鄂东低煤阶U型井排采特征及产气量预测研究

王 衍，马俯波，李小军，张海英，刘大伟

(1.神华地质勘查有限责任公司，北京 102209； 2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028； 3.广东石油化工学院，广东 茂名 525000)

0 引言

鄂尔多斯盆地东部北缘保德矿区是我国第一个投入开发的低煤阶煤层气区，该区发育厚煤层,含气量低—中等,具有解吸压力高、含气饱和度高的特点[1]。随着开发的深入，煤层气井型中水平井、U型井等井型越来越多，前人在研究排采特征时对直井、定向井、水平井研究居多[2-6]，2015年吴财芳等以沁水盆地柿庄南区块高煤阶煤层气U 型井的实际排采数据为基础,划分排采阶段,优化了研究区高煤阶煤层气U型井排采制度[7]，目前仍未见到针对低煤阶U型井排采特征的研究。

在鄂东区块近年的开发实践中，低煤阶U型井在产量上取得较大突破，保德地区某U型井产气量达到13 000m3/d,该井未经压裂而且稳产时间长,经济效益明显。鉴于此,笔者以鄂东低煤阶煤层气U型井的实际排采数据为基础,划分排采阶段、建立排采模型、分析各阶段排采动态指标,为鄂东低煤阶U 型井优化排采制度和产量预测提供依据。

1 储层特征

1.1 地质构造

保德区块位于山西省保德县，大地构造位置为鄂尔多斯盆地晋西褶曲带北段[8]。区域大地构造特点为东部吕梁构造和西部黄河地堑，均呈近南北向展布。[9]保德地区地质水文柱状图参见图1。

图1 保德地区地质水文柱状图Figure 1 Integrated geological and hydrogeological column in Baode area

区域内均呈单斜区，大的断裂、褶皱构造均发育较微弱[10]；煤岩层呈近南北走向，向西倾斜，并且在走向和倾向上伴有不很明显的波状起伏，褶皱和断裂构造发育相对较弱，但节理较发育，地层产状较为平缓，地层倾角为2°～10°[11]。含煤地层上覆岩层为新生界松散沉积物，含煤地层下伏奥陶系峰峰组，为煤系的基底，岩性以白云质灰岩和碎屑灰岩为主。区域内主力含煤地层为下二叠统山西组(P1s)下部4#+5#煤和上石炭统太原组(C3t)8#+9#煤[12]，区域内U型井目的层为8#+9#煤。

1.2 储层渗透率

保德地区8#+9#煤镜质组平均含量55.7%,宏观煤岩类型主要为半暗煤-暗淡型，部分为半亮型[13]。煤岩成分多以暗煤为主。

图2 6v井8#+9#煤心Figure 2 Coal cores from coal Nos.8 and 9 in 6 U-shaped wells

图2为采集于6v井的8#+9#煤心。煤心观察显示: 煤体质地较坚硬，多为原生结构，部分为碎裂、碎粒结构。煤心多呈碎块状，大小1.0～5.4cm；部分为短柱状，柱长为2.7～5.5cm。层理较清晰，手捻不易碎。割理十分发育,这些特征定性说明8#+9#煤作为煤层气储层渗透性较好。对3口井进行DST试井测试，8#+9#煤渗透率为2～12.9mD,均值7.1 mD。

1.3 煤层气赋存特征

研究区内6口U型井(组)布置如图3所示：

图3 6口U型井井位示意图Figure 3 A schematic diagram of 6 U-shaped wells location

据钻井取样及其他钻孔测试显示, 8#+9#煤储层压力为3.23～6.20 MPa, 压力梯度为0.81～0.94 MPa/100 m,平均0.85MPa/100 m,小于静水压力梯度,为欠平衡状态。瓦斯含量为2.3～6.35m3/t,平均4.25 m3/t。煤层Langmuir 吸附体积为7.52～10.37 m3/t，Langmuir吸附压力为3.07～4.09 MPa,吸附能力较强。煤层气临界解吸压力为2.1～4.9 MPa,平均4.03 MPa。8#+9#煤含气饱和度在81.16%～93.49%, 平均88.42%, 属于欠饱和状态。 井田范围内埋深从东部向西部逐渐增大[14]，同时储层压力和含气饱和度从东部向西部逐渐增大。

