新疆乌鲁木齐矿区煤层气储层测井评价与产能预测研究

俞 浩

(新疆维吾尔自治区煤田地质局，新疆 830009)

煤储层含气性、物性参数是影响煤层气井高效开发的关键参数，而在此基础上的产能表现是现场开发决策制定的依据。针对煤储层含气量、临储比、渗透率等关键参数的获取主要依据于现场试验井、试井数据，但数据量有限，而测井数据一般相对较完善，据此，基于密度、伽马、电阻率等测井数据与储层参数间相关性，开展的测井解释计算获取储层参数空间分布更为可行。目前较为成熟方法主要有测井多元回归、神经网络、灰色关联、支持向量机等方法，其中多元线性回归适用性更强。对于煤层气井产能预测，目前常用的方法主要有基于储层参数以及采收率等的静态预测以及数值模拟、产能方程、数理统计预测等动态预测。其中静态预测难以明确单井产气随时间变化规律，而数值模拟需基于大量实测储层参数，因此基于现有生产数据的数理统计方法适用性更强。因此，本次以新疆乌鲁木齐矿区为研究区，通过测井数据多元回归分析获取煤储层参数拟合方程，研究各参数空间分布特征；通过多种数理统计方法预测研究区各井产能，研究各井产气变化规律与产能分布特征，以期为现场煤层气井开发决策制定提供依据。

1 区域地质背景

乌鲁木齐矿区位于北天山博格达山北麓，西起乌鲁木齐河，东邻三工河，北以F2碗窑沟(西山)逆断层为界，南至F4(妖魔山逆断层)，东西长约42km，南北平均宽约6km，面积约243.5km2。研究区位于北天山褶皱带，博格多复背斜以北，准噶尔坳陷区以南的八道湾向斜，构造上总体为一个向斜构造；水文地质条件较简单。研究区主要含煤地层为侏罗系西山窑组，开采煤层为42～43号煤、45号煤；埋深在500～1500m，厚度在 1～40m。煤阶为长焰煤-气煤，探明储量22.51×108m3。煤层多为原生结构、碎裂结构，裂隙发育。煤储层总体具有较低孔隙度、低-高渗透率、有欠压-常压、低温、低饱和度、中高含气量、中高丰度的特征，总体有利于煤层气开发。

2 煤储层测井评价

2.1 煤储层含气性测井评价

煤储层含气性与煤层埋深、煤质、煤体变质程度、地质构造、水文地质条件等多种因素相关，这些因素在测井曲线上具有一定响应特征。结合研究区测井资料，选取与煤储层含气性相关的深度、密度、中子、伽马、电阻率等曲线；根据现场解吸实测数据，进行测井数据校正、筛选、相关性分析，通过SPSS软件进行多元线性回归拟合，经过拟合验证，得出兰氏体积、兰氏压力、含气量等储层含气性参数分布。

经过拟合得出研究区目标煤层兰氏压力公式：

PL=0.001DEPTH+1.318DEN-0.003GR+0.024CN-0.094ln(RD)-0.159

(1)

式中，PL为煤层拟合兰氏压力，MPa；DEPTH为煤层测井深度值，m；DEN为煤层测井密度值，g/cm3；GR为煤层测井自然伽马值，API；CN为煤层测井中子值，pu；RD为煤层测井深侧向电阻率值，Ω·m。

经过拟合得出研究区目标煤层兰氏体积公式：

VL=0.005DEPTH+2.505DEN-0.154GR-0.266CN-0.743ln(RD)+34.229

(2)

式中，VL为煤层拟合兰氏体积，m3/t。

经过拟合得出研究区目标煤层含气量公式：

GAS=-0.001DEPTH-0.093THICK-0.269DEN-0.15CN+0.27ln(RD)+16.833

(3)

式中，Vg为煤层拟合含气量，m3/t；THICK为煤层测井厚度值，m。

经过拟合得出研究区目标煤层临储比公式：

CRR=-0.001DEPTH-0.093THICK-0.269DEN-0.15CN+0.27ln(RD)+16.833

(4)

式中，Pcd为煤层临界解吸压力，MPa；P为煤层储层压力，MPa。

根据本次构建的含气性模型，开展验证，煤储层兰氏压力、兰氏体积、含气量以及临储比测井预测值与试验井实测值吻合度较好，本次所建含气性拟合模型对研究区适用性较高。

2.2 煤储层物性测井评价

煤储层物性特征与煤层埋深、变质程度、煤岩组分、储层压力、应力环境等多因素相关，这些因素在煤层测井曲线上有一定响应特征；结合研究区煤层测井资料，选取具有相关性的密度、电阻率、中子、伽马等曲线，根据现场试井、测井数据，进行测井数据校正、筛选、相关性分析，通过SPSS软件进行多元线性回归拟合，经过拟合验证，得出孔隙度、渗透率等储层物性参数分布。

