煤层气井渗透率时空变化规律研究及应用

2016-12-20胡海洋倪小明朱阳稳

特种油气藏 2016年5期

关键词：负效应气水单相

胡海洋，倪小明，朱阳稳，金军

(1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州贵阳 550081；2.河南理工大学，河南焦作 454000；3.中原经济区煤层(页岩)气协同创新中心，河南焦作 454000)

煤层气井渗透率时空变化规律研究及应用

胡海洋1，倪小明2，3，朱阳稳2，金军1

(1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州贵阳 550081；2.河南理工大学，河南焦作 454000；3.中原经济区煤层(页岩)气协同创新中心，河南焦作 454000)

针对煤层气井排采过程中渗透率变化规律认识不清的问题，利用煤层气产出过程中的正、负效应，渗流及等温吸附理论，得到排采过程中煤储层渗透率随时间及距离变化的数学模型。研究表明：单相水流阶段，液面降速越慢，负效应导致的渗透率降幅越小；气水两相流阶段，适当提高液面降速，正效应越显著；在排采过程中，渗透率呈非对称“V” 型变化；对于临储压力比较高的煤储层，采取“低降幅憋套压”的方式能够扩大煤储层的气体解吸范围。研究成果为煤层气井的现场排采控制提供理论指导。

煤层气；排采；渗透率；弹性正负效应

0 引言

煤层气井主要是通过“排水—降压”使煤层气从吸附态逐渐转变为游离态，煤储层孔隙流体相态发生变化，引起煤基质发生弹性正、负效应[1]，而实验室测试验证了正、负效应对渗透率变化的影响[2]。根据渗透率耦合模型[3]，渗透率在排采过程中呈现“先减少后增加”的变化规律。考虑时间、距离参数对渗透率的影响，建立渗透率时空变化数学模型，研究煤层气井排采时距离井筒不同位置处渗透率的时空变化规律，以期为不同储层条件下煤层气井的排采控制提供理论依据。

1 排采过程中渗透率时空变化数学模型

1.1 单相水流阶段渗透率变化数学模型

根据试井及渗流原理[4]，结合有效应力与渗透率之间的关系，可以得出排采时单相水流阶段距井筒r处压力为：

(1)

式中：pi为排采ti时刻距井筒r处压力，MPa；pe为储层压力，MPa；pw为排采ti时刻井底流压，MPa；rw为生产套管外径，m；K0为储层原始渗透率，10-3μm2；he为初始动液面高度，m；hi为排采ti时刻对应的动液面高度，m；CP为孔隙体积压缩系数，MPa-1；α为有效应力系数；r为影响半径范围内任意一点距井筒中心的距离，m；vd为降液速度，m/d；φ为煤储层孔隙度；u为流体流动的黏度，mPa·s；Ct为地层综合压缩系数，MPa-1。

根据单相水流阶段煤储层孔隙度与距离的关系及煤储层的孔隙度与渗透率的关系，得到煤层气在排采过程中，当单相水流阶段的动液面下降到hi处时，距离井筒中心任意距离r处渗透率的变化为：

(2)

式中：C1为气体压缩系数，MPa-1；Kw为单相水流阶段距离井筒任意距离r处渗透率，10-3μm2。

1.2 气水两相流阶段渗透率变化数学模型

根据气体试井、渗流原理，可计算出气体解吸引起的负效应对孔隙度的影响为：

(3)

式中：Δφw为弹性自调节负效应引起的孔隙度变化；Kdrwo为气水两相流阶段初始水相相对渗透率(实验得出)，10-3μm2，h1为单向流阶段结束时的液面高度，m；h2为气水两相流阶段排采时间t2时的液面高度，m。

气、水两相流阶段，基质收缩引起正效应为：

(4)

式中：Vh为含气量，m3/t；pL为兰氏压力，MPa；VL为兰氏体积，m3/t；ρc为煤基质密度，t/m3；a为干燥条件下测得的最大吸附量，m3/t；R为普适气体常数，8.31J/(K·mol)；T为绝对温度，K；Ej为煤基质的杨氏模量，MPa；φ0为原始孔隙度；b为朗缪尔压力常数，MPa-1；V0为标准状况下摩尔体积，22.4 L/mol；μ为泊松比；Δφg为解吸范围内基质收缩引起孔隙度变化；rg为解吸范围内任意一点距井筒中心的距离，m。

则气、水两相流阶段煤储层渗透率随r的变化为：

Kg=Kdrwo·

(5)

式中：ρ为水的密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；pl为临界解吸压力，MPa；Sg为气、水两相流中的含气饱和度；Kg为气、水流阶段距离井筒任意距离r处渗透率，10-3μm2。

2 排采过程中渗透率时空变化规律

根据所建渗透率时空变化数学模型，以某煤层气区块储层参数为例，选取参数对排采过程中渗透率的变化规律进行研究。分别探讨不同降液速度、不同见气时间以及不同临储压力比条件下，同一时刻不同影响距离处渗透率变化规律。数学模型所需基本参数见表1。

表1 单相流阶段渗透率模型所需基本参数

2.1 不同降液速度渗透率时空变化规律

2.1.1 单相流阶段不同降液速度下的渗透率时空变化规律

单相水流阶段，假设排采20 d，则根据所建模型计算得到降液速度分别为1、2、3、4 m/d时渗透率值，并绘制变化曲线(图1)。

由图1可知，在排采的过程中，由于煤储层产水导致煤储层的有效应力增加，引起煤储层的裂隙闭合，导致煤储层的渗透率降低，显示出煤储层的弹性自调节的正效应。同时，在井筒近端，由于产水较多的缘故，井筒近端的渗透率的下降比远端显著。