根据GB/T 6948—2008《煤的镜质体反射率测定方法》，测定8#+9#煤44个样品煤层镜质组反射率在0.65%～0.78%之间变化，多数大于0.74%，煤的变质阶段为低煤化烟煤的气煤及长焰煤阶段。煤组分、工业分析见表1、表2。

从表1、表2可以看出，区内8#+9#煤的有机组分含量83.3%～93.3%，含量较高，变化很小；原煤水分(Mad)含有量在0.44%～7.59%，水分含量变化较大，总体上随埋深从东部向西部逐渐增大。

表1 8#+9#煤层煤质工业分析成果统计表

表2 8#+9#煤层的显微煤岩组成测试结果表

2 排采特征曲线

2.1 排采阶段划分

无因次产气率由日产气、水量和阶段日产气、水量最大值的比计算而来，是衡量排采阶段特征的参数之一，利用无因次产气率可以对煤层气排采阶段进行划分[15]。

ηgd：无因此产气率；NgD：无因次产气量，范围为0～1；qg：气井日产气量，m3/d；qgmax：最大日产气量m3/d；NwD：无因次产水量，范围为0～1；qw：气井日产水量，m3/d；qwmax：最大日产水量，m3/d；结合本区6口低煤阶U型井历史排采数据计算ηgD，根据气水产量和井底压力变化，以ηgD数值0～0.7～0.9为分界，确定鄂东低煤阶U型井排采阶段划分，确定排采特征曲线如图4：图4纵坐标范围0～1，相对压力为井底压力与初始排采井底压力比值、气水产量均为日产量与最高日产量比值，横坐标为时间。排采生产过程主要分为三个阶段：排水降压阶段、稳产阶段、产量递减阶段。

t/dⅠ1 阶段：产气前期阶段；Ⅰ2 阶段：快速上产期；Ⅱ阶段：稳产阶段；Ⅲ 阶段：产量递减阶段图4 鄂东低煤阶U型井排采曲线特征图Figure 4 Low ranked coal U-shaped CBM well drainage curve features

2.2 各阶段特征

2.2.1 排水降压阶段

生产初期阶段，由于8#+9#煤U型井钻井期间漏失严重，需进行大量排水，使煤储层压力下降。当储层压力下降到临界解吸压力以下，气体才能开始产出。根据产气特征，排水降压又可分为2个阶段，即Ⅰ1阶段为产气前期；Ⅰ2阶段为快速上产期。

(1)产气前期阶段(Ⅰ1阶段)。本阶段产气量为 0，ηgD数值0。8#+9#煤6口U型井Ⅰ1阶段的时间长短不一，初始产气时间16～500d，主要控制控制指标为日产水量，排水初期出现产水量高点随后快速下降,初始累积产水量指从排采至开始出气的累积产水量，它反映了Ⅰ1阶段总体排水情况，8#+9#煤U型井的初始累积产水量195.019～93 071.33m3变化很大，平均日产水75 m3/d。日产水量小于10m3的井，初始产气时间16～41d；日产水量小于100m3的井，初始产气时间128d；日产水量大于100m3的井，初始产气时间244～500d，可见Ⅰ1阶段时间与产水量线性正相关；6口U型井产气压力比排采初始压力介于0.606～0.685，反映了8#+9#煤储层含气饱和度较高、储层压力较高的特征。

(2)快速上产期(Ⅰ2阶段)。该阶段日产气量快速上升，ηgD取值范围0～0.7。8#+9#煤U型井Ⅰ2阶段的时间100～360d，是煤层气井开始产气后的快速上产阶段。当液面降到解吸压力以后，随着气体的产出，水相相对渗透率减小，产水量下降迅速，气相相对渗透率迅速提高,随着产气量上升和煤层压力下降，产水量随气产量上升稳步下降。

2.2.2 稳产阶段

Ⅱ阶段气产量逐渐上升并趋于稳定，出现产气量高峰，ηgD取值范0.7～0.90。随着排水的继续，水产量则逐渐缓慢下降。该阶段持续时间长短取决于煤层气资源丰度和储层的渗透性特征[16]，根据国内外经验，该阶段持续时间在10 a以上[17]，目前鄂东8#+9#煤6口U型井生产均在此阶段，生产时间最长的1V井已在Ⅱ阶段持续4 a。