经过拟合得出研究区目标煤层孔隙度公式：

POR=0.071DEN-0.001CN-0.001ln(RD)+0.004

(5)

式中，POR为煤层拟合孔隙度。

经过拟合得出研究区目标煤层渗透率公式：

K=-0.003THICK+0.449DEN-0.005GR-0.254CN-0.087ln(RD)+13.992

(6)

式中，K为煤层拟合渗透率，mD。

根据本次构建的物性模型，开展验证，煤储层孔隙度与渗透率测井预测值与试验井实测值吻合度较好，本次所建物性拟合模型对研究区适用性较高。

2.3 煤储层参数分布

基于研究区现场各井测井数据，通过本次建立的煤储层参数测井拟合公式，得出煤储层含气性、物性各参数的展布。

由图1～4可看出，研究区煤储层兰氏体积、兰氏压力、含气量均呈现出中部稍大，东北与西南两侧稍小的分布趋势，但区域分布差异不大。其中，兰氏体积主要分布在19m3/t左右，兰氏压力主要分布在3.15MPa左右，含气量主要分布在5.3m3/t左右。临储比呈现出北部大、南部大小的趋势，主要分布在0.25左右。

图1 兰氏体积分布

图2 兰氏压力分布

图3 含气量分布

图4 临储比分布

图5 孔隙度分布

图6 渗透率分布

由图5、6可看出，研究区煤储层孔隙度、渗透率均呈现出中部稍小，南北两侧稍大，区域分布差异较小的趋势。其中，孔隙度主要分布在0.025左右，渗透率主要分布在0.5mD左右。

3 煤储层产能预测

翁氏模型用以描述煤层气井排采过程中气体产出的全过程，理论上可对煤层气的生产过程进行预测。

Q=atx exp(-t/c)

(7)

式中：Q为气井月产量，m3；t为气井生产时间，月；x为Q达到最大值时间，月；a、c为拟合系数。

4 产气预测结果

选取研究区任一口煤层气井，基于生产数据开展产气预测。

由图7可看出，翁氏模型对研究区煤层气井累计产气预测效果均较理想，前期预测结果与实测基本吻合。

图7 翁氏模型累计产气预测与实测对比

对比目前应用较广泛的其他数理统计模型(月产/累产比模型，灰色系统模型，时间序列模型)预测结果，如图8所示，翁氏模型预测的煤层气井月产气量结果与实测吻合程度更高。由预测结果可看出，研究区煤层气井前期实测累计产气量增速较快，略有波动，整体逐渐衰减；后期预测累计产气量增速放缓，在产气120个月后基本停产。

基于预测结果较理想的翁氏模型，对研究区各煤层气生产井进行产气预测，由图8可看出，研究区煤层气井开采10年后累计产气量分布情况，北部产气效果最好、中部较差。平均产能在629万m3左右，大多数井累计产气量分布在平均值附近，整个研究区产气能力相差不大(图9)。

图8 研究区各生产井累计产气预测

图9 产能分布

对比研究区产能预测与煤储层含气性与物性参数分布，产能分布与临储比、含气量、孔隙度等分布特征吻合度较高，可据此，将临储比、含气量与孔隙度作为关键参数开展现场开发施工的依据。

5 结论

(1)通过测井多元线性回归建立了研究区煤储层含气性、物性等拟合方程，拟合度较高。

(2)通过本次测井拟合计算，新疆乌鲁木齐矿区煤储层兰氏体积、兰氏压力、含气量呈现出中部稍大，东北与西南两侧稍小、区域分布差异不大的分布趋势；兰氏体积主要分布在19m3/t左右，兰氏压力主要分布在3.15MPa左右，含气量主要分布在5.3m3/t左右；临储比呈现出北部大、南部大小的趋势，主要分布在0.25左右。孔隙度、渗透率呈现出中部稍小，南北两侧稍大，区域分布差异较小的趋势；孔隙度主要分布在0.025左右，渗透率主要分布在0.5mD左右。

(3)基于本次累计产气量预测，新疆乌鲁木齐矿区煤层气井开采10年，累计产气量平均分布在629万m3左右，整体产气效果呈现出北部最好、中部较差、区域产能差异小的特征，与临储比、含气量、孔隙度等参数的分布较吻合。