QNDN1井煤層氣排采的流體效應分析

傅雪海 秦 勇 韋重韜 汪吉林 周榮福

1.中國礦業大學資源與地球科學學院 2.煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室

QNDN1井煤層氣排采的流體效應分析

傅雪海1,2秦 勇1,2韋重韜1,2汪吉林1,2周榮福1,2

1.中國礦業大學資源與地球科學學院 2.煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室

為了研究煤層氣排采時原位煤儲層流體的動態效應,基于煤儲層動水孔隙度、含氣飽和度等儲層物性實測成果,結合中國第一口地面多分支煤層氣水平井——QNDN1井的排采數據,通過氣、水產能及儲層壓力曲線的耦合分析,探討了煤層氣井排采時儲層壓力的傳播特征;估算了煤層氣單井排采范圍內的重力水量,水溶氣、游離氣量;劃分了煤層氣井排采的游離氣運移階段和煤層氣的解吸階段;指出煤層氣排采流體效應的主要影響因素是儲層壓力和受煤孔徑結構控制的煤層氣解吸特征。該研究成果對煤層氣井排采制度的確定具有指導意義。

煤層氣 排采效應 重力水 游離氣 采收率 QNDN1多分支水平井 解吸特征 儲層壓力

通常將煤層氣井的氣產量劃分為衰減型、上升型、低產穩定型、高產穩定型4種曲線類型[1],或將煤層氣井分為A類井(日平均產氣量大于1 000 m3)、B類井(日平均產氣量為700～1 000 m3)和C類井(日平均產氣量小于700 m3)3種類型[2]。而對于氣產量、水產量、儲層壓力降的耦合分析及單井排采范圍內重力水量、水溶氣、游離氣量的研究尚未見諸報道。

QNDN 1井是由亞美大寧能源有限公司組織、奧瑞安公司設計的中國第1口地面多分支煤層氣水平井,位于沁水煤田晉城礦區內,由1個主井眼、12個分支組成,在煤層中進尺7 685 m,入煤率達90%[3]。由于該井未進行試井、壓裂等人工改造,煤層頂底板未被壓裂破壞,煤層氣排采流體響應來自于煤儲層本身。該井完井后一直連續排采,氣、水產能記錄較全,有利于研究排采的動態流體效應。

1 排采的流體效應

1.1 地質背景

QNDN1井所在區域地質構造簡單,煤層呈向北傾的單斜,主要煤層為山西組的3#煤層,太原組的15#煤層。該井是在3#煤層中鉆進的多分支水平井,結合鄰近直井及樣品室內實驗測試,確定3#煤層的物性參數為:埋深184 m,厚度5.15 m,儲層溫度為17℃,地下水礦化度約為800 mg/L,朗格繆爾體積(VL)為45.0 m3/ t,朗格繆爾壓力(pL)為2.7 MPa,平衡水含量為8.74%,含氣量為15.00 m3/t,滲透率為18.5 mD。孔隙度為4.29%、動水孔隙度為為0.9%(動水孔隙度占總孔隙度的20.98%)。鏡質組反射率為4.5%,煤類為無煙煤3#。

1.2 流體效應

煤層氣排采的流體源于3#煤層本身,既有煤層中的重力水,也有煤層中的水溶氣、游離氣和吸附氣。

QNDN1井自排采以來至2008年1月27日,累計產水1 877.5 m3,最大日產水量為22.3 m3,平均日產水量為1.63 m3。排采96 d后產水量低于5 m3/d,排采670 d后產水量低于2 m3/d,排采720 d后產水量低于1 m3/d(圖1)。

QNDN1井自排采以來至2008年1月27日,累計產氣21.3×106m3,最大日產氣量為40 830 m3,平均日產氣量為18 465 m3。排采77 d后產氣量突破5 000 m3/d,隨后一直徘徊在20 000 m3/d左右,排采926 d后產氣量大于30 000 m3/d,排采1 144 d后產氣量又逐漸下降至20 000 m3/d左右,如圖2所示。