2.2.3 产量递减阶段

Ⅲ阶段日产气量逐步下降，由于8#+9#煤6口U型井生产历史较短，无井达到Ⅲ阶段，ηgD取值和特征尚不明确，排采特征曲线中此阶段为预测仅供参考。

3 排采动态指标分析

3.1 产气量与排水量的关系

鄂东低煤阶U型井日产气量与排水量之间相关性非常明显,在产量上升阶段随着排水量增加产气量上升，对数曲线参见图5。

图5可以看出，鄂东低煤阶U型井日产气量与排水量之间在产量上升阶段呈现二项式相关，这与直井和高阶煤层气井呈现的线性关系不同[18]，相关系数除4v较低0.631 8，其他井相关系数0.834～0.983 6。4v相关系数较低是因为多次停产导致，但从曲线看二项式相关特征明显， 若去掉停产恢复期间数据，相关系数超过0.9。5v、6v由于生产稳定，相关系数达到0.966 9和0.983 6。

图5 日产气量与排水量对数曲线图Figure 5 Logarithmic curve chart of daily production and water discharge

由于排采阶段的原因，目前保德区域只有一口井达到产量下降阶段(初期)，随着排水量上升日产气量下降,由于该井生产连续，二项式特征明显，相关系数0.982 9，参见图6。

图6 产量下降阶段日产气量与排水量曲线图Figure 6 Daily production and water discharge curve during production descent stage

由此可见，无论是日气产量上升阶段还是下降阶段，鄂东低煤阶U型井日产气量与排水量之间呈现明显的二项式关系。

3.2 产气量与井底流压的关系

鄂东低煤阶日产气量与井底流压之间相关性非常明显, 随着井底流压的降低日产气量上升，见图7。

图7可以看出，鄂东低煤阶U型井日产气量与井底流压呈明显的线性负相关关系，这与直井和高阶煤层气井呈现的关系相同[19]，相关系数除3v较低，为0.683 2外，其他井相关系数相对较高，为0.824～0.983 6。3v相关系数较低是因为多次停产,井底流压平稳下降的区间数据很难选取。2v、6v由于数据选取区间生产稳定，相关系数达到0.916和0.983 6。鄂东低煤阶U型井日产气量与井底流压呈现的负相关关系充分反映了达西渗流特征,符合煤层气井的生产规律。

3.3 日气产量/气累计产量与排采时间

鄂东低煤阶U型井日气产量/累计气产量与排采时间之间相关性非常明显, 随着日气产量/气累计产量随着排采时间的延长逐步下降，见图8。

在产气量上升阶段，鄂东低煤阶U型井日气产量/气累计产量与排采时间呈明显的对数关系,相关系数除3v、4v较低0.636 7、0.634 7，其他井相关系数0.723 9～0.977 5。3v、4v相关系数较低是因为多次停产导致。5v、6v由于数据选取区间生产稳定，相关系数达到0.968 6和0.977 5。

图9可以看出，在产气量下降阶段，鄂东低煤阶U型井日气产量/气累计产量与排采时间呈幂指数关系, 相关系数达到0.989 3。

可见鄂东低煤阶U型井排采特征与煤层气直

图7 日产气量与井底流压曲线图Figure 7 Daily production and well bottom flow pressure curve

图8 日气产量(q)/气累计产量(Q)与排采时间曲线图Figure 8 Daily production/cumulative production and drainage time curve

图9 产气量下降阶段日气产量(q)/气累计产量(Q)与排采时间曲线图Figure 9 Daily production/cumulative production and drainage time curve during production descent stage

井特征略有不同[20]，U型井日产气量与排水量之间呈现二项式相关；日产气量与井底流压呈现负相关关系；日气产量/气累计产量与排采时间在产气量上升阶段呈对数关系，在产气量下降阶段呈幂指数关系。

4 排采制度优化

4.1 排采控制的关键因素

低煤阶煤层的显著特征就是低渗透率，U型井由于水平段下套和固井的原因，通常下入PE管或割缝套管，只能起到支撑井壁和流动通道的作用，不能起到封隔地层作用,这就决定了低煤阶U型井并不能采取压裂等方法进行储层改造，所以低渗透率带来的地层内压降缓慢是低煤阶U型井整个排采周期必须面对的难题。煤层气排采中产气量受控于井底流压和排水量[21]，这是制定合理的排采制度的基础，该区6口U型井抽采水水质清，不存在煤粉卡泵导致的修井事故,投产井抽采基本正常，正常抽采时间占总抽采时间的90%以上。排水量主要受制于地层情况，所以低煤阶U型井排采制度制定的核心是如何控制井底流压，通过缓慢降低井底流压，逐步扩大压降漏斗，稳步提升波及范围，才可能带来稳定高产和长期稳定期。

