煤層氣直井產(chǎn)氣曲線特征及其與儲(chǔ)層條件匹配性

韓文龍，王延斌，劉 度，常 宏，丁 濤

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煤層氣直井產(chǎn)氣曲線特征及其與儲(chǔ)層條件匹配性

韓文龍，王延斌，劉 度，常 宏，丁 濤

(中國礦業(yè)大學(xué)(北京)地球科學(xué)與測繪工程學(xué)院，北京 100083)

煤層氣產(chǎn)氣曲線類型與地質(zhì)條件的匹配與否直接影響產(chǎn)氣效果。以沁水盆地柿莊南區(qū)塊排采4 a以上的直井為研究對象，在產(chǎn)氣曲線類型劃分基礎(chǔ)上，分析不同產(chǎn)氣曲線特征，進(jìn)一步分析產(chǎn)氣曲線與儲(chǔ)層參數(shù)的匹配性。結(jié)果表明：研究區(qū)產(chǎn)氣曲線可劃分為單峰快速上升、單峰穩(wěn)定上升、雙峰后低和雙峰后高4種類型。產(chǎn)氣曲線所表現(xiàn)出的特征受控于儲(chǔ)層原始滲透率，儲(chǔ)層動(dòng)力及壓裂效果。單峰快速上升型適用于含氣量大于12 m3/d、臨儲(chǔ)比大于0.4 和滲透率大于 0.1×10-3μm2的儲(chǔ)層，該種曲線容易造成產(chǎn)氣量的驟降；單峰穩(wěn)定上升型適用的儲(chǔ)層條件廣泛，與儲(chǔ)層參數(shù)匹配性較高；雙峰后低型產(chǎn)氣效果整體不佳，與儲(chǔ)層參數(shù)的匹配性差；雙峰后高型適用于壓裂效果較好的井、對儲(chǔ)層原始參數(shù)要求較低，其后峰產(chǎn)氣量的增加速率影響整體的排采效果。基于上述分析，將儲(chǔ)層劃分為七種類型，對研究區(qū)及其相鄰區(qū)塊實(shí)施“一井一策”的排采制度具有重要的指導(dǎo)意義。

煤層氣直井；產(chǎn)氣曲線特征；儲(chǔ)層條件；匹配性；沁水盆地

目前，全國大部分的煤層氣井表現(xiàn)出低產(chǎn)低效的特征。排采工作是煤層氣開發(fā)的重要環(huán)節(jié)，合理的排采制度能夠延長產(chǎn)氣高峰維持時(shí)間進(jìn)而提高排采效率。我國煤層氣排采制度經(jīng)歷了“快速降壓”—“連續(xù)、漸變、穩(wěn)定、長期”—“五段三壓四點(diǎn)”3個(gè)階段[1]。排采的目的是改變地質(zhì)環(huán)境，使吸附在煤層中的氣體得到釋放[2]。合理控制產(chǎn)水產(chǎn)氣速率是增大泄壓面積的關(guān)鍵，產(chǎn)水過快近井地帶有效應(yīng)力增加，降壓漏斗擴(kuò)展有限；產(chǎn)氣過快，氣體占用液體通道，造成產(chǎn)液困難，影響降壓漏斗的擴(kuò)展[3]?，F(xiàn)階段多集中在物理實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬等方面分析排采過程中滲透率的變化[4-8]，但實(shí)際地質(zhì)環(huán)境相對復(fù)雜，研究結(jié)果適用范圍有限?；诂F(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)資料分析排采合理性更具有實(shí)際的指導(dǎo)價(jià)值[9-11]，鑒于煤層氣儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，地質(zhì)參數(shù)橫向和縱向上變化較大的特性[12-13]，不同儲(chǔ)層特征所適應(yīng)的排采制度應(yīng)有所不同。

筆者基于沁水盆地柿莊南煤層氣商業(yè)開發(fā)區(qū)實(shí)際生產(chǎn)資料，在排采機(jī)理分析的基礎(chǔ)上對煤層氣產(chǎn)氣曲線類型和產(chǎn)氣階段進(jìn)行劃分，通過分析影響排采制度關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)與平均產(chǎn)氣量之間的關(guān)系，獲得研究區(qū)不同地質(zhì)類型下合理的產(chǎn)氣曲線類型，對制定研究區(qū)及其地質(zhì)條件相似區(qū)塊的合理排采制度具有重要指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)概況

