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滇东煤层气井动态渗透率变化特征及其工程优化

2023-08-07张争光程剑峰

中国煤炭地质 2023年6期
关键词:流压单相压裂液

张争光,程剑峰,徐 强

(1.中国煤炭地质总局勘查研究总院,北京 100039;2.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;3.中国石油西部钻探工程有限公司,新疆克拉玛依 834000)

0 引言

据2022 年BP 世界能源统计年鉴可知,我国2021 年天然气总产量为2.092×1011m3,消费总量为3.787×1011m3[1]。巨大的天然气缺口导致对外依存度较高,为我国能源安全埋下隐患,影响着我国国民经济的健康发展。我国煤层气资源丰富,据第4轮全国煤层气资源评价可知,埋深在2 000m以浅煤层气地质资源量为29.82×1012m3,可采资源量为12.51×1012m3[2]。高效开发利用煤层气对我国优化能源结构,完善天然气资源的供应链,稳定能源安全,减少煤矿瓦斯灾害和温室气体排放具有重要的现实意义。

滇东地区煤层气资源量丰富,但是一直未能实现大规模商业性开发。目前对该区煤层气的研究主要集中在煤层气地质方面[3-6],对煤层气开发适应性技术的研究较少,导致开发理论研究一直未能有效指导煤层气现场实践。滇东地区煤层气井日均产气量均低于500m3/d,远低于沁水盆地和鄂尔多斯盆地南部。造成滇东地区煤层气井低产的根本原因,在于现有煤层气井开发技术适应性不足。

滇东地区虽然在煤层气富集成藏规律、储层特征和开发实践取得了一定认识[7],但是对煤储层改造效果、排采过程中煤储层动态渗透率变化规律及损害程度尚未形成定量评价,导致无法有效指导煤层气井勘探开发。因此,为实现滇东地区煤层气井高产稳产,亟须建立煤储层动态渗透率反演数学模型,并以此定量评价煤储层改造效果、优化压裂工艺和排采工作制度。

1 地质背景

老厂复背斜位于云南东部,主体为一轴向NE45°~50°、轴面倾向SE 的不对称短轴复背斜。研究区内断裂格局复杂,边界发育弥勒-师宗断裂、旧屋基断裂、普桥断裂、龙滩断裂和补阳断裂,并伴有众多小型断裂(图1)。研究区由道班房区块和雨旺区块两部分组成,其中雨旺区块位于老厂向斜的南东翼,面积为81.8km2,总体为一平缓的单斜构造,地层走向北东、倾向南东,倾角8°~15°,断层稀少,也是目前煤层气勘探开发的热点区块。老厂含煤地层为上二叠统龙潭组和长兴组,厚415~475.41m,含煤20~53 层,可采煤层15 层。主煤层9 号煤层厚度为0.75~7.53m,13 号煤层厚度为0~13.34m,19 号煤层厚度为0~12.52m[8]。

图1 老厂背斜构造纲要图Figure 1 Laochang anticline structure outline diagram

恩洪向斜位于云南曲靖市麒麟区和富源县境内,总体轴向NNE-SSW 展布,在北部呈近SN 向,长53km,宽9~20km,面积620km2。区内主要褶曲构造自西向东依次为恩洪复向斜、大水昝复背斜和平关-大坪向斜,主要断裂构造为富源-弥勒大断裂和平关-阿岗大断裂,除上述的两个主要大断裂及其伴生、派生断裂外,期间的共轭扭断裂为数众多,但规模一般较小(图2)。含煤地层为上二叠统宣威组,厚度205~335m,含煤层数为18~73 层,煤层厚度15.99~67.68m;可采煤层为15 层。主煤层9 号煤层厚度为1.7~5m;16 号煤层厚度为1~4.2m。煤体结构多为原生结构煤和碎裂煤,煤体结构相对较好[9]。

