煤層氣儲層動態(tài)滲透率影響因素及排采管控措施

王 晴，楊 飛，龔偉成，徐天鑫，李一超

煤層氣儲層動態(tài)滲透率影響因素及排采管控措施

王 晴，楊 飛，龔偉成，徐天鑫，李一超

(長江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100)

排采管控方法對煤層氣儲層動態(tài)滲透率具有顯著影響。基于煤層氣井不同排采階段滲透率的主控因素，以提高和改善滲透率為目標(biāo)，提出了針對性的排采對策。井底流壓大于原始儲層壓力時，降壓速度為0.03~0.05 MPa/d，可降低壓裂液和速敏傷害；井底流壓在原始地層壓力和解吸壓力之間時，以小于0.03 MPa/d的速度降壓，避免加劇儲層“滲透率漏斗”；在解吸壓力以上0.2~0.3 MPa時開始以0.01 MPa/d速度降壓，在解吸壓力附近穩(wěn)壓排水30 d，解吸后套壓控制在0.2~0.3 MPa左右，避免兩相流造成的水相滲透率下降；提產(chǎn)段通過變速提產(chǎn)強化基質(zhì)收縮作用改善儲層滲透率；穩(wěn)產(chǎn)段主要通過單位壓降增產(chǎn)量來確定合理的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量，實現(xiàn)煤層氣井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。現(xiàn)場試驗表明，該方法取得了較好的應(yīng)用效果。

煤層氣井；動態(tài)滲透率；排采方法；降壓速度；排采階段

1 排水段

排水段是指煤層氣井投產(chǎn)后至解吸前的階段，該階段煤基質(zhì)中吸附態(tài)甲烷沒有解吸，主要以排水降壓為主，稱為排水段，但實際上煤層氣井在解吸后仍需要長期排水，為了更加突出其排水特征，將該階段仍稱為排水段。

1.1 井底流壓大于原始地層壓力

煤層氣儲層滲透率低，必須通過水力壓裂才能獲得工業(yè)氣流，大量壓裂液注入煤層導(dǎo)致井筒附近儲層壓力高于原始儲層壓力，壓裂液注入對煤層氣產(chǎn)出造成不利影響。首先，活性水壓裂液礦化度低于煤層水礦化度，注入煤層會引起煤層中黏土礦物水化膨脹，導(dǎo)致煤層滲透率降低。不同滲透率煤樣在壓裂液中浸泡實驗結(jié)果表明(圖1)，煤樣滲透率隨浸泡時間增加而降低，浸泡30 d以上時，滲透率下降幅度變緩，趨于穩(wěn)定，如煤樣原始滲透率為0.5 ×10–3μm2，浸泡30 d時滲透率下降至約0.15×10–3μm2，滲透率下降了70%；原始滲透率為0.15×10–3μm2時，浸泡30 d時滲透率下降66.7%。因此，為了避免儲層滲透率傷害，在壓裂完成后，應(yīng)該盡快返排壓裂液，在井底流壓大于儲層原始壓力時應(yīng)該快速降壓，一般降壓速度為0.03~0.05 MPa/d，返排壓裂液，避免滲透率傷害。由于我國煤層氣多為低壓–常壓儲層，這一階段也為返排壓裂液階段。

圖1 壓裂液浸泡時間與滲透率關(guān)系

1.2 井底流壓在原始地層壓力和解吸壓力之間

該階段儲層滲透率主要受應(yīng)力敏感性影響，因此，該階段排采管控以降低儲層應(yīng)力敏感性傷害為主要目標(biāo)。許多學(xué)者通過實驗研究認為煤儲層滲透率與有效應(yīng)力成負指數(shù)關(guān)系[11-12]，表達式如式(1)所示。

式中：i為不同有效應(yīng)力時的滲透率，0為煤樣初始滲透率，10–3μm2；e為有效應(yīng)力，MPa；為應(yīng)力敏感性因子，MPa–1。

以樊莊區(qū)塊南部為例，取煤樣進行應(yīng)力敏感性測試，儲層初始滲透率0為0.59 ×10–3μm2，應(yīng)力敏感性系數(shù)為0.63 MPa–1，以該數(shù)據(jù)進行儲層應(yīng)力敏感性計算。