柿莊南區(qū)塊位于沁水盆地南部，含煤地層為石炭–二疊系太原組和二疊系山西組，穩(wěn)定發(fā)育3號和15號煤層，其中3號煤層厚度1.35~11.00 m，平均6.30 m，埋深515~1 082 m，為主要開發(fā)煤層；15號煤層厚度1.10~6.25 m，平均3 m左右。自煤層形成以后共經(jīng)歷印支期、燕山期和喜馬拉雅期3期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)耦合下形成北部以斷層發(fā)育為主，南部以復(fù)式褶皺為主的構(gòu)造格局。研究區(qū)地下水動(dòng)力場較簡單，自東南向西北流動(dòng)，南部受頂?shù)装迥鄮r隔水層的阻擋，層間補(bǔ)給相對較少，北部大的斷裂溝通頂?shù)装搴畬?，?dǎo)致煤層氣井產(chǎn)水量較高。

2 煤層氣排采機(jī)理與生產(chǎn)特征

2.1 排采機(jī)理

煤層氣排采主要通過排水降壓的方式來降低煤層中的壓力，進(jìn)而使吸附在煤基質(zhì)表面的氣體得到解吸，再通過擴(kuò)散–滲流的方式進(jìn)入井筒，其實(shí)質(zhì)為釋放煤層中壓力的過程。壓力釋放順序?yàn)楹暧^裂隙—顯微裂隙—煤層表面，并由近井向遠(yuǎn)井傳遞。因此，盡可能使更多面積的壓力降低到臨界解吸壓力以下才能獲得更大經(jīng)濟(jì)效益[14]。

我國高階煤儲(chǔ)層基本處于欠飽和狀態(tài)，這就決定了煤層氣滲流過程包括3個(gè)階段(圖1)：第一階段為單相水流階段，即儲(chǔ)層壓力降低到臨界解吸壓力之前，煤層中氣體尚未解吸，井筒中只有水產(chǎn)出，該階段儲(chǔ)層壓力不斷下降，有效應(yīng)力增大，導(dǎo)致裂縫閉合，滲透率降低，氣水產(chǎn)出阻力變大；第二階段為非飽和流階段，近井地帶的儲(chǔ)層壓力達(dá)到臨界解吸壓力以下，氣體開始解吸，呈不連續(xù)氣流，該階段氣體解吸量較少，基質(zhì)收縮效應(yīng)影響較小，仍以有效應(yīng)力作用為主，儲(chǔ)層滲透率繼續(xù)降低；第三階段為氣水兩相流階段，隨著壓降漏斗的進(jìn)一步擴(kuò)展，氣體大量解吸，形成連續(xù)的氣流，隨著氣體的大量解吸，基質(zhì)收縮效應(yīng)起主導(dǎo)作用，并產(chǎn)生氣體滑脫效應(yīng)，滲透率增大[15-16]。當(dāng)井筒中的氣體連續(xù)穩(wěn)定產(chǎn)出后，由井筒至遠(yuǎn)端依次為氣水兩相流、非飽和流和單相水流階段[17]。

圖1 煤層氣排采的3個(gè)滲流階段[17]

2.2 生產(chǎn)特征

煤層氣產(chǎn)出機(jī)理決定了排采過程具有階段性，不同的排采階段煤層氣井產(chǎn)水產(chǎn)氣差異較大[18]。以研究區(qū)排采時(shí)間在4 a以上且排采較為連續(xù)井作為研究對象，其依據(jù)：① 4 a以上生產(chǎn)井的排采制度基本定型；②保證所有井都已達(dá)到產(chǎn)氣高峰，并維持一定時(shí)間；③ 4 a以上井產(chǎn)氣曲線類型更加顯著；④ 4 a以上井排采時(shí)間差距不大，具有較強(qiáng)的可比性；⑤排采較為連續(xù)可消除停機(jī)事故對產(chǎn)氣特征的影響。

基于以上要求，研究區(qū)共151口生產(chǎn)井滿足上述條件，截至2018年3月14日，排采時(shí)間在1 700~ 3 000 d，均經(jīng)歷了單相水流階段和產(chǎn)氣高峰階段，并出現(xiàn)不同程度的產(chǎn)氣衰減。平均產(chǎn)氣量40~3 040 m3/d，峰值產(chǎn)氣量220~4 800 m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量介于17~600萬m3，平均產(chǎn)水量0.3~10.2 m3/d，最大產(chǎn)水量介于2~40 m3/d。單相水流時(shí)間1~502 d，產(chǎn)氣高峰維持時(shí)間60~2 640 d。

