郑庄北部Ⅲ类资源区CBM开采特征研究

张俊杰 袁 洁 左银卿 张永平 刘 华 孙世轩

(1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 062552; 2. 新疆大学地质与矿业工程学院，新疆 830046; 3. 中石油煤层气有限责任公司忻州分公司，山西 036600)

郑庄北部Ⅲ类资源区CBM开采特征研究

张俊杰1袁 洁2左银卿1张永平1刘 华1孙世轩3

(1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 062552; 2. 新疆大学地质与矿业工程学院，新疆 830046; 3. 中石油煤层气有限责任公司忻州分公司，山西 036600)

以郑庄北Ⅲ类资源区的1.5亿m3先导试验井作为研究对象，通过油藏工程的手段，引入比采气指数、递减率、递减指数等新的参数表征该区煤层气的开发效果，对其产气/水特征、压力变化规律和产量预测方法进行研究。结果显示该区生产井的产气/水和压力变化与实际地质特征存在明显的匹配，同时运用递减规律诊断方程的方法对气井产量降低的初始阶段进行拟合计算可以较为准确的预测后续产气情况。

沁水盆地 高煤阶煤层气 郑庄区块 开发生产规律 产量预测

1 产气特征分析

研究区域内生产井主要集中分布在四个片区，包括西北部的郑试59井区、南部的郑2和郑1井区、西部的“沁”井区。产气量平面差异分布，厚度大、含气量高、埋深适中的区域产气优势显著。以“厚度大、含气量高、埋深适中”郑2井区产气形势最好，50口井单井日均产气382m3。其余三个井区低产井所占比例较大：郑1井区“厚度小、含气量低”，45口井单井日均产气222m3；郑试59井区“含气量低、埋深大”，单井日均产气158m3；“沁”井区“厚度小”，65口单井日均产气162m3(见图1)。

图1 直井产量平面分布直方图

根据目前各井的实际产量情况，进一步将该区的井划分为三类(见表1、图2)。

表1 直井分类情况表

Ⅰ类：总井数7%(13口)的Ⅰ类井目前合计日产气15629m3，单井日均产气1258m3，单井日均水量0.19m3，井底压力平均为0.2MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深适中、含气量高的郑2井区。该类井产水量不高且稳定，目前产气呈阶梯式上升趋势，有较大的自然上升潜力，预计可达1700m3以上的日产能力。

Ⅱ类：总井数10%(18口)的Ⅱ类井目前合计日产气11824m3，单井日均产气712m3，单井日均水量0.31m3，井底压力平均为0.147MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深适中、含气量高的郑2井区。该类井产水量虽比Ⅰ类井大，但水量不高且处于继续降低趋势，表明该类井还处有一定的排水降压空间，目前产气上升趋势明显，有较大的自然上升潜力，预计通过持续排水降压可达1700m3以上的日产能力。

图2 各类井总生产曲线图

图3 直井日产水量及地下水流动单元分布图

Ⅲ类：总井数83%(148口)的Ⅲ类井目前合计日产气17362m3，单井日均产气108m3，单井日均水量1.03m3，井底压力平均为0.662MPa，目前产量有降低的趋势。平面上分布广，各区都有，物性差的区域分布更集中。该类井产水量大，井底压力较高，总体解吸程度较其他两类井低。需要通过提升管理水平、实施新的改造工艺等综合治理手段来扩大解吸程度，最终达到提质增效提高产气量的目的。

2 产水特征分析

产水量平面分布差异很大。从水动力条件上分析，产水量高的东部的郑1井区与“沁”井区的地下水动力较强，其水动力单元划分结果属于径流区；郑试59井区与郑2井区产水量小，属于滞留区，利于煤层气的成藏与保存(见图3)。

由于甲烷在水动力充足条件下可溶解于水并随水的运移发生扩散逸失，因此，通过煤层甲烷浓度的高低，也可以间接判断水动力的强弱，郑1井区与“沁”井区含气量低于郑试59井区和郑2井区，郑1井区水动力更强。

东部处于径流区、距离大断层较近的两个井区郑1井区和“沁”井区累产水量大。郑试59井区和郑2井区产状较缓，且位于地下水滞留区，累产水量较低。区块所有投产井见气时累产水平均为456m3，其中产气较好的郑2井区累产水大多数在0～200m3。解吸时累产水量1000m3以上的井主要分布在东部“沁”井区，该区域属于径流区，且产气情况较差(见表2)。