假設(shè)煤層氣儲層為均質(zhì)、等厚、各向同性儲層，在煤層氣井投產(chǎn)后，在排采不同時間、距井筒不同距離處的儲層壓力(,)可以用式(2)計算[13]。

式中：i為時刻煤層氣井的泄流半徑，即壓降波及半徑，m；為距煤層氣井筒的距離，m；w為井筒半徑，m；i為初始地層壓力，MPa，該值可以通過試井測試獲得；w為井底流壓，MPa，可以通過井底壓力計直接讀取。

(2)對動漫行業(yè)典型人物進行訪談。典型人物訪談側(cè)重對其個人成長與奮斗經(jīng)歷的了解與認識，并與自己的職業(yè)生涯規(guī)劃相聯(lián)系，撰寫2000字左右的訪談報告。

式(2)中的時刻煤層氣井的泄流半徑i可通過式(3)計算得到[14]。

式中：為煤層氣井排采時間；為儲層孔隙率；w為液體黏度；t為煤層綜合壓縮系數(shù)。

將沁水盆地南部現(xiàn)場參數(shù)0=0.59×10–3μm2、w=0.2 m、i=5 MPa、w1 mPa·s、5%、t= 0.044 MPa–1代入式(3)，計算得到不同時刻煤層氣井的泄壓半徑i，進而將所得到的數(shù)據(jù)代入式(2)，分別計算排采時間為50、100和300 d時，距井筒不同位置處儲層壓力分布情況，如圖2a所示。將樊莊區(qū)塊南部測試得到的應(yīng)力敏感性參數(shù)0=0.59×10–3μm2、=0.63 MPa–1代入式(1)，得到樊莊區(qū)塊南部有效應(yīng)力與儲層滲透率變化關(guān)系式；利用該關(guān)系式和圖2a所示儲層壓力分布情況，可計算得到不同排采時間、距井筒不同位置處儲層滲透率的分布情況(圖2b)。

圖2 不同排采時間儲層壓降漏斗與滲透率漏斗

圖2b表明，排采時間相同時，距井筒越近，儲層滲透率下降程度越大，距井筒越近儲層滲透率越低。如排采時間為50、100、200 d時，距井筒50 m處儲層滲透率分別降至0.09×10–3、0.08×10–3和0.07×10–3μm2。這是由于排采時間相同時，距井筒越近，儲層壓力越低，有效應(yīng)力越高，導(dǎo)致滲透率的傷害程度越大。因此，排采時間相同時，儲層存在“滲透率漏斗”，即離井筒越近滲透率越低，從壓降未波及區(qū)到井筒呈“漏斗”形。

由于滲透率漏斗存在，導(dǎo)致距離井筒越近的儲層滲透率越低，形成了一個低滲區(qū)帶，嚴重阻礙煤層排水降壓和壓降漏斗擴展，因此，為了最大限度地降低儲層在井筒附近滲透率傷害，提高排水降壓效率，在此階段應(yīng)該采用較慢的降壓速度，一般小于0.03 MPa/d，避免井筒附近井底流壓下降幅度過大、滲透率過低。

2 解吸段

同樣，采用與上述相同的沁水盆地南部現(xiàn)場參數(shù)進行數(shù)值模擬，得到不同降壓速度條件下儲層壓力分布情況(圖3)，該井解吸壓力為3 MPa時，則降壓速度分別為0.03、0.05、0.07和0.1 MPa/d時對應(yīng)的解吸半徑分別為21.6、16、10和7.6 m，表明降壓速度越慢，解吸面積越大。因此，在煤層氣井解吸壓力以上0.2~0.3 MPa時應(yīng)該進一步降低降壓速度，一般為0.01 MPa/d，以擴大煤層氣井解吸范圍。