3 產(chǎn)氣曲線類型劃分及其地質(zhì)參數(shù)特征

通過對所選井排采數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，井底流壓可劃分為快速下降和穩(wěn)壓波動(dòng)2個(gè)變化階段，快速下降階段壓力從初始井底流壓快速下降到0.5~1.0 MPa，下降速率0.012~0.056 MPa/d；穩(wěn)定波動(dòng)階段壓力維持在0.2~1.8 MPa。所選井底流壓變化特征類似，但產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)出不同的變化特征，可將其劃分為4種類型(圖2)，分別為單峰快速上升型，共計(jì)56口，占37.1%；單峰穩(wěn)定上升型，共計(jì)53口，占35.1%；雙峰后低型，共計(jì)12口，占7.9%；雙峰后高型，共計(jì)30口，占19.9%。

3.1 單峰快速上升型

單峰快速上升型產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)為初期經(jīng)歷較長的單相水流階段或低產(chǎn)氣階段，使降壓漏斗得到充分?jǐn)U展，檢泵后產(chǎn)氣突然增加，無明顯的產(chǎn)氣上升階段或維持時(shí)間較短(圖2a)，可以劃分為單相水流、峰前低產(chǎn)或產(chǎn)氣快速上升、產(chǎn)氣高峰以及峰后低產(chǎn)4個(gè)階段。對56口井各階段持續(xù)天數(shù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，單相水流階段為1~304 d，峰前低產(chǎn)階段為205~1 877 d，產(chǎn)氣快速上升階段為26~277 d，產(chǎn)氣高峰階段為206~2 556 d。

由儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系(圖3)可知，當(dāng)儲(chǔ)層初始滲透率較高(一般大于0.1×10-3μm2)，滲透性較好，含氣飽和度一般大于50%，臨儲(chǔ)比大部分大于0.4，儲(chǔ)層產(chǎn)水產(chǎn)氣較容易，降壓漏斗擴(kuò)展容易，當(dāng)降壓漏斗得到充分?jǐn)U展后，氣體很容易產(chǎn)出，會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)氣突然增高的現(xiàn)象。

圖2 產(chǎn)氣曲線類型劃分

由圖3還可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)含氣量小于12 m3/t、含氣飽和度小于60%和臨儲(chǔ)比小于0.4時(shí)，產(chǎn)氣量難以達(dá)到700 m3/d。以006井為例(圖4)，其含氣量13.99 m3/t、含氣飽和度58%、滲透率0.36×10-3μm2、臨儲(chǔ)壓力比0.43，采用此種類型的產(chǎn)氣曲線很容易達(dá)成產(chǎn)氣高峰，但難以維持較長時(shí)間，并且會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)氣量陡然降低的現(xiàn)象。

分析認(rèn)為，由于產(chǎn)氣量突然升高，井筒遠(yuǎn)端的氣體無法快速補(bǔ)充，近井地帶儲(chǔ)層中的氣體大量解吸產(chǎn)出以補(bǔ)充井筒較大的產(chǎn)氣量，且占用大量的產(chǎn)液通道，造成儲(chǔ)層產(chǎn)水阻力變大，當(dāng)儲(chǔ)層壓力梯度較低，降壓漏斗擴(kuò)展更加困難，井筒遠(yuǎn)端氣體難以靠水壓降低解吸，氣壓傳遞引起的氣體解吸成為主力，如果儲(chǔ)層含氣量和含氣飽和度較低時(shí)，氣壓傳遞較慢，進(jìn)一步造成遠(yuǎn)端氣體難以解吸運(yùn)移產(chǎn)出。因此，產(chǎn)氣高峰很難維持較長時(shí)間，并可能出現(xiàn)陡然下降的現(xiàn)象。綜上認(rèn)為，當(dāng)儲(chǔ)層滲透性較大，但煤層氣資源量、含氣飽和度和儲(chǔ)層壓力梯度較差時(shí)，應(yīng)慎重采用該種排采制度，避免造成產(chǎn)氣陡然降低的現(xiàn)象，影響煤層氣井整體的排采效果。