圖1 產水量排采曲線圖

圖2 產氣量排采曲線圖

2 分析與討論

2.1 排采流體相態分析

2.1.1 排采水

估算QNDN 1井的排采面積S為0.5 km2,則3#煤層重力水由式(1)計算為23 175 m3(煤層傾角低于15°,未計算斜面積)。

式中:W為重力水量,m3;S為排采面積,km2;h為煤層厚度,m;φP為動水孔隙度,%;α為煤層傾角,(°)。

2.1.2 排采氣

2.1.2.1 水溶氣

水溶氣量由式(2)計算,甲烷溶解度據3#煤層特征與傅雪海相應儲層水礦化度、溫度和壓力模擬成果估算為0.52 m3甲烷/m3水[4-5],則QNDN1井排采面積S在0.5 km2內,水溶氣量計算為12 051 m3。

式中:Gw為水溶氣量,m3;λ為甲烷溶解度,m3甲烷/ m3水。

2.1.2.2 游離氣

水是不可壓縮流體,則游離氣量由式(3)、(4)進行計算。

式中:Vg′為壓力 pg(氣壓)、溫度 T狀態下的游離氣量,m3;φH為埋深 H下煤的孔隙度,%;Sg為游離氣飽和度,%;Vg為標準狀態(p0=0.101 325 M Pa、T0=0℃)下的游離氣量,m3;T為儲層溫度,℃。

1)埋深 H下的孔隙度

樣品實測視密度為1.56 g/cm3,真密度為1.63 g/ cm3(比重瓶法),計算無應力狀態下的孔隙度為4.29%,埋深 H下的孔隙度通過物理模擬得出(圖3),即

式中:σv為體積應力,M Pa。

圖3 大寧煤樣不同體積應力下的孔隙度圖

QNDN1井3#煤層埋深184 m,由式(6)、(7)計算體積應力(三向主應力的平均值)為2.82 M Pa,由式(5)得φH=3.67%。

式中:σg為垂向應力,M Pa;r為地層平均密度,g/cm3,取值2.3 g/cm3;H為煤層埋深,m;σhg為垂直應力在水平方向產生的分應力,M Pa;λ為側壓系數;α為畢奧特系數;p為孔隙壓力,M Pa;v為泊松比,取值0.3。

2)游離氣飽和度

儲層氣壓為0.5 MPa(大寧礦同埋深實測瓦斯壓力),則單體體積(1 m3)煤的飽和游離氣量由式(3)、(4)計算為1.30 m3/m3煤,即為0.84 m3/t;由朗格繆爾公式(8)計算單位體積煤的飽和吸附氣量為17.00 m3/t。

式中:Va為飽和吸附氣量,m3/t;p為儲層壓力,M Pa。

實測3#煤層氣含量(包括游離氣與吸附氣)為15.00 m3/t,儲層狀態下游離氣與吸附氣處于動平衡,則儲層含氣飽和度為84.1%。QNDN 1井排采面積S在0.5 km2內,游離氣量計算為2.823 91×106m3,吸附氣為36.8×106m3。

2.2 采收率分析

基于實測含氣量和朗格繆爾參數,由式(9)計算出煤層氣臨界解吸壓力為1.35 M Pa。

式中:pcd為臨界解吸壓力,M Pa;V實為實測含氣量, m3/t。

枯竭壓力(pad)為0.7 M Pa、0.5 M Pa、0.3 M Pa下,由式(10)計算出的理論采收率分別為38.2%、53.1%、70.0%。

至2008年1月27日,實際采收率為53.8%,此時井底壓力約為0.5 M Pa,與計算的理論采收率相當。現今該井已采氣枯竭,估計采收率達到70%,也就是說水平井的枯竭壓力約為0.3 M Pa。

2.3 排采階段劃分

QNDN 1井排采過程中(包括停排階段)最大的井底壓力為1.64 M Pa(圖4,筆者認為其為實際的儲層壓力),排采第二天就開始連續產氣,產氣壓力為1.40 M Pa,排采至第77 d,井底壓力開始低于0.95 M Pa(后期因故未排水的情況除外),正是從這天開始產氣量突破了5 000 m3/d。此時,煤層氣井累計產水558.72 m3,累計產氣69 857.2 m3,排采水量占排采面積內總重力水量的2.41%,則排采水面積內的水溶氣量為290.4 m3,游離氣量為68 056.2 m3,水溶氣量加游離氣量與此時累計產氣量正好相當。因此,認為此時煤儲層處于臨界解吸階段,0.95 M Pa就是實際的臨界解吸壓力(計算的臨界解吸壓力為1.35 M Pa,煤層氣解吸產出后,要克服井筒摩阻、水的摩阻等阻力,一般導致實際臨界解吸壓力小于計算的臨界解吸壓力)。據此,筆者把煤層氣井排采分為排水階段(第1天);水溶氣量與游離氣量排采階段(第2～77天);解吸氣排采階段(第78天開始)。