圖3 不同降壓速度對壓降擴展影響

另外，煤層氣井解吸后進入兩相流動階段，兩相流動將導(dǎo)致水相滲透率大幅降低(圖4)，不利于儲層壓降漏斗的擴展，如果煤層氣井過早進入兩相流階段，則單井解吸面積較小，不利于后期長期穩(wěn)產(chǎn)。因此，在解吸壓力附近應(yīng)該保持井底流壓略高于解吸壓力，維持單相流動，避免兩相流動，穩(wěn)定排水30 d左右，進一步擴大儲層壓降擴展和解吸范圍。

圖4 煤層氣儲層氣水相對滲透率

在煤層氣井進入兩相流動階段后，含氣飽和度與水相相對滲透率成反比，如圖5所示，含氣飽和度越高，氣體占據(jù)的滲流空間越大，水相滲流阻力越大，水相相對滲透率越低，越不利于排出煤層水。

圖5 含氣飽和度對水相相對滲透率影響示意

樊莊區(qū)塊南部煤儲層相對滲透率曲線如圖4所示，由圖4數(shù)據(jù)表明，煤層氣儲層含水飽和度由37%上升至100%，即含氣飽和度由63%降低至0，水相相對滲透率由0.59幾乎降至為0。煤層氣井產(chǎn)氣量越高、套壓越高，儲層中含氣飽和度越高，水相相對滲透率越低，因此，在煤層氣井解吸后，為了保持較高的水相相對滲透率，一方面應(yīng)該盡可能保持較低的套壓，以保持較低的含氣飽和度和較高的水相相對滲透率，在煤層氣解吸后應(yīng)該及時打開套管閘門放氣，將套壓維持在0.2~0.3 MPa；另一方面應(yīng)避免在等滲點飽和度處長期排采，等滲點飽和度處氣、水相對滲透率相同，但是二者滲透率之和最低，因此，氣、水產(chǎn)出整體處于低效階段，應(yīng)在解吸初期保持較低的含氣飽和度，持續(xù)擴大壓降擴展范圍，在穩(wěn)定產(chǎn)氣以后快速提高產(chǎn)量以大幅提高含氣飽和度，提高氣相滲透率，以便于大幅產(chǎn)氣。

3 提產(chǎn)段

煤層氣井解吸放氣后，隨著井底流壓的進一步降低，煤層氣井開始進入提產(chǎn)階段，提產(chǎn)階段主要通過變速提產(chǎn)使儲層供氣量與產(chǎn)氣量相平衡來保持和改善儲層滲透率。

圖6為樊莊區(qū)塊南部等溫吸附曲線及依據(jù)等溫吸附曲線得到的解吸效率曲線。解吸效率為單位壓降甲烷解吸量，通過等溫吸附曲線的一階導(dǎo)數(shù)求得。

圖6表明，儲層壓力越低，甲烷解吸效率越高，且解吸效率隨著儲層壓力降低急劇升高，如壓力為2.5 MPa時，解吸效率為3.2 m3/t/MPa，而當(dāng)壓力降至0.5 MPa時，解吸效率達到10.9 m3/t/MPa，這表明隨著儲層壓力持續(xù)降低，煤層氣井的解吸效率大幅提高，煤層供氣能力也大幅提高。另外，隨著煤層氣甲烷不斷解吸產(chǎn)出，基質(zhì)收縮作用增強，且該作用能夠有效克服應(yīng)力敏感性導(dǎo)致的滲透率傷害，因此，隨著氣體不斷解吸產(chǎn)出，儲層滲透率不斷提高[15]。因此，為了充分釋放單井產(chǎn)能，充分發(fā)揮基質(zhì)收縮作用，保持和改善滲透率，應(yīng)該采用變速提產(chǎn)的方法，在提產(chǎn)初期慢速提產(chǎn)，隨著井底流壓的下降提產(chǎn)速度應(yīng)該持續(xù)增加。