对比不同降液速度的渗透率变化曲线可知，在单相水流阶段，随着降液速度的减小，渗透率降低幅度小。因此，在煤层气排采过程的单相水流阶段，应缓慢降液面进行排采，以防液面降速过快造成储层激励，导致渗透率下降严重而造成储层伤害。

图1 单相水流阶段不同降液速度渗透率变化

2.1.2 气水两相流阶段不同降液速度下的渗透率时空变化规律

假设气水两相流阶段排采20 d，根据所建立的数学模型，计算出降液速度分别为1、2、3、4 m/d时渗透率值，并绘制变化曲线(图2)。

图2 气水两相流阶段不同降液速度渗透率变化

由图2可知，气水两相流阶段煤储层气体解吸引起基质收缩，导致井筒近端的渗透率要高于远端的渗透率，显示出煤储层的弹性自调节正效应。同时，由于井筒近端解吸产气较多的缘故，井筒近端的渗透率的上升比远端更显著。

对比不同降液速度的渗透率变化曲线可知，在气水两相流阶段，由于弹性自调节正效应的影响，降液速度越大，渗透率上升越显著，但在产气的同时也在产水，也会产生弹性自调节负效应，需要控制合理的降液速度，将弹性自调节负效应对煤储层渗透率的影响降低到最低限度。因此，结合单相水流阶段、气水两相流阶段不同降液速度渗透率变化的趋势，在气水两相流阶段可适当提高降液速度，突出排采过程中的煤基质收缩对煤储层渗透率的调节作用，有利于扩大煤储层的气体解吸半径和提高煤层气井的产气量。

2.2 不同见气时间下的渗透率时空变化规律

根据所建模型，选取模型所需参数，计算出不同见气时间下的渗透率值，绘制不同见气时间下的渗透率值变化曲线(图3)。

图3 不同见气时间下渗透率变化

见气时间是指从煤层气井开始排采至解吸产气的时间段。根据储层压力、临界解吸压力及降液速度可以计算出理论见气时间。在相同的储层压力、临界解吸压力条件下，见气时间越短，降液速度越快，在单相水流阶段煤储层的渗透率降低幅度变化越大。

由图3可知，见气时间越长，产水的影响半径越大，煤储层各点处的渗透率下降越缓慢，有利于提高煤层气井的产气量。因此，在达到临界解吸压力之前，应尽量降低降液速度，扩大产水的影响半径，以便于提高煤层气井的产气量。

2.3 不同临储压力比下的渗透率时空变化规律

根据所建模型，选取模型所需参数，计算出气水两相流阶段，不同临储压力比下的渗透率值，并绘制渗透率的变化曲线(图4)。

由图4可知，气水两相流阶段，由于气体解吸产生基质收缩效应，导致近井地带煤储层的渗透率上升，气体解吸越多，基质收缩效应越显著，而井筒远端的煤储层尚未解吸，处于单相水流阶段，渗透率呈降低的趋势。因此，随着距井筒中心距离的增加，渗透率出现先下降后上升的变化规律。

图4 不同临储压力比下渗透率变化

由图4可知，临储压力比越高，气体解吸越容易，井筒近端的气体解吸越多，渗透率上升越显著，而井筒远端的气体解吸较少。因此，对于临储压力比较高的煤储层，在解吸初期，建议采取“低降幅憋套压”的方式扩展煤储层的气体解吸范围，以利于提高煤层气井的产气量。

3 现场应用

某煤层气开发区块进行的2个阶段煤层气开发的过程中，第1阶段的煤层气开发试验井采用常规活性水加砂压裂工艺，根据裂缝监测结果显示，压裂裂缝半长为150～200 m时压裂效果较好。在排采过程中，单相流阶段、气水两相流阶段的井底流压压降速率没有控制好，压降速率过快，平均压降速率达到0.058 MPa/d，最大压降速率达到0.115 MPa/d，在进入气水两相流阶段时，没有进行有效的“憋套压稳流压”排采控制，导致煤储层在单相流阶段出现“吐砂、吐粉”严重，各个排采阶段的渗透率下降较快，直接导致第1阶段的开发试验井产气量不理想，最高产气量为2 000 m3/d，但稳产时间短，单井平均产气量为600～800 m3/d。

第2阶段在第1阶段的试验井控制区块内进行煤层气开发，压裂工艺与第1阶段相同，裂缝检测显示压裂效果也较好。在排采过程中，有效控制单相流阶段和气水两相流阶段井底流压压降速率，

单井平均压降速率控制在0.010～0.040 MPa/d，最快时的压降速率不超过0.080 MPa/d，有效控制了单相流阶段的“吐砂、吐粉”现象。在气水两相流阶段，采取“憋套压稳流压”的控制方式，有效避免了煤层气井排采过程中出现渗透率急剧下降的情况。根据渗透率的时空变化规律，采取合理的排采控制方法，第2阶段煤层气开发井的单井平均产气量为1 500～2 000 m3/d，煤层气井的最高产气量控制在2 000～2 500 m3/d，有效保障了煤层气井的高产稳产时间及单井产气量。