貴州煤層氣新井壓降測試分析

李　東　金　軍　汪凌霞　白麗娜　周呈艷　易　旺

（貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州　貴陽　550081）

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貴州煤層氣新井壓降測試分析

李東金軍汪凌霞白麗娜周呈艷易旺

（貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州貴陽550081）

摘要準確獲取煤層的滲透率、地層壓力以及煤層的破裂壓力和閉合壓力等儲層參數，是為下步增產措施和進一步評價該地區煤層氣勘探開發前景提供依據的重要環節。為此分析了某礦區A井（新井）3號煤層注入壓降測試和原地應力測試數據，通過雙對數曲線、霍納曲線以及壓力擬合求取煤層參數，并用半對數曲線加以驗證；在原地應力測試階段通過時間平方根曲線分析求取儲層的破裂壓力和閉合壓力等地層參數。結果表明：3號煤巖層滲透性較差，屬于高壓煤層，井筒儲集系數較小，采用井下關井方式降低了井筒儲集效應對測試數據分析的影響，井筒附近煤層完善程度較好，地應力梯度正常。

關鍵詞煤層氣注入壓降試井地應力滲透率地層壓力

0　引言

隨著人們對環保要求的日益增加，煤層氣（瓦斯）作為世界上公認的清潔能源之一，在非常規油氣領域的地位得到顯著提高。貴州省富煤、貧油、少常規天然氣的特殊能源結構，為其煤礦安全生產、大氣環境保護等造成巨大壓力，一定程度上制約著該地區的經濟發展。貴州作為我國南方煤層氣資源量最為豐富的省份，其煤層氣地質儲量預測為（2.23～5.02）×1012m3，有其豐富的煤炭地質資料作基礎，加上合理的開采工藝，煤層氣的勘探開發前景不可限量［1］。如何充分利用其自身優勢，使煤層氣的開發利用成為新的經濟增長點，改善民生，逐漸成為研究的熱點。

1　煤層地層參數的求取方法

滲透率和原始地層壓力是評價煤儲層的重要參數。通常在室內通過巖心實驗來評價煤巖的滲透率，然而，煤層的滲透率受地應力的影響較大，在室內是無法精準模擬地應力條件下煤巖的物性變化的［2-3］。因此，借鑒常規的天然氣試井方法來求取煤層地層參數尤為重要。

常見的天然氣試井方法包括：中途測試（DST）、段塞流測試（Slug）、注入壓降測試以及壓力恢復測試（PBU）等［4-5］。然而，煤儲層不僅在成分、結構及其物理力學性質上與常規儲層（如砂巖）有著明顯的差異，而且在煤層氣的賦存和采出機理上也有本質區別［6-7］。因而，常規的方法不一定完全適用于煤層當中。張兆新等人對煤層氣DST試井方法進行了研究，結果表明：其測試難度大、測試時間較長而且成本較高、測試的地層半徑小而很少被使用［8］。張文秀等人在煤層中進行Slug測試，測試結果表明：對于煤層氣新井，Slug測試相對比較簡單、可靠而且非常經濟，能夠用于低壓儲層，但是其波及半徑較短，而且計算出的滲透率值受井儲效應影響比較明顯，測試結果準確性較差［9］。煤層氣是通過排水降低地層壓力來進行開采，目前國內煤層氣產量普遍較低，因而壓力恢復試井很難達到我們想要的結果。

新煤層氣井的煤層往往被水所飽和，煤層裂縫中沒有游離氣，所有的氣體都吸附在煤基質里面，只有在排水降壓過程中氣體才會被解析出來。壓降測試則需要煤層中飽含水而且不含游離氣，BFP-IFT是國內最常見的注水/壓降測試方法，注入期間的井底壓力小于破裂壓力。通過壓降測試，煤層氣新井往往能獲得比較準確的地層壓力、表皮系數以及地層滲透率［10-16］。

2　注入壓降試井設計

現代試井理論研究認為，在不穩定試井當中，早期曲線形態會受井儲效應影響。采用井口關井時，井筒中充滿水與液面低于井口兩種情況下，井儲系數會發生顯著變化，對測試曲線有很大影響。為了獲得更加準確的測試參數，在注入壓降試井測試過程中，可采用井下關井的方法消除井儲效應對測試結果的影響［5］。

2.1注水時間

對于低滲煤層，想要增加波及半徑非常困難。為了保證測試期間的波及半徑ri足夠大，在進行試井設計時，必須要綜合考慮波及半徑和測試時間兩個因素。根據波及半徑計算公式可以推導出注水時間計算式：

式中，ri為波及半徑，m；K為估計的最小滲透率，mD；tinj為注入時間，h；?為孔隙度，%；μ為水的黏度；mPa·s；ct為地層綜合縮系數，MPa-1。

測試前知道氣藏壓力，注水時間和關井時間可以相同。如果測試前不知道氣藏壓力，關井時間一般取注水時間的兩倍。

2.2最大注入壓力

測試壓降要求井底壓力必須低于煤層的破裂壓力，否則煤層將會形成水力裂縫，分析結果將會失真［17-19］。井口最大注入壓力為：

式中，σmin為煤層最小主應力梯度，MPa/m；ρw為注入流體相對密度；d為煤層中部深度，m；pinj為最大井口注入壓力，MPa。

2.3注入速率

穩定的注入排量是準確控制液量獲取高質量壓力數據的前提，注入過程中要求排量的波動值不超過10%。注入速率計算式為：

式中，q為最大注入排量，m3/D；pr為地層壓力，MPa；Bw為地層條件下水的體積系數，m3/sm3；rw為井筒半徑，m；h為煤層厚度，m；s為表皮系數。

3　注入壓降試井解釋儲層參數

在常規的壓降測試當中，注入時間通常比關井時間要長很多。對于新煤層氣井，要盡可能減少注入時間來節省測試費用。當注入時間和關井時間相對較長時，利用一個時間函數△te來分析測試數據，表達式為：