圖4 儲層壓力變化曲線圖

2.4 排采流體效應的影響因素

QNDN 1井排采呈現的流體效應主控因素是儲層壓力,耦合分析圖1、圖2、圖4可以發現,在排采140 d、270 d、525 d、585 d、820 d前后,煤層氣井因故未排水,儲層壓力升高,氣產量明顯下降。儲層流體連續、穩定供給依靠儲層壓力的傳播,而后者又受控于煤儲層滲透率,本井范圍內滲透率達18.5 mD。因此, QNDN1井排采呈現出高氣產能的流體效應。

在煤層氣排采過程中,當儲層壓力、水產量處于連續穩定下降階段時,氣產量仍然呈現出較大的波動,其影響因素是煤層氣的解吸特征,最終受控于煤的孔徑結構。煤中顯微裂隙(壓汞孔徑D>10 000 nm)和各孔徑(大孔:1 000 nm

3 結論

QNDN 1多分支水平井連續4年多的排采實踐表明:該井煤儲層含氣飽和度高,滲透率高,動水飽和度低,煤層氣產量高,且持續、穩定;排采流體來源于煤儲層本身,前兩個半月為重力水、水溶氣、游離氣排采階段,兩個半月后進入大規模吸附氣解吸階段;煤層氣、水產能受控于儲層壓力降,煤層氣產能波動受控于不同煤孔徑段內的煤層氣解吸;水平井的排采率約為70%,枯竭壓力約為0.3 M Pa。

圖5 大寧煤樣比容積與顯微裂隙和各孔徑結構的關系圖

圖6 大寧煤樣比表面積與顯微裂隙和各孔徑結構的關系圖

表1 大寧煤樣比容積特征表1)

表2 大寧煤樣比表面積特征表1)

[1]葉建平.水文地質條件對煤層氣產能的控制機理與預測評價研究[D].北京:中國礦業大學,2002.

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An analysis of fluid effect during coalbed methane drainage in the well QNDN1

Fu Xuehai1,2,Qin Yong1,2,Wei Chongtao1,2,Wang Jilin1,2,Zhou Rongfu1,2
(1.School of Resource and Earth Science,China University of M ining and Technology,Xuzhou,Jiangsu 221116,China;2.Key Laboratory of Coalbed M ethane Resources and Reservoir Form ation Process,M inistry of Education,China University of M ining and Technology,Xuzhou,Jiangsu 221008,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 6,pp.48-51,6/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

In o rder to study the dynamic effects of in-situ fluids in coal beds during coalbed methane(CBM)drainage,the physical p roperties of coal reservoirs such as flow ing-water po rosity and gas saturation are measured.In addition,the drainage data of the well QNDN1,the firstmulti-lateral horizontal CBM well in China,are collected.Based on these data,p ropagation of reservoir p ressure during CBM drainage is studied through co rrelative analysisof gas and water p roductivity and reservoir p ressure.Gravity water volumes,water-soluble gas and free gas volumesw ithin single well drainage area are calculated.Free gasmigration stages and CBM desorp tion stages are defined.It ispointed out that coalbed p ressure and CBM deso rp tion features controlled by coal’saperture structure are themajor facto rs influencing fluid effectsof CBM drainage.The resultsof this study can be used to guide the design-making of CBM drainage scheme.

coalbed methane,drainage effect,gravity water,free gas,recovery ratio,multi-lateral horizontal well of QNDN 1,de-so rp tion feature,coalbed p ressure

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)煤層氣項目(編號:2009CB219605)、國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”(編號:2008ZX05034-04)和2008年度江蘇省“青藍工程”中青年學科帶頭人項目。

傅雪海,1965年生,教授,博士生導師;1987年畢業于原中國礦業學院;現從事能源地質教學與科研工作。地址: (221116)江蘇省徐州市中國礦業大學資源與地球科學學院。E-mail:fuxuehai@163.com

傅雪海等.QNDN1井煤層氣排采的流體效應分析.天然氣工業,2010,30(6):48-51.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.013

2010-04-05 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.013

Fu Xuehai,p rofesso r,was born in 1965.He is engaged in teaching and research of energy geology.

Add:Xuzhou,Jiangsu 221116,P.R.China

E-mail:fuxuehai@163.com