见气时累产水量与相关参数的关联性明显：见气时累产水越少，解吸速度越快，解吸时间越短，解吸压力越高，目前解吸程度越大，产气量越高，产水量越低(见表3)。

表2 不同井区解吸时累产水分类统计表

表3 见气时不同累产水量井的统计情况表

表4 不同压力分级段的井的生产参数统计表

3 压力特征分析

参考生产井目前井底压力大小级别，将区域内的井划分为四类，统计结果如下(见表4)。

区块投产井的目前平均流压为0.54MPa，压力整体水平仍较高。

北部的郑试59井区位于地下水滞留区，目前所有井压力均较低，平均为0.11MPa。

其中位于地下水径流区的郑2、郑1井区和西部的“沁”井区在局部还存在流压高的井，可通过进一步加大流压降速提产。

4 递减规律分析

部分气井投产后经过上产、高峰后逐渐进入递减阶段。对于该阶段，采用数学和油藏工程相结合的方法来进行预测分析。以该区块内实际井Q12-X-X-X的递减具体分析。

图4 Q12-X-X-X井生产曲线及递减拟合段选取图

(1)选取递减的初始10个月的数据作为递减规律分析的对象(见图4)。

(2)根据日产数据，计算产量的递减速度vd(单位时间内产量的递减值，m3/d)

(3)递减速度进一步转换计算出递减率D(单位时间内产量的递减百分数)

(4)产量的递减率是一个随产气量不断变化的变量，但据油藏工程理论可知，气井的递减率与产气量之间满足下述关系。

D=K·qn

式中，K:递减常数； n:递减指数。

(5)上式两边求对数，转化为

lnD=lnK+n·lnq

(6)将递减率D和日产气量q转化为lnD、lnq，绘制出的散点图，递减率与产气量的双对数曲线为一条直线，该直线的斜率即为递减指数n。Q12-X-X-X井的递减指数为3.3671(见图5)。

(7)选取参考点。在的曲线上任取一点作为参考点(referred spot)，参考点对应的产气量为参考产气量qr，对应的递减率为参考递减率Dr，对应的时间为参考时间tr，该井参考点产气量为263m3/d，递减率为0.4585%，tr取2014年11月27日(见表5)。由于参考点也满足产气井的递减率与产气量之间的关系，代入可得到：

图5 Q12-X-X-X井“lnD～lnq”散点图

参数选取值n3.3671qr263m3/dDr0.4585%tr2014年11月27日(递减段的第66个时间节点)1/n0.297

(8)两个递减率与气量关系的公式相除，可得到：

(9)依据递减率D的定义，上式可进一步转化为：

(10)积分可进一步得：

(11)积分计算的结果得到递减期产气量的计算公式：

利用上述递减期产气量公式可以计算递减期任意时刻的产气量，其计算结果见图6。

图6 Q12-X-X-X井递减期日产气量计算结果

图7 Z1-2XX井递减拟合段选取与“lnD～lnq”散点图

图8 Z1-2XX井递减期日产气量计算结果

为验证该方法的准确性，选取区域内另外一口生产井Z1-2XX井进行计算。

选取递减初始一年的数据作为递减规律分析对象。根据日产数据，计算lnD、lnq，并绘制出散点图，拟合获得递减指数n的值，井Z1-2XX的递减指数为0.8383(见图7)。

表6 Z1-2XX井各项计算参数选取表

结果显示该种通过公式计算得到的递减期产气规律与实际产气曲线符合率较高。

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[2] 赵贤正，朱庆忠，孙粉锦，等. 沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考[J]. 煤炭学报，2015,40(9):2131-2136.

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(责任编辑 韩甲业)

Research on Development Feature of the CBM in North Zhengzhuang Class ⅢResource Area

ZHANG Junjie1, YUAN Jie2, ZUO Yinqing1, ZHANG Yongping1, LIU Hua1, SUN Shixuan3

(1. Exploration & Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei 062550; 2.School of Geology and Mining Engineering, Xinjiang University, Xinjiang 830046; 3. Xinzhou Branch of PetroChina Coalbed Methane Company Limited, Shanxi 036600)

The paper takes the 150 million pilot development wells distributed in class Ⅲ resource area in the north of Zhengzhuang Block as the research object. By means of reservoir engineering, some new parameters, such as specific gas production index, declining rate and decline exponent, are introduced to characterize the development effect of the CBM in this area and study the laws. The research results show that there are obvious matching rules between the gas production, water production, pressure variation and the geological characteristics.

Qinshui basin; high-rank CBM; Zhengzhuang Block; development laws; production forecast

中国石油华北油田2017年度公司级科研项目《2018年煤层气规划部署研究》

张俊杰，男，硕士研究生，工程师，从事煤层气开发专业。