煤层气井排采阶段定量化划分研究

2018-07-05王丹

长江大学学报(自科版) 2018年11期

关键词：产水量无量产气

王丹

(国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院) 重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院)，重庆 400042)

余莉珠，张海峰

(中石油煤层气有限责任公司临汾分公司，山西太原 041000)

康远波，潘林华

(国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院) 重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院)，重庆 400042)

目前，国内学者对我国煤层气井排采阶段渗流形态的研究，提出了多种数学模型；但是对于排采阶段的划分研究不多，而且主要是定性的，如：张继东等[1]根据美国煤层气井生产特征，将煤层气井排采阶段定性划分为早期、过渡、晚期等3个阶段；杨秀春[2]总结了潘河试验区生产资料，将煤层气井排采阶段定性划分为排水降压、稳产、产量递减等3个阶段，并对各阶段排采参数特征进行了描述；王兴隆等[3]总结了沁南高阶煤层气井的生产特征，认为其主要受控于含水饱和度及气-水相对渗透率的变化，将排采阶段划分为3个阶段；李梦溪[4]总结了沁水盆地樊庄区块煤层气井生产特征，将煤层气井排采阶段定性划分为排水、控压产气、稳产高产、衰竭等4个阶段；韩保山从保护储层的角度出发，将煤层气排采从试抽开始至产气衰减，定性划分为6个阶段，并提出了各排采阶段的管理措施。关于煤层气井排采阶段的定量划分鲜有涉及。因此，开展这方面的研究对于煤层气的开发具有重要意义。

1 区块煤层气井排采现状

研究区位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端，煤层气资源非常丰富，是我国煤层气勘探开发的主要区域之一[5～7]。该次研究主要是针对研究区的162口煤层气生产井，排采时间5～7年，均已见套压；储层压力6.0～12.0MPa，平均8.95MPa；井解吸压力5.0～8.0MPa，平均6.73MPa；临储比均大于0.5，平均0.75；最高日产气量2300m3。

2 排采阶段划分依据

煤层气井的生产过程就是通过排水降压得到煤层气逐渐解吸并运移至井筒中的过程，也是煤层所受地应力逐渐降低并得到扩展、地层能量不断释放的过程。依据煤层气“解吸-扩散-渗流”基本理论，总结分析井底压力、套压、动液面、日产气量和日产水量等日常生产参数的变化规律，结合区块内煤层气生产现场动态变化，可将研究区煤层气井的整个生产过程分为排水降压、不稳定产气、稳定产气和产气衰减等4个阶段(图1)。与依据相态变化特征的煤层气排采阶段划分方案相比，该方法更接近于生产实际[8]；与华北油田沁水区块的基于各种压力的划分方案相比，该方法受到排采的影响因素相对较小[4,9]。

图1 煤层气井排采阶段划分模式图

3 排采阶段特征

3.1 排水降压阶段

国内煤层多属于非饱和状态，储层压力高于临界解吸压力，通过排水实现降压，采出水主要以返排压裂液与地层水混合液为主，间或出现水、煤粉两相流。如果单井煤层的排采(水)强度过大，极易引起煤层裂缝和割理闭合。因此，需要保持合理的排采(水)强度，才能保证在煤层排采通道(即煤岩中的裂缝和割理)不闭合。当井底流压降至临界解吸压力，煤层开始解吸气体(即见套压)是该阶段的结束点。

3.2 不稳定产气阶段

根据产气变化特征，将该阶段分为初始产气亚阶段和产气上升亚阶段。

初始产气亚阶段：井底压力降至煤层临界解吸压力，煤层气开始解吸，单井套压不稳定且变化幅度较大，产气量也不稳定；煤层中出现气、水两相流或气、水、煤粉三相流。

产气上升亚阶段：套压趋于稳定，产气量持续上升或呈阶梯状上升，单井产水量呈逐渐减少的趋势。随着煤岩中流体的不断排出，其泄压面积逐渐扩大，使得煤层远端的甲烷也逐渐解吸、产出。

3.2.1气、水变化规律

生产数据表明：不稳定产气阶段前期的初始产气亚阶段为产气量相对上升阶段，表现为其波动相对频繁。实践表明，产气上升阶段煤层气井产水量递减先快后慢；而产气量随时间表现为初期增长相对较快，若没有层间干扰，后期增长相对较慢或不变的特点。也可以说，气、水产量的变化主要受气、水两相渗透率的影响。在煤层气排采过程中，Mclennan[10，11]对其中气、水两相渗透率的变化进行了研究：

Krg=k(1-Sw)n

(1)

Krw=(Sw)m

(2)

式中：Krg为煤层中气相相对渗透率，1；Krw为煤层中液相相对渗透率，1；Sw为煤层含水饱和度，1；n为煤层中气相相对渗透率指数，1；k为煤层中气相相对渗透率系数，1；m为煤层中液相相对渗透率指数，1。