圖3 單峰快速上升型儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系

圖4 006 井產(chǎn)氣曲線特征

3.2 單峰穩(wěn)定上升型

單峰穩(wěn)定上升型產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)為排采初期產(chǎn)氣量緩慢上升，隨后達(dá)到產(chǎn)氣高峰，形成單峰穩(wěn)定上升型，根據(jù)單峰穩(wěn)定上升型曲線(圖2b)特征，可以將其劃分為單相水流、峰前低產(chǎn)、產(chǎn)氣上升、產(chǎn)氣高峰和峰后低產(chǎn)5個(gè)階段。對53口井各階段持續(xù)時(shí)間統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，單相水流階段為4~428 d，峰前低產(chǎn)階段為65~2 022 d，產(chǎn)氣上升階段為117~1 098 d，產(chǎn)氣高峰階段為204~2 077 d。

由儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系(圖5)可知，當(dāng)儲(chǔ)層含氣量大于10 m3/t，含氣飽和度一般大于50%，初始滲透率為(0.01~0.6)×10-3μm2，臨儲(chǔ)比大于0.3，其滲透性整體較單峰快速上升型差，氣水運(yùn)移阻力較大，根據(jù)儲(chǔ)層的供液、供氣能力，緩慢增加產(chǎn)氣量使其逐步達(dá)到產(chǎn)氣高峰且能夠維持較長的時(shí)間，進(jìn)而表現(xiàn)出單峰穩(wěn)定上升的產(chǎn)氣曲線特征。

由儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系(圖5)還可以看出，當(dāng)含氣量小于12 m3/t、含氣飽和度小于60%，滲透率小于0.1×10-3μm2和臨儲(chǔ)比小于0.4時(shí)，產(chǎn)氣量仍能達(dá)到500 m3/d，因此，該種產(chǎn)氣曲線對于儲(chǔ)層動(dòng)力條件較差、滲透性較低的井比較適用。當(dāng)資源量和儲(chǔ)層動(dòng)力條件較好時(shí)，合理地控制產(chǎn)氣量的增速是決定排采效果的關(guān)鍵，產(chǎn)氣量增加過快時(shí)，氣體占用大量滲流通道，造成產(chǎn)液困難，影響降壓漏斗的擴(kuò)展[19-20]；產(chǎn)氣量增加過慢，排采周期變長，造成經(jīng)濟(jì)浪費(fèi)，并且近井地帶氣體未大量解吸之前，有效應(yīng)力長時(shí)間起主導(dǎo)作用，滲透率長期處在較低水平，影響氣液的產(chǎn)出。

3.3 雙峰后低型

雙峰后低型產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)為見氣經(jīng)歷短暫的低產(chǎn)階段或產(chǎn)氣上升階段后達(dá)到產(chǎn)氣高峰，產(chǎn)氣高峰維持時(shí)間較短，隨后進(jìn)入較長的低產(chǎn)氣階段，降壓漏斗得到充分?jǐn)U展后，產(chǎn)氣緩慢上升，達(dá)到第二個(gè)產(chǎn)氣高峰，但峰值產(chǎn)氣量遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于第一個(gè)峰值產(chǎn)氣量。根據(jù)產(chǎn)氣特征(圖2c)可以劃分為單相水流、第一個(gè)低產(chǎn)、第一個(gè)產(chǎn)氣高峰、第二低產(chǎn)或產(chǎn)氣上升和第二產(chǎn)氣高峰等階段。對12口井各階段持續(xù)時(shí)間統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，單相水流階段為1~199 d，第一個(gè)低產(chǎn)階段為30~244 d，第一個(gè)產(chǎn)氣高峰為54~829 d。

圖5 單峰穩(wěn)定上升型儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系

由儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系(圖6)可知，儲(chǔ)層原始滲透性好，初始滲透率較高(一般大于0.1×10-3μm2)，含氣量一般大于10 m3/t，含氣飽和度一般大于60 %，臨儲(chǔ)比大于0.4，該種產(chǎn)氣曲線類型的煤層氣井具有優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層地質(zhì)條件，且壓裂效果好。因此，可以迅速形成第一個(gè)產(chǎn)氣高峰，但氣體未發(fā)生大面積解吸，造成產(chǎn)氣高峰難以維持；隨著降壓漏斗的進(jìn)一步擴(kuò)展，產(chǎn)氣量回升，表現(xiàn)出雙峰后低型的產(chǎn)氣曲線特征。

