鄭莊北部Ⅲ類資源區CBM開采特征研究

張俊杰 袁 潔 左銀卿 張永平 劉 華 孫世軒

(1.中國石油華北油田公司勘探開發研究院，河北 062552; 2. 新疆大學地質與礦業工程學院，新疆 830046; 3. 中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西 036600)

鄭莊北部Ⅲ類資源區CBM開采特征研究

張俊杰1袁 潔2左銀卿1張永平1劉 華1孫世軒3

(1.中國石油華北油田公司勘探開發研究院，河北 062552; 2. 新疆大學地質與礦業工程學院，新疆 830046; 3. 中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西 036600)

以鄭莊北Ⅲ類資源區的1.5億m3先導試驗井作為研究對象，通過油藏工程的手段，引入比采氣指數、遞減率、遞減指數等新的參數表征該區煤層氣的開發效果，對其產氣/水特征、壓力變化規律和產量預測方法進行研究。結果顯示該區生產井的產氣/水和壓力變化與實際地質特征存在明顯的匹配，同時運用遞減規律診斷方程的方法對氣井產量降低的初始階段進行擬合計算可以較為準確的預測后續產氣情況。

沁水盆地 高煤階煤層氣 鄭莊區塊 開發生產規律 產量預測

1 產氣特征分析

研究區域內生產井主要集中分布在四個片區，包括西北部的鄭試59井區、南部的鄭2和鄭1井區、西部的“沁”井區。產氣量平面差異分布，厚度大、含氣量高、埋深適中的區域產氣優勢顯著。以“厚度大、含氣量高、埋深適中”鄭2井區產氣形勢最好，50口井單井日均產氣382m3。其余三個井區低產井所占比例較大：鄭1井區“厚度小、含氣量低”，45口井單井日均產氣222m3；鄭試59井區“含氣量低、埋深大”，單井日均產氣158m3；“沁”井區“厚度小”，65口單井日均產氣162m3(見圖1)。

圖1 直井產量平面分布直方圖

根據目前各井的實際產量情況，進一步將該區的井劃分為三類(見表1、圖2)。

表1 直井分類情況表

Ⅰ類：總井數7%(13口)的Ⅰ類井目前合計日產氣15629m3，單井日均產氣1258m3，單井日均水量0.19m3，井底壓力平均為0.2MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深適中、含氣量高的鄭2井區。該類井產水量不高且穩定，目前產氣呈階梯式上升趨勢，有較大的自然上升潛力，預計可達1700m3以上的日產能力。

Ⅱ類：總井數10%(18口)的Ⅱ類井目前合計日產氣11824m3，單井日均產氣712m3，單井日均水量0.31m3，井底壓力平均為0.147MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深適中、含氣量高的鄭2井區。該類井產水量雖比Ⅰ類井大，但水量不高且處于繼續降低趨勢，表明該類井還處有一定的排水降壓空間，目前產氣上升趨勢明顯，有較大的自然上升潛力，預計通過持續排水降壓可達1700m3以上的日產能力。

圖2 各類井總生產曲線圖

圖3 直井日產水量及地下水流動單元分布圖

Ⅲ類：總井數83%(148口)的Ⅲ類井目前合計日產氣17362m3，單井日均產氣108m3，單井日均水量1.03m3，井底壓力平均為0.662MPa，目前產量有降低的趨勢。平面上分布廣，各區都有，物性差的區域分布更集中。該類井產水量大，井底壓力較高，總體解吸程度較其他兩類井低。需要通過提升管理水平、實施新的改造工藝等綜合治理手段來擴大解吸程度，最終達到提質增效提高產氣量的目的。

2 產水特征分析

產水量平面分布差異很大。從水動力條件上分析，產水量高的東部的鄭1井區與“沁”井區的地下水動力較強，其水動力單元劃分結果屬于徑流區；鄭試59井區與鄭2井區產水量小，屬于滯留區，利于煤層氣的成藏與保存(見圖3)。

由于甲烷在水動力充足條件下可溶解于水并隨水的運移發生擴散逸失，因此，通過煤層甲烷濃度的高低，也可以間接判斷水動力的強弱，鄭1井區與“沁”井區含氣量低于鄭試59井區和鄭2井區，鄭1井區水動力更強。

東部處于徑流區、距離大斷層較近的兩個井區鄭1井區和“沁”井區累產水量大。鄭試59井區和鄭2井區產狀較緩，且位于地下水滯留區，累產水量較低。區塊所有投產井見氣時累產水平均為456m3，其中產氣較好的鄭2井區累產水大多數在0～200m3。解吸時累產水量1000m3以上的井主要分布在東部“沁”井區，該區域屬于徑流區，且產氣情況較差(見表2)。