圖6 煤層氣井等溫吸附曲線及解吸能力

圖7為X井變速提產(chǎn)產(chǎn)量曲線，數(shù)據(jù)表明該井日產(chǎn)氣量隨著生產(chǎn)時間持續(xù)增加，且增量越來越大，充分釋放了單井產(chǎn)能，最高產(chǎn)量達到3 500 m3/d以上。

圖7 X井變速提產(chǎn)日產(chǎn)氣曲線

4 穩(wěn)產(chǎn)段

穩(wěn)產(chǎn)氣量預(yù)測是穩(wěn)產(chǎn)段排采管控最重要的任務(wù)，如果穩(wěn)產(chǎn)氣量過低則單井產(chǎn)能不能充分釋放且經(jīng)濟效益較低；如果穩(wěn)產(chǎn)氣量過高，則穩(wěn)產(chǎn)時間較短，導(dǎo)致最終采收率降低。因此，合理的穩(wěn)產(chǎn)氣量對煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)具有決定性作用。單位壓降增氣量表征煤層氣井的實際產(chǎn)能的變化，隨著壓力降低，單位壓降增氣量先增加后降低(圖8)，這是由于儲層壓力降低初期，生產(chǎn)壓差增大導(dǎo)致產(chǎn)量增加，當(dāng)井底流壓降低到一定程度時，近井筒地帶氣體大量產(chǎn)出，遠端氣體成為主要供給來源，由于距井筒遠，生產(chǎn)阻力大，隨著壓力降低單位壓降增氣量越來越小，直至開始下降。因此，單位壓降增產(chǎn)量與井底流壓曲線的最高點對應(yīng)的日產(chǎn)氣量即為穩(wěn)產(chǎn)氣量。

圖8 Y井單位壓降增氣量示意

5 現(xiàn)場應(yīng)用

Z井為沁水盆地樊莊區(qū)塊南部高階煤煤層氣井，位于構(gòu)造斜坡帶，實測含氣量27 m3/t，試井得到儲層壓力為3.8 MPa，儲層滲透率為0.44×10–3μm2，解吸壓力為2.98 MPa。該井綜合生產(chǎn)曲線如圖9所示。

圖9 Z井綜合排采曲線

該井壓裂投產(chǎn)后起抽壓力為4.5 MPa，比儲層壓力增加0.7 MPa，主要由于壓裂液注入導(dǎo)致，在井底流壓大于3.8 MPa時采用0.1 MPa/d的降壓速度快速返排壓裂液，降低壓力液對儲層的傷害；當(dāng)井底流壓降至3.8 MPa以后，為了避免應(yīng)力敏感性傷害，采用0.03 MPa/d的降壓速度排采，解吸前累產(chǎn)水量達到159 m3；在臨界解吸壓力附近，采用0.002 MPa/d的降壓速度排采，避免甲烷解吸形成兩相流，降低儲層滲透率；在該井解吸后采用低套壓排采，套壓控制在小于0.1 MPa范圍內(nèi)進行排采，保持水相滲透率，該階段日產(chǎn)水量保持在3.2 m3左右，并未出現(xiàn)明顯的下降；進入提產(chǎn)階段后，首先以30~50 m3/d的提產(chǎn)速度進行提產(chǎn)，直到該井日產(chǎn)氣量達到1 300 m3，此時井底流壓降至2.1 MPa左右，具備了大幅提產(chǎn)的能力，此時以70~100 m3/d的速度提產(chǎn)，直至日產(chǎn)氣量達到預(yù)測穩(wěn)產(chǎn)氣量2 800 m3，目前該井井底流壓為1.37 MPa，具備長期穩(wěn)產(chǎn)的能力。與相鄰老井相比，應(yīng)用新排采方法的Z井穩(wěn)產(chǎn)期日產(chǎn)氣量增加1.5倍，累計產(chǎn)氣量增加0.8倍。這表明，本文提供的排采管控方法能夠有效保持和改善儲層滲透率，能夠?qū)崿F(xiàn)煤層氣井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