4.2 各阶段排采制度优化

Ⅰ阶段：排水降压阶段 ，Ⅰ1阶段落实地层供液能力，降液幅度3～5 m/d缓慢过渡到1～ 2 m/d；Ⅰ2阶段缓慢提产，落实煤层气井产气能力,降液幅度≤1 m/d。

Ⅱ阶段：稳产阶段，此阶段稳定配产，在确保产量不降的前提下，井底流压“能不降就不降，能少降就少降”，尽量维持井底流压，6口井的排采实践中产气量不降时维持井底流压不变，产气量出现下降时，降液幅度0.05～0.2 m/d。

Ⅲ阶段：产量递减阶段 ，Ⅲ阶段产量占累计产量比≤20%，此阶段储层枯竭，在保证经济开发产量的前提下,可以借鉴沁水盆地柿庄南区块经验采用负压开采提高单井产量[22]，尽可能缩短这一过程。

5 产气量预测

通过对鄂东U型井历史产量统计分析发现, 在排采动态指标分析中，3组动态指标相关度较高，都可以做为产量预测的方法，其中日气产量/气累计产量与排采时间相关性最为稳定，适合气产量的长期预测。

鄂东U型井日气产量/气累计产量与排采时间在产气量上升阶段呈对数关系，在产气量下降阶段呈幂指数衰减关系。以此构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的地面井产能预测模型,利用这两者之间的关系可以对煤层气井未来的产量变化作出定量的预测。

设U型井日产气量序列为：

q(i)i=1,2,…,n

累计产气量序列为：

Q(i)i=1,2,…,n

则前n天的累计产量为：

(1)

日产量与累计产量的比值为：

(2)

产气量上升期拟合公式为：

y=alnx+b

(3)

产气量下降期拟合公式为：

y=axb

(4)

式(3)～(4)中y为日产量与累计产量的比值，x为生产时间(单位:天)，a、b为拟合常数。

根据式(1)～(4)可得U型井产能预测关系式为：

产气量上升阶段

(5)

产气量下降阶段

(6)

根据式(5)～(6)在已知x天的产气量q(x)和累计产量Q(x)的情况下，就可以预测x+i(i=1,2,…,n)天的产气量，拟合相关系数在产气量上升阶段高达0.977 5、在产气量下降阶段高达0.989 3。

在实际应用中本方法存在2个问题：

(1)由于在产气量上升阶段和下降阶段，函数关系式和a、b常数均不同，产气量高点不能预测。

(2)在U型井排采制度出现较大改变时不适用，尤其在排采因井下作业等原因暂停和暂停后产量恢复期，不能使用本方法预测产气量。

6 结论

(1)通过鄂尔多斯盆地东部北缘低煤阶U型井的地质构造、储层渗透率、煤层瓦斯赋存特征的介绍，确定8#+9#煤符合低煤阶储层特征。

(2)利用无因次产气率将低煤阶U型井排采划分为排水降压、稳产、产量递减三个阶段，8#+9#煤U型井Ⅰ1阶段时间与产水量线性正相关，ηgD取值范围0～0.7；Ⅰ2阶段的时间100～360d，Ⅱ阶段出现气产气量高峰，ηgD取值范0.70～0.90, 结合井底压力、气水产量确定了鄂东低煤阶U型井排采曲线特征图。

(3)研究排采各阶段排采参数的相关关系,显示低煤阶U型井日产气量与排水量之间呈现二项式相关；日产气量与井底流压呈现负相关关系；日气产量/气累计产量与排采时间在产气量上升阶段呈对数关系，在产气量下降阶段呈幂指数关系。

(4)低煤阶U型井排采制度制定的核心是控制井底流压,Ⅰ1阶段降液幅度3～5 m/d缓慢过渡到1～2 m/d；Ⅰ2阶段降液幅度≤1 m/d，Ⅱ阶段维持井底流压，Ⅲ阶段可以负压开采。

(5)构建了以日产量与累计产量之比和开发时间之间的关系为基础的煤层气井产能预测模型, 拟合相关系数在产气量上升阶段高达0.977 5、在产气量下降阶段高达0.989 3。