見氣時累產水量與相關參數的關聯性明顯：見氣時累產水越少，解吸速度越快，解吸時間越短，解吸壓力越高，目前解吸程度越大，產氣量越高，產水量越低(見表3)。

表2 不同井區解吸時累產水分類統計表

表3 見氣時不同累產水量井的統計情況表

表4 不同壓力分級段的井的生產參數統計表

3 壓力特征分析

參考生產井目前井底壓力大小級別，將區域內的井劃分為四類，統計結果如下(見表4)。

區塊投產井的目前平均流壓為0.54MPa，壓力整體水平仍較高。

北部的鄭試59井區位于地下水滯留區，目前所有井壓力均較低，平均為0.11MPa。

其中位于地下水徑流區的鄭2、鄭1井區和西部的“沁”井區在局部還存在流壓高的井，可通過進一步加大流壓降速提產。

4 遞減規律分析

部分氣井投產后經過上產、高峰后逐漸進入遞減階段。對于該階段，采用數學和油藏工程相結合的方法來進行預測分析。以該區塊內實際井Q12-X-X-X的遞減具體分析。

圖4 Q12-X-X-X井生產曲線及遞減擬合段選取圖

(1)選取遞減的初始10個月的數據作為遞減規律分析的對象(見圖4)。

(2)根據日產數據，計算產量的遞減速度vd(單位時間內產量的遞減值，m3/d)

(3)遞減速度進一步轉換計算出遞減率D(單位時間內產量的遞減百分數)

(4)產量的遞減率是一個隨產氣量不斷變化的變量，但據油藏工程理論可知，氣井的遞減率與產氣量之間滿足下述關系。

D=K·qn

式中，K:遞減常數； n:遞減指數。

(5)上式兩邊求對數，轉化為

lnD=lnK+n·lnq

(6)將遞減率D和日產氣量q轉化為lnD、lnq，繪制出的散點圖，遞減率與產氣量的雙對數曲線為一條直線，該直線的斜率即為遞減指數n。Q12-X-X-X井的遞減指數為3.3671(見圖5)。

(7)選取參考點。在的曲線上任取一點作為參考點(referred spot)，參考點對應的產氣量為參考產氣量qr，對應的遞減率為參考遞減率Dr，對應的時間為參考時間tr，該井參考點產氣量為263m3/d，遞減率為0.4585%，tr取2014年11月27日(見表5)。由于參考點也滿足產氣井的遞減率與產氣量之間的關系，代入可得到：

圖5 Q12-X-X-X井“lnD～lnq”散點圖

參數選取值n3.3671qr263m3/dDr0.4585%tr2014年11月27日(遞減段的第66個時間節點)1/n0.297

(8)兩個遞減率與氣量關系的公式相除，可得到：

(9)依據遞減率D的定義，上式可進一步轉化為：

(10)積分可進一步得：

(11)積分計算的結果得到遞減期產氣量的計算公式：

利用上述遞減期產氣量公式可以計算遞減期任意時刻的產氣量，其計算結果見圖6。

圖6 Q12-X-X-X井遞減期日產氣量計算結果

圖7 Z1-2XX井遞減擬合段選取與“lnD～lnq”散點圖

圖8 Z1-2XX井遞減期日產氣量計算結果

為驗證該方法的準確性，選取區域內另外一口生產井Z1-2XX井進行計算。

選取遞減初始一年的數據作為遞減規律分析對象。根據日產數據，計算lnD、lnq，并繪制出散點圖，擬合獲得遞減指數n的值，井Z1-2XX的遞減指數為0.8383(見圖7)。

表6 Z1-2XX井各項計算參數選取表

結果顯示該種通過公式計算得到的遞減期產氣規律與實際產氣曲線符合率較高。

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(責任編輯 韓甲業)

Research on Development Feature of the CBM in North Zhengzhuang Class ⅢResource Area

ZHANG Junjie1, YUAN Jie2, ZUO Yinqing1, ZHANG Yongping1, LIU Hua1, SUN Shixuan3

(1. Exploration & Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei 062550; 2.School of Geology and Mining Engineering, Xinjiang University, Xinjiang 830046; 3. Xinzhou Branch of PetroChina Coalbed Methane Company Limited, Shanxi 036600)

The paper takes the 150 million pilot development wells distributed in class Ⅲ resource area in the north of Zhengzhuang Block as the research object. By means of reservoir engineering, some new parameters, such as specific gas production index, declining rate and decline exponent, are introduced to characterize the development effect of the CBM in this area and study the laws. The research results show that there are obvious matching rules between the gas production, water production, pressure variation and the geological characteristics.

Qinshui basin; high-rank CBM; Zhengzhuang Block; development laws; production forecast

中國石油華北油田2017年度公司級科研項目《2018年煤層氣規劃部署研究》

張俊杰，男，碩士研究生，工程師，從事煤層氣開發專業。