煤层气井生产测试组合仪的研制与现场应用*

李　雷，李　军，刘兴斌，王一杉

(1.大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司　黑龙江　大庆　163412; 2.燕山大学信息科学与工程学院　河北　秦皇岛　066004; 3.大庆市汇淼石油机械设备有限公司　黑龙江　大庆　163412)



煤层气井生产测试组合仪的研制与现场应用*

李雷1，2，李军1，刘兴斌1，王一杉3

(1.大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司黑龙江大庆163412; 2.燕山大学信息科学与工程学院河北秦皇岛066004; 3.大庆市汇淼石油机械设备有限公司黑龙江大庆163412)

摘要:排采初期的煤层气井产气、产水量较低，国内外尚无成熟的产出剖面测试技术。针对该难题，开展了产出剖面测试技术攻关。首先，设计制定了集流与非集流组合测井方案，开展了压差法、涡轮、电导法等传感技术在气水两相下的模拟井动态实验研究，得到了各传感器在气水两相条件下的响应规律，并研制了煤层气井产出剖面组合测井仪。应用测井仪样机在临汾试验区块开展了现场试验，成功录取了温度、压力、密度、流量和含水等参数，通过对测井数据的分析可准确解释分层产气、产水状况，证明产出剖面组合测井仪适用于排采初期煤层气井分层测试。

关键词:煤层气;产出剖面;气水两相流

0　引言

煤层气井产出剖面是煤层气开发和生产管理的重要技术资料。我国煤层气已进入规模开发阶段，迫切需要开发配套的测试技术。目前，国内外尚无规模应用的成熟技术。

针对临汾现场试验区块的处于排采初期的煤层气井测试技术开展了技术攻关，设计了集流与非集流组合测试方案。借助大庆油田模拟实验装置的优势条件，开展了传感器技术的实验研究，并最终研制了基于涡轮流量计、电导含水率计、压差密度计的生产测井组合仪，通过现场试验证明，集流测试方案的引入使得仪器的测试精度有大幅度提高，并且可以准确测量煤层气井的分层产气、产水量，可为煤层气排采制度的制定提供可靠资料。

1　临汾区块试验井测试方案

调研结果显示，处于排采初期［1］的排采井产气、产水量都很小，井内的排采管柱未下入至井底，大部分位于产层之上或产层的中间位置。如图1所示，为吉×× －××井的排采示意图，该井处于排采初期，有5#和8#两个产层，排采管柱位于两个产层之间，主要作用是抽排井内的承压水，保证井内的动液面保持一定高度，控制井内的压力，使产层的产出量保持稳定。

图1　煤层气井排采初期示意图

针对这种排采工艺的煤层气井，设计了集流与非集流组合测井方案，即在全井先采用连续测量的方案，利用井温仪、压力仪和密度计组合，可以测量全井的温度、压力、密度连续数据，根据连续测量结果，定性地判断两个产层的产出状况;随后，在排采管柱以下的产层处，采用集流测试方案，通过集流器迫使流体从测井仪器内部通过。集流的好处有两点［2］:一是通过集流器使流体速度增加，这样可提高流量的测试精度;二是提高气液的混合均匀度。测量方式采用涡轮流量计和电导式持水率计组合，通过总流量和含水率两个参数可定量解释该层的产气、产水量。

2　测井仪器在模拟多相流装置的实验

依据组合测试方案设计了煤层气井产出剖面测井组合仪如图2所示。该仪器是由温度、压力、磁性定位、压差式密度计、涡轮流量计和电导式持水率计共同组成。

在多相流模拟实验装置上开展了上述测试传感器在气水两相下的实验研究［3］，实验中调配了不同的气、水流量，待调配好的流体稳定后，记录下了不同配比气水流量条件下的仪器响应，仪器响应图版如图3、图4、图5所示。

煤层气井分层测试组合仪

图3　涡轮流量计实验结果

图4　压差密度计实验结果

图5　电导式持水率计实验结果

2.1涡轮流量计实验结果

涡轮流量计是常用的产出剖面流量测试传感器，具有量程宽、精度高的优点。实验中调配的气流量为50m3/d、100 m3/d、200 m3/d、300 m3/d、400 m3/d和500 m3/d，水流量为1 m3/d、3 m3/d、5 m3/d、10 m3/d、15 m3/d 和20 m3/d。实验图版中横坐标为调配的气水总流量，纵坐标为涡轮流量计的响应值。从实验结果可见，在低液量条件下，涡轮流量计的响应值与气水总流量之间呈线性关系，受水流量的影响较小，因此，可以用涡轮流量计测量气液两相流的总流量。

2.2电导式持水率计实验结果

电导式持水率计时通过测量流体电导率进而计算出持水率的，它适用于水为连续相条件下的流体测量，因此应用于产气产水量较低的临汾实验区块非常合适。实验中，流量调节范围5～70 m3/d，含水20％～80％。从实验结果可见，当低气量时，电导式持水率计在气水两相流下具有较好的分辨率，流量越高，分辨率也越高，含水率测量下限可以达到20％;而当高气量时，电导含水率计失去分辨力。因此，可以用阻抗式含水率计测量低流量气液两相流的含水率。

2.3压差式流量计实验结果

压差式流量计［4］的原理是利用一个压差传感器测量井筒内流体两点间的压力差值，由测量的压力梯度进而推导出流体密度。试验中配比的固定不同的水流量3 m3/d、5 m3/d、10 m3/d、15 m3/d、20 m3/d，改变气流量，气流量调节范围50～2 000 m3/d。从实验结果可见，压差密度计的响应随着气量的增加而单调递减，而且各条水流量对应的曲线基本重合，说明在低水量的情况下，压差流量计主要受气流量的影响，受水量的影响很小。因此，采用差压式密度计可以定性判断产层的产气状况。

