煤層氣產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)方法研究

劉昊娟(中石化華東分公司非常規(guī)資源勘探開發(fā)指揮部 江蘇 南京)

煤層氣開采過程是一個(gè)極其復(fù)雜的系統(tǒng)，其產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量等受多種因素的影響。煤層氣井產(chǎn)能狀況是煤層氣開發(fā)決策和設(shè)計(jì)的重要依據(jù)，也是關(guān)乎煤層氣產(chǎn)業(yè)能否順利發(fā)展的關(guān)鍵問題。如何采取有效的方法對(duì)煤層氣井產(chǎn)能進(jìn)行定量預(yù)測(cè)一直受到國(guó)內(nèi)外學(xué)者的關(guān)注。以往對(duì)煤層氣井產(chǎn)能(主要是產(chǎn)氣量大小)進(jìn)行定量預(yù)測(cè)的主要方法有數(shù)值模擬法、物質(zhì)平衡法和典型曲線法。

一、數(shù)值模擬法

數(shù)值模擬方法是氣藏工程和數(shù)值模擬技術(shù)相結(jié)合的產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)。該方法的要點(diǎn)是應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)擬合氣藏工程產(chǎn)能研究結(jié)果，使氣藏動(dòng)態(tài)模型能較好的模擬不同結(jié)構(gòu)儲(chǔ)層的氣井產(chǎn)能特征，從而獲得較為可靠的氣藏開發(fā)指標(biāo)。

20世紀(jì) 80年代至今，煤儲(chǔ)層數(shù)值模擬技術(shù)的發(fā)展經(jīng)歷了三個(gè)階段，考慮的因素逐漸全面，模擬結(jié)果逐漸接近于實(shí)際。

1.最早的數(shù)值模擬技術(shù)來源于常規(guī)天然氣儲(chǔ)層數(shù)值模擬，如 STARS、ECLIPSE、GCOMP等模型或軟件，只考慮了單孔隙結(jié)構(gòu)、兩相或多氣體成分達(dá)西流、瞬時(shí)氣流等因素，對(duì)吸附性的描述采用的是 K值平衡模型，假設(shè)煤微孔隙壁上吸附氣體與孔隙中游離氣體的壓力處于連續(xù)平衡狀態(tài)。 這類模型忽略了煤層氣解吸過程，不能反映客觀存在的解吸時(shí)間，沒有真實(shí)反映煤層甲烷賦存、運(yùn)移的特征，造成預(yù)測(cè)的煤層甲烷產(chǎn)量高于實(shí)際產(chǎn)量，顯然不符合煤儲(chǔ)層的特點(diǎn)。

2.20世紀(jì) 80年代末期至 90年代，建立了非平衡吸附動(dòng)力學(xué)模型，先后研發(fā)出以 COALGAS、COMET2、SIMEDII等為代表的煤層氣產(chǎn)能數(shù)值模擬專用軟件。其中的動(dòng)力學(xué)模型，考慮了煤儲(chǔ)層雙重孔隙介質(zhì)、費(fèi)克擴(kuò)散定律、朗格繆爾吸附等特性，但對(duì)達(dá)西流的描述仍只有幾種有限的氣體成分。 由于這類模型考慮了煤層氣吸附特性及由微孔隙到裂隙的擴(kuò)散過程，較好的反映了煤層氣賦存及運(yùn)移機(jī)理，比平衡吸附模型前進(jìn)了一大步，模擬結(jié)果可靠性大為提高，模擬技術(shù)得到廣泛應(yīng)用。

3.COMET2等模型盡管得到普遍關(guān)注，但仍未能考慮煤儲(chǔ)層某些重要性質(zhì)對(duì)產(chǎn)能的影響，如：應(yīng)力敏感性造成孔隙體積壓縮，煤層基質(zhì)收縮或膨脹導(dǎo)致滲透率發(fā)生變化，氣體的再吸附、重力作用、溶解氣的影響等。為此，國(guó)外研究者進(jìn)一步注意到煤儲(chǔ)層的三重孔隙結(jié)構(gòu)、雙擴(kuò)散（兩步擴(kuò)散）特性、煤基質(zhì)收縮膨脹效應(yīng)等特點(diǎn)，建立了一系列新的動(dòng)力學(xué)模型。以此為基礎(chǔ)，研發(fā)出 COMET3專用軟件，兼顧了排采誘導(dǎo)滲透率變化等客觀現(xiàn)象，模擬精度進(jìn)一步提高。

二、產(chǎn)能歸一法

由于煤層氣排采影響因素的復(fù)雜性，用單井的產(chǎn)能來表征區(qū)塊的產(chǎn)能存在一定的局限性。本方法以區(qū)塊地質(zhì)條件為基礎(chǔ)，根據(jù)劃分的有利區(qū)范圍，對(duì)有利區(qū)同一構(gòu)造帶內(nèi)的見氣井排采參數(shù)進(jìn)行歸一化處理。對(duì)于單井出現(xiàn)了排采中斷的情況，將排采中斷階段以及重新啟抽后產(chǎn)氣的波動(dòng)階段剔除，避免排采中斷造成的影響，導(dǎo)致產(chǎn)能歸一化的結(jié)果出現(xiàn)較大偏差。