圖6 雙峰后低型儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系

如圖2c所示，較“單峰快速上升型”曲線，雙峰后低型產(chǎn)氣曲線缺少峰前的長時(shí)間單相水流或低產(chǎn)階段，降壓漏斗未得到有效擴(kuò)展后突然增加產(chǎn)氣量，氣體占用大量滲流通道，產(chǎn)液困難，降壓漏斗擴(kuò)展受限；遠(yuǎn)端氣體難以快速補(bǔ)給，近井地帶解吸氣體有限，產(chǎn)氣量難以維持，造成產(chǎn)氣量不斷降低；儲(chǔ)層初始滲透性好，氣壓能夠不斷傳遞同樣促使氣體大量解吸，產(chǎn)氣量得以回升，但很難達(dá)到原有水平，影響最終的采收率。因此，不建議研究區(qū)采用該種排采方式。

3.4 雙峰后高型

該種產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)為見氣后迅速形成一個(gè)產(chǎn)氣小高峰，但產(chǎn)氣量不大，隨后經(jīng)歷較長的低產(chǎn)階段或產(chǎn)氣上升階段后達(dá)到產(chǎn)氣高峰，根據(jù)產(chǎn)氣特征(圖2d)可以劃分為單相水流、產(chǎn)氣小高峰、峰前低產(chǎn)和產(chǎn)氣高峰等階段。對30口井各階段持續(xù)時(shí)間統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，單相水流階段為7~495 d，產(chǎn)氣小高峰階段為35~502 d，峰前低產(chǎn)階段為264~2 732 d，產(chǎn)氣上升階段為55~1 044 d，產(chǎn)氣高峰階段為122~1 355 d。

該種產(chǎn)氣曲線類型的煤層氣井壓裂效果較好，初期壓裂縫所溝通區(qū)域內(nèi)的液體能夠快速排出，因此能夠產(chǎn)生第一個(gè)產(chǎn)氣小高峰；由儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系(圖7)可知，儲(chǔ)層初始滲透率為(0.02~ 0.7)×10-3μm2，相對雙峰后低型較差；含氣飽和度一般大于50%，臨儲(chǔ)比0.2~1；含氣量為8~23 m3/t；氣水運(yùn)移阻力較大，降壓漏斗擴(kuò)展較難，因此，第一個(gè)產(chǎn)氣小高峰難以維持較長時(shí)間，在經(jīng)歷較長時(shí)間的排采降壓后達(dá)到第二個(gè)產(chǎn)氣高峰并維持。

該種產(chǎn)氣曲線可進(jìn)一步劃分為后峰快速上升型(圖8)和后峰穩(wěn)定上升型(圖2d)，其產(chǎn)氣曲線特征與儲(chǔ)層參數(shù)的匹配性對產(chǎn)氣產(chǎn)水效果影響較大，以典型的007井(后峰快速上升型)和003井(后峰穩(wěn)定上升型)為例，其儲(chǔ)層的主要參數(shù)如表1所示。

007井產(chǎn)氣特征：單相水流時(shí)間為98 d，平均動(dòng)液面降速為2.3 m/d；第一個(gè)產(chǎn)氣高峰維持時(shí)間203 d，峰值產(chǎn)氣量為550 m3/d；隨后進(jìn)入772 d的低產(chǎn)階段，檢泵后產(chǎn)氣量由200 m3/d陡增至1 300 m3/d，平均增速12.5 m3/d，產(chǎn)氣高峰維持335 d；截至2018年3月14日，最大產(chǎn)氣量為1 350 m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量為125.76萬m3，累計(jì)產(chǎn)水量2 215.6 m3。003井單相水流時(shí)間為30 d，平均動(dòng)液面降速為9.4 m/d，第一個(gè)產(chǎn)氣高峰維持時(shí)間342 d，隨后進(jìn)入450 d 的低產(chǎn)階段，檢泵后產(chǎn)氣量由680 m3/d 緩慢增至2 400 m3/d，平均增速2.4 m3/d，產(chǎn)氣高峰維持293 d，截至2018年3月14日，最大產(chǎn)氣量2 610 m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量253.30萬m3，累計(jì)產(chǎn)水量1 283.5 m3。

圖7 雙峰后高型儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系

兩口井的含氣量相差不大，007井滲透性、含氣飽和度和臨儲(chǔ)壓力比等參數(shù)較003井好，并且由產(chǎn)液特征表明，前者供液能力較后者強(qiáng)，因此，007井應(yīng)盡可能多地排除儲(chǔ)層中的液體，擴(kuò)大排采影響范圍，采用快速產(chǎn)氣的方式，將影響液體的產(chǎn)出。相比之下，007井產(chǎn)氣曲線類型與儲(chǔ)層參數(shù)匹配性較差，導(dǎo)致其最大產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)氣量僅是003井的一半。

