和围岩压力释放，邻近煤层与围岩中的大量瓦斯通过裂隙涌入开采工作面。

瓦斯涌入量的大小与邻近煤层的层数、间距、厚度、瓦斯含量及工作面的布置方式有关。

采空区抽采技术主要分为以下两种： 煤矿埋井下抽采采前预抽 边掘边抽 边采边抽 采后抽采1、采煤工作面采空区瓦斯抽采。

主要在井下通过钻孔或抽放管路对采空区的瓦斯进行抽采。

2、煤层气地面采空（动）区抽采。

主要是在煤炭采空（动）影响区，在地面打垂直井进入煤炭顶板进行抽采。

煤层由于受采空（动）的影响，煤岩裂隙增加透气性较好，煤层气井的单井产量增加。

随着工作面的逐步推进和远离，煤层气的产量会逐渐降低，浓度也随之下降直到气井报废。

优势：（1）、对于煤层气含量较高，煤层层数较多且层间距不大的情况，煤炭采空（动）导致影响区范围内的邻近层对气井补给条件较好，而且随着深度的增加，煤层气的资源丰度在增大，因此地面采空（动）区抽采技术具有较好的推广应用。

（2）、采空（动）区地面抽采与井下抽采相比虽然投资较高，但是与普通地面煤层气抽采相比费用要低很多。

首先采空（动）区抽采要求的完井位置位于目的层的上方，钻探费用较低；其次采空（动）区抽采不需要压裂等增产措施，降低了完井的费用。

劣势：（1）、在采空（动）影响区进行煤层气抽采时（一般布置在煤柱中），由于煤层气资源量的局限和透气性的增加，与普通煤层气抽采井相比虽然单井产量较高，但是产量衰减较快服务年限较短。

（2）、虽然抽采初期浓度较高但随着抽采时间的延长，浓度会发生衰减给安全带来隐患，因此在抽采时要控制压力，定期检测气体浓度。

图表 2采空（动）井示意图（二）、地面钻井抽采1、煤层气地面开发（垂直井）基本工艺流程：钻井、油井、固井、射孔、压裂、排采、封井（1）、钻井垂直井井身结构通常设计为：采用Φ311.5mm钻头一开钻至稳定基岩下10m停钻，下入Φ244.48mm表层套管固井，水泥抬高到地面；然后用Φ215.9mm钻头钻进至设计完钻层位完井，下入Φ139.7mm生产套管固井，水泥返至最上目的层上200m。

（２）、压裂目前采用的压裂方式有：水力压裂、液氮压裂、胶液压裂等，常用的为清水加砂压裂，所采用的支撑剂为天然石英砂，规格有0.30/0.45mm(细砂)、0.45/0.90mm(中砂)、0.90/1.20mm（粗砂）三种。

压裂工序及重点：①通井。

是检查井内套管是否变形或存在杂物的手段，采用通井规（一般为Φ120mm）通至人工井底，通井过程中如遇有阻力要判明情况采取措施解决后方可继续施工。

②冼井。

避免井筒内的杂物在压裂过程中进入煤层，堵塞压裂通道影响压裂施工，用清水冼井至少循环2~3周，以返出液中没有杂物为准。

③试压。

直接关系到压裂工作能否安全顺利的进行，采用清水试压，试压值为套管抗内压强度的95%，稳压时间30分钟，压降≤0.5MPa为合格。

④射孔。

通过高聚能子弹把目的层段套管射穿，使煤层与井筒相通，为压裂液进入煤层提供通道，射孔枪提出后要重点检查子弹的发射率（要求100%），低于90%应进行补射。

⑤压裂。

通过压裂改造措施来把井筒和煤层的天然裂隙进行有效的沟通，提高煤层的渗透性和导流能力，扩大压降的范围从而提高煤层气的采收率和产量。

压裂过程要求注入压力要平稳不能出现较大波动和停泵的现象，尤其在加砂过程中要确保压力的平稳和砂比的相对稳定，在加砂过程出现压力超压而采取措施压力平稳后，不能立即采取高砂比注入，不能单纯的为了完成加砂的量而忽略了压力的平稳（可能和压裂考核相冲突），造成注入砂不能运移到裂缝的远端而在井筒附近堆积，不仅影响气井的产量而且还会造成气井的大量吐砂。

⑥关井返排。

压裂完成后要关井以保证压裂液能渗入到煤层裂（孔）隙系统中，压力的下降幅度（压裂液的渗入速度）一定程度反映了煤层的渗透性质。

在井口压力降至规定压力时（2MPa）方可进行压裂液的返排，释放井筒压力进行下泵作业，在放压过程中压力降不能太快防止裂隙中压裂液流速过快携带的煤粉和砂堵塞裂隙（液氮等特殊工艺要求例外）。