經(jīng)過歸一化處理，做出歸一化曲線，就得出區(qū)塊平均產(chǎn)能。

三、靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)對(duì)比法

煤層氣產(chǎn)能地質(zhì)評(píng)價(jià)體系研究，目前國(guó)內(nèi)外也做了大量的研究，最有代表性的是中石油趙慶波在沁南地區(qū)建立的煤層氣選區(qū)評(píng)價(jià)指標(biāo)。

以沁水盆地南部以及以及鄂爾多斯盆地東部區(qū)塊為例，進(jìn)行靜態(tài)地質(zhì)條件和產(chǎn)能情況進(jìn)行對(duì)比：沁水盆地南部胡底區(qū)塊排采目的層為二疊系下統(tǒng)3號(hào)煤層，埋深350-700m，厚度4.6-7.1m，平均厚度6.0m，含夾矸0-1層，厚度0.2-0.6m，煤變質(zhì)程度為貧煤-無煙煤，滲透率0.257-0.946m D，含氣量9.1-22.28m3/t，平均含氣量11.2 m3/t，綜合評(píng)價(jià)為較有利-有利區(qū)塊，區(qū)塊單井最高日產(chǎn)氣大于3000 m3，平均單井日產(chǎn)氣1625 m3。

韓城區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東南部，相鄰區(qū)塊排采目的層為二疊系下統(tǒng)5號(hào)煤層，埋深300-1100m，平均厚度4.9m，含夾矸1-2層，厚度0.5-1.0m，煤變質(zhì)程度為瘦煤-貧煤，含氣量3.18-27.2m3/t，平均含氣量10.51 m3/t，綜合評(píng)價(jià)為較有利-有利區(qū)塊，區(qū)塊單井最高日產(chǎn)氣大于3000m3。

四、產(chǎn)能評(píng)價(jià)對(duì)比分析

由于目前煤層氣產(chǎn)能的評(píng)價(jià)方法尚不成熟，三類產(chǎn)能評(píng)價(jià)的方法均存在一定的優(yōu)勢(shì)和缺陷：

1.數(shù)值模擬法：

該方法適用范圍廣，預(yù)測(cè)精度隨氣藏模型精度的提高而提高。但煤層的物理模型復(fù)雜，模型的建立還不完善；部分?jǐn)?shù)模軟件采用了常規(guī)油氣藏模式；數(shù)值模擬法進(jìn)行產(chǎn)能評(píng)價(jià)的前提是基于對(duì)已有一定生產(chǎn)時(shí)間的井進(jìn)行歷史擬合對(duì)于排采時(shí)間較短的井評(píng)價(jià)結(jié)果準(zhǔn)確性不足，但對(duì)于進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期較長(zhǎng)的井產(chǎn)能評(píng)價(jià)效果好。

2.產(chǎn)能歸一法

此法依據(jù)目前的排采技術(shù)條件，早期排采技術(shù)的差異性導(dǎo)致單井排采效果差異大，產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果存在一定的誤差，后期排采技術(shù)逐步完善，效果逐步提升，此法標(biāo)定區(qū)塊的單井平均產(chǎn)能目前較為可靠，后期隨著排采技術(shù)的進(jìn)步，區(qū)塊產(chǎn)能可能進(jìn)一步提升。

3.靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)對(duì)比法

利用已有的成熟理論和實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，通過將類似地質(zhì)條件的其他區(qū)塊的產(chǎn)能情況與目的區(qū)塊進(jìn)行對(duì)比，進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測(cè)，但通過地質(zhì)參數(shù)對(duì)比，和典型井的排采參數(shù)分析，沒有考慮排采技術(shù)的對(duì)區(qū)塊產(chǎn)能的綜合影響，此法標(biāo)定的產(chǎn)能是區(qū)塊的目標(biāo)產(chǎn)能。

結(jié)論

三類方法得出的結(jié)果呈現(xiàn)較大的差異性，經(jīng)過對(duì)比分析得出結(jié)論，由于數(shù)值模擬法本身的缺陷，其評(píng)價(jià)的結(jié)果偏低，靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)對(duì)比法未考慮排采技術(shù)的影響，評(píng)價(jià)結(jié)果偏高，產(chǎn)能歸一法對(duì)區(qū)塊單井的動(dòng)態(tài)參數(shù)進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)分析，評(píng)價(jià)的結(jié)果目前較為可靠，后期隨著排采技術(shù)的進(jìn)一步完善，評(píng)價(jià)結(jié)果可能進(jìn)一步提升。

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