图2 恩洪向斜构造纲要图Figure 2 Enhong syncline structure outline diagram

2 方法介绍

压力降落试井是指油井以定产量进行生产,油井井底压力不断降低,记录压力随时间的变化,适用条件为新开发井或油井关井时间长到已达到周围地层压力稳定后。建模的假设条件为无限大均质、等厚、各向同性的地层中有一口生产井,地层中只有单相流体流动,流体微可压缩且压缩系数为常数,油藏中压力梯度较小。油井以恒定产量q生产,生产前的地层压力为pi,则有下列渗流模型[10]:

式中:p=p(r,t),距离井r处在t时刻的压力,MPa;pi为原始地层压力,MPa;r为距井的距离,m;t为从开井起算的时间,小时;k为地层渗透率,μm2;h为油层的厚度,m;μ为流体黏度,mPa·s;q为井的地面产量,m3/d;B为流体的体积系数,m3/m3;η=k/(φμCt),地层的导压系数,μm2·MPa/(mPa·s);φ为地层孔隙度,小数;Ct为综合压缩系数,MPa-1。

上述数学模型的解:

式中:Ei是幂积分函数。

当x<0.01时,有下列近似式:

当井底存在污染时,井底压力:

式中:rw为井的半径,m;s为污染系数。

由式(2)可得到井底压力pwf(t):

煤层气井的生产过程大致可划分为3 个阶段,饱和水单相流、欠饱和水单相流和气水两相流阶段[11]。由于欠饱和水单相流和气水两相流阶段均有煤层气的参与产出,与姜汉桥等的建模假设条件不符[10]。因此,本文采用压力降落试井分析方法,计算饱和水单相流中的不稳定流动阶段煤储层的动态渗透率。此时公式中的q为日产水量,且认为该阶段连续5d 内的产水量是恒定产量。由式(7)可知:

如果以pwf(t)或Δpwf(t)为纵坐标,则以lgt为横坐标,则该流动阶段的压力降落表现为线性关系(图3)。因此,直线段的斜率:

图3 压力降落试井分析半对数曲线(以YW-01井为例)Figure 3 Semi-logarithmic curve of pressure drawdown well test(a case study of well YW-01)

地层渗透率:

3 讨论

3.1 煤层气井产能分类

基于压力降落试井分析方法,本文对收集到的滇东8口煤层气井饱和水单相流阶段的煤储层动态渗透率进行了反演,结果如表1 所示。YW-03 井在压裂过程中沟通含水层,导致产水量较高,压降漏斗难以扩展,导致产气效果较差,反演储层渗透率数据难以保证准确性,在后续产能因素分析中将不再作为分析对象。表1 中的改造初始渗透率为图3 所示排采初期前5d平均渗透率,见气前渗透率为产气前5d 的平均渗透率。统计数据发现,滇东地区煤层气井的改造初始渗透率为0.152 2~5.208 6mD,见气前渗透率为0.006 6~0.215 3mD。整体而言,老厂背斜煤层气井的改造初始渗透率和见气前渗透率均大于恩洪向斜。

表1 滇东煤层气井渗透率反演结果Table 1 Permeability inversion results of CBM wells in eastern Yunnan

煤层气井产气过程可划分为提产阶段、稳产阶段和衰减阶段。由于煤层气井的投产时间不同,且衰减阶段一般时间较长,采用全部产气阶段内的平均日产气量作为评价煤层气井开发潜力的指标,忽略了时间效应对煤层气井的影响。因此,全部产气阶段内的平均日产气量不能有效反映煤层气井的生产潜力。峰值产气量则存在人为干扰的情况,短期内调整排采工作制度,使得煤层气井产气量迅速达到峰值,因此,峰值产气量也无法有效评价煤层气井的产气效果。鉴于此,本文将煤层气井产气过程中的日产气量从高到低进行排序,排序前200d的日产气量平均值作为评价煤层气井的开发效果。这样既避免了人为干扰煤层气井的排采制度,又可有效防止时间不统一造成的评价体系不一致,并且200d产气时间相对较长,可有效表征煤层气井的开发效果。