⑦下泵作业。

1）、探砂面、冲砂。

在压裂施工完成后在井筒中还存在部分压裂剩余砂和压裂液返排携带出来的砂，下泵前要对井底残余的砂进行冲洗打捞。

在冲砂下入井内油管前要对下入井内的油管长度进行丈量并进行记录，以便于确认砂面的高度和位置。

采用油管探砂面遇阻时，要反复下放2次，两次深度误差不能超过0.5m。

冲砂时要缓慢下放管柱直至井底，冲砂过程中要随时检查返出液中的含砂量（≤0.2%），实际中通常采用手捞取返出液观察，沉积颗粒不能沉积成面再循环2周上提一定高度管柱后停泵，2小时后反复探砂面两次，井底砂面沉积不超过2m为合格。

实际中要重点对下入井内管柱的长度进行记录，以对是否冲砂到井底和沉砂高度进行计算。

2）、下泵完井。

冲砂完成合格后要把井内的管柱全部提出并进行清冼，根据下泵设计进行油管和抽油泵排列组合，同时要对所有下入井内的抽油管和抽油泵进行长度测量和计算，确保吸水口能处于设计的位置。

同样根据下入井内抽油泵的位置对抽油杆和柱塞进行排列组合，最后下入光杆完成井口连接用修井车试抽出水后完井。

在抽油泵下井前要对泵的密封性（入井前注水进行试验）和柱塞的运行通畅性进行检查，确保下入井内的抽采设备能正常运行。

水煤层气煤层人工井底抽油泵柱塞 筛管丝堵抽油管 抽油杆生产套管 表层套管光杆回音标排采井口地表水流方向气流方向 集输管线 压力表图表 3煤层气井管柱示意图三、排采管理和工作制度煤层气井的排采制度根据不同的阶段可总结为定压排采和定产排采两种，其目的都是为了有效的控制井底煤层中流体的速度，使煤层中的固相颗粒能缓慢的排出，确保裂隙系统的畅通和形成。

（一）、排采管理1、定压排采。

主要是为了确保煤层气生产井能够稳定、持续高产，在煤层气井排采的早期采用定压排采作为正常生产的工作制度。

定压排采的关键就是有效的控制井底流体压力与煤层气储层压力的压差，从而控制煤储层中流体的流动速度，保证煤粉等固相颗粒和气水的均匀产出。

在实际生产过程中主要是通过调整液面和井口套压来控制井底流压和储层压力的压力差。

2、定产排采。

当煤层气的产量达到产气平稳和高峰时，为了有效的控制流体流速而采用煤层气定产排采。

3、液面控制。

主要是通过调整排采强度来实现液面的控制，控制液面的高度和降幅都是为了控制井底的生产压差。

不同的生产阶段对液面的要求都不相同。

4、套管压力控制。

排采过程中当有气体产出时通过套管压力的调整来控制煤层气的产量，尤其在排采初期要对井口套压加以控制，防止砂、煤粉颗粒运移造成井筒附近煤层裂隙的堵塞。

以上几种控制方式都是相互联系、相辅相成的。

压力的控制除和气产量关联外还和液面的高度和产水量大小相关。

液面控制是通过排采强度（产水量）的调整来实现的，动液面的位置和井口压力和气产量相关。

理论上来说排采早期井口压力越大说明井具有的产能越高，实际产量的高低取决于排采管理过程的好坏。

实践表明井口压力的降低会增加气井的产量，但压力的降低并非越低越好，裂隙系统中需要一定的压力进行支撑，在压力降低到一定程度后气产量的增幅会趋于零或者有所降低，这些需要在实际排采中根据不同的储层条件进行控制和调整，套管压力的维持也需要在生产中进行试验总结。

（二）、排采工作制度不同的地质和储层条件所制定的排采工作制度各不相同，但都基本遵循一定的规律，要根据不同的排采阶段采取不同的排采制度和方法。

(水相流，两相流，气相流分开)正常情况下的排采工作制度可按以下执行：1、排水降压阶段。

该阶段以排水为主，煤层气井产出物为水相，目的就是要通过排水来降低液面从而降低煤储层的压力。

在该阶段的排采强度和液面的降幅要严格控制，动液面的下降幅度要控制在3-5m/d，通过控制动液面的降幅来防止煤粉、砂等固相颗粒的大量产出。

在该阶段要根据动液面的控制来确定气井的排采强度，当井口有压力显示时要及时进行液面的测量，以大致确定煤层气的临界解吸压力。

正常情况下该阶段要经历3个月左右。

2、控压排水产气阶段。

随着液面的下降煤层气开始产出套管压力逐渐上升，气井的产出物为气水两相，气体以游离气产出为主但此时气体不能形成稳定气流，此时的液面降幅要控制在3m/d左右。

随着压力的上升和气体产出动液面及产水量波动较大，要根据液面和压力的变化来及时调整排采的强度，此时气体产出逐步形成稳定气流产水量有所降低，这时要严格控制套管压力的下降和产气量上升的速度，套管压力的降幅不能超过0.1MPa ，每个压力点的稳定排采期要至少维持7天，直至降到规定的排采压力点并保持一定范围（各个区块因储层条件不一，规定的压力也不尽相同），同时要确保动液面的相对稳定。