圖8 雙峰后高型典型井產(chǎn)氣曲線特征-007井

表1 雙峰后高型典型井產(chǎn)氣特征

3.5 儲(chǔ)層類型

根據(jù)上述儲(chǔ)層參數(shù)與產(chǎn)氣曲線類型的關(guān)系，將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分為7種類型(表2)，并提出了針對性的排采建議。

表2 儲(chǔ)層類型劃分及排采建議表

4 結(jié)論

a.儲(chǔ)層原始滲透性、壓裂效果和動(dòng)力條件決定了產(chǎn)氣曲線特征，壓裂效果一般的井多表現(xiàn)為單峰型，壓裂效果較好的井多表現(xiàn)為雙峰型，儲(chǔ)層原始滲透性及動(dòng)力條件影響產(chǎn)氣量的增速。

b.研究區(qū)產(chǎn)氣曲線可劃分為單峰快速上升型、單峰穩(wěn)定上升型、雙峰后高型和雙峰后低型4種類型。單峰快速上升型對儲(chǔ)層參數(shù)要求較為苛刻，排采過程中容易造成產(chǎn)氣驟降；單峰穩(wěn)定上升型能夠適用更廣泛的儲(chǔ)層條件，但要合理地控制產(chǎn)氣量的增速；雙峰后低型與儲(chǔ)層匹配性差；雙峰后高型適用的儲(chǔ)層條件較為廣泛，應(yīng)重點(diǎn)控制后峰的產(chǎn)氣增速。

c. 基于不同儲(chǔ)層參數(shù)所表現(xiàn)出的產(chǎn)氣曲線特征，研究區(qū)儲(chǔ)層可劃分為7種類型，并給出了相應(yīng)的排采建議，這對研究區(qū)及其相鄰區(qū)塊實(shí)施針對性的排采制度具有重要的指導(dǎo)意義。

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The matching of gas production curve characteristic and reservoir conditions in vertical coalbed methane wells

HAN Wenlong, WANG Yanbin, LIU Du, CHANG Hong, DING Tao

(School of Geoscience and Surveying Engineering, China University of Mining and Technology(Beijing), Beijing 100083, China)

The matching of coalbed methane(CBM) production curve type and geological conditions directly affects the gas production. Based on dividing gas production curves types of vertical CBM wells in the southern block of Shizhuang in Qinshui basin over 4 years, the characteristics of gas production curve were analyzed. The matching of gas production curve with reservoir parameters was further analyzed. The paper discovered and divided the gas production curve into four types: type of fast rising of single peak, type of stable rising of single peak, bimodal type of being low later and bimodal type of being high later. The original permeability, dynamic condition, and fracturing effect control the characteristics of gas production curve. The reservoir parameters of the type of fast rising of single peak has high gas content(>12 m3/d), high permeability(>0.1×10-3μm2), high specific value of critical desorption pressure and reservoir pressure(>0.4). This kind of curve is easy to cause sharp drop of gas production in the peak period. The type of stable rising of single peak is applicable in a wide range of reservoir conditions. Gas production of bimodal type of being low of is usually lower than other types. The gas production curve is poorly matched to the reservoir characteristics. The bimodal type of being high later is suitable for wells with better fracturing effect and have lower requirements for reservoir parameters. Gas production growth rate of the back peak determines the gas production effect. On the basis of above analysis, the reservoir is divided into seven types, which has important guiding significance for the implementation of the “one well and one scheme” drainage system in the study area and its adjacent blocks.

vertical coalbed methane wells; gas production curve characteristic; reservoir condition; matching; Qinshui basin

National Science and Technology Major Project(2017ZX05064-005)

韓文龍，1991年生，男，河北唐山人，博士研究生，從事非常規(guī)油氣地質(zhì)及開發(fā)研究工作. E-mail：hanwl0417@126.com

韓文龍，王延斌，劉度，等. 煤層氣直井產(chǎn)氣曲線特征及其與儲(chǔ)層條件匹配性[J]. 煤田地質(zhì)與勘探，2019，47(3)：97–104.

HAN Wenlong，WANG Yanbin，LIU Du，et al.The matching of gas production curve characteristic and reservoir conditions in vertical coalbed methane wells[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(3)：97–104.

1001-1986(2019)03-097-08

P618. 11

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.03.016

2018-05-25

國家科技重大專項(xiàng)課題(2017ZX05064-005)

(責(zé)任編輯 范章群)