式中，△t為關井時間，h。

在常規的注入壓降測試解釋方法中，利用等效時間與壓力的函數曲線來計算地層滲透率、表皮系數以及儲層壓力［20］。通過壓力和等效時間的雙對數曲線中切線的斜率可以計算滲透率。其表達式為：

式中，m為雙對數曲線的斜率。

從式（6）可以看出，地層滲透率與水的黏度成正比。在煤層條件下，水的黏度與壓力和礦化度的相關性較弱，與溫度的相關性較強。因此，為了獲得比較準確的地層水黏度，必須知道煤層的準確溫度。

表皮系數s計算式為：

式中，p1h為等效時間為1 h外推的壓力，MPa；pwf為關井后井底流動壓力，MPa； ?f為割理孔隙度，%；k為滲透率，mD。

4　原地應力測試分析

地應力測試是直接獲取儲層巖石力學參數的主要方法之一，由于其簡單、快速、準確等特點被廣泛用于煤層氣新井當中，為后期鉆井、壓裂提供了大量重要資料。煤層中割理和微裂縫較為發育，當煤層破裂時壓力變化不是特別明顯，在裂縫閉合前后壓力變化也是一個逐漸下降的過程。實踐經驗表明，利用雙對數法和時間平方根方法可以準確確定煤層的破裂壓力和閉合時間。

5　實例

A井是貴州省某礦區一口煤層氣新井，3號煤層為其主要產氣層之一。3號煤層埋深618 m，有效厚度為2.1 m，孔隙度為0.04，煤層飽含水，不含游離氣，流體密度為1.00 g/cm3，流體黏度為0.97 mPa·s，綜合壓縮系數為4.44×10-3MPa-1。壓裂前做壓降測試，采用清水注入，注入時間為10 h，注入速率為0.38 L/min，總注入量為229.5 L，關井時間為20 h。

對3號煤層采用雙對數擬合、Horner曲線分析方法，并輔以壓力歷史擬合、壓力半對數曲線分析，對結果進行檢驗。試井解釋結果如圖1至圖4所示。

通過對關井壓降曲線雙對數—導數曲線圖形特征診斷分析（圖1），前期雙對數—導數曲線擬合顯示井筒儲集效應較低，曲線沿斜率1上升，井筒附近煤巖層物性較好；導數曲線中期是過渡階段，出現徑向流特征；后期雙對數導數曲線顯示煤巖層物性變差呈現邊界地層特征。霍納半對數曲線后期斜率增大（圖2），煤巖層物性變差。

圖1　3號煤層BFP-IFT關井壓降雙對數擬合曲線圖

圖2　3號煤層BFP-IFT關井壓降霍納曲線圖

從擬合結果得知（圖3），在前期曲線擬合程度很差，不過在后期曲線擬合程度很高。前期曲線擬合程度低可能是因為壓力數據錯誤或者井筒附近地層的非均質性較強而造成的。

圖3　3號煤層BFP-IFT關井壓力擬合曲線圖

通過對關井壓降測試數據進行解釋（圖4），測點地層壓力為6.944 49 MPa、壓力系數為1.14，從壓力系數分析本層屬超壓儲層系統，地層靜溫為32.58℃。

圖4　3號煤層BFP-IFT關井壓降半對數擬合檢驗曲線圖

通過現代試井理論擬合分析求得該煤層地層系數為0.26 mD·m，地層有效滲透率為0.106 mD，本次試井解釋結果說明煤巖層滲透性較差。井筒儲集系數5.4×10-4m3/MPa，井筒儲集系數較小，說明采用井下關井方式工藝合理，有效降低了井筒儲集效應對測試數據分析的影響；表皮系數為-1.46，表明井筒附近煤層完善程度較好。

在原地應力測試的4個循環中，選取破裂、閉合效果好的第3個循環，分析其關井段的壓降數據，求取裂縫閉合壓力，采用時間平方根法進行解釋。通過微破裂測試獲得煤層破裂壓力為12.37 MPa（圖5、圖6），煤層閉合壓力為10.15 MPa；原地應力重張壓力為12.28 MPa，閉合壓力為10.67 MPa。從原地應力梯度數值分析，介于煤巖層的平均值附近，屬正常梯度范圍。

圖5　3號煤層原地應力測試階段壓力歷史曲線圖

圖6　3號煤層地應力測試循環時間平方根曲線圖

6　結論

1）注入壓降測試方法可用于飽含水的煤層新井。

2）為了減少注入流體對煤層的傷害，應該選用清水為注入介質，采用井下關井方式減少井儲效應對測試分析的影響。

3）壓降測試獲得煤層的絕對滲透率，井筒表皮系數，原始儲層壓力等參數準確可靠。

4）壓降測試與原地應力測試相結合可以有效地降低施工成本，增加測試結果的準確性。科學技術，2014，6（6）：126-129.

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（編輯：李臻）

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修訂回稿日期：2016-05-05

文獻標志碼：B

文章編號：2095-1132（2016）03-0035-04

基金項目：貴州省科技重大專項“貴州省煤層氣地面抽采關鍵技術研究及工程示范”（黔科合重大專項字［2014］6002號）。

作者簡介：李東（1989-），工程師，從事煤層氣頁巖氣開發相關工作。E-mail：742779745@qq.com。