煤层气变井储试井分析及应用

段永刚，吴贵平

(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 610503)

陈岩

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)， 湖北 武汉 430100)



煤层气变井储试井分析及应用

段永刚，吴贵平

(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 610503)

陈岩

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)， 湖北 武汉 430100)

[摘要]变井储存效应已被广泛地考虑到常规油气试井分析，但煤层气实际测试资料的变井筒储存效应的复杂性以及对变井储试井和煤层气渗流理论的认识不足使得煤层气试井分析结果不可靠。通过系统研究煤层气井的变井储模型分析不稳定压力响应特征，并结合实际井的应用，通过综合应用双对数、半对数和压力历史拟合，验证了变井储的煤层气试井分析的实际应用价值：煤层气在排水采气和气液两相流试井时需要考虑相重分布的变井储影响。该研究对煤层气试井和煤层气开发有着重要的指导性意义。

[关键词]煤层气；变井储；试井分析；应用；曲线拟合

随着常规油气田开发的深入，煤层气已成为一种清洁高效的非常规油气资源，为缓解油气压力起着重要的作用[1～3]。但对于煤层气井试井传统试井分析技术面临新的挑战，尤其是井筒及地层的多相渗流问题，已经成为煤层气试井分析的难点[4～6]。对于多相流试井分析，特别是煤层气排水采气生产过程中的试井分析，两相、多相流的存在将影响煤层气的生产和测试工作。在试井解释分析过程中，变井储问题是一个常见且难于定量描述的问题，其直接后果可能导致不正确的解释结果。

变井储研究最早由Ramey等于1972年提出[7]，主要是分析钻杆测试过程中流体未充满钻柱而产生的变井储效应。1981年Fair研究了相态重分布问题[8]，通过叠加相重分布压力差函数来修正井底压力，建立了Fair模型。1993年，Hegeman等[9]提出了用误差函数描述了变井储分析模型。国内多位学者[10～13]也对变井储试井模型修正和扩展，但未对煤层气试井的变井储进行研究。下面，笔者对变井储模型试井进行了充分分析，并结合煤层气性质在煤层气试井分析中进行实例应用，旨在得到科学可靠的解释结果。

1变井储模型

模型假设如下：①气层是各向同性的地层；②气藏各点的温度保持不变，即渗流过程为等温渗流；③变井储阶段不考虑煤层的解吸、扩散，割理中的气体流动为层流，服从达西渗流规律；④流体为微可压缩流体；⑤忽略重力和毛管力影响。

考虑变井储和表皮效应的有效井径模型为：

(1)

式中，PD为无因次压力；rD为无因次井筒半径；tD为无因次时间；PwD为无因次井底压力。

无因次量定义为：

式中，r为径向半径，m；rw为井筒半径，m；S为表皮系数；K为渗透率，mD；t为开井生产时间，h；φ为孔隙度，%；μ为黏度，mPa·s；Ct为综合压缩系数，MPa-1；h为储层厚度，m；Pi为原始压力，MPa；P为压力，MPa；B为体积系数；q为产量，m3/d。

对模型(1)进行坐标变换。采用C-N差分格式求解，并将内边界条件作2阶处理。考虑2类典型的变井储形式。

1)指数型变井储。取变井储函数为增长型：

(2)

衰减型：

(3)

记CDi为井储初值，CDm为井储最终稳定值，由式(2)和式(3)得：当tD≥2.3τ时，井储系数已基本稳定。其中，τ为无因次变井储时间衰减因子。

增长型指数型变井储典型曲线(见图1曲线组1)，压力线从CDi线向CDm线过渡，早期压力上升慢，导数线低于压力线，当井储稳定后，导数线类似于定井储动态。衰减型指数型变井储典型曲线(见图1曲线组2)，其特征为早期压力和导数线上升斜率超过45°，导数线高于压力线或超前压力线，与定井储曲线对比可知，增长型变井储导数线低于定井储线，衰减型变井储线高于定井储线，并随井储的稳定而趋于重合。

图1　指数变井储典型曲线　　　　　　　　　　　　　　　图2　线性变井储典型曲线

2)线性变井储。取变井储函数为：

(4)

增长型线性变井储典型曲线(见图2曲线组1)，与指数型增长情况类似。衰减型线性变井储典型曲线(见图2曲线组2)，早期段为45°直线，在过渡段出现导数尖峰，导数线超前压力线，典型特征为衰减幅度越大，导数线尖峰越陡，衰减速度越快，导数线超前压力线越显著。进行实际精解释时，结合双对数、半对数、压力历史曲线特征，拟合结果更可靠。