3　现场试验及测井资料解释

3.1测试井基本数据

2013年6月4日，在临汾分公司吉×－××煤层气井开展了生产动态测试现场试验。该井井身由7 in(1 in =25.4 mm)套管和2.5 in半油管组成，人工井底1 116.00 m，泵深993.75 m。该井包含5#和8#两个煤层，见表1所示，当日井口产液量为5.62 m3/d。

表1　吉×－××井基础数据表

3.2连续数据解释结果

首先对吉××－××井测量井段进行了连续测井，得到了温度、压力、密度连续测量数据，如图6所示，微差井温在产层处的变化能够定性指示产层的产水状况，压差密度计在产层处的变化能够定性指示产层的产气状况，具体结论如下:

1)微差井温曲线(最左部分)在8#煤层处向右突变，表示温度升高，说明8#煤层产水。

2)密度曲线(最右部分)经过5#煤层后出现台阶，响应值增大，表示密度值增加，说明5#煤层产气。

3)密度曲线(最右部分)经过8#煤层后出现台阶，密度值归为全水值，说明5#煤层产气。

图6　吉××－××井解释成果图

3.3定点测量数据资料解释

连续测量后，在8#煤层上部采用集流方案进行定点测试:

1)涡轮数据显示，如图7所示，该层的总产量为6.1 m3/d。

2)阻抗持水率计显示混相值为310 Hz，如图8所示，全水值为270 Hz，如图9所示;由此可推导出该层持水率为89％，依据模拟井标定图版可知含水率为83％。

3)与流量结果结合得出，8#煤层的产水量为6.1× 83％ = 5.1(m3/d)，产气量为6.1×(1－83％)= 1.0(m3/d)

图7　8#煤层流量测量曲线

图8　8#煤层混相值测量曲线

综合温度压力连续测量数据和点测数据可知:

1)产气量:8#煤产气量为1.0 m3/d，压力为5.5 MPa，折算标方为1.0×(5.5/0.1)=55.0(m3/d);5#煤层处密度的变化幅度(即出现的台阶)略小于8#，故判断5#产气量0.9 m3/d，压力为4.9 MPa，故折算为标方为0.6×(4.9/0.1)=44.1(m3/d);两层的合产量为99.1 m3/d。

2)产水量:8#层产水量为5.1 m3/d;由于当日该井井口水量为5.62 m3/d，而8#测量得到产水量为5.1 m3/d，故判断5#煤产水量很微小，约为0.52 m3/d。

图9　8#煤层全水值测量曲线

4　结论

1)煤层气井处于排采初期时，产气、产水量较小，在排采管柱位于产层上方的前提下，适合采用集流和非集流组合测试方案。

2)通过连续测量，压差密度计可定性判断液面以下各层段的的产气状况，温度传感器可定性判断液面下各层段的产水状况。

3)排采初期的煤层气井管柱以下，通过定点集流测试，涡轮－电导组合测井仪能够定量解释产气、产水量。

参考文献

［1］司庆红，朱炎铭，曹新款.煤层气井排采初期井底压降的计算方法［J］.中国煤层气，2011，8(1): 37－39.

［2］刘兴斌.井下油/水两相流测量.哈尔滨工业大学博士学位论文［D］，1996.

［3］李军.煤层气井产出剖面测试技术实验研究［J］.石油仪器，2012，26(1): 56－57.

［4］郭海敏.生产测井导论［M］.北京:石油工业出版社，2003: 147－193.

Development and Application of Combination Instruments for CBM Wells Logging

LI Lei1，2，LI Jun1，LIU Xingbin1，WANG Yishan3
(Logging and Testing Services Company of Daqing Oilfield Co.LTD，Daqing，Heilongjiang 163453，China; 2.School of Information Science and Engineering，Yanshan University，Qinhuangdao，Hebei 066004，China; 3.Petroleum Machinery Equipment of Daqing Huimiao Co.LTD，Daqing，Heilongjiang 163453，CHina)

Abstract:At the early stage of coalbed gas production，the output of byproducts of gas and water are low.There is still no mature production profile logging technology.In view of the problem，the research on the well logging technology used in low production CBM wells was done.At first，one combinatorial solution of flow－concentration and non－flow－concentration measurement was designed，and the experimental study of sensors in the gas－water two－phase－flow was carried out，which include the differential pressure sensor，turbine flowmeter sensor and conduction watercut meter sensor.Finally，the combined well logging instrument was developed for the low production CBM wells.The experimental instrument was tested in the Linfen area to get the data of temperature，density，pressure，flow and water cut successfully.And the water and gas yield were deduced through the analysis of the logging data.It is proved that the combined well logging instrument can used in the profile well logging at the early stage of coalbed gas production，

Key words:coalbed methane; production profile; gas-water two-phase-flow

(收稿日期:2015－05－05编辑:韩德林)

第一作者简介:李雷，男，1980年生，硕士研究生，2007年毕业于东北石油大学电子与信息工程专业，现在大庆油田测试技术服务分公司从事多相流测量传感器的研究工作。E-mail: dlts_lil@ petrochina.com.cn

基金项目:中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目(2010E－2205)资助课题

中图法分类号:TE353+.3

文献标识码:A

文章编号:2096－0077(2016)01－0014－04