目前收集的8口煤层气开发井都已进入产气衰减阶段,且均为定向井,为了进一步准确分析滇东黔西煤层气井产能的特征,本文按照排序前200d日均产气量(简称日均产气量)的大小,将煤层气井划分为低产井(<1 000m3/d)、中产井(1 000~2 000m3/d)和高产井(>2 000m3/d)。滇东地区煤层气井日均产量为73.43~532.23m3/d,均为低产井。

3.2 压裂工程优化

由试井渗透率可知,滇东地区煤储层原始渗透率较低[3]。开展储层改造措施,是提高煤层气井渗透率的根本途径。研究区开发井中,除EH-C6采用氮气泡沫压裂外,其余开发井均采用活性水压裂液。本文采用压力降落试井分析方法,反演了煤层气井改造初始渗透率和见气前渗透率(表1)。结果表明,煤层气井日均产气量与改造初始渗透率表现为线性增加的关系(图4)。

图4 日均产气量与改造初始渗透率的关系Figure 4 Relationship between the average daily gas production and the initial permeability after stimulation

进一步分析压裂工艺对改造初始渗透率的影响,发现改造初始渗透率与累计压裂液的总量(图5a)、累计支撑剂的总量(图6a)相关性较差,而与单位米厚压裂液(图5b)、单位米厚支撑剂(图6b)表现为良好的正相关性。分析认为,煤储层改造效果与累计压裂液的总量、累计支撑剂的总量无关,而与储层改造规模(单位米厚压裂液和单位米厚支撑剂)密切相关。改造规模越大,煤储层改造效果越好。为确保滇东煤层气井能获得商业性开发气流,单位米厚压裂液和单位米厚支撑剂分别大于200m3/m(图5b)、12m3/m(图6b)。

图5 改造初始渗透率与累计压裂液(a)、单位米厚压裂液(b)的关系Figure 5 Relationship between the initial permeability after stimulation and the cumulative fracturing fluid(a),and the fracturing fluid per meter thickness(b)

图6 改造初始渗透率与累计支撑剂(a)、单位米厚支撑剂(b)的关系Figure 6 Relationship between the initial permeability after stimulation and the cumulative fracturing sand(a),and the fracturing sand per meter thickness(b)

与改造初始渗透率不同,见气前渗透率是改造初始渗透率经过饱和水单相流阶段后的煤储层渗透率,不仅能够反映饱和水单相流阶段内排采制度对煤储层渗透率的损害程度,更能够反映产气初始阶段煤储层真实的渗透率。改造初始渗透率与见气前渗透率表现为良好的正相关关系(图7a),表明高改造初始渗透率是获得高见气前渗透率的前提。煤层气井日均产气量与见气前渗透率表现为线性增加关系,且拟合优度较高(R2=0.587 4)(图7b)。结果表明,见气前渗透率是影响煤层气井产能的重要因素,比改造初始渗透率更能反映煤层气井的开发潜力。因此煤层气井在饱和水单相流阶段应严格控制排采制度,减少煤储层渗透率损害。

图7 改造初始渗透率(a)、日均产气量(b)与见气前渗透率的关系Figure 7 Relationship between the initial permeability after stimulation(a)the average daily gas production(b)and the permeability before gas production

3.3 排采工程优化

由于滇东黔西不同向斜煤储层物性相差较大,为减少其他因素的影响,本文以老厂背斜5 口开发井作为研究对象,分析饱和水单相流阶段内煤储层渗透率动态变化规律,并对开发井的排采工作制度进行优化。动态渗透率计算过程中假设连续5d 内的产水量是恒定产量,且计算过程中发现5d 之内的渗透率基本一致,因此本文提取连续5d 渗透率的平均值作为研究数据点。渗透率损害率则是按照SY/T5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》[12]计算得到:

式中:Dstn为不同井底流压下的渗透率损害率96;ki为改造初始渗透率,mD;kn为不同井底流压下的渗透率,mD。

由图8可知,随着井底流压的降低,煤储层渗透率逐渐降低,渗透率损害率逐渐增加,但是渗透率的下降速率和渗透率损害率的增加速率均在降低,煤层的渗透率和渗透率损害率逐渐趋近于直线。分析认为,在饱和水单相流阶段内,随着井底流压的降低,储层压力下降,煤储层受到的有效应力增加,导致渗透率降低,渗透率损害率逐渐增加。与原始煤储层不同,开发井煤储层孔-裂隙系统主要由3部分组成,人工改造的主裂缝、天然裂缝系统和基质孔隙,而煤储层渗透率主要来自主裂缝和天然裂缝系统的贡献,基质孔隙的贡献极低。此外,主裂缝和天然裂缝对有效应力敏感性极强,伴随着有效应力的增加,主裂缝和天然裂缝由于压缩作用和塑性变形作用而逐渐闭合,渗透率急剧降低。在饱和水单相流排采阶段后期,老厂背斜煤储层渗透率则主要由基质渗透率组成,基质渗透率对有效应力的敏感度较低,煤层渗透率变化较小,渗透率损害率则基本保持不变。

图8 老厂背斜不同开发井动态渗透率、渗透率损害率与井底流压的关系Figure 8 Relationship between the dynamic permeability,permeability damage rate and bottom hole flowing pressure of different development wells in Laochang anticline

前文已经叙述,动态渗透率采用连续5d渗透率的平均值作为数据点,而改造初始渗透率为排采前5d 的平均渗透率。进一步分析煤储层动态渗透率变化特征,发现煤储层渗透率在排采前10d 变化最大(图9),渗透率损害率为52.18%~78.68%,损害率均超过50%(表2),整体属于中等偏强损害程度,部分开发井达到强损害程度。排采初期渗透率损害程度大,主要与初始煤储层渗透率值较大有关。初始渗透率越大,煤储层应力敏感性系数越大[13]。此外,排采初期煤储层渗透率损害率与井底流压降幅、煤体结构也具有密切的相关性。井底流压降幅越大,煤储层受到的有效应力越大,导致渗透率损害率越大(图9a)。I 类煤占比越高,渗透率损害率越小(图9b),主要是因为I 类煤的煤体坚硬,强度高,并且在排采过程中极少产生煤粉,难以堵塞流体通道。由于老厂背斜煤体结构破碎,开发井在排采初期更应控制井底流压降压幅度。参考YW-S1井排采初期渗透率损害程度最小,老厂背斜开发井排采初期降压幅度应小于0.017MPa/d,减少渗透率损害。随着井底流压的降低,煤储层应力敏感性系数逐渐变下,可适当增加降压幅度,但仍需结合动态渗透率变化,以此制定合理的排采工作制度。

表2 排采初期老厂背斜开发井煤储层渗透率变化Table 2 Variation of coal reservoir permeability of development wells in the Laochang anticline at the initial stage of drainage

图9 老厂区块开发井渗透率损害率与井底流压降幅(a)、I类煤占比(b)的关系Figure 9 Relationship between the permeability damage rate of development wells in the Laochang block and the bottom hole flowing pressure drop rate(a),and the proportion of type I coal(b)

4 结论

1)首次引入压力降落试井分析方法,对滇东地区煤层气井饱和水单相流阶段的煤储层动态渗透率进行了反演,并提出了改造初始渗透率和见气前渗透率的概念。

2)为准确反映煤层气井的产气效果,本文重新定义了日均产气量。将煤层气井产气过程中的日产气量从高到低进行排序,排序前200d的日产气量平均值作为评价煤层气井的开发效果,滇东地区煤层气井均属于低产井。

3)煤储层改造规模越大,储层改造效果越好。为确保滇东煤层气井能获得商业性开发气流,单位米厚压裂液和单位米厚支撑剂分别大于200m3/m、12m3/m。同时,煤层气井在排采初期降压幅度应小于0.017MPa/d,减少煤储层渗透率损害。

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