2煤层气井考虑相重分布的变井储试井

煤层气是一种非常规天然气，煤层是一种典型的双重孔隙度和双重渗透率的储层，内部具有良好发育的裂隙系统和微孔隙系统，对煤层气渗流动态有着重要影响[14～16]。煤层气藏与常规气藏有很大差异，主要表现在：煤层气贮存在孔隙中呈现3种状态，吸附态、游离态和溶解态，这3种状态以动平衡的形式存在[17～19]。一旦开采煤层后，以上3种状态的气体可以相互转换，所占比例发生变化，特别是早期排水采气和气水两相流时溶解态的气增多。

煤层气井试井中变井储情况比较常见，对气液比井的测试资料进行压力恢复试井分析时，需要考虑相重新分布因素对压力恢复曲线特征的影响。在实际压恢测试中，在进行地面关井时，液体将下落，气体将向井口上升。由于液体的相对不可压缩性和气体在封闭系统中无法膨胀从而引起井筒压力的增加，当这一现象在压恢测试中出现时，井筒内所增加的压力就会通过地层释放，最终将在井筒及其附近地层之间达到平衡，但是在测试早期压力上升可能超过地层压力使压恢曲线出现变井储“驼峰”现象[8]。变井储“驼峰”现象一般可分为2种：第1种是相重新分布影响较大时，压恢曲线的早期段上出现一个明显的凸起，称为“显性驼峰”；第2种是相重新分布影响较小时，在压恢曲线不出现明显的异常，但在压力导数曲线上能明显地看到“驼峰”效应的影响，称为“隐性驼峰”。“驼峰”是煤层气考虑相重分布的变井储试井的显著标志，在实际应用中应综合考虑变井储与实际煤层气井生产情况，以得到可靠的解释结果。

3实例分析

笔者选择鄂尔多斯盆地东缘典型区块的煤层气L-07井进行实例分析。该井是含水煤层气井，在井储阶段表现异常，影响系统径向流阶段的识别，常规试井解释方法无法正确拟合，解释结果可靠性较差。该井2014年测试的一次关井压力恢复，由于关井测试时间较短，尚未表现出系统径向流阶段，井储阶段压力在关井恢复一段时间后又出现异常的缓慢下降趋势，随后又进行正常的压力恢复。显然，这种情况使用常规分析技术无法对特征流动段进行正确的识别。结合变井储试井理论、煤层气特殊性质和实际现场经验，笔者认为L-07井的情况是一个典型的变井储过程。

该井基础数据为测试层段中部深度832.50m，煤层有效厚度3.7m，孔隙度3%，综合压缩系数4.39×10-4/MPa，井筒半径0.105m。使用变井储试井解释方法对该井的最终拟合结果见图3、图4。由图3和图4得到解释结果，渗透率为5.67mD，初始变井储系数2.44×10-3m3/MPa，最终井储系数5.37×10-3m3/MPa，表皮系数1.91，由图5可知解释结果可靠。煤层气常规试井分析很少考虑变井储情况，变井储模型弥补了煤层气实际试井分析的不足。

图3　L-07井压力恢复双对数曲线拟合　　　　　　　　　　图4　L-07井压力恢复半对数曲线拟合

图5　煤层气L-07井压力恢复历史曲线拟合

结合变井储试井基础理论和实际解释，分析变井储为2个因素所致：第一是生产过程中煤层气气液两相流在气井井底形成井筒积液，关井压力恢复后由于续流效应的影响井筒积液发生变化而产生变井储效应；第二是关井后续流体在井筒中发生相重分布，使井筒储存系数发生变化。经过对实际井情况的综合分析，上述分析结果是合理的，这也证明了笔者提出的试井分析方法的正确性和实用性。同时，研究煤层气变井储试井分析技术对于正确认识煤层气储层物性和指导煤层气开发有着重要的现实意义。

4结论

1)对高油气比、气水比、含油气水井的测试资料进行压力恢复试井分析时，需要考虑相重新分布因素对压力恢复曲线特征的影响，正确认识变井储对试井曲线的影响。

2)煤层气试井解释实际应用具有复杂性，特别是测试时间较短时对曲线形态的认识产生误差，加之煤层气生产情况的特殊性，主要是排水采气和气液两相流，导致应用常规模型。

3)煤层气生产过程中气液两相流在气井井底形成井筒积液，关井压力恢复后由于续流效应的影响井筒积液发生变化而产生变井储效应；含水煤层气井关井后续流体在井筒中发生相重分布，使井筒储存系数发生变化，实际解释时应综合考虑变井储效应。

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[编辑]辛长静

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)10-0033-04

[中图分类号]TE353.2

[作者简介]任宜伟(1980-)，男，工程师，现主要从事油气藏动态分析方面的研究工作;通信作者：陈岩，E-mail：191399718@qq.com。

[基金项目]中海油能源发展重大专项(HFXMLZ-CJFZ1307)。

[收稿日期]2015-12-23

[引著格式]任宜伟，王文升，姜康，等.煤层气变井储试井分析及应用[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(10)：33～36.