6 結(jié)論

a. 井底流壓大于原始地層壓力時，壓裂液浸泡是儲層滲透率傷害的主因，應(yīng)該快速降壓返排壓裂液，同時應(yīng)該避免速敏傷害，排采速度在0.03~0.05 MPa/d較為合適。井底流壓在原始地層壓力和解吸壓力之間時，應(yīng)力敏感性是儲層滲透率傷害的主因，排采時間相同時，煤儲層形成“滲透率漏斗”，井底流壓下降速度越快，井筒附近滲透率越低，因此，應(yīng)該以小于0.03 MPa/d的速度降壓。

b. 解吸段排采的主要目標(biāo)是避免兩相流造成的水相滲透率下降，進一步擴大解吸面積。該階段降壓速度越慢，解吸面積越大，在解吸壓力以上0.2~0.3 MPa時開始以0.01 MPa/d速度降壓；將井底流壓穩(wěn)定在解吸壓力附近，穩(wěn)定壓力排水30 d；解吸后采用低套壓排采，套壓控制在0.2~0.3 MPa。從而降低兩相流對水相相對滲透率的傷害，提高水相相對滲透率，擴大解吸范圍。

c. 提產(chǎn)段主要靠擴大基質(zhì)收縮作用改善儲層滲透率，提產(chǎn)速度越快，產(chǎn)出氣體越多，滲透率改善程度越高；隨著井底流壓降低，儲層解吸效率和供氣能力提高，主要通過變速提產(chǎn)使儲層供氣量與產(chǎn)氣量相平衡來保持和改善儲層滲透率。穩(wěn)產(chǎn)段主要通過單位壓降增產(chǎn)量來確定合理的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量，實現(xiàn)煤層氣井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

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Influencing factors of the dynamic permeability of CBM reservoir and CBM well drainage control measures

WANG Qing, YANG Fei, GONG Weicheng, XU Tianxin, LI Yichao

(College of Geosciences,Yangtze University, Wuhan 430100, China)

The drainage and production control method has significant impact on the permeability of coalbed methane reservoir. Based on the main control factors of the permeability at different stages of drainage and production of coalbed methane wells, this paper puts forward targeted drainage and production countermeasures with the goal of improving the permeability. When the bottom-hole flow pressure was greater than the original reservoir pressure, the step-down velocity was between 0.08 and 0.1 MPa/d to reduce fracturing fluid and velocity-sensitive damage. When the bottom hole flow pressure was between reservoir pressure and desorption pressure, the pressure could be reduced at a rate less than 0.03 MPa/d to avoid aggravating the “permeability funnel” of the reservoir. When the desorption pressure was 0.2-0.3 MPa, the pressure decreased at the rate of 0.01 MPa/d. When the pressure was stabilized for 30 days near the desorption pressure, the casing pressure was controlled at about 0.2- 0.3 MPa after desorption, so as to avoid the decrease of water-phase permeability caused by two-phase flow. The permeability of reservoir was improved by increasing matrix shrinkage with variable speed. In the stable production period, the reasonable stable production could be determined by increasing production per unit pressure drop to achieve long-term high and stable production of CBM wells. The field test shows that the method is effective.

CBM well; dynamic permeability; drainage and mining method; depressurization rate; stage of drainage

TE371

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2020.02.018

1001-1986(2020)02-0114-06

2019-10-07；

2019-11-14

國家自然科學(xué)基金項目(41872178)；國家科技重大專項課題(2017ZX05064-003)

National Natural Science Foundation of China(41872178)；National Science and Technology Major Project(2017ZX05064-003)

王晴，1993年生，女，河北任丘人，碩士，從事地震勘探與儲層預(yù)測等研究. E-mail：earth9900@sohu.com

王晴，楊飛，龔偉成，等. 煤層氣儲層動態(tài)滲透率影響因素及排采管控措施[J]. 煤田地質(zhì)與勘探，2020，48(2)：114–119.

WANG Qing，YANG Fei，GONG Weicheng，et al. Influencing factors of the dynamic permeability of CBM reservoir and CBM well drainage control measures[J]. Coal Geology & Exploration，2020，48(2)：114–119.

(責(zé)任編輯 范章群)