3.2.2气、水产出层位识别

研究区主要有2套主力煤层，一般均为两层合采的方式进行开发。因此，对煤层气井气、水产层的识别具有重要意义。在产气上升亚阶段，单井的产气量逐步增大，对气、水两相流关系的判断相对比较明显。

若气、水同层产出，由于煤层的绝对渗透率虽然为固定值，但是相渗透率却是相对变量。朱启明[12]认为，水相渗透率随着煤层中含水饱和度的降低而减小，但是气相渗透率则呈相反规律。

实际生产中，单井产气量、产水量的变化规律决定于气液两相相对渗透率，因此，可以用其变化规律来判断气、水是否同层。以A井(合采两层煤)为例，前期随着产气量的不断上升，产水量有明显下降；随着排采的进行，产气量逐渐趋于稳定。

若气、水不同层，那么气、水产出就无明显的相关关系。以B井(合采两层煤)为例，该井气、水产出关系不明显，说明其气、水产出不同层。该井的生产测井资料同样表明，其持水率曲线显示在上主力煤层以下井段为水值；井温曲线在两主力煤层均有异常变化(说明均有物质产出)；累积式气体流量曲线仅在上主力煤层显示气体聚集；同位素追踪曲线也显示上主力煤层上部为主要产气层，下主力煤层为主要产水层。

3.3 稳定产气阶段

煤层气井经过排水降压阶段和不稳定产气阶段已经形成了相对稳定的压降区域，并逐步向外传播，排采参数也基本趋于稳定。研究区排采数据表明，该阶段主要具有以下生产特征：①单井日常生产参数均保持相对稳定状态；②单井产液量低于3m3/d；③若单井套压较高，则可用于控制井底压力。

该阶段可以通过套压来影响和控制井底压力和单井产气量。以吉C井为例，该井前期的套压稳定在3.5MPa附近，产气量仅40m3/d左右。分析原因后调整套压至2MPa，平均产气量上升至400m3/d左右；后期控制套压在1.5MPa，提升产气量至500m3/d以上。因此，套压在稳产阶段对产气效果有明显的影响和控制作用。

稳定产气阶段的产气量虽然已经稳定，但是如果产液量减少仍会引起产气量的下降，所以，保证产液量仍是保证煤层气井高产稳产的先决条件。以吉D井为例，该井前期保持产气量稳定在1000m3/d以上，后由于泵效降低导致产液量减少，引起产气量明显递减至400m3/d左右；之后，提冲次增加产液量，产气量又逐步回升到高产水平。

3.4 产气衰减阶段

产气衰减阶段的主要特征为生产井井底流压和套压趋于零，单井井控范围内的地层压力下降至枯竭压力，产气量自然下降，目前研究区无此阶段井。

4 煤层气井生产阶段的定量化表征

煤层气井的产水量、产气量各不相同，该次研究主要采用日产气量、日产水量和最大日产气量、最大日产水量的比值进行分析。依据无量纲产量分析法，主要采用无量纲产气率作为煤层气井排采阶段定量化划分的依据。其实质就是在煤层气井排采过程中，利用单井的气、水产出量的关系进行表征。

首先，定义无量纲产气量ngD为日产气量与最大日产气量的比值，即：

(3)

式中：ngD为无量纲产气量，1；qg为煤层气井日产气量，m3/d；qgmax为最大日产气量，m3/d。

同理，定义无量纲产水量nwD，即：

(4)

式中：nwD为无量纲产水量，1；qw为煤层气井日产水量，m3/d；qwmax为最大日产水量，m3/d。

经过以上处理，可将qg、qw限定在一定的范围内，即ngD,nwD∈[0,1]。

定义无量纲产气率NgD为ngD与ngD和nwD之和的比值，即:

(5)

据此，无量纲产气率范围NgD∈[0,1]。

所以，无量纲产气率NgD对煤层气井排水产气过程的表征如下：

排水降压阶段：该阶段只产水不产气，N1为0。

不稳定产气阶段：产气量逐渐上升，产水量呈下降趋势，所以其无量纲产气率逐渐升高，对应区间为[N1，N2)；无量纲产气率一般为0.05

稳定产气阶段：产气量稳定在一个相对较高的水平，产水量稳定在一个相对较低的水平；产水量偶尔可能出现较大波动；对应于区间为[N2，N3)；无量纲产气率一般为0.35

产气递减阶段：产气量开始呈递减趋势，产水量趋近于0；对应于区间为[N3，1]。

利用该方法对研究区的生产数据进行处理，就可以得到相应的无量纲产气率。研究结果表明：煤层气井在排水降压阶段的计算值为0，不稳定产气阶段完成时的计算值可达到0.35左右，稳定产气阶段完成时的计算值可达到0.70左右。值得注意的是，该方法虽定量划分了排采阶段，基本符合实际情况，但以上分析仅考虑了单井产气和产水的因素，并未考虑其他等因素的影响，因此